Preparation and Performance Evaluation of Raspberry-Like Polymer Nano-Micro Plugging Agent
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摘要:
为解决硬脆性泥页岩地层井壁失稳问题，国内外通过乳液聚合方法研发了纳微米封堵剂，但在应用过程中存在纳微米尺寸不易保持、钻井液易起泡等问题。为此，以苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯作为聚合反应单体，二乙烯基苯作为聚合反应内交联剂，以淀粉纳米粒子为乳液稳定剂，通过Pickering乳液聚合法制备了一种用于水基钻井液的树莓状纳微米封堵剂（即表面吸附淀粉纳米粒子的交联P（St−co−MMA）微球）。对树莓状纳微米封堵剂的粒子直径、形貌及结构特点进行了表征分析，并对其性能进行了室内评价试验，结果发现，树莓状纳微米封堵剂能显著降低聚合物氯化钾钻井液的API滤失量和渗透封堵仪（PPA）滤失量，可有效封堵地层纳微米级孔隙，解决了钻井液的起泡问题，且对钻井液流变性能影响较小，能够满足页岩油气钻井井壁稳定的需求。
Abstract:In order to solve the problem of wellbore instability in hard and brittle shale formations, nano-micro plugging agents have been developed in China and abroad by emulsion polymerization method. However, the nano-micro size of the plugging agent during application is difficult to maintain, and the drilling fluid is easy to foam. To this end, styrene and methyl methacrylate were used as monomers for polymerization, and divinylbenzene was used as an internal crosslinking agent for polymerization, with starch nanoparticles as emulsion stabilizers. A raspberry-like nano-micro plugging agent (i.e. raspberry-like crosslinked P (St-co-MMA) microspheres with starch nanoparticles adsorbed on the surface) was prepared by Pickering emulsion polymerization method for water-based drilling fluids. The particle size, morphology, and structure characteristics of crosslinked P(St-co-MMA) microspheres were characterized and analyzed, and their performance was evaluated in laboratory tests. The results show that the crosslinked P (St-co-MMA) microspheres can significantly reduce the American Petroleum Institute (API) filtrate loss and permeability plugging apparatus (PPA) filtrate loss of polymer potassium chloride drilling fluid and effectively plug the micron pores of the formation. The foaming problem of drilling fluid is solved, and the rheological property of drilling fluid is less affected, which can meet the needs of wellbore stability of shale oil and gas formation.
