一种解堵剂及其施工方法与流程

1.本发明涉及一种解堵剂及其施工方法，属于油田化学应用领域。

背景技术：

2.在全国陆上动用的石油地质储量中，低渗透油层(渗透率小于50
×
10
～3
μm2)储量占11％左右；在探明未动用的石油地质储量中，低渗透油层储量占50％以上；而在近几年探明的石油地质储量中，低渗透油层储量占60％以上。例如：1990年探明低渗透油层地质储量21214
×
104t，占当年总探明储量的45.9％；1995年探明低渗透油层地质储量增加到30796
×
104t，占当年总探明储量的比例高达72.7％。随着勘探的深入，低渗透油田已成为原油生产的重要领域之一。因此，开发好低渗透油田对我国石油工业今后的发展具有重要意义。
3.低渗透油田通常基质岩块渗透率为(0.1～50)
×
10
～3
μm2。根据实际生产特征，按照油层平均渗透率可以进一步把低渗透油田分为：一般低渗透油田(油层平均渗透率为10.1～50
×
10
～3
μm2)、特低渗透油田(油层平均渗透率为1.1～10.0
×
10
～3
μm2)、超低渗透油田(油层平均渗透率为0.1～1.0
×
10
～3
μm2)。
4.低渗透油藏由于岩性致密、渗流阻力大，导致油井自然产能低，一般需要采取压裂、酸化等改造措施才能获得较高产能。在作业过程中往往由于入井液不配伍、外来流体返排不及时、胶质、沥青质及固相颗粒堵塞等原因造成了储层伤害，部分油井因此产量大幅下降甚至失去产油能力。实验表明外来流体侵入低渗透岩心后，对油相渗透率将产生严重的伤害，渗透率下降60％～80％，流动压力提高1～3倍。解除低渗储层伤害，部分井常规土酸酸化技术及施工工艺效果不理想，主要有以下原因：
①
受限于土酸与地层矿物反应速度快，酸液进入地层后很快失去活性，进入被改造储层的距离有限。室内岩心模拟试验证明，在单向流条件下，酸液进入岩心42cm后失去活性。采取常规土酸酸化重复酸化一口井，酸液每次作用的距离基本不变，解除污染效果不明显，更为严重的是失去活性的残酸将地层中的分散微粒和二次沉淀推向地层深部，引发地层深部污染，使部分井酸化后不仅不增产反而减产；
②
常规酸化施工时先正挤入预前置液，之后依次连续正挤前置酸、主体酸、后置液。对于跨度大、各层伤害程度差异性大的非均质油藏，受流动自然趋势遵循最小阻力原理影响，常规酸化工艺下酸液首先进入渗透率相对较高的储层，而对启动压力高、真正需要解堵的低渗层段可能进酸较少或根本不进酸，影响酸化施工效果。
5.除压裂、酸化等手段外，现有技术还常采用化学生热法来提高低渗透油层的渗透率，例如申请公布号为cn 1103131a的中国发明专利文献公开了“一种油层化学生热解堵方法”，具体是向油层中注入亚硝酸钠和氯化铵水溶液，该工艺施工简便，可不动管柱施工，对设备无腐蚀，通过亚硝酸钠与氯化铵水溶液发生反应放出热量及大量气体，解除有机物堵塞，降低原油粘度，从而增加近井地带的渗透率。但该工艺仅能处理井筒周围0.5～1米的有机堵塞，解除无机物堵塞效果不明显，并且无法解除范围大于井筒周围1.5m的深部污染。

技术实现要素：

6.本发明的目的是提供一种解堵剂，可有效解除低渗透油层的深部污染。
7.本发明的另一个目的在于提供一种解堵剂的施工方法。
8.为了实现以上目的，本发明的解堵剂所采用的技术方案是：
9.一种解堵剂，包括化学生热产气体系和地层酸化处理体系；
10.所述化学生热产气体系包括产气剂和引发剂；
11.所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：
12.亚硝酸盐10～22％、尿素5～10％、月桂醇聚醚硫酸酯钠0.2～0.6％，余量为水；
13.所述引发剂由以下重量百分比的组分组成：
14.酯类3～10％、丙炔醇1～2％，余量为水；
15.所述地层酸化处理体系包括前置酸、主体酸和后置液；
16.所述前置酸由以下重量百分比的组分组成：盐酸8～15％、缓蚀剂0.2～1.2％，余量为水；
17.前置酸中，所述缓蚀剂由水解聚马来酸酐与硅酸钠组成，所述水解聚马来酸酐与硅酸钠的质量比为1～4:2～30；
18.所述主体酸由以下重量百分比的组分组成：酸液13～22％、水解聚马来酸酐0.5～2％、粘土稳定剂0.3～0.8％、助排剂0.3～1％，余量为水；
19.主体酸中，所述粘土稳定剂由丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵和乙二胺四乙酸二钠组成，所述丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵和乙二胺四乙酸二钠的质量比为1～3:1～4:1～3；
20.主体酸中，所述助排剂由氟碳类表面活性剂和磺基甜菜碱组成，所述氟碳类表面活性剂和磺基甜菜碱的质量比为1～2:1～4；
21.所述后置液由以下重量百分比的组分组成：氯化铵0.5～1.5％、烷基酚聚氧乙烯醚0.2～0.5％，余量为水。
22.解堵剂中的化学生热产气体系利用化学反应产生气体及热量，一方面降低近井地带及井筒内蜡质、沥青质的粘度，增强其流动性，可以使粘度较高的蜡质、沥青质与岩石之间的结合变弱，另一方面产生的大量气体可以将降粘后的蜡质、沥青质等堵塞物带出井筒，可以使粘度较高的蜡质、沥青质与岩石脱离，从而使表面活性剂体系更容易与岩石接触，进一步清除有机物堵塞，并且可有效降低毛管阻力，降低贾敏效应产生的附加阻力，减小水锁伤害。
