本发明属于油田化学领域，具体涉及一种海上油田修井用进攻型修井液体系。
背景技术：
目前，由于海上油田地理位置的特殊性导致淡水资源相对宝贵，故海上油田修井使用的修井液一般均由海水配置，因为海水中钙、镁离子含量较高，与地层水接触后，两者不配伍易造成地层结无机垢，影响油井产量。油井生产作业过程中，热力学条件或胶质、沥青质溶解度发生变化，均会打破胶质、沥青质的稳定分散体系，当吸附在沥青质表面的胶质被溶解后，带电的极性沥青质分子就会通过静电作用聚集形成絮凝体，由于絮凝体带有正电荷和极性，易吸附在带负电的岩石矿物表面，导致其在储层孔喉、表面沉积形成有机垢。另一方面，由于海上油田有些储层存在水敏、速敏等特性，生产一段时间、尤其是见水后，当流体在储层中流动时，随生产条件变化，易引起储层中黏土矿物微粒运移并在一些细小的孔喉堵塞导致储层渗透率下降。
因此，很有必要开发出一套修井液体系，该修井液体系应具有如下特性及优点：能有效防止固相微粒对储层造成损害；对无机垢和有机垢具有一定的酸溶作用，减轻其对储层的损害；能有效抑制储层中粘土矿物的水化膨胀，减少微粒运移伤害；同时还具有与储层配伍性好、价格低廉等优点。
技术实现要素：
本发明的目的在于避免现有技术中的不足而提供一种海上油田修井用进攻型修井液体系及其制备方法和应用，以适用于海上油田易形成无机或有机垢、水敏、速敏等多种储层类型油井的修井作业。
本发明的目的通过以下技术方案实现：
一方面，提供一种海上油田修井用进攻型修井液体系，由粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂、缓蚀杀菌剂和水溶液组成，其中，粘土稳定剂质量分数为2％～2.5％，高价金属离子螯合剂质量分数为0.3％～1.5％，缓蚀杀菌剂质量分数为0.8％～1.5％，其余为水溶液。
作为进一步的改进，所述粘土稳定剂为氯化钾。
作为进一步的改进，所述高价金属离子螯合剂为乙二胺四乙酸二钠盐、氢氟酸、苯甲酸酐的混合物。
作为进一步的改进，所述乙二胺四乙酸二钠盐、氢氟酸、苯甲酸酐的混合比例为5：2：3。
作为进一步的改进，所述缓蚀杀菌剂为十二烷基二甲基卞基氯化铵与大蒜素的混合物。
作为进一步的改进，所述十二烷基二甲基卞基氯化铵与大蒜素的混合比例为2：1。
作为进一步的改进，所述水溶液为过滤海水或淡水。
另一方面，本发明还提供一种如上所述的海上油田修井用进攻型修井液体系的制备方法，包括如下步骤：将泥浆池清洗干净，把水溶液过滤至入井ntu标准值后放入泥浆池中，然后按配方在水溶液中依次加入粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂、缓蚀杀菌剂，混合搅拌均匀，得到所述修井液体系。
再一方面，本发明还提供一种如上所述的进攻型修井液体系在海上油田修井过程中的应用。
本发明提供的海上油田修井用进攻型修井液体系，由粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂、缓蚀杀菌剂和水溶液组成，其中，粘土稳定剂质量分数为2％～2.5％，高价金属离子螯合剂质量分数为0.3％～1.5％，缓蚀杀菌剂质量分数为0.8％～1.5％，其余为水溶液。本发明的修井液中各组分的功能及作用如下：粘土稳定剂用于黏附在粘土颗粒表面，防止粘土水化膨胀；高价金属离子螯合剂用于螯合高价金属离子，使体系呈弱酸性；缓蚀杀菌剂用于延缓体系对油套管的腐蚀速率，同时杀死地层流体中的细菌。本发明的有益效果在于：该修井液体系为无固相体系，能有效防止固相微粒对储层造成损害；可有效防止粘土矿物水化膨胀，防止微粒运移伤害；对钙、镁等高价金属离子具有螯合作用，避免其进入储层产生新的沉淀，解除各种液相的不配伍性，同时能够在水中水解，分离出氢离子，溶解无机、有机垢及泥饼等，疏通近井壁的油层孔道，解除储层损害，提高油层渗透率；在钢材上很好的成膜性，能有效防止由于氧气、二氧化碳、硫化氢对油、套管等金属材质造成的腐蚀，同时还对地层流体有杀菌作用；对储层损害较小，岩心渗透率恢复率达到90％以上，具有很好的储层保护效果；该修井液体系还具有价格低廉的优点。
具体实施方式
为了使本领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面用具体实施例对本发明作进一步详细的描述，需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
实施例1：海上油田修井用进攻型修井液体系的制备方法
将泥浆池用海水清洗干净，将海水过滤至入井ntu(浊度)值(小于30μm)，在清洗过的泥浆池中加入过滤海水30m3，然后依次向泥浆池中加入粘土稳定剂(氯化钾)600kg、高价金属离子螯合剂150kg、粘土稳定剂300kg，充分搅拌、混合均匀，即得到进攻型修井液体系，其中粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂及缓蚀杀菌剂的质量分数分别为2％、0.5％和1％。
实施例2：修井液体系与地层水、油田注入水及原油之间的配伍性评价
如实施例1所述，按粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂及缓蚀杀菌剂的质量分数分别为2％、0.5％和1％配制修井液体系。分别在室温及80℃条件下考察修井液体系与地层水、油田注入水及原油之间的配伍性。实验结果如表1所示。