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塔里木油田跃满西区块三开井段自上而下钻遇石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系，钻至奥陶系一间房组顶面以下2.00～4.00 m中完，中完井深在7 500 m左右，井底温度达到140 ℃。其中，志留系柯坪塔格组地层破碎、易漏、易塌，奥陶系铁热克阿瓦提组存在高压盐水层，三开井段存在CO32–/HCO3–污染，奥陶系桑塔木组钻遇1 000.00 m左右水敏性泥岩，导致钻井液劣质土相增加[1-4]。钻井液高温增稠、CO32–/HCO3–污染和劣质土污染，导致钻井液黏切增大，起下钻易诱发柯坪塔格组井漏，引起钻井液液柱压力发生变化，导致井眼失稳和地层出盐水，甚至发生卡钻。但是，目前国内使用的深井高温磺化钻井液普遍存在高温增稠、CO32–/HCO3–和劣质土污染后增稠，无法满足优快钻井要求。为此，在分析该油田跃满西区块地层特征和钻井液增稠难题的基础上，参考深水钻井液恒流变理论[5-7]，研制出一种抗污染能力强、具有高温恒流变特性的钻井液。现场试验表明，该钻井液可以解决该区块面临的钻井液技术难点，减少井下复杂情况，达到优快钻井的目的。
1. 钻井液技术难点
1）安全密度窗口窄。跃满西区块深部井段钻井液安全密度窗口仅0.02～0.03 kg/L[8]，溢、漏、塌同层，要求钻井液的流变性能稳定和较低的循环压耗，防止发生井漏从而引起井塌、盐水侵甚至卡钻。
2）高温增稠。深井钻井液在高温条件下普遍存在增稠现象[9-11]。起下钻过程中需要分段循环处理钻井液，甚至会出现开泵困难、憋漏地层的现象，井底返出钻井液黏切大，处理困难。
3）CO32–/HCO3–污染。钻井液中的CO32–/HCO3–主要来源于地层流体和钻井液添加剂自身，为了避免其对钻井液流变性能产生影响，往往在钻井液中加入含钙处理剂进行处理，以降低钻井液中的CO32–/HCO3–浓度。但采用钙处理方法有利有弊，会使滤失量增大，还存在高温钝化现象，更不适合处理高浓度CO32–/HCO3–污染[12-13]。
4）劣质土污染。钻遇水敏性泥页岩时，钻井液不可避免地会受到地层劣质土的污染，随着钻井液使用时间的增长，劣质土相增多，在高温作用下增稠现象愈加明显。
2. 高温恒流变钻井液的研制
2.1 研制思路
针对钻井液高温增稠问题，构建了以抗高温聚合物降滤失剂APS220和新型高温稳定剂HTS220为主剂的高温恒流变钻井液体系。APS220是一种主链上有多侧链和磺酸基的聚合物，侧链因位阻效应可使聚合物具有较高的热稳定性，在分子链中引入磺酸基可以提高分子的抗盐性[14]，加入抗高温聚合物能显著降低钻井液中抗高温磺化材料的浓度，减少高温交联；HTS220分子中含有大量羧酸基官能团，能吸附在黏土颗粒表面，形成稳定的扩散双电层，对胶体的高温去水化作用进行保护，使钻井液更加稳定，防止其高温去水化[15]。在该体系中加入氯化钾和胺基等电解质抑制剂，以对胶体的扩散双电层进行压缩，防止其过度分散增厚；钾离子和胺基离子还会抑制钻井液中的黏土，防止其过度水化分散。即通过抗高温聚合物降滤失剂、高温稳定剂和电解质抑制剂的协同作用，来保证该钻井液体系的高温稳定性。同时，因其在高温条件下具有恒流变特性，其动切力和静切力等流变性能随温度升高变化幅度较小，具有较好的抗CO32–/HCO3–和抗劣质土污染性能，可避免钻井液高温增稠带来的各种井下复杂情况。
2.2 主要试剂性能评价及加量确定
2.2.1 降滤失剂APS220
为了评价APS220的降滤失效果，配制了2种钾聚磺钻井液（1#配方：4.0%膨润土+0.5%NaOH+8.0%SMP-3+8.0%SPNH+1.0%阳离子沥青粉+0.5%胺基抑制剂+5.0%KCl+2.0%润滑剂+重晶石粉；2#配方：4.0%膨润土+0.5%NaOH+0.5%APS220+4.0%SMP-3+4.0%SPNH+1.0%阳离子沥青粉+0.5%胺基抑制剂+5.0%KCl+2.0%润滑剂+重晶石粉；钻井液密度均为1.40 kg/L），对其性能进行了对比分析，结果见表1。
表 1 APS220性能评价结果Table 1. Performance evaluation of APS220配方 塑性黏度/
（mPa·s）动切力/Pa 旋转黏度计读数 静切力/Pa API滤失量/
mL高温高压
滤失量/mLpH值 试验条件 ϕ6 ϕ3 初切 终切 1# 28 4.0 2.0 1.0 1.0 8.0 1.4 12.0 10.5 热滚前 35 10.0 13.0 12.0 6.0 20.0 2.6 22.0 8.5 热滚后 2# 25 2.0 1.0 0.5 0.5 4.0 1.6 14.2 10.5 热滚前 31 6.5 8.0 7.0 3.0 12.0 3.2 26.0 9.0 热滚后 注：热滚条件为180 ℃×16 h，流变性能测试温度为60 ℃，高温高压测试温度为180 ℃。 从表1可以看出，1#和2#配方的高温高压滤失量相差不大，2#配方热滚后的流变性优于1#配方，说明APS220具有良好的抗高温性能，能显著降低钾聚磺钻井液体系中磺化降滤失剂的浓度。
试验结果表明，0.5%的APS220就可以将磺化材料浓度降低一半，加量过小达不到预期效果，加量大则黏度效应偏高。因此，上述试验APS220的加量为0.5%，后续配制钻井液时其加量也为0.5%。
2.2.2 高温稳定剂HTS220
