CN115725282B - 一种复合暂堵剂及其应用 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种复合暂堵剂及其应用，所述复合暂堵剂包括自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂的组合；所述自生泡沫型暂堵剂包括第一自生气剂、第二生气剂、催化剂、起泡剂、稳泡剂和水；所述颗粒型暂堵剂包括碳酸钙和/或二氧化硅。本发明中，所述复合暂堵剂暂堵性能优异，适用于非均质性的地层，尤其适用于强非均质性的地层。
Description
技术领域
本发明涉及暂堵酸化技术领域，尤其涉及一种复合暂堵剂及其应用，特别涉及一种复合暂堵剂、强非均质性砂岩气藏的分流酸化的方法。
背景技术
常规酸化在面对非均质的地层时，优先进入高渗层，使得低渗层不能得到有效改善，降低酸化解堵效果。
泡沫暂堵可以通过泡沫“堵大不堵小”的原理将高渗层暂时封堵，从而使得酸液转向中、低渗透层。同时，由于海上平台的施工限制，自生泡沫可以有效克服常规泡沫暂堵在地面混合注入的施工工序，降低施工中的操作难度。
CN110358514A公开了一种聚集型水溶性暂堵剂及其制备方法，聚集型水溶性暂堵剂的原料组成按质量比包括：10.0％-15.0％的对甲苯磺酸钠，5.0％-10.0％的椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱，12.0％-15.0％的十四烷基苯磺酸铵，10.0％-15.0％的脂肪酸甲酯磺酸钠，10.0％-15.0％的N-羟乙基乙胺三乙酸铵，10.0％-15.0％的乙二醇丁醚，余量为水。其公开的聚集型水溶性暂堵剂与酸液混合产生的化学微粒可均匀的分布在水中进行聚集，成粒径可控可调的暂堵颗粒；产生的封堵率可达到90％以上；产生的聚集型颗粒粒径均匀且粒径种类更多，符合非均质地层分流酸化的要求。暂堵功能实现后，在后期注水过程中，暂堵剂会逐渐溶解，重新疏通孔道，不影响后期注水。
CN111058824A公开了一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法，主要步骤是依次向井筒内注入酸化隔离液A、酸化液B、暂堵剂C、酸化液B、后置液D、顶替液E，然后关井一段时间，依据井型决定是否返排，然后开井生产。其中，酸化隔离液A由以下组分组成：HCl、缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂、破乳剂、其余为水；酸化液B由以下组分组成：HCl、HF或HBF4、缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂、破乳剂、助排剂、其余为水；暂堵剂C由以下组分组成：D-葡萄糖胺、冰醋酸、吡啶-硼烷络合物、丙酮、甲醇、HCl、其余为水。其公开的方法施工工序简单，且成本低，暂堵强度高，在高渗透率极差、高非均质砂岩储层中能够达到理想的暂堵分流效果。
虽然自生泡沫暂堵剂能利用泡沫的贾敏效应对大孔道和高渗层进行封堵，然而室内实验表明，当渗透率极差大于20，即遇到强非均质性的地层时，泡沫的暂堵转向能力就会失效，同时自生泡沫较差的高温稳定性也会影响自生泡沫的暂堵性能。
综上，现需要对非均质性地层，尤其是强非均质地层研发一种有效的暂堵剂体系，达到以下功能用于分流酸化：首先暂堵剂可以在低排量下输送至地层远端和水平井长井段远端，其次暂堵剂在高渗透率极差大的地层也能达到封堵的效果，最后暂堵剂对地层的封堵是暂时性的，可以有效分解返排。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种复合暂堵剂及其应用，所述复合暂堵剂暂堵性能优异，适用于非均质性的地层，尤其适用于强非均质性的地层。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
第一方面，本发明提供一种复合暂堵剂，所述复合暂堵剂包括自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂的组合；
所述自生泡沫型暂堵剂包括第一自生气剂、第二自生气剂、催化剂、起泡剂、稳泡剂和水；
所述颗粒型暂堵剂包括碳酸钙和/或二氧化硅。