23.解堵剂中的地层酸化处理体系可以抑制地层深部粘土膨胀，解除固体颗粒堵塞。
24.解堵剂中的化学生热产气体系利用尿素与亚硝酸盐发生化学反应产生气体及热量，一方面降低近井地带及井筒内蜡质、沥青质的粘度，增强其流动性，另一方面产生的大量气体可以将降粘后的蜡质、沥青质等堵塞物带出井筒。
25.本发明选用酯类作为生热反应的引发剂，当井筒或地层温度超过70℃时，酯类受热发生水解产生酸，提供生热反应的酸性环境。硝酸盐与尿素的水溶液在酸性环境下发生化学反应，产生高热量的同时释放出大量n2、co2。反应所生成的热量对地层原油及有机沉积物的增温降黏作用可提高原油流动能力，释放的高温co2和n2能够“清洗”近井地带蜡质、沥青质堵塞物质，形成气液混合物，能降低原油密度和黏度，提高返排能力，便于流体流动，使
稠油、沥青质溶解并随有机相流动排出井筒。
26.本发明选用月桂醇聚醚硫酸酯钠作为分散剂，能将蜡质、胶质、沥青质等有机物离散成微小颗粒，同时使有机质在低温条件下不聚集，在高温及气体压力作用下促进返排。
27.本发明将丙炔醇添加在酯类中，高温下能形成有效隔膜，使酸不能接触金属表面，抑制酸腐蚀井筒及管柱。
28.地层酸化处理体系的主体酸中加入水解聚马来酸酐缓蚀剂，水解聚马来酸酐在酸液中具有良好的缓蚀性能和溶解分散性，不产生沉淀、缓蚀性能稳定等特点，并且具有耐高温、结构稳定、与其他酸液添加剂配伍性良好、成本低、缓蚀效果明显的特点。
29.优选地，所述化学生热产气体系包括产气剂和引发剂；
30.所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：
31.亚硝酸盐12～18％、尿素5～8％、月桂醇聚醚硫酸酯钠0.2～0.4％，余量为水；
32.所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：
33.酯类2～5％、丙炔醇1～2％，余量为水；
34.优选地，所述尿素与亚硝酸盐的质量比为1:2～3。
35.更优选地，所述尿素与亚硝酸盐的质量比为1:2.25～2.4。
36.优选地，化学生热产气体系中，所述亚硝酸盐为亚硝酸钠、亚硝酸钾、亚硝酸铵中的一种或几种。
37.更优选地，化学生热产气体系中，所述亚硝酸盐为亚硝酸钠。水溶液中的亚硝酸钠nano2与co(nh2)2在酸性环境下发生化学反应，产生高热量的同时释放出大量n2、co2。
38.化学反应过程如下：
39.2nano2+co(nh2)2+2h
+
→
2na
+
+co2↑
+2n2↑
+3h2o；δh0＝-426.0kj/mol。
40.优选地，化学生热产气体系中所述酯类为甲酸甲酯、乙酸乙酯、乙酸甲酯中的一种或几种。酯类受热发生水解产生酸，提供生热反应的酸性环境。以甲酸甲酯为例，其水解反应过程如下：
41.优选地，所述主体酸由以下重量百分比的组分组成：酸液14～20％、水解聚马来酸酐0.5～0.9％、粘土稳定剂0.3～0.8％、助排剂0.3～0.8％，余量为水。
42.优选地，主体酸中，所述酸液由氨基三亚甲基膦酸、盐酸和氟化氢铵组成。
43.优选地，所述氨基三亚甲基膦酸、盐酸和氟化氢铵的质量比为3～8:8～12:2～4。
44.更优选地，所述氨基三亚甲基膦酸、盐酸和氟化氢铵的质量比为3～8:8～11:2～3。
45.优选地，主体酸中，所述粘土稳定剂由丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵和乙二胺四乙酸二钠组成，所述丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵和乙二胺四乙酸二钠的质量比为1～3:1～2:1～3。
46.优选地，主体酸中，所述助排剂由氟碳类表面活性剂和磺基甜菜碱组成，所述氟碳类表面活性剂和磺基甜菜碱的质量比为1～2:1～3。
47.更优选地，所述氟碳类表面活性剂和磺基甜菜碱的质量比为1:1～3。
48.优选地，所述解堵剂还包括表面活性剂体系；所述表面活性剂体系由以下重量百分比的组分组成：表面活性剂0.5～3％、硅酸盐5～12％、无机盐1.5～10％、稳定剂0.1～1％、互溶剂0.2～2％，余量为水。
49.更优选地，所述表面活性剂体系由以下重量百分比的组分组成：表面活性剂0.5～3％、硅酸盐5～10％、无机盐2～9％、稳定剂0.2～0.7％、互溶剂0.3～1.2％，余量为水。
50.解堵剂中的表面活性剂体系与化学生热产气体系产生协同作用，通过降低有机物与岩石之间的相互作用的方式有效清除有机物堵塞，更好地解除低渗储层井筒及近井地带稠油、沥青质堵塞、有机垢，通过改变岩石表面的岩石润湿性，可降低毛管阻力，减小水锁伤害，另外，可使岩石更容易与地层酸化处理体系接触，提高酸化效果，利于恢复和提高渗流能力。
51.优选地，表面活性剂体系中，所述表面活性剂为酚胺醛树脂聚氧丙烯聚氧乙烯醚或复合表面活性剂；所述复合表面活性剂由石油磺酸盐类阴离子表面活性剂与羟丙基磺基甜菜碱类两性表面活性剂组成，所述石油磺酸盐类阴离子表面活性剂与羟丙基磺基甜菜碱类两性表面活性剂的质量比为1～2:1～4。该表活剂较常规表活剂具有更小的临界胶束浓度，能有效降低油水界面张力，减少毛管阻力，降低贾敏效应产生的附加阻力，减小水锁伤害。
