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摘要：超深井完井配套技术目前已在海内外获得了成熟的发展，完井液体系也逐渐完善。本文结合我国西北部某油田地层压力大、井身结构复杂、井下温度高、试油周期长的实际情况，对油田试油完井液在高温、高密度环境下，其性能及影响因素进行分析，以期为相关企业管理者提供必要的参考。
关键词：油田企业;油井;高密度超微重晶石完井液;性能
某油田山前构造油气井，其井深在6000-8000m之间，地层压力110-126MPa，井下温度130-180℃，井身结构复杂，对完井液性能要求较高。然而，目前使用的磺化水基完井液不具有良好的高温稳定性能，在长期高温条件下，易导致固化，且因受到试油完井作业工艺要求高、试油工序繁多等因素的影响，每根完井管柱需进行气密封检测，常规水基磺化完井液在周期长、高温条件下，极易产生加重剂沉淀等一系列恶化情况，使得开泵困难，封隔器难以坐封，增加了技术风险。为此，相关技术工作人员研发了高密度超微重晶石完井液（以下简称新式完井液），对其性能进行评估，并在现场展开试验。
1室内性能的评估
1.1高温流变稳定性
对新式完井液（1#）和KCL-磺化完井液（2#）的高温流变稳定性能展开了对比评估，完井液配方：
1# 超微颗粒+主稳定剂+辅稳定剂+产分散剂+辅分散剂+双电激发剂+H2O，密度2.12g/cm3。
2# 4%膨润土+8%SMP-3+0.5%NaOH+2%NaCl4%PSC-2+2%TRH-1+9%KCL+重晶石，密度是2.08g/cm3。
通过观察以下图表可知，
新式完井液的动切力平缓下降，而且几乎稳定，但KCL-磺化完井液动切力伴随老化时间的延续呈直线下降趋势;
新式完井液的终切力呈“降-升-降”的趋势，168h后，依然有相应的终切19.0Pa，并基本稳定，KCL-磺化完井液终切呈“稳-降-稳”趋势，72h后终切降到5.0Pa，体系终切力较低，容器底可见少许硬性的沉淀。在160℃老化15d后，新式完井液具有适当的触变性、流变性，其高温的稳定性能也较好，性能明显优于常规完井液。
1.2高温沉降稳定性
选用马尔文激光粒度仪器对两种完井液固相颗粒粒径进行测定。新式完井液颗粒粒径（d50）为1.086ηm，分布范围0.158-3.802ηm，KCL-磺化完井液颗粒粒径（d50）为17.751ηm，分布范围0.315-363.077ηm。新式完井液的固相颗粒其粒径较小，有利于体系悬浮稳定性。
选用针入型沉实程度测量议器对新式完井液和KCL-磺化完井液的沉實性进行测定，具体观察下表：
观察表2数据可知：伴随老化时间的推移，新式完井液沉实性偏低，同时，趋于稳定，而常规的KCL-磺化体系的沉实度较高，呈上升趋势，表明了超微重晶石完井液的高温沉降性能比KCL-磺化完井液更加优越。
1.3与有机盐完井液的配伍性
在密度是2.12g/cm3的新式完井液中，依据超微重晶石完井液：有机盐液体（密度1.4g/cm3）=4：1（V/V）的混合比加入有机盐液体，再在160℃老化24、72h，对高温流变性及流动性的变化进行测定。通过观察测定的结果可知，超微重晶石完井液与有机盐液体的混合液经过高温老化后，其流变性稳定，未产生沉淀、增稠，表明该体系和有机盐完井液的配伍性能良好。
2现场应用及其效果
某油井是第1口应用超微重晶石完井液的试油作业井，井深7460m，井底测井温度是152℃，完井液的密度是2.12g/cm3。现场取超微重晶石完井液样进行复核老化实验，观察其实验结果可知，现场应用的超微重晶石完井液，在高温静止老化15天后，未产生硬沉淀，沉实性偏低，性能比较稳定。超微重晶石完井液在该井中的应用取得效果如下：
（1）采用超微重晶石完井液正循环将原井中有机盐的压井液替出，在整个替液期间，未发现沉淀水眼，而且，混浆量明显减少。
（2）钻杆传输射孔顺利完成。管柱在下钻期间未发现沉淀或遇阻现象，井底没有段塞，钻具下放也较顺利，就位后顺利地开泵顶通，无憋泵现象，射孔枪的引爆顺利充分地表明了该完井液其流动性良好，高温条件下未产生沉淀及高温固化，确保了射孔作业有效地完成。
