保护储层压井液性能指标及评价方法编制说明

《保护储层压井液性能指标及评价方法》编制说明

一、工作简要过程

（一）参加单位及工作组成员

按照标准制修订工作程序的要求，成立了由樊松林为组长，杨晓春、王小芳、顾亚萍、

郭元庆、张杨、陈梦思等为成员的标准起草工作组。标准起草工作组成员明确分工，制定计

划，梳理工作流程和工作内容，确定编制标准目录与技术内容（见表1）。从2024年1月

开始到2024年8月，完成了标准草案、标准征求意见稿编制说明的起草工作。

表1《保护储层压井液性能指标及评价方法》主要起草人分工表

姓名单位职称从事专业工作组分工

中国石油天然气股份有高级工程标准起草工作组组长，统筹

樊松林油气田开发

限公司大港油田分公司师协调

中国石油天然气股份有高级工程

杨晓春油气田开发编制标准主体内容

限公司大港油田分公司师

中国石油天然气股份有高级工程技术调研及主要技术要求确

王小芳油气田开发

限公司大港油田分公司师定

中国石油天然气股份有技术调研及主要技术要求确

顾亚萍工程师油气田开发

限公司大港油田分公司定

中国石油天然气股份有高级工程技术调研及主要技术要求确

郭元庆油气田开发

限公司大港油田分公司师定

中国石油天然气股份有技术调研及主要技术要求确

张杨工程师油气田开发

限公司大港油田分公司定

中国石油天然气股份有

陈梦思工程师油气田开发主要技术要求确定

限公司大港油田分公司

……

（二）主要工作过程

1、编写《保护储层压井液性能指标及评价方法》标准修订草案（2024年1月～2024

年7月2日）

开展规范性引用文件以及对目前相关标准的查询。通过资料查阅、网络查询、电话咨询

等多种形式广泛收集资料和征求意见，并对收集到的资料进行了汇总整理，编制了本标准的

修订草案。

2、采油采气专标委组织专家对2024年预立项标准进行立项答辩，通过专家评审，列入

油标委2024年制订计划。

3、采油采气专业标准化委员会组织专家对2024年行业标准制修订项目进行初审（2024

年7月3-4日）

为保证标准制修订工作进度和质量，采油采气专业标准化委员会于2024年7月3-4日

在昆明召开了该标准初审会。参加会议的有中石油、中石化、中海油、延长石油所属油田和

研究院所、中国石油大学（北京）等共64名代表，对该标准进行了认真初审。初审意见如

下：

该标准的编写格式基本符合GB/T1.1-2020的规定。技术内容比较全面，技术指标合理，

符合生产实际，将使《保护储层压井液性能指标及评价方法》更科学化、规范化。

主要提出8条修改意见：

（1）建议标准名称修改为《压井液性能指标及评价方法》。

（2）规范性引用文件中，删除GB/T5549-2010表面活性剂用拉起液膜法测定表面张力、

GB/T6541-1986石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)。

（3）术语和定义中增加低滤失压井液，明确防垢压井液的适用范围。

（4）删除防水锁压井液性能指标、测试方法及其相关内容。

（5）删除表1中腐蚀率性能指标，增加表2中岩心渗透率损害率、腐蚀率两个性能指

标。

（6）岩心渗透率损害率试验中，选用标准岩心并进行相关定义。

（7）在5.10结垢率测定中，调研是否已有相关测定方法的标准可以引用。若无，本

标准中测定方法需经3家以上单位进行试验验证评价。

（8）开展低密度(比重小于1.0)压井液调研，根据调研结果确定是否增加相关内容。

起草组全部接纳。

4、编写标准征求意见稿和编制说明（2024年7月5日～8月5日）

根据初审会专家提出意见，结合调研资料及三大石油公司实际生产应用情况，编写完成

了标准征求意见稿和编制说明。

二、行业标准编写原则和主要内容

（一）行业标准编写原则

2014版《低固相压井液性能指标及评价方法》系统地规范了现场应用的低固相防漏失

压井液性能指标及评价方法。但随着国内外压井液技术发展和现场对不同压井液的需求，除

