保护油气层的完井液类型

保护油气层完井液按组成主要分为以下三类。

（1）气体型。主要有气体和泡沫两种。

（2）水基型。主要包括改性钻井液、盐水清洁液和聚合物盐水液等。

（3）油基型。主要分为纯油和乳状液两种。

6．6．2．1　气体型完井液

气体型完井流体的主要作用有：

（1）防止损害油气气层，尤其是低压层；

（2）有效地防漏；

（3）钻坚硬地层；

（4）钻严重缺水地层。

气体类型的完井流体从其组成又可分为空气（天然气）、雾、充气钻井液、硬胶泡沫、稳定泡沫。各种方法的特点、优点和缺点如表6－77所示。

（1）空气。空气流体是由空气或天然气、防腐剂、干燥剂等组成的循环流体。由于空气的密度最轻，常用以钻漏失层、地层敏感性强的油气层、溶洞性低压层和低压生产层等。其机械钻速与常规钻井液相比可增加3～4倍。具有钻速快、钻井时间少、钻井成本低等特点。使用空气钻井时需在井场专门配备空气钻井设备，在一般情况下，地面注入压力为0．7～1．4MPa、环空流速为762～914m／min时能有效进行空气钻井。它的使用常受井深、地层出水、井壁不稳等的限制。

（2）雾。雾液是由空气、发泡剂、防腐剂和少量水混合组成的循环流体，是空气钻井过程中的一种过渡性工艺。即当钻遇地层液体（小于23．85m3／h）而不能再继续采用干气作为循环介质时，用它来钻低压油气藏。在雾液中空气是连续相，液体是非连续相，返出的岩屑、空气和液体呈雾状。当雾钻井时，空气需要量通常比空气钻高30%，有时要高50%。并视井内出液量情况，通常要向井内注入20～50L发泡液（99%是水，1%为发泡剂）。为了能有效地将岩屑携带出井口，地面注入压力一般要高于2．45MPa，井内环空流速要达到914m／min以上。由于空气和雾液都是在负压下钻进，因此对生产层的影响很小。

（3）充气钻井液。充气钻井液是将空气注入钻井液内来降低流体液柱压力。充气钻井液的密度最低可达到0．5g／cm3，钻井液和空气的混配比值一般为10∶1，用充气钻井液钻井时，环空速度要达到50～500m／min，地面正常工作压力为3．5～8MPa。在钻进过程中要注意空气的分离和防腐、防冲蚀等问题。

（4）泡沫液。目前，泡沫液是钻进低压产层常用而有效的工作液。它用于修井液也可收到良好的效果。最常用的钻井泡沫液是稳定泡沫，它在地面上形成后再泵入井内使用，也称做预制稳定泡沫。稳定泡沫完井液具有以下特点：

1）泡沫密度低，井内流体静压力低。一般情况下，泡沫密度为0．032～0．065g／cm3，而液柱静压力只有水的2%～5%，对产层产生负压差，因而对产层损害很小。但对由于力学因素而造成井壁不稳定的地层，不宜采用。

表6－77　气体型流体的特点、优点和缺点

2）稳定泡沫的携屑能力强。稳定泡沫是密集细小的气泡由强度较大的液膜包围而成的一种气－水型分散体系。它密度较小，但有较大的强度，具有一定的结构，因此在较低速梯下有较高的表观黏度。所以它在井内环空里流动时形成柱塞上移。由于此柱塞黏度高、强度大，因而对钻屑有很强的举升能力，加上泡沫的可压缩性很强，在泡沫上升的过程中存在的膨胀趋势，也对钻屑的举升有利，因此，好的稳定泡沫的携屑能力可达水的10倍，比常用钻井液高4～5倍，完全可以满足钻井过程中净化井底和携屑的需要。

显然，泡沫的携屑能力与泡沫稳定性及泡沫强度有直接的关系。

3）液量低。泡沫中水相含量不得高于25%。水相含量低，而且束缚于液膜中，因此与油层接触和进入油层的可能性大大减少。

4）流体中无固相。除钻屑外，泡沫中可以不含其他的固相（即可不选专用的固体泡沫稳定剂），因而减少了固相的损害。

5）一般不能回收，无法循环使用。预制泡沫入井循环，返回地面后难以回收，其回收装置要求较高，而通常让其排空。所以一般泡沫液入井只使用一次，不能循环使用。

6．6．2．2　油基类完井液

油基类完井液包括油包水型乳状液（如逆乳化钻井液）和油分散性固相在油中的分散体系（如油基钻井液）。它们都具有热稳定性好、密度范围大、流变性易于调整、能抗各种盐类污染、对泥页岩有很强的抑制性、稳定井壁、防腐等优点，而且由于滤液为油相，避免了油层的水敏作用。因此一般认为对油层产生很低的损害，被看成是既能满足各种作业要求，又能保护油层的一类效果很好的完井液。它可以广泛地应用于钻开油层、扩眼、射孔、修井等作业中，也可用于低压油层的砾石充填液，并都在实践中取得了良好的效果。

