石油勘探与开发 >

2025 , Vol. 52 >Issue 6: 1438 - 1447

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20240538

石油工程

一种温敏型酸性完井液技术

  • 李宝军 , 1, 2 ,
  • 罗平亚 , 1 ,
  • 黄丹超 1, 3 ,
  • 赵向阳 2 ,
  • 胡恒 2 ,
  • 董宏伟 2 ,
  • 苏欢 2 ,
  • 陈世林 3 ,
  • 毛禹清 3 ,
  • ROMERO CORTEZ Henry Paul 4
展开
  • 1 西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室， 成都 610500
  • 2 中国石油川庆钻探工程有限公司， 成都 610051
  • 3 西南石油大学化学化工学院， 成都 610500
  • 4 厄瓜多尔基多中央大学， 厄瓜多尔 170520
罗平亚（1940-），男，四川内江人，中国工程院院士，主要从事石油天然气工程、油田应用化学工程方面的研究。地址：成都市新都区新都大道8号，邮政编码：610500。E-mail：

李宝军（1979-），男，陕西榆林人，中国石油川庆钻探有限公司高级工程师，西南石油大学石油工程专业在读博士研究生，主要从事钻井液、完井液技术的研究与应用。地址：四川省成都市成华区猛追湾街6号，邮政编码：610051。E-mail：

Copy editor: 唐俊伟

收稿日期: 2024-08-21

  修回日期: 2025-11-24

  网络出版日期: 2025-11-28

基金资助

国家自然科学基金“爬山虎型抑制剂介导下黏土矿物层间表面水化单分子抑制层的构建及作用机制研究”(52404010)

收起

A temperature-sensitive acidic completion fluid technology

  • LI Baojun , 1, 2 ,
  • LUO Pingya , 1 ,
  • HUANG Danchao 1, 3 ,
  • ZHAO Xiangyang 2 ,
  • HU Heng 2 ,
  • DONG Hongwei 2 ,
  • SU Huan 2 ,
  • CHEN Shilin 3 ,
  • MAO Yuqing 3 ,
  • ROMERO CORTEZ Henry Paul 4
Expand
  • 1 State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
  • 2 CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, Chengdu 610056, China
  • 3 School of Chemistry and Chemical Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
  • 4 Central University of Ecuador, Quito 170520, Ecuador

Received date: 2024-08-21

  Revised date: 2025-11-24

  Online published: 2025-11-28

Fold

摘要

以乳酸乙酯为主体研制一种温敏型泥饼清除剂（G315），在此基础上配制温敏型酸性完井液（CF-G315），通过岩心评价实验、泥饼溶蚀实验和腐蚀性实验，分析G315的泥饼清除性能、CF-G315的泥饼清除效率、CF-G315对井周储层的改造能力、对套管的腐蚀性及水解性能。研究表明：G315中的乳酸乙酯在常温下呈弱酸性，高温下分解出乳酸，与泥饼中的碳酸钙反应产生气泡剥离泥饼，生成可溶性盐随液体流出，泥饼清除功能良好。CF-G315在高效清除泥饼的同时，还可改善井周储层渗透性，同时具有低腐蚀性与环保性能，可有效保障设备安全，简化施工工艺，降低作业风险，在水平井、裸眼完井和砾石充填完井等场景中具有较好的应用潜力。

关键词： 温敏; 泥饼清除剂; 酸性完井液; 乳酸乙酯; 泥饼清除性能; 储层伤害; 腐蚀性

本文引用格式

李宝军 , 罗平亚 , 黄丹超 , 赵向阳 , 胡恒 , 董宏伟 , 苏欢 , 陈世林 , 毛禹清 , ROMERO CORTEZ Henry Paul . 一种温敏型酸性完井液技术[J]. 石油勘探与开发, 2025 , 52(6) : 1438 -1447 . DOI: 10.11698/PED.20240538

Abstract

A temperature-sensitive mud cake remover (G315) was developed using ethyl lactate as the primary component. Based on this, a temperature-sensitive acidic completion fluid (CF-G315) was formulated. Core evaluation tests, mud cake dissolution tests and corrosion tests were conducted to analyze the mud cake removal performance of G315, the removal efficiency of CF-G315, and its ability to modify the near-wellbore reservoirs, corrosion to casing and hydrolysis performance. Results indicate that ethyl lactate in G315 exhibits weak acidity at room temperature and decomposes into lactic acid under high temperatures. The lactic acid reacts with the calcium carbonate in the mud cake, generating bubbles that dislodge the mud cake and form soluble salts that are subsequently removed by fluid flow, thereby ensuring effective mud cake clearance. CF-G315 removes mud cake efficiently and enhances near-wellbore reservoir permeability. It demonstrates low corrosivity and environmental compatibility, contributing to equipment safety, simplified operational procedures and reduced operational risks. CF-G315 is promising for application in scenarios such as horizontal wells, open-hole completions and gravel pack completions.

