本發(fā)明具體涉及一種致密砂巖油氣井用無固相替漿完井保護(hù)液，同時(shí)還涉及該替漿完井保護(hù)液的制備方法，屬于油氣田開采技術(shù)領(lǐng)域。

背景技術(shù)：
致密砂巖油氣是一種儲(chǔ)集于低滲透-特低滲透致密砂巖儲(chǔ)層中的典型的非常規(guī)油氣資源，依靠常規(guī)技術(shù)難以開采，需通過水平井+分段壓裂完井工藝才能具有經(jīng)濟(jì)開發(fā)價(jià)值。目前，致密砂巖油氣已成為國(guó)內(nèi)油田勘探開發(fā)的主要組成部分。國(guó)內(nèi)致密砂巖水平井大多采用裸眼管外封隔器+投球滑套分段完井工藝，該完井工藝可實(shí)現(xiàn)一趟管柱完成多級(jí)分段壓裂施工，具有施工周期短、成本低等特點(diǎn)。由于鉆井液中固相沉積會(huì)堵塞壓差滑套傳壓孔，導(dǎo)致壓差滑套不能順利打開，同時(shí)滯留的鉆井液進(jìn)入儲(chǔ)層也會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成一定傷害，因此，在完井管柱串下入到預(yù)定位置后，必須將井筒內(nèi)的鉆井液進(jìn)行充分頂替置換，再進(jìn)行懸掛器、封隔器座封等工序。國(guó)內(nèi)油田在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過程中普遍采用常規(guī)鹽水體系來頂替鉆井液，主要存在以下問題：（1）抗鹽能力差，密度調(diào)節(jié)范圍受到限制，不能滿足高壓儲(chǔ)層壓井需要；（2）體系不抗高溫，高溫條件下體系性能不穩(wěn)定；（3）頂替、攜帶能力較差；（4）對(duì)套管和井下工具的腐蝕性強(qiáng)；（5）與儲(chǔ)層、儲(chǔ)層流體及壓裂液配伍性差，容易對(duì)儲(chǔ)層造成傷害。目前，尚沒有用于致密砂巖水平井完井過程中的替漿完井保護(hù)液。中國(guó)專利（公告號(hào)：CN101230259B）公開了一種抗高溫抗鹽無固相環(huán)保鉆完井液，其添加劑種類多、用量大，對(duì)于下入完井管柱后的洗井替漿其對(duì)儲(chǔ)層的保護(hù)不夠，對(duì)儲(chǔ)層傷害較大；專利（公告號(hào)：CN101230259B）公開的產(chǎn)品其相對(duì)膨脹率僅≤20%，而專利（公告號(hào)：CN101230259B）公開的產(chǎn)品其現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施使用的密度僅為1.20g/cm3。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
本發(fā)明的目的是提供一種無固相替漿完井保護(hù)液。同時(shí)，本發(fā)明還提供一種無固相替漿完井保護(hù)液的制備方法。為了實(shí)現(xiàn)以上目的，本發(fā)明所采用的技術(shù)方案是：一種無固相替漿完井保護(hù)液，包括以下重量份的組分：甲酸鹽基液100份，增粘劑0.2～0.4份，高溫保護(hù)劑1～3份，粘土穩(wěn)定劑0.2～3份，防水鎖劑0.2～1份。所述的甲酸鹽基液中水與甲酸鹽的重量份比為10：（1～39）；甲酸鹽優(yōu)選甲酸鉀。所述的增粘劑為羧甲基纖維素鈉、強(qiáng)乙基纖維素、黃原膠中的一種或其任意組合。所述的高溫保護(hù)劑為磺化多元共聚物，高溫下具有護(hù)膠作用；優(yōu)選SMP-Ⅱ。