一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液与流程

2021-02-02 17:02:08|

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本发明涉及一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液，属于油田化学应用领域。

背景技术：

截止2000年底，我国已探明的低渗透油田地质储量为52.14×10⁸吨，占全部探明地质储量的26.1％。我国已经动用的低渗透油田地质储量为26.66×10⁸吨，占全部已动用储量的25.5％。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。

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及固相颗粒堵塞等原因造成了水锁伤害，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，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。部分低渗透油藏因入井液问题造成储层伤害比较普遍。除此之外，低渗透油气田注水开发过程中，由于外来流体与储层岩石矿物、储层流体等不配伍，水中悬浮物质、微生物等代谢产物的存在，以及原油中石蜡、沥青胶质等析出，常引起地层堵塞，导致注水井高压欠注，从而影响原油生产。因此，根据低渗透油层损害机理提出相应的储层污染治理措施，对于低渗透油藏的开发就显得至关重要。

在目前已有报道的解除低渗油藏储层伤害特别是水锁伤害的措施中，通过使用表面活性成分改变岩石表面润湿性并减小油水相之间的界面张力和气液相之间的表面张力实现解除伤害是一种非常重要的措施。但由于单纯只依靠活性剂体系对低渗透储层进行解堵，反应速度慢，施工后一般需要关井2-3天进行反应，作业施工占产时间长，使得施工成本增加；并且常用的表面活性剂的耐温性较差，一般低于80℃，影响使用范围。针对上述问题，申请公布号为cn104449619a的中国发明专利申请公开了一种井下作业用水锁伤害解堵剂，由以下重量份数的组分组成：盐酸30-50份，芥酸酰胺丙基磺基甜菜碱10-20份，乙醇15-35份，氯化钾5-20份，十二烷基氨基丙酸10-35份，三聚磷酸钠2-7份；该井下作业用水锁伤害解堵剂使用大量的盐酸，能够加快反应的进行，同时在粘土稳定性和耐温性(不大于100℃)方面表现出一定的优势，但通常情况下低渗透储层地层伤害不是单一因素引起的，堵塞原因及类型复杂，而常见活性剂体系解堵作用目的较为单一，仅能解除水锁伤害，因此使用后增油效果不明显。又如申请公布号为cn105733543a的中国发明专利申请公开了一种用于低含水油井的解水锁剂，该解水锁剂由原始粒度为15-30nm的纳米二氧化硅和乙二醇一丁醚构成的解水锁剂构成，该解水锁剂能在较短时间内能消除油水之间的界面，但用于解除水锁伤害时只适用于低含水油井，同样存在解堵作用目的单一的缺点，并且由纳米二氧化硅和乙二醇一丁醚材料单价贵，成本较高，而解水锁剂用量大，施工成本大大增加。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种以解除水锁伤害为主，同时能清除多种类型堵塞的水锁伤害解堵剂。

本发明还提供了一种上述水锁伤害解堵剂的其使用方法，以及一种水锁伤害酸化液。

为了实现以上目的，本发明的水锁伤害解堵剂所采用的技术方案是：

一种水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液，所述前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10～15％、缓蚀剂0.3～1％、络合剂0.3～0.7％、粘土稳定剂0.3～1.7％、缓速剂0.4～1％、助排剂0.2～0.8％，余量为水；

所述主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇20～50％、非离子表面活性剂0.2～1％、互溶剂0.5～1.5％，余量为水；

所述后置液由以下质量百分比的组分组成：阳离子表面活性剂0.2～0.8％、氯化铵1～1.5％，余量为水。

本发明的水锁伤害解堵剂，通过前置酸、主体处理液和后置液的组合解堵，以解除水锁伤害为主，同时能清除多种类型堵塞；并可以使酸化解堵的作用范围更大，作用时间更长，从而实现油气井增产增注的目的。

水锁伤害解堵剂的前置酸中，低伤害缓速酸主要用于对地层进行预处理，清除近井地带的机械杂质、无机堵塞，同时酸液体系在地层条件下ph始终小于2，可以有效避免氢氧化物沉淀；前置酸液中的缓蚀剂能够有效预防解堵剂对施工设备和管线的腐蚀；络合剂能够与铁离子进行络合反应，防止铁离子生成沉淀；粘土稳定剂能够防止酸液引起的储层中粘土膨胀、运移造成污染；缓速剂能够吸附在岩石表面，阻止h⁺与岩面接触，降低酸岩反应速度；助排剂能够降低酸液和原油之间的表面张力，降低毛管阻力，调整岩石润湿性，帮助酸液返排。