52.更优选地，所述石油磺酸盐类阴离子表面活性剂与羟丙基磺基甜菜碱类两性表面活性剂的质量比为1:1。
53.优选地，表面活性剂体系中，所述硅酸盐为硅酸钠，可以为固体粉末状的硅酸钠或硅酸钠溶液，硅酸盐的作用主要是促使复配的表面活性剂的胶束形成，在提高表面活性的同时降低表活剂用量。
54.优选地，表面活性剂体系中，所述稳定剂为异抗坏血酸和/或柠檬酸。表面活性剂体系中的稳定剂可使fe
3+
还原成fe
2+
，与fe
3+
螯合，提高铁离子稳定性。
55.优选地，表面活性剂体系中，所述无机盐为氯化钠、氯化钾、硫酸钠、硫酸钾中的一种或任意组合。表面活性剂体系中的无机盐主要用于降低体系的临界胶束浓度，提高复合体系的发泡能力。
56.优选地，表面活性剂体系中，所述互溶剂为乙醇、乙二醇、异丙醇中的一种或任意组合。表面活性剂体系中的互溶剂能降低油水界面张力，减少流动阻力，同时有利于将残酸、反应残渣及时排出。
57.本发明的解堵剂的施工方法的技术方案为：
58.一种上述解堵剂的施工方法，包括以下步骤：将配制好的解堵剂的化学生热产气体系段塞式注入井筒或地层温度超过70℃的井中，之后将化学生热产气体系顶替到位，关井，进行第一阶段反应，反应后进行洗井处理，再段塞式注入地层酸化处理体系，关井，进行第二阶段反应。
59.针对一般低渗储层污染的多样性及复杂性，常规的单一一种酸液体系很难有效解除各类污染。本发明通过段塞式注入化学生热产气体系和地层酸化处理体系，通过化学生热产气体系对井筒及近井地带的稠油、沥青质堵塞起到热力降粘、气体助排作用，同时利用地层酸化处理体系针对性的解决低渗储层中常见的无机堵塞、固体颗粒堵塞，提高低渗储层渗流能力，提高增产增注效果。
60.一般情况下，低渗透储层的深度大于1500m，该深度地层的温度大于70℃。将配制好的解堵剂的化学生热产气体系段塞式注入井筒或地层温度超过70℃的井中，可以使用清水或油井产出水将化学生热产气体系顶替到位。
61.优选地，所述解堵剂的施工方法还包括以下步骤：在洗井处理后段塞式注入解堵剂的表面活性剂体系。
62.表面活性剂体系可以解决低渗储层中水锁伤害、有机堵塞，进一步提高低渗储层渗流能力，提高增产增注效果。
63.本发明提供的解堵剂及解堵方法可解除有机垢、无机垢、水锁伤害、沥青质堵塞，延缓酸岩反应速率、增加酸液有效作用距离，能够实现地层深部酸化，延长措施有效期，同时降低施工风险。可以克服现有一般低渗透率储层(油层平均渗透率为10.1～50
×
10
～3
μm2)采用常规酸化处理有效期短、增产增注效果不理想，以及酸化施工压力高、挤入困难的问题。
64.优选地，化学生热产气体系中，所述产气剂和所述引发剂单独配制。
65.优选地，化学生热产气体系中，所述产气剂的配制方法为：在常温常压下，将水、亚硝酸钠、尿素、月桂醇聚醚硫酸酯钠加入配液罐，充分搅拌1～2小时，之后装入罐车。
66.优选地，化学生热产气体系中，所述引发剂的配制方法为：在常温常压下，将水、酯类、丙炔醇加入配液罐，充分搅拌1～2小时，得到引发剂。
67.将配好后的化学生热产气体系的产气剂和引发剂分别装入罐车拉至施工现场备用。
68.优选地，所述表面活性剂体系的配制方法为：在常温常压下，将表面活性剂、硅酸盐、稳定剂、互溶剂和水混合均匀，混合时间为1～2小时，得到表面活性剂体系。
69.将配好后的表面活性剂体系装入罐车拉至施工现场备用。
70.根据措施井生产情况、油层厚度、孔隙度、污染程度、历次作业情况确定酸液配方及各组分用量。其中化学生热产气体系、表面活性剂体系依据经验结合井史、污染程度确定。
71.所述化学生热产气体系或表面活性剂体系主要去除井筒及近井地带0.5～1m的污染，根据油田施工的经验总结确定所述化学生热产气体系或表面活性剂体系的用量。优选地，所述化学生热产气体系或表面活性剂体系的用量按每米处理目的层厚度对应1.0-2.8m3的化学生热产气体系或表面活性剂体系来进行确定。
72.优选地，地层酸化处理体系中所述前置酸和主体酸的用量之和按公式计算(q为前置酸和主体酸的用量之和，h为处理层厚度，为孔隙度，r为酸化半径，r为水泥环半径，h、r和r的单位为米)，计算出前置酸和主体酸的用量之和，前置酸占30～40％，主体酸占60～70％，后置液用量以将酸液顶替出油管的用量乘以附加系数(附加系数为1.03-1.2)来确定。
73.此外，用量还应考虑现场车辆的运送能力，例如罐车容量为16方，设计总酸量优选为16的0.5倍或0.25倍递增。解堵剂用量要结合现场实际情况确定。
74.优选地，所述解堵剂的施工方法还包括：在将配制好的解堵剂的化学生热产气体系注入井中之前进行施工前试挤操作。
75.施工前试挤操作采用双泵车正挤3m3活性水，试挤时以泵车最大排量正挤清水至最高压力，并测试吸水指数及压降情况。依据试挤数据，确定挤注解堵剂时的压力及排量。
76.优选地，所述段塞式注入地层酸化处理体系采用提放压脉冲解堵工艺或提压解堵工艺。
77.优选地，所述提放压脉冲解堵工艺适用于试挤压力高、挤注困难、预计地层破裂压力较高的井；所述提放压脉冲解堵工艺是在段塞式注入地层酸化处理体系过程中段塞式注入活性水，在段塞式注入活性水过程中通过不断提、放压，对地层进行吞吐作业，使地层近井地带沉积在油层孔隙内的固体附着物受冲击、震荡而剥落，和地层酸化处理体系共同发挥作用，达到物理化学双重解堵效果。