所述的粘土穩(wěn)定劑為氯化鉀、聚季銨鹽中的一種或二者的任意組合。聚季銨鹽為含有生物活性的五元環(huán)和六元環(huán)的有機(jī)陽(yáng)離子聚季銨鹽類化合物，優(yōu)選XT-6。所述的防水鎖劑由以下重量份的組分組成：氟碳類表面活性劑3份、高效陰離子表面活性劑4份、甲醇4份；防水鎖劑優(yōu)選DL-8。一種無固相替漿完井保護(hù)液的制備方法，包括以下步驟：按照配方量準(zhǔn)確取各組分，在甲酸鹽基液中依次攪拌加入增粘劑、高溫保護(hù)劑、粘土穩(wěn)定劑和防水鎖劑，攪勻后調(diào)節(jié)溶液pH值為7～9，攪勻即可。所述的調(diào)節(jié)溶液pH值的調(diào)節(jié)劑為氫氧化鈉、碳酸鈉中的一種或二者的任意組合。本發(fā)明中替漿完井保護(hù)液的工作性能：本發(fā)明中的替漿完井保護(hù)液無固相成份，所選用加重劑為水溶性甲酸鹽，而甲酸鹽類加重劑水溶性好，溶解快、不含二價(jià)離子，配伍及熱穩(wěn)定性能較好；由于不含固相，減少了固相物質(zhì)對(duì)產(chǎn)層的傷害，更大程度地保護(hù)油氣層；替漿完井保護(hù)液在實(shí)際使用中安全無毒，且與環(huán)境兼容性好，易降解，是一種安全環(huán)保的工作液體。增粘性能：選用抗溫抗鹽性能優(yōu)良的高分子量聚合物作為體系增粘性能的控制劑，在其水或鹽水溶液中，一方面可依據(jù)聚合物提供的粘度，另一方面在高溫情況下，分子結(jié)構(gòu)中的多官能團(tuán)與磺化多元共聚物相互作用，可形成具有一定粘度的弱交聯(lián)膜，從而極大地提高了該工作液體系的抗熱穩(wěn)定性。體系綜合性能：本發(fā)明中的替漿完井保護(hù)液體系除了具有合適的流變性能外，也具有抗高溫性、抑制性、穩(wěn)定性和相容性。引入的高溫保護(hù)劑充分保證了體系性能的完善。本發(fā)明的有益效果：本發(fā)明中的替漿完井保護(hù)液配方科學(xué)合理，不含固相成份，大大降低了對(duì)油氣層的傷害，不僅優(yōu)化了體系整體性能，還極大地提高了體系的抗高溫、抗鹽穩(wěn)定性，同時(shí)所選組分均為水溶性物質(zhì)，減少了排放對(duì)環(huán)境的污染，有效避免了替漿完井保護(hù)液因不配伍而產(chǎn)生的新的地層傷害。本發(fā)明中的替漿完井保護(hù)液通過抑制粘土膨脹、減少水鎖傷害、提高返排性能和原油破乳性，極大提高了對(duì)油氣層的保護(hù)功能；通過完井保護(hù)液對(duì)儲(chǔ)層堿敏傷害和完井管柱腐蝕性評(píng)價(jià)，確定了體系最佳的pH值平衡點(diǎn)，不僅優(yōu)化了完井保護(hù)液體系整體性能，同時(shí)也極大地提高了體系耐溫、耐鹽穩(wěn)定性，增加了密度可調(diào)范圍又保證了在儲(chǔ)層溫度下體系良好的頂替和攜帶能力。具有以下優(yōu)點(diǎn)：（1）體系無固相則不存在固相下沉；（2）體系良好的流變性與較低的切力值；（3）優(yōu)良的油氣層保護(hù)功能；（4）抗高溫、抗鹽穩(wěn)定性強(qiáng)，儲(chǔ)層溫度下體系具有良好的頂替和攜帶能力；（5）安全無毒、易降解，與環(huán)境相容；（6）與鉆井液和壓裂液破膠液配伍性好，混合后不影響流變性；（7）腐蝕性小，極大地降低了鹽水溶液對(duì)井下工具的腐蝕性；（8）比重高且無固相，適用于異常高溫高壓區(qū)的應(yīng)用。