CN116445147A - 海相地层解卡酸液及泡酸解卡的方法 - Google Patents

海相地层解卡酸液及泡酸解卡的方法 Download PDF

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Abstract

本发明属于钻井技术领域，具体涉及一种海相地层解卡酸液及泡酸解卡的方法；所述酸液的组成包括20%的盐酸和6.5%的高温缓蚀剂，其余为水；解卡方法是向发生卡钻的井内注入上述酸液，注入后，浸泡解卡时，井内的浆柱结构为：钻井液‑稠浆隔离液‑乳液‑所述酸液‑乳液‑稠浆隔离液‑钻井液；本发明酸液配方简单，浆柱中钻井液与酸液之间注入了一层乳液，提高了隔离效果，使得解卡时间短，解卡成功率高，能够有效降低由卡钻问题导致的损失。

Description

海相地层解卡酸液及泡酸解卡的方法
技术领域
本发明属于钻井技术领域，具体涉及一种海相地层解卡酸液及泡酸解卡的方法。
背景技术
川西海相雷口坡地层蕴含丰富的天然气资源，目前为主要开发目的层，因地层较为破碎，井眼稳定性差。在水平井钻井施工过程中，尽管使用白油基钻井液施工，卡钻问题仍然突出，尤其是使用旋导或螺杆钻进遇卡钻问题，处理难度高，损失大。通常海相地层井段为165.1mm井眼，阻卡发生在钻头附近。海相地层为碳酸盐岩地层，浸泡盐酸能够处理解卡问题。
但盐酸具有较强的腐蚀性，为了减缓其对钻具的腐蚀，通常都会在酸液中添加一定量的缓蚀剂，此外，现有技术为了防止酸化后铁离子形成Fe（OH）3沉淀，还会在酸液中添加铁离子稳定剂等。
同时，酸液也不能直接注入井内，因为酸液与钻井液会发生反应，这样不仅会引起钻井液性能的变化，还会使酸液失去解卡的作用，所以，在注入时，需要将酸液与钻井液通过隔离液隔开，防止窜浆。
但实际施工中因酸的配方、浓度、隔离液效果、井下工具、操作等等原因，导致不能快速解卡而损坏工具，甚至失去循环无法进行后续处理。近年，川西区域海相深井卡钻泡酸处理中，最快的3min解卡，也有多回次浸泡解卡，还有在浸泡过程中循环通道堵塞导致倒扣处理。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于克服上述不足，提供一种海相地层解卡酸液及泡酸解卡的方法，提高解卡成功率，缩短解卡时间，同时避免对钻具和仪器造成损伤。
本发明的目的是通过以下技术方案来实现的：
目的之一，本发明提供一种海相地层解卡酸液，按质量分数计，所述酸液的组成包括20%的盐酸和6.5%的高温缓蚀剂，其余为水。
目的之二，本发明提供一种海相地层泡酸解卡的方法，向发生卡钻的井内注入前述的酸液。
进一步的是，注入所述酸液后，井内的浆柱结构为：钻井液-稠浆隔离液-乳液-所述酸液-乳液-稠浆隔离液-钻井液。
所述钻井液为白油基钻井液。
进一步的是，所述浆柱结构中，液体用量比为所述稠浆隔离液：所述乳液：所述酸液：所述乳液：所述稠浆隔离液为5:3.5:10:2:5。
进一步的是，按质量分数计，所述稠浆隔离液的组成包括0.5%的提切剂和1%的有机土，其余为井浆。
其中，所述提切剂的组分以多元酰胺聚合物为主，还包括一定量的表面活性剂，经改性得到，具有增加油基钻井液粘度及切力的功能，可选择成都西油华巍科技有限公司生产的HW Mod型提切剂。
进一步的是，按质量分数计，所述乳液的组成包括1.5%的主乳和6%的有机土，其余为白油。
其中，所述主乳的主要组分为脂肪酸聚酰胺，具有稳定油基钻井液乳化体系，增大体系的粘度切力及低剪切速率粘度（LSRV），增强钻井液的悬浮携带能力的功能，具体可选择成都西油华巍科技有限公司生产的HW Pmul-1型主乳。
进一步的是，泡酸总时间不超过60min。
进一步的是，泡酸期间钻具以上下活动为主，活动范围为400-2300KN。
进一步的是，替浆到位后，每5分钟顶替0.5m³。
进一步的是，具体包括以下步骤：
S1. 分别准备上所述的稠浆隔离液、乳液和酸液；
S2. 向发生卡钻的井内依次注入所述稠浆隔离液和乳液；
S3. 倒换闸阀后注入酸液，随后再次倒换闸阀；
S4. 再向井内依次注入所述乳液、稠浆隔离液和替浆；
S5. 顶替到位后，进行泡酸解卡；
S6. 排酸。
泵注程序中，泵的型号、液体密度、液量、排量、泵压、时间、泵冲等具体参数，根据现场井的具体情况进行确定，本发明不作出限定。