78.优选地，所述提压解堵工艺适用于采出程度较低，预计破裂压力较低的井；所述提压解堵工艺是使用两台或两台以上压裂车同时施工，使每台压裂车的施工排量均提高至1m3/min以上，然后注入活性水，在地层近井地带憋起高于地层吸收能力的压力，压开地层，形成短小裂缝或微裂缝，之后段塞式注入地层酸化处理体系，让地层酸化处理体系溶蚀已开裂缝面，形成更有效的裂缝通道。
79.现有酸化工艺施工时从油管连续泵入酸液及后置液，受低渗储层吸水能力限制，施工过程泵车挤注困难，井口、泵车或管线容易发生刺漏，造成施工不连续影响酸化效果。本发明的提放压解堵工艺，通过挤注活性水过程中不断提、放压，对地层进行吞吐作业，使地层近井地带沉积在油层孔隙内的固体附着物受冲击、震荡而剥落，再应用酸液的溶蚀达到物理化学双重解堵作用，在确保解堵效果的同时有效降低施工风险。
80.提放压脉冲解堵工艺是利用活性水内部因排量突变产生水力锤击现象，使泥浆滤饼带和射孔压实带产生破碎并剥落，增大解堵液接触面积。
81.根据井筒、地层状况及生产情况，选取提放压脉冲解堵工艺或提压解堵工艺。对于试挤压力高挤注困难、预计地层破裂压力较高的井，采用提放压脉冲解堵工艺；对采出程度较低，预计破裂压力较低的井，采用提压解堵工艺。
82.优选地，所述提放压脉冲解堵工艺包括：正挤前置酸后，正挤活性水，挤活性水过程中根据水泥车能够提供的最大水马力，尽量提高注入压力，当压力升至水泥车承压极限时马上停泵、放压，观察回吐液量和压降，若回吐量与提压时注入量持平或压力落零，则停止放压，进入下一轮提压吞吐，如此重复4～6次；之后依次挤注主体酸和活性水，挤活性水过程中重复进行提放压吞吐作业。反复对地层进行吞吐作业，使地层近井地带沉积在油层孔隙内的固体附着物受冲击、震荡而剥落，同时应用酸液的溶蚀达到物理化学双重解堵作用。
83.提放压脉冲解堵工艺包括高排量注入、瞬间停泵和快速回吐三个阶段。
84.高排量注入阶段尽量提高注入压力，使井筒与地层之间产生较高的压力差，加快孔隙中液流冲击速度，加大停泵时压力脉冲的波动幅度，增强机械剥脱作用力，同时高注入压力能够达到均匀布酸，改善物性较差层解堵效果。
85.瞬间停泵阶段中，液体内部因排量突变产生水力锤击现象，利用孔隙内液体的张应力和压应力交替变换产生的压力振荡作用，使射孔压实带产生破碎，同时使原来附着在地层孔道壁面上的固相颗粒剥脱或松动，颗粒剥脱后完全处于解堵液浸泡环境中，增大了与处理液的接触面积，使反应更加彻底。
86.快速回吐阶段中，地面敞口放压，使地层与井筒之间形成较高反向压差，为地层孔隙中流体回吐提供最大动力，提高回吐时孔道中液流速度，使地层孔隙中固相堵塞物受到二次冲击、剥脱，增强物理解堵作用。
87.提放压脉冲解堵工艺是利用液体内部因排量突变产生水力锤击现象，使泥浆滤饼
带和射孔压实带产生破碎并剥落，增大解堵液接触面积。在物理解堵、化学解堵双重作用下，提高措施效果。
88.优选地，所述第一阶段反应的时间为1～2小时；所述第二阶段反应的时间为2～4小时。
89.优选地，第一阶段反应后，所述洗井处理采用活性水反循环洗井。
90.优选地，所述反循环洗井的活性水的用量为井筒容积的1.5～2倍。
91.优选地，所述解堵剂的施工方法还包括：在第二阶段反应后进行酸化后试挤。
92.酸化后试挤采用相同泵车试挤3m3活性水，试挤时以泵车最大排量正挤活性水至最高压力，并测试吸水指数及压降情况，对比施工前泵车最高压力、压降、吸水量变化情况，检测施工效果。
附图说明
93.图1为刘侧侧5井提放压脉冲解堵施工曲线；
94.图2为刘侧侧5井解堵施工前后吸水指示曲线变化情况；
95.图3为胡7-82井提压解堵施工曲线；
96.图4为胡7-82井解堵施工前后吸水指示曲线变化情况。
具体实施方式
97.以下结合具体实施方式对本发明的技术方案作进一步说明。需要指出的是，本实施例的目的是为了进一步对本发明进行阐述，并不是对本发明保护范围的限制。
98.本发明的实施例中的盐酸的质量分数为30％；丙炔醇由山东丰乐丙炔醇制品厂生产；石油磺酸盐类阴离子表面活性剂由烷基磺酸盐sas与脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐aes按1:4复配而成，由济南贝亚特化工科技有限公司生产；羟丙基磺基甜菜碱类两性表面活性剂为月桂酰胺丙基甜菜碱，由苏州市乳洁化工有限公司生产，产品型号为rj-lab；水解聚马来酸酸酐hpma由新乡市聚星龙水处理有限公司生产，产品型号为jxl-101；氟碳类表面活性剂为全氟己基聚氧乙烯醚，由上海福田化工科技有限公司生产，产品型号为tf380；磺基甜菜碱为椰油酰胺丙基甜菜碱(cab-50)，由上海楚星化工有限公司生产；酚胺醛树脂聚氧丙烯聚氧乙烯醚为st-13型，由天津轻化所生产；烷基酚聚氧乙烯为op-10，由河南川秀化工有限公司生产；活性水为浓度为0.02％的十二烷基苯磺酸钠水溶液，由济南睦宸环保科技有限公司生产。
99.一、本发明的解堵剂的具体实施例如下：
100.实施例1
101.本实施例的解堵剂由化学生热产气体系、表面活性剂体系和地层酸化处理体系组成；
102.化学生热产气体系由产气剂和引发剂组成；
103.所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：亚硝酸钠12％、尿素5％、月桂醇聚醚硫酸酯钠0.3％，余量为水；