6．6．2．2．1　油基类完井液对油层的损害机理

实践证明，油基类完井液对油层仍然可能产生损害，无论哪一种油基完井液对地层损害的机理都类似，且可以归纳为以下几个方面：

（1）使油层润湿反转，降低油的相对渗透率；

（2）与地层水形成乳状液堵塞油层；

（3）亲油性粒子的微粒运移；

（4）完井液中固相粒子侵入油层；

（5）其他组分对油层的损害。

其中（4）、（5）容易理解，现重点对前3项进行讨论。

（1）油层润湿反转。本书第5章已经讲明油层润湿性变化将会引起相对渗透率的变化。当油层表面由亲水性变为亲油性时，油相相对渗透率下降可达40%以上。而表面活性剂与岩石表面作用必然会改变其表面润湿性，在油基钻井液中不可避免地要大量使用各种表面活性剂，如主、辅乳化剂，润湿反转（由亲水→亲油）剂等。各种乳化剂分子的两亲结构在亲水的岩石表面发生的吸附必然是亲水基与亲水的岩石表面结合，而把亲油基向外。其结果使岩石表面亲油。其中阳离子型表面活性剂影响最为明显。

（2）乳状液堵塞油层。在油基钻井液中，总会含有乳化剂，过量的乳化剂随滤失的油进入地层，与地层水相遇，在流动条件下含有乳化剂的油和水有可能形成乳状液；所形成的乳状液可能是水－油型，也可能为油－水型。乳状液液滴在移动中由贾敏效应使油层渗透率下降。若形成的为水－油型乳状液，则其黏度很高对油层渗透率的损害更为严重。

（3）固相粒子对地层的损害。首先是完井液中固相粒子侵入地层，对地层造成损害。油基完井液中不可避免地含有固相微粒，为完井作业的需要，有的完井液还需专门加入油中可分散性固体粒子（如有机黏土、氧化沥青等），它们必将对油层造成损害。其次，如果油相中含有润湿反转剂，它与地层中的黏土作用后，能使黏土变为亲油粒子，则可能在油中膨胀、分散、运移，造成地层损害。第三，由于表面润湿性的反转可能导致原来被亲水表面吸附水层束缚的亲水性粒子释放，而变成可运移的粒子产生损害。

6．6．2．2．2　油基完井液的组成配方

油基完井液的组成配方随其用途和油层特点各有不同，但其基本组成和应用规律基本相同，也与油基钻井液类似，它们可在钻井液专著中查到。油基型钻完井液的特点、优点和缺点如表6－78所示。

表6－78　油基型钻完井液的特点、优点和缺点

6．6．2．3　水基类完井液

这是目前国内外使用最广泛的一大类钻井完井液体系，它是一种以水为分散介质的分散体系，一般分为三大类：改性钻井液；无固相盐水清洁液；聚合物盐水体系。

这三类完井液的特点、优点和缺点如表6－79所示。

表6－79　水基类完井液的特点、优点和缺点

6．6．2．3．1　改性钻井液

改性钻井液是以钻上部地层用的钻井液为基础，按保护油层的要求对体系进行改性而得到的一种钻井完井液体系。其改性途径为：

（1）调整钻井液无机离子种类使之与地层水中离子种类相似，提高钻井液矿化度，达到油层临界矿化度以上；或者按“活度平衡原理”调整钻井液矿化度达到要求，使钻井液液相与油层水配伍性能良好。