添加APS220，虽然能显著降低钻井液体系中磺化材料的浓度，但体系的高温稳定性能较差。因此，在配方2#的基础上又添加了HTS220（钻井液密度1.40 kg/L），评价了不同加量下HTS220对钻井液高温稳定性能的影响，结果见表2。
表 2 HTS220性能评价结果Table 2. Performance evaluation of HTS220HTS220
加量，%塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa旋转黏度计读数 静切力/ Pa API滤失量/
mL高温高压
滤失量/mLpH值 试验条件 ϕ6 ϕ3 初切 终切 0 25 2.0 1.0 0.5 0.5 4.0 1.6 14.2 10.5 热滚前 31 6.5 8.0 7.0 3.0 12.0 3.2 26.0 9.0 热滚后 0.5 24 2.5 2.0 1.0 1.0 4.0 1.6 14.0 10.0 热滚前 28 5.5 7.0 6.0 3.0 10.0 3.6 25.4 9.0 热滚后 1.0 20 4.0 3.0 2.0 2.0 9.0 1.3 13.2 9.5 热滚前 18 3.0 3.0 2.0 2.0 8.0 3.4 18.4 7.5 热滚后 2.0 20 2.0 2.0 1.0 1.5 4.5 1.2 12.6 9.5 热滚前 15 2.0 2.0 1.0 1.5 6.0 3.2 15.8 7.5 热滚后 2.5 22 2.5 2.0 1.5 2.0 6.0 1.2 12.8 9.5 热滚前 18 3.0 3.0 2.0 2.0 6.5 3.1 16.0 7.5 热滚后 注：热滚条件为180 ℃×16 h，流变性能测试温度为60 ℃，高温高压测试温度为180 ℃。 从表2可以看出，HTS220加量为1.0%就能满足钻井液的高温恒流变特性，当加量达到2.5%时，钻井液的流变性能和高温高压滤失量下降幅度变小。为了保证该钻井液体系具有一定的抗CO32–/HCO3–和抗劣质土污染的性能，确定其加量为2.0%。
2.3 高温恒流变钻井液基本配方
根据塔里木油田跃满西区块深部高温钻井液需要解决的技术问题，从钻井液的高温恒流变特性、抗CO32–/HCO3–污染和抗钠膨润土污染3方面对其恒流变性能进行了评价。综合评价结果，得到高温恒流变钻井液基本配方为：4.0%膨润土粉+ 0.5%NaOH+0.5%APS220+4.0%SMP-3+4.0%SPNH+1.0%阳离子沥青粉+0.5%胺基抑制剂+5.0%KCl+2.0%HTS220+2.0%润滑剂+重晶石粉。
3. 高温恒流变钻井液性能评价
3.1 高温恒流变性
高温增稠是深井钻井液的常见现象，表现为钻井液的表观黏度、切力增大，特别是在起下钻后增幅更大[16]。因为对于深井而言，钻井液黏切越大，流动阻力越大，钻井液当量循环密度越高，也越容易憋漏安全密度窗口窄的长裸眼井段地层，造成井下复杂情况。为了评价高温恒流变钻井液（密度为1.40 kg/L，下同）的高温恒流变性能，测定其在不同温度的流变参数，结果见表3。
表 3 不同温度下高温恒流变钻井液的流变性评价结果Table 3. Rheological properties at different temperatures of the drilling fluid with constant rheology at high temperature热滚温度/
℃塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa旋转黏度计读数 静切力/ Pa API滤失量/
mL高温高压
滤失量/mLpH值 ϕ6 ϕ3 初切 终切 室温 20 2.0 2 1 1.50 4.50 1.2 9.5 100 20 3.0 4 3 2.50 7.00 1.0 4.2 9.5 120 18 2.5 3 2 1.75 6.00 1.4 4.6 9.0 140 18 3.0 3 2 2.00 6.00 2.2 8.5 8.5 160 17 3.5 3 2 2.00 6.50 2.6 12.2 7.5 180 15 2.0 2 1 1.50 6.00 3.2 15.8 7.5 注：热滚时间16 h，热滚后测试温度60 ℃，高温高压测试温度跟热滚温度一致。 从表3可以看出，该钻井液100与180 ℃时的塑性黏度比值为1.3，动切力比值为1.5，初切力比值为1.7，终切力的比值为1.2，具有很强的高温恒流变特性。随着温度升高，钻井液处理剂部分失效，高温高压滤失量明显增加，但钻井液的流变性能依然稳定。在实际应用中，随着井底温度升高，可以适当增加抗高温降滤失剂的加量，以控制高温高压滤失量。钻井液流变性能稳定，可以降低安全密度窗口较窄长裸眼井段发生井漏的风险。
3.2 抗CO32–/HCO3–污染性能
钻井液受CO32–/HCO3–污染的显著特征是黏切增大。为了考察高温恒流变钻井液的抗CO32–/HCO3–污染性能，分别用Na2CO3和NaHCO3模拟140 ℃温度下该钻井液受CO32–/HCO3–污染后的情况，以及该钻井液受污染并用CaO处理后的钻井液性能恢复情况，结果见表4。
