摘要：针对川渝油气田砂岩和碳酸盐岩储层渗透率差异大，黏土或泥页岩易发生水化膨胀，深井、高温、高矿化度、异常高压或高含H₂S；CO₂酸性气藏等因素的多变性难题，结合HSE的要求，提出了特定地层井况对完井修井作业的建议：①根据特定地层井况对完井修井作业进行专门的完井液、压井液方案设计；②研制新型高效的增黏剂、降失水剂、增效剂、温度稳定剂、防垢剂、除硫剂和缓蚀剂等添加剂来满足不同油气地层条件的需要；③选用可生物降解性好、低毒性的材料来提升完井液、压井液的环保功能；④通过优化完井液压井液体系配方技术和集成化技术的系统研究，以满足川瀹油气田不同储集层条件的油气井完井与修井等安全作业以及HSE的要求。

关键词：环保性；完井液；压井液；修井作业；油气层；保护；防腐

    石油天然气工业的钻井、完井、修井、生产和增产处理都可能对油气井的产能造成损害^[1]。关于油气地层损害的机理、损害的诊断和控制地层损害的重要性的论述国内外已发表许多论文^[2～3]。运用其理念，能够以最小的油气层损害进行完井、修井等施工作业。钻开油气层开采初期或中后期，进行完井、修井作业，所采用的完井液、压井液对完井修井后油气井产能的影响，主要取决于入井完井液、压井液类型对产层形成的回压和产层的渗透率。对于高压、高温、高中低渗透、易漏失油气井，若使用常规盐水型完井液、压井液甚至使用转化的含固相的钻井液进行完井修井作业，就会因固相或其他不溶物或与地层原生地层水配伍性差的液相大量侵入油气层而大大降低储集层渗透率，造成严重的油气产层损害，导致油气井产能或注入能力降低。

    性能优良的完井液、压井液既要防止地层流体向井筒流动而发生井喷等安全事故，又要防止完井液、压井液向地层漏失，造成油气产层渗透率降低，进而导致油气井的产能或注入能力降低，更严重的是会导致井喷，造成作业不安全与环境污染问题^[4]。环保性高密度完井液、压井液体系由于具有与地层岩石、地层流体良好的配伍性，且无黏土无固相、高密度(小于1.35g/cm³)、高黏度、高切力、携砂悬砂能力强、高温稳定性好，较低滤失、较低的地层伤害、较低的腐蚀性以及良好的环保功能特性，可选择性好，适合高酸性油气井，可以用作完井液、压井液、环空保护液、射孔液、顶替液和隔离液等，在国内外油气井的完井、修井等作业中正愈来愈得到广泛的应用。

    通常完井、开采和修井作业的各个阶段使用的流体极少有同地层岩石、地层水组分配伍性良好的。在砂岩或碳酸盐岩储集层内，若使用不相容的非天然流体进行作业，就会使该储集层的微粒或黏土发生膨胀、分散，堵塞地层孔隙，导致井眼周围砂岩或碳酸盐岩储集层的绝对渗透率下降。据有关文献分析可知，在黏土交换位置上最初的Ca²⁺和Mg²⁺被Na⁺取代后，对NaCl盐水的渗透率就取决于渗透力和可逆的黏土膨胀。在黏土交换位置上阳离子同晶型交换的影响以及黏土晶格不吸附Na⁺而吸附K⁺的趋势。研究的目的就是用KCl盐水或具抑制性强的合成流体代替NaCl盐水作为完井液、压井液的优点。因此，完井液、压井液配方设计必须对储层液体和储层岩石进行物化特眭分析，即要考虑配制盐水与储层水在阳离子类型和浓度上相匹配，尽可能保持离子电性平衡甚至趋于正电性。为确定引起地层损害的机理，选择完井液、压井液体系必须考虑油气藏岩石、原生水与外来液体的配伍性、黏土稳定性、乳化堵塞或水敏水锁、固相侵入和改变储层的润湿性。若不能确定或不考虑井下油气藏条件，有些昂贵的盐水完井液、压井液可能引起严重的地层损害，尽管其在另外的油气藏或不同条件下证明效果很好。现场作业利用现有技术可减小诸如完井修井用的高密度盐水过程中的结垢沉淀和解决高密度盐水液的长期防垢问题。显然，不相容流体就会降低地层渗透率，进而降低产能或注入能力，甚至会影响井下安全作业。采用适当的地层损害控制技术将对油气生产公司产生潜在的经济影响，在全面了解储集层物化特性的基础上，对使用的完井液、压井液进行模拟储集层条件的配伍性能评价试验，以确定具体的完井液、压井液类型和体系配方。因此，特定地层的完井修井作业只有进行专门的完井液、压井液设计并进行模拟地层条件性能评价，才能达到预期作业目标，实现优化生产和保护储集层。