Key words： temperature-sensitivity; mud cake remover; acidic completion fluid; ethyl lactate; mud cake removal performance; reservoir damage; corrosiveness

0 引言

储层钻井液在控制地层压力、降低储层渗透率损害、保持井眼稳定等环节中不可或缺[1-2]。为了控制地层压力，储层钻井液为无土相钻井液体系，通常加入可酸溶碳酸钙加重剂[3]。然而，以碳酸钙为加重剂的储层钻井液滤失形成泥饼在完井过程中不可避免，也是导致储层伤害的重要因素之一，严重影响后期开发效果。尤其在水平井裸眼完井作业中，近井地带的碳酸钙泥饼导致的储层伤害可使产能降低30%~50%[4-6]。为解决这一难题，完井作业后常需酸洗近井壁区域的碳酸钙泥饼，进而改善井眼连通性，提高油井产能[7-9]。常规酸化洗井使用的高强度酸液存在明显局限：①在清除碳酸钙泥饼的同时，会溶蚀储层岩石，改变其渗透特性，极端情况下可导致地层完全漏失，加剧不可逆的储层伤害[10-11]；②强酸酸液因其酸性强、反应速率快，导致其对碳酸钙泥饼的作用范围有限，难以实现水平井段整体渗透率的有效恢复；③强酸对钻具腐蚀性强，且返排液需进行酸碱中和处理，存在较大环保隐患[12-13]。
针对上述技术瓶颈，采用具备可控反应动力学的自生缓速酸体系作为解决方案。该体系基于化学前驱体在储层温度触发下的可控水解反应，原位释放具有缓速酸化作用的有机酸。其核心机制在于通过调节酸液扩散速率、改变反应路径或控制酸活性组分的释放过程，实现酸-岩/泥饼反应动力学的有效调控，从而克服常规强酸体系在作用范围、储层兼容性与腐蚀性等方面的局限[14]。
典型的缓速酸类型包括稠化酸、泡沫酸、表面活性剂缓速酸、乳化酸以及基于化学反应前驱体的自生缓速酸等。自生缓速酸体系通常由化学前驱体在一定条件下原位水解生成酸性物质[15-17]，化学反应生酸过程本身即具备固有的缓释特性，能够实现更温和且持久的酸化作用[18]。同时所生成的有机酸或弱酸通常腐蚀性远低于无机强酸，在反应速率和腐蚀性控制方面展现出更优的综合应用潜力[2,18]。尽管现有缓速酸技术不断发展，但在能够精准匹配储层温度实现温敏触发、兼具高效泥饼清除与最小储层伤害性能的自生缓速酸体系制备，特别是在完井液原位应用的整合设计方面，仍有待深入研究与优化。
本文以乳酸乙酯为主体制备泥饼清除剂，并与完井液复配构建，研发了一种基于自生缓速酸技术的温敏型酸性完井液体系，其核心优势在于能在特定储层温度条件下实现缓速酸化，达到理想的酸洗效果。对该体系进行泥饼溶蚀、岩心评价、腐蚀性评价、红外光谱和pH值测定等室内评价，最后进行现场应用试验。

1 温敏型泥饼清除剂、酸性完井液制备

实验材料如下：乳酸乙酯（99.9%）购自北京市津同乐泰化工产品有限公司；醋酸钾（92%）购自天津市瑞金特化学品有限公司；氨基三亚甲基膦酸ATMP（99%）购自山东优荣化工科技有限公司；无水氯化钙（96%）购自潍坊共创化工有限公司；钢制挂片购于上海化科实验器材有限公司，10#碳钢，尺寸为40 mm×12 mm×2 mm。加重剂采用粒径0.01 mm（1 250目）超细碳酸钙（ASP1250），钻井液处理剂采用改性淀粉（ASR-1）、黄原胶（XCD）、低黏聚阴离子纤维素（PAC-LV）、聚丙烯酸钾（K-PAM）、甲酸钠（NaCOOH）。
根据实际工程需求，要求完井液的地面初始pH值趋近于7，井底水解后的pH值不高于3。因此，温敏型泥饼清除剂使用乳酸乙酯作为自生酸源。利用乳酸乙酯的温敏水解性质，实现高地面初始pH值、低井底水解pH值：常温下，由于分子运动缓慢、水分子扩散速度缓慢、反应活化能较高，水分子与乳酸乙酯链段的碰撞频率较低，乳酸乙酯基本不水解；高温下，分子热运动增强、水分子扩散加速、反应活化能降低，水解反应的发生频率和效率提高，乳酸乙酯缓慢水解。然而单一乳酸乙酯组分存在溶蚀率和初始pH值较低的局限性，因此优选引入酸性添加剂、pH值调节剂及阻垢剂等协同组分，以优化泥饼清除剂的整体性能。

