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user: 4. 解堵液体系构建 4.1. 构建思路 通过储层伤害模拟实验，结合储层温度高，酸岩反应速度快、腐蚀控制难度大等特点，提出采用“段塞”复合解堵液体系解决目标油田低效问题，即有机解堵液段塞、无机解堵液段塞和顶替液段塞。有机解堵液选择安全高效的有机溶剂，利用相似相溶原理，溶解井筒和近井地带中沉积的有机垢及钻井过程中残留的沥青类封堵材料。无机解堵液组成包括主体酸、缓蚀剂、防膨剂和防止水锁处理剂。利用有机弱酸和有机弱酸盐缓速性能，达到深部解堵，解除聚合物、亚微米颗粒、无机垢的作用；同时，与Ca 2+ 和Fe 3+ 形成螯合物，防止二次沉淀伤害。 4.2. 解堵液组成 有机解堵液：有机溶剂PF-STO直接使用。 无机解堵液：淡水/纳滤海水 + 5%有机酸HCW-1 + 1.5%有机酸盐HCF + 3%高温缓蚀剂HSJL-3 + 1.5%防水锁剂HAR + 2%粘土稳定剂HTW 顶替液：淡水/纳滤海水 + 1.5%防水锁剂HAR + 2%粘土稳定剂HTW 4.3. 解堵液性能 1) 溶解有机垢性能 室内利用10#沥青(软化点110℃)模拟极限条件下的有机垢，考察不同有机溶剂对其溶解性能，从而选择合适的有机解堵剂。从表9中实验数据可以看出，有机溶剂PF-STO对模拟有机垢的溶解能力最强，闪点较高(达到70℃)，倾倒点低(−20℃)。 Table 9 Performance evaluation of organic solvents PF-ST 溶剂名称 有机堵塞物 溶解时间(min) 溶解速率(mg/ml/min) 闪点(℃) 倾倒点(℃) 0#柴油 10#沥青 10 0.580 110 5 PF-STO 10#沥青 10 2.69 70 ≤−20 表9. 有机溶剂PF-STO性能评价 2) 溶蚀性能 参照行业标准SY/5886-2012《砂岩缓速酸性能评价方法》岩屑溶蚀法，考察无机解堵液对储层岩屑的溶蚀性能，实验结果见表10。无机解堵液对储层岩屑溶蚀率8%左右，与土酸相比，缓速率60%以上。 Table 1 0 Dissolution performance evaluation of reservoir cuttings by inorganic plugging-removing liquid syste 酸液 反应时间(h) 岩样质量 m 0 (g) 滤纸质量 m 1 (g) 过滤后质量 m 2 (g) 溶蚀率 (%) 缓速率 (%) 无机解堵液 2 5.0050 1.3743 6.1101 5.38 66.08 4 5.0002 1.3704 5.9776 7.86 61.30 16 5.0030 1.3614 5.9287 8.71 62.75 土酸 2 5.0021 1.3593 5.5679 15.86 − 4 5.0043 1.3391 5.3270 20.31 − 16 5.0076 1.3626 5.1993 23.38 − 表10. 无机解堵液体系对储层岩屑的溶蚀性能评价 3) 破胶性能 聚合物大分子在酸性作用下，分子链断裂，降解成CO 2 、H 2 O和小分子聚合物，如图3所示，从而降低聚合物粘度，进入地层深部的聚合物就能够在采出液的带动下返排出地层，从而解除聚合物堵塞。从表11的实验数据可以看出，在主体酸作用下，暂堵液体系粘度降低率达到92%以上，滤饼失重率达到95%，主体酸对暂堵液中的聚合物具有很强的破胶性能。 图3. 聚合物在酸性条件下破胶原理 Table 1 1 Evaluation of viscosity-reducing energy of host acid to temporary plugging liquid syste 体系 破胶温度 (℃) 破胶时间 (h) 破胶前Φ 600 (格) 破胶后Φ 600 (格) 破胶率 (%) 暂堵液 120 4 212 228 溶胀，粘度增大 120 16 212 204 3.8 +无机解堵液 120 4 212 16 92.5 120 16 212 15 92.9 表11. 