表 4 高温恒流变钻井液抗CO32–/HCO3–污染性能评价结果Table 4. Resistance of the drilling fluid with constant rheology at high temperature to CO32–/HCO3– pollution试验配方 塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa旋转黏度计读数 静切力/ Pa API滤失量/
mL老化条件 ϕ6 ϕ3 初切 终切 基浆 20 2.0 2 1 1.5 4.5 1.2 热滚前 18 3.0 3 2 2.0 6.0 2.2 热滚后 基浆+1.0%Na2CO3 18 6.5 10 9 5.0 10.0 1.8 热滚前 20 7.0 10 9 5.0 8.5 2.6 热滚后 基浆+1.0%NaHCO3 19 4.5 5 4 3.5 9.0 1.0 热滚前 17 3.0 4 3 2.5 6.0 3.2 热滚后 基浆+1.0%Na2CO3 +1.0%NaHCO3 23 9.0 13 12 6.0 10.5 2.0 热滚前 27 9.5 15 13 6.5 12.0 4.2 热滚后 基浆+1.0%Na2CO3 +1.0%NaHCO3+
1.0%HTS220+0.5%CaO21 5.0 4 3 2.0 10.0 1.8 热滚前 17 3.0 3 2 2.0 8.0 3.8 热滚后 基浆+1.0%Na2CO3+ 1.0%NaHCO3+0.5%CaO 18 5.0 6 5 3.5 12.0 2.4 热滚前 23 8.0 10 8 6.0 15.0 4.0 热滚后 注：基浆即高温恒流变钻井液基本配方，下同；热滚条件为140 ℃×16 h。 从表4可以看出：基浆热滚前后的性能基本无变化；基浆中加入1.0%Na2CO3后，热滚前后的黏切均增大，主要表现为动切力和静切力增大明显，是典型的CO32–污染特征，但其热滚前后的流变性能基本无变化，说明该钻井液在CO32–污染条件下仍具有恒流变特性；HCO3–污染对钻井液的流变性影响不大；基浆被CO32–和HCO3–复合污染后，其流变性能变化明显，但加入1.0%HTS220和0.5%CaO后可以恢复，并且热滚前后的流变性能接近，没有出现钙处理后的钝化现象。单独用CaO处理CO32–/HCO3–复合污染后的热稳定性较差，热滚后增稠明显。最佳处理方法是用CaO降低钻井液中CO32–/HCO3–的浓度，用HTS220提高钻井液的高温稳定性。
3.3 抗钠膨润土污染
磺化钻井液中黏土的含量对钻井液的高温稳定性起着决定性影响，钻井液高温增稠与钻井液中黏土的含量有很大关系，特别是钻遇大段泥页岩时，钻井液不可避免地会受到劣质土的污染，当劣质土达到钻井液容量上限后，会影响钻井液的流变性能。为了评价高温恒流变钻井液的抗钠膨润土污染性能，测试了高温恒流变钻井液加入不同量纳膨润土（因钠膨润土中的有效黏土含量较劣质土要高很多，为便于开展模拟试验，选择钠膨润土作为评价土）热滚前后的性能，结果见表5。
表 5 高温恒流变钻井液抗钠膨润土污染性能评价结果Table 5. Resistance of the drilling fluid with constant rheology at high temperature to sodium bentonite钠膨润土加量，% 塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa旋转黏度计读数 静切力/ Pa 老化条件 ϕ6 ϕ3 初切 终切 0 20 2.0 2 1 1.5 4.5 热滚前 18 3.0 3 2 2.0 6.0 热滚后 5 21 3.5 4 3 2.0 7.5 热滚前 17 3.0 3 2 2.0 6.0 热滚后 10 22 4.0 4 3 2.0 9.0 热滚前 19 4.5 5 4 3.0 8.0 热滚后 注：老化条件140 ℃×16 h，测试温度60 ℃；关于钠膨润土加量，基浆用体积计算，加入的钠膨润土以质量计算。 由表5可知：钠膨润土对高温恒流变钻井液流变性能的影响不大，其动切力和静切力变化较小；当钠膨润土加量达到10%时，高温恒流变钻井液仍具有良好的高温稳定性，热滚前后的流变性能基本保持不变，说明该钻井液具有很强的抗钠膨润土污染能力，能满足高温深井安全钻井的要求。
4. 现场试验
高温恒流变钻井液在塔里木油田跃满西区块YM21X井和YM20X井（2口井的距离在5 km以内，井身结构和完钻层位相同，复杂井段相同）进行了现场试验，效果非常显著。
YM21X井采用四开井身结构，二开中完井深5 455.00 m，三开用ϕ215.9 mm钻头钻至井深7 510.00 m中完，使用的是钾聚磺钻井液。该井在三开钻井过程中出现钻井液高温增稠、CO32–/HCO3–污染（用CaO处理后，出现高温钝化现象）。因黏切大（见表6），该井在井深6 139.97，6 419.98和6 705.14 m处发生井漏，井漏后诱发了井眼失稳垮塌，导致下钻遇阻，需划眼。钻至井深6 936.00 m后转换为高温恒流变钻井液（转换过程：向井浆中加入2.0%KCl+2.0%HTS220+0.5%胺基抑制剂，在胶液中引入0.5%APS220，胶液配方调整为1.0%NaOH+0.5% APS220+4.0%SMP-3+4.0%SPNH），通过该方法提高钻井液的抑制性和高温稳定性后，井浆黏切逐步恢复正常，安全钻至中完井深。