本发明中，所述复合暂堵剂包括自生泡沫暂堵剂和颗粒型暂堵剂的组合，颗粒型暂堵剂能由自生泡沫暂堵剂携带进去地层远端或水平井长井段远端，克服了颗粒型暂堵由于重力作用不易输运的缺点，而且颗粒型暂堵剂在封堵地层后，可通过后续注入的解堵液，将颗粒型暂堵剂分解，从而达到暂堵的目的，有利于酸液的返排；自生泡沫暂堵剂在高温下存在稳定性不足的问题，与颗粒型暂堵剂复合后，颗粒型暂堵剂作为粉末颗粒可以在一定程度上提高自生泡沫的高温稳定性，因此，本发明所述复合暂堵剂通过自生泡沫暂堵剂和颗粒型的配合使用，二者协同，暂堵性能优异，适用于强非均质性的地层。
本发明中，强非均质性的地层指的是：渗透率极差大于20mD的地层。
优选地，所述自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂的质量比为(5-15)：1，其中，5-15可以为6、8、10、12、14等。
本发明中，优选所述自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂的质量比在(5-15)：1范围形成的复合暂堵剂性能更佳，自生泡沫型暂堵剂的占比过低，会导致颗粒型暂堵剂无法被携带至需要暂堵的层段进行暂堵；占比过高，会导致颗粒型暂堵剂因含量过低而无法有效封堵储层，影响储层后续分流酸化。
优选地，所述颗粒型暂堵剂的粒径为10-60μm，例如15μm、20μm、25μm、30μm、35μm、40μm、45μm、50μm、55μm等。
本发明中，所述复合暂堵剂包括自生泡沫暂堵剂与颗粒暂堵剂；所述自生泡沫暂堵剂主要用于封堵大孔，所述颗粒型暂堵剂主要用于封堵小孔，二者可协同提高对强非均质地层的暂堵能力。
优选地，以所述自生泡沫型暂堵剂的总质量为100％计，所述自生泡沫型暂堵剂按照质量百分数包括如下组分：
本发明中，所述第一自生气剂的质量百分数为2％-10％，例如3％、4％、5％、6％、7％、8％、9％等。
所述第二自生气剂的质量百分数为2％-10％，例如3％、4％、5％、6％、7％、8％、9％等。
所述催化剂的质量百分数为0.05％-0.2％，例如0.06％、0.08％、0.1％、0.12％、0.14％、0.16％、0.18％等。
所述起泡剂的质量百分数为0.02％-0.4％，例如0.05％、0.1％、0.15％、0.2％、0.25％、0.3％、0.35％等。
所述稳泡剂的质量百分数为0.5％-2％，例如0.6％、0.8％、1％、1.2％、1.4％、1.6％、1.8％等。
优选地，所述第一自生气剂包括亚硝酸钠和/或过硫酸铵。
优选地，所述第二自生气剂包括氯化铵。
优选地，所述催化剂包括盐酸、甲酸、乙酸或柠檬酸中的任意一种或至少两种的组合，其中典型但非限制性的组合包括：盐酸和甲酸的组合，乙酸和柠檬酸的组合，盐酸、甲酸、乙酸和柠檬酸的组合等。
优选地，所述起泡剂包括十二烷基硫酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠或十二烷基苯磺酸钠中的任意一种或至少两种的组合，其中典型但非限制性的组合包括：十二烷基硫酸钠和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的组合，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠和十二烷基苯磺酸钠的组合，十二烷基硫酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠和十二烷基苯磺酸钠的组合等。
优选地，所述稳泡剂包括聚丙烯酰胺、黄原胶或天然瓜胶中的任意一种或至少两种的组合，其中典型但非限制性的组合包括：聚丙烯酰胺和黄原胶的组合，黄原胶和天然瓜胶的组合，聚丙烯酰胺、黄原胶和天然瓜胶的组合等。
第二方面，本发明提供一种非均质性砂岩气藏的分流酸化的方法，所述方法包括如下步骤：
在非均质性砂岩气藏中依次通过油管注入第一解堵液、第一方面所述的复合暂堵剂、第二解堵液和顶替液，完成非均质性砂岩气藏的分流酸化。
本发明中，所述复合暂堵剂可以在低排量下输送至地层远端和水平井长井段远端，而且所述复合暂堵剂在高渗透率极差大的地层也能达到封堵的效果，除此之外，所述复合暂堵剂对地层的封堵是暂时性的，通过注入解堵液，可以有效分解、消泡复合暂堵剂，从而达到返排生产的目的。
优选地，所述非均质性砂岩气藏为强非均质性砂岩气藏，具体指的是：渗透率极差大于20mD的地层。
优选地，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第一解堵液的用量为150％-300％，例如160％、180％、200％、220％、240％、260％、280％等。
