钻井液与完井液

作者：邹俊,郝少军,郝添,安小絮,唐正

单位：1.中国石油青海油田公司油气工艺研究院, 甘肃敦煌736202；2.中国石油青海油田公司勘探开发研究院, 甘肃敦煌736202；

关键词：深井超深井, 抗高温完井液, 悬浮稳定剂, 流变性能, 储层保护

基金：中国石油天然气股份有限公司青海油田公司科技项目“柴达木盆地复杂深井安全钻完井配套技术研究”（2023KJ0701）。

针对深井超深井钻完井作业中传统完井液体系在高温（>200℃）、高密度（>2.0 g/cm3）条件下存在的悬浮稳定性差、流变性恶化及储层损害等问题。通过分子设计研发了抗高温悬浮剂QH-HSA-III，并以此为核心构建了新型QH-HCF完井液体系。QH-HSA-III采用丙烯酰胺（AM）、十八烷基丙烯酸酯（ODA）和N-异丙基丙烯酰胺（NIPAM）三元共聚改性策略，通过疏水缔合与温敏响应机制，在高温下形成动态三维网络结构，显著提升了悬浮稳定性。实验结果表明，QH-HCF完井液体系在200℃下的表观黏度为60 mPa·s，动切力/塑性黏度比为0.26，高温沉降实验15 d后析水量仅为0.3%，岩屑滚动回收率达98.5%，粒径保留率为93.8%，且高温高压滤失量不大于15 mL。现场应用中，K2-X1井（井深为7182 m，井底温度为200℃）采用QH-HCF完井液体系后，循环压耗降低31.8%，铁屑返出率大于95%，非生产时间缩短了67%。研究证实，QH-HCF完井液体系兼具高温稳定性、动态流变调控能力和储层保护效果，为深井超深井安全高效开发提供了技术支撑。

来源：2025年第5期

《钻井液与完井液》期刊编辑部

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