水锁伤害解堵剂的主体处理液中，互溶剂能够降低油水界面张力，减少油水流动阻力，有利于残酸返排；乙醇具有助溶、辅助助排的作用，能够增强主体处理液在岩石表面的吸附量；非离子表面活性剂与互溶剂之间协同作用，能够降低界面张力，改善地层岩石的润湿性，从而降低油层孔隙的渗流阻力。

后置液用于顶替，可使主体酸缓慢进入基质孔隙吼道，均匀扩散，增大有效解堵范围和深度。后置液中氯化铵依靠离子交换作用稳定粘土和其他颗粒，防止粘土膨胀、分散、运移；阳离子表面活性剂的作用是中和油珠表面的负电荷，被中和后的油珠相互之间静电斥力减少，而油珠之间碰撞聚并几率增大，使乳状液稳定性变差，达到破乳、聚并、油水分离的目的。

与现有技术相比，本法明的水锁伤害解堵剂具有以下优点：

1)不仅能解除无机堵塞，而且能解除水锁伤害，解决了因常见水锁解堵剂适用范围窄造成增油增注不明显的问题；

2)通过多种表活剂的复配协同作用有效降低固液界面的粘附力；

3)腐蚀性小，可采取不动管柱施工，节约作业费用；关井时间只需2～6小时，作业占产时间短；

4)具有极强的络合性能，从而具有良好的阻垢能力，能有效地抑制砂岩与酸液反应的生成物沉淀，进而避免二次沉淀的发生。

优选的，所述前置酸、主体处理液和后置液的体积比为3～6:3～15:3～13。

优选的，所述缓速酸为多氢酸、磷酸中的至少一种。

所述多氢酸为膦酸脂复合物，是由烷基、芳基、膦酸脂、磷酸脂、酰基、胺、羟基、羟基基团等组成，能够与氟盐反应生成氢氟酸。膦酸酯复合物含有多个氢离子，并且通过多级电离在不同化学计量条件下分解释放出氢离子，而且其电离出来的氢离子的浓度始终在一个较低的水平，防止了酸浓度过高大量溶蚀近井地带的岩石。

优选的，所述络合剂为二乙烯三胺五甲叉膦酸、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸中的至少一种。采用二乙烯三胺五甲叉膦酸能与多种金属离子形成多种稳定配合物，具有稳定的化学性质，在强酸碱介质中也不易分解；2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸与铁离子结合形成溶于水的络合物，减少氢氧化铁沉淀的机会。

优选的，所述缓蚀剂为曼尼希碱季铵盐、双曼尼希碱中的至少一种。以曼尼希碱季铵盐作为缓蚀剂具有耐高温、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。双曼尼希碱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。

优选的，所述粘土稳定剂为丙烯酰胺与阳离子单体的共聚物、聚二甲基二烯丙基氯化铵[(c8h16ncl)n]中的至少一种。所述阳离子单体为甲基丙烯酸二甲氨基乙酯(c8h15no2)、聚二甲基二烯丙基氯化铵中的至少一种。

优选的，所述缓速剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的共聚物。采用该缓速剂相较于现有技术的其他缓速剂具有良好的热稳定性(分解温度超过200℃)，在高矿化度条件下耐水解性能良好。同时由于分子结构中含有阻垢分散性能的羧酸基和强极性的磺酸基，能提高钙容忍度，对水中的磷酸钙、碳酸钙等有显著的阻垢作用，并且分散性能优良。

优选的，所述助排剂为十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂中的至少一种。进一步优选的，所述助排剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂组成。三者复配成的助排剂在提高表/界面活性的同时大大减少表面活性剂的用量，降低药剂费用，避免单一表面活性剂降低表面张力和增加接触角的作用难以兼顾。更进一步优选的，助排剂中，十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚和甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂的质量比为1～3:1～3:1～3。

优选的，所述互溶剂为乙二醇丁醚、正丙醇、异丙醇中的至少一种。

优选的，所述非离子表面活性剂为非离子氟碳表面活性剂。以非离子氟碳表面活性剂与互溶剂复配能够形成超低界面张力，如与乙二醇丁醚互溶剂复配时，界面张力仅为0.52×10^-3～3.52×10^-3mn/m。此外，非离子氟碳表面活性剂还具有极强的耐高温抗盐能力(耐温110℃，抗矿化度20×10⁴mg/l)，通过调整不同基团的长度及位置改变hbl值，从而确定分子结构，满足不同油藏的需要，如实现在高温、高矿化度条件下能很好地解决水锁效应。

