储层伤害的内因主要指储层受到伤害的潜在可能性，由储层自身物性决定，如油气层储集结构、地层岩石与矿物及储层流体性质等。储层伤害的外因主要指施工作业时可能引起储层微观结构发生改变，并引起储层原始渗透率有可能降低的各种外部作业条件，如压差、温度及油田工作液的理化性质等。在修井作业过程中，常见的近井地带污染原因包括：（1）细菌：修井液的基础液通常为过滤海水，若杀菌未彻底，细菌可能在地层发生繁殖，其代谢产物及腐败物可对储层造成伤害；（2）结垢：修井液进入井筒和地层的过程中，随着环境温度和压力等条件变化，以及与地层水结合后可能产生结垢；（3）不配伍：地层水与修井液不配伍以及常见的敏感性伤害。

  目前南海西部油田的开采已进入中后期，修井作业频繁，滤失进入储层的修井液对储层造成伤害，影响了油井的生产。现场施工所用的修井液体系对修井工具、管材腐蚀高，黏土水化膨胀的抑制效果差，修井作业后近井地带储层渗透率降低，造成油井产量下降。本文通过修井液配方的优选和复配，制备了一种低伤害低腐蚀的新型无固相修井液，将该体系与现场修井液体系在黏土防膨率、缓蚀性和岩心渗透率恢复等方面进行了对比。

  1 实验部分

  1.1 材料与仪器

  有机阳离子类黏土防膨剂：HAS（主要为聚二甲基二烯丙基氯化铵）、HTSF、BJSD、XHY1、有机盐TFB-2（碱金属低碳有机酸盐、铵盐、季铵盐及其复合物），工业级；氟碳类助排剂：FC97、FC117、FC118、FC137、FC310，上海建鸿实业有限公司；弱酸MHA，湖北汉科化工有限公司；N80 钢片；煤油；原油（70℃下的黏度21.6 mPa·s）、岩屑、岩心和现场修井液均由X19-1 油田现场提供，岩心基本参数见表1；过滤海水，矿化度33179 mg/L，MgCl2型，离子组成（单位mg/L）为：K++Na+ 10450.7、Ca2 + 379.2、Mg2 + 1228.3、Cl- 18256.8、SO42- 2712.4、CO32- 29.1、HCO3- 118.3，文中添加剂溶液均用过滤海水配制。

  CPZ-2 双通道常温常压膨胀仪，青岛同春石油仪器有限公司；JM-A1003 电子天平，诸暨市超泽衡器设备有限公司；岩心驱替实验装置，自制；TX500C旋转液滴法界面张力仪，美国CNG公司。

  1.2 实验方法

  （1）防膨率的测定。按石油天然气行业标准SY/T 5971—94《注水用粘土稳定剂性能评价方法》测定防膨率；配制修井液，除TFB-2 的加量为5%（此加量下能保证现场作业修井液密度要求）外，其余黏土防膨剂加量均为2%；将10 g 岩屑粉末（大于100 目）在140℃烘干2 h，倒入装有滤纸的测桶（深度L1，mm）中；在压力机上以10 MPa 压力静置5min，取出后测量测桶深度L2（mm）；用膨胀仪测量线性膨胀率，记录初始读数R1和2 h 以及16 h 的读数R2、R3（mm），按式（1）计算防膨率（S）。

  （2）岩心渗透率恢复率的测定。按石油天然气行业标准SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》测定岩心渗透率恢复率。在1 mL/min 流量下，向岩心中正向注入煤油并记录此时压差，计算初始渗透率（未添加MHA）Ki，um2；向岩心中反向注入不同浓度的MHA溶液并饱和2 h；正向注入煤油，记录压差并计算渗透率Kn（n=2数6），um2；按Kn/Ki计算渗透率恢复率。

  （3）修井液对岩心渗透率损害评价。测试流程与实验方法（2）类似，用修井液代替MHA溶液，测定并记录在不同流量下的驱替压差，利用达西公式计算岩心渗透率。

  （4）油水界面张力的测定。配制助排剂含量相同的修井液，向干净的样品管中添加适量修井液后，用针头取一滴原油注入样品管中，密封样品管后置于界面张力仪中，升温至70℃，调节转速与原油液滴位置，待液滴状态稳定后，截取此时油滴状态图并测量液滴直径，即为界面张力，每个样品测试3次，取平均值。

  （5）腐蚀速率的测定。按石油天然气行业标准SY/T 5273—2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》测定腐蚀速率。用砂纸逐级打磨N80 钢片，用无水乙醇脱水，丙酮脱脂，N2吹干后称重；在样品瓶中倒入修井液，将试片悬挂于溶液中，将样品瓶置于70℃静置7 d，按式（2）计算腐蚀速率K。

  其中，ΔG—钢片质量损失，g；s—钢片表面积，m2；t—实验时间，h；ρ—金属材料密度，g/cm3。

  2 结果与讨论

  2.1 修井液配方优选

  在新型无固相修井液研制中，考虑现场所用修井液体系对修井工具与套管的腐蚀、易引发黏土水化膨胀和降低储层渗透率等问题，重点对黏土稳定剂、表面活性剂进行筛选，对能解除近井地带污染的弱酸浓度进行了优选。