（2）降低钻井液中固相含量。

（3）调整钻井液固相粒子级配，根据油层孔喉直径选择粒径与之相当的粒子作为桥塞粒子，同时尽量减少小于1μm的亚微粒子数量。

（4）选用酸溶性或油溶性暂堵剂。

（5）改善泥饼质量，降低钻井液高温高压失水。

（6）选用对油层损害小的钻井液处理剂等。

目前，改性钻井液被国内外广泛用作钻开油层的完井液。这是因为它成本低（比专用完井液成本低得多），应用工艺简单，对井身结构和钻井工艺没有特殊要求。同时，实践证明这类钻井完井液也可将很多油藏的损害降到10%以下，使其表皮系数很低。在实际使用中由于很多实际问题使专用的完井液体系（如清洁盐水、无黏土相暂堵体系）无法使用，比如油层上部有未被套管封隔的坍塌层，为保持该井段井眼的稳定，必须使钻井液具有较高的密度，这样钻开油层必然对油层产生一个较大的正压差；又如所钻油层本身就是坍塌层，钻井完井液必须具有良好的防塌性能；又如深井深部油层受高温作用等，都是专用完井液难以解决的技术难题。而且在实践中常遇到钻进多套含油层系，各油组之间是含黏土质的泥页岩夹层，这时专用完井液在使用中很难一直维持其原有组成和特性，仍将成为含有黏土粒子的钻井液体系，失去专用完井液的优势。综上所述，在实际生产中由于井下情况复杂，油层并不单一和套管程序的限制无法采用和维持专用完井液，只有将能对付井下各种复杂情况的钻井液加以改性，才能达到既保证钻进的正常进行，又能对油层进行保护的目的。因此将钻井液进行改性以使它对油层的损害减到最小，是保护油层的钻井完井液技术中最有实用价值的部分。目前，国内外的改性钻井液作完井液技术，大多是以如何尽量减少钻井液对油层损害为基础。

6．6．2．3．2　无固相盐水清洁液

（1）基本设想。要消除固相对油层的污染，工作液中完全不含固相而又能满足保护油层及钻井工艺的两大要求。

1）体系为不含任何固相的清洁盐水，用精细过滤的办法保证盐水的清洁程度；

2）用无机盐的种类、浓度、配比调整完井液密度以满足井下需要；

3）用体系的高矿化度和各种离子组合实现对水敏矿物的强抑制性，以控制油层的水敏性损害；

4）用对油层无损害（损害低）的聚合物提高黏度；

5）用对油层无损害（损害低）的聚合物降低失水；

6）必要时采用表面活性剂和防腐剂。

（2）清洁盐水的密度控制。清洁盐水实质上是由清水和一种或几种无机盐配成的盐水溶液，它的密度由盐的浓度和各种盐的比例确定，密度范围为1．00～2．30g／cm3。

（3）几种常用无固相盐水液配制。

1）氯化钾盐水液。氯化钾盐水是对付水敏性地层最好的钻井完井液之一，在地面可以配成1．003～1．17g／cm3的溶液。其密度由KCl的浓度确定。

2）氯化钠盐水液。氯化钠盐水液最为常用，其密度范围为1．003～1．20g／cm3，为防止地层黏土的水化，在配制过程中一般加1%～3%的氯化钾，氯化钾不起加重作用，只作为地层损害抑制剂，其密度由NaCl的浓度确定。

3）氯化钙盐水液。随着深井钻井和油层产生异常高压，要求钻井完井液的密度高于1．20g／cm3，氯化钙盐水液密度的配制范围为1．008～1．39g／cm3。氯化钙有两种：粒状氯化钙的纯度为94%～97%，含水5%，能很快溶解于水中；片状氯化钙的纯度为77%～82%，含水20%。若用后一种氯化钙，则需增大加量，联合使用可适当降低成本。其密度由CaCl2的浓度确定。

4）氯化钙／溴化钙盐水液。当井眼要求工作密度为1．40～1．80g／cm3时，就需要使用氯化钙／溴化钙盐水液。氯化钙／溴化钙在配制时以密度为1．82g／cm3的溴化钙液作为基液。降低密度时，用密度为1．38g／cm3的氯化钙溶液加入基液内调整体系密度。其密度由CaCl2与CaBr2的浓度确定。

5）氯化钙／溴化钙／溴化锌盐水液。氯化钙／溴化钙／溴化锌可配制密度为1．81～2．31g／cm3的完井液，专用于某些高温高压井。氯化钙／溴化钙／溴化锌盐水液配制时，要视每口井的具体情况及其环境来考虑溶液的相互影响（密度、结晶点、腐蚀等）。增加溴化钙和溴化锌的浓度可提高密度、降低结晶点，最高密度的最高结晶点为－9℃；而增加氯化钙的浓度，则可降低密度，提高结晶点，可使结晶点升至18℃，且组分最经济。其密度由CaCl2、Ca－Br2、ZnBr2浓度确定。