綜上所述，本發(fā)明的固相替漿完井保護(hù)液性能完善，抗高溫、抗鹽穩(wěn)定性強(qiáng)，對(duì)儲(chǔ)層和環(huán)境不產(chǎn)生污染，能有效減少井下復(fù)雜事故的發(fā)生。對(duì)于采用裸眼封隔器+投球滑套完井工藝的致密砂巖水平井，本發(fā)明中的替漿完井保護(hù)液能解決現(xiàn)有技術(shù)中完井液高溫穩(wěn)定性差、固相污染堵塞、油氣層保護(hù)能力差等問題，滿足替漿完井施工的工作液需求，還能提高頂替泥漿效率，維護(hù)井筒清潔，不堵塞壓差滑套傳壓孔，保證壓差滑套順利打開，減少完井過程中井下復(fù)雜事故的發(fā)生。甲酸鹽作為體系的加重材料，可以依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)不同的比重要求進(jìn)行加量調(diào)整。具體實(shí)施方式下述實(shí)施例僅對(duì)本發(fā)明作進(jìn)一步詳細(xì)說明，但不構(gòu)成對(duì)本發(fā)明的任何限制。實(shí)施例1本實(shí)施例中的無固相替漿完井保護(hù)液包括以下重量的組分：比重1.55g/cm3的甲酸鉀基液155t，增粘劑XC0.2t，高溫保護(hù)劑SMP-Ⅱ1t，粘土穩(wěn)定劑XT-60.2t，防水鎖劑DL-80.6t。本實(shí)施例中無固相替漿完井保護(hù)液的制備方法，包括以下步驟：（1）配制155t比重為1.55g/cm3的甲酸鹽基液：在地面配液池中注入清水41.8m3，攪拌狀態(tài)下加入甲酸鹽113.2t；（2）在高速攪拌狀態(tài)下，水泥車加水力射流泵向配液池中加下增粘劑XC，溶解均勻至無膠團(tuán)出現(xiàn)；（3）而后在攪拌狀態(tài)下向配液池加入高溫保護(hù)劑SMP-Ⅱ，攪拌均勻；（4）再在攪拌狀態(tài)下向配液池加入粘土穩(wěn)定劑XT-6，攪拌均勻；（5）繼續(xù)在攪拌狀態(tài)下向配液池加入防水鎖劑DL-8，攪拌均勻；（6）最后在攪拌狀態(tài)下向配液池加入pH值調(diào)節(jié)劑調(diào)節(jié)pH值為8，攪拌均勻，攪拌時(shí)間不少于4小時(shí)即可。實(shí)施例2本實(shí)施例中的無固相替漿完井保護(hù)液包括以下重量的組分：比重1.35g/cm3的甲酸鉀基液135t，增粘劑XC0.3t，高溫保護(hù)劑SMP-Ⅱ2t，粘土穩(wěn)定劑XT-63t，防水鎖劑DL-80.2t。本實(shí)施例中無固相替漿完井保護(hù)液的制備方法，包括以下步驟：（1）配制135t比重為1.35g/cm3的甲酸鹽基液：在地面配液池中注入清水78.3m3，攪拌狀態(tài)下加入甲酸鹽56.7t；（2）在高速攪拌狀態(tài)下，水泥車加水力射流泵向配液池中加下增粘劑XC，溶解均勻至無膠團(tuán)出現(xiàn)；（3）而后在攪拌狀態(tài)下向配液池加入高溫保護(hù)劑SMP-Ⅱ，攪拌均勻；（4）再在攪拌狀態(tài)下向配液池加入粘土穩(wěn)定劑XT-6，攪拌均勻；（5）繼續(xù)在攪拌狀態(tài)下向配液池加入防水鎖劑DL-8，攪拌均勻；（6）最后在攪拌狀態(tài)下向配液池加入pH值調(diào)節(jié)劑調(diào)節(jié)pH值為8，攪拌均勻，攪拌時(shí)間不少于4小時(shí)即可。實(shí)施例3本實(shí)施例中的無固相替漿完井保護(hù)液包括以下重量的組分：比重1.10g/cm3的甲酸鉀基液110t，增粘劑XC0.4t，高溫保護(hù)劑SMP-Ⅱ3t，粘土穩(wěn)定劑XT-60.5t，防水鎖劑DL-81t。