1.1 酸性添加剂优选

为了降低乳酸乙酯在井底水解后的pH值并提高其对泥饼的溶蚀率，选取氯化钙作为酸性添加剂。乳酸乙酯在高温环境中水解产生乳酸与乙醇，Ca2+能够与乳酸分子中的羧基（—COOH）和羟基（—OH）发生螯合作用，显著促进水解反应的进行。具体而言：乳酸分子中的羧基带有负电荷，能够与Ca2+结合成配位键，形成稳定的螯合物。Ca2+的参与降低了乳酸分子中羧基的电子密度，从而削弱乳酸乙酯分子中酯键的稳定性，增强乳酸与乳酸乙酯酯键之间的相互作用，使水解反应更易发生。此外，乳酸中的—OH也能够与Ca2+结合，进一步增强乳酸分子与乳酸乙酯链之间的相互作用力，促进乳酸乙酯的断裂和分解。因此，Ca2+与乳酸的螯合作用加速了高温环境下乳酸乙酯的水解过程。据此设计系列配方：1#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+12 g氯化钙；2#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+16 g氯化钙；3#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+18 g氯化钙；4#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙；5#，400 mL水+ 80 mL乳酸乙酯+22 g氯化钙；6#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+24 g氯化钙；7#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+28 g氯化钙。

1.1.1 泥饼溶蚀性能测试

首先配制碳酸钙加重储层钻井液，并按照API（美国石油协会）测试要求制取泥饼，最后利用称重法测试泥饼清除剂清除效果[19]。碳酸钙加重储层钻井液泥饼与滤纸在105 ℃下干燥2 h，记录初始质量（m1）。将泥饼和滤纸轻轻弯曲后沿内衬内壁放入容积为500 mL的水热合成反应釜中，内衬中加入泥饼清除剂，确保液体完全淹没泥饼和滤纸。将反应釜放入100 ℃的烘箱中加热，进行泥饼溶蚀。6 h后取出水热反应釜，在空气中冷却至室温，打开水热合成反应釜并取出泥饼与滤纸样品，观察滤纸上泥饼的变化情况。然后，将泥饼与滤纸放入表面皿中并在105 ℃下干燥2 h，记录泥饼与滤纸的质量（m2）。将泥饼与滤纸样品放入超声清洗机中超声1 h，取出滤纸放入表面皿中并在105 ℃下干燥2 h，称滤纸质量（m0），最后采用下式计算溶蚀率。
$R_{\mathrm{mc}}=\frac{\left(m_{1}-m_{0}\right)-\left(m_{2}-m_{0}\right)}{m_{1}-m_{0}} \times 100 \%$
实验结果如图1所示，氯化钙添加量与泥饼溶蚀率呈非完全正相关关系。随着氯化钙加量的增加，溶蚀率呈现先升高后降低的变化规律。当添加量达到20 g时，溶蚀率出现显著跃升，增至86.37%。在此添加量的基础上进一步增加氯化钙用量，溶蚀率仍能维持在较高水平。然而，当添加量增至28 g时，溶蚀率随之下降。因此，选择氯化钙的加量为20 g（4#配方）。
图1 氯化钙加量对溶蚀率的影响

1.1.2 水解测试

配制邻苯二甲酸氢钾标准液（pH=4）和混合磷酸盐标准液（pH=6.8），校正酸度计精度。室温下，将酸度计插入泥饼清除剂中，记录数值，作为起始pH值。升温至90 ℃后维持3 h，每0.5 h用酸度计测试，记录泥饼清除剂pH值。待泥饼清除剂的温度恢复至室温后，记录pH值作为终值。
对添加/未添加氯化钙的乳酸乙酯进行了水解对比实验，实验结果如图2所示。与未添加氯化钙的乳酸乙酯相比，添加氯化钙的乳酸乙酯（4#配方）初始pH值更高，为5.4。在整个水解过程中，4#配方的pH值下降幅度更为显著。然而，水解反应结束并恢复至室温（480 min）后，两个体系的最终pH值趋于接近。
图2 添加/未添加氯化钙的乳酸乙酯水解曲线