（3）测试管柱顺利地下到位。井中的超微重晶石完井液静止时间共计153h，测试管柱顺利下至井深设计值，管柱在整个下入期间没有遇到一点阻挡，井底没有硬质沉淀，封隔器顺利坐封。
（4）RTTS封隔器解封顺利。当结束测试后，将管柱上提到悬垂105t（原悬垂100t）封隔器解封，经相关确认，在磺化水基完井液下，该封隔器坐封3d内，解封压力通常大于悬重10-30t以内，本井封隔器在坐封后，在井中152℃高温状态下10d，小吨位顺利地解封，这与超微重晶石完井液的优越性能具有密切关系。
（5）完井管柱顺利地下入到位。超微重晶石完井液在井底高温静止时间共计210.5h，下完井管柱无遇阻现象，且反循环开泵也无憋泵问题，开泵2MPa出口正常返浆，反循环的出口密度均匀，未见分层现象，又一次验证了新式完井液在高温下良好的高温稳定性及沉降稳定性。
3总结与建议
1）高密度超微重晶石完井液用超微粉体加重，体系内无黏土成份，且有良好的抗高温沉降稳定性以及流变稳定性能，在高温、高压、超深井的试油完井作业中，可降低井下施工风险，拥有广阔的发展空间。
2）高密度超微重晶石完井液由车间加工生产，现场不用调整，处理较为便捷。
3）在常温条件下，高密度超微重晶石完井液长期存放地面存储罐中有缓缓下沉现象，可用2-3d循环一次的方式加以调整，该体系和膨润土浆的相容性还需进一步优化，现场应地管线、存储罐进行有效地清洁。
参考文献：
[1]王俊威.胜利油田小套管完井水平井试油技术优化设计与应用[J].油气井测试，2017，26（05）：73-74+78.
[2]王俊威.胜利油田小套管完井水平井试油技术优化设计与应用[J].化工设计通讯，2017，43（07）：244+254.
[3]张军杰.塔河油田超深稠油井高效完井试油技术[J].辽宁化工，2015，44（03）：325-328.
[4]徐立民，范玉斌，李玉强.胜利浅海油田试油、完井技术[J].科协论坛（下半月），2010（06）：43-46.
[5]王树强.大港油田套管完井水平井试油测试技术研究[J].油气井测试，2008（04）：47-48+77.
关键词：油田企业;油井;高密度超微重晶石完井液;性能
某油田山前构造油气井，其井深在6000-8000m之间，地层压力110-126MPa，井下温度130-180℃，井身结构复杂，对完井液性能要求较高。然而，目前使用的磺化水基完井液不具有良好的高温稳定性能，在长期高温条件下，易导致固化，且因受到试油完井作业工艺要求高、试油工序繁多等因素的影响，每根完井管柱需进行气密封检测，常规水基磺化完井液在周期长、高温条件下，极易产生加重剂沉淀等一系列恶化情况，使得开泵困难，封隔器难以坐封，增加了技术风险。为此，相关技术工作人员研发了高密度超微重晶石完井液（以下简称新式完井液），对其性能进行评估，并在现场展开试验。
1室内性能的评估
1.1高温流变稳定性
对新式完井液（1#）和KCL-磺化完井液（2#）的高温流变稳定性能展开了对比评估，完井液配方：
1# 超微颗粒+主稳定剂+辅稳定剂+产分散剂+辅分散剂+双电激发剂+H2O，密度2.12g/cm3。
2# 4%膨润土+8%SMP-3+0.5%NaOH+2%NaCl4%PSC-2+2%TRH-1+9%KCL+重晶石，密度是2.08g/cm3。
通过观察以下图表可知，
新式完井液的动切力平缓下降，而且几乎稳定，但KCL-磺化完井液动切力伴随老化时间的延续呈直线下降趋势;
新式完井液的终切力呈“降-升-降”的趋势，168h后，依然有相应的终切19.0Pa，并基本稳定，KCL-磺化完井液终切呈“稳-降-稳”趋势，72h后终切降到5.0Pa，体系终切力较低，容器底可见少许硬性的沉淀。在160℃老化15d后，新式完井液具有适当的触变性、流变性，其高温的稳定性能也较好，性能明显优于常规完井液。
1.2高温沉降稳定性