主体酸对暂堵液体系的降粘性能评价 4) 高温缓蚀性能 在解堵液体系中进行了静态和动态挂片腐蚀评价，实验结果见表12和表13。从实验结果可以看出，在解堵液中加入3%缓蚀剂HSJL-3后静态腐蚀速率为4.28 g/(m 2 ∙h)，动态平均腐蚀速率为14.04 g/(m 2 ∙h)，都小于酸化腐蚀1级标准。 Table 1 2 Performance evaluation of corrosion inhibitor HSJL-3 in plugging removal system (Static 腐蚀介质 钢片编号 腐蚀前质量(g) 腐蚀后质量(g) 失重(g) 腐蚀速率(g/(m 2 ∙h)) 空白 7052 8.1505 6.7812 1.3693 251.71 空白+3%HSJL-3 7053 8.1234 8.1001 0.0233 4.28 空白+5%HSJL-3 7054 8.2038 8.1826 0.0212 3.90 表12. 缓蚀剂HSJL-3在解堵液体系中性能评价(静态) 备注：实验温度为150℃，静态挂片4 h。 Table 1 3 Performance evaluation of corrosion inhibitor HSJL-3 in plugging removal system (Dynamic 钢片编号 温度/℃ 压力/MPa 时间/h 腐蚀前质量/g 钢片表面积/m 2 腐蚀后质量/g 腐蚀速率/g/m 2 ∙h 平均腐蚀速率/g/m 2 ∙h 7059 150 5 4 8.2701 0.00136 8.1878 15.13 14.04 7060 150 5 4 8.2640 0.00136 8.1936 12.94 表13. 缓蚀剂HSJL-3在解堵液体系中性能评价(动态) 备注：缓蚀剂HSJL-3加量为3%，动态挂片。 5) 稳定铁/钙离子性能 目标油田流二段储层为低孔低渗储层，解堵液注入和返排都比较困难，导致解堵液在储层中作用的时间更长，反应更彻底，残酸pH值更高，更容易导致二次沉淀伤害。室内参照行标SY/T6571-2003《酸化用铁离子稳定剂性能评定方法》及SY/T5672-93《油田用防垢剂性能评定方法》络合滴定法，对无机解堵液的螯合能力进行评价。从表14中实验数据可以看出，无机解堵液具有很强的螯合铁/钙离子能力。 Table 1 4 Evaluation of inorganic plugging removal fluid stabilizing Fe3+/Ca2 酸液体系 螯合Fe 3+ 值(mg/g) 螯合Ca 2+ 值(mg/g) 无机解堵液 990.3 664.6 柠檬酸 780 − EDTA-2Na − 750 表14. 无机解堵液稳定铁/钙离子能力评价 6) 解除污染性能评价 室内参考SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，先进行污染，然后用解堵液进行处理。由表15中实验数据和图4~6中岩心渗透率与注入PV数关系曲线可以看出，解堵液作用后，两块岩心的渗透率恢复值分别为107.3%和102.9%，这说明完全解除了钻完井液的污染，同时还对储层有一定的改造作用。解堵液作用后，岩心的渗透率恢复值为96.8%，最大限度解除了修井液污染。 Table 1 5 Evaluation of removing in-well fluid pollution by plugging removal flui 岩心号 井号 污染流体 气测渗透率 (10 −3 μm 2 ) 孔隙度(%) 渗透率K 1 (mD) 渗透率K 2 (mD) 渗透率恢复值K 2 /K 1 (%) 4-1 WZXX-3 钻井液 14.12 18.1 6.43 6.90 107.3 4-2 钻井液+完井液 13.31 18.4 6.94 7.14 102.9 1-2 WZXX-3 修井液 16.58 17.9 6.16 5.96 96.8 表15. 解堵液解除入井流体污染评价 图4. 解堵液解除钻井液污染评价结果图(4-1号岩心) 图5. 解堵液解除钻完井液污染评价结果图(4-2号岩心) 图6. 解堵液解除修井液污染评价结果图