表 6 YM21X井实钻钻井液性能Table 6. Performance of the drilling fluid in Well YM21X井深/m 密度/
（kg·L–1）漏斗黏度/
s塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mL离子质量浓度/（mg·L–1） 初切 终切 Cl– Ca2+ CO32– HCO3– 6 128.00 1.41 56 30 5.0 1.0 7.5 4.6 27 106 148 1 920 1 830 6 139.97 1.42 88 41 10.0 8.5 24.0 5.8 36 141 87 3 840 5 856 6 377.00 1.42 65 35 6.0 1.5 7.0 7.6 34 636 0 2 160 6 832 6 419.98 1.43 108 43 12.0 6.0 23.0 8.4 30 620 0 4 200 5 185 6 613.00 1.43 63 30 7.5 4.5 20.0 5.6 33 632 0 4 080 4 148 6 705.14 1.43 76 37 8.5 9.0 26.0 6.4 33 130 0 3 600 6 100 7 030.00 1.45 54 30 4.5 1.0 10.0 4.0 45 679 462 1 800 3 660 7 510.00 1.45 56 29 5.5 1.0 11.0 2.8 47 185 372 1 500 2 928 注：井温梯度为2.0 ℃/100m。 YM20X井在二开钻井液基础上，加入0.5%阳离子抑制剂+0.5%APS220+2.0%KCl+2.0%HTS220，转换成高温恒流变钻井液。钻进过程中，根据胶液消耗量补充抑制剂和高温稳定剂，钻至井深7 458.00 m停钻24 d，下钻通井正常、无阻卡，返出钻井液无明显增稠现象。该井全井段钻井液的动切力和静切力变化幅度很小（见表7），具有良好的高温恒流变特性，井底钻井液返出无明显增稠现象。三开钻进过程中未发生井漏、大段划眼等复杂情况。
表 7 YM20X井实钻钻井液性能Table 7. Performance of the drilling fluid in Well YM20X井深/m 密度/
（kg·L–1）漏斗黏度/
s塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mL离子质量浓度/（mg·L–1） 初切 终切 Cl– Ca2+ 5 969.00 1.29 59 31 9.0 2.0 8.0 4.4 27 000 480 6 706.00 1.42 62 28 8.0 2.0 11.0 4.4 34 000 120 7 226.00 1.46 58 27 5.5 1.5 8.0 3.2 36 000 300 7 458.00 1.46 59 30 6.0 1.5 6.0 3.0 31 000 200 7 479.00 1.46 56 23 8.0 2.0 8.0 2.4 30 700 120 注：YM20X井三开钻井液中CO32–质量浓度为1 800～2 880 mg/L，HCO3–质量浓度为2 196～4 880 mg/L。 5. 结论与建议
1）以抗高温聚合物降滤失剂APS220和新型高温稳定剂HTS220为主剂的高温恒流变钻井液，100与180 ℃时的塑性黏度比值为1.3，动切力比值为1.5，初切力比值为1.7，终切力比值为1.2，具有显著的高温恒流变特性，抗CO32–/HCO3–复合污染达到2%，抗钠膨润土污染达到10%。
2）现场试验表明，高温恒流变钻井液可以解决塔里木油田跃满西区块深部钻井液面临的技术难点，钻井液抗污染能力强、性能稳定，钻后井眼畅通，能降低窄安全密度窗口地层发生井漏的风险，达到优快钻井的目的。
3）高温恒流变钻井液现场试验井偏少，建议进一步在该区块进行现场试验和应用，并不断完善优化配方，提高其性能。
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图 1 表面交联改性淀粉纳米粒子的制备示意
Figure 1. Preparation of surface-crosslinked modified starch nanoparticles
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图 2 Pickering乳液聚合制备表面吸附淀粉纳米粒子的交联P（St-co-MMA）微球示意
Figure 2. Crosslinked P (St-co-MMA) microspheres with starch nanoparticles adsorbed on surface prepared by Pickering emulsion polymerization
