无固相甲酸盐完井液在水平井应用研究

前 言 ................................................................................................................. 1 一、研究背景 ......................................................................................................... 2 二、室内研究 ......................................................................................................... 5 三、施工工艺研究 ............................................................................................... 18 四、现场应用 ....................................................................................................... 19 五、结论 ............................................................................................................... 26

前 言

水平井大多采用筛管完井，在筛管内外都会滞留钻井液。在采油过程中，钻井液中的钻屑、砂子和岩屑床会堵塞筛管孔眼，影响了水平井的开发效果，不能最大限度的发挥水平井泻油面积大的特点;残留的钻井液会腐蚀筛管，缩短开采周期。

针对这些问题，要求水平井完井液的固相含量低，并能有效破坏并携带出岩屑床，减少对筛管的腐蚀。通过调研和室内研究，确定完井液体系为无粘土相的有机盐无固相体系，使其具有优良的流变性能和良好的防腐性能。室内优选出最佳的加重剂、提粘剂、降滤失剂、封堵防塌剂、流型调节剂、暂堵剂，优化配方使洗井液的具有优良的流变性能，能够破坏岩屑床和携带出岩屑，完井液的性能达到API失水＜3ml，粘度30-40S，渗透率恢复值＞90%，腐蚀率比常规的聚合物聚磺降低了10倍以上，完井液密度与原钻井液密度相同来平衡坍塌压力。隔离液优选为无固相胶液，与钻井液和完井液在混合时均不会发生稠化反应。结合现场优化施工设计，通过水泥车替入隔离液与洗井液，泥浆泵循环钻井液，顶替出洗井液；再用水泥车替入隔离液和完井液，泥浆泵泵入钻井液，把完井液替入水平段，留在井底。

该技术的优势在于施工工艺简单，通过替入无固相洗井液，破坏岩屑床，把钻屑和砂子携带出地面，再替入优质的无固相完井液留在井底，下入套管和筛管。在采油过程中，完井液的泵送能力好，不会堵塞筛管孔眼，能充分发挥水平井的优势，有效提高单井产能。该技术已在吐哈油田温平5-84井、神平275井施工成功，2口井减少钻井液污染时间分别为11天和28天，2口井投产均获得80多方的高产油流，比相邻的直井产量提高了4倍以上，收到了良好的效果。该技术具有良好的推广价值，在水平井完井阶段，均可以采用洗井完井液技术，可以最大限度的减少钻井液对地层的污染，减少岩屑床对开采的影响，并能减少钻井液对井下工具的腐蚀，有效地发挥水平井的优势，为油田的增产上产做出贡献。

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一、研究背景

水平井完井过程中完井的方式不同，由于水平井井眼结构的特殊性，导致在水平段固井质量较差，因此水平井大多采取裸眼筛管完井，也有部分井采取裸眼完井和固井完井。采用裸眼筛管完井后，后续的采油作业很难进行，如酸化和压裂等。因此裸眼完井的水平井在完井过程中，完井液的性能就显得井质量直接影响到油井投产后的生产能力和油井寿命，完井质量的好坏很大程度上取决于完井液质量的好坏。钻井与采油的实践表明：完井液对油气层的损害有时是相当严重，如有的井在钻进过程中曾有强烈的油气显示，但试油时却不出油；有的井则在投产很长一段时间之后还有泥浆；有的井与邻近井比较初期产量明显偏低，自喷时间短等。发生这些情况，除地质和采油工艺上的原因之外，相当程度上是由于完井液对油气层的损害所造成的。钻井的最终目的是为了迅速有效地开发石油天然气资源，因此完井过程中必须重视油气层保护工作，防止洗井完井液对油气层的损害，为确保油井的顺利投产和长期稳产创造条件。

1、完井液对油气层造成伤害： 具体表现在以下几方面： （1）油层中的粘土成分膨胀

油层砂粒周围一般都包有极薄的粘土膜，砂层之间的微孔道非常多，油层内部还有许多很薄的粘土夹层。而由这些粘土夹层所分隔开的各小层渗透率的差别也相当大。在完井液自由水侵入的作用下，如果完井液的抑制性不强，砂粒周围的粘土质成分将发生体积膨胀，使油流通道缩小，而降低出油能力。

（2）坏孔隙内油流的连续性

油层含油饱和度较高时，油流在孔隙内部成连续状态，这时少量的共生水在孔隙外围，并把极微小的松散微粒固定下来，在相当大的油流速度下也不会被冲走。当泥浆滤液侵入较多时，会破坏油流的连续性，使之成为大小不等的油滴，从而将原油的单相流动变为油水两相流动，增加了油流阻力。另外当水成为流动的连续相时，流动的剪切面为砂粒表面，只要流速稍大，就会把原来稳定在颗粒表面的松散微粒冲走，并在适当部位发生堆积、堵塞流动孔隙，而严重降低渗透率。

（3）产生水锁效应、增加油流阻力

洗井完井液中的滤液进入储层以后，储层中油的有效渗透率和油流速率都严重下降，这便是由水锁作用所造成的。如要消除已出现的水锁作用，使油有效渗透率再恢复到原始数值，则相当因难，有时甚至无法完全做到。

（4）在地层孔隙内生成沉淀物

滤液中含的某些离子或化合物与地层中的一些成分作用，生成固体或絮状沉淀物，而堵塞地层孔隙。如钙离子可生成CaSO4、铁离子可生成Fe（OH）3胶

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状沉淀等。

（5）固体颗物直接浸入生产层（泥侵） 泥侵对生产层的损害作用主要是：

a、侵入的粘土颗粒或固相质点堵塞地层孔隙，阻止或妨碍油气流出； b、减少地层孔隙的有效直径（与粘土膨胀相似），从而降低油气的有效渗透率。侵入地层孔隙内的固相微粒，可在该处形成“内泥饼”，很难把它消除掉而造成永久性地层损害。

从上述各种危害可以看出，洗井完井液的性能如果控制不好，对储层会造成很多伤害，影响水平井的开发效果。所以，选择性能优良的洗井完井液对油层保护和开采过程都很重要。

2、水平井储层保护的难点

水平井水平钻进期间大多存在储层损害，而且其损害的程度要比直井大得多。在同一构造的直井与水平井，造成油气层损害的内因是相同的，但引起油气损害的外因却不一样。水平井油气层损害与直井相比存在以下差别：

（1）水平井钻穿油气层长度比直井长，因而钻井液与储层的接触面积比直井大；

（2）水平井钻井时间长，油气层浸泡时间长，消除油气层浸泡影响的时间也长；

（3）水平井钻进油层的压差比直井高。对于同一油气层来说，其孔隙压力是相同的，但随着水平段的延伸，钻井液的流动阻力不断增加，此压力直接作用在油气层上，因而压差随水平段所钻长度的增长而增大，油气层的损害随压差的增大而增大；

