中国石油天然气集团公司钻井液技术规范

中国石油天然气集团公司钻井液技术规范

第一章总则

第一条钻井液技术是钻井技术的重要组成部分，直接关系到钻探工程的成败和效益。为提高钻井液技术和管理水平，保障钻井工程的安全和质量，满足勘探开发需要，特制定本规范。

第二条本规范主要内容包括：钻井液设计，现场作业，油气储层保护，钻井液循环、固控和除气设备，泡沫钻井流体，井下复杂的预防和处理，钻井液废弃物处理与环境保护，钻井液原材料和处理剂的质量控制与管理，钻井液资料管理等。

第三条本规范适用于中国石油天然气集团公司所属相关单位的钻井液技术管理。

第二章钻井液设计

第一节设计的主要依据和内容

第四条钻井液设计是钻井工程设计的重要组成部分，主要依据包括但不限于以下几方面：

1、以钻井地质设计、钻井工程设计及其它相关资料为基础，依据有关技术规范、规定和标准进行钻井液设计。

2、钻井液设计应在分析影响钻探作业安全、质量和效益等因素的基础上，制定相应的钻井液技术措施。主要有：地层岩性、地层应力、地层岩石理化性能、地层流体、地层压力剖面（孔隙压力、坍塌压力与破裂压力）、地温梯度等信息；储层

保护要求；本区块或相邻区块已完成井的井下复杂情况和钻井液应用情况；地质目的和钻井工程对钻井液作业的要求；适用的钻井液新技术、新工艺；国家和施工地区有关环保方面的规定和要求。

第五条钻井液设计内容主要包括：邻井复杂情况分析与本井复杂情况预测；分段钻井液类型及主要性能参数；分段钻井液基本配方、钻井液消耗量预测、配制与维护处理；储层保护对钻井液的要求；固控设备配置与使用要求；钻井液仪器、设备配置要求；分段钻井液材料计划及成本预测；井场应急材料和压井液储备要求；井下复杂情况的预防和处理；钻井液 HSE 管理要求。

第二节钻井液体系选择

第六条钻井液体系选择应遵循以下原则：满足地质目的和钻井工程需要；具有较好的储层保护效果；具有较好的经济性；低毒低腐蚀性。

第七条不同地层钻井液类型选择

1、在表层钻进时，宜选用较高粘度和切力的钻井液。

2、在砂泥岩地层钻进时，宜选用低固相或无固相聚合物钻井液；在易水化膨胀坍塌的泥页岩地层钻进时，宜选用钾盐聚合物等具有较强抑制性的钻井液。

3、在地层破裂压力较低的易漏地层钻进时，宜选用充气、泡沫、水包油等密度较低的钻井液；在不含硫和二氧化碳的易漏地层钻进时，也可采用气体钻井。

4、在大段含盐、膏地层钻进时，根据地层含盐量和井底温度情况，宜选用过饱和、饱和或欠饱和盐水聚合物等钻井液，也可选用油基钻井液。

5、在高温高压深井段钻进时，宜选用以磺化类抗高温处理剂为主处理剂的抗高温、固相容量大的水基钻井液，也可选用油基钻井液。

6、在储层钻进时，宜选用强抑制性聚合物

钻井液、无固相聚合物钻井液、可循环微泡沫钻井液或油基钻井液等，并严格控制钻井液高温高压滤失量。

第三节钻井液性能设计项目

第八条水基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。

表1 水基钻井液设计性能参数项目表项目一开二开三开四开五开密度（g/cm3）√ √ √ √ √ 漏斗粘度（s）√ √ √ √ √ 塑性粘度（ mPa、s）√ √ √ √ 静切力

10s/10min （Pa）√ √ √ √ 泥饼（mm）√ √ √ √ 泥饼粘附系数√ √ √ √ 固相含量（体积%）√ √ √ √ 流性指数（n）√ √ √ √

[K+]（mg/L）（钾盐体系适用）√ √ √ √

[CL-]（mg/L）”为可选内容。

第九条油基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。

表2 油基钻井液设计性能参数项目表项目一开二开三开四开五开密度（g/cm3）√ √ √ √ √ 漏斗粘度（s）√ √ √ √ √ 塑性粘度（mPa、s）√ √ √ √ 静切力