1.2 pH值调节剂优选

加入酸性添加剂后，温敏型泥饼清除剂的初始pH值为5.4，优选醋酸钾作为pH值调节剂，以提高初始pH值并抑制常温下乳酸乙酯的水解。其化学原理为：①醋酸钾为弱碱性，其释放的氢氧根离子（OH−）较为缓慢地与水中的氢离子（H+）发生中和作用，不会显著提升溶液的碱性，同时抑制常温下乳酸乙酯的水解；②随着高温环境下乳酸乙酯的缓慢加速水解，溶液中生成大量H+，溶液的酸性增强，然而醋酸钾释放的OH−与H+结合，会导致乳酸乙酯水解后的pH值略微上升。设计3组实验配方考察醋酸钾对乳酸乙酯pH值的调节效果：1#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+0.1 g醋酸钾；2#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+0.2 g醋酸钾；3#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+0.4 g醋酸钾。
水解实验结果如图3所示。可以看到，增加醋酸钾加量会提升温敏型泥饼清除剂在整个反应过程中的pH值，具体表现在初始pH值、水解过程中pH值以及水解结束后（480 min）pH值的整体升高，因此能够有效抑制乳酸乙酯在常温下的水解速率，但其代价是同时削弱了所需高温水解活性，此设计是以牺牲高温水解性能为代价，来优先保证其在常温下的稳定。
图3 醋酸钾对水解反应的影响
由图3可见，当醋酸钾在乳酸乙酯溶液中的加量超过0.2 g时，初始pH值不会进一步增大，但水解过程中的pH值会继续增大，因此选择醋酸钾加量为0.2 g，将氯化钙与醋酸钾一起添加复配，研究其溶蚀性能与初始pH值。其配方为：1#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙；2#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙+0.2 g醋酸钾。实验结果如图4所示，可见与氯化钙复配使用时，醋酸钾在有效调节溶液初始pH值的同时，还能保证温敏型泥饼清除剂的溶蚀率不出现较大的降幅。
图4 醋酸钾对乳酸乙酯溶蚀率、pH值的影响
进一步对氯化钙与醋酸钾复配配方中醋酸钾的加量进行优选，设计实验配方：1#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙；2#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+ 20 g氯化钙+0.2 g醋酸钾；3#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙+0.4 g醋酸钾；4#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙+0.6 g醋酸钾；5#，400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙+0.8 g醋酸钾。实验结果如图5所示，可知，在加入醋酸钾后，溶液水解规律没有改变，均随着时间增加水解逐渐增强，水解反应终点时溶液pH值达到最低值。随着醋酸钾加量的增加，溶液初始pH值在一定范围内基本维持不变，约为5.7。然而，水解结束时pH值变化较大，醋酸钾加量为0.2~0.4 g时，水解结束后pH值明显升高，醋酸钾加量为0.8 g与不加醋酸钾相比，最低pH值相差3左右，恢复至室温时（480 min）的pH值相差2左右。
图5 醋酸钾加量对水解的影响
综上，加入醋酸钾后可以有效改善溶液的pH值。1#—5#实验溶蚀率分别为86.37%，80.45%，79.84%，77.63%，71.98%。兼顾溶蚀率的要求，pH值调节剂加入量为0.2~0.4 g较为合适。

1.3 阻垢剂优选

为解决碳酸钙再沉淀问题，尤其在长时间酸化施工或高温时的结垢风险，开展阻垢剂优选。优选出ATMP作为阻垢剂，研究其对溶蚀率的影响。将ATMP稀释500倍得到ATMP500，设计以下配方：1#：400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙+0.2 g醋酸钾；2#：400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙+0.2 g醋酸钾+ 4 mL ATMP500；3#：400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙+0.2 g醋酸钾+8 mL ATMP500；4#：400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙+0.2 g醋酸钾+12 mL ATMP500；5#：400 mL水+80 mL乳酸乙酯+20 g氯化钙+0.2 g醋酸钾+20 mL ATMP500。实验结果如图6所示。结果表明，温敏型泥饼清除剂中加入ATMP500，其溶蚀率有所提升。当ATMP500加入量为8 mL时，溶蚀率达到90.03%。与空白样相比，溶蚀率提升约9.5个百分点。当ATMP500加入量超过12 mL时，溶蚀率呈下降趋势。因此，ATMP500的合适加量应为8~12 mL。
图6 ATMP500加量对溶蚀率的影响

1.4 配方及制备方法

通过系统优选酸性添加剂、pH值调节剂及阻垢剂的种类与加量，确定了各组分的最优配方。同时，为有效抑制温敏型泥饼清除剂的早期水解，在配制过程中降低了体系含水量，待运输至作业现场后，再定量补水至目标浓度复配使用。最终温敏型泥饼清除剂的配方及制备方法为：①称量1.570 2 g醋酸钾、80 g无水氯化钙加入到160 mL水中，搅拌溶解，冷却至室温；②量取320 mL乳酸乙酯加入到醋酸钾和氯化钙的混合水溶液中，搅拌均匀；③量取1.0 mL ATMP（99%），加水稀释至500 mL，配制成ATMP500；④量取32 mL ATMP500滴入到醋酸钾、氯化钙和乳酸乙酯的混合溶液中，搅拌均匀，配成温敏型泥饼清除剂G315。产品呈淡黄色透明液体，密度1.04 g/cm3。基于G315配制温敏型酸性完井液，以配制1 000 mL温敏型酸性完井液为例：取750 mL水，加入11.25 g KCl，然后再加入250 mL温敏型泥饼清除G315，搅拌30 min，制备得到温敏型酸性完井液CF-G315。