选用马尔文激光粒度仪器对两种完井液固相颗粒粒径进行测定。新式完井液颗粒粒径（d50）为1.086ηm，分布范围0.158-3.802ηm，KCL-磺化完井液颗粒粒径（d50）为17.751ηm，分布范围0.315-363.077ηm。新式完井液的固相颗粒其粒径较小，有利于体系悬浮稳定性。
选用针入型沉实程度测量议器对新式完井液和KCL-磺化完井液的沉實性进行测定，具体观察下表：
观察表2数据可知：伴随老化时间的推移，新式完井液沉实性偏低，同时，趋于稳定，而常规的KCL-磺化体系的沉实度较高，呈上升趋势，表明了超微重晶石完井液的高温沉降性能比KCL-磺化完井液更加优越。
1.3与有机盐完井液的配伍性
在密度是2.12g/cm3的新式完井液中，依据超微重晶石完井液：有机盐液体（密度1.4g/cm3）=4：1（V/V）的混合比加入有机盐液体，再在160℃老化24、72h，对高温流变性及流动性的变化进行测定。通过观察测定的结果可知，超微重晶石完井液与有机盐液体的混合液经过高温老化后，其流变性稳定，未产生沉淀、增稠，表明该体系和有机盐完井液的配伍性能良好。
2现场应用及其效果
某油井是第1口应用超微重晶石完井液的试油作业井，井深7460m，井底测井温度是152℃，完井液的密度是2.12g/cm3。现场取超微重晶石完井液样进行复核老化实验，观察其实验结果可知，现场应用的超微重晶石完井液，在高温静止老化15天后，未产生硬沉淀，沉实性偏低，性能比较稳定。超微重晶石完井液在该井中的应用取得效果如下：
（1）采用超微重晶石完井液正循环将原井中有机盐的压井液替出，在整个替液期间，未发现沉淀水眼，而且，混浆量明显减少。
（2）钻杆传输射孔顺利完成。管柱在下钻期间未发现沉淀或遇阻现象，井底没有段塞，钻具下放也较顺利，就位后顺利地开泵顶通，无憋泵现象，射孔枪的引爆顺利充分地表明了该完井液其流动性良好，高温条件下未产生沉淀及高温固化，确保了射孔作业有效地完成。
（3）测试管柱顺利地下到位。井中的超微重晶石完井液静止时间共计153h，测试管柱顺利下至井深设计值，管柱在整个下入期间没有遇到一点阻挡，井底没有硬质沉淀，封隔器顺利坐封。
（4）RTTS封隔器解封顺利。当结束测试后，将管柱上提到悬垂105t（原悬垂100t）封隔器解封，经相关确认，在磺化水基完井液下，该封隔器坐封3d内，解封压力通常大于悬重10-30t以内，本井封隔器在坐封后，在井中152℃高温状态下10d，小吨位顺利地解封，这与超微重晶石完井液的优越性能具有密切关系。
（5）完井管柱顺利地下入到位。超微重晶石完井液在井底高温静止时间共计210.5h，下完井管柱无遇阻现象，且反循环开泵也无憋泵问题，开泵2MPa出口正常返浆，反循环的出口密度均匀，未见分层现象，又一次验证了新式完井液在高温下良好的高温稳定性及沉降稳定性。
3总结与建议
1）高密度超微重晶石完井液用超微粉体加重，体系内无黏土成份，且有良好的抗高温沉降稳定性以及流变稳定性能，在高温、高压、超深井的试油完井作业中，可降低井下施工风险，拥有广阔的发展空间。
2）高密度超微重晶石完井液由车间加工生产，现场不用调整，处理较为便捷。
3）在常温条件下，高密度超微重晶石完井液长期存放地面存储罐中有缓缓下沉现象，可用2-3d循环一次的方式加以调整，该体系和膨润土浆的相容性还需进一步优化，现场应地管线、存储罐进行有效地清洁。
参考文献：
[1]王俊威.胜利油田小套管完井水平井试油技术优化设计与应用[J].油气井测试，2017，26（05）：73-74+78.
[2]王俊威.胜利油田小套管完井水平井试油技术优化设计与应用[J].化工设计通讯，2017，43（07）：244+254.
[3]张军杰.塔河油田超深稠油井高效完井试油技术[J].辽宁化工，2015，44（03）：325-328.
[4]徐立民，范玉斌，李玉强.胜利浅海油田试油、完井技术[J].科协论坛（下半月），2010（06）：43-46.
[5]王树强.大港油田套管完井水平井试油测试技术研究[J].油气井测试，2008（04）：47-48+77.