（4）失水控制与增黏。清洁盐水中不含固相，在井壁上形不成内泥饼和外泥饼，没有控制失水的造壁能力，从而失水很大，因此在高渗透层易形成漏失。为了减少价格昂贵的完井液漏失和减少对油层损害，有必要控制它的失水。控制办法是用一些专用的水溶性聚合物来提高水相的黏度，以降低其滤失速率，这种专用聚合物必须具有以下特点：

1）能在高矿化度盐水中溶解，且不能因遇高价金属离子产生沉淀；

2）在盐水中有较强的增黏能力；

3）对油层没明显的损害；

4）稳定性好，不易降解。在较高温度（100℃以上）仍然有效。

常用的有羟乙基纤维素（HEC）、生物聚合物（XC）、羟乙基淀粉等。清洁盐水控制失水的目的和途径如上所述，测定失水一般用岩心作过滤介质而不用滤纸。由于钻井完井液必须具有一定的黏度以满足净化井眼等钻井工程的要求，而清洁盐水中无固相只好采用水溶性聚合物来提高体系黏度。因此，对于清洁盐水完井液，提黏与降失水在原则上是一回事。所以，使用HEC和XC（单独使用或复配使用），既可有效地将清洁盐水黏度提高到40～50mPa·s（表观黏度），又可将体系的失水降到10mL以下，完全可以满足钻井工艺及保护油层的需要。

（5）温度的影响。温度会影响清洁盐水完井液体系的各种性能，其中对密度的影响尤其应加以注意，这种影响包括以下两个方面。

1）饱和盐水的结晶温度。在较高温度下接近饱和的高矿化度盐水，若温度降低到一定数值，它就可能达到饱和或过饱和，引起盐的结晶。不仅堵塞管线，而且使溶液中盐的浓度下降，从而液相的密度大幅度下降，使钻井完井液密度不符合设计要求而无法使用。因此，一个地区所使用的这类完井液的结晶温度一定要高于该地区的最低气温。而它的结晶温度与盐的种类、不同盐的比例有关。因此在选用混合盐调整控制完井液密度时，应考虑使体系具有较高的结晶温度，这是该项技术必须考虑的内容。例如：欲配制密度为1．40g／cm3的清洁盐水，可以有好几种配方，如用饱和CaCl2溶液和CaCl2／CaBr2混合溶液，都可以达到要求，但是前者18℃就开始结晶，而后者随CaBr2比例增加，结晶温度下降可达－35℃。CaBr2成本很高，所以既满足密度需要，使体系结晶温度高于使用中的最低温度，又要成本低廉，则合理地选用混合盐及其比例是一项重要的技术。

2）温度对体系密度的影响。温度变化，溶液体积变化，则体系密度随之变化。因此井底温度对完井液的设计和维护是个重要的影响因素，从地面到井底的温度变化会影响完井液的平均密度。当温度增加时，密度要下降。所以，在配制时必须要知道完井液在井筒时的平均工作温度，才能确定在地面条件下配制的密度。图6－44是在70℉～110℉下对几种盐水测得温度与密度关系的实验数据，根据图中的修正系数可计算出井底温度下能平衡层压力的盐水在地面的密度。

图6－44　几种盐水的温度修正系数

式中：ρ70——70℉下的密度（g／cm3）；

　　　ρt——平衡地层所需的盐水密度（g／cm3）；

　　　t——井眼平均温度，t＝井底温度＋地面温度／2（℉）；

　　　K——温度修正系数（g／cm3／100℉）。

一般来说，1．02～1．40g／cm3密度范围的氯化钾、氯化钠、氯化钙盐水液受温度影响小，而重盐水如溴化钙、溴化锌盐水液受温度的影响较大。而对某种盐水液而言，愈提高密度，温度对密度变化的影响就越小。

（6）保持完井液体系的净化。无固相清洁盐水的基本优点是避免固相对地层的损害，因此清除各类固相，保证体系的清洁，是这类体系应用技术的关键。要求体系在配制、运送、储存、应用过程中都要保持清洁。所以，超级精细过滤设备是使用这项技术的必要条件，而保持配制、运送、储存设备的清洁，也是必要的内容。

