高温高密度完井液研究进展及应用现状

刘喜亮，丁 朋

（中海油田服务股份有限公司 油田化学事业部湛江作业公司，广东 湛江 524057）

随着勘探开发的不断进行，浅层油气田大多数都处于勘探开发的中后期，为满足经济发展对能源越来越大的需求与依赖，深井油气田开发逐渐成为石油天然气勘探开发的趋势。伴随井深增加，井底温度、压力逐渐升高，由此而来的高温、高压条件给完井液带来了诸多挑战。高温所带来的最直接也是最具挑战的问题之一，就是完井液助剂材料降解引起的大幅度降粘及交联引起的大幅度增稠甚至胶凝、固化等现象，进而影响完井液的稳定性[1]。高压力系数则要求钻完井液密度必须近平衡或过平衡于地层压力，以满足钻完井过程中的井下作业安全，继而推动钻完井液朝着高密度发展，而高密度则意味着高固相含量或高盐含量，直接影响完井液流变性能和储保性能[2,3]。如何在高温、高密度条件下获得优异性能的完井液体系是未来完井液领域的重点研发方向[4]。本文对目前比较常用的高温高压完井液体系进行梳理，以期为高温高压油气田完井液的开发提供指导与帮助。

1 有固相高温高密度完井液体系

有固相高温高密度完井液体系中固相通常指加重材料，比如石灰石粉、重晶石粉、铁矿粉、钛铁矿粉、方铅矿粉、微锰粉等[5]，根据密度不同，固相含量随之变化，高固相完井液体系甚至超过50%。这其中由于重晶石、方铅矿粉等为惰性固相，难以酸溶，多用于射孔完井中使用，而裸眼、筛管、砾石充填等完井方式早期多采用石灰石、铁矿粉、微锰粉等可酸溶材料作为有固相完井液加重剂，后期为简化完井工艺，提高储层保护效率，也逐渐朝无固相方向发展。

1.1 高温高密度聚磺完井液体系

在三磺钻完井液体系基础上，添加聚合物以形成的一类抗高温钻完井液体系在实践中常称为聚磺钻完井液体系，其既可作为钻井液使用，也可作为完井液使用。这种钻完井液体系通过使用聚合物（如80A-51、FA367、PAC141 和KPAM、PEG、MEG）及无机、有机盐类抑制剂，不仅保留了聚合物完井液在稳定泥岩井壁、抑制泥岩水化及提高机械钻速方面的优点，还通过使用分散剂（包括各种磺化类（SMP-1、SPNH 和SLSP）、褐煤类处理剂（XP-20K）以及磺化沥青（Soltex））等对完井液高温高压流变性进行了优化，使其抗温能力达到200～250℃[6]。舒勇等[7]在聚磺钻井液基础上引入匹配储层孔喉尺寸的复配暂堵剂形成一套聚磺完井液体系，可以形成易于返排的泥饼，做到预防井筒流体长期浸泡造成的损害；同时优选助剂材料，避免高分子侵入储层造成堵塞伤害；渗透率恢复值达到85.31%，储保效果良好。聚磺钻完井液体系早期广泛应用于新疆油气田完井及测试过程中，后期因聚磺材料降解困难影响储层渗透率而逐渐减少使用。

1.2 高温高密度海泡石完井液体系

海泡石是一种纤维状富镁粘土矿物，通俗讲就是一种纤维状含水硅酸镁，宏观外观像土块，又似皮壳状或条状，微观上观察则由无数细丝聚在一起排成片状，所以在升高温度后会发现其结构由条形状转变为薄片状，这一特点使其能更好地控制流变性和滤失量，非常适合用于高温钻完井液体系中[8]。王松等[9]根据海泡石这一特性，构建了一套抗高温高密度完井液体系：4.0%海泡石+2.0%褐煤树脂SPNH+1.0%～2.0%抗高温聚合物LW+1.0%抗高温聚合物JHW+2.0%聚合醇JLX-II +1.0%储保剂JBD-II+重晶石调节密度，该体系耐温达180℃，抗盐达到20%，抗钙达到3%，对储层损害较小，基本满足深井及超深井完井需求。

1.3 高温高密度超微重晶石完井液体系

超微重晶石测试/完井液是针对深井测试与完井而开发研制出的体系。常规水基完井液在高温高密度下容易发生沉淀、固化、交联、降解等物理化学反应，造成完井液性能恶化，易沉淀在井下形成段塞，致使测试管柱下不到位，卡死封隔器等问题。有机盐测试完井液由于受到溶解度限制，只能在超饱和条件下配制，在低温状态下会结晶析出，且价格昂贵，成本高，由此，超微重晶石完井液体系应运而生。超微重晶石粒径在0.1～1.0μm 之间，相比常规重晶石颗粒粒径（40～60μm）小得多。为防止因小粒径、高表面能引发团聚现象形成二次粒子导致下沉，需对超微重晶石颗粒表面改性[10]。经改性处理后，颗粒的zeta 电位增高，静电排斥力增加，下沉趋势大幅减弱[11]。由于粒径细小，超微重晶石颗粒在液体中基本以胶体形式存在，在静电斥力和布朗运动的双重作用下，形成一个动力学稳定体系[12]。塔里木油田山前构造井多为高温高压深井，井下温度为150～180℃，完井液密度1.80～2.20g·cm-3，测试完井液多采用超微重晶石水基/柴油基完井液体系。