现有技术中，专利申请CN115141616A公开了一种泡酸解卡剂，组分包括盐酸、缓蚀剂、HF酸、铁离子稳定剂、白油和水。文献“杨飞, et al."碳酸盐岩井眼酸化解卡液技术研究." 天然气工业 33.01(2013):95-100.”公开了一种优选的酸液，其配方为（15-20%）盐酸＋（1-3%）高效缓蚀剂＋（2-3%）铁离子稳定剂＋（1-2%）抗石膏稳定剂＋（1-2%）助排剂；文献“何银坤, et al."泡酸解卡在碳酸盐超深水平井的应用." 钻采工艺 38.05(2015):105-108.”同样公开了一种优选的酸液，配方为12% HCl+2% 缓蚀剂+1%铁离子稳定剂。
可见，正如本发明背景技术记载的，现有技术中酸液配方成分复杂，铁离子稳定剂为必需成分。本发明的方法，解卡成功的时间极短，对地层岩石及钻具几乎不存在腐蚀的现象，而即使生成少量Fe（OH）3沉淀，也不会造成地层孔的堵塞，所以无需额外添加其他组分。
除此而外，上述现有技术中，在注入酸液前，都仅注入了一层前置液（隔离液），这样设置的隔离效果不好，无法保障解卡液的完整性，顶替过程中解卡液与钻井液混合的风险高，一旦混合后，不仅消耗酸液降低解卡液浓度，同时还会导致钻井液高温沉降稳定性变差，所以上述专利CN115141616A的解卡时间长达1-8h。
本发明的有益效果是：
1. 酸液配方简单，仅盐酸与高温缓蚀剂，一方面可以降低解卡成本，另一方面，卡钻发生时，能够在短时间内配制完成，迅速投入解卡，最大限度降低损失。
2. 本发明在隔离液与酸液之间还注入了一层乳液与酸液接触，该乳液为未加重的油基乳液，湿润性质为亲油性，成分包括有机土、主辅乳、白油、氯化钙等，乳液中的单剂均不与解卡液发生反应，且与钻井液有着良好的配伍性；乳液与酸液密度差小，使顶替过程中乳液与酸液发生混窜情况的可能性大大降低，有效增加了隔离效果，且即使与钻井液发生了混窜也不影响钻井液的沉降稳定性；乳液基本为无固相，且湿润性与酸液相反，确保了其不与酸液之间发生化学反应，保障了酸液的有效性。
3. 本发明的方法，解卡成功率为100%，解卡时间短，仅需10min，酸液使用量较少，进行的两次实际解卡中，单次总注酸仅为10m³，效益显著。
具体实施方式
下面结合实施例进一步详细描述本发明的技术方案，但本发明的保护范围不局限于以下所述。
实施例1
本实施例提供了一种海相地层解卡酸液，所述酸液的组成由20%的盐酸、6.5%的高温缓蚀剂和73.5%的水组成，在常温搅拌条件下将所述盐酸、高温缓蚀剂和水混合均匀得到。
其中，所述高温缓蚀剂购买自山东东营施普瑞公司。
实施例2
本实施例针对四川彭州6-5D井实施两次解卡作业，卡钻时，向井内注入实施例1得到的酸液。
总体方案为：注酸时，使用两段稠浆隔离液和乳液组合浆柱，将井浆和酸进行隔离，总注酸液10m3，管内预留7m3，管外3m3；
其中井内的浆柱结构为：钻井液-稠浆隔离液-乳液-所述酸液-乳液-稠浆隔离液-钻井液；
浆柱结构中，液体用量比为所述稠浆隔离液：所述乳液：所述酸液：所述乳液：所述稠浆隔离液为5:3.5:10:2:5，无论是否解卡，注替到位120min后循环出酸液。
该井的三开裸眼井段岩性数据、三开井眼轨迹数据、井内钻具结构数据分别如表1、表2和表3所示。
表1
地层 顶深 底深 颜色 岩性
雷四段 6578 6586 灰色 微晶白云岩
雷四段 6586 6590 灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6590 6594 灰色 微晶白云岩
雷四段 6594 6598 灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6598 6600 灰色 微晶白云岩
雷四段 6600 6609 灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6609 6613 灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6613 6618 灰色 含灰白云岩
雷四段 6618 6625 灰色 灰质白云岩
雷四段 6625 6630 灰色 云质灰岩
雷四段 6630 6644 灰色 藻屑含云灰岩
雷四段 6644 6652 灰色 粉晶云质灰岩
雷四段 6652 6664 灰色 含云藻屑灰岩
雷四段 6664 6674 灰色 含云灰岩
雷四段 6674 6682 灰色 粉晶云质灰岩
雷四段 6682 6688 灰色 含云灰岩
雷四段 6688 6694 灰色 微晶白云岩
雷四段 6694 6702 灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6702 6704 灰色 粉晶含灰白云岩