10s/10min （Pa）√ √ √ √ 石灰碱度（mL）√ √ √ √ √ 破乳电压（V）√ √ √ √ √ 水相盐浓度√ √ √ √ √ 固相含量（体积%）√ √ √ √ 注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。

第四节水基钻井液主要性能参数设计

第条密度

1、钻井液密度设计应以裸眼井段地层最高孔隙压力为基准，再增加一个安全附加值。油井附加值：0、05～0、1g/cm3或

1、5～

3、5MPa；气井附加值：

0、07～0、15g/cm3或

3、0～

5、0MPa。

2、在保持井眼稳定、安全钻进的前提下，钻井液密度的安全附加值宜采用低限；对高压水层、盐膏层等特殊复杂地层及塑性地层，宜采用密度附加值高限。

3、在塑性地层钻进时，依据上覆岩层压力值，确定合理的钻井液密度。

第一条抑制性根据地层理化特性确定钻井液类型，以钻井液抑制性室内评价结果为依据，确定钻井液配方中钻井液抑制剂种类和加量。水基钻井液抑制性评价推荐方法见附录1。

第二条流变性

1、根据钻井液体系、环空返速、地层岩性以及钻速等因素，确定钻井液粘度和动切力。

2、在确保井眼清洁的前提下，宜选用较低的粘切值。

3、钻速快导致环空当量密度增加时，宜适当提高钻井液粘度和动切力。

4、在造斜段和水平段钻进时，宜保持钻井液较高的动切力和较高的低转速（3rpm 和6rpm）读值。

第三条滤失量

1、从地层岩性、地层稳定性、钻井液抑制性以及是否为储层等因素综合考虑，合理控制钻井液的滤失量。

2、在高渗透性砂泥岩地层、易水化坍塌泥岩地层采用水基钻井液钻进时，钻井液 API 滤失量宜控制在5mL 以内。

3、在水化膨胀率小、渗透性低、井壁稳定性好的非油气储层段采用水基钻井液钻进时，可根据井下情况适当放宽 API 滤失量。

4、高温高压深井段施工中，在较稳定的非油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜小于25mL；在井壁不稳定井段和油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜控制在15mL 以内。

5、在非油气储层段采用强抑制性钻井液钻进时，可根据井下情况适当放宽钻井液高温高压滤失量。

第四条固相含量

1、应最大限度地降低钻井液劣质固相含量。低固相钻井液的劣质固相含量宜控制在2%（体积百分数）以内；钻井液含砂量宜控制在 0、5%（体积百分数）以内。

2、在储层井段钻进时，含砂量宜控制在 0、2%（体积百分数）以内。

第五条碱度

1、不分散型钻井液的 pH 值宜控制在

7、5～

8、5；分散型钻井液的 pH 值宜控制在8～10；钙处理钻井液的 pH 值宜控制在

9、5～11；硅酸盐钻井液的 pH 值宜控制在11 以上。

2、在含二氧化碳气体地层钻进时，钻井液的 pH 值宜控制在

9、5 以上，含硫化氢气体地层钻进时，钻井液的 pH 值宜控制在10～11。

3、水基钻井液滤液酚酞碱度（P f）宜控制在

1、3～

1、5mL。饱和盐水钻井液滤液酚酞碱度（P f）宜控制在

1mL；海水钻井液滤液酚酞碱度（P f）宜控制在

1、3～

1、5mL。深井抗高温钻井液滤液甲基橙碱度（M f）与滤液酚酞碱度之比值（M f/Pf）宜控制在3 以内，不宜超过5。

第六条水基钻井液抗盐、钙（镁）污染与抗温能力

1、在含盐、膏地层和存在高压盐水地层钻进时，应根据钻井液抗盐、钙（镁）污染能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。