（4）由于水平井段各点油气层浸泡时间不同，压差不同，其受损害的程度也不相同，距目标点越远，损害带的半径越大。

综上所述，由于水平井所钻油气层井段长，受污染的面积大，污染的时间长，因而消除油气层所受的损害难度比直井大得多。

另外，水平井完井方式与直井不同。直井一般用射孔完井，水平井多采用筛管完井，水平段不固井，因而无法射孔。对于直井，射孔孔眼能延伸穿过钻井液损害层，油气的运移的通道比较通畅。而水平井没有射孔，虽然其泄油面积较大，但油气运移的通道没有直井通畅，油气必须穿过污染带才能到达井筒里面。所以，水平井的储层保护更加具有重要的意义，直接影响到水平井以后的投产效果。

3、水平井特殊井眼带来的问题

目前吐哈油田水平井洗井完井液全部是钻井过程中使用的是聚合物、聚磺钻井液钻井液。该钻井液是由粘土和重晶石为基本配方，加入聚合物和聚磺药品组成。一般性能为密度1.20-1.40g/cm3，固相10-15%，含油2-8%，坂含40-70g/l，

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该钻井液在常规直井和常规定向井能够满足钻井工程和油层保护的要求，但在水平井中存在下列问题：

（1）井眼清洁不彻底

根据塑性流体的临界流速理论，常规钻井液体系的动塑比在0.3-0.6之间，因此常规钻井液在水平段很难形成紊流，不能对水平段很好的清洗。在吐哈油田水平井完井阶段，下套管之前都使用清扫液对井眼内的岩屑进行清除。这种清扫液虽然能起到清除岩屑的作用，但是清洗不彻底。水平段部分岩屑床和附着在井壁上的岩屑没有被彻底清除。这些虚泥饼和岩屑床在开采过程中会堵塞筛管孔眼，或者沉积在下侧井壁上面，阻塞油气运移的通道，影响油井产能。

（2）滤失量不易控制

水平井钻井过程中，尽管加入降滤失剂对钻井液的滤失量严格控制，但是在清扫阶段往往对钻井液性能进行处理，调整钻井液的流变性，使之粘度降低，以其达到理想的冲刷和携带的效果。但是，由于钻井液性能发生变化，钻井液的滤失量在清扫过程中有可能增加。在冲刷泥饼过程中，会有更多的滤液进入井壁，污染储层。

（3）滞留钻井液排出困难

由于钻井液的粘度较高，泵送能力差，所以水平段会留有钻井液。这些钻井液在开采过程中不能被及时地携带出来。

（4）遗留的钻井液腐蚀套管

遗留在水平段的钻井液中含有各种无机处理剂，并且呈现碱性。筛管与其长时间接触会发生腐蚀，影响套管的使用寿命。

（5）钻井液中的固相影响开采效果

洗井完井液的固相颗粒对储层也有一定的伤害。目前使用的钻井液大多都是有固相的，遗留在水平段的钻井液中的固相最终会附着在井壁上或筛管上，这些都会阻碍油气的运移，影响开采效果。

4、水平井对完井液的基本要求 （1）优良的流变性

在直井段，由于井眼轴线与重力方向一致，故岩屑沿井眼轴线下落。在大斜度井段和水平井段，井眼轴线与重力方向不一致，岩屑滑向井底或者在下井壁堆积，形成岩屑床。所以，水平井的井眼清洁难度要比直井大。流变性直接影响井眼清洁效果，洗井完井液要有合理的流变参数，保持适当的粘度、屈服值、动塑比，保证在流动状态下有足够的结构能力，将岩屑携带出来。

（2）控制钻井液滤失量

滤液直接伤害储层，如果失水量大，洗井完井液柱与油气层之间的压力差较大，浸泡时间长，滤液的界面张力大，对油气层的损害就大；反之则小。所以要

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严格控制洗井完井液的API和HTHP滤失量，HTHP滤失量应控制在10ml以内，API滤失量应控制在4ml以下。

（3）很强的抑制性

洗井完井液的浸泡使井眼周围的岩石强度变弱而使井眼变得容易坍塌。在易坍塌层钻进，由于斜井或水平井比直井的井段更长，在直井中不出现坍塌的地层，在斜井或水平井中也可能出现坍塌。要提高稳定性必须从洗井完井液的性能上加以改善，使其具有更强的抑制性和良好的造壁性。

（4）返排率高

钻水平井的目的是要提高油气井的产量，而水平井储层保护的难度又比直井大。为了使水平井达到尽可能高的产能，就必须使水平井完井洗井液具有更好的保护储层的能力，使储层损害控制在最低程度。为此，选择用于水平井的洗井完井液，必须测试它与储层岩心的相容性，只有那些渗透率恢复值至少大于80％的洗井完井液，才可用于水平井完井阶段。

二、室内研究

1、研究思路

针对吐哈油田常用钻井液体系多为聚合物、聚磺体系，该体系含有固相，流变性不强，导致井眼清洁不彻底、滤失量不易控制、滞留钻井液排出困难、遗留的钻井液腐蚀套管、钻井液中的固相。这就需要我们寻找一种新型的完井液，该体系不仅要不含固相，不会对油层造成固相伤害，而且，流变性能好，在水平段能形成紊流，返排出钻屑比较容易，因此选用无固相体系。无固相体系不含有固相，如果被留在储层段对储层的伤害较低；无固相体系还有以下特点：流动性能好，能有效的携带出岩屑；抑制性能比较强，防塌性能比较好。水平井洗井完井液如果采用无固相体系，油层保护的效果会比有固相钻井液更好。鉴于此，洗井完井液采用无固相钻井液体系。

洗井完井液包括两种不同作用的液体，即洗井液和完井液。洗井液侧重清洁井眼，完井液则长期留在井底。为了保证两者的性能不互相影响，在原钻井液和无固相洗井完井液之间以及洗井液和完井液之间应使用隔离液。所以，洗井完井液研究的内容是洗井液、完井液、隔离液。

根据上面所述，确定的研究思路如下：

首先是对有无固相体系的各种处理剂筛选及评价。然后再优选洗井液、完井液和隔离液中各种处理剂的加量，确定洗井液、完井液和隔离液的配方。

2、配方研究 （1）、处理剂的筛选 ①加重剂的筛选

为了减少固相和粘土对低层的污染，选用盐类无固相加重剂。目前的无固相

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加重剂有无机盐加重剂和有机盐加重剂两种。无机盐加重剂对地层抑制性不强，而且与之相容的处理剂不是很多，而有机盐加重剂配伍性很好，可与很多处理剂相容。有机盐的抑制性比无机盐体系要强，对井壁的稳定性有利，因此确定使用有机盐作为加重剂。