当作业工作液密度大于1.35g/cm³时，技术难度愈大。理论上，配制完井液、压井液的基液盐水应与储层水在阳离子类型和浓度上相匹配，以防止结垢沉淀和保持离子平衡甚至趋于正电性，防止页岩黏土发生水化膨胀，损害油气层。完井液、压井液用量大，存在潜在环境污染，对此提出使用无黏土无固相高密度环保性良好的完井液、压井液体系的思路。在川渝地区，针对常规完井液、压井液基液盐水的类型选择、比例、与地层岩石及原生地层水的配伍性、高酸性气田、结垢趋势(碳酸钙垢、硫酸钙垢、硫酸钡垢、硫酸锶垢、硫化锌、硫化亚铁沉淀等)、入井流体的滤失液量大、悬浮能力差、密度受气温变化影响较大、乳化倾向、生物毒性与生物降解性问题以及油管、套管、地面设备的严重腐蚀问题，采取借鉴国内外发展的前沿先进技术并结合川渝油气田特点，为此，研制的集成化新技术成果体系基本克服了以上缺点，找出了解决完井液、压井液体系的关键技术。通过集成化技术的系统研究，其关键技术特性主要体现如下：

1) 彻底改变以往技术聚合物在高密度盐水中难溶解、易形成“鱼眼”或“团块”，生成微凝胶和体系增黏难、悬浮力差、滤失水量大，引起地层损害。

   2) 增黏能力和悬浮能力的改善，提高了岩屑的悬浮能力。

3) 流体失水进一步减少降低了地层损害。

    4) 增黏剂、降失水剂、增效剂、温度稳定剂、防垢剂、除硫剂、缓蚀剂等尽量选用可生物降解性好、低毒性的材料，减轻了环境污染，提高了完井液、压井液的环保功能。

    5) 采用热稳定性材料，使完井液、压井液的抗高温稳定性得以提升。

    6) 具有较高抑制泥页岩水化膨胀的能力。

    7) 采用现有技术可减小完井修井高密度盐水过程的结垢沉淀和解决其长期防垢技术问题。

    8) 形成适合不同类型H₂S、CO₂油气藏的完井液、压井液的安全技术体系。

    9) 基本解决井下油管、套管、地面设备因高矿化度、溴化盐以及H₂S、CO₂高酸性气体的严重腐蚀问题。

    10) 总体上，推广使用该项集成化技术成果体系，可使完井修井等井下作业事故的不安全性和潜在环境污染问题大大降低，而油气层的原始地层渗透率可以得到最大限度的保护，并提高采收率。

    通过大量研究，所研制的完井液、压井液体系系列的基础组分由可溶性无机盐类、无机盐结晶抑制剂、增黏剂、降失水剂、页岩黏土膨胀抑制剂、增效剂、温度稳定剂、防垢剂、除硫剂、缓蚀剂、防乳破乳剂、铁离子稳定剂和消泡剂等组成。从HSE和专业技术角度看，以下为主要添加剂材料的选择原理及其技术关键。

    完井液、压井液体系所采用的加重材料主要是可溶性无机盐类，主要用来增加或调节完井液、压井液的密度，常见的无机盐及其密度范围，见表1。对高含H₂S的油气井，进行完井修井作业所采用的体系中不宜采用ZnCl₂、ZnBr₂作为加重材料，除非采用新型除硫剂技术，以免因产生ZnS沉淀破坏液体性能的稳定性，甚至诱发井下安全事故发生和损害地层。

    完井液、压井液的密度主要靠加入可溶性无机盐类进行调节，但因密度增加或气温变化，所用的高分子量无机盐就会结晶析出，为达到所需的密度稳定，就必须加入无机盐结晶抑制剂。其作用是通过吸附于已形成的无机盐的微小晶粒表面，阻止晶粒的进一步增大，改变无机盐与溶液之间的溶解平衡，增大无机盐的溶解度，从而起到结晶抑制的效果。

    增黏剂主要用来提升完井液修井液的黏度以增强流体的悬浮能力和控制失水。据资料调研和前人研究经验总结，环保功能的和利于提黏度及控制失水增强流体悬浮能力的天然聚合物改性材料主要有淀粉类、纤维素类、生物聚合物类、胍胶类和壳聚糖类。