优选地，所述第一解堵液的注入排量为1-3m3/L，例如1.2m3/L、1.4m3/L、1.6m3/L、1.8m3/L、2m3/L、2.2m3/L、2.4m3/L、2.6m3/L、2.8m3/L等。
优选地，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述复合暂堵剂的用量为50％-150％，例如60％、80％、100％、120％、140％等。
本发明中，优选所述复合暂堵剂的用量在此范围的原因在于：在此范围内，复合暂堵剂可以实现储层分流暂堵，用量过少会导致自生泡沫型暂堵剂提前消泡，颗粒型暂堵剂无法被携带至需要暂堵的层段，影响暂堵的效果；用量过高，会导致大量的颗粒型暂堵剂永久堵塞储层，影响后续分流酸化效果。
优选地，所述复合暂堵剂的注入排量为0.5-2m3/L，例如0.6m3/L、0.8m3/L、1m3/L、1.2m3/L、1.4m3/L、1.6m3/L、1.8m3/L等。
本发明中，优选所述复合暂堵剂的注入排量在此范围的原因在于：在此范围内，复合暂堵剂可以实现储层分流暂堵，注入排量过低会导致自生泡沫型暂堵剂在到达需要暂堵的层段之前就提前消泡，无法携带颗粒型暂堵剂进行储层分流暂堵；注入排量过高，会导致自生泡沫型暂堵剂无法可控地进入目标储层进行分流暂堵。
优选地，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第二解堵液的用量为150％-200％，例如160％、170％、180％、190％等。
优选地，所述第二解堵液的注入排量为1-3m3/L，例如1.2m3/L、1.4m3/L、1.6m3/L、1.8m3/L、2m3/L、2.2m3/L、2.4m3/L、2.6m3/L、2.8m3/L等。
优选地，以所述油管的体积为100％计，所述顶替液的用量为100％-200％，例如120％、140％、160％、180％等。
优选地，所述顶替液的注入排量为1-3m3/L，例如1.2m3/L、1.4m3/L、1.6m3/L、1.8m3/L、2m3/L、2.2m3/L、2.4m3/L、2.6m3/L、2.8m3/L等。
优选地，所述第一解堵液和第二解堵液各自独立地包括解堵剂、缓蚀剂、稳定剂和水。
优选地，以所述第一解堵液或第二解堵液的总质量为100％计，所述第一解堵液和第二解堵液各自独立地包括如下组分：
本发明中，所述解堵剂的重量百分数为5％-15％，例如6％、7％、8％、9％、10％、11％、12％、13％、14％等。
所述缓蚀剂的重量百分数为1％-3％，例如1.5％、2％、2.5％等。
所述稳定剂的重量百分数为0.5％-3％，例如1％、1.5％、2％、2.5％等。
优选地，所述解堵剂包括盐酸、氢氟酸、醋酸、甲酸、氯化铵、氟化铵或多聚甲醛中的任意一种或至少两种的组合，其中典型但非限制性的组合包括：盐酸、氢氟酸和醋酸的组合，醋酸、甲酸和氯化铵的组合，甲酸、氯化铵、氟化铵和多聚甲醛的组合等。
优选地，所述缓蚀剂包括多聚磷酸钠、钼酸钠、十六烷基溴代吡啶、曼尼希碱、丙炔醇、三氧化二锑、十二烷基苯磺酸钠或十二烷基硫酸钠中的任意一种或至少两种的组合，其中典型但非限制性的组合包括：多聚磷酸钠和钼酸钠的组合，钼酸钠、十六烷基溴代吡啶、曼尼希碱和丙炔醇的组合，曼尼希碱、丙炔醇、三氧化二锑、十二烷基苯磺酸钠和十二烷基硫酸钠的组合等。
优选地，所述稳定剂包括铁离子稳定剂。
优选地，所述稳定剂包括乙二胺四乙酸二钠、羟乙基乙二胺三乙酸、柠檬酸、柠檬酸铵、柠檬酸钠或酒石酸中的任意一种或至少两种的组合，其中典型但非限制性的组合包括：乙二胺四乙酸二钠和羟乙基乙二胺三乙酸的组合，柠檬酸、柠檬酸铵、柠檬酸钠和酒石酸的组合，乙二胺四乙酸二钠、羟乙基乙二胺三乙酸、柠檬酸、柠檬酸铵、柠檬酸钠和酒石酸的组合等。
优选地，所述顶替液包括黏土稳定剂和溶剂。
优选地，所述黏土稳定剂包括氯化钾和/或氯化铵。
优选地，以所述顶替液的总质量为100％计，所述黏土稳定剂的质量百分数为1％-2％，例如1.2％、1.4％、1.6％、1.8％等。
作为优选的技术方案，所述方法包括如下步骤：
(1)在非均质性砂岩气藏中通过油管注入第一解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第一解堵液的用量为150％-300％，注入排量为1-3m3/L；
(2)再注入权利要求1-3任一项所述的复合暂堵剂，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述复合暂堵剂的用量为50％-150％，注入排量为0.5-2m3/L；