雷四段 6704 6712 灰色 微晶白云岩
雷四段 6712 6716 灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6716 6720 灰色 微晶白云岩
雷四段 6720 6732 灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6732 6746 灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6746 6756 灰色 微晶白云岩
雷四段 6756 6770 深灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6770 6776 灰色 微晶白云岩
雷四段 6776 6792 灰色 微晶含藻白云岩
雷四段 6792 6822 灰色 藻云岩
雷四段 6822 6829 灰色 藻云岩
雷四段 6829 6839 灰色 藻云岩
雷四段 6839 6850 灰色 藻云岩
表2
测深(m) 井斜(deg) 网格方位(deg) 垂深(m) 北坐标(m) 东坐标(m) 视平移(m) 狗腿度(deg/100m) 闭合距(m) 闭合方位(deg)
6089.86 63.87 332.57 5603.80 1011.37 -556.30 1011.37 6.62 1154.27 331.19
6116.96 66.18 334.20 5615.24 1033.33 -567.30 1033.33 10.12 1178.81 331.23
6145.97 69.05 333.12 5626.28 1057.36 -579.21 1057.36 10.47 1205.61 331.29
6174.21 71.73 331.79 5635.76 1080.95 -591.51 1080.95 10.48 1232.20 331.31
6203.79 73.41 331.74 5644.62 1105.81 -604.86 1105.81 5.68 1260.42 331.32
6224.47 73.44 331.62 5650.52 1123.26 -614.26 1123.26 0.57 1280.24 331.33
6234.98 73.64 331.47 5653.50 1132.12 -619.07 1132.12 2.34 1290.32 331.33
6263.03 77.72 332.17 5660.44 1156.07 -631.90 1156.07 14.74 1317.49 331.34
6292.03 77.21 330.97 5666.73 1180.96 -645.37 1180.96 4.41 1345.80 331.34
6321.14 77.30 329.86 5673.15 1205.66 -659.39 1205.66 3.73 1374.19 331.33
6349.70 77.46 330.09 5679.39 1229.79 -673.34 1229.79 0.97 1402.05 331.30
6379.17 77.48 330.14 5685.79 1254.73 -687.67 1254.73 0.18 1430.82 331.27
6407.41 77.40 329.92 5691.93 1278.61 -701.44 1278.61 0.81 1458.37 331.25
6436.40 79.24 330.40 5697.80 1303.23 -715.57 1303.23 6.55 1486.76 331.23
6464.00 82.68 330.46 5702.13 1326.93 -729.02 1326.93 12.48 1514.01 331.22
6465.42 82.86 330.46 5702.31 1328.16 -729.71 1328.16 12.47 1515.42 331.21
6495.09 85.87 330.49 5705.22 1353.85 -744.26 1353.85 10.15 1544.94 331.20
6526.00 87.40 329.60 5707.04 1380.58 -759.67 1380.58 5.72 1575.79 331.18
6532.00 87.70 329.44 5707.29 1385.75 -762.71 1385.75 5.67 1581.78 331.17