2 温敏型泥饼清除剂性能评价

依据前述测试方法，将G315稀释至所需浓度，采用泥饼溶蚀实验评价G315对泥饼的清除效果。图7为泥饼溶蚀率与时间的关系曲线，溶蚀实验依据泥饼溶蚀性能测试方法，在反应温度100 ℃，反应时间12 h条件下进行测试。从图中可以看到，随着溶蚀时间的增加，G315对泥饼的溶蚀率呈现逐渐增长的趋势。当溶蚀时间超过6 h后，溶蚀率不再随时间的延长而变化，泥饼的最大溶蚀率为91.56%。溶蚀过程中，泥饼表面首先产生细密的小气泡，随着时间的延长，气泡逐渐变大，最终泥饼和滤纸发生分离。这是因为：①G315中的酸性物质和泥饼中的碳酸钙发生化学反应并生成二氧化碳，产生气泡，碳酸钙溶蚀、二氧化碳气泡膨胀导致泥饼骨架结构发生改变；②气泡在泥饼和滤纸之间形成隔离层，减弱泥饼和滤纸之间的吸附作用，最终实现泥饼的清除。实验结果表明，G315具有良好的泥饼清除效果。
图7 泥饼溶蚀率与时间的关系（反应温度100 ℃）
图8展示了泥饼溶蚀率与温度的关系，溶蚀实验依据泥饼溶蚀性能测试方法，在反应温度25，50，75，100 ℃，反应时间6 h条件下进行测试。由图可知，泥饼溶蚀率与温度呈现正相关关系。温度从25 ℃升至75 ℃，泥饼溶蚀率从5.24%增加至39.9%。当温度进一步升高至100 ℃时，溶蚀率达到93.4%。这是因为温度低于75 ℃时，G315仅发生少量水解，生成的酸性物质溶解了部分泥饼，温度在75~100 ℃时，G315发生大规模水解，产生大量酸性物质，显著提高了泥饼的溶蚀率，说明G315具有良好的温敏性能。
图8 泥饼溶蚀率与温度的关系（反应时间6 h）

3 温敏型完井液性能评价

3.1 温敏型完井液对储层的伤害性评价

3.1.1 岩心伤害评价实验设计

参照《钻井液完井液损害油层室内评价方法》标准[20]，利用多功能岩心驱替仪（CFS700，购自法国VINCI公司）开展岩心钻井液污染实验，再用CF-G315完井液冲洗岩心伤害端面，测试钻井液污染后与完井液冲洗后的渗透率，评价其冲洗效果。选取厄瓜多尔Oriente盆地东部油田上白垩统U层段岩心（No.1，No.2和No.3）与苏里格气田下二叠统盒8段岩心（苏30-66）开展对比实验，岩心参数如表1所示。
表1 岩心参数数据表
岩心号 井深/
m		 层位 长度/
cm		 直径/
cm		 渗透率/
10−3 μm2		 孔隙度/
%		 岩心孔隙
体积/cm3
No.1 2 935 U层 4.07 2.50 236.300 0 7.15 2.30
No.3 2 876 U层 2.40 2.50 242.800 0 7.85 0.89
苏30-66 3 485 盒8 2.61 2.50 0.436 3 10.60 1.42
No.2 2 962 U层 2.50 2.54 264.400 0 8.48 1.06
分别采用厄瓜多尔Oriente盆地东部油田U层、苏里格气田盒8段钻井时使用的钻井液体系配方配制实验室用钻井液。对于油层，实验室钻井液配方为：10%ASP1250+1.0%ASR-1+0.3%XCD，用于No.1和No.3岩心实验，No.2岩心作为对比样本，不采用钻井液浸泡；对于气层，实验室钻井液配方为：H2O+ 0.3%NaOH+1.0%PAC-LV+0.1%KPAM+0.2%XCD+3%KCl+ 2.0%ASP-1250+5.0% NaCOOH，用于苏30-66岩心实验。渗透率测试实验参数如表2所示，钻完井液驱替实验参数如表3所示。实验中，出口压力为常压（0.1 MPa）。
表2 渗透率测试实验参数
岩心
编号		 实验
编号		 围压/
MPa		 入口流量/
(mL·min−1)		 温度/
℃		 驱替
流体		 条件
No.1 Ⅰ 13.79 4.0 90 航空
煤油		 伤害前
Ⅱ 13.79 4.0 90 伤害后
Ⅲ 13.79 4.0 90 冲洗后
No.3 Ⅳ 13.79 4.0 90 航空
煤油		 伤害前
Ⅴ 13.79 4.0 90 伤害后
Ⅵ 13.79 4.0 90 冲洗后
苏30-66 Ⅶ 13.79 10.0 90 氮气 伤害前
Ⅷ 13.79 10.0 90 伤害后
Ⅸ 13.79 10.0 90 冲洗后
No.2 Ⅹ 13.79 4.0 90 航空
煤油		 冲洗前
Ⅺ 13.79 4.0 90 冲洗后
表3 钻完井液驱替实验参数
岩心
编号		 实验
编号		 入口压力/
MPa		 入口流量/
(mL·min−1)		 围压/
MPa		 驱替
时间/h		 温度/
℃		 工作液
No.1 A 13.79 20.68 2 90 钻井液
B 4.0 13.79 6 90 完井液
No.3 C 13.79 20.68 2 90 钻井液
D 4.0 13.79 6 90 完井液
苏30-66 E 13.79 20.68 24 90 钻井液
F 4.0 13.79 6 90 完井液
No.2 G 4.0 13.79 6 90 完井液