104.所述引发剂由以下重量百分比的组分组成：甲酸甲酯1％、乙酸甲酯1％、丙炔醇1％，余量为水；
105.产气剂和引发剂单独配制，分开储存；
106.所述表面活性剂体系由以下重量百分比的组分组成：石油磺酸盐类阴离子表面活性剂与羟丙基磺基甜菜碱类两性表面活性剂各1.5％、硅酸钠6％、氯化钠2％、异抗坏血酸0.2％、乙二醇0.5％，余量为水；
107.所述地层酸化处理体系由前置酸、主体酸、后置液组成；
108.所述前置酸由以下重量百分比的组分组成：盐酸10％、水解聚马来酸酐0.03％、硅酸钠0.2％，余量为水；
109.所述主体酸由以下重量百分比的组分组成：氨基三亚甲基膦酸6％、盐酸8％、氟化氢铵2％、水解聚马来酸酐0.5％、粘土稳定剂(由质量比为1:1:1的丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、乙二胺四乙酸二钠组成)0.3％、助排剂(由质量比为1:1的氟碳类表面活性剂和磺基甜菜碱组成)0.3％，余量为水；
110.所述后置液由以下重量百分比的组分组成：氯化铵0.5％、烷基酚聚氧乙烯醚0.5％，余量为水。
111.实施例2
112.本实施例的解堵剂由化学生热产气体系、表面活性剂体系和地层酸化处理体系组成；
113.化学生热产气体系由产气剂和引发剂组成；
114.所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：亚硝酸钠12％、尿素5％、月桂醇聚醚硫酸酯钠0.3％，余量为水；
115.所述引发剂由以下重量百分比的组分组成：甲酸甲酯1％、乙酸甲酯1％、丙炔醇1％，余量为水；
116.产气剂和引发剂单独配制，分开储存；
117.所述表面活性剂体系由以下重量百分比的组分组成：石油磺酸盐类阴离子表面活性剂与羟丙基磺基甜菜碱类两性表面活性剂各1.2％、硅酸钠8％、氯化钾3％、柠檬酸0.5％、乙二醇0.6％，余量为水；
118.所述地层酸化处理体系由前置酸、主体酸、后置液组成；
119.所述前置酸由以下重量百分比的组分组成：盐酸12％、水解聚马来酸酐0.05％、硅酸钠0.6％，余量为水；
120.所述主体酸由以下重量百分比的组分组成：氨基三亚甲基膦酸8％、盐酸9％、氟化氢铵3％、水解聚马来酸酐0.5％、粘土稳定剂(由质量比为1:1:1的丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、乙二胺四乙酸二钠组成)0.3％、助排剂(由质量比为1:1的氟碳类表面活性剂和磺基甜菜碱组成)0.3％，余量为水；
121.所述后置液由以下重量百分比的组分组成：氯化铵1.5％、烷基酚聚氧乙烯醚0.2％，余量为水。
122.实施例3
123.本实施例的解堵剂由化学生热产气体系、表面活性剂体系和地层酸化处理体系组成；
124.所述化学生热产气体系由产气剂和引发剂组成；
125.所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：亚硝酸钠12％、尿素5％、月桂醇聚醚
硫酸酯钠0.2％，余量为水；
126.所述引发剂由以下重量百分比的组分组成：甲酸甲酯2％、甲酸乙酯1％、丙炔醇1％，余量为水；
127.产气剂和引发剂单独配制，分开储存；
128.所述表面活性剂体系由以下重量百分比的组分组成：酚胺醛树脂聚氧丙烯聚氧乙烯醚0.5％、硅酸钠5％、氯化钠1.5％、硫酸钾2％、异抗坏血酸0.2％、乙醇0.2％、异丙醇0.2％，余量为水；
129.所述地层酸化处理体系由前置酸、主体酸、后置液组成；
130.所述前置酸由以下重量百分比的组分组成：盐酸9％、水解聚马来酸酐0.2％、硅酸钠0.5％，余量为水；
131.所述主体酸由以下重量百分比的组分组成：氨基三亚甲基膦酸3％、盐酸9％、氟化氢铵2％、水解聚马来酸酐0.5％、粘土稳定剂(由质量比为1:1:1的丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、乙二胺四乙酸二钠组成)0.3％、氟碳类表面活性剂0.1％、磺基甜菜碱0.2％，余量为水；
132.所述后置液由以下重量百分比的组分组成：氯化铵0.5％、烷基酚聚氧乙烯醚0.2％，余量为水。
133.实施例4
134.本实施例的解堵剂由化学生热产气体系、表面活性剂体系和地层酸化处理体系组成；
135.所述化学生热产气体系由产气剂和引发剂组成；
136.所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：亚硝酸钠12％、尿素5％、月桂醇聚醚硫酸酯钠0.3％，余量为水；
137.所述引发剂由以下重量百分比的组分组成：甲酸甲酯3％、甲酸乙酯1％、乙酸乙酯1％、丙炔醇1.5％，余量为水；
138.产气剂和引发剂单独配制，分开储存；
139.所述表面活性剂体系由以下重量百分比的组分组成：酚胺醛树脂聚氧丙烯聚氧乙烯醚1.5％、硅酸钠8％、氯化钾3％、硫酸钠2％、硫酸钾2％、异抗坏血酸0.3％、柠檬酸0.2％、乙二醇0.3％、异丙醇0.2％，余量为水；
140.所述地层酸化处理体系由前置酸、主体酸、后置液组成；
141.所述前置酸由以下重量百分比的组分组成：盐酸12％、水解聚马来酸酐0.3％、硅酸钠0.6％，余量为水；
