儲層傷害的內因主要指儲層受到傷害的潛在可能性，由儲層自身物性決定，如油氣層儲集結構、地層巖石與礦物及儲層流體性質等。儲層傷害的外因主要指施工作業時可能引起儲層微觀結構發生改變，并引起儲層原始滲透率有可能降低的各種外部作業條件，如壓差、溫度及油田工作液的理化性質等。在修井作業過程中，常見的近井地帶污染原因包括：（1）細菌：修井液的基礎液通常為過濾海水，若殺菌未徹底，細菌可能在地層發生繁殖，其代謝產物及腐敗物可對儲層造成傷害；（2）結垢：修井液進入井筒和地層的過程中，隨著環境溫度和壓力等條件變化，以及與地層水結合后可能產生結垢；（3）不配伍：地層水與修井液不配伍以及常見的敏感性傷害。

    目前南海西部油田的開采已進入中后期，修井作業頻繁，濾失進入儲層的修井液對儲層造成傷害，影響了油井的生產。現場施工所用的修井液體系對修井工具、管材腐蝕高，黏土水化膨脹的抑制效果差，修井作業后近井地帶儲層滲透率降低，造成油井產量下降。本文通過修井液配方的優選和復配，制備了一種低傷害低腐蝕的新型無固相修井液，將該體系與現場修井液體系在黏土防膨率、緩蝕性和巖心滲透率恢復等方面進行了對比。

    1 實驗部分

    1.1 材料與儀器

    有機陽離子類黏土防膨劑：HAS（主要為聚二甲基二烯丙基氯化銨）、HTSF、BJSD、XHY1、有機鹽TFB-2（堿金屬低碳有機酸鹽、銨鹽、季銨鹽及其復合物），工業級；氟碳類助排劑：FC97、FC117、FC118、FC137、FC310，上海建鴻實業有限公司；弱酸MHA，湖北漢科化工有限公司；N80 鋼片；煤油；原油（70℃下的黏度21.6 mPa·s）、巖屑、巖心和現場修井液均由X19-1 油田現場提供，巖心基本參數見表1；過濾海水，礦化度33179 mg/L，MgCl2型，離子組成（單位mg/L）為：K++Na+ 10450.7、Ca2 + 379.2、Mg2 + 1228.3、Cl- 18256.8、SO42- 2712.4、CO32- 29.1、HCO3- 118.3，文中添加劑溶液均用過濾海水配制。

    CPZ-2 雙通道常溫常壓膨脹儀，青島同春石油儀器有限公司；JM-A1003 電子天平，諸暨市超澤衡器設備有限公司；巖心驅替實驗裝置，自制；TX500C旋轉液滴法界面張力儀，美國CNG公司。

    1.2 實驗方法

    （1）防膨率的測定。按石油天然氣行業標準SY/T 5971—94《注水用粘土穩定劑性能評價方法》測定防膨率；配制修井液，除TFB-2 的加量為5%（此加量下能保證現場作業修井液密度要求）外，其余黏土防膨劑加量均為2%；將10 g 巖屑粉末（大于100 目）在140℃烘干2 h，倒入裝有濾紙的測桶（深度L1，mm）中；在壓力機上以10 MPa 壓力靜置5min，取出后測量測桶深度L2（mm）；用膨脹儀測量線性膨脹率，記錄初始讀數R1和2 h 以及16 h 的讀數R2、R3（mm），按式（1）計算防膨率（S）。

    （2）巖心滲透率恢復率的測定。按石油天然氣行業標準SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》測定巖心滲透率恢復率。在1 mL/min 流量下，向巖心中正向注入煤油并記錄此時壓差，計算初始滲透率（未添加MHA）Ki，um2；向巖心中反向注入不同濃度的MHA溶液并飽和2 h；正向注入煤油，記錄壓差并計算滲透率Kn（n=2數6），um2；按Kn/Ki計算滲透率恢復率。

    （3）修井液對巖心滲透率損害評價。測試流程與實驗方法（2）類似，用修井液代替MHA溶液，測定并記錄在不同流量下的驅替壓差，利用達西公式計算巖心滲透率。

    （4）油水界面張力的測定。配制助排劑含量相同的修井液，向干凈的樣品管中添加適量修井液后，用針頭取一滴原油注入樣品管中，密封樣品管后置于界面張力儀中，升溫至70℃，調節轉速與原油液滴位置，待液滴狀態穩定后，截取此時油滴狀態圖并測量液滴直徑，即為界面張力，每個樣品測試3次，取平均值。

    （5）腐蝕速率的測定。按石油天然氣行業標準SY/T 5273—2000《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》測定腐蝕速率。用砂紙逐級打磨N80 鋼片，用無水乙醇脫水，丙酮脫脂，N2吹干后稱重；在樣品瓶中倒入修井液，將試片懸掛于溶液中，將樣品瓶置于70℃靜置7 d，按式（2）計算腐蝕速率K。

    其中，ΔG—鋼片質量損失，g；s—鋼片表面積，m2；t—實驗時間，h；ρ—金屬材料密度，g/cm3。

    2 結果與討論

    2.1 修井液配方優選

    在新型無固相修井液研制中，考慮現場所用修井液體系對修井工具與套管的腐蝕、易引發黏土水化膨脹和降低儲層滲透率等問題，重點對黏土穩定劑、表面活性劑進行篩選，對能解除近井地帶污染的弱酸濃度進行了優選。