2、在高温高压深井段钻进时，应根据钻井液抗温能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。

3、水基钻井液抑制性、抗盐、钙（镁）污染与抗温能力评价推荐方法详见附录1。

第五节油基钻井液基油选择和主要性能参数设计

第七条基油的选择

1、宜选择芳香烃含量较低、粘度适中的矿物油作基油，如柴油、白油等。

2、选用柴油作基油时，闪点和燃点应分别在82℃和93℃以上，苯胺点应在60℃以上。

第八条油水比选择应综合考虑钻井液保护储层要求和成本因素，选择合理的油基钻井液油水比或全油基钻井液。

第九条水相活度控制

1、油包水乳化钻井液宜使用盐水作为内相，调节钻井液水相活度与地层水活度相当。

2、根据钻井液水相活度控制要求、各类盐调节水活度能力以及所需盐类的供应情况等因素选择盐的类型和浓度。饱和氯化钠盐水可控制最低的水相活度为 0、75 以下；饱和氯化钙盐水可控制最低的水相活度在 0、4 以下。

第二条破乳电压

1、油基钻井液破乳电压是乳化体系稳定性的重要参考指标,破乳电压越高，乳状液越稳定。

2、油包水乳化钻井液破乳电压应在400v 以上，含水量小于3%的全油基钻井液破乳电压应在2000v 以上。

第二一条密度按照本规范第条执行。

第六节油气层保护设计

第二二条保护油气层设计的依据主要有：储层岩石矿物组成和含量；主要储集空间特征（储层岩石胶结类型、孔隙连通特性，孔喉大小、形态与分布，裂隙发育程度），孔隙度、渗透率、饱和度等参数，储层孔隙压力、破裂压力、地应力、地层温度以及地层水分析数据，速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏、应力敏感性等评价数据。

第二三条根据油气储层的不同特点和完井方式，采取合理的储层保护技术措施。

第二四条储层保护材料和加重材料应尽可能选用可酸溶、油溶或采用其它方式可解堵的材料。

第二五条储层钻进时，应尽量降低钻井液固相含量，严格控制钻井液滤失量和，改善泥饼质量。API 滤失量宜小于5mL，高温高压滤失量宜小于15mL。

第二六条钻井液碱度、滤液矿化度和溶解离子类型应与地层具有较好的配伍性，避免造成储层碱敏、盐敏和产生盐垢损害。

第二七条按照 SY/T6540《钻井液完井液损害油层室内评价方法》进行钻完井液储层损害室内评价。

第七节钻井液原材料和处理剂

第二八条钻井液原材料和处理剂应具有符合通用规范要求的技术文件（Specifications）和安全技术文件（MSDS）。

第二九条钻井液原材料和处理剂应满足地质录井的特殊要求。

第三条作业所在国家和地区的法律法规明令禁止的有毒、有害材料不应设计使用。

第三一条在满足作业需要前提下，应选用性价比较高的钻井液原材料和处理剂。

第八节钻井液设计的管理

第三二条钻井液设计应由具有相应钻井工程设计资质的单位承担，设计审批应参照中油工程字

【xx】

274 号《中国石油天然气集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见》中的相关要求执行。

第三三条钻井液作业应严格按设计执行。

第三四条需变更钻井液设计时，应按原设计审批程序办理设计修改或制定补充设计。

第三章钻井液现场作业

第一节施工准备

第三五条钻井液现场作业人员应具有相应岗位资格，熟悉施工井地质设计与钻井工程设计，掌握钻井液设计，并向其它现场作业人员进行钻井液技术交底。

第三六条钻井液循环系统、固控和除气设备应按 SY/T6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》的相关要求进行配备和安装。

第三七条钻井液实验仪器、设备和试剂的配置和钻井液性能检测应按照 GB/T16783《钻井液现场测试》的相关要求执行。

第三八条钻井液原材料和处理剂应按时到位，分类摆放，标示清楚，具有腐蚀性等对人体有害的处理剂要有标识，现场储放应满足“防雨、防潮、防晒、防冻”要求。

第二节预水化膨润土浆与处理剂胶液配制

第三九条分析作业现场钻井液用水矿化度，根据需要在配浆、配液前对钻井液用水进行软化处理。

第四条预水化膨润土浆的配制

1、在专用配浆罐中加入60～80%（体积百分数）水。

2、按配方要求向配浆罐中依次加入所需烧碱、纯碱，搅拌溶解15 分钟后，使用剪切泵加入所需膨润土粉。

3、配制完成后应持续搅拌水化16h 以上。预水化膨润土浆粘度宜控制在120s 以上。

第四一条钻井液处理剂胶液的配制

1、在处理剂胶液配制罐中加入80～90%（体积百分数）水。

2、使用剪切泵均匀加入计算量的处理剂，保持搅拌直到充分水化溶解。

第三节淡水钻井液配制

第四二条按第四条、第四一条的方法，分别配好预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，按配方混合并搅拌循环均匀。