    在高密度盐水中，若不加入黏度-滤失增效剂，所加入的聚合物型增黏剂、降失水剂很难溶解，其黏度效应、降失水功能较难发挥，甚至形成“鱼眼”或“团块”，生成微凝胶。因此，必须加入黏度-滤失增效剂，才能发挥其功能作用。黏度一滤失增效剂的加入，使得淀粉、纤维素和xC生物聚合物类天然高分子衍生物在高密度复杂盐水体系中能够得以舒张、溶解，从而起到增黏、增稠、失水控制的功能作用。

    纯粹的高密度盐水液作为完井液压井液，其滤失量相当大，将严重损害油气层。通常要加入抗高盐度的聚合物降失水剂，以最大限度减少因水敏、水锁、黏土水化膨胀、改变储层的润湿性等因素造成的油气层损害和达到防塌稳定井壁的作用。

    完井液压井液必须具有很好的抑制泥页岩膨胀能力，以减少对地层的损害。页岩黏土膨胀抑制剂通过在黏土表面静电作用力，电性中和或正电荷增强，促使黏土的电位降低，压缩双电层，双电层斥力减弱、结合力增强，从而达到抑制泥页岩膨胀分散的作用，保护地层稳定井壁。

    当所作业井的井温大于90℃，因完井液、压井液中所用的淀粉、纤维素和XC生物聚合物类天然高分子衍生物在高温下分子易发生降解，故需加入温度稳定剂，才能增强其抗温性和有效发挥其功用效果。据资料和实验研究，聚合醇复合类是淀粉、纤维素和XC生物聚合物衍生物类有效的温度稳定剂，也是一类环保型的材料。

    对于可能存在结垢趋势的油气井，必须在完井液、压井液体系中使用相配伍的高效防垢剂。防垢剂的作用机理是通过反应+螯合机理和吸附机理起到防垢作用的^[5]。室内通过模拟地层水与完井液、压井液滤液的配伍性情况筛选适合的防垢剂。

    H₂S易破坏工作液性能的稳定性，甚至诱发井下作业安全事故和损害地层。对高含硫气井的完井、修井等井下作业所采用的完井液、压井液体系必须添加除硫剂，才能满足安全作业和保护油气层的要求。高效水溶性除硫剂是一种铁螯合物，主要由EDTA、DTPA等同铁螯合而成，除硫速率快，不产生沉淀物，20世纪80年代末至今在国外含硫气井用完井液、压井液体系中成为主导产品。该除硫剂在含氧体系中可再生并重复使用，经济和环保上具有优越性。

    完井液、压井液的高矿化度、溴化盐以及油气地层中的H₂S、CO₂会对地面施工设备及油管、套管产生严重腐蚀，故要适当加入缓蚀剂。对含H₂S、CO₂油气地层，当地层水中H₂S含量高于5mg/L时，任何好的缓蚀剂均可控制金属的腐蚀；而地层水中H2S含量低于5mg/L时，则必须使用抗CO₂腐蚀的缓蚀剂，才能控制金属的腐蚀问题^[6～7]。

    川东北高含H₂S天然气田(H₂S含量平均高达10%)的大规模发现，给未来的钻井、完井、修井、射孔等作业环节带来潜在的重大安全风险，高含H₂S井喷事故的发生，映射出我国勘探开发此类特殊气藏的高技术与高风险性所涉及的科学与技术系统工程问题研究不够，缺乏相适应的成套安全技术^[7]。H₂S易破坏工作液性能的稳定性，甚至诱发井下作业安全事故和损害地层，使生产井初期的生产周期缩短，甚至可能降低整个油气藏的采收率。川渝油气田的地层及地层流体、油气组成特性特点：地质构造复杂及地层物性因素复杂多变、砂岩或碳酸盐岩储集层，地层岩石流体配伍性，黏土或泥页岩易发生水化膨胀，深井、高温、高矿化度、异常高压或高含H₂S或CO₂酸性气藏等因素的多变性，给完井修井等井下作业带来针对性与选择性。川渝油气田总体上可分为两大类：一类为常规油气田；另一类为含H₂S气体的油气田。因酸性或高酸性油气田的成套开采工程技术对HSE技术标准要求更高，为保证作业安全、避免发生潜在环境污染、最大限度保护油气藏，故对完井液修井液的质量提出了更高的综合技术性能要求。为此，进行完井修井等井下作业必须针对具体油气藏或新老井的全面信息进行相应的方案设计和室内模拟实验，筛选优化适用的完井液、压井液体系配方技术，以保证井下安全作业的顺利进行。

