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2023年  第40卷  第2期

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钻井液
大温压域钻井液流变参数预测模型
李宁, 刘洪涛, 张权, 刘雪琪, 尹邦堂, 王志远
2023, 40(2): 143-155. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.001
摘要(685) HTML (242) PDF (3502KB)(107)
摘要:
钻井液流变参数的精准预测对于高温高压井水力参数及井筒压力精确计算、保证钻井安全具有重要意义。基于构建的钻井液流变性实验数据库，对不同钻井液体系大温压范围内九种流变模式进行了适用性评价，其中油基钻井液体系优选了赫巴流变模式（中低温低压）和四参数流变模式（高温高压），水基钻井液体系在大温压范围内优选了双曲流变模式。优选的流变模式是高温高压井井筒压力准确预测的基础。基于实验数据开发与多元非线性拟合，提出了一种新的适用于大温压范围下不同钻井液体系、不同流变模式的流变参数预测模型，并对某高温高压井井筒压力进行了计算验证。计算结果表明：以双曲模式流变参数模型为基础计算的井底压力误差为1.31%，可以满足深层、超深层高温高压井井筒压力精确计算要求。
低渗透气藏有机硅防水锁剂的制备与性能评价
郭璇, 孙金声, 吕开河, 金家锋
2023, 40(2): 156-162. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.002
摘要(520) HTML (251) PDF (3132KB)(89)
摘要:
针对低渗透气藏钻完井过程中因水相侵入引发的水锁损害问题，以双端含氢硅油（DHSO）、烯丙基缩水甘油醚（AGE）、三甲胺盐酸盐（TMHC）等为原料，通过硅氢加成反应和环氧基开环反应合成了一种阳离子有机硅表面活性剂DAT，并复配消泡剂等助剂，构建了有机硅防水锁剂DAH。使用傅里叶红外光谱和核磁共振氢谱对合成产物进行表征，其分子结构符合预期设计；通过表面张力测定、岩心接触角实验、岩心自吸实验、岩心驱替实验等对防水锁剂DAH的性能进行评价。结果表明：1%DAH溶液的表面张力大幅下降至21.28 mN/m；经1%DAH溶液处理后，水相接触角由20°提高至110°，岩心自吸水量下降83.1%，渗透恢复率提高至82.68%。该防水锁剂DAH可大幅降低水相表面张力，能够通过静电作用在岩心表面形成致密吸附膜，将岩心表面润湿性由亲水性反转为疏水性，减少了钻完井过程中的水相侵入，并有助于水相返排，具有优异的降低水锁损害功效，对保护低渗储层产能具有重要意义。
裂缝性储层环氧树脂自降解堵漏剂的制备与评价
魏安超, 刘书杰, 蒋东雷, 刘培锴, 曾春珉, 邱正松, 刘钲凯
2023, 40(2): 163-168. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.003
摘要(630) HTML (248) PDF (2794KB)(103)
摘要:
针对裂缝性储层承压封堵与保护储层技术难题，基于环氧树脂材料自降解机理分析，研制了一种新型环氧树脂自降解堵漏剂，并探究了固化剂及改性剂加量对新型环氧树脂自降解堵漏剂性能的影响。借助承压强度实验、长裂缝封堵模拟实验装置、储层保护实验仪等，开展了抗压强度、裂缝封堵及储层保护性能测试。实验结果表明，新研制的环氧树脂自降解堵漏剂具有良好的降解性能，在不同温度下最终降解率均能达到90%以上，120 ℃下96 h降解率大于95%，且通过调整改性剂加量可实现降解速率可调，使其匹配施工时间窗口；同时自降解堵漏剂具有较高的弹性模量和良好的抗压破碎率，在30 MPa下抗压破碎率仅为6.2%，结合粒度级配优选，新型环氧树脂自降解堵漏剂可有效封堵0.5～4.0 mm之间的裂缝，具有较好的裂缝承压封堵效果，储层保护实验结果表明，自降解堵漏剂降解8 d后，岩心渗透率恢复率达99.1%，储层保护效果良好。