第四三条检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。

第四节盐水钻井液配制

第四四条配制方法之一

1、按第四条、第四一条的方法，准备好预水化膨润土浆（或在用钻井液）和钻井液处理剂胶液，将预水化膨润土浆（或在用钻井液）与配制的处理剂胶液按配方混合，搅拌均匀，保持钻井液膨润土含量（MBT 值）在设计低限。

预水化膨润土浆应采用抗盐土配制。

2、经加料漏斗均匀加入氯化钠或氯化钾干粉。粘度切力升高时，可降低加入速度，保持搅拌循环，也可加入降粘剂调整钻井液粘度和切力。

3、检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。

4、若采用在用钻井液配制盐水钻井液，应先加强钻井液净化并调整钻井液膨润土含量（MBT 值）在盐水钻井液配方设计的低限值。

第四五条配制方法之二

1、根据钻井液的矿化度和所需钻井液的总体积，计算出所需的氯化钠或氯化钾干粉、烧碱、纯碱、膨润土粉和其它处理剂的加量。

2、按计算浓度和体积分别在不同的专用配制罐中完成所需盐水、预水化膨润土浆与处理剂胶液。

3、将预水化膨润土浆缓慢均匀加入盐水中，同时按比例加入处理剂胶液，保持搅拌，混合均匀后继续搅拌或循环至少2 小时以上。

4、检测钻井液性能，根据需要加入处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。

第五节水包油乳化钻井液配制

第四六条水包油乳化钻井液可使用水或处理剂胶液作为外相，也可使用预水化膨润土浆或水基钻井液作为外相。

第四七条向外相流体中加入流型调节剂、降滤失剂、乳化剂，搅拌循环均匀后，按照设计比例混入矿物油（柴油、原油等），并循环搅拌均匀。

第四八条调整钻井液性能至设计范围内。

第六节油基钻井液的配制

第四九条油包水乳化钻井液配制

1、按配方计算和准备配制钻井液所需的材料：油，水，氯化钙干粉，乳化剂，生石灰，降滤失剂，有机土等。

2、按配方比例在配制罐中加入所需的油、水。在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢加入氯化钙干粉、乳化剂、有机土、降滤失剂、生石灰，加完后应继续搅拌2h 以上至混合均匀。

3、缓慢、均匀加重，密度达到配方要求后应继续搅拌2h，然后测定性能。

4、检测钻井液性能，加入处理剂胶液调节钻井液性能至设计范围内。

第五条全油基钻井液的配制

1、在配制罐中加入所需的油，保持搅拌和循环，按配方依次加入有机土、乳化剂、降滤失剂、生石灰等，加完后应继续搅拌2h 以上至混合均匀。

2、加重按第四九条第三款执行。

3、检测钻井液性能，加入处理剂或处理剂胶液调节钻井液性能至设计范围内。

第七节钻井液性能检测

第五一条按照 GB/T16783《水基钻井液现场测试程序》和GB/T16782《油基钻井液现场测试程序》进行现场钻井液性能检测。

第五二条正常钻进时，每1h 检测一次钻井液密度和漏斗粘度，4～8h 检测一次中压滤失量和泥饼质量，每12h 检测一次钻井液全套常规性能；采用盐水钻井液钻进或含盐地层钻进时，每24h 检测一次钻井液滤液氯、钙、钾离子浓度（钾离子浓度测定仅针对钾盐钻井液体系）。特殊情况下，应加密检测。

第五三条钻开油、气、水层，应严格按照井控相关规定，加密测量钻井液密度，监测油、气、水后效。

第五四条井底温度（T 底）大于100℃时，每24h 检测一次钻井液高温高压滤失性能，特殊情况下，须加密测量。井底温度（T 底）和井底循环温度（T 循）确定方法如下：