了低固相压井液，防垢压井液也发展起来，应用范围广。因此，本次标准修订结合防垢压井

液的发展，针对性地对性能评价内容和方法做出相应的调整和修改，以更好地适应技术发展

和实际需求。本次修订主要遵从以下原则：

1、保留原标准中目前仍有效、适用的条款。

2、修改标准中过时或不全面的条款。

3、充分考虑最新技术水平，力求本标准的技术可靠、实用。

4、技术阐述的逻辑性强，条理清楚，语言简练。

（二）主要修订内容及依据

1、修改了标准名称（见封面，2014年版的封面）

通过对国内压井液类型、主要组成等进行调研发现（调研分析结果见表1），具有保护

储层性能的压井液大致具有以下类型：

其一是低固相防漏失压井液，体系一般具有暂堵防漏功能，常用于漏失井洗井、冲砂等

作业，所以又称为低滤失修井液、防漏失压井液、防漏失修井液或暂堵型压井液等。

其二是防垢压井液，该类型采用各类加重剂配制而成，根据常用盐饱和溶液性质可分为

三类，I类密度范围为1.05g/cm3～1.20g/cm3、Ⅱ类密度范围为1.21g/cm3～1.40g/cm3和Ⅲ类

密度范围为1.41g/cm3～1.57g/cm3，通常具有防无机垢性能，适用于高温高压井、易水化膨

胀等井作业。

两种类型压井液目前均已经广泛应用，并取得一定效果，而原标准《低固相压井液性能

指标及评价方法》中，主要涉及为低固相防漏失体系性能指标及检测，不能完全满足现场实

际需求，需要按照性能进行分类，增加防垢压井液，并对性能指标和测定方法进行补充完善。

与修订的标准内容相配套，需要修改标准的名称。基于标准实施的目标和意义，采用两

类压井液共通的性能“保护储层压井液”，将“低固相压井液性能指标及评价方法”修改为“保

护储层压井液性能指标及评价方法”，突出其性能特点。

表2国内压井液技术一览表

技术类型技术名称主要技术性能参数特点适应范围

密度范围1.03g/cm3～1.6g/cm3；

聚合物和添加剂复配。与地层配伍性好、成

腐蚀率≤0.076mm/a；该体系用于正常压力系统、中低渗油层试油

聚合物修井液本低、损害低、密度易调节、抗温性好、携

API失水量≤15mL/30min；试采过程、冲砂、洗井、检泵、增产措施。

砂能力强。

HTHP失水量≤25mL/30min；温度≤120℃。

低固相防基本性能和低滤失无固相盐水体系相同；

漏失压井室内提高地层承压能力，10MPa；低滤失基础上改进，既可防止油井漏失，又它可应用砂岩油藏低压漏失井冲砂、洗井、

防漏失油层保护液

液暂堵率98.9%；可依靠压井液良好的配伍性来保护油层。检泵、补孔补层、增产措施过程。

恢复率≥87%。

密度0.7g/cm3～1.0g/cm3之间；在普通暂堵型修井液中引入抗高温发泡剂、

它可应用砂岩油藏低压漏失井冲砂、洗井、

低密度微泡修井液微泡抗温达130℃，抗压达10MPa；抗压稳泡剂、可定制尺寸的复合暂堵剂，密

检泵、补孔补层、增产措施过程中的漏失。

目的层渗透率恢复率≥85%。度低，防漏成功率提高10%以上。

密度范围1.03g/cm3～1.20g/cm3；以NaCl、KCl为代表，与地层水配伍性良好，

常规压力系数、易水化膨胀井，以及环境保

无机一价盐压井液与任何水型配伍性好，没有结垢现象。同时能防止但最高密度仅为1.20g/cm3，无法满足更高

护要求高的地区钻井、完井、修井作业。

硫酸垢的形成；温度≤180℃。密度压井液需求。

以氯化钙溶液、卤水等为代表，通过阻垢剂、

防垢压井密度范围1.21g/cm3～1.40g/cm3；高压井压井作业，但是对于地层水为

无机二价盐压井液抑制剂等作用，防止与地层水产生大量的无

液温度≤150℃。NaHCO3型，具有一定的局限范围。

机垢。相较于甲酸盐体系成本降低20～50%

密度范围1.03g/cm3～1.60g/cm3；以甲酸盐为代表。虽然具有众多优良特性，高温高压井、易水化膨胀井、天然气井（能