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图 3 玉米原淀粉和淀粉纳米粒子的水分散液
Figure 3. Aqueous dispersion of corn starch and starch nanoparticles
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图 4 淀粉纳米粒子的动态光散射图谱
Figure 4. Dynamic light scattering (DLS) spectra of starch nanoparticles
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图 5 淀粉纳米粒子的电镜扫描结果
Figure 5. Scanning electron microscope (SEM) image of starch nanoparticles
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图 6 交联P（St-co-MMA）微球与淀粉纳米粒子的红外光谱图
Figure 6. Infrared spectra of crosslinked P (St-co-MMA) microspheres and starch nanoparticles
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图 7 交联P（St-co-MMA）微球的动态光散射图谱
Figure 7. DLS spectra of crosslinked P (St-co-MMA) microspheres
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图 8 交联P（St-co-MMA）微球的扫描电镜结果
Figure 8. SEM image of crosslinked P (St-co-MMA) microspheres
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图 9 树莓状交联P(St-co-MMA)微球的简化模型
Figure 9. Simplified model of raspberry-like crosslinked P (St-co-MMA) microspheres
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图 10 封堵剂加量对钻井液API滤失量的影响
Figure 10. Influence of addition of plugging agent on API filtrate loss of drilling fluid
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图 11 PPA试验前后砂盘表面形貌对比
Figure 11. Comparison of sand disc surface morphology before and after PPA test
表 1 树莓状纳微米封堵剂对聚合物氯化钾钻井液流变性的影响
Table 1 Influence of raspberry-like nano-micro plugging agent on rheological properties of polymer potassium chloride drilling fluid
树莓状纳微米
封堵剂加量，%表观黏度/mPa·s 塑性黏度/mPa·s 动切力/Pa 0 20 16.0 4.0 1 21 17.0 4.0 2 22 17.5 4.5 3 24 19.0 5.0 
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表 2 树莓状纳微米封堵剂及对比样的起泡性能评价结果
Table 2 Evaluation of foaming property of raspberry-like nano-micro plugging agent and comparison sample
封堵剂 封堵剂加量，% 发泡体积/mL 半衰期/min 基浆 0 6 2 树莓状 1.0 9 2 对比样 28 11 树莓状 3.0 14 5 对比样 53 24
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期刊类型引用(1)
1. 纪照生，袁国栋，晁文学，蒋金宝，白旺东. 塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术. 石油钻探技术. 2024(04): 8-14 . 
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