本實(shí)施例中無固相替漿完井保護(hù)液的制備方法，包括以下步驟：（1）配制110t比重為1.10g/cm3的甲酸鹽基液：在地面配液池中注入清水92.4m3，攪拌狀態(tài)下加入甲酸鹽17.6t；（2）在高速攪拌狀態(tài)下，水泥車加水力射流泵向配液池中加下增粘劑XC，溶解均勻至無膠團(tuán)出現(xiàn)；（3）而后在攪拌狀態(tài)下向配液池加入高溫保護(hù)劑SMP-Ⅱ，攪拌均勻；（4）再在攪拌狀態(tài)下向配液池加入粘土穩(wěn)定劑XT-6，攪拌均勻；（5）繼續(xù)在攪拌狀態(tài)下向配液池加入防水鎖劑DL-8，攪拌均勻；（6）最后在攪拌狀態(tài)下向配液池加入pH值調(diào)節(jié)劑調(diào)節(jié)pH值為8，攪拌均勻，攪拌時(shí)間不少于4小時(shí)即可。實(shí)施例1～3中使用的增粘劑XC、高溫保護(hù)劑SMP-Ⅱ均購(gòu)自河南金馬石油科技有限責(zé)任公司，粘土穩(wěn)定劑XT-6購(gòu)自新鄉(xiāng)市玄泰實(shí)業(yè)有限公司產(chǎn)品，防水鎖劑DL-8購(gòu)自北京寶豐春石油技術(shù)有限公司。試驗(yàn)例1本發(fā)明實(shí)施例1～3制備的無固相替漿完井保護(hù)液的性能測(cè)試，包括以下項(xiàng)目：（1）配伍性評(píng)價(jià)本發(fā)明實(shí)施例1～3制備的無固相替漿完井保護(hù)液與地層水、壓裂液破膠劑的配伍性能試驗(yàn)結(jié)果詳見下表1。表1本發(fā)明無固相替漿完井保護(hù)液與地層水和壓裂液的配伍性試驗(yàn)結(jié)果結(jié)論：從表1可以看出，本發(fā)明實(shí)施例制備的無固相替漿完井保護(hù)液與地層水以及壓裂液破膠液之間配伍性良好。本發(fā)明實(shí)施例1～3制備的無固相替漿完井保護(hù)液與鉆井液的配伍性能試驗(yàn)結(jié)果詳見下表2。表2本發(fā)明無固相替漿完井保護(hù)液與鉆井液的配伍性試驗(yàn)結(jié)果結(jié)論：從表2可以看出，熱滾前后混合液的性能沒有發(fā)生急劇變化，且AV、PV、YP值較鉆井液均有一定程度降低?？梢?，絮凝并沒有導(dǎo)致混漿段流動(dòng)性變差，施工過程不會(huì)對(duì)驅(qū)替造成影響。（2）腐蝕性評(píng)價(jià)本發(fā)明實(shí)施例1～3制備的無固相替漿完井保護(hù)液掛片腐蝕試驗(yàn)結(jié)果詳見下表3。表3本發(fā)明無固相替漿完井保護(hù)液腐蝕速率掛片試驗(yàn)結(jié)果結(jié)論：從表3可以看出，本發(fā)明的無固相替漿完井保護(hù)液在90℃對(duì)N80鋼片的平均腐蝕速率為0.011g/m2·h，對(duì)鋼材腐蝕性小。（3）巖心傷害評(píng)價(jià)本發(fā)明實(shí)施例1～3制備的無固相替漿完井保護(hù)液對(duì)巖心傷害的試驗(yàn)結(jié)果詳見下表4。表4本發(fā)明無固相替漿完井保護(hù)液對(duì)巖心傷害的試驗(yàn)結(jié)果結(jié)論：從表4可以看出，本發(fā)明的無固相替漿完井保護(hù)液對(duì)巖心的傷害極小，平均傷害率為9.4%，具有優(yōu)良的保護(hù)儲(chǔ)層的功能。試驗(yàn)例2本發(fā)明實(shí)施例1制備的無固相替漿完井保護(hù)液的技術(shù)指標(biāo)詳見下表5。