腐蚀率≤0.02mm/a；但是目前，高密度的甲酸盐体系昂贵的价格有效防止天然气水合化）以及环境保护要求

有机一价盐压井液

与任何水型配伍性好，没有结垢现象。同时能防止一直使它的使用受到限制。高的地区钻井、完井、修井作业。尤其在一

硫酸垢的形成；温度≤180℃。些重点勘探井、高产井上可以考虑使用。

2、修改了规范性引用文件（见2,2014年版的第2章）

GB/T16783.1—2006石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液，已过

期，更新最新文件

SY/T6540—2002钻井液完井液损害油层室内评价方法，已过期，更新最新文件

增加SY/T5490—2016钻井液试验用土

增加SY/T5971—2016油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法

3、修改了术语和定义（见3,2014年版的第3章）

删除低固相压井液，增加低滤失压井液、防垢压井液、结垢率，修改高温高压失水量。

4、修改了性能指标（见4.1、4.2,2014年版的第4章）

（1）将“低固相压井液”修改为“低滤失压井液”（见4.1,2014年版的第4章）。

修订依据：低固相压井液其主要功能为暂堵防漏失，其中两个重要指标分别是API失

水量和高温高压失水量均与滤失量相关，而且暂堵成功的标志也是滤失量显著降低，因此按

照性能特性将“低固相压井液”修改为“低滤失压井液”。

（2）将表1中密度1.00-1.80g/cm3改成1.00-1.05g/cm3，并删除“腐蚀率”指标（见4.1,2014

年版的第4章）。

修订依据：低滤失压井液的主要功能为暂堵防漏失，在实际的现场应用中主要是低密度

压井液，其中大港油田近3年应用198井次，密度范围是1.01-1.03g/cm3。对于密度小于1.0

的压井液，调研多家单位应用情况并征求意见，现场应用较少，不建议增加小于1.0低密度

压井液。高密度防漏压井液在实际应用中极少，密度1.00-1.80g/cm3与现场实际不符，因此

将密度1.00-1.80g/cm3改成1.00-1.05g/cm3。暂堵防漏体系中成分一般不会对管材造成腐蚀，

删除腐蚀率指标。

表3低密度压井液调研统计表

适用领域应用规模是否在修订标准中

单位名低密度压井

（完井/（年均应主要性能检测指标及范围增加低密度压井液

称液体系名称

修井）用井次）体系，请说明理由

不增加；低密度微泡修井液

密度，g/cm3：0.59～1.0应用规模小，其功能在低滤

大港油低密度微泡修井作业半衰期，h：3～12失压井液均能满足，且微泡

10～15

田修井液过程漏斗粘度，s：≥40性能及检测方法与低滤失压

API失水量，mL：≤25井液差异较大，不适合作为

修订内容增加。

中国海低密度微泡密度，g/cm3：0.80～0.95不增加；低密度微泡

修井作业＜1井次

油修井液半衰期，h：8～24修井液在海上油田

漏斗粘度，s：≥60应用规模小，评价需

API失水量，mL：≤40求较少。

待其他

单位反

馈

（3）增加了“防垢压井液”及其性能指标（见4.2）。

修订依据：防垢压井液增加2个通用指标“密度”、“pH值”，增加4个特性指标“防膨率”、

“结垢率”、“岩心渗透率损害率”、“腐蚀率”。根据初步实验结果，确定性能指标范围。

表4防垢压井液性能指标实验检测结果统计

压井液密度防膨率结垢率岩心渗透率腐蚀率

pH值

g/cm3%%损害率，%mm/a

1.056.588.60.04212.640.028

1.056.589.20.04813.120.027

1.20697.40.25612.960.034

1.20697.80.13412.880.036

1.307.598.10.36814.120.048

1.307.598.00.41213.890.045

1.40899.50.89512.540.057

1.40898.90.84512.860.061