下面对加重剂进行选择，从表1中可以看出在近饱和浓度下可以加重的密度范围都在设计范围内。但是从成本的角度考虑，决定使用甲酸钠有机盐即WII（二型加重剂）作为加重剂。

表1 近饱和浓度下有机盐加重密度范围（20℃） 盐类型 甲酸钠 甲酸钾 甲酸铯 饱和浓度w% 45 76 83 最高密度g/cm3 表观粘度mPa.s 7.1 10.9 2.8 pH 9.4 10.6 9.0 成本（元/吨） 4650 9530 8670 1.38 1.60 2.37 ②降滤失剂的筛选及评价

洗井完井液首先要控制失水，否则井壁会因失水过大而发生坍塌，从而造成更大的损失，所以优良的降滤失剂是一个首要条件。在室内对降滤失剂PAC、CMS、NH4PAN、FL-1、NaHPAN、LY-1的进行筛选。

试验配方：水+0.8%XC+85%有机盐+0.3%降滤失剂

按上面配方配制洗井完井液，测定使用不同降滤失剂时钻井液的性能，分别在室温和120℃、热滚16小时后考察不同降滤失处理剂的降滤失性能，测试结果如下：

表2 降滤失剂的筛选及性能评价

有机盐 处理剂 测试条件 AV（mPa.s） 室温 PAC 120℃/16h 室温 CMS 120℃/16h 室温 NH4PAN 120℃/16h 室温 FL-1 18 15 22 12 26 19 42 37 27 API（ml） 18 24 10 17 17 120℃/16h 6

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室温 NaHPAN 120℃/16h 室温 LY-1 120℃/16h 38 32 45 33 13 19 11 14 从试验结果可以看出，NaHPAN、CMS、LY-1、FL-1这四种降滤失剂在有机盐溶液中降滤失的效果较好，可以作为完井液的降滤失剂使用。为了达到更好的降滤失效果，还可以复配使用这些降滤失剂。

③ 增粘剂的筛选及评价

基液要携带岩屑，如果粘度太低，不利于携岩。因此要加入少量的增粘剂，适当的增加洗井完井液的粘度，以便于携带岩屑及对岩屑床的冲刷。在室内对四种增粘剂XC、HEC、HV-CMC、K-PAM进行筛选。

试验配方：水+45%有机盐（NaCOOH）+0.8%增粘剂 增粘剂的筛选及性能如下表

表3 不同大分子增粘剂的筛选及其流变性能

20℃ 处理剂 浓度（%） AV（mPa.s） PV（mPa.s） 0.8 0.8 0.8 0.8 33 34.0 35.0 8.5 21 24.0 19.0 8.0 YP （Pa） 12 10.0 16.0 0.5 恒温120℃，8小时后 AV（mPa.s） PV（mPa.s） 21 20.0 24.0 6.0 14 14.0 13.0 5.5 YP （Pa） 7 6.0 11.0 0.5 XC HEC HV-CMC K-PAM 从上表可以看出HV—CMC和XC在常温下都能够提供较高的粘切值。在120℃恒温8小时后，表观粘度、切力都略有微下降，但仍保持较高的动塑比，携带效果没受影响。这两种处理剂可以作为水平井无固相洗井完井液体系的增粘剂。

④ 抑制剂的筛选及性能评价

抑制性能对于油气层有很大的影响，抑制性强的完井液体系可以降低储层岩石尤其是泥页岩岩石的膨胀率，从而达到了保护油气层的目的。因此选择合适的抑制剂就很有必要，针对不同的抑制剂，用葡北6井不同地层的岩芯进行滚动回收实验，试验结果如下表：

表.4葡北6井地层岩芯滚动回收率（处理剂浓度0.3%）

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处理剂及层位 清水 IND10 SYP-1 PMHA CJ2000 CUD ZP-3 K1tg 76.7 95.0 96.7 80.7 81.7 88.3 85.0 J2s 70.0 90.7 94.0 85.0 77.7 87.0 40.0 N1t 35.0 85.0 98.0 86.0 37.5 46.5 88.5 从表中可以明显的看出IND10和SYP-1的岩芯滚动回收率较高，说明这两种抑制剂较好，对于地层的保护效果最为明显，可以达到对油气层的保护。

综合以上各种试验，筛选结果如下：

表4 有机盐完井洗井液处理剂筛选结果

类别 加重剂 增粘剂 XC、HV—CMC 降滤失剂 NaHPAN、CMS、LY-1、IND10、SYP-1 FL-1 抑制剂 处理剂名称 WII 筛选出较好的处理剂之后，根据水平井的特殊需要，下面分别对洗井液、完井液及隔离液的配方进行研究。

3、洗井液研究 （1）洗井液的作用

经过原浆的循环处理，井筒中悬浮的钻屑和部分附着在井壁上的钻屑已经被携带出来。但是在井壁上附着的大部分钻屑仍旧没有被冲刷掉，水平段部分岩屑床也没有被彻底破环。洗井液主要作用是把水平段井壁的钻屑携带出来，彻底破坏岩屑床并携带出井底。

（2）洗井液性能要求

水平井对洗井液的要求是要能够破坏岩屑床，有好的携岩能力，同时密度要在一定的范围内，以平衡地层流体压力及坍塌压力，还要求有一定的抑制能力，防止泥页岩的缩径及坍塌，达到防塌的结果。根据水平段塑性流体的临界流速理论，在水平段形成紊流时，能够很好地清洗井眼，破坏岩屑床和携带出钻屑。根据流体力学理论，塑性流体具有较低的动塑比时容易形成紊流。因此要求洗井液具有优良的流变性能，动塑比低，在井底能形成紊流，且有一定的防塌性能。因此，洗井液的基本组成应包含增粘剂，具有一定的粘度才可以很好的携带出钻屑。还应包含降滤失剂控制住失水，将失水控制在一定的范围内。还需要一定量的封堵防塌剂，防止井下复杂地层的坍塌。

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（3）配方优选

测试条件：高搅5min（10000rpm），低搅10min（900rpm）后测性能。 ①有机盐（WⅡ）最大加量的确定 1#配方：100%水＋90%WⅡ 2#配方：100%水＋125%WⅡ

3#配方：100%水＋100%WⅡ+0.5%降失水剂

表5 性能试验结果

性 能 1# 2# 3# ρ g/cm3 1.28 1.34 1.28 AV PV YP mPa.s mPa.s Pa - 7.5 10 - 7.5 10 - 0 0 YP/PV Q1/Q2 - 0 0 - 0 0 API滤失 是否出现ml - - 34 结晶 没有 大量 少量 结论：2#配方静置后出现结晶，3#配方出现少量结晶，1#配方静置后没有出现结晶。以上现象说明在室温下，WⅡ的饱和溶解度度小于100%，超过这一数值，容易结晶析出。