(3)再注入第二解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第二解堵液的用量为150％-200％，注入排量为1-3m3/L；
(4)最后注入顶替液，以所述油管的体积为100％计，所述顶替液的用量为100％-200％，注入排量为1-3m3/L，完成非均质性砂岩气藏的分流酸化。
相对于现有技术，本发明具有以下有益效果：
(1)本发明中，所述复合暂堵剂用于强非均质性砂岩气藏的分流酸化中，暂堵性能优异，利于分流酸化的进行，能够使强非均质性砂岩气藏在经受外来流体伤害后，通过分流酸化，恢复到接近初始状态。
(2)本发明中，所述复合暂堵剂可以在低排量下输送至地层远端和水平井长井段远端，而且所述复合暂堵剂在高渗透率极差大的地层也能达到封堵的效果，除此之外，所述复合暂堵剂对地层的封堵是暂时性的，通过注入解堵液，可以有效分解、消泡复合暂堵剂，从而达到返排生产的目的。
(3)本发明中，采用渗透率为10mD和渗透率为200mD的人造砂岩岩心模拟地层条件下的强非均质性，将两块岩心分别与现场所用钻井液和地层水浸泡，模拟地层受到外来流体伤害，将处理后的人造砂岩岩心进行分流酸化，其中，原渗透率为10mD人造砂岩岩心，分流酸化后其渗透率在4mD以上，原渗透率为200mD人造砂岩岩心，分流酸化后其渗透率在178mD以上。在优选的技术方案中，原渗透率为10mD人造砂岩岩心，分流酸化后其渗透率在6.8mD以上，原渗透率为200mD人造砂岩岩心，分流酸化后其渗透率在184.6mD以上。
附图说明
图1是应用例1所述的分流酸化的流程示意图。
具体实施方式
为便于理解本发明，本发明列举实施例如下。本领域技术人员应该明了，所述实施例仅仅是帮助理解本发明，不应视为对本发明的具体限制。
本发明中，各实施例部分原料的购置信息如下：
黄原胶：购于成都科龙化学品有限公司，牌号为11138-66-2；
脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠：购于成都科龙化学品有限公司，牌号为；9004-82-4；
聚丙烯酰胺：购于成都科龙化学品有限公司，牌号为9003-05-8；
天然瓜胶：购于成都科龙化学品有限公司，牌号为9000-30-0。
实施例1
本实施例提供一种复合暂堵剂，所述复合暂堵剂由质量比为9：1的自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂组成；
所述自生泡沫型暂堵剂按照质量百分数由如下组分组成：
所述颗粒型暂堵剂为碳酸钙，平均粒径为23μm。
实施例2
本实施例提供一种复合暂堵剂，所述复合暂堵剂由质量比为9：1的自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂组成；
所述自生泡沫型暂堵剂按照质量百分数由如下组分组成：
所述颗粒型暂堵剂为碳酸钙，平均粒径为23μm。
实施例3
本实施例提供一种复合暂堵剂，所述复合暂堵剂由质量比为9：1的自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂组成；
所述自生泡沫型暂堵剂按照质量百分数由如下组分组成：
所述颗粒型暂堵剂为碳酸钙，平均粒径为23μm。
实施例4-7
实施例4-7与实施例1的区别在于所述自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂的质量比分别为5：1(实施例4)、15：1(实施例5)、2：1(实施例6)和18：1(实施例7)，其余均与实施例1相同。
对比例1
本对比例与实施例1的区别在于不包括颗粒型暂堵剂，其余均与实施例1相同。
对比例2
本对比例与实施例1的区别在于不包括自生泡沫型暂堵剂，其余均与实施例1相同。
本发明中，各应用例采用渗透率为10mD和渗透率为200mD的人造砂岩岩心模拟地层条件下的强非均质性，将两块岩心分别与现场所用钻井液和地层水浸泡，模拟地层受到外来流体伤害，将处理后的人造砂岩岩心进行分流酸化。
应用例1
本应用例提供一种强非均质性砂岩气藏的分流酸化的方法，图1为所述方法的制备流程示意图，所述方法包括如下步骤：
(1)在非均质性砂岩气藏中通过油管注入第一解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第一解堵液的用量为200％，注入排量为2m3/L；