1、T 底应以实测为主，也可选用地温梯度法进行预测：

T 底（℃）=地面平均温度（℃）+［地温梯度（℃/m）×垂直井深（m）］其中，地面平均温度为地表以下100m 处恒温层的温度。

2、 T 循可采取以下经验推算法：

T 循（℃）＝T 出（℃）+垂直井深（m）/168。其中，T

出为2 个循环周后的钻井液出口温度。

第五五条油基钻井液每12h 检测一次全套性能。每次处理钻井液后，应检测电稳定性和高温高压滤失量。

第五六条定期搅拌、循环储备的加重钻井液，检测并维护钻井液性能，保持储备钻井液的良好的流动性和沉降稳定性。

第八节现场检测仪器与设备

第五七条现场钻井液实验检测仪器、设备与试剂，应按下表要求进行配备。

表3 现场钻井液检测仪器与设备基本配置表作业井深（米）序号仪器设备名称≤20002000～4500 ≥4500 备注密度计(量程＜

2、0g/cm3)(台)

2221 密度计(量程＜

3、0 g/cm3)(台)

222 超高密度井2 漏斗粘度计（台）2223 六速旋转粘度计（台）1114 API 失水仪（套）1115 固相含量测定仪（台）1116 含砂量测定仪（套）1117 pH 计/试纸（套）1118 高温高压失水

仪（套）1119 泥饼粘附系数测定仪（套）111 定向井和水平井10 小型滚子加热炉（台）1 不少于2个老化罐11 膨润土含量测定装置、试剂（套）11112 钙、镁、氯离子、碱度分析装置、试

剂（套）11113 钾离子分析装置、试剂（套）111 用于钾盐钻井

液14 秒表（个）222152000mL 钻井液杯（个）122～4 搪瓷或不锈钢16 电动搅拌机（40～60W）（台）11217 高速搅拌器（套）11218 电加热器（220V1000W）（个）11119 氮气瓶（个）11120 破乳电压仪（台）111 油基钻井液21 电子天平（0、1 克）（台）11122 计算机（台）111 打印机（台）111第五八条钻井液测量仪器应按规定定期校验，并建立测量仪器检验校核档案。校验不合格的仪器不能使用。

第五九条化学分析试剂应在有效期内。

第九节现场钻井液维护与处理的基本原则

第六条应根据钻井液性能检测结果及井下情况，及时对钻井液进行维护处理，满足钻井作业需要。

第六一条钻井液处理应遵循均匀、稳定的原则。宜在套管或稳定井段内，对钻井液实施体系转换或大型处理。实施前应做小型实验，避免处理不当造成井下复杂或成本上升。

第六二条钻进过程中，应按钻井液配方及时补充处理剂，保证钻井液中处理剂浓度和配比。水基钻井液中所使用的聚合物等不易溶解物质应提前配制成胶液，充分溶解后使用。

第六三条提高固控设备（振动筛、除砂器、除泥器或清洁器、离心机）使用率，减少钻井液劣质固相累积。

第六四条使用油基钻井液时，应防止雨水、冲洗设备水等外来水进入钻井液，影响油基钻井液性能。

第六五条电测及下套管前，应调整钻井液性能至设计范围内。

第节水基钻井液性能维护与处理

第六六条密度的调整

1、根据现场作业情况，可选择加强固控设备使用率降低固相含量、加入处理剂胶液或混入相同体系、较低密度的钻井液等方法降低钻井液密度。

2、宜采用加入加重材料和混入一定比例的加重钻井液等方法提高钻井液密度。常用加重材料有重晶石、铁矿粉、石灰石粉等。提高钻井液密度时，应注意以下几点：

a、提高钻井液密度前，宜先使用机械式净化设备清除劣质固相，然后加入处理剂胶液，使钻井液膨润土含量和固相含量保持在设计范围低限。b 、加重材料应经加重装置按循环周均匀加入，每个循环周密度提高值宜控制在 0、02～0、04g/cm3之间（井涌和溢流压井时除外）。c 、高密度钻井液需提高密度时，宜加入适量的润滑剂改善钻井液润滑性。d 、提高钻井液密度后，应循环调整钻井液性能至设计范围内。