活跃水缝洞漏失堵漏模拟评价装置及实验研究
刘金华, 李大奇, 李凡, 宋碧涛, 杨云龙
2023, 40(2): 169-175. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.004
摘要(572) HTML (222) PDF (3086KB)(81)
摘要:
针对目前没有活跃水缝洞漏失层模拟装置的现状，在调研含活跃水缝洞漏失层特点的基础上，明确了堵漏模拟装置需要实现的功能和相对应的参数，确定了装置结构及组成部分，开发了活跃水缝洞漏失堵漏模拟装置，该装置由缝洞模拟系统、地层水模拟系统、堵漏浆注入系统、井筒模拟系统和数据采集系统等五部分组成，可模拟10 m/min的水流速度，抗压2 MPa，满足大部分含活跃水缝洞漏失堵漏要求，为活跃水层缝洞漏失堵漏提供了实验条件。利用该装置评价了凝胶在活跃水漏失层中的滞留影响因素，结果表明，针对常压下的含水漏失层，当凝胶的泵入速度大于1.2倍水流速度、凝胶黏结力大于10.1 N/m2、凝胶密度介于1.1～1.2 g/cm3凝胶滞留效果较好，为活跃水缝洞漏失层堵漏施工提供了指导。
抗高温非磺化半饱和盐水钻井液研究与应用
徐江, 吴宇, 安智伟, 由福昌, 舒曼
2023, 40(2): 176-183. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.005
摘要(624) HTML (267) PDF (2199KB)(105)
摘要:
针对含磺水基钻井液环保性能差及现有非磺水基钻井液抗温不足的问题，基于腐植酸为主、木质素及栲胶为辅的混合原料，采用硅烷偶联剂、有机酸和二元胺进行多重复合改性，合成制备了抗高温非磺腐植酸树脂类降滤失剂DEM-SEAL，并利用红外光谱、热重及凝胶色谱进行表征。结果表明，DEM-SEAL抗温达180 ℃，且96 h的LC50值达101 020 mg/L，全硫含量为0，无毒环保；当DEM-SEAL加量为4.0%时，基浆180 ℃老化后API滤失量和高温高压滤失量仅7.6 mL和16.8 mL，降低率高达75.2%和83.0%，且对黏度影响较小。结合DEM-SEAL的优良特性，以其为核心构建了一套抗高温非磺化半饱和盐水钻井液体系，密度范围为1.30～1.80 g/cm3，抗温达180 ℃，API滤失量小于5.0 mL，高温高压滤失量小于15.0 mL，具有良好的流变性和低滤失特性；抗泥岩污染达20%，抗盐污染达10%，抗钙污染达1%，96 h的LC50值为55 600 mg/L，BOD5/CODcr为23.51%，无毒可生物降解。高温非磺化半饱和盐水钻井液体系在新疆某油田高温深井进行了应用，该井井底温度为179 ℃，钻井过程中钻井液的流变性能稳定，失水造壁性能良好，无井下复杂事故。在满足安全钻井前提下实现了抗高温钻井液“去磺化”目标，为国内高温非磺钻井液的研究与发展提供了技术参考。
新型储层钻井完井一体化工作液设计及性能评价
许洁, 许林, 李习文, 寇磊, 许明标
2023, 40(2): 184-192. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.006
摘要(622) HTML (240) PDF (4235KB)(80)
摘要:
钻井完井一体化工作液是对海洋油气传统裸眼钻井完井液技术的发展，该体系基于D90经验规则与膜屏蔽原理，引入低剪切速率黏度设计，通过暂堵剂的镶嵌、成膜作用在储层孔隙入口构造单向屏蔽环，不仅达到储层保护效果，还可直接返排，从而简化海洋钻井完井工序。阐述了钻井完井一体化工作液的设计思路，检测了关键组分微观结构及体系基本性能，并综合评价了体系储层保护效果。实验结果表明，钻井完井一体化工作液具有刚性和柔性2类暂堵剂粒子，可协同封堵孔隙入口，促进单向屏蔽环形成，其中刚性镶嵌粒子形貌不规则，中值粒径为9.5 μm，大于孔隙尺寸；而柔性成膜粒子呈规则球形，平均粒径为25.4 μm，粒径分布窄，有利于粒间填充及形变聚结。体系在5～130 ℃内具有良好流变性，其低剪切速率黏度平均值为30 802 ± 1892 mPa·s，满足直接返排解堵设计要求；体系展示了良好的润滑性、防塌性及抗海水、抗岩屑侵污性，且单向封堵能力强，直接返排的渗透率恢复效果好。现场应用证明，新型钻井完井一体化工作液不仅能确保储层钻井过程顺利，而且满足了直接返排解堵要求，达到了简化完井工艺的目的。