1.4 高温高密度无黏土相完井液体系

高温高压完井液应最大限度降低固相含量以降低封隔器坐封失效风险，通常使用可溶解性盐配合可酸溶的加重材料配制完井液，降低其固相含量。张忠亮[13]采用多种盐复合并复配可酸溶铁矿粉作为加重材料，构建了一套密度为2.40g·cm-3，耐温达180℃的无土低固相完井液体系：海水+0.2% NaOH+1.0%～1.2%增粘剂HZN-T+1.0%还原剂HST+1.0%防水锁剂HAR-D+2.0%～2.5%高效缓蚀剂（HSL+HLN）+复合盐（提密度至1.70g·cm-3）+铁矿粉（提密度至2.40g·cm-3）。其主要特点是，无黏土、无惰性加重剂（如重晶石），酸溶性、热稳定性好，抑制性、抗污染能力强，油气层保护效果好，密度调节简单且范围广。由于重晶石在甲酸盐中会产生生物毒性大的游离钡，且不酸溶，在特殊完井方式下逐渐被可酸溶的微锰粉替代。微锰加重剂有效成分为Mn3O4，是一种无磁、高硬、比表面积大的规则球形颗粒[14,15]。Abdullah Saleh Al-Yami 等[16]研究开发了一套Mn3O4/KCl 水基钻完井液体系，其表现出比普通钻井完井液更好的热稳定性，主要用于高温高压深井钻完井作业。M. J. Al-Saeedi 等[17]研制的四氧化锰/饱和甲酸钾盐水钻完井液体系在科威特北部Raudhatain 油田的侏罗系地层中应用成功，井深16530 英尺，井底温度在280°F，最大钻井液密度为16.2ppg。该体系具有优良的抗温性、极低的HPHT 滤失量和高度稳定的流变特性，即使在静态条件下三天后，也没有加重材料沉降的迹象。目前，甲酸盐/四氧化三锰完井液体系已在南海西部多口高温高压气井完井过程中应用[18]，流变性能好，沉降稳定性强、返排压力低。

2 无固相高温高密度完井液体系

无固相完井液一般以水（淡水、海水、油田水）为连续相，常用助剂有可溶盐加重剂、缓蚀剂、黏土稳定剂、防水锁剂等。与有固相完井液不同，无固相完井液固相含量极低，一般惰性固相不超过1.0%，避免了因固相堵塞造成的储层损害。根据可溶盐加重剂类型的不同，常用的无固相高温高密度完井液分为：甲酸盐高温高密度完井液、溴盐高温高密度完井液及有机磷酸盐高温高密度完井液等。

2.1 高温高密度甲酸盐完井液

甲酸盐高温高密度完井液主要采用HCOONa、HCOOK、HCOOCs 作为加重剂，配合加入缓蚀剂、黏土稳定剂等配制而成，是近年来应用较多的环保型完井液体系之一。甲酸盐具有高溶解度、一价盐、低粘度、低结晶点、提高聚合物抗温性等优点，且属于强碱弱酸盐，水溶液显弱碱性，对钻具、套管等钢制品腐蚀小。作为一种无固相清洁完井液，甲酸盐加重范围广，在1.00～2.30g·cm-3范围内可调，抗温能达到180℃以上，对储层损害小，能够克服水锁和液相损害[19]。

表1 常用甲酸盐水饱和浓度、密度及pH 值Tab.1 Commonly used formic acid brine saturation concentration, density and pH value

国外甲酸盐水完井液研发及应用较早，1995年Cobot 公司在贝克休斯公司的帮助下研制了甲酸铯盐水完井液，实验室和现场的研究都取得了令人振奋的成果。挪威国家石油公司[20]采用甲酸铯盐水钻完井液在高温高压Kvitebj rn 油田进行钻井开发，成功在Valemon 构造作业了一口探井大位移井，该井井深7380m、井斜角69°、产层段长705m。在钻井过程中，甲酸铯盐水钻完井液体系性能优异，全程维持极低的循环当量密度（ECD）、高机械钻速（ROP）、良好的井眼清洁以及测井时良好的井筒稳定性。同时，使用甲酸铯完井液安全高效地完成了完井作业，已投产的油井显示出较高的生产率和较低的表皮系数。其后5年内在克维特比约恩、克里斯汀和Huldra油田的15 次高压/高温钻井作业和20 次高压/高温完井作业中实现了零井控事件记录[21]。