②增粘剂的确定

按照下面4#配方和5#配方对XC和HV－CMC两种增粘剂在0.3%加量做流变性试验：

4#配方: 100%水＋85%WⅡ+0.3%增粘剂XC 5#配方: 100%水＋85%WⅡ+0.3%增粘剂HV－CMC

表6 4#配方性能试验测试结果

性 能 4# ρ g/cm3 1.30 AV mPa.s 28 PV mPa.s 21 YP Pa 7 YP/PV 0.33 Q1/Q2 2／3.5 API滤失ml 16.7 表7 5#配方性能试验测试结果

性 能 5# ρ g/cm3 1.30 AV mPa.s 25 PV mPa.s 20 YP Pa 5 YP/PV 0.25 Q1/Q2 1／1.5 API滤失 ml 16.8 从以上两个试验的结果可以看出，XC做为增粘剂其动塑比和初终切都比HV－CMC的效果要好一些。

③降滤失剂加量的确定

6#配方: 100%水＋85%WⅡ+1%降失水剂LY-1 +0.3%增粘剂XC

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表8 6#配方性能试验测试结果

性 能 6# ρ g/cm 1.30 3AV mPa.s 28 PV mPa.s 21 YP Pa 7 YP/PV 0.33 Q1/Q2 2／3.5 API滤失 ml 12.2 API失水偏大，降滤失剂的加量小，增加降滤失剂的含量到2%。 7#配方: 100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +0.3%增粘剂XC

表9 7#配方性能试验测试结果

性 能 7# ρ g/cm3 1.30 AV mPa.s 29 PV mPa.s 21 YP Pa 8 YP/PV 0.38 Q1/Q2 2／3.5 API滤失 ml 10.3 API失水降低到10.3 ml，虽然有所降低，但降低的幅度小。8#配方将LY-1 和FL-1复配使用。

8#配方: 100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +1%降失水剂FL-1+0.3%增粘剂XC

表10 8#配方性能试验测试结果

性 能 8# ρ g/cm3 1.30 AV mPa.s 32 PV mPa.s 22 YP Pa 10 YP/PV 0.45 Q1/Q2 2／3.5 API滤失 ml 6.1 LY-1 和FL-1复配使用的降失水的效果明显提高，但是仍旧没有达到要求，继续增加FL-1的含量到2％。

9#配方: 100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +2%降失水剂FL-1+0.3%增粘剂XC

表11 9#配方性能试验测试结果

性 能 9# ρ g/cm3 1.30 AV mPa.s 32 PV mPa.s 23 YP Pa 9 YP/PV 0.39 Q1/Q2 2／3.5 API滤失 ml 3.4 试验结果表明：LY-1 和FL-1复配使用，在加量都是2％时效果好，可以达到水平井油层保护的要求。

④防塌剂LYFF加量的确定

按下面的配方，在LYFF加量分别是1.0％、1.5％、2.0％、2.5％时，测定页岩的膨胀量，如下图：

10#配方: 100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +2%降失水剂FL-1+0.3%增粘剂HV－CMC+0.5%防塌剂LYFF

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11#配方: 100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +2%降失水剂FL-1+0.3%增粘剂HV－CMC+1.5%防塌剂LYFF

12#配方: 100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +2%降失水剂FL-1+0.3%增粘剂HV－CMC+2.0%LYFF

13#配方: 100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +2%降失水剂FL-1+0.3%增粘剂HV－CMC+2.5%LYFF

LYFF膨胀量试验3.531%LYFF1.5%LYFF2%LYFF2.5%LYFF膨胀量（mm)2.521.510.5001234567时间（小时）图11 LYFF膨胀量试验

从上面的试验结果可以看出，随着LYFF加量的增加，膨胀量减小，说明抑制性增强。但2.0%的LFYY与2.5％的LYFF的膨胀量比较接近，为了节约成本，洗井液中LYFF含量取2.0％。为了降低洗井液的动塑比，使洗井液在水平段流动时形成紊流，更好地破坏岩屑床和携带岩屑，在保证洗井液的防塌性和抑制性的同时，加入流型调节剂，降低洗井液的动塑比。通过调研发现硅氟降粘剂（SF-1）能够有很好的抗盐性同时可大幅度地降低动塑比，硅氟降粘剂的一般加量为0.3-0.5%，因此洗井液的最终配方为：

85%WⅡ+2%FL-1+0.3%XC+2%LY-1+2%LYFF+0.3-0.5%SF-1

该配方的性能如下表：

表12 洗井液性能表

ρ g/cm 1.30 3AV mPa.s 27 PV mPa.s 24 YP Pa 3 YP/PV 0.13 Q1/Q2 0/1 API滤失 ml 2.4 （4）性能评价

对该洗井液进行抑制性、流变性、降滤失性能性能评价。 ①抑制性评价

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首先对该洗井液做滚动回收率试验，所得结果如下表

表13 抑制性的评价

基液 清水 聚磺 有机盐 备注 岩屑滚动回收率 尤1井 15.6 67.2 91.0 勒10井 23.1 74.3 96.5 葡北6井 18.3 43.0 73.5 马6井 17.4 52.1 87.5 火3井 21.8 .3 90.5 岩屑滚动回收条件：80℃/16h 2.52清水聚磺有机盐膨胀量(mm)1.510.500306090时间(min)120150180对洗井液的防膨性能进行了评价，实验结果如下图：

图2 洗井液防膨性能对比图

从上述性能测试中，可以看出该洗井液的抑制性及防膨效果都较好。 ②流变性评价

对该洗井液进行室内流变性评价得出如下表：

表14 室内流变性评价

温度 （℃） 50 70 90 120 AV （mPa.s） 31 30 25 26 PV （mPa.s） 27 26 22 22 YP （Pa） 4 4 3 4 YP/PV 0.15 0.15 0.14 0.18 12

150 23 23 3 0.13 从上述结果可以看出该洗井液的性能优良，表观粘度随温度的升高变化不是很大，这证明该洗井液的性能稳定，动塑比都低于0.2，在井底能够达到紊流及清洗井眼的目的。

③降滤失性评价 表15降滤失性试验

温度 （℃） 50 70 90 120 150 API （ml） 3.0 3.0 3.1 3.4 3.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 pH HTHP失水 （ml） 9 9.5 10 10 11 从上表可以看出洗井液在高温下也能保持较低的API滤失量和HTHP滤失量，对井壁稳定和储层保护都有利。