河探1井超高密度钻井液技术
王信, 谭春, 王志彬, 罗玉财, 周燚, 张民立, 王威, 贾东民
2023, 40(2): 193-201. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.007
摘要(652) HTML (237) PDF (2342KB)(115)
摘要:
河探1井是中油股份公司在华北油田河套盆地临河坳陷部署的一口重点风险探井，完钻井深为6460.44 m，钻探目的为探索兴隆构造带光明背斜古近系、新近系生储盖特征及其含油气性。该井三开钻遇四套不同压力系数复杂地层，钻井液密度窗口窄，现场顺利实施了提密度压井、堵漏，控压钻进等作业，四开钻遇异常高压流体层，应用超高密度钻井液体系一次性将钻井液密度从1.80 g/cm3提高至2.55 g/cm3，并安全实施完井作业，储备压井高密度钻井液（ρ=2.60 g/cm3），达到国内应用水基钻井液采用重晶石粉加重的极限。在钻井施工过程中先后出现井塌、膏泥岩层蠕变缩径卡钻、高压盐水侵以及井漏等事故复杂，采用超高密度抗高温复合盐钻井液，现场应用随钻封堵提高地层承压能力工艺，分段完成七次承压堵漏，同时强化一级固控有效使用，应用高目筛布、优化钻井液体系配方、优选加重材料、调节膨润土含量及合理控制低密度固相含量等手段，成功解决了窄密度窗口和超高密度水基钻井液高温、高固相流变性能调整困难等技术难题，确保了压井和试油作业期间高温条件下超高密度钻井液体系具有良好的稳定性。该井创地区同期六项钻井技术指标，日产302.4 m3高产工业油流，实现巴彦油田最深井勘探发现，为钻井及完井试油作业提供了技术支撑。
新型环保钻井液在套管开窗侧钻井的研究与应用
刘波, 高龙, 陈明勇, 孙欢, 黄旭平, 赵瑛
2023, 40(2): 202-208. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.008
摘要(642) HTML (222) PDF (2449KB)(69)
摘要:
针对苏里格气田二叠系“双石组”硬脆泥岩段掉块剥落，山西组煤系地层、黑色泥岩井壁失稳及水平段滑动钻进加压困难等现象，传统的防塌抑制剂因环保要求受到一定限制，前期钻井过程中已出现了长时间划眼、填井侧钻等复杂情况。文中通过对半纤维素衍生物进行化学改性研制出了环保型改性纤维素为抑制剂CQYZJ-3，形成了一套适用于苏里格气田套管开窗侧钻水平井环保钻井液体系HCG-1，并对该体系进行室内评价。结果表明：钻井液体系流变性能稳定，具有良好的抑制性、润滑性、抗污染能力、缓蚀能力，属无毒、易降解环保钻井液体系。HCG-1钻井液体系在苏里格区块施工的10余口井均获得成功。现场应用表明：HCG-1钻井液体系稳定，防塌抑制性强，润滑性好，电测下套管一次成功，无井下复杂事故发生，同时可实现钻井液的重复利用，取得了较好的应用效果。
固井液
固井用高温缓凝剂的研究与应用
凌勇, 于倩倩, 马如然, 李小林, 张呈星, 郑其林, 林志辉
2023, 40(2): 209-215. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.009
摘要(664) HTML (234) PDF (2405KB)(74)
摘要:
针对油井水泥常用的AMPS/IA共聚物类缓凝剂在130～150 ℃区间易出现稠化时间“倒挂”现象，影响固井施工安全和固井质量的问题。通过AMPS和IA单体进行自由基溶液共聚，在共聚过程中与乙二胺四乙酸二钠EDTA-2Na、十六烷基三甲基氯化铵CTAC复配，研制了一种可防止高温稠化时间倒挂的缓凝剂BH-R103L，并对其综合性能进行了评价。评价结果表明：BH-R103L具有可靠的抗温及调凝效果，加有BH-R103L的水泥浆体系在120～150 ℃范围内稠化时间可调，150 ℃下加量为2%(BWOC)时，水泥浆的稠化时间大于300 min，稠化时间与加量呈线性关系，稠化时间倒挂现象消除、初始稠度低、温度和加量敏感性小、稠化线形正常、与AMPS类高温降失水剂配伍性良好，能抑制高温浆体“包心”现象，在60 ℃下养护的水泥石抗压强度发展快，其他综合性能均满足固井施工要求。BH-R103L在四川泸州区块泸203H153平台深井页岩层进行了现场应用，声幅测井检测封固段固井质量合格。
浅部地层自由套管外二次置换固井水泥浆体系研究
殷慧, 柳华杰, 崔洁, 张红卫, 张洪旭, 步玉环, 柴德民
2023, 40(2): 216-221. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.010
摘要(579) HTML (213) PDF (2776KB)(56)
摘要:
胜利油田经过了二十多年的开发，早期的开发井油层套管水泥面以上的套管腐蚀破坏严重，严重干扰正常生产。为此，拟对浅部地层自由套管段进行二次固井，可在修复套管密封失效的同时防止套管进一步腐蚀。针对环空二次固井注浆施工工艺特点，结合浅部地层松软的特点，在明确浅部地层自由套管外二次固井性能需求的基础上，对水泥浆体系进行开发。通过对胶凝材料体系、低黏触变剂、降失水剂和缓凝剂的研选，构建出一种低密度-低黏度-强触变-长稠化时间的固井水泥浆体系，其配方为：40%G级油井水泥+30%粉煤灰+30%矿渣+（20%～25%）低黏触变剂L-TA+2.5%聚乙烯醇降失水剂+（0.16%～0.32%）氧化锌+1%分散剂+0.5%消泡剂，水固比为0.56，水泥浆密度低至1.5～1.6 g/cm3，黏度小于50 mPa·s，稠化时间大于15 h，平均静切力差值为17.885 N/m2、且触变具有可重复性，满足东部老区浅部地层自由套管外二次固井作业的要求。
三高条件对弹韧性水泥浆性能的影响及短期腐蚀机理
于林, 谭慧静, 任阳, 刘思艳, 叶有
2023, 40(2): 222-232. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.011
摘要(522) HTML (206) PDF (9906KB)(45)
摘要:
针对固井水泥石所处的高温高压含H2S/CO2腐蚀环境以及复杂工况，开展三高条件下弹韧性水泥浆的性能变化及短期腐蚀机理研究。基于弹韧性外掺料的3种主要类型，采用向G级油井水泥中分别加入10%橡胶粉末、0.3%玄武岩纤维以及10%丁苯胶乳的方式制备弹性水泥浆。通过力学性能测试、XRD、FTIR、MIP及SEM-EDS测试，分析弹韧性材料添加前后及腐蚀前后，水泥石的力学性能、孔径分布、水化产物类型及微观结构变化。结果表明，掺入3种弹韧性材料均有利于水泥石的脆度系数降低、韧性提高，其中玄武岩纤维最利于控制材料破坏时裂缝的发展，而丁苯胶乳最利于降低材料的弹性模量和保持较大的抗折强度。经过短期液相腐蚀后，水泥试样的力学强度均出现增长，特别是掺入玄武岩纤维和丁苯胶乳的试样。玄武岩纤维在该研究中的腐蚀条件下性能稳定，腐蚀反应生成的致密碳酸钙晶体堆积于玄武岩纤维与水泥基质界面孔隙处，引起了腐蚀后材料总孔容的减小及力学强度的大幅度增长。丁苯胶乳在水泥石中形成聚合物膜，覆盖及包裹水泥基质，可提高复合水泥表面的耐腐蚀性能。
高密度弹韧性水泥浆力学数值模拟
李成嵩, 李社坤, 范明涛, 张海雄, 袁明叶, 雷刚
2023, 40(2): 233-240. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.012