其中，第一解堵液按照质量百分数由如下组分组成：
(2)再注入实施例1所述的复合暂堵剂，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述复合暂堵剂的用量为130％，注入排量为1.2m3/L；
(3)再注入第二解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第二解堵液的用量为180％，注入排量为2m3/L；
其中，第二解堵液与第一解堵液的配方组成相同；
(4)最后注入顶替液，以所述油管的体积为100％计，所述顶替液的用量为150％，注入排量为2m3/L，完成非均质性砂岩气藏的分流酸化；
其中，顶替液的组成为：1wt％氯化钾，其余为水。
应用例2
本应用例提供一种强非均质性砂岩气藏的分流酸化的方法，所述方法包括如下步骤：
(1)在非均质性砂岩气藏中通过油管注入第一解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第一解堵液的用量为150％-300％，注入排量为1-3m3/L；
其中，第一解堵液按照质量百分数由如下组分组成：
(2)再注入实施例1所述的复合暂堵剂，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述复合暂堵剂的用量为50％，注入排量为0.5m3/L；
(3)再注入第二解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第二解堵液的用量为200％，注入排量为3m3/L；
其中，第二解堵液与第一解堵液的配方组成相同；
(4)最后注入顶替液，以所述油管的体积为100％计，所述顶替液的用量为200％，注入排量为3m3/L，完成非均质性砂岩气藏的分流酸化；
其中，顶替液的组成为：1.5wt％氯化铵，其余为水。
应用例3
本应用例提供一种强非均质性砂岩气藏的分流酸化的方法，所述方法包括如下步骤：
(1)在非均质性砂岩气藏中通过油管注入第一解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第一解堵液的用量为150％-300％，注入排量为1-3m3/L；
其中，第一解堵液按照质量百分数由如下组分组成：
(2)再注入实施例1所述的复合暂堵剂，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述复合暂堵剂的用量为150％，注入排量为2m3/L；
(3)再注入第二解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第二解堵液的用量为150％，注入排量为1m3/L；
其中，第二解堵液与第一解堵液的配方组成相同；
(4)最后注入顶替液，以所述油管的体积为100％计，所述顶替液的用量为100％，注入排量为1m3/L，完成非均质性砂岩气藏的分流酸化；
其中，顶替液的组成为：1wt％氯化铵，1wt％氯化钾，其余为水。
应用例4-7
应用例4-7与应用例1的区别在于将实施例1所述的复合暂堵剂替换为实施例4-7所述的复合暂堵剂，其余均与应用例1相同。
应用例8-9
本应用例与应用例1的区别在于：以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述复合暂堵剂的用量分别为30％(应用例8)和180％(应用例9)，其余均与应用例1相同。
应用例10-11
本应用例与应用例1的区别在于：所述复合暂堵剂的注入排量分别为0.3m3/L(应用例10)和2.2m3/L(应用例11)，其余均与应用例1相同。
应用例12-13
本应用例与应用例1的区别在于：以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第二解堵液的用量为120％(应用例12)和220％(应用例13)，其余均与应用例1相同。
应用对比例1-2
应用对比例1-2与应用例1的区别在于将实施例1所述的复合暂堵剂替换为对比例1-2所述的复合暂堵剂，其余均与应用例1相同。
性能测试
将应用例1-13和应用对比例1-2分流酸化后的强非均质性砂岩气藏进行渗透率的测试，渗透率测试方法为：使用非常规储层岩心损害评价装置对分流酸化后的强非均质岩心进行气体渗透率测试。
由于本发明各应用例和应用对比例采用渗透率为10mD和渗透率为200mD的人造砂岩岩心模拟地层条件下的强非均质性，将两块岩心分别与现场所用钻井液和地层水浸泡，模拟地层受到外来流体伤害，将处理后的人造砂岩岩心进行分流酸化，因此，本发明对分流酸化后的两块岩心进行渗透率测试；
