前沿应用|油田现场核磁在线表征完井液高温热稳定性
背景
随着全球油气资源开发向深层、超深层及非常规储层延伸，井下温度环境日趋苛刻。完井液作为保障井筒完整性和储层保护的关键工作液，其高温热稳定性直接影响：完井作业安全性（井控风险）；储层保护效果（渗透率伤害）；完井工具使用寿命（腐蚀/沉积）；经济效益（高温失效导致的非生产时间）等。
随着油气勘探开发向深井、超深井及高温高压（HTHP）井发展，井下温度超过 100°C，甚至 200°C。在此背景下，传统完井液体系（如盐水基、聚合物基）普遍存在高温失效风险，亟需建立精准的热稳定性评价方法。目前，完井液在高温环境下的老化评价方法遇到一些挑战：传统的高温老化试验（如HTHP老化罐）、高温流变测试仅能观察宏观变化，无法深入分析纳米级材料在高温条件下的团聚、沉降、降解等机制（高温导致完井液组分，如纳米颗粒、乳化剂的相互作用机制尚不清晰，影响配方优化）；高场核磁（>300MHz）设备昂贵，且不适用于现场快速检测。因此，依托低场核磁共振技术研究完井液的高温热稳定性的方法应运而生。
实验材料
样品：某油基完井液
仪器：低场核磁共振变温分析仪（VTMR20-010V-I）
实验方案
1. 将某油基完井液分成对照组和实验组。
2. 对照组样品常温25℃条件下保存测试。
3. 实验组在核磁提供的150℃高温条件下进行在线老化测试，高温老化时间为48小时。
4. 通过对照组和实验组的T2弛豫测试对比结果，判断该款油基完井液的高温热稳定性。
样品 | T21 | T22 | T23 |
对照组 | 20ms （6%） | 189ms （54%） | 512ms （40%） |
实验组 | 15ms （17%） | 152ms （40%） | 598ms （43%） |
表：完井液高温老化测试组分分布及占比变化
结果分析
通过核磁弛豫分析，可以看到对照组的完井液T22主峰位于189ms（对应游离油相），在实验组经过48小时的150℃高温老化处理后，T22主峰发生了左移下降到152ms 的位置，同时峰值面积占比发生下降；短弛豫信号图T21由于高温老化产生的乳化剂降解产物导致信号量提高12%。而长弛豫信号T23由于长时间的高温老化，破坏了油基完井液的油水相态平衡，导致水分被进一步解离，从而弛豫时间变长。
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