6536.97 87.40 329.14 5707.51 1390.02 -765.24 1390.02 8.53 1586.74 331.17
6546.71 87.30 329.04 5707.96 1398.37 -770.24 1398.37 1.45 1596.46 331.15
6557.30 87.40 329.04 5708.45 1407.44 -775.68 1407.44 0.94 1607.04 331.14
6566.00 87.60 329.04 5708.83 1414.89 -780.15 1414.89 2.30 1615.72 331.13
6577.00 87.60 328.84 5709.29 1424.31 -785.82 1424.31 1.82 1626.70 331.11
6585.48 87.40 328.54 5709.66 1431.54 -790.23 1431.54 4.25 1635.17 331.10
6599.00 87.20 328.14 5710.29 1443.04 -797.32 1443.04 3.30 1648.66 331.08
6609.00 87.30 328.24 5710.77 1451.53 -802.58 1451.53 1.41 1658.63 331.06
6618.87 87.10 328.44 5711.25 1459.92 -807.75 1459.92 2.86 1668.48 331.04
6629.00 87.00 328.24 5711.78 1468.53 -813.06 1468.53 2.21 1678.59 331.03
6639.00 86.70 327.84 5712.33 1477.00 -818.35 1477.00 5.00 1688.56 331.01
6649.97 86.40 327.74 5712.99 1486.27 -824.19 1486.27 2.88 1699.49 330.99
6661.98 86.50 328.24 5713.73 1496.43 -830.54 1496.43 4.24 1711.46 330.97
6669.00 86.60 328.34 5714.15 1502.39 -834.22 1502.39 2.01 1718.46 330.96
6689.00 87.10 328.64 5715.25 1519.42 -844.66 1519.42 2.91 1738.41 330.93
6700.00 87.30 328.74 5715.79 1528.80 -850.37 1528.80 2.03 1749.39 330.92
6709.00 87.60 328.74 5716.19 1536.49 -855.04 1536.49 3.33 1758.38 330.90
6720.00 87.70 328.54 5716.64 1545.87 -860.76 1545.87 2.03 1769.36 330.89
6729.00 87.70 328.44 5717.00 1553.54 -865.46 1553.54 1.11 1778.34 330.88
6739.00 87.50 329.14 5717.42 1562.09 -870.63 1562.09 7.27 1788.33 330.87
6751.00 87.50 330.24 5717.94 1572.44 -876.68 1572.44 9.16 1800.31 330.86
表3
钻具类别 壁厚 内径 长度 线重kg/m 内容积m³/m 段容m³ 抗拉KN 抗扭KN.m 接头抗扭 累计浮重t 抗拉余量t
PDC钻头 0.29
1.25°螺杆 6.17 600 60
扶正器 0.46
回压阀 0.5
无磁钻铤 69 9.38 0.0037 0.03 480 13.5 2 46
MWD短节 68 0.95 480 13.5 2 46
88.9mm加重 18.3 52.3 36.65 37.7 0.002 0.07 1540 26.6 23.9 3.11 150.89
121mm震击器 56 8.92 2230 25.9
88.9mm加重 18.3 52.3 18.43 37.7 0.002 0.04 1540 26.6 23.9 3.67 150.33