142.所述主体酸由以下重量百分比的组分组成：氨基三亚甲基膦酸4％、盐酸10％、氟化氢铵2.5％、水解聚马来酸酐0.5％、粘土稳定剂(由质量比为1:2:2的丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、乙二胺四乙酸二钠组成)0.5％、氟碳类表面活性剂0.2％、磺基甜菜碱0.4％，余量为水；
143.所述后置液由以下重量百分比的组分组成：氯化铵0.6％、烷基酚聚氧乙烯醚0.3％，余量为水。
144.实施例5
145.本实施例的解堵剂由化学生热产气体系、表面活性剂体系和地层酸化处理体系组
成；
146.所述化学生热产气体系由产气剂和引发剂组成；
147.所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：亚硝酸钠14％、尿素6％、月桂醇聚醚硫酸酯钠0.2％，余量为水；
148.所述引发剂由以下重量百分比的组分组成：甲酸甲酯2％、乙酸乙酯1％、丙炔醇1％，余量为水；
149.产气剂和引发剂单独配制，分开储存；
150.所述表面活性剂体系由以下重量百分比的组分组成：酚胺醛树脂聚氧丙烯聚氧乙烯醚2％、硅酸钠10％、氯化钠2％、氯化钾2％、硫酸钠5％、异抗坏血酸0.4％、柠檬酸0.2％、乙醇0.3％，余量为水；
151.所述地层酸化处理体系由前置酸、主体酸、后置液组成；
152.所述前置酸由以下重量百分比的组分组成：盐酸8％、水解聚马来酸酐0.4％、硅酸钠0.5％，余量为水；
153.所述主体酸由以下重量百分比的组分组成：氨基三亚甲基膦酸3％、盐酸9％、氟化氢铵2％、水解聚马来酸酐0.8％、粘土稳定剂(由质量比为1:1:1的丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、乙二胺四乙酸二钠组成)0.6％、氟碳类表面活性剂0.3％、磺基甜菜碱0.3％，余量为水；
154.所述后置液由以下重量百分比的组分组成：氯化铵0.5％、烷基酚聚氧乙烯醚0.2％，余量为水。
155.实施例6
156.本实施例的解堵剂由化学生热产气体系、表面活性剂体系和地层酸化处理体系组成；
157.所述化学生热产气体系由产气剂和引发剂组成；
158.所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：亚硝酸钠18％、尿素8％、月桂醇聚醚硫酸酯钠0.4％，余量为水；
159.所述引发剂由以下重量百分比的组分组成：
160.甲酸甲酯1％、甲酸乙酯1％、乙酸乙酯1％、丙炔醇2％，余量为水；
161.产气剂和引发剂单独配制，分开储存；
162.所述表面活性剂体系由以下重量百分比的组分组成：酚胺醛树脂聚氧丙烯聚氧乙烯醚2.5％、硅酸钠10％、氯化钠1.5％、氯化钾1.6％、硫酸钠2％、硫酸钾2％、异抗坏血酸0.5％、柠檬酸0.2％、乙醇0.6％、乙二醇0.4％、异丙醇0.2％，余量为水；
163.所述地层酸化处理体系由前置酸、主体酸、后置液组成；
164.所述前置酸由以下重量百分比的组分组成：盐酸15％、水解聚马来酸酐0.4％、硅酸钠0.8％，余量为水；
165.所述主体酸由以下重量百分比的组分组成：氨基三亚甲基膦酸6％、盐酸11％、氟化氢铵3％、水解聚马来酸酐0.9％、粘土稳定剂(由质量比为3:2:3的丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、乙二胺四乙酸二钠组成)0.8％、氟碳类表面活性剂0.2％、磺基甜菜碱0.6％，余量为水；
166.所述后置液由以下重量百分比的组分组成：氯化铵0.8％、烷基酚聚氧乙烯醚
0.4％，余量为水。
167.二、本发明的解堵剂的施工方法的具体实施例如下：
168.实施例7
169.本实施例的解堵剂的施工方法是将实施例1的解堵剂应用于刘侧侧5井。
170.刘侧侧5井低产原因分析：该井所用泥浆密度为1.31g/cm3，判断该井主要低产原因为钻井过程中所用泥浆比重较高，导致泥浆中固相颗粒侵入地层较深，限制了地层产能发挥。同时该井油质较稠，地面20℃时原油比重1.002g/cm3，胶质、沥青质含量21.3％，井筒结蜡严重，影响该井产能。
171.本实施例的解堵剂的施工方法，包括以下步骤：
172.(1)制备解堵剂
173.按照实施例1解堵剂的组分及含量配制产气剂10方，引发剂10方，表面活性剂体系12方，前置酸10方，主体酸20方，后置液8.9方。
174.(2)施工前试挤阶段
175.正式施工前采用双泵车试挤3m3活性水，试挤时以泵车最大排量正挤清水至最高压力，并测试吸水指数及压降情况。
176.(3)化学生热产气体系解堵阶段
177.段塞式注入10方产气剂和10方引发剂，用清水顶替到位。关井反应2小时，用25方(井筒容积的1.5倍)活性水反循环洗井至洗井干净。
178.(4)表面活性剂体系解堵阶段
179.段塞式注入12方配制好的表面活性剂体系，然后再挤入适量清水将表面活性剂体系顶替入地层。
180.(5)地层酸化处理体系解堵阶段
181.该阶段注入活性水时采用提放压脉冲解堵工艺，如图1所示，具体包括以下过程：
182.①
前置酸注入阶段：共段塞式注入10方前置酸，排量逐步提升，至压力最高为29mpa。
183.②
第一阶段活性水提放压吞吐：共进行4次，累计段塞式注入8方活性水，回吐2.9方，最高压力为29mpa。
184.③