1.508.599.40.06211.350.020

1.508.599.60.06811.770.021

1.57999.90.05912.960.012

1.57999.80.05813.010.016

采用常用工业盐、氯化钙、甲酸钾三类加重剂按配方（添加常用的阻垢剂）配制成不同

密度的压井液体系并对指标性能进行初步测试。试验结果显示防垢压井液pH值6.0-9.0，防

膨率88.6-99.9%，结垢率0.042-0.895%。因不同方法盐类在制备中会有碱性盐，因此将防垢

压井液pH值范围扩大为6.0-10.0。防膨率均大于85%，且密度越大防膨率越高。根据三个

密度范围，将防膨率确定为≥85%、≥87%和≥90%三个梯度。密度在1.05-1.20g/cm3范围，结

垢率0.042-0.256%，因此将结垢率确定为≤0.5%；密度在1.21-1.40g/cm3范围，结垢率

0.368-0.895%，因此将结垢率确定为≤1.0%；密度在1.41-1.57g/cm3范围，结垢率0.058-0.068%，

结垢率确定为≤1.5%。岩心渗透率损害率11.35-14.12%，均小于15%，因此将岩心渗透率损

害率确定为≤15%。腐蚀率0.012-0.061mm/a，腐蚀率确定为≤0.076mm/a。

5、修改了评价方法（见5.1、5.2、5.3、5.10和5.11,2014年版的第5章）

（1）更改了试验材料和试验仪器（见5.1和5.2，2014年版的第5章）

增加钻井液膨胀试验用膨润土、无水碳酸钠：分析纯（5.11），作为实验用试验材料。

增加NaHCO3：分析纯、CaCl2：分析纯、无水碳酸钠：分析纯（5.10.1.4），作为实验

用试验材料。

增加pH精密试纸：测量范围：5.5～9.0、9.0-14，用于测量防垢压井液pH值。

增加离心管、离心机（5.11），作为防膨率试验仪器。

增加移液管（5.3.1），作为配样试验仪器。

增加比色管（5.10），作为结垢率试验仪器。

增加定性滤纸（快速）（5.10），作为实验用试验材料。

（2）更改了试验准备（见5.3，2016年版的第5章）

增加实验室样品制备中防垢压井液样品制备。

增加NaHCO3溶液制备、CaCl2溶液制备，作为结垢率试验材料。

（3）修改了岩心渗透率损害率测定（见5.8，2016年版的第5章）

修改了岩心准备中对岩心选取的范围，进行标准岩心的定义。

修改了测定方法中静滤失实验反应时间。

（4）增加了结垢率测定（见5.10，2016年版的第5章）

修订依据：为检测防垢压井液结垢率性能指标，增加结垢率测定方法。调研中发现没有

相关结垢率测定方法可以进行引用，通过室内实验中不断完善，确定一种测定方法，并向多

家单位进行征求意见及验证评价，最终认定测定方法有效可行。

（5）增加了防膨率测定（见5.11，2016年版的第5章）

修订依据：为检测防垢压井液防膨率性能指标，增加膨润土准备和防膨率测定方法，按

SY/T5971—2016中7.5规定的方法测定（离心法）。

三、主要试验验证情况和预期达到的效果

为进一步验证修订后标准中试验评价方法的科学性、稳定性、可操作性，标准起草组对

防垢压井液进行了性能评价实验及结垢率测定方法验证实验，参与验证实验的单位有***，

主要实验数据如下：

表5防垢压井液性能指标验证实验结果记录表—中海油

压井液密度防膨率结垢率岩心渗透率腐蚀率

pH值

g/cm3%%损害率，%mm/a

1.05788.240.015812.350.04368

1.20790.650.023213.180.05309

1.306.587.750.151514.250.06842

1.40687.350.164313.720.07372

1.508.591.360.044611.230.05632

1.57991.780.057212.670.06327

表6结垢率方法验证实验结果记录表

结垢率

压井液