表1修井液体系与地层水、油田注入水及原油之间的配伍性评价结果
实验结果表明：室温及80℃条件下修井液体系与地层水、修井液体系与油田注入水、修井液体系与原油及修井液体系与地层水/油田注入水/原油之间配伍性良好。
实施例3：修井液体系的缓蚀性能评价
如实施例1所述，按粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂及缓蚀杀菌剂的质量分数分别为2％、0.5％和1％配制修井液体系，同时在该配方中不加缓蚀剂对比考察修井液体系的缓蚀性能。评价方法采用腐蚀失重法，参考中国gb/10121-88《金属材料实验室均匀腐蚀全浸试验方法》、中国石油行业标准sy/t5273-91《油田注水缓蚀剂评定方法》。80℃条件下，24h后测定各体系的腐蚀速率，结果如表2所示。
表2修井液体系的缓蚀性能评价结果(实验周期24h/80℃/n80钢)
实验结果表明：当不加缓蚀杀菌剂时，修井液体系对n80钢片的平均腐蚀速率为1.04829mm/a，远远大于行业标准的腐蚀速率0.076mm/a；而本发明的修井液体系对n80钢片的平均腐蚀速率为0.02518mm/a，满足小于0.076mm/a腐蚀速率的行业标准要求，即本发明的修井液体系具有较好的缓蚀性能。
实施例4：修井液体系的粘土稳定性能评价
如实施例1所述，按粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂及缓蚀杀菌剂的质量分数分别为2％、0.5％和1％配制修井液体系，根据中国石油天然气行业标准sy/t5971-2016《油气田压裂酸化及注水用粘土稳定剂性能评价方法》中的离心法计算修井液体系的防膨率，评价体系的粘土稳定性。实验结果如表3所示。
表3修井液体系的粘土稳定性能评价结果(实验温度80℃)
实验结果表明：本发明的修井液体系防膨率可达到88.1％，高于中海油企业标准规定的防膨率85％，表明本发明的修井液体系具有较好的粘土稳定性能。
实施例5：修井液体系对岩屑的溶蚀性能评价
如实施例1所述，按粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂及缓蚀杀菌剂的质量分数分别为2％、0.5％和1％配制修井液体系。参照中国石油天然气行业标准sy/t5886-2012《缓速酸性能评价方法》中的“溶蚀率计算公式”计算修井液体系对岩屑的溶蚀率，评价体系对岩屑溶蚀性能。实验结果如表4所示。
表4修井液体系对岩屑的溶蚀性能评价结果
实验结果表明：本发明的修井液体系对岩屑的溶蚀率可达6.39％，表明其对钙质等胶结物具有一定溶蚀作用，相比于多氢酸与岩屑反应6h的溶蚀率高达20％，溶蚀率大大降低，表明其仅与部分可溶性胶结物反应，既能起到一定的溶垢作用，又能保证储层骨架的完整性。
实施例6：修井液体系的储层保护性能评价
如实施例1所述，按粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂及缓蚀杀菌剂的质量分数分别为2％、0.5％和1％配制修井液体系。参照中国石油天然气行业标准sy/t6540-2002《钻井液完井液损害储层室内评价方法》，对本发明的修井液体系进行储层保护性能评价。实验结果如表5所示。
表5修井液体系储层保护性能评价结果
实验结果表明：本发明的修井液体系对岩心污染后，渗透率恢复值达到了90％以上，表明该修井液体系对储层的损害较小，具有较好的储层保护效果。
实施例7：修井液体系的应用效果
如实施例1所述，按粘土稳定剂、高价金属离子螯合剂及缓蚀杀菌剂的质量分数分别为2％、0.5％和1％配制的修井液体系，在南海西部油田某区块应用效果如下表6所示。
表6修井液体系在南海西部油田某区块应用情况
现场应用结果表明：使用本发明的修井液体系，修井作业后油井恢复周期较短，为1～3天，且修井后生产情况恢复较好，基本能达到修井前产液(油)量，具有良好的储层保护效果。
基于上述实施例，本发明提供的海上油田修井用进攻型修井液体系及其制备方法和应用，其修井液体系为无固相体系，能有效防止固相微粒对储层造成损害；可有效防止粘土矿物水化膨胀，防止微粒运移伤害；对钙、镁等高价金属离子具有螯合作用，避免其进入储层产生新的沉淀，解除各种液相的不配伍性，同时能够在水中水解，分离出氢离子，溶解无机、有机垢及泥饼等，疏通近井壁的油层孔道，解除储层损害，提高油层渗透率；在钢材上很好的成膜性，能有效防止由于氧气、二氧化碳、硫化氢对油、套管等金属材质造成的腐蚀，同时还对地层流体有杀菌作用；对储层损害较小，岩心渗透率恢复率达到90％以上，具有很好的储层保护效果；此外，该修井液体系还具有价格低廉的优点。
上面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是，本发明还可以采用其他不同于在此描述的其他方式来实施，因此，不能理解为对本发明保护范围的限制。
总之，本发明虽然列举了上述优选实施方式，但是应该说明，虽然本领域的技术人员可以进行各种变化和改型，除非这样的变化和改型偏离了本发明的范围，否则都应该包括在本发明的保护范围内。