4、完井液研究 （1）完井液的作用

水平井注入洗井液后，井底的岩屑已经基本上被携带干净。完井液的主要作用是替换洗井液并留在井底，平衡地层压力，保证井壁稳定，防止井塌和减少对储层的滤液侵入量。

（2）性能要求

一是完井液要有合适的比重，与原钻井液密度相当；二是要求该完井液失水控制低，并且返排率高；三是要求该完井液的抑制性较强及防膨效果好，对地层伤害较小，防止地层坍塌；四是流动性好，泵送能力强，减少钻井液的浸泡时间，减少对钻具的腐蚀。

（3）配方优选

配方成分主要是：甲酸盐+降滤失剂+增粘剂+包被剂

测试条件：高搅5min（10000rpm），低搅10min（900rpm）后测性能。 ①有机盐（WⅡ）最大加量的确定 1#配方：100%水＋90%WⅡ 2#配方：100%水＋125%WⅡ 3#配方：100%水＋100%WⅡ

表16 配方试验结果

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性 能 1# 2# 3# ρ AV PV YP Pa - 0 0 API YP/PV Q1/Q2 - 0 0 - 0 0 滤失 膨胀率 ml - - 34 1.45 1.60 1.48 是否出现结晶 没有 大量 少量 g/cm3 mPa.s mPa.s 1.28 1.34 1.28 - 7.5 10 - 7.5 10 结论：2#配方静置后出现结晶，3#配方出现少量结晶，1#配方静置后没有出现结晶。以上现象说明在室温下，WⅡ的饱和溶解度度小于100%，超过这一数值，容易结晶析出。

②抑制剂的确定

按照下面4#配和5#配方对SYD-1和IND10两种抑制剂在1.5%加量80℃/16hr的条件下做岩屑滚动回收率试验。

4#配方: 100%水＋85%WⅡ+1.5%抑制剂SYD-1 5#配方: 100%水＋85%WⅡ+1.5%抑制剂IND10 试验结果如下：

表17 滚动回收率试验结果

配方 4#配方 5#配方 备注 火3井岩屑滚动回收率 K1tg 95.4 93.1 N1t 97.5 84.6 岩屑滚动回收条件：80℃/16h J2s 92.4 .7 从试验结果可以看出，在加量相等的情况下，抑制剂SYD-1的效果比抑制剂IND10要好，在洗井液中使用SYP-1作为抑制剂。

③滤失量加量的确定

6#配方:100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +1.5%SYP-1

表18 6#配方性能试验测试结果

性 能 6# ρ g/cm3 1.30 AV mPa.s 27 PV mPa.s 27 YP Pa 0 YP/PV Q1/Q2 0 0 API滤失 ml 16.8 结论：6#的API滤失量太大，到达16.8ml，如此大的滤失量不利于井壁的稳定，更不利于储层保护，应调节配方降低失水。

7#配方：在6#的基础上加入CMS以降低失水。

100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +1.5%抑制剂SYD-1+0.5%CMS 配方检测性能如下表:

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表19 7#配方性能试验测试结果

性 能 ρ g/cm3 1.30 AV mPa.s 28 PV mPa.s 27 YP Pa 1 API YP/PV Q1/Q2 滤失 ml 0 0 12.8 7# 结论：滤失量有所下降，但仍旧比较高。 8#配方：继续增加CMS的加量，降低失水。

100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +1.5%抑制剂SYD-1+1.0%CMS

表20 8#配方性能试验测试结果

性 能 8# 静置 ρ g/cm3 1.30 1.30 AV mPa.s 40 34.5 PV mPa.s 33.5 32 YP Pa 6.5 2.5 YP/PV 0.19 0.08 Q1/Q2 0 0 API滤失 ml 10.4 12.1 结论：加CMS以后，滤失量虽有所降低，但是仍然没有达到要求。 9#配方：

100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +1.5%抑制剂SYD-1+1.0%CMS+0.3%增粘剂XC +0.1%NaHPAN

9#配方在8#配方的基础上加入Na-HPAN使用降滤失剂复配的方法以达到降低失水的目的。

表21 9#配方性能试验测试结果

性 能 9# ρ g/cm3 1.30 AV mPa.s 25 PV mPa.s 20 YP Pa 5 YP/PV 0.25 Q1/Q2 0/1 API 滤失ml 2.6 结论：加入Na-HPAN后失水明显的降低，说明经过多种降失水剂的复配，降滤失性能达到要求。

完成了完井液的基本配方，考虑到要求完井液的返排率较高，在配方中加入3％的油溶性树脂，提高完井液的渗透率恢复值。油溶性暂堵剂是一种在水中和酸中不溶，但能在油中溶解的有机化合（油溶性树脂），它具有抗压强度和暂堵效率高的特点。该暂堵剂能根据地层温度要求调整软化点，并根据储层物性调整其粒度分布，以满足砂岩储层不同条件的暂堵要求；

根据上述室内试验，我们得出水平井完井液最终的配方为：

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100%水＋85%WⅡ+2%降失水剂LY-1 +1.5%抑制剂SYD-1+1.0%CMS+0.3%增粘剂XC+0.1%NaHPAN＋3％油溶性树脂

（4）效果评价 ①抑制性评价

对以上完井液做回收率试验，所得结果如下表

表22 抑制性的评价

基液 清水 聚磺 有机盐完井液 备注 好，适合在水平井中使用。

②腐蚀性能研究

在完井液被替入水平段后，固井时下入筛管，这样完井液与筛管接触，因此完井液的腐蚀性能相当重要。有机盐防腐蚀性比较好，这也是完井液选择有机盐体系的原因之一。对上述完井液进行了挂片腐蚀实验，测试结果见下表:

表23 完井液腐蚀速率挂片试验

流体 钻井液 钻井液 完井液 完井液 金属类型 P110 N80 P110 N80 腐蚀速度（mm/a） 0.286 0.179 0.043 0.041 腐蚀性评价 中等偏差 中等 极佳 极佳 岩屑滚动回收率 尤1井 15.6 67.2 92.1 勒10井 23.1 74.3 96.7 葡北6井 18.3 43.0 72.3 马6井 17.4 52.1 86.4 火3井 21.8 .3 90.1 岩屑滚动回收条件：80℃/16h 和其他体系相比，这种有机盐完井液体系的抑制性要比清水和聚磺的效果要

