目前,保护油气层是油气田勘探与开发中一个具有战略意义的问题,也是提高油气井产能的重要措施之一。南堡油田东营组试验区储层不同层位粘土矿物含量高且差异较大,存在很强的水敏性；地层水中具有很高HCO3-离子和C032-离子,Ca2+、Mg2+等离子引入容易引起沉淀和结垢；且胶结疏松,可能存在较强的应力敏感性,因此外来流体的侵入,都可能对储层造成较大的损害。本论文主要根据南堡油田东营组试验区储层特征,分析了其潜在的储层损害因素,并对南堡油田常用的几种作业入井液基本理化性能进行了测试分析。在此基础上,对南堡油田东营组试验区常用的几种作业入井液体系(如压井液、暂堵修井液等)的储层保护效果进行了评价,并通过这些工作的探讨,对其提出了相应的储层保护技术措施,这对于南堡油田的稳产和提高油藏采收率具有十分重要的战略意义。本文取得的主要研究成果如下：(1)通过对试验区东—段储层特征及储层敏感性评价分析后认为,其潜在地层伤害因素主要有：①东—段储层均属于强水敏或极强水敏储层。因此,对该类特殊性水敏储层的采油作业过程中的油层保护措施尤其重要；②东—段储层均存在一定的速敏伤害,在高于临界流速的情况下,部分岩心出现颗粒运移伤害,因此应控制合理的注采速度,防止颗粒运移伤害；③东—段储层地层水中具有很高HC03-离子和较高的C032-离子,若在原有平衡体系中加入Ca2+、Mg2+等成垢离子,将会导致沉淀和结垢,从而堵塞地层产生伤害。(2)通过对试验区入井液体系实验评价与优选后认为：①密度1.05g/cm3、1.20g/cm3的优质压井液和普通压井液及2%KCl、2%NH4Cl基本不具备明显的表／界面活性,而南堡活性水具有一定的表／界面活性；同时,密度1.05g/cm3和1.20g/cm3的优质压井液和普通压井液均存在一定的固相颗粒物质伤害；通过改进后的密度1.05g/cm3和1.20g/cm3的普通／优质压井液基本性能良好,且在130℃具有良好的热稳定性；②对于ED1I储层,密度1.05g/cm3普通压井液、活性水、2%NH4Cl、2%KCl污染后岩心的渗透率恢复值分别为50%、70%、65%、75%,对储层的伤害大：而密度1.05g/cm3和密度1.2g/cm3的优质压井液、密度为1.2g/cm3的普通压井液、2%NH4Cl+10%解水锁剂污染后岩心的渗透率恢复值可达90%以上,对地层岩心伤害小,具有理想的储层保护效果;③对于ED1Ⅲ储层,密度1.05g/cm3普通压井液污染岩心的渗透率恢复值为72%,对储层存在一定伤害；而密度1.05g/cm3优质压井液污染岩心的渗透率恢复值为96%,对地层岩心伤害小,具有很理想储层保护效果；④微泡修井液对南堡地层天然岩心具有优良的封堵效果,同时对地层岩心损害较小,在80℃实验条件下,微泡修井液伤害后ED1Ⅰ、ED1Ⅲ岩心的渗透率恢复值分别达95%和70%以上,因此微泡修井液具有良好的储层保护效果；⑤固化水对岩心损害较为严重,在80℃驱替,岩心的渗透率恢复值小于30%,这是由于在高压下有部分固化水中的聚合物胶粒进入岩心所造成的伤害；用3%破胶剂JPC溶液进一步污染岩心最终渗透率恢复值可以大于95%；⑥密度为1.03g/cm3的卤水对地层岩心存在一定程度的污染,渗透率恢复值只有57%左右；⑦2%KCl溶液污染后岩心的渗透率恢复值只有75%左右,建议使用3%浓度KCl,以充分抑制储层粘土水化膨胀分散。根据上述主要研究结论,提出如下几点建议：(1)试验区东—段储层为极强水敏性储层,因此,作业过程中的入井液的矿化度控制尤其重要；(2)密度为1.2g/cm3优质／普通压井液、密度为1.05g/cm3优质压井液、微泡修井液以及2%NH4Cl+10%解水锁剂的储层保护效果好,污染后岩心的渗透率恢复值均大于90%,建议在该区块推广使用；(3)单一使用固化水对岩心损害较为严重,建议配合破胶剂联合使用；(4)密度为1.05g/cm3普通压井液、活性水、2%NH4Cl、2%KCl储层保护性能偏差,可以通过增加活性、过滤以及提高使用浓度等措施进一步改善储层保护效果；(5)现场取回的水样A、水样B及卤水固相含量较高,浊度较大,导致配制的压井液固相含量较高,对保护储层不利,建议过滤后使用。