摘要(493) HTML (202) PDF (8072KB)(47)
摘要:
深层页岩气具有埋藏深、地温高、破裂压力高等特点，压裂过程中，大排量、高泵压的施工方式导致气井环空带压问题较为突出。相较于浅层页岩气，深层页岩气井由于气层高压，水泥浆需要进行加重以满足现场施工需要，水泥环不仅是由纯水泥构成，还包含加重剂以及弹韧性改造用的弹性剂。因此，为从水泥浆配方上改善深层页岩气井水泥环的力学性能，针对高密度弹韧性水泥浆体系建立了相应的细观力学模型，初步分析了外掺料的加入对水泥石力学性能的影响。研究发现：①加重剂与弹性剂由于其刚度的差异，改变了水泥环的宏观力学性能；②水泥浆体系设计需考虑弹性剂与加重剂的几何尺寸，并提高弹性材料与水泥基体的胶结强度；③优选类菱形加重材料及亲水性弹性材料，通过合理配比设计出密度为2.3 g/cm3的高密度弹韧性水泥浆，该水泥浆48 h抗压强度大于20 MPa，弹性模量小于7 GPa，实现了深层页岩气水泥环低弹性模量、高强度的力学性能改造目标。研究成果对深层页岩气水泥浆体系的设计具有重要指导意义。
丁腈橡胶颗粒油井水泥石抗冲击力学性能与损伤特征
孙夏兰, 任强, 吴坷, 黄坤, 梅开元, 张高寅, 程小伟
2023, 40(2): 241-250, 258. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.013
摘要(547) HTML (194) PDF (7240KB)(44)
摘要:
油井水泥是一种典型的脆性材料，提高水泥环韧性和降低水泥环脆性是目前的研究热点，在保证油气井安全生产的前提下还能延长油气井使用寿命。该研究将球形丁腈橡胶颗粒(Microsphere nitrile Rubber Powder，MRP)与不规则丁腈橡胶颗粒(Nitrile Rubber Powder，NRP)分别加入到油井水泥中，探讨其抗冲击力学性能与损伤特征。采用直径为50 mm的分离式霍普金森压杆(Split Hopkinson Pressure Bar-SHPB)设备测试了不同体系水泥石的动态抗冲击性能，讨论了动态抗压强度、能量演化、损伤特征的变化规律。球形丁腈橡胶颗粒加量为6%的油井水泥石试样动态抗压强度可达（64.0±1.6） MPa，试样吸收能为39.93 J，吸能率可达49.91%；不规则丁腈橡胶颗粒加量为6%的油井水泥石试样动态抗压强度为（74.1±1.8） MPa，试样吸收能为46.56 J，吸能率可达58.20%。通过高速摄影和微观形貌发现，不规则丁腈橡胶颗粒与水泥基体间结合更加紧密，通过裂纹偏转机制提高阻裂能力，利于延长试样承载时间，加大载荷能量的消耗。
压裂液与酸化液
适用压裂液性能评价的储层原位润湿性表征新方法
孙晨皓, 黄莎, 董赛亮, 邹嘉玲
2023, 40(2): 251-258. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.014
摘要(496) HTML (223) PDF (3267KB)(49)
摘要:
非常规油气储层具有孔隙结构复杂、非均质性强以及渗透率低等特点，压裂液在裂隙中的渗流侵入机制由毛细管压力与储层润湿性主导。因此，精确的原位润湿性表征对评价压裂液性能、构建完善的焖井渗吸驱油工艺以及优化压裂液配方等方面具有重要意义与工程应用价值。基于拓扑几何学Gauss-Bonnet定理和三维微观CT成像试验，建立了储层原位润湿性评价新方法。利用数字岩心重构模型和格子玻尔兹曼方法，模拟了压裂液在真实地层内的渗吸驱油过程，研究了储集岩不同的润湿分布对压裂液性能的影响机制。研究结果表明，基于拓扑几何学的润湿性表征方法的精度高达95%以上，同时可实现表征储集岩不同润湿特征的目的。同时，均匀强水湿状态下致密油的采出程度比混合中性润湿状态高33.8%，其渗吸驱油的效果更佳。储层的原始润湿状态通常具有混合润湿的特征，因此需要优化压裂液配方使储层岩石达到润湿改性和增加致密油采出程度的目的。