可以看出该完井液对挂片的腐蚀速率低，对套管的腐蚀作用小。 ③油层保护效果评价

通过渗透率恢复评价实验评价油层保护效果，其实验结果下表：

表24 渗透率恢复实验

基液 恢复值 KOP/KO（%） KOP/KO（%） 平均值（％） 16

钻井液 完井液 76.9 88.7 73.1 90.6 75.0 .7 可看出该完井液对地层渗透率恢复明显好于原钻井液，说明完井液对地层保护效果较为明显。

④流变性评价

完井液在替入水平段后，在采油时一部分完井液被油气带出，这样要求完井液的泵送能力好，流变性好、有良好的泵送能力。从下面的数据可以看出，其表观粘度适中，泵送容易。

表25 流变性评价实验

温度 （℃） 50 70 90 5、隔离液的研究 （1）隔离液的作用

隔离液主要是把有机盐液体与井筒内的钻井液隔离开，以免发生稠化反应，并且能够清扫岩屑床及虚泥饼。隔离液也使用无固相体系。

（2）隔离液的性能要求

为保证施工安全，要求隔离液与原钻井液和完井液都不能发生稠化反应。还要有低的粘度，以形成紊流冲刷虚泥饼和岩屑床。同时要有良好的抑制性、低失水及良好的封堵防塌性能以达到保护油气层的目的。

因此，根据性能要求得出隔离液的基本配方：抑制剂＋增粘剂＋降失水剂＋流型调节剂。在保证隔离液性能前提下，综合考虑各种成本，得出以下的配方： 0.3%K-PAM+2%Na-PAN+1%FL-1+1%CMS+ 0.2%XC

该隔离液的基本性能如下表：

表26 隔离液基本性能

密度 （g/cm3） 1.03 漏斗粘度 （s） 20 AV PV API滤失HTHP滤失量（ml） 9.8 pH固相 mPa.s mPa.s 量（ml） 16 13 4.8 值 （％） 8-9 <3 漏斗粘度（s） 36 34 34 AV （mPa.s） 21 19 18 PV （mPa.s） 14 13 10 YP Pa） 7 6 8 （3）混浆反应

将隔离液与原钻井液及上述完井液以不同比例进行混合，实验测其表观粘度如下表：

表27 混浆结果表

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隔离液与完井液体积比 1：9 3：7 5：5 7：3 9：1 AV（mPa.s） 16 17 18.5 17 16.5 隔离液与钻井液体积比 1：9 3：7 5：5 7：3 9：1 AV（mPa.s） 18 19.5 20 18.5 17 从试验结果可以看出，隔离液与二者分别混合后，流体的表观粘度都没有发生明显的变化，说明隔离液达到了要求。

三、施工工艺研究

洗井完井液的施工工艺可以有两种方法供选择，一是在进入储层后彻底替换常规聚合物、聚磺钻井液为无固相钻井液，这种方法在以后的钻井过程中不需要更换钻井液，油层保护效果好，但成本太高。二是只在完井时用洗井液洗井，并替换水平段的常规完井液为无固相钻井液。这种方法所用的洗井完井液数量比第一种方法小，比较经济。但这种方式在完井时要换钻井液，施工工艺难度较大。并且由于储层段原钻井液完全被洗井完井液液替换，相当于钻井液性能发生了较大的变化，对井壁稳定性有消极的影响，存在井塌的风险。但如果提高洗井完井液的抑制性，洗井施工过程迅速及时，这种风险还是可以避免的。

综合考虑以上因素，采用第二种方法。 1、施工时机的选择

为了最大限度的缩短洗井完井液在裸眼里的时间，降低井塌的风险，选取在测井结束后，下套管前进行施工。这样可以减少因换浆而造成的井下不适应性的时间，保证下套管的顺利进行。

2、洗井液的流态选择和调整

在不同的泥浆流动状态时岩屑上升的机理是不同。在层流状态，由于过水断面上液流速度的分布，使得成片状的岩屑在上升过程中两端受力不均匀，中心部位流速高、作用力大；靠两侧流速低、作用力小，致使有一个力矩作用给岩屑，使裂屑转动并被推向两壁（钻柱和井壁）。这时候，有的岩屑贴在井壁上形成厚的“假泥饼”，有的向下滑移。而由于两壁的摩阻，向下滑移的岩屑在下移速度减小后又会进入速度较高的液流中心部位向上运移，周而复始，岩屑经过曲折的运动而被泥浆带出井口。很明显，岩屑的这种转动现象对岩屑的携带是不利的，它延长了岩屑从井底返至地面的时间，甚至会使一些岩屑根本返不出地面，甚至造

18

成起钻遇卡、下钻遇阻、下钻下不到井底等复杂情况。

在紊流状态下，就不存在这样的现象，岩屑几乎全部都能被带至地面，环形空间里的岩屑较少，比较干净。要用紊流的泥浆液流携带岩屑；应该用低粘度、低切力的泥浆，尽可能地开大排量，以使达到紊流。所以，当洗井液在水平段环空流态为紊流时，携带岩屑效果好，并能有效清洗井壁虚泥饼。

把泥浆作为塑性液体考虑，一般以综合雷诺数Re＞2000时为紊流。按Re=2000，可得到计其临界流速的公式，在现场施工时，可根据临界流速公式计算得出最佳的排量。

临界流速公式：

upup225.2ρτ0(Dd)(Dd)vc10ρ(Dd)Vc：上返速度（m／s）；μp：塑性粘度（MPa.s）；ρ：密度（g／cm3）； τ0：动切力（pa）；D：井径（cm）；d：钻具外径（cm）

只要上返速度大于临界流速，就能达到紊流，可以有效携带出井壁的砂子，并破坏和携带出岩屑床，能保证洗井的效果。在施工时，要计算最大环空中达到紊流所需的排量，并且看泥浆泵能力能否达到。

配方调整时，需要调节钻井液的塑性粘度和动切力，使上返速度高于临界流速，在每口井可根据不同情况进行调节。

3、施工步骤： （1）原浆的循环与处理

井筒的钻井液适当降低粘度，循环2－3周，把井底的钻屑和砂子尽量携带出来。但井壁上的岩屑仅靠钻井液很难彻底清除，不可避免的会有部分附着在上面。

（2）洗井

洗井的目的是把井壁上没有被洗掉的岩屑和岩屑床携带出来。通过无粘土相的有机盐液体在水平段进行冲洗，达到洗井的目的。

（3）替入完井液

把保护油层效果好和防塌性能良好的无固相有机盐完井液替入水平段，并留在井底。在固井时下入筛管，在A点下入管外分隔器，水泥从A点往上返，水平段无固相有机盐完井液留在井底。

四、现场应用

在室内对配方和施工工艺研究完成后，在温平5－84井和神平275井应用，取得了理想的效果。

（一）在温平5－84井的应用 1、温平5－84井概况

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温平5－84井用Φ216mm钻头从300m二开，从2220米造斜，A点垂深2408.69 m，B点垂深2430.69 m，完井井深2795米（斜深），水平段长334m，水平段为三套砂岩夹杂两段泥岩，该段泥岩易坍塌，见下表。W5-84井在水平段的现场钻井液性能为，密度：1.40g/cm3，粘度43S，失水4ml。