甲酸盐完井液在国外取得广泛应用后逐步引入国内，并得到飞速发展。王西江等[22]为解决传统高密度完井液因高固相含量及抗温稳定性问题造成的流变性难以调控的难题以及储层损害大的问题，专门设计了甲酸盐完井液：水+甲酸钾+增粘剂，并评价了其综合性能，结果表明，该体系具有抗高温、密度范围广、强抑制性、耐污染、环保可降解、储保效果好等优点，在库1 井应用大获成功。张伟等[23]针对塔里木高温深井研制了一套抗180℃高温无黏土相甲酸盐完井液，密度最高达到2.20g·cm-3，辅以常规粘度聚阴离子纤维素、超低黏聚阴离子纤维素、抗温淀粉、合成聚合物等材料调节粘度和控制滤失量，满足180℃静置7d 不降解的要求，可保障现场完井液作业顺利进行。周文等[24]采用有机复合盐+甲酸钾为加重材料，辅以盐结晶抑制剂、抗高温储层保护剂和高温耐盐缓蚀剂构建了一套密度最高达1.65g·cm-3，抗温最高达190℃的全有机低固相抗高温完井液体系，该体系惰性固相比例低于0.5%，且具有强抑制性、高渗透率恢复值、低腐蚀速率等特点，满足高温高压井完井作业需求。甲酸盐完井液在南海西部涠洲油田多口高压井（压力系数1.50）成功应用，储层保护效果优异，防腐蚀效果好。虽然甲酸铯完井液在国外高温高压井钻完井工程中得到了广泛的应用，但由于其成本高，国内对甲酸铯完井液研究较少，更无现场使用案例。

2.2 高温高密度溴盐完井液

溴盐完井液是以溴盐为加重剂的无固相完井液体系，常用的加重盐有CaCl2、NaBr、KBr、CaBr2、ZnBr2等。溴盐完井液具有密度可调范围广、矿化度高、抑制性强、稳定性好等优点，缺点是腐蚀性强、成本较高，使用过程中需加强工作防护。溴盐盐水密度见表2。

表2 不同溴盐盐水体系密度Tab.2 Density table of different bromide brine systems

为达到去锌化以满足更高的环保需求以及防止生成ZnS 垢，Mathieu Champeau 等[25]开发了一种新的卤水技术，即无锌卤水技术，使传统溴卤水的密度超出其理论极限，该完井液体系HDB-A 由溴化钙盐水与亚微米粒子复合而成，密度可达1.845g·cm-3。

2.3 高温高密度有机磷酸盐完井液

有机磷酸盐、焦磷酸盐因其具有高溶解度、高溶液密度、低结晶点等特点逐渐被应用于高温高密度完井液领域。亨德拉·布迪姆安[26]发明了一种特制磷酸盐混合物，主要用于石油天然气开发。该复合盐满足高密度完井液和压井液需求，具备高达1.85g·cm-3的高密度，且腐蚀性低，稳定并能够耐受地层水的干扰，不会产生沉淀，还具有pH 缓冲能力，易于野外现场配制。Hu Jia 等[27]研制了新型钾基磷酸盐完井液。结果表明，在室温下，该液体的最大密度可达1.815g·cm-3，突破了普通钾基磷酸盐卤水的密度极限。磷酸盐盐水与地层水具有良好的相容性，生物毒性-测定结果表明，它只有轻微毒性，环境可接受。此外，磷酸盐盐水在抑制粘土矿物性能方面非常有效。磷酸盐卤水的成本比传统的甲酸铯、溴卤水和锌卤水低约44%～66%。这项研究表明，磷酸盐盐水可以作为HT/HP 油藏钻井和完井过程中的替代高密度甲酸铯/溴盐无固相完井液。虽然磷酸盐完井液成本与其他高密度完井液相比成本更加低廉，但与甲酸盐完井液相比，其对不同钢材腐蚀性较强[28-30]，需配合高效缓蚀剂使用，在高温高压完井作业中的应用受到了一定的限制。

3 结语

推进国内油气增储上产是最新经济工作会议精神之一，而油气开发过程中的完井作业是保证油气产量的基石，最大限度减少井筒流体对储层的伤害是未来工作中的重中之重。完井液作为完井作业过程中的井筒流体，最为关键的特性就是低储层伤害，传统高固相完井液因存在固相堵塞储层的风险，即便采用屏蔽暂堵技术仍无法避免，未来趋势必然是朝无固相发展。推荐采用甲酸钠、甲酸钾盐配制密度不超过1.60g·cm-3的无固相完井液，抗温可达到200℃；更高密度完井液可复配甲酸铯，最高可达2.30g·cm-3。由于甲酸铯价格高昂，并不适合推广使用，而溴盐完井液/有机磷酸盐完井液+高效缓蚀剂的组合将会得到更为广泛的应用，与之配套的缓蚀剂也将得到更加广泛的研究与开发。同时像季铵盐、乙酸盐、酒石酸盐、柠檬酸盐、葡萄糖酸盐、琥珀酸盐等及其混合物也将成为未来高温高密度无固相完井液基液的研究方向。