3、可使用水溶性盐类作为提高盐水钻井液密度的加重材料。

第六七条流变性的调整

1、应根据钻井液体系特点以及引起钻井液流变性变化的原因，确定安全、经济、高效的维护处理方式。

2、加入处理剂过量或粘土固相过高造成

粘度和切力升高时，宜加入水或处理剂胶液、提高固控设备使用率等方式处理。

3、盐钙侵污染造成粘度和切力升高时，宜加入纯碱和抗盐、抗钙降粘剂处理。

4、由于处理剂高温降解失效或减效，导致粘度和切力升高时，宜加入耐温性更强的降粘剂处理。

5、钻井液中加入增粘剂或预水化膨润土浆，可迅速有效提高钻井液粘度和切力。

第六八条滤失量的控制

1、根据钻井液中膨润土含量和固相含量，确定钻井液滤失量调整方案。

2、控制钻井液高温高压滤失量，加入钻井液降滤失剂外，宜配合使用2%以上浓度的天然沥青或天然沥青改性类处理剂控制钻井液高温高压滤失量。

3、根据钻井液体系特点，以及钻井液抗盐和抗温能力要求，以“安全、经济、高效”为原则，优选钻井液降滤失剂。

第六九条劣质固相含量的控制宜采用增强钻井液抑制性、提高固控设备使用效率、加入处理剂胶液和定期清理沉砂罐等方法控制钻井液中劣质固相的累积。

第七条酸碱度的调整应根据钻井液类型和特点调整钻井液的酸碱度。宜采用烧碱水提高钻井液碱度。钻大段水泥塞时，宜

采用碳酸氢钠溶液和高效的抗钙降粘剂、降滤失剂降低水泥污染，并保持钻井液碱度。

第七一条盐水侵的处理钻井液受到大量地层盐水侵污后，宜根据侵污程度适当排放受污染的钻井液，或加入适量纯碱、烧碱和抗盐降粘剂、降失水剂等处理剂转化成盐水钻井液。

第七二条钙、镁侵的处理钻井液受到大量钙、镁盐离子污染后，宜加入适量纯碱、烧碱和抗盐、抗钙的降粘剂、降失水剂等处理剂，转化为钙处理钻井液。

第七三条油气侵的处理钻井液发生油气侵污染时，宜采用液气分离器或除气器除气，加入乳化剂、消泡剂，并根据井下情况提高钻井液密度等方法处理。

第七四条酸性气体侵的处理

1、发生二氧化碳气体侵入时，应及时加入生石灰、烧碱等材料处理，控制钻井液 pH 值至

9、5 以上，并提高钻井液密度。

2、进入含硫化氢地层前，应保持钻井液 pH 值在10-11 之间，并加入除硫剂进行预处理。

3、发现硫化氢侵入钻井液后，应加大除硫剂用量，保持钻井液 pH 值在10-11 之间，并适当提高钻井液密度。

第一节油基钻井液性能维护与处理

第七五条油基钻井液流变性的调整

1、采用调节钻井液油水比、加入有机土和降粘剂等方式可调整钻井液流变性。

2、提高振动筛、除砂器、除泥器（清洁器）和离心机等固控设备的使用率，尽可能使用80 目以上筛布，避免钻井液中钻屑等有害固相增加导致粘度和动切力升高。

3、发生二氧化碳侵污造成钻井液粘度和动切力升高时，可使用石灰和乳化剂处理，维持钻井液石灰碱度在

1、5～

2、5mL，并提高钻井液密度。

4、发生硫化氢侵污时，应加入除硫剂进行除硫处理，并保持钻井液石灰碱度在

2、5mL 以上。

第七六条油基钻井液滤失量的控制

1、采用增大乳化剂加量的方式增强乳状液稳定性，降低油基钻井液滤失量。

2、加入有机土、油基钻井液降滤失剂等处理剂降低滤失量。

第七七条油基钻井液电稳定性的控制

1、外来水进入钻井液导致油基钻井液电稳定性降低时，应加入油、乳化剂等，提高钻井液电稳定性。