101.6mm非标 8.38 84.84 2180.72 24.4 0.0056 12.21 2287 56.8 44.1 46.39 182.31
变扣311*4A20 57 0.55
φ101.6mm加重 18.3 65 385.99 44.3 0.0033 1.27 1800 37.6 32 60.12 119.88
101.6mmS105 8.38 84.84 406.59 20.88 0.0056 2.28 1795 44.4 49.4 66.94 112.56
101.6mmG105 9.65 82.3 1558 20.88 0.0053 8.26 2020 62.8 49.4 93.06 108.94
变扣4A21*520 57 0.63
139.7mmS135 10.54 118.6 2259.06 36.84 0.011 24.85 3133 108 98.8 159.89 153.41
解卡前的准备工作：
设备准备：
指重表检查，要求准确灵敏；钻井大绳检查，无磨损和断丝；悬吊系统，安全可靠；泥浆泵工况良好，泥浆罐能有效隔离和计量准确；注酸压裂车，检查工况良好；注酸用连接管线，检查工况良好；钻井液性能稳定，密度均匀且满足注入酸液后井底压降对井控安全的需要。
液体准备：
实施例1制备的酸液10m³；有效入井乳液5.5 m³，配方：白油+主乳1.5%+有机土6%，其中，主乳为成都西油华巍科技有限公司生产的HW Pmul-1型主乳；有效入井稠浆隔离液10m³，配方：井浆+1%有机土+0.5%提切剂，其中，提切剂为成都西油华巍科技有限公司生产的HW Mod型提切剂；可入井泥浆需准备50 m³；
要求泥浆技术员进行酸液现场试验，并提供结果；准备钻具内容积、施工泵压、钻具抗拉量等相关数据计算。
安全设备设施准备：
准备好作业人员用防酸服、橡胶护手套、护目镜、口罩以及清水；地面准备好用于中和残酸的生石灰0.5吨；泥浆罐处准备两台防爆风扇、四套空呼及H2S、二氧化碳监测仪；准备各施工作业人员联络用的对讲机；准备残酸回收罐。
具体施工包括以下步骤：
S2. 向发生卡钻的井内依次注入所述稠浆隔离液和乳液；
S3. 倒换闸阀后注入酸液，随后再次倒换闸阀；
S4. 再向井内依次注入所述乳液、稠浆隔离液和替浆；
S5. 顶替到位后，进行泡酸解卡；
S6. 排酸。
上述各步中，具体的程序参数如表4、表5所示。
表4
序号 泵注程序 液体密度g/cm3 液量(m3) 排量(l/s) 泵压（MPa） 时间（min） 累计时间（min） 单次泵冲 备注
1 大泵注隔离液 井浆密度 5 10 16 17 17 455 3#泥浆泵
2 乳液 0.85 3.5 8 18 7 24 316 3#泥浆泵
3 倒换闸阀 3 27
4 压裂车注酸液 1.1 10 10 20 17 44 实际注入量校核
5 倒换闸阀 3 47
6 乳液 0.85 2 8 20 4 51 180 3#泥浆泵
7 大泵注隔离液 井浆密度 5 10 24 17 68 455 3#泥浆泵
8 大泵替井浆 井浆密度 计算量 13 30-35 43 111 2779 3#泥浆泵
表5
9 浸泡酸液 ①顶替到位时：管内酸液7m³，管外3m³。②每5min快速顶井浆0.5m3，直至解卡或60min后循环出酸液。③泡酸期间钻具以上下活动为主,活动范围400-2300KN。
10 排酸 ①如果解卡立即大排量循环，将酸替至套管内后起钻至套管鞋以下20mm再循环出酸液。②计算在酸液出井前关环形，闭路循环排酸。
活动钻具要求：
①替浆至一半后活动钻具400-2300KN；
②替浆到位后（酸液出钻头3m³），每5分钟顶替0.5m³，顶替前环空灌满钻井液一次，计算好漏失量（前15分钟），并根据漏失情况调整顶替量；
③若泡酸过程中发生井漏，先将环空灌满再替浆，以计算漏失量，替浆量大于漏失量；
④泡酸活动钻具期间由钻井大班操作刹把，司钻协助特殊情况下的“紧急制动”按钮操作；
⑤详细记录处理全程，做好基础资料收集。
泡酸总时间不超过60min，观察好泥浆出口槽及液面变化，使用好H2S、CO2和可燃气体检测仪，发现异常及时汇报；若钻具解卡，则立即循环顶替酸液至套管内，顶酸过程中不停顶驱、停泵，观察好立压变化，酸液进入套管内即进行起钻作业。
排酸液过程：
酸液与岩层发生反应会产生二氧化碳，在排酸过程中可能会出现二氧化碳膨胀液柱压力减少引发井控问题。施工前在污水罐中撒入100-200kg生石灰，对返出的泥浆及时监测调整碱度不低于3.5；确定排酸后，先将酸顶替到套管内，再起钻至上层套管鞋以下20m左右再继续顶替泥浆，在酸液返出地面前，关井闭路循环排酸。提前做好残酸的排放准备。提前安排人员佩戴空呼监测泥浆出口硫化氢含量。