二氧化碳水基复合压裂液体系性能评价
吴均, 卢军凯, 刘彝, 都芳兰, 罗成
2023, 40(2): 259-264. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.015
摘要(514) HTML (200) PDF (2457KB)(49)
摘要:
针对二氧化碳干法压裂需要密闭、带压添加材料给施工带来的成本高、砂比低、规模小、难度大问题，郑焰等提出了二氧化碳准干法压裂技术并开展了试验应用，但施工过程中如何精准控制液体参数是影响该技术顺利实施的关键，需要不断优化。本文研究了立足常规装备、常压条件下以二氧化碳为主（>70%）的压裂液技术（二氧化碳水基复合压裂液技术）的合理配比及稠化性能影响的主要因素，采用二氧化碳可视配样器配液，观察陶粒沉降方法判断液态二氧化碳稠化情况及水基连续黏度测试方法，研究了水基、液态二氧化碳两种液体增稠剂的相互作用，水基占比、温度对二氧化碳水基复合压裂液稠化性能影响规律。研究结果表明，2%的AF-2二氧化碳、2%的AF-6水基增稠剂可以使液态二氧化碳、水稠化并达到稳定悬砂能力，两种增稠剂同时添加无相互影响。二氧化碳水基复合压裂液在水基占比30%以下、5 ℃以上稠化速度较快，能稳定悬砂，现场试验顺利，最高砂比达35%。
完井液
砂岩热储层防损伤完井液体系研究
杨丽丽, 王世博, 张永威, 丁剑, 蒋官澄
2023, 40(2): 265-271. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.016
摘要(622) HTML (188) PDF (2568KB)(48)
摘要:
我国地热资源开发利用正处于快速发展阶段，以中低温的砂岩热储层地热资源开发利用为主。然而在开发地热资源时，由于疏松的砂岩热储层特殊的地质构造，在钻完井的过程中，储层出砂严重同时钻完井液容易进入储层造成敏感性伤害以及钻完井液中固体物质堵塞储层引起储层渗透下降的问题。针对上述问题，本研究引入了关键处理剂仿生固壁剂、隐形酸PF-HTA、缓蚀剂并通过实验进行了加量的优选，最终形成了聚膜隐形酸完井液体系。室内研究表明该完井液体系污染储层岩心后渗透率恢复值大，与钻井液配伍性良好，对储层损伤小，具有良好的储层保护效果。
抗高温高密度无机盐完井液中复合缓蚀剂对P110钢的抑制腐蚀作用与机理
邹鹏, 张世林, 黄其, 杨洁, 王建, 王智芳, 张龙
2023, 40(2): 272-278. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.02.017
摘要(512) HTML (191) PDF (4956KB)(52)
摘要:
针对高温深井（井温>160 ℃，井深>5000 m）的油气勘探开发过程中平衡地层压力、减轻储层伤害及防腐的需要，开发了一种低腐蚀性高密度无机盐完井液体系。采用高温高压腐蚀仪及失重法评价了在不同温度（160～180 ℃）、密度（1.80～2.30 g/cm3）及缓蚀剂加量（1%～5%）下该完井液对P110钢片的腐蚀规律。研究结果表明，随着温度的增加，平均腐蚀速率及点腐蚀速率增加，随着缓蚀剂加量的增加，腐蚀速率随之降低，完井液中的缓蚀剂具有较好的缓蚀效果。采用场发射扫描电镜（SEM）观察了P110钢片表面形成了致密的缓蚀产物膜。采用X-射线能谱仪（EDS）、X-射线光电子能谱仪（XPS）揭示了完井液中缓蚀剂与P110钢片的缓蚀作用机理，在P110钢片表面主要形成了Fe3O4及Fe2O3，以及三价铁与完井液缓蚀剂中有机成分形成的有机铁络合物。缓蚀剂不仅参与了产物膜的生成，而且促进了铁的氧化钝化，协同实现了高密度无机盐完井液在高温下对P110钢的缓蚀效果。低腐蚀性高密度无机盐完井液体系在安徽无为现场试验1口井，在平衡地层压力的基础上，降低了无机盐完井液对完井管柱的腐蚀作用，推广应用前景广阔。

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