渤海油田水平井和部分定向井均采用裸眼内置优质筛管防砂方式完井，在对这部分井筒进行大修过程中，需要打捞原来下入井内的防砂筛管，如果工作液不具备防塌性，则可能在修井过程中引起井壁坍塌，造成卡钻事故，同时还破坏近井地带储层结构，对后期再次完井及生产均造成极大的危害^[1]。针对上述问题，在原有套铣冲砂液体系基础上，开发了新的防塌型工作液体系，提高了体系的防塌性能，满足该类型井的打捞、大修要求^[2]。

根据裸眼段打捞的特点，必须加强修井液体系的防塌性能，防止井壁坍塌，以往使用的套铣冲砂液具有封堵能力强，携砂能力好、易于维护等特点，我们在原有套铣冲砂液体系中引入可降解的钻井液用防塌降失水剂，尽可能降低修井液的滤失量，并与KCl相配合，共同提高体系的防塌性能，满足该类型井打捞、大修要求^[3]。

为了与原有套铣冲砂液取得更好的配合效果，优选了不同类型降滤失剂，实验结果见表 1。

表 1(Table 1)

表 1 降滤失剂优选实验结果

表 1 降滤失剂优选实验结果

另外，新引入的降滤失剂必须在加入破胶液后可迅速降解，以满足后期返排的要求，因此对上述各配方进行破胶实验，实验结果见表 2。

表 2(Table 2)

表 2 破胶实验结果

表 2 破胶实验结果

从表 1和表 2可以看出，除配方6不能降解外，其它配方都可满足降解要求；配方2、配方3、配方4降失水效果均较好，但考虑到对体系黏度的影响情况，最终选用改性淀粉BHN-02作为降滤失剂。

实验岩屑取自JZ25-1A17井。从现场取来岩屑后先进行预处理，将其表面吸附的污染物及混在其中的杂质除掉，然后粉碎，收集粒径在2.00 ~ 3.20 mm范围内的颗粒，存放于广口瓶中备用。实验结果见表 3。由表 3可以看出，套铣冲砂液+1.5%BHN-02+3%KCl具有较强的抑制性，能有效提高岩屑回收率。

表 3(Table 3)

表 3 岩屑回收率实验结果

表 3 岩屑回收率实验结果

取20 g安丘膨润土，装入压力筒中.放在压力机上.在8 MPa下压制30 min.再取出岩心备用。将上述岩心分别浸入不同试液中，观察岩心随时间的变化情况，结果见表 4。由表 4可以看出，用套铣冲砂液+1.5%改性淀粉BHN-02+3%KCl浸泡的岩心明显比用其它体系浸泡的岩心稳定，几天后仍未剥落。且用该体系浸泡的岩心表面较硬，表明该体系能在岩心表面形成一层保护膜，从而阻止水的侵入，防止岩心坍塌。

表 4(Table 4)

表 4 岩心浸泡实验

表 4 岩心浸泡实验

旅大10-1油田A15井于2005年1月30日投产，生产东二下段Ⅱ油组，有效厚度31.1 m，ODP方案预测产能171 m³/d，油层中部垂深1 599.5 m。2012年2月油井出砂，严重影响该井产能，取砂样分析，砂砾粒度大于该井优质筛管防砂精度（150 μm），怀疑防砂筛管被破坏，因此对A15井进行起、下防砂筛管大修作业。

该井套管下至1 650.5 m，下部井段8-1/2''井眼至1 733 m，采用裸眼完井，且存在大段泥岩，原井钻开油气层时使用密度为1.15 g/cm³的油基泥浆，下入防砂管柱后替为无固相盐水。该井从2004年投产至今已有近8年，存在地层垮塌、缩径的可能，从而导致打捞过程中出现复杂情况；因此，该井进入裸眼段作业前对修井液体系进行了转换，将套铣冲砂液转换为防塌工作液，转换前后修井液性能变化见表 5。

表 5(Table 5)

表 5 转换前后修井液性能变化

表 5 转换前后修井液性能变化

在后续施工过程中，防塌工作液体系性能稳定，携砂能力强，漏失量低，整个打捞过程中没有发生井壁坍塌现象，有效保障了作业顺利地进行。修井作业结束启泵生产，油井恢复期短，含水率迅速恢复至修井前水平。

（1）成功开发出适用于裸眼井打捞的防塌工作液体系；

（2）新体系与套铣冲砂液相比，引入了改性淀粉BHN-02及KCl，降低了修井液的滤失量，并结合K⁺的防塌特性，增强了套铣冲砂液的防塌性能；

（3）一定要在进入裸眼段作业前将套铣冲砂液转化为防塌工作液，提高裸眼段的井壁稳定性；

（4）该体系易于降解，返排压力低，不影响后期的生产恢复。