3.1.2 钻完井液对岩心伤害实验结果

使用多功能岩心驱替仪开展钻完井液驱替实验：①选取No.1岩心，按照石油天然气行业标准《岩心常规分析方法》（SY/T 5336—1996）[21]进行烘干、称重、抽空加压饱和盐水处理。②将抽空饱和后的岩心称重，装入岩心驱替仪的岩心夹持器中，按表2中实验Ⅰ设定实验条件，采用航空煤油驱替至入口压力稳定10 min不变化后，测试渗透率K01，即为伤害前岩心对驱替流体的渗透率。③按表3中实验A设定实验条件，以恒定入口压力注入油层钻井液，驱替2 h，收集钻井液滤液，驱替结束后测量其体积。④伤害结束后，按照表2中实验Ⅱ设定实验条件，采用航空煤油进行驱替实验，测试渗透率K02，即为伤害后岩心对驱替流体的渗透率。使用（2）式计算伤害后的渗透率恢复率。⑤将配制好的温敏型完井液置入多功能岩心驱替仪系统中，按照表3中实验B设定实验参数进行驱替实验，收集完井液滤液，驱替结束后测量其体积。⑥冲洗结束后，按照表2中实验Ⅱ设定实验条件，采用航空煤油测试冲洗后渗透率K03，使用（3）式计算冲洗后的渗透率恢复率。⑦驱替结束后顺序更换岩心（No.2、No.3、苏30-66）和对应参数，重复上述过程，直至完成全部实验。需要说明的是：①No.2岩心不进行钻井液伤害，直接开展完井液驱替实验，实验结果用于对比分析。②钻完井液滤液中包括极少量岩心饱和液体，考虑到岩心饱和液体的体积仅约为0.89~2.30 mL，而采用钻完井液驱替得到的滤液体积远大于岩心饱和液体的体积，故忽略钻完井液滤液中的少量岩心饱和液体不会对实验结果产生大的影响。
$R_{1}=\frac{K_{02}}{K_{01}} \times 100 \%$
$R_{2}=\frac{K_{03}}{K_{01}} \times 100 \%$
图9为岩心伤害实验滤失量曲线。从图中可以看出，经钻井液伤害后，No.1、No.3和苏30-66岩心的滤失量均较低。这是由于钻井液在岩心滤失过程中形成了一层致密的滤饼，导致岩心渗透率较低，滤失量小。其中，苏30-66岩心的滤失量最低，这是由于该岩心渗透率远低于No.1、No.3岩心，因此滤失量也相应更小。
图9 岩心伤害实验滤失量
在使用CF-G315完井液处理受钻井液伤害的岩心后，No.1、No.3和苏30-66岩心的滤失量均增大。原因在于岩心表层的泥饼被部分破坏，其封堵作用显著削弱甚至丧失，岩心渗透率大幅提升，滤失量也随之大幅增加。值得注意的是，对于仅使用完井液冲洗而未经钻井液伤害的No.2岩心，其滤失量高于其余3个岩心，原因在于该岩心渗透率较高且未被钻井液伤害。
图10为岩心经钻井液伤害后和CF-G315冲洗后渗透率的恢复情况。可知，No.1和No.3岩心经钻井液伤害后，渗透率分别为原始渗透率的41.95%和59.55%，平均50.75%，渗透率降幅49.25%，达中等伤害程度；经过CF-G315完井液冲洗后，渗透率分别为原始渗透率的110.55%和118.35%，平均114.45%。苏30-66岩心经过钻井液伤害后，渗透率为原始渗透率的71.67%，渗透率降幅29.33%，接近中等伤害程度；经过CF-G315完井液冲洗后，渗透率为原始渗透率的103.52%。未经钻井液伤害处理的No.2岩心经CF-G315完井液冲洗后，渗透率为原始渗透率的113.19%。以上4块岩心渗透率恢复率均达到了100%以上，说明温敏型完井液不但克服了钻井液对岩心造成的伤害，同时会溶蚀岩心中的部分充填物[22]，增大渗透率恢复率。
图10 岩心渗透率恢复率测试结果
图11展示了钻井液伤害后、CF-G315完井液冲洗后的岩心对比照片。经钻井液伤害后，在No.1和No.3岩心端面形成薄而致密的泥饼（表面呈深黑色），苏30-66岩心因滤失量较低，泥饼形成不明显，照片上仍可清晰观察到岩心的原貌。经完井液清洗后，No.1和No.3岩心表面的泥饼被溶蚀，表面颜色明显变浅，特别是No.3岩心呈现出岩心原貌，泥饼溶蚀较彻底；苏30-66岩心因原有泥饼较少，其溶蚀现象不明显；No.2岩心表面不存在钻井液泥饼，并未发生溶蚀现象。对比实验表明，被钻井液伤害岩心经CF-G315完井液清洗后，其端面附着的泥饼被有效清除。
图11 钻井液伤害后、温敏型完井液冲洗后岩心照片对比