泡酸解卡注意事项：
井下螺杆橡胶及其它工具尽可能使用耐酸材质；盐酸配置，浓度和量需准确计量，切不可估算。配置过程中需搅拌均匀；酸液运输、配制、泵注、排除过程防止对人体和设备的腐蚀伤害；根据《化学危险品管理条例》，酸液的配制、储存、运输和使用应当符合相关安全管理规定。运输车辆必须为专用车辆，驾驶员具备相关资质；现场必须对地面流程试压，防止泵注过程漏酸伤人；泵注过程非必要人员远离压裂车及流程；排酸前在一个振动筛面上铺好三色布，一旦发现酸液出井口，立即排除到预先撒有生石灰的污水罐，相关操作人员佩戴正压式空气呼吸器，带上防护用具（眼镜、口罩和橡胶手套）作业，防止酸液和有毒有害气体伤害；排酸到污水罐后，测定其PH值，用生石灰调节至8以上，人员做好安全站位穿戴防护服，防止落入污水罐；确保酸液浸泡卡点：准确计算浸泡酸液量和替浆量，循环罐容积准确，闸阀完好。
浸泡过程注意液面监测：
如果环空有漏失，则会降低泡酸解卡的成功几率。如果一次浸泡未成功，迅速进行第二次浸泡，并加大酸量。
泡酸解卡完成后对井口井控设备进行检查。
泡酸可能井漏的预防监测及处理：
安装好环空液面装置，确保工况正常；在钻井液中加入随钻堵漏剂（粒径不超过1mm）；做好液面监测，发现井漏异常及时汇报；地面循环罐内有不低于100方可入井泥浆。
安全监管工作：
需安排专人进行泡酸安全专项管理，包括人身伤害、环保、H2S防护等。
本实施例进行的两次解卡作业，酸液在接触卡点10min之内有效解卡，解卡成功率100%，酸蚀时间短，既能保证解卡又不对钻具或仪器造成损伤。
对比例
对比例为此前在实施例2井区域内进行的其他井的解卡作业。
对比例与实施例2的区别在于，步骤S2和S4中，均不向井内注入乳液，只在钻井液和酸液之间注入一层稠浆隔离液，泵注程序的参数根据井的情况也有所不同，其余步骤均相同。
在本发明之前进行的多次解卡作业中，解卡所需时间长，通常为1-5小时，解卡成功率达不到100%，有时根本不能解卡，且对钻具或仪器损伤大。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当理解本发明并非局限于本文所披露的形式，不应看作是对其他实施例的排除，而可用于各种其他组合、修改和环境，并能够在本文所述构想范围内，通过上述教导或相关领域的技术或知识进行改动。而本领域人员所进行的改动和变化不脱离本发明的精神和范围，则都应在本发明所附权利要求的保护范围内。

Claims (10)

1.一种海相地层解卡酸液，其特征在于，按质量分数计，所述酸液的组成包括20%的盐酸和6.5%的高温缓蚀剂，其余为水。
2.一种海相地层泡酸解卡的方法，其特征在于，向发生卡钻的井内注入如权利要求1所述的酸液。
3.根据权利要求2所述的一种海相地层泡酸解卡的方法，其特征在于，注入所述酸液后，井内的浆柱结构为：钻井液-稠浆隔离液-乳液-所述酸液-乳液-稠浆隔离液-钻井液。
4.根据权利要求3所述的一种海相地层泡酸解卡的方法，其特征在于，所述浆柱结构中，液体用量比为所述稠浆隔离液：所述乳液：所述酸液：所述乳液：所述稠浆隔离液为5:3.5:10:2:5。
5.根据权利要求3所述的一种海相地层泡酸解卡的方法，其特征在于，按质量分数计，所述稠浆隔离液的组成包括0.5%的提切剂和1%的有机土，其余为井浆。
6.根据权利要求3所述的一种海相地层泡酸解卡的方法，其特征在于，按质量分数计，所述乳液的组成包括1.5%的主乳和6%的有机土，其余为白油。
7.根据权利要求2所述的一种海相地层泡酸解卡的方法，其特征在于，钻具泡酸总时间不超过60min。
8.根据权利要求7所述的一种海相地层泡酸解卡的方法，其特征在于，泡酸期间，钻具以上下活动为主，活动范围为400-2300KN。
9.根据权利要求8所述的一种海相地层泡酸解卡的方法，其特征在于，替浆到位后，每5分钟顶替0.5m³。
10.根据权利要求3所述的一种海相地层泡酸解卡的方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
S1. 分别准备所述稠浆隔离液、乳液和酸液；
S2. 向发生卡钻的井内依次注入所述稠浆隔离液和乳液；
S3. 倒换闸阀后注入酸液，随后再次倒换闸阀；
S4. 再向井内依次注入所述乳液、稠浆隔离液和替浆；
S5. 顶替到位后，进行泡酸解卡；
S6. 排酸。
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