进一步优选的，所述非离子表面活性剂为聚乙二醇全氟表面活性剂。

优选的，所述阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂中的至少一种。所述阳离子表面活性剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂组成。阳离子表面活性剂中，十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚和甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂的质量比为1～3:1～3:1～3。

本发明的上述水锁伤害解堵剂的使用方法所采用的技术方案为：

一种上述水锁伤害解堵剂的使用方法，包括以下步骤：从油管下入的冲砂工具或从油套环空依次注入前置酸、主体处理液和后置液，然后关井反应，开井继续作业。

本发明的水锁伤害解堵剂的使用方法，简单易行，能够很好地解决水锁效应，成本低且增油效果明显。

使用过程中，水锁伤害解堵剂的用量应结合储层厚度、孔隙率以及平均污染半径进行综合计算确定。一般情况下，水锁伤害解堵剂的用量不低于作业或采油过程中外来流体洗井时的漏失量。注入完成后，应结合施工时压力变化情况、关井后压力恢复情况确定，关井反应时间不低于2h。

本发明的水锁伤害酸化液所采用的技术方案为：

一种水锁伤害酸化液，由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10～15％、缓蚀剂0.3～1％、络合剂0.3～0.7％、粘土稳定剂0.3～1.7％、缓速剂0.4～1％、助排剂0.2～0.8％，余量为水。

本发明的水锁伤害酸化液中，低伤害缓速酸主要用于对地层进行预处理，清除近井地带的机械杂质、无机堵塞，同时酸液体系在地层条件下ph始终小于2，可以有效避免氢氧化物沉淀；前置酸液中的缓蚀剂能够有效预防解堵剂对施工设备和管线的腐蚀；络合剂能够与铁离子进行络合反应，防止铁离子生成沉淀；粘土稳定剂能够防止酸液引起的储层中粘土膨胀、运移造成污染；缓速剂能够吸附在岩石表面，阻止h⁺与岩面接触，降低酸岩反应速度；助排剂能够降低酸液和原油之间的表面张力，降低毛管阻力，调整岩石润湿性，帮助酸液返排；通过各组分的协同作用，具有极强的络合性能，从而具有良好的阻垢能力，能有效地抑制砂岩与酸液反应的生成物沉淀，进而避免二次沉淀的发生；同时具有较大的酸化解堵范围，并具有较小的腐蚀性，能够减小施工过程对不动管柱的腐蚀。

优选的，所述缓速酸为多氢酸、磷酸中的至少一种。

所述多氢酸为膦酸脂复合物，是由氢、烷基、芳基、膦酸脂、磷酸脂、酰基、胺、羟基、羟基基团等组成，与氟盐反应生成氢氟酸。膦酸酯复合物含有多个氢离子，并且通过多级电离在不同化学计量条件下分解释放出氢离子，而且其电离出来的氢离子的浓度始终在一个较低的水平，防止了酸浓度过高大量溶蚀近井地带的岩石。

优选的，所述缓蚀剂为曼尼希碱季铵盐、双曼尼希碱中的至少一种。以曼尼希碱季铵盐作为缓蚀剂具有耐高温、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；双曼尼希碱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。

优选的，所述助排剂为十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂中的至少一种。进一步优选的，所述助排剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂组成。助排剂中，十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚和甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂的质量比为1～3:1～3:1～3。三者复配的助排剂在提高表/界面活性的同时大大减少表面活性剂的用量，降低药剂费用，避免单一表面活性剂降低表面张力和增加接触角的作用难以兼顾。

优选的，所述互溶剂为乙二醇丁醚、正丙醇、异丙醇中的至少一种。加入互溶剂降低油水界面张力、减少两相流动阻力，有利于酸液进入地层，又能将残酸及时排出，有利于提高酸化效果。

具体实施方式

以下结合具体实施方式对本发明的技术方案作进一步的说明。

具体实施例中采用的曼尼希碱季铵盐是将甲醛、n-甲基苯胺、苯乙酮、少量盐酸混合加热4h生成曼尼希碱，之后缓慢滴加氯乙酸，继续回流反应4h制得的；

采用的双曼尼希碱是以硫脲、苯甲醛与苯乙酮为原料，经过两步法反应生成，具体是先合成但曼尼希碱a，然后在110℃的恒温条件下，将曼尼希碱a、苯甲醛和苯乙醛按照摩尔比为1:1:1的比例反应4h，即得；