3.2 温敏型完井液的腐蚀性评价

3.2.1 腐蚀性实验设计

完井液的腐蚀速率是现场应用的关键指标。参考《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》（SY/T 5405—2019）[23]进行腐蚀性能测试：①取100 mL质量分数为1.5%的KCl盐水，加入33.3 mL G315并搅拌均匀配制成CF-G315，在室内利用挂片称重法测试该完井液的腐蚀速率[24]；②取100 mL质量分数为1.5%的KCl盐水，加入27 g质量分数为37%的盐酸搅拌均匀，测试该完井液（CF-HCl）的腐蚀速率，进行腐蚀性能对比。实验步骤为：①将配制好的两种完井液分别倒入两只烧杯中，置于恒温水浴锅中升温至90 ℃。②准备2组挂片，每组包含3片挂片，称量挂片的质量后，将其中1组放入CF-G315完井液中，另外1组放入CF-HCl完井液中，静置6 h时。③取出挂片用清水冲洗，然后放置于干燥器中20 min后称量质量，精确至0.000 1 g，使用（4）式计算腐蚀速率（取每组3片挂片的平均值），随后将挂片继续静置于对应完井液中。④当静置时间分别达到12，18，24 h时，重复第③步。实验过程中，在静置6 h与24 h取出挂片时，拍照记录挂片腐蚀状况。
$v=\frac{1 \times 10^{6} \Delta m}{A \Delta t}$

3.2.2 腐蚀性评价结果

通过对比CF-G315完井液和CF-HCl完井液对钢片腐蚀情况分析CF-G315完井液的腐蚀性。图12为钢片在CF-G315完井液和CF-HCl完井液环境中的腐蚀速率变化情况。由图可知，CF-G315完井液的腐蚀性远低于CF-HCl完井液；随着时间的延续，两种完井液对钢片的腐蚀性逐渐减弱。腐蚀时间为24 h时，CF-G315完井液对钢片的平均腐蚀速率为29.67 g/（m2·h），而CF-HCl 完井液的平均腐蚀速率为194.51 g/（m2·h）。G315中的乳酸乙酯分解产生的乳酸是一种弱酸，盐酸为强酸，弱酸与铁的反应更弱，因此CF-G315完井液的腐蚀速率远低于CF-HCl完井液。
图12 钢片在完井液环境下腐蚀速率随时间的变化
由腐蚀后的钢片照片（见图13）可以看出，经CF-HCl完井液腐蚀的钢片，表面存在大片铁锈，腐蚀面积较大；而经CF-G315完井液腐蚀的钢片仅存在局部腐蚀痕迹，由此可知，CF-G315中的乳酸乙酯分解后产生弱酸，具有低腐蚀特点。随着时间的延长，铁表面生成的铁氧化物越来越多，酸和铁的反应将逐渐变慢。因此，随着腐蚀时间的延长，CF-G315完井液和CF-HCl完井液对钢片的腐蚀速率均下降。
图13 钢片在完井液中腐蚀后的照片

3.3 温敏型完井液的水解性能评价

依据水解测试方法，对CF-G315进行pH值测试，测试条件：测试温度范围20~95 ℃，测试时间540 min。由CF-G315完井液pH值随温度的变化曲线（见图14）可知，水解开始时，CF-G315完井液的初始pH值为6.9，接近中性。当温度从20 ℃上升到95 ℃时，CF-G315完井液的pH值快速下降，保持95 ℃至360 min时，CF-G315完井液的pH值降低至1.9，呈强酸性。停止加热后，随着温度的降低，CF-G315完井液的pH值逐渐升高，温度降至20 ℃后，CF-G315完井液的pH值达到3.3，后随时间延长缓慢上升，呈酸性。CF-G315完井液实现了地面常温条件下的初始高pH值、井底高温水解过程中的低pH值，满足实际钻井液工程需要。
图14 温敏型完井液pH值随温度的变化曲线