主体酸注入阶段：共段塞式注入10方主体酸，最高压力为29mpa。
185.④
第二阶段活性水提放压吞吐：共进行6次，累计通过油管段塞式注入15.1方活性水，回吐7.6方，最高压力为25mpa。具体过程为：正挤前置酸后，正挤活性水，挤活性水过程中根据水泥车能够提供的最大水马力(29mpa)，提高注入压力至29mpa，当压力升至水泥车承压极限时马上停泵、放压，观察回吐液量和压降，若回吐量与提压时注入量持平或压力落零，则停止放压，进入下一轮提压吞吐，如此重复6次。
186.⑤
主体酸注入阶段：共段塞式注入10方主体酸，最高压力为25mpa。
187.⑥
后置液注入阶段：共段塞式注入8.9方后置液，最高压力为25mpa。
188.⑦
施工后测吸水：与施工前采用同一泵车进行活性水试挤，2档排量下，最高压力下降至16mpa，吸水排量上升至0.21m3/min。
189.⑧
返排阶段：反应2小时后反洗，共用活性水45方，返出液体45方，带少量油花。
190.(6)酸化后试挤阶段
191.采用同一泵车同一挡位测试地层吸水状况。
192.结果分析：如图1所示，施工过程中稳定注入时压力均高于施工前所测稳定吸水压力22mpa，其中正挤前置酸阶段最高压力为29mpa，第一阶段吞吐过程最高压力为29mpa，第二次注入主体酸阶段的最高压力为25mpa，第二阶段吞吐过程最高高压力为25mpa，均能保证酸液进入物性相对较差的地层，同时泵车挡位不变的情况下，最高压力有所降低，说明地层渗透率已得到有效改善。
193.第一阶段吞吐过程注入排量为0.45-0.53m3/min，回吐排量为0.13-0.15m3/min；第二阶段吞吐过程注入排量为0.54-0.63m3/min，回吐排量为0.15-0.17m3/min，均高于施工前所测22mpa下的稳定注入排量0.12m3/min，第二阶段较第一阶段注入排量及回吐排量均有提高，也说明地层渗透率得到有效改善。
194.另外，酸化后试挤阶段最高注入压力从施工前的22mpa下降至施工后的16mpa，注入排量从施工前的0.12m3/min上升至0.21m3/min，也验证地层渗透率得到有效改排善。
195.比较施工前后现场所测吸水指示曲线，如图2所示，施工后曲线下移且向流量轴偏转，说明地层吸水能力变好、吸水指数变大，地层渗流条件得到改善，近井污染得以解除。
196.措施前日产液5.1m3，日产油0.5m3，含水90.4％，措施后日产液16.1m3，日产油3.5m3，含水78.3％，措施后累计增油462.3t。
197.实施例8
198.本实施例的解堵剂的施工方法是将实施例2的解堵剂应用于胡7-82井。
199.胡7-82井于2016年2月3日下四吋套回采，投产初期在工作制度38*4.8*3.5下，日产液2.1m3，日产油0.7m3，含水65.4％，2016.3.1开始间开采油，2019.12.3停井，停井前产状：在工作制度38*4.8*3.5下，日产液1m3，日产油0.1m3，含水90％。该井累计产液3534m3，累计产油237t。
200.污染原因分析：该井下四吋套以来，一直低液量生产，一是由于下四吋套时，钻井泥浆污染，二是长期生产造成机械杂质、悬浮物、蜡质沉积，使孔眼及近井地带堵塞受到污染。
201.本实施例的解堵剂的施工方法，包括以下步骤：
202.(1)制备解堵剂
203.按照实施例2解堵剂的组分及含量配制产气剂10方，引发剂10方，表面活性剂体系12方，前置酸20方，主体酸15方，后置液10方。
204.(2)施工前试挤阶段
205.正式施工前采用双泵车试挤3m3活性水，试挤时以泵车最大排量正挤清水至最高压力，并测试吸水指数及压降情况。
206.(3)化学生热产气体系解堵阶段
207.段塞式注入10方产气剂和10方引发剂，用清水顶替到位。关井反应2小时，用20方(井筒容积的2倍)活性水反循环洗井至洗井干净。
208.(4)表面活性剂体系解堵阶段
209.段塞式注入12方配制好的表面活性剂体系，然后再挤入适量清水将表面活性剂体系顶替入地层。
210.(5)地层酸化处理体系解堵阶段
211.该阶段注入工艺采用提压解堵工艺，提压解堵工艺中施工压力和施工排量的变化曲线如图3所示，具体过程为：
212.预前置液阶段，使用两台压裂车同时施工，将两台压裂车的施工排量均提高至1m3/min以上，然后注入活性水40m3，如图3所示，当施工排量提高并稳定在2.4m3/min时，施工压力由56.7mpa突降至48.2mpa，说明地层破裂，与施工前按同层系地层破压梯度计算的在排量为2.4m3/min下对应的破裂压力为52.36mpa的结果吻合。继续提高排量至65.6mpa，增加裂缝的长度和导流能力。然后依次注入20m3前置酸(排量0.5-0.8m3/min，压力24.2-20.2mpa)、10m3主体酸(排量0.5-0.8m3/min，压力21.4-24.0mpa)、10m3后置液(排量0.6-2.2m3/min，最高压力45.7mpa，停泵压力21.5mpa)，现场施工最大排量为3m3/min，最大施工压力为65.6mpa，施工结束后停泵压力为21.5mpa。
213.(6)酸化后试挤阶段
214.采用同一泵车同一挡位测试地层吸水状况。