  2.1.1 黏土防膨剂的优选

  岩屑在5 种黏土防膨剂和现场修井液体系中的防膨率如表2 所示。由表2 数据可知：（1）TFB-2 具有良好的防膨效果，但随时间延长，防膨率有所降低。（2）TFB-2 与其他4 种防膨剂复配后，HAS 与TFB-2 复配后的黏土防膨效果最好，防膨率高达90%。因此，选取TFB-2 与HAS作为黏土防膨剂添加剂。（3）现场修井液体系的2 h 黏土防膨率为72.73%，且随着时间的延长而降低。根据现场的修井作业日报，常规修井作业天数为5 d，现场所用修井液体系的防膨效果较差。

  2.1.2 TFB-2与HAS加量的优选

  选用的TFB-2 与地层流体接触后不会产生二价阳离子沉淀，能有效抑制储集层水敏和黏土膨胀，还能作为密度添加剂使用。考虑现场压井工艺，TFB-2 加量为5%的体系密度已经达到1.04 g/cm3，满足南海西部油田油井压井要求。在TFB-2 加量为5%时，HAS加量对黏土防膨率的影响见图1。由图可见，随着HAS浓度的增大，黏土防膨率呈现先增大后趋于稳定的趋势；当HAS加量增至0.5%时，2 h防膨率为93%、16 h 防膨率为90%，基本已达到最优的防膨效果。因此，在后期的实验中TFB-2 和HAS的质量分数均为0.5%。

  2.1.3 添加剂MHA加量的优选

  为解决近井地带污染问题，采用了弱酸化措施。选取弱酸MHA作为添加剂，用于酸化近井地带可能存在的无机垢、堵塞孔道的固相颗粒。MHA对1 号岩心渗透率的影响见表3。由表可见，当MHA的加量小于1%时，随着MHA加量的增加，岩心渗透率恢复率逐渐增大，且在1%的加量时达到最大；MHA能有效溶解岩心胶结物和充填物，增大液体的渗流通道，提高岩心的渗透率；当MHA 加量大于1%时，渗透率降低。因此MHA 的适宜加量为1%。

  2.1.4 助排剂的筛选

  为保证在开井后滤失进入地层的修井液能在最短时间内返排，并且不会造成水锁伤害，需要在修井液中加入助排剂。5 种助排剂（加量0.2%）对修井液（过滤海水+ 0.5% HAS + 1% MHA + 5%TFB-2）油水界面张力的影响见表4。由表4 数据可见，与修井液配伍性较好的助排剂为FC137 和FC310；FC310 降低油水界面张力的能力大于FC137，因此选用FC310为修井液中的助排剂。

  FC310 加量对体系油水界面张力的影响见图2。由图2 可见，随FC310 加量增大，体系油水界面张力降低，加量为0.5%时的油水界面张力降至最低（0.31 mN/m）。FC310 加量对修井液油/水界面状态的影响见图3。由图3 可见，未加助排剂时，油滴呈圆珠状，当经过储层狭窄孔喉处时，油滴很难完全通过，易造成液锁伤害，阻碍原油进一步采出；随着助排剂加量增加，油滴逐步从圆珠状向狭长状转变，因此当油滴经过狭窄孔喉处时，油滴易随孔喉进入渗流通道中，不会造成液锁，修井液也易返排。综上所述，修井液的最佳配方为：过滤海水+5% TFB-2+0.5% HAS+1% MHA+0.5% FC310。

  2.2 修井液性能评价

  2.2.1 缓蚀性

  为了解修井液对管材及修井工具的腐蚀性能，测得新体系与现场修井液对钢片的腐蚀速率分别为1.2361 和2.8194 g/（m2·h），现场修井液对钢片的腐蚀速率是新体系的2.3 倍；从浸泡后的钢片表面形貌可以看出，现场修井液对钢片腐蚀严重，形成密集的腐蚀小孔，而被新修井液体系浸泡过的钢片表面未形成腐蚀小孔与锈斑，由此可见新修井液体系的抗腐蚀效果良好。

  2.2.2 对岩心渗透率的影响

  2、3 号岩心经新修井液体系与现场修井液体系处理前后的渗透率值见表5。由表可见，现场修井液体系处理后岩心渗透率降低约30%，岩心渗透率恢复值仅为70%，恢复率较低，岩心伤害较大；新修井液体系处理岩心后，岩心渗透率有所上升，说明新修井液体系对岩心有微弱的溶蚀作用，使岩心的渗透率得到改善，可见新修井液体系能解除近井地带污染，不会造成储层伤害。

  3 结论

  无固相修井液体系的最佳配方为：过滤海水+5% TFB-2+0.5% HAS+1% MHA+0.5% FC310。该体系的黏土防膨率约为90%，比现场修井液体系的防膨率（70%）大幅提高，可有效抑制黏土水化膨胀。新体系的腐蚀速率仅为现场修井液体系的43.8%，且不会形成腐蚀小孔，降低了修井液对管材及修井工具的腐蚀，有效延长了使用寿命。新修井液体系浸泡岩心后的渗透率恢复率为110%，远高于现场修井液体系的渗透率恢复率（70%），有效提高了岩心渗透率。新修井液体系能解除近井地带污染，降低储层伤害，应用前景广阔。

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