采用的阳离子单体为聚二甲基二烯丙基氯化铵；

采用的甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂为fsk，该甜菜碱型两性离子氟碳表面活性剂可广泛应用于水、酸、碱及有机极性溶剂中以有效降低体系表面张力；在0～100℃的不同浓度水溶液中，fsk均可保持性能稳定；如果以活性成份0.1％用量计，fsk就可有效润湿氟碳膜；即使其中的溶剂醋酸被中和，也不会对fsk的性能产生影响，故可应用于碱性溶液；另外，与其它普通表面活性剂不同，fsk还不受酸、盐等高浓度电解质的影响。

实施例1

本实施例的水锁伤害酸化液，由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10％、缓蚀剂0.8％、络合剂0.3％、粘土稳定剂1％、缓速剂0.5％、助排剂0.7％，余量为水；所采用的缓速酸为磷酸，缓蚀剂为曼尼希碱季铵盐，络合剂为二乙烯三胺五甲叉膦酸，粘土稳定剂为丙烯酰胺与阳离子单体的共聚物，缓速剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的共聚物，助排剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk组成；十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk的质量比为2:1:1。

本实施例的水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液；前置酸、主体处理液和后置液的体积比为3:5:3；前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10％、缓蚀剂0.8％、络合剂0.3％、粘土稳定剂1％、缓速剂0.5％、助排剂0.7％，余量为水；所采用的缓速酸为磷酸，缓蚀剂为曼尼希碱季铵盐，络合剂为二乙烯三胺五甲叉膦酸，粘土稳定剂为丙烯酰胺与阳离子单体的共聚物，缓速剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的共聚物，助排剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk组成；助排剂中，十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk的质量比为2:1:1；

主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇40％、非离子表面活性剂0.5％、互溶剂0.8％，余量为水；所采用的非离子表面活性剂为聚乙二醇全氟表面活性剂，互溶剂为乙二醇丁醚；

后置液由以下质量百分比的组分组成：氯化铵1％、阳离子表面活性剂0.5％，余量为水；阳离子表面活性剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk组成，十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk的质量比为2:1:1。

胡2-48井2016年7月21日钻塞过程中发生水锁伤害，产量由3.8t/天下降至0.6t/天，采取多种增产方式，产量没有明显提升。本实施例的水所伤害解堵剂在使用时，采用泵车注入方法依次将前置酸、主体处理液和后置液正挤入目的层，关井2h，继续施工，继续施工过程中泵压由29mpa下降至16mpa，措施后产油量回升至4.5t/天。

实施例2

本实施例的水锁伤害酸化液，由以下质量百分比的组分组成：缓速酸15％、缓蚀剂0.6％、络合剂0.5％、粘土稳定剂1％、缓速剂0.5％、助排剂0.6％，余量为水；所采用的缓速酸为磷酸，缓蚀剂为双曼尼希碱，络合剂为二乙烯三胺五甲叉膦酸，粘土稳定剂为丙烯酰胺与阳离子单体的共聚物，缓速剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的共聚物，助排剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk组成；助排剂中，十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk的质量比为1:1:1。

本实施例的水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液；前置酸、主体处理液和后置液的体积比为4.5:6:4.5；前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸15％、缓蚀剂0.6％、络合剂0.5％、粘土稳定剂1％、缓速剂0.5％、助排剂0.6％，余量为水；所采用的缓速酸为磷酸，缓蚀剂为双曼尼希碱，络合剂为二乙烯三胺五甲叉膦酸，粘土稳定剂为丙烯酰胺与阳离子单体的共聚物，缓速剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的共聚物，助排剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk组成；助排剂中，十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk的质量比为1:1:1；

主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇25％、非离子表面活性剂0.8％、互溶剂1.5％，余量为水；所采用的非离子表面活性剂为聚乙二醇全氟表面活性剂；所采用的互溶剂为正丙醇；

后置液由以下质量百分比的组分组成：氯化铵1％、阳离子表面活性剂0.3％，余量为水；阳离子表面活性剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk组成，十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk的质量比为1:1:1。

庆92-15井2016年9月12日钻塞过程中发生水锁伤害，产量由2.7t/天下降至0.1t/天，采取多种增产方式，产量没有明显提升。将本实施例的水锁伤害解堵剂在使用时，采用泵车注入方法依次将前置酸、主体处理液和后置液正挤入目的层，关井2h，继续施工，继续施工过程中泵压由32mpa下降至21mpa，措施后产油量回升至5.1t/天。