作为对比，本发明对模拟地层受到外来流体伤害后，分流酸化前的两块人造砂岩岩心进行渗透率测试，原渗透率为10mD和渗透率为200mD的人造砂岩岩心经上述处理后的渗透率分别为9mD和198mD。
测试结果汇总于表1中。
表1
分析表1数据可知，本发明所述复合暂堵剂用于强非均质性砂岩气藏的分流酸化中，暂堵性能优异，利于分流酸化的进行，能够使强非均质性砂岩气藏在经受外来流体伤害后，通过分流酸化，恢复到接近初始状态；本发明中，采用渗透率为10mD和渗透率为200mD的人造砂岩岩心模拟地层条件下的强非均质性，将两块岩心分别与现场所用钻井液和地层水浸泡，模拟地层受到外来流体伤害，将处理后的人造砂岩岩心进行分流酸化，其中，原渗透率为10mD人造砂岩岩心，分流酸化后其渗透率在4mD以上，原渗透率为200mD人造砂岩岩心，分流酸化后其渗透率在178mD以上。在优选的技术方案中(应用例1-5)，原渗透率为10mD人造砂岩岩心，分流酸化后其渗透率在6.8mD以上，原渗透率为200mD人造砂岩岩心，分流酸化后其渗透率在184.6mD以上。
分析应用对比例1-2与应用例1可知，应用对比例1-2不如应用例1，证明本发明所述的复合暂堵剂相对于单一种类的暂堵剂更适用于强非均质性的地层。
分析应用例4-7，应用例6-7不如应用例4-5，证明所述自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂的质量比在(5-15)：1范围内形成的复合暂堵剂更适用于强非均质性的地层。
分析应用例8-9与应用例1可知，应用例8-9性能不如应用例1，证明在分流酸化过程中，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，控制所述复合暂堵剂的用量在50％-150％范围内更适用于强非均质性的地层。
分析应用例10-11与应用例1可知，应用例10-11性能不如应用例1，证明在分流酸化过程中，控制所述复合暂堵剂的注入排量在0.5-2m3/L范围内更适用于强非均质性的地层。
分析实施例12-13与应用例1可知，应用例12-13性能不如应用例1，证明在分流酸化过程中，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，控制所述第二解堵液的用量在150％-200％范围内更适用于强非均质性的地层。其注入排量以及第一解堵液和顶替液的用量体积和注入排量控制在优选范围内更适用于强非均质性的地层。
申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细方法，但本发明并不局限于上述详细方法，即不意味着本发明必须依赖上述详细方法才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明产品各原料的等效替换及辅助成分的添加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
Claims (21)
1.一种复合暂堵剂，其特征在于，所述复合暂堵剂包括自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂的组合；
所述自生泡沫型暂堵剂包括第一自生气剂、第二自生气剂、催化剂、起泡剂、稳泡剂和水；
以所述自生泡沫型暂堵剂的总质量为100％计，所述自生泡沫型暂堵剂按照质量百分数包括如下组分：
所述颗粒型暂堵剂包括碳酸钙和/或二氧化硅；
所述第一自生气剂包括亚硝酸钠和/或过硫酸铵；
所述第二自生气剂包括氯化铵；
所述催化剂包括盐酸、甲酸、乙酸或柠檬酸中的任意一种或至少两种的组合；
所述起泡剂包括十二烷基硫酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠或十二烷基苯磺酸钠中的任意一种或至少两种的组合；
所述稳泡剂包括聚丙烯酰胺、黄原胶或天然瓜胶中的任意一种或至少两种的组合；
所述自生泡沫型暂堵剂和颗粒型暂堵剂的质量比为9：1。
2.根据权利要求1所述的复合暂堵剂，其特征在于，所述颗粒型暂堵剂的粒径为10-60μm。
3.一种非均质性砂岩气藏的分流酸化的方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