表5實(shí)施例1中無固相替漿完井保護(hù)液的技術(shù)指標(biāo)典型案例將實(shí)施例1制備的無固相替漿完井保護(hù)液在某油氣井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。XXX-HF井是第三開發(fā)層系H3Ⅶ13-Ⅷ4部署的一口致密砂巖井。完井方式采用尾管懸掛+管外裸眼封隔器+投球滑套管柱裸眼完井。三開鉆井液設(shè)計(jì)密度為1.35g/cm3，實(shí)鉆過程井口溢流，分析為水侵伴輕微氣侵，調(diào)整泥漿密度1.30↑1.70g/cm3，完鉆鉆井液密度為1.60g/cm3。因此在頂替泥漿過程中要防止鉆遇高壓層出水浸泡泥巖段導(dǎo)致井壁垮塌以及替漿液與泥漿高密度差導(dǎo)致的后期施工風(fēng)險(xiǎn)。替漿施工工序：（1）替漿作業(yè)需要經(jīng)過的管線應(yīng)先用清水清洗干凈，并提前做好泥漿泵的準(zhǔn)備，將一臺(tái)泥漿泵檢修及與完井保護(hù)液連接管線清洗干凈，替完井保護(hù)液時(shí)用。（2）提前檢查替漿完井保護(hù)液罐與泥漿泵連接管線是否暢通，循環(huán)泥漿結(jié)束停泵，將替漿完井保護(hù)液罐閘門倒好與泥漿泵連接，倒完應(yīng)認(rèn)真檢查確認(rèn)，然后開泵注入19m3完井液，此過程應(yīng)嚴(yán)密監(jiān)控灌液面變化，若液面不降應(yīng)立即查找原因。（3）注入1制備的無固相替漿完井保護(hù)液19m3以后投球（1.25"的球，比重1.8），繼續(xù)泵替完井保護(hù)液24m3推球到位，此過程應(yīng)計(jì)量注入完井保護(hù)液液量，排量應(yīng)低于0.3m3/min，泵排量可控制在2～5L/s，待球到位后泵壓升高至設(shè)定值關(guān)閉井筒隔離閥。注意：球即將送到球座時(shí)，需仔細(xì)觀察泵壓，防止憋泵。（4）投球到位后，緩慢增加泵壓到10.2MPa(1470psi)啟動(dòng)座封懸掛封隔器，穩(wěn)壓五分鐘。繼續(xù)增壓，最終坐封懸掛封隔器的壓力為14MPa（2000psi）。保持穩(wěn)壓14MPa，同時(shí)下放鉆柱，加鉆壓15噸(3,3075磅)，確定懸掛封隔器完全座封，穩(wěn)壓10分鐘后泄壓至5MPa，釋放鉆柱壓力為零。（5）上提鉆柱20噸(44,100磅)，驗(yàn)證懸掛封隔器是否完全坐掛。環(huán)空打壓15MPa，驗(yàn)證懸掛封隔器完全坐封。然后繼續(xù)正打壓至17MPa（2500psi）坐封裸眼封隔器。（6）重新下放管串到壓縮位置，打壓18MPa（2600psi），脫手HR液壓送入工具，注意：脫手時(shí)壓力不能超過壓差滑套試驗(yàn)開啟壓力39.2MPa(5600psi)的80%，即31.36MPa（4480psi）。（7）泄壓，上提一單根，觀察懸重變化，確認(rèn)送入工具已經(jīng)脫手，立刻正向頂替替漿完井保護(hù)液，至出口為替漿完井保護(hù)液為止。實(shí)施效果：（1）本發(fā)明實(shí)施例1制備的無固相替漿完井保護(hù)液施工共用時(shí)2小時(shí)40分鐘，完井施工過程中井口無溢流，井下無漏失。（2）該井冬季施工，井場(chǎng)溫度最低-4℃，配液罐內(nèi)實(shí)施例1制備的替漿完井保護(hù)液無結(jié)晶與結(jié)凍現(xiàn)象。（3）10天后壓差滑套在40MPa下順利打開（設(shè)計(jì)開啟壓力39MPa），達(dá)到了預(yù)期目標(biāo)，保證了壓裂完井的順利實(shí)施。