实施例3

本实施例的水锁伤害酸化液，由以下质量百分比的组分组成：缓速酸12％、缓蚀剂0.3％、络合剂0.3％、粘土稳定剂1％、缓速剂0.5％、助排剂0.2％，余量为水；所采用的缓速酸由磷酸和多氢酸组成，磷酸和多氢酸的质量比为10:2，缓蚀剂由双曼尼希碱和曼尼希碱季铵盐组成，双曼尼希碱和曼尼希碱季铵盐的质量比为1:1，络合剂为二乙烯三胺五甲叉膦酸，粘土稳定剂为丙烯酰胺与阳离子单体的共聚物，缓速剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的共聚物，助排剂为fsk。

本实施例的水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液；前置酸、主体处理液和后置液的体积比为3:6:3；前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸12％、缓蚀剂0.3％、络合剂0.3％、粘土稳定剂1％、缓速剂0.5％、助排剂0.2％，余量为水；所采用的缓速酸由磷酸和多氢酸组成，磷酸和多氢酸的质量比为10:2，缓蚀剂由双曼尼希碱和曼尼希碱季铵盐组成，双曼尼希碱和曼尼希碱季铵盐的质量比为1:1，络合剂为二乙烯三胺五甲叉膦酸，粘土稳定剂为丙烯酰胺与阳离子单体的共聚物，缓速剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的共聚物，助排剂为十六烷基三甲基溴化铵。

主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇30％、非离子表面活性剂0.5％、互溶剂1％，余量为水；所采用的非离子表面活性为聚乙二醇全氟表面活性剂，互溶剂为乙二醇丁醚。

后置液由以下质量百分比的组分组成：氯化铵1％、阳离子表面活性剂0.4％，余量为水；阳离子表面活性剂由十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk组成，十六烷基三甲基溴化铵、烷基酚聚氧乙烯醚、fsk的质量比为1:1:1。

刘20-10井2017年1月15日作业洗井过程中发生水锁伤害，产量由2.9t/天下降至0.3t/天。将本实施例的水锁伤害解堵剂在使用时，采用泵车注入方法依次将前置酸、主体处理液和后置液正挤入目的层，关井2h，施工过程中泵压由30mpa下降至19mpa，措施后产油量回升至3.2t/天。

实施例4～11的水锁伤害解堵剂，均包括前置酸、主体处理液和后置液；前置酸由缓速酸、缓蚀剂、络合剂、缓速剂、助排剂和水组成；主体处理液由乙醇、非离子表面活性剂、互溶剂和水组成；后置液由氯化铵、阳离子表面活性剂和水组成；各实施例水锁伤害解堵剂的前置酸、主体处理液和后置液的组成见表1，前置酸、主体处理液和后置液的体积比见表2。

表1实施例4～11的前置酸、主体处理液和后置液的组成(质量百分比％)

表2实施例4～11的前置酸、主体处理液和后置液的体积比

实验例

分别对实施例1～11的水锁伤害解堵剂的性能进行测试。

1)溶蚀性能测试

将模拟岩芯烘干磨碎，过100目筛网，将筛下物在100℃烘干，得到样粉，然后称重记为g1；按照每1g样粉加10ml前置酸计，在样粉中加前置酸并使前置酸与样粉充分反应，将样粉置于地层温度(100℃)恒定条件下6h；反应完毕后用定量滤纸过滤(称出滤纸重量g2)，烘干至恒重，称出样粉与滤纸的总重量g3，按照下式计算溶蚀率：

通过计算，实施例1～11溶蚀率均大于35％，具体见表3。

表3实施例1～11的前置酸的溶蚀性能测试结果

2)缓蚀性能测试

按sy/t5405-1996酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标要求进行试验，在90℃条件下，缓蚀剂质量浓度300mg/l，进行24h静态挂片试验，试验结果显示实施例1～11的水锁伤害解堵剂的缓蚀率均大于80％，具体结果见表4。

表4实施例1～11的水锁伤害解堵剂的缓蚀性能测试结果

3)受损岩心渗透率恢复试验

按sy/t5345-2007岩石中两相流体相对渗透率测定方法和sy/t5886岩心流动试验方法及评价指标要求采用实施例1的水锁伤害解堵剂进行试验，受损岩心分别来自刘20-1井、胡2-7井和庆85-侧12，试验结果见表5，由表5中数据可知，应用解堵剂后受损岩心渗透率得到一定程度的恢复(详见表5)。此外驱替后残酸清澈透明，表明实施例1的水锁伤害解堵剂能避免二次伤害发生，可以满足解堵需要。

表5受损岩心驱替试验结果

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