4 现场应用效果

厄瓜多尔盆地Oriente盆地东部油田主要油层为上白垩统Napo组M1、T、U砂层，油层埋深2 011.68~3 048 m，孔隙度12%~25%，渗透率0.40~4.0 μm2，地层压力系数1.03~1.07，地层温度90~95 ℃。储层矿物以石英为主，含量56%，其次为黏土，含量35%，长石、方解石和白云石含量均低于4%。地层水矿化度30 000~60 000 mg/L，原油平均密度0.96 g/cm3，黏度30~50 mPa·s。
Napo组钻井过程中使用碳酸钙加重钻井液，密度1.25~1.30 g/cm3，固相含量较高。水平井裸眼下筛管完井，固相颗粒及泥饼对油井产能影响大，清除井周地层污染是完井施工的关键技术节点。使用CF-G315完井液在Napo组试验36口井次，有效解除了近井壁地层的固相污染，显著提高单井产量。完井施工中，Φ203.2 mm水平井段采用筛管完井，下筛管到底后，以300~450 L/min泵入密度1.006 g/cm3、浊度小于20 NTU的KCl盐水顶替筛管外的无固相钻井液和上部套管内的盐水，随后泵入CF-G315完井液至水平井段，当完井液到达水平段后，计量漏失量，测算地层清除泥饼效果。
CF-G315完井液泵至水平段后的漏失速率变化如图15所示。CF-G315完井液刚泵入到水平段时，漏失速率较小，随时间的延长，漏失速率呈上升趋势，6 h时时达最高，随后漏失速率呈下降趋势，这说明CF-G315完井液不断溶蚀井壁表层泥饼，在6 h后溶蚀基本完成。CF-G315完井液通过酸性的逐步释放，井底作用时间长，作用面积大，可确保已钻开储层段有效发挥产能。而常规酸作业中，酸液通常会在滤饼的薄弱处溶蚀出一条通道，随后大部分酸液将沿该通道流入地层，极大降低对剩余泥饼的溶蚀效果。
图15 水平段CF-G315完井液漏失速率与时间的关系
东部油田Tarapoa区块9口试验井产层为Napo组M1砂层，油井投产参数如表4所示，表中D1井为未采用CF-G315完井液处理的同区块井，为生产效果对比井。可以看到，采用CF-G315完井液处理后，9口试验井表皮系数均为负值，最低达−6.0，说明CF-G315完井液不仅能清除井壁地带的泥饼，且能有效改善井底周围地层的渗透性；9口试验井采液指数为1.68~28.5 m3/（d·MPa），平均6.64 m3/（d·MPa），显著高于对比井的2.78 m3/（d·MPa），试验井产能大幅提高，其中W5井日产原油236 t，创该区块单井产量历史最高纪录。可见CF-G315完井液具有良好的清除泥饼与改善井周地层渗透性的能力。
表4 Tarapoa区块9口试验井与对比井投产参数
井号 水平段
长度/m		 CF-G315
注入量/m3		 CF-G315
漏失量/m3		 完井液
盐水类型		 储层基准
压力/MPa		 井底流体
压力/MPa		 地层渗透率/
10−3 μm2		 表皮
系数		 采液指数/
(m3·d−1·MPa−1)
W1 205.4 12.4 2.9 KCl 19.3 17.9 1 144 −0.94 4.95
W2 201.2 12.6 3.5 KCl 19.3 18.8 2 242 −2.71 1.68
W3 111.9 7.8 2.9 KCl 19.7 16.6 1 400 −2.45 3.08
W4 379.2 17.3 4.5 KCl 16.3 14.4 2 177 −6.00 4.09
W5 188.4 11.3 3.2 KCl 16.2 13.9 3 021 −3.49 4.10
W6 59.7 4.9 2.2 KCl 19.1 16.3 2 000 −2.28 5.17
W7 275.8 16.2 3.2 KCl 16.6 15.0 720 −1.69 3.67
W8 210.3 12.9 3.2 KCl 18.1 17.7 4 800 −3.39 28.50
W9 213.7 12.9 3.0 KCl 19.1 17.2 2 546 −3.01 4.48
D1 205.4 18.7 12.3 1 054 2.78

5 结论

G315型泥饼清除剂中的乳酸乙酯在常温下保持中性，高温下分解出乳酸，乳酸电离出氢离子，氢离子再与泥饼中的碳酸钙反应，产生气泡剥离泥饼，并生成可溶性盐随液体流出，具有良好的泥饼清除功能。
使用CF-G315型完井液完井，在高效除泥饼清除的同时，还可改善井周地层渗透性，提升单井产能。CF-G315型完井液腐蚀性低，可有效保障设备安全性。
现场应用证实，CF-G315完井液在成功提升单井产量的同时，还可简化施工工艺，降低作业风险，同时环保性能良好，在水平井、裸眼完井和砾石充填完井等场景中具有较好的应用潜力。
符号注释：
A——试片表面积，mm2；K01——伤害前岩心渗透率，10−3 μm2；K02——伤害后岩心渗透率，10−3 μm2；K03——冲洗后岩心渗透率，10−3 μm2；m0——滤纸质量，g；m1——未溶蚀泥饼与滤纸的质量，g；m2——溶蚀后泥饼与滤纸的质量，g；Rmc——泥饼溶蚀率，%；R1——伤害后岩心渗透率恢复率，%；R2——冲洗后岩心渗透率恢复率，%；v——单片腐蚀速率，g/（m2·h）；Δm——试片腐蚀失量，g；Δt——反应时间，h。

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