表28 温平5－84井所钻遇的地层及岩性

地层 Q+N2p+ N1t Esh K J3q J2q 底界垂深 （m） 748 1019 11 2131 2361 地层岩性 杂色砾石层、棕红色泥岩夹砾岩 棕红色泥岩夹棕红、浅灰色泥质粉砂岩 棕色、紫色泥岩，灰色粉砂质泥岩 棕红色泥岩 浅灰色粉砂岩、细砂岩、灰色泥岩 浅灰色粉砂岩、细砂岩、灰色泥岩 故障提示 防塌 防塌 防塌 防塌 防塌 防喷、防漏、防污染 J2s（未穿） 2600（未穿） 2、前期准备工作 （1）计算井筒容积 钻具结构：

φ216mm钻头+φ165mm无磁钻铤×9m+φ127mm斜坡钻杆×712.5m +φ127mm加重钻杆×342m+φ127mm钻杆

斜坡钻杆内径φ108.6mm，加重钻杆内径φ76.2mm，钻杆内径φ108.6mm 泥浆泵排量33l/s； 按井径扩大率0%计算

环空容积计算：[（0.216）2-（0.127）2]×π×0.25=0.024方/米

水平段容积为（按340m计算）按：340×0.024+340×（0.072）2×π×0.25=9.66m3 注：该容积为放入钻杆容积

水平段长度为340米，计算泥浆顶替量（根据钻杆内容积计算）

[（712.5-400）×（0.072）2+ 342×（0.07）2+17×（0.096）2] ×π×0.25=15.2 m3

泥浆泵顶替时间：15.2×1000/（33×60）=7.7分钟 （2）配液 ①隔离液：

20

隔离液为无固相胶液6方，配方为：

0.3%K-PAM+2%Na-PAN+1%FL-1+1%CMS+0.2%XC

表29 隔离液性能

ρ g/cm3 1.02 ②洗井液：

洗井液为7方，为有机盐无固相液体，配方为： 85%WⅡ+2%FL-1+0.3%XC+2%LY-1+2%LYFF+0.3%SF-1

表30 洗井液性能表

ρ g/cm 1.31 3AV MPa.s 18 PV MPa.s 14 YP Pa 4 Q1/Q2 0.5/2 API 滤失ml 4.2 粘度 S 46 AV MPa.s 29 PV MPa.s 25 YP Pa 4 API YP/PV Q1/Q2 滤失 ml 0.16 0.5/1.0 2.6 根据上面的性能和前面的公式计算临界流速：

临界流速为1.30m/s，临界排量为31L/S，可以达到紊流。 ③完井液

完井液为13.6方，为有机盐无固相液体，配方为： 100%

水

＋

85%WⅡ+2%LY-1+1.5%SYP-1+1.0%CMS

+0.3%XC+0.1%NaHPAN＋3％油溶性树脂

该液体的性能为：

表31 完井液性能表

ρ g/cm3 1.35 粘度 s 28 AV mPa.s 26 PV mPa.s 19 YP Pa 7 YP/PV Q1/Q2 0.37 1/2 API 滤失ml 1.6 注：为了确保施工安全和井下安全，在完井液中加入SYP-1聚醚多元醇，降失水与防塌性能优良，均优于设计要求。

3、施工过程 （1）原浆的处理

测完井后，循环处理泥浆2周。同时用泥浆泵泵入200米的段塞，约5－6方，然后降低漏斗粘度至30-40S，循环泥浆直至除砂器不出砂子为止。

（2）洗井液的替入：

钻井液处理完，开始洗井液施工。用水泥车相继泵入隔离液、洗井液、隔离

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液，数量见下表：

表32 洗井液替入方数

体积（m3） 隔离长度（m） 隔离液 3 125 洗井液 5 208 隔离液 0.5 20 当隔离液与洗井液全部进入井筒以后，用泥浆泵循环钻井液，排量保持在33L/S，直至洗井液全部返出，振动筛上有大量岩屑出现，达到洗井的效果。

（3）完井液的替入：

洗井液全部返出地面后，开始完井液施工。用水泥车相继泵入隔离液、完井液、隔离液，用泥浆泵替入泥浆，把完井液替入水平段，起钻。完井液至少要填满整个水平段（334米），替入数量见下表：

表33 完井液替入方数

体积（m3） 隔离长度（m） 隔离液 3 125 完井液 12.8 350 隔离液 0.5 20 泵入钻井液 14.5 ／ （二）在神平275井的应用 1、神平275井概况

二开使用241mm钻头钻至完钻。A点位置2787.92米（斜深），设计完井井深3097米（斜深），实际完井井深3106米（斜深），水平段3米，水平段为泥岩与砂岩的混层，该段泥岩易坍塌，见下表。该井在进入A点处密度为1.30 g/cm3，在2800米（斜深）后井下出现粘卡现象。

表34 神平275井地质分层

地层 Q+N2p N1t Esh K 底界垂深（m） 690 1600 2020 2600 地层岩性 故障提示 杂色砾石层 棕黄，棕红色泥岩夹白色石膏层 暗紫色泥岩加石膏质泥岩和你质粉砂岩 紫色、紫红色泥岩夹砂岩 防塌 防塌 防塌、防漏 防塌、防漏 22

J2q J2s （未穿） 2710 上段为灰色纯泥岩，下段为灰色泥岩与砂岩互层 上段以灰色纯泥岩与砂岩略等厚互层，中下部暗紫色泥岩夹粉砂岩和砾状砂岩薄层 防喷、防污染 2800 防喷、防污染 2、前期准备 （1）计算井筒容积 现场钻具组合，计算如下：

φ241mm钻头+φ127mm斜坡钻杆×712.5m +φ127mm加重钻杆×342m+φ127mm钻杆

斜坡钻杆内径φ101.6 mm，加重钻杆内径φ76.2mm，钻杆内径φ101.6mm. 斜坡钻杆共长586.11m，加重钻杆共长306.22m。 泥浆泵排量33l/S。 按井径扩大率0%计算

环空容积计算：[（0.241）2-（0.127）2]×π×0.25=0.033方/米； 水平段容积为：360×0.033+360×（0.101）2×π×0.25=14.76m3 注：该容积为放入钻杆容积