（7）防腐蚀。盐水溶液对地面设备、管线及井下管材腐蚀十分厉害，必须考虑对它们的缓蚀问题，常用缓蚀剂不少，但体系所用缓蚀剂必须对油层没有损害，因而增加了问题的难度。

（8）回收。清洁盐水完井液成本很高，使用后必须回收，以便循环使用。

国外曾经大量使用无固相清洁盐水钻井完井液体系，也的确收到了很好的效果。例如，美国墨西哥湾的573区块上未使用清洁盐水钻井完井液前，单井平均产油31．8m3／d，产气56　634m3／d，使用清洁盐水完井液后单井平均产油270．3m3／d，产气5　663　436m3／d。但是也存在着不少问题，从而妨碍了其推广应用，这些问题是：

1）成本高。高密度的盐水清洁液，因为溴化物昂贵而成本很高，而且体系所用增黏、降失水剂一般价格也十分高。因此，使用这类体系每方的单价比常用钻井液高几倍以致几十倍。

2）工艺复杂，要求很高。使用中为保持体系的清洁，必须使用专门设备和工艺。为保持体系密度稳定，也需进行专门考虑，这样其使用工艺要求高，技术复杂。

3）HEC、XC等增黏剂，对油层的损害不能完全忽略，特别是在浓度较高时，对某些油层损害还比较大。

4）大量失水进入油层，容易引起“水锁”，甚至“液锁”作用，而对油层造成损害。

5）高矿化度的水相进入盐敏性油层将造成严重损害，即盐敏性油层不宜采用这种体系。

因此，清洁盐水钻井、完井液的优点和缺点，在很大程度上都是由于体系中无固相所致，因此后来发展出一种有固相，而此固相的损害在后期又可消除的钻井、完井液体系，即暂堵型完井液体系。

6．6．2．3．3　聚合物盐水体系

聚合物盐水体系是以聚合物代替膨润土或黏土，以产生适当的黏度、切力，滤失量易于控制，同时该体系还规定各种不同类型的固体作为桥堵剂，以防止无固相液体大量漏入油层，桥堵剂力求是酸溶、水溶或油溶。

体系的密度常常用加重固体来控制，加重剂也要求是酸溶、水溶或油溶的，对其颗粒大小亦有一定的要求。盐水聚合物体系共分非触变性和触变性两类，一般按钻井完井工作的要求，聚合物盐水体系是触变性型，以便井内停止循环时悬浮钻屑。

Magcobar聚合物无固相体系情况：

1）NaCl盐水无固相体系。NaCl在水中有一定溶解度，100g水中含37．5gNaCl的百分比是26%，或260000×10－6，或相当于189　048mg／L的Cl－，密度可调整到1．20g／cm3左右。

该体系中加HEC作为增稠剂，一般使用HEC和碳酸钙粉的混合物（代号polybrine）或单独使用HEC，其作用为增稠降滤失量，并易于为酸溶解。另外还用生物聚合物（Duvois）——长链多糖聚合物。配制时各种聚合物要搅拌均匀，要使聚合物均匀溶解，否则不溶物对地层发生堵塞作用，损害油层。HEC加量为5．7g／cm3或Polybrine（HEC和碳酸钙粉）5．7～11．4g／cm3，当密度提高以后，高聚物加量可减少。生物聚合物可按HEC或HEC与碳酸钙粉混合物0．71～1．425g／cm3加入，以增加其切力，用NaOH、石灰、Mg（OH）2控制pH值，遇到H2S，尤其需提高其pH值到11左右，加入适当套管防腐剂。

2）CaCl2盐水体系的完井液。密度可控制到1．39g／cm3，NaCl和CaCl2配合使用，密度可调整在1．20～1．39g／cm3范围。CaCl2溶液可配制密度为1．008～1．392g／cm3。

这类体系的添加剂与NaCl溶液大体相同，增黏用HEC、Polybrine、Duvois或相近的聚合物。聚合物务必混合好，以防止发生不溶解物“鱼眼”损害油层，加量与前一种体系相似。滤失量、碱度都可通过加入一定的聚合物或无机化合物进行调整。

