油基钻井液条件下,固井施工时受限于井眼条件、前置液顶替排量与用量等施工因素,界面上的残余油基钻井液无法实现理想的顶替清洗,进而影响水泥环的本体强度发展与界面胶结质量,目前的研究中仅以提高隔离液润湿反转效率的解决思路较为局限。为此,本文针对界面残余油质问题,赋予水泥浆吸油能力,室内研制了一套吸油型固井水泥浆体系,并对吸附剂的选择与基础性能、吸油型水泥浆体系的工程性能、含油条件下的常规力学性能、水化形貌、水化反应速率及浆体中的油水分布特点、孔隙结构等进行了实验研究分析,探讨了吸附剂的吸附作用机理,为油基钻井液条件下固井水泥环的封固质量提供了进一步的可靠保障,研究结果如下:通过试验筛选,选取了一种适用于G级油井水泥的层状晶体硅酸盐材料。为对吸附剂原料中的层状晶体成分进行提纯,采用高温烘焙与酸化的方法使原料中的菱铁矿杂质成功去除,提纯后的吸附剂比表面积由277.34 m2/g提升至333.11 m2/g,表面润湿性表现为较强的亲油性。吸油型水泥浆密度于1.81-1.98g/cm3可调,水泥石抗压强度较高,未受吸附剂明显影响,工程性能优异,完全满足固井施工;水化产物未发现大量新的结晶产物,仅生成少量低结晶度的镁黄长石,水泥石结构致密。由油基钻井液与白油对水泥浆的影响差异试验,发现油基钻井液中的白油组分,对水泥浆水化反应的不利影响占主要作用,故采用白油进行吸油效能评价。吸油效能评价实验中,在相同含油比例条件下,同龄期的吸油型水泥浆的抗压强度与界面胶结强度发展明显高于净浆水泥,水化性能参数同比均表现较好,浆体早期水化中电导率值较高,水化速率较快。水化速率的差异由含油水泥浆体中油水两相的分布紧密相关,通过碘化钾中I元素的标识,在CT断层扫描与三维重构分析发现,吸油型水泥浆相比于净浆水泥,结构孔隙中水相分布更为均匀,未见孔径100μm以上的非含水孔聚集现象,水化凝结程度高;结合核磁共振测试,结构体中孔隙的孔径整体小于50lμm,25%含油水泥浆孔隙度仅为34%,变化幅度同比较小。综上试验分析,在吸附剂与油相的静电物理吸附作用下,油滴逐渐被吸附分散,水泥灰的水化反应环境恢复正常,水泥石的本体强度与界面胶结质量得到极大改善。