在非均质性砂岩气藏中依次通过油管注入第一解堵液、权利要求1或2所述的复合暂堵剂、第二解堵液和顶替液，完成非均质性砂岩气藏的分流酸化。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第一解堵液的用量为150％-300％。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述第一解堵液的注入排量为1-3m3/L。
6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述复合暂堵剂的用量为50％-150％。
7.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述复合暂堵剂的注入排量为0.5-2m3/L。
8.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第二解堵液的用量为150％-200％。
9.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述第二解堵液的注入排量为1-3m3/L。
10.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，以所述油管的体积为100％计，所述顶替液的用量为100％-200％。
11.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述顶替液的注入排量为1-3m3/L。
12.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述第一解堵液和第二解堵液各自独立地包括解堵剂、缓蚀剂、稳定剂和水。
13.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，以所述第一解堵液或第二解堵液的总质量为100％计，所述第一解堵液和第二解堵液各自独立地包括如下组分：
14.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述解堵剂包括盐酸、氢氟酸、醋酸、甲酸、氯化铵、氟化铵或多聚甲醛中的任意一种或至少两种的组合。
15.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述缓蚀剂包括多聚磷酸钠、钼酸钠、十六烷基溴代吡啶、曼尼希碱、丙炔醇、三氧化二锑、十二烷基苯磺酸钠或十二烷基硫酸钠中的任意一种或至少两种的组合。
16.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述稳定剂包括铁离子稳定剂。
17.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述稳定剂包括乙二胺四乙酸二钠、羟乙基乙二胺三乙酸、柠檬酸、柠檬酸铵、柠檬酸钠或酒石酸中的任意一种或至少两种的组合。
18.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述顶替液包括黏土稳定剂和溶剂。
19.根据权利要求18所述的方法，其特征在于，所述黏土稳定剂包括氯化钾和/或氯化铵。
20.根据权利要求18所述的方法，其特征在于，以所述顶替液的总质量为100％计，所述黏土稳定剂的质量百分数为1％-2％。
21.根据权利要求3-20任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
(1)在非均质性砂岩气藏中通过油管注入第一解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第一解堵液的用量为150％-300％，注入排量为1-3m3/L；
(2)再注入权利要求1-8任一项所述的复合暂堵剂，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述复合暂堵剂的用量为50％-150％，注入排量为0.5-2m3/L；
(3)再注入第二解堵液，以所述非均质性砂岩气藏的体积为100％计，所述第二解堵液的用量为150％-200％，注入排量为1-3m3/L；
(4)最后注入顶替液，以所述油管的体积为100％计，所述顶替液的用量为100％-200％，注入排量为1-3m3/L，完成非均质性砂岩气藏的分流酸化。
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