    2.1.1 黏土防膨劑的優選

    巖屑在5 種黏土防膨劑和現場修井液體系中的防膨率如表2 所示。由表2 數據可知：（1）TFB-2 具有良好的防膨效果，但隨時間延長，防膨率有所降低。（2）TFB-2 與其他4 種防膨劑復配后，HAS 與TFB-2 復配后的黏土防膨效果最好，防膨率高達90%。因此，選取TFB-2 與HAS作為黏土防膨劑添加劑。（3）現場修井液體系的2 h 黏土防膨率為72.73%，且隨著時間的延長而降低。根據現場的修井作業日報，常規修井作業天數為5 d，現場所用修井液體系的防膨效果較差。

    2.1.2 TFB-2與HAS加量的優選

    選用的TFB-2 與地層流體接觸后不會產生二價陽離子沉淀，能有效抑制儲集層水敏和黏土膨脹，還能作為密度添加劑使用。考慮現場壓井工藝，TFB-2 加量為5%的體系密度已經達到1.04 g/cm3，滿足南海西部油田油井壓井要求。在TFB-2 加量為5%時，HAS加量對黏土防膨率的影響見圖1。由圖可見，隨著HAS濃度的增大，黏土防膨率呈現先增大后趨于穩定的趨勢；當HAS加量增至0.5%時，2 h防膨率為93%、16 h 防膨率為90%，基本已達到最優的防膨效果。因此，在后期的實驗中TFB-2 和HAS的質量分數均為0.5%。

    2.1.3 添加劑MHA加量的優選

    為解決近井地帶污染問題，采用了弱酸化措施。選取弱酸MHA作為添加劑，用于酸化近井地帶可能存在的無機垢、堵塞孔道的固相顆粒。MHA對1 號巖心滲透率的影響見表3。由表可見，當MHA的加量小于1%時，隨著MHA加量的增加，巖心滲透率恢復率逐漸增大，且在1%的加量時達到最大；MHA能有效溶解巖心膠結物和充填物，增大液體的滲流通道，提高巖心的滲透率；當MHA 加量大于1%時，滲透率降低。因此MHA 的適宜加量為1%。

    2.1.4 助排劑的篩選

    為保證在開井后濾失進入地層的修井液能在最短時間內返排，并且不會造成水鎖傷害，需要在修井液中加入助排劑。5 種助排劑（加量0.2%）對修井液（過濾海水+ 0.5% HAS + 1% MHA + 5%TFB-2）油水界面張力的影響見表4。由表4 數據可見，與修井液配伍性較好的助排劑為FC137 和FC310；FC310 降低油水界面張力的能力大于FC137，因此選用FC310為修井液中的助排劑。

    FC310 加量對體系油水界面張力的影響見圖2。由圖2 可見，隨FC310 加量增大，體系油水界面張力降低，加量為0.5%時的油水界面張力降至最低（0.31 mN/m）。FC310 加量對修井液油/水界面狀態的影響見圖3。由圖3 可見，未加助排劑時，油滴呈圓珠狀，當經過儲層狹窄孔喉處時，油滴很難完全通過，易造成液鎖傷害，阻礙原油進一步采出；隨著助排劑加量增加，油滴逐步從圓珠狀向狹長狀轉變，因此當油滴經過狹窄孔喉處時，油滴易隨孔喉進入滲流通道中，不會造成液鎖，修井液也易返排。綜上所述，修井液的最佳配方為：過濾海水+5% TFB-2+0.5% HAS+1% MHA+0.5% FC310。

    2.2 修井液性能評價

    2.2.1 緩蝕性

    為了解修井液對管材及修井工具的腐蝕性能，測得新體系與現場修井液對鋼片的腐蝕速率分別為1.2361 和2.8194 g/（m2·h），現場修井液對鋼片的腐蝕速率是新體系的2.3 倍；從浸泡后的鋼片表面形貌可以看出，現場修井液對鋼片腐蝕嚴重，形成密集的腐蝕小孔，而被新修井液體系浸泡過的鋼片表面未形成腐蝕小孔與銹斑，由此可見新修井液體系的抗腐蝕效果良好。

    2.2.2 對巖心滲透率的影響

    2、3 號巖心經新修井液體系與現場修井液體系處理前后的滲透率值見表5。由表可見，現場修井液體系處理后巖心滲透率降低約30%，巖心滲透率恢復值僅為70%，恢復率較低，巖心傷害較大；新修井液體系處理巖心后，巖心滲透率有所上升，說明新修井液體系對巖心有微弱的溶蝕作用，使巖心的滲透率得到改善，可見新修井液體系能解除近井地帶污染，不會造成儲層傷害。

    3 結論

    無固相修井液體系的最佳配方為：過濾海水+5% TFB-2+0.5% HAS+1% MHA+0.5% FC310。該體系的黏土防膨率約為90%，比現場修井液體系的防膨率（70%）大幅提高，可有效抑制黏土水化膨脹。新體系的腐蝕速率僅為現場修井液體系的43.8%，且不會形成腐蝕小孔，降低了修井液對管材及修井工具的腐蝕，有效延長了使用壽命。新修井液體系浸泡巖心后的滲透率恢復率為110%，遠高于現場修井液體系的滲透率恢復率（70%），有效提高了巖心滲透率。新修井液體系能解除近井地帶污染，降低儲層傷害，應用前景廣闊。

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責任編輯：龐雪潔

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