215.结果分析：对比施工前后现场所测吸水指示曲线，如图4所示，施工后的曲线近似平行下移，施工前的曲线的延长线与施工后的曲线的终点相交，可能是由于施工排量大、速度快，施工刚结束时解堵液与地层的反应程度小，地层吸水能力还没完全得到改善提升。但根据吸水曲线计算解堵施工前后的地层启动压力分别为19.4mpa和13.7mpa，启动压力降低5.7mpa，说明施工时地层破裂产生的小裂缝，连通了新的小层，有新的油层被开发启动。
216.施工后有溢流，携带油花，说明地层近井地带污染已得到解除。
217.措施前日产液12.1m3，日产油0.8m3，含水90.4％，措施后日产液26.1m3，日产油6.7m3，含水74.3％，措施后累计增油582.6t。

技术特征：

1.一种解堵剂，其特征在于，包括化学生热产气体系和地层酸化处理体系；所述化学生热产气体系包括产气剂和引发剂；所述产气剂由以下重量百分比的组分组成：亚硝酸盐10～22％、尿素5～10％、月桂醇聚醚硫酸酯钠0.2～0.6％，余量为水；所述引发剂由以下重量百分比的组分组成：酯类3～10％、丙炔醇1～2％，余量为水；所述地层酸化处理体系包括前置酸、主体酸和后置液；所述前置酸由以下重量百分比的组分组成：盐酸8～15％、缓蚀剂0.2～1.2％，余量为水；前置酸中，所述缓蚀剂由水解聚马来酸酐与硅酸钠组成，所述水解聚马来酸酐与硅酸钠的质量比为1～4:2～30；所述主体酸由以下重量百分比的组分组成：酸液13～22％、水解聚马来酸酐0.5～2％、粘土稳定剂0.3～0.8％、助排剂0.3～1％，余量为水；主体酸中，所述粘土稳定剂由丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵和乙二胺四乙酸二钠组成，所述丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵和乙二胺四乙酸二钠的质量比为1～3:1～4:1～3；主体酸中，所述助排剂由氟碳类表面活性剂和磺基甜菜碱组成，所述氟碳类表面活性剂和磺基甜菜碱的质量比为1～2:1～4；所述后置液由以下重量百分比的组分组成：氯化铵0.5～1.5％、烷基酚聚氧乙烯醚0.2～0.5％，余量为水。2.根据权利要求1所述的解堵剂，其特征在于，主体酸中，所述酸液由氨基三亚甲基膦酸、盐酸和氟化氢铵组成。3.根据权利要求2所述的解堵剂，其特征在于，所述氨基三亚甲基膦酸、盐酸和氟化氢铵的质量比为3～8:8～12:2～4。4.根据权利要求1-3任一项所述的解堵剂，其特征在于，所述解堵剂还包括表面活性剂体系；所述表面活性剂体系由以下重量百分比的组分组成：表面活性剂0.5～3％、硅酸盐5～12％、无机盐1.5～10％、稳定剂0.1～1％、互溶剂0.2～2％，余量为水；所述表面活性剂为酚胺醛树脂聚氧丙烯聚氧乙烯醚或复合表面活性剂；所述复合表面活性剂由石油磺酸盐类阴离子表面活性剂与羟丙基磺基甜菜碱类两性表面活性剂组成，所述石油磺酸盐类阴离子表面活性剂与羟丙基磺基甜菜碱类两性表面活性剂的质量比为1～2:1～4；所述稳定剂为异抗坏血酸和/或柠檬酸；所述无机盐为氯化钠、氯化钾、硫酸钠、硫酸钾中的一种或任意组合；所述互溶剂为乙醇、乙二醇、异丙醇中的一种或任意组合。5.一种如权利要求1-4任一项所述的解堵剂的施工方法，其特征在于，包括以下步骤：将配制好的解堵剂的化学生热产气体系段塞式注入井筒或地层温度超过70℃的井中，之后将化学生热产气体系顶替到位，关井，进行第一阶段反应，反应后进行洗井处理，再段塞式注入地层酸化处理体系，关井，进行第二阶段反应。6.根据权利要求5所述的解堵剂的施工方法，其特征在于，还包括以下步骤：在洗井处理后段塞式注入解堵剂的表面活性剂体系。7.根据权利要求5所述的解堵剂的施工方法，其特征在于，所述段塞式注入地层酸化处
理体系采用提放压脉冲解堵工艺或提压解堵工艺。8.根据权利要求7所述的解堵剂的施工方法，其特征在于，所述提放压脉冲解堵工艺适用于试挤压力高、挤注困难、预计地层破裂压力较高的井；所述提放压脉冲解堵工艺是在段塞式注入地层酸化处理体系过程中段塞式注入活性水，在段塞式注入活性水过程中通过不断提、放压，对地层进行吞吐作业，使地层近井地带沉积在油层孔隙内的固体附着物受冲击、震荡而剥落，和地层酸化处理体系共同发挥作用，达到物理化学双重解堵效果。9.根据权利要求7所述的解堵剂的施工方法，其特征在于，所述提压解堵工艺适用于采出程度较低，预计破裂压力较低的井；所述提压解堵工艺是使用两台或两台以上压裂车同时施工，使每台压裂车的施工排量均提高至1m3/min以上，然后注入活性水，在地层近井地带憋起高于地层吸收能力的压力，压开地层，形成短小裂缝或微裂缝，之后段塞式注入地层酸化处理体系，让地层酸化处理体系溶蚀已开裂缝面，形成更有效的裂缝通道。10.根据权利要求5-9任一项所述的解堵剂的施工方法，其特征在于，所述第一阶段反应的时间为1～2小时；所述第二阶段反应的时间为2～4小时。

技术总结

本发明涉及一种解堵剂及其施工方法，属于油田化学应用领域。本发明的解堵剂包括：化学生热产气体系和地层酸化处理体系，针对一般低渗储层污染的多样性及复杂性，常规的单一一种酸液体系很难有效解除各类污染。本发明通过段塞式注入两种体系，通过化学生热产气体系对井筒及近井地带的稠油、沥青质堵塞起到热力降粘、气体助排作用，同时利用地层酸化处理体系针对性的解决低渗储层中常见的无机堵塞、水锁伤害、有机堵塞、固体颗粒堵塞，提高低渗储层渗流能力，提高增产增注效果。提高增产增注效果。提高增产增注效果。