3）联合使用CaBr2／CaCl2溶液的体系。由CaBr2／CaCl2配制的液体密度可以从1．404g／cm3到1．88g／cm3。可作为无固相密闭液、试井液，可用于砾石充填扩大井眼、钻井、开窗口等，这种完井液携带岩屑能力较强。该体系所加聚合物与其他体系相似，例如Po1ybrine、HEC、Duvois或相似的聚合物。HEC加入液体中要充分搅拌，加量一般为0．285～0．715g／L，根据液体的密度和所需的黏度变化调整加量。液体密度愈高则所需聚合物加量愈少，相同加量的HEC对重液增加的黏度比轻液要高，而且随时间增加黏度增大。CaBr2／CaCl2盐水具有较高的漏斗黏度（30～10s），所以只需少量的聚合物。

Polybrine用于降低滤失量和堵漏，加入0．285～0．715g／L的生物聚合物，可以提高切力。用烧碱或石灰处理使液体的pH值一般保持为7．5～8．5。

4）低黏完井液。聚合物类完井液属于低黏完井液，它们对油层渗透率的损害情况如表6－80所示。这种完井液如果加入理想的降滤失量剂，其井眼周围渗透性可保持为100%。

表6－80　各种聚合物完井液对油层的损害

常用体系有：①盐水中悬浮细分散的碳酸钙；②盐水中悬浮碳酸镁；③铁和铝的氧化物。

磨细的碳酸钙－盐水体系所用的碳酸钙有很大的颗粒黏度范围，在化学上也是稳定的，在酸中易于溶解，价格比较低廉。碳酸钙颗粒大小选择为地层孔隙大小的1／3，含量为钻井液固相的5%。若滤失控制效果仍不明显，可适当加入木质素磺酸盐进一步降低滤失量。而所需聚合物HEC比胍胶好，但HEC再通过酸或酶破坏，可进一步恢复渗透性。

5）高黏度完井液。三种高黏完井液都用CaCO3作为降滤失量剂，这三种完井液为：①碳酸钙和HEC盐水溶液；②碳酸钙和聚氧化乙烯盐水溶液；③白垩乳化液是一种油包水乳化液，这种类型乳化液可提供一定范围的黏度和较好的滤失量，但成本比前者略高。

用碳酸钙、HEC和5%的清洁盐水配成的完井液进行渗透率试验。当用酸除去泥饼后，渗透率恢复到96%。白垩乳化钻井液、碳酸盐和聚氧化乙烯完井液，不管是使用干净水或从未处理过的海水，至少可取得95%渗透率恢复值。海水中悬浮固体造成的对渗透性的损害，无论是用回流的办法还是酸洗的办法均无法解决。‘

黏性的或非黏性的完井液，用酸处理后对渗透性影响都很小。低黏性的洗井液可以把细颗粒的碳酸钙悬浮起来。当为了改进运移砂粒或减少滤失量的需要提高黏度时，可以加入水溶性的聚合物（如聚氧乙烯、HEC）。试验表明合成的或精制的聚合物所引起渗透率的降低比胍胶天然品要小得多，因而推荐用合成的聚合物制备不损害油层的钻井或完井液，当然它的成本要提高一些。白垩乳化液亦可提供低滤失量、不同密度、不同黏度的液体。

6）暂堵型盐水完井液（水溶性完井液）。这种完井液将各种盐水的自然性质和盐的易溶性结合起来，即在饱和的盐水中加盐粒。用于这种完井液的盐粒有氯化钠和硼酸盐，盐粒不溶解形成惰性固相，这种新的悬浮盐粒体系细粒分布和胶体成分即起桥堵、控制滤失和加重作用。基液是确定密度的关键，硼酸钠盐饱和盐水作为基液同加硼酸盐粒所构成的体系的密度可降低至1．03～1．20g／cm3。它的最大优点是，完井时盐粒可以沉积和堵塞到油气层的孔隙上，而在完井作业以后，必要时很易用清水或非饱和盐水除去。