水平段长度为360米，根据钻杆内容积计算泥浆顶替量为： [（0.101）2] ×π×0.25×2800=22.42 m3

泥浆泵顶替时间：25×1000/（33×60）=11.3分钟 （2）配浆 ①隔离液

隔离液为无固相胶液6方，配方为：

0.3%K-PAM+2%Na-PAN+1%FL-1+1%CMS+0.2%XC+2.5%SYP-1

表35 隔离液性能

ρ g/cm 1.03 ②洗井液

洗井液为7方，为有机盐无固相液体，配方为： 85%WⅡ+2%FL-1+0.3%XC+2%LY-1+2%LYFF+0.4%SF-1

表36 洗井液性能表

ρ g/cm3

3AV mPa.s 18 PV mPa.s 15 YP Pa 3 YP/PV 0.2 Q1/Q2 0.5/2 API 滤失ml 4.2 粘度 s AV mPa.s PV mPa.s 23

YP Pa YP/PV Q1/Q2 API 滤失 ml 1.30 28 27 23 4 0.17 0/0.5 2.6 临界排量计算：

根据上表中的性能，计算临界流速为1.0m/s，临界排量为33L/S，可以达到紊流。

③完井液

完井液为21方，为有机盐无固相液体，配方为：

85%WⅡ+2%LY-1+2.5%SYP-1+0.3%XC+2%LYFF+ 2%FL-1+1.0％CMS+0.1％NaHPAN+3％油溶性树脂

该液体的性能为：

表37 替入完井液性能

ρ g/cm3 1.31 粘度 s 43 AV mPa.s 24 PV mPa.s 18 YP Pa 6 YP/PV 0.33 Q1/Q2 0.5/1 API 滤失ml 1.8 注：为了确保施工安全和井下安全，在完井液中加入SYP-1聚醚多元醇，降失水与防塌性能优良，均优于设计要求。

3、施工过程 （1）原浆的处理

测完井后，循环处理泥浆2周。同时用泥浆泵泵入200米的段塞，约5－6方，然后降低漏斗粘度至30-40S，循环泥浆直至除砂器没有砂子为止。

（2）洗井液的替入

钻井液处理完，开始洗井液施工。用水泥车相继泵入隔离液、洗井液、隔离液，数量分别见下表：

表38 洗井液替入方数

体积（m3） 隔离长度（m） 当隔离液与洗井液全部进入井筒以后，用泥浆泵循环钻井液，排量保持在32L/S，直至洗井液全部返出，振动筛上有大量岩屑，达到洗井的效果。

（3）完井液的替入

洗井液全部返出地面后，开始完井液施工。用水泥车相继泵入隔离液、完井液、隔离液，用泥浆泵替入泥浆，把完井液替入水平段，起钻。替入数量分别见

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隔离液 4 121 洗井液 7 ／ 隔离液 1 30 下表：

表39完井液替入方数

体积（m3）

（三）实施效果评价

温平5－84井和神平275井使用这种无固相有机盐洗井完井液后，其下套管和固井过程都很顺利。与没使用洗井完井液的水平井相比，2口井减少钻井液污染时间分别为11天和28天。温平5-84投产后获得83方的高产油流，比相邻的直井产量提高了4倍以上。神平275投产后获得81.6方的高产油流，而且返出物中无钻井液、滤饼、钻屑等有害液相和固相，达到了保护油层的目的。说明洗井完井液技术取得了预期的效果，下表是这两口和没使用洗井完井液的井投产对比情况。

表4.2.7 实施效果对比

井号 温平5-84 温5-86 神平275（自喷） 神273（抽吸） 神274（自喷） 神平210 五、存在问题 1、水泥车排量小

完井液替入过程，水泥车的排量不能用到最大，井筒内的钻井液流速太慢，容易引起复杂事故发生。施工时最好提供一个两方左右的池子，使罐车先把完井液放到池子里面，再用水泥车替浆，使水泥车的排量达到最大。

2、隔离液数量少

温平5-84井在施工过程中，打入洗井液后，泥浆明显变稠，变稠量在20方

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隔离液 3 完井液 12.8 - 隔离液 0.5 16 泵入钻井液 14.5 - 隔离长度（m） 90 是否使用完井液 是 否 是 否 否 否 投产初期（方） 产量 82 34.9 81.6 10.2 21.4 21.2 含水% 0 0 0 0 0 0 目前（方） 产量 55 34. 18.3 7.9 18.8 4.99 含水% 0 0 0 0 0 0 左右。分析主要原因是隔离液的量太少，不能有效分隔钻井液与完井液。隔离液的隔离长度应该在200米以上，注入量在5方以上。

五、结论

无固相洗井完井液是由洗井液、完井液和隔离液组成，通过现场施工，表明该套体系及工艺具有良好的适应性，用于水平井的完井过程，用洗井液能够彻底清除岩屑，减少岩屑床对开采的影响，可以最大限度的减少钻井液对地层的污染，并能减少钻井液对井下工具的腐蚀，有效地发挥水平井的优势。概括起来具有如下特点：

1、洗井液在有机盐体系的基础上引入硅氟降粘剂，使该体系的动塑比小于0.2，在水平段能够有效清扫岩屑和破坏岩屑床，达到了洗井的目的。

2、完井液具有良好的抑制性，API失水小于2.5ml，加重剂为有机盐，体系中没有粘土，确保了该体系为无固相的体系，不会存在固相污染。在该体系中引入油溶性树脂，提高了完井液体系的返排解堵率，达到90％以上。

3、隔离液为无固相胶液，不含有机盐。这样隔离液与完井液、洗井液、钻井液发生稠化反应，保证了施工的安全。

4、在测井结束后，用水泥车从立管中向井筒泵入隔离液、洗井液和隔离液，再用泥浆泵替入钻井液，泥浆泵的排量必须大于31.8L/S，以便使洗井液达到洗井的效果。在洗井液被替出并被排放后，循环泥浆一周，观察井下正常后，然后用水泥车替入隔离液、完井液和隔离液，完井液的体积要等于水平段空井筒的体积，然后用泥浆泵替入钻井液到水平段，计算准确泵排量和钻具内体积，保证完井液全部充满水平段，然后起钻下套管。

5、从施工效果来看，2口井下套管和固井过程都很顺利。减少钻井液污染时间分别为11天和28天。投产返出物中无钻井液、滤饼、钻屑等有害液相和固相，两口井均获得80方以上的高产油流，达到了施工的目的。该技术的施工为油田的增产上产做出贡献，具有良好的推广价值。在常规水平井和侧钻水平井的完井阶段，均可以采用这种无固相洗井完井液技术，必将带来很好的经济效益。

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参考文献：

[1]《国外钻井液技术 上册》 《钻井液与完井液》编辑部 [2]《水平井工艺技术》 石油工业出版社 班景昌等译 [3]《钻井工艺原理》 石油工业出版社 刘希圣

[4]《泥浆工艺原理》 石油工业出版社 黄汉仁 杨坤鹏 罗平亚 [5]《钻井液工艺学》 石油工业出版社 鄢捷年

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