    常规油气田因不含H₂S气体，进行完井修井等井下作业选择的工作液体系大体有几种：①不含H₂S也不含CO₂的新井或老井的完井修井作业用完井液、压井液体系；②不含H₂S含CO₂的新井或老井的完井修井作业用完井液、压井液体系；③不含H₂S含凝析油的气井的完井修井作业用完井液、压井液体系。

   通过借鉴前人研究成果和大量的资料研究并结合探索试验，优选适合的基液配方组分通常有如下几类：

    1) 基液=无机盐结晶抑制剂+增黏剂+降失水剂+页岩黏土膨胀抑制剂+温度稳定剂+防垢剂+缓蚀剂+消泡剂。

   2) 基液=无机盐结晶抑制剂+增黏剂+降失水剂+页岩黏土膨胀抑制剂+温度稳定剂+防垢剂+抗C0₂缓蚀剂+消泡剂。

   3) 基液=无机盐结晶抑制剂+增黏剂+降失水剂+页岩黏土膨胀抑制剂+温度稳定剂+防垢剂+缓蚀剂+防乳破乳剂+消泡剂。

    H₂S酸性油气田的开发生产整体技术因其对HSE标准要求更高更严格，进行完井修井等井下作业选择的工作液体系大体有几种：①含H₂S不含CO₂的新井或老井的完井修井作业用完井液、压井液体系；②含H₂S含CO₂的新井或老井的完井修井作业用完井液、压井液体系；③含H₂S含凝析油的气井的完井修井作业用完井液、压井液体系；④高含H₂S的新井或老井的完井修井作业用完井液、压井液体系。

   通过可查新的资料研究和借鉴前人研究成果并结合现状进行探索试验，优选适合的基液配方组分有如下几种：

   1) 基液=无机盐结晶抑制剂+增黏剂+降失水剂+页岩黏土膨胀抑制剂+温度稳定剂+防垢剂+除硫剂+缓蚀剂+消泡剂。

   2) 基液=无机盐结晶抑制剂+增黏剂+降失水剂+页岩黏土膨胀抑制剂+温度稳定剂+防垢剂+除硫剂+抗H₂S、CO₂缓蚀剂+消泡剂。

    3) 基液=无机盐结晶抑制剂+增黏剂+降失水剂+页岩黏土膨胀抑制剂+温度稳定剂+防垢剂+除硫剂+缓蚀剂+防乳破乳剂+消泡剂。

    4) 基液=无机盐结晶抑制剂+增黏剂+降失水剂+页岩黏土膨胀抑制剂+温度稳定剂+防垢剂+除硫剂、碱式碳酸锌、海绵铁+抗H₂S、C0₂缓蚀剂+消泡剂。

    以上几种基液形成的常规油气田和H₂S酸性油气田的实用完井液、压井液体系配方技术的常见配方体系7大类密度范围，见表1。

    1) 川渝油气田的探井、新开钻井在钻探过程中要进一步加强油气层保护技术应用外，更要注重钻开油气产层的完井保护，加大力度采用无伤害或低伤害的新功能完井液技术尤其重要。国内外大量科研实践研究表明，若原始地层渗透率一旦伤害，即使采用酸化或压裂技术都很难恢复地层原始状态，影响正常开发生产，缩短初期的开发周期，降低采收率。甚至酸化、压裂施工都无法正常进行，更为严重的可能造成新油气井报废。

    2) 川渝油气田的新生产井或老井在修井等井下作业阶段使用的工作液应大力提倡采用对油气藏储集层无伤害或低伤害的新功能压井液技术，以保证安全作业顺利进行，必将对油气生产公司产生潜在的经济影响。

    3) 应加大对环保性无黏土无固相高密度完井液、压井液体系技术的现场推广应用技术研究。它是含硫油气田安全开发系统工程技术必需的配套安全技术，更加符合HSE标准的新技术体系，值得高度重视。

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(本文作者：周效全¹ 廖仕孟² 伍贤柱³ 常宏岗¹ 石晓松¹ 杜国滨¹ 龙顺敏¹ 周伟² 1.中国石油西南油气田公司天然气研究院；2.中国石油西南油气田公司；3.中国石油天然气集团公司川庆钻探工程公司)