美国TBC流体服务公司对这类完井液进行过400多口井的应用，效果很好。这类完井液可以用在以下几个方面。

1）钻开油气层（无损害）。

2）射孔时用来封堵炮眼，防止昂贵盐水漏失及损害油层渗透率。

3）桥堵地层以防洗井时压力激动引起滤失量增加。

4）用作低压气井射孔。

5）在砾石充填、修井或下放筛网时替换碳酸盐液体。

总之，这种完井液体系在低压或高压、渗透性好或渗透性差的气藏中均能应用，有极好的桥堵、控制滤失能力，能防止固、液相侵入产层。

6．6．2．3．4　使用清洁完井液需要注意的几个问题

无固相盐水完井液即所谓的清洁液体，它的固相含量应小于2mg／L，且固相颗粒应小于2μm。使用时要注意下面几个问题：

（1）清洁盐水并不清洁。综上述规定，可能对油层造成以下损害：

1）颗粒不具有一定的级配，不能起桥堵和控制滤失的作用；

2）含有溶解的和未溶解的固体，它们能被带入地层深处堵塞油层；

3）合成盐水及盐水含有活的细菌及浮生物之类微生物，易堵塞油层；

4）盐水中含有高浓度硫酸盐200～300mg／L，且有Ca2＋、Ba2＋存在；

5）原油中有沥青、石蜡、重烃微粒，易造成内部堵塞；

6）对油层中黏土组分，盐水极易引起水化膨胀和微粒的分散运移以致堵塞油层。

因此，应在室内做配伍试验、透明度试验、微孔滤器过滤试验。

（2）对全系统要做到装备配套确保质量。从货源到井筒所有点都应进行严格细致的检查。做了很大的努力配制好的清洁液体，任何一个环节不当就会受到污染。例如由于运送的罐车或管汇使清洁液中含有溶解态的铁，在清洁液中则会形成Fe（OH）2的絮凝物及胶体，它能使桥堵剂在孔隙中粘结起来形成堵塞。因此对运输的工具必须严格清洗。从配制、运输、储存到井场使用都要有完整周密的设计，要层层把关，严格控制固相。一般先用粗筛过滤除去大量固相，再用细筛、除砂器、除泥器除掉较细的颗粒。用精密的系列过滤器（地面及井下2～25μm的系列过滤器）除去细颗粒，必要时配合化学絮凝以取得合格的清洁液。

（3）井眼的准备工作。这是使用清洁液最困难的一个环节。根据裸眼完井和套管射孔的不同特点对井下进行清洗，使井内油层受到较轻的损害。应该用钻头、刮管器、水力喷射等方法尽量把套管中的固体颗粒、腐蚀物和其他沉淀物清除掉。油管在下井前也应当擦洗干净，并用水清洗油管内外，尽可能正确地使用丝扣油，力求减少丝扣油和脏物落入井内。最后要把井内清洗干净，根据井下情况使用特种清洗液。

（4）加强监控。根据不同阶段提出的质量要求，运用恰当的试验方法、试验程序定期对清洁液进行测定。必须弄清污染、不合格的设备及操作错误造成的问题，以便及时改进。检查输送、储存、各作业点液体质量，最终在井场再作总检查，要避免把污染液体引入井内。

（5）盐水维护工作。盐水是特种清洁液，它必须能满足井下高压以致异常压力完井的需要。盐水常常是高密度液体，并且具有清洁液的特性。配制时首先必须确保所需盐水液体的密度，其次要符合井下压力温度条件，对成本、pH值、防腐、起泡、过滤、与地层固体反应等问题应逐个考虑。盐水维护的首要问题是加强盐水密度的监视，尽量减少盐水密度的下降。加重已稀释的盐水，对盐水采取密封储存，防止大气及雨水的污染。被井筒污染的盐水要分离出来。必要时在井内加袋装结晶盐，尽量少用商业盐，以免有过多杂质进入盐水体系。为了分离不合格的盐水，需要有储存密封罐。其他性能也可通过加各种添加剂来调整控制。事先在室内都要进行关于温度、压力对密度的影响及各种添加剂配伍问题的小型试验。

（6）结晶温度问题。对两种或多种成分组合的盐水，其组分的选择通常是根据成本、盐水结晶温度来考虑的。结晶温度还要适合当地运输、储存和井下温度。例如CaCl2可配制成1．40g／cm3左右的液体，其饱和溶液在18℃开始结晶，而密度降到1．36g／cm3时，在3℃左右就开始结晶。若用CaCl2—CaBr2配成混合盐水，密度为1．4g／cm3时，结晶温度下降到－35℃。若加大CaCl2的成分，结晶温度上升。例如密度为1．90g／cm3的CaBr2—ZnBr2组成的盐水加CaCl2后，结晶温度从－35℃上升到15℃，若地面及井下温度低于这个温度则需加热，以防止结晶。

（7）防止漏失。盐水清洁液，若不经高聚物进行处理则滤失量较大，特别是在高渗透地层容易形成漏失，为了使用好盐水清洁液必须要有防漏措施。一般加羟乙基纤维（HEC）、生物聚合物（XC）、胍胶等都有效，亦可加各种桥堵剂。