一种油井用复合解堵体系的制作方法

本发明涉及一种解堵体系，具体涉及一种油井用复合解堵体系。

背景技术：

1、我国大部分的油气田已经逐步进入高含水阶段，由于注水技术的限制、注入水质较差等原因，长期的注水操作会导致注水井堵塞，因此需要定期对注水井进行解堵增注操作。随着对油田开发进程的不断推进，开采深度不但加深，注水井堵塞物的成分越来越复杂，对油田注水井解堵增注措施的要求越来越高。常规的酸化解堵技术经过多年的发展，虽然取得了长足的进步，但仍然存在一些缺点；例如普通酸液体系在酸化解堵过程中酸岩反应剧烈，作用时间短，作用距离短，不能够达到深部酸化；同时普通酸液体系由于酸性较强，在运输、施工时都存在较高风险。

2、公告号为cn117343707a的专利申请公开了一种采用“氢氟酸+盐酸”为配方体系的酸化解堵技术，并针对储气库储层特点、管柱材质进行优化。公告号为cn116987492a的专利申请公开了一种采用有机酸的解堵剂及制备方法，在地层条件下促进组成成分多元酸离解出氢离子，形成氢氟酸腐蚀-催化离解-携附疏通工作过程,实现井下精准解堵。

3、从以上公开专利来看，解堵技术主要还是采用无机酸或有机酸，同时复配几种其他处理剂以达到防止管柱腐蚀及二次沉淀等目的。公告号为cn117343707a的专利申请公开的解堵技术中，“氢氟酸+盐酸”配方体系能起到一定程度的解堵效果，但由于地层非均质因素、酸液体系配方的影响，传统“氢氟酸+盐酸”配方体系反应速度快，容易过度反应，会导致氢离子快速消耗，不能长期保持对地层的腐蚀；且由于氢离子被快速消耗，在没有氢离子继续腐蚀的情况下，容易产生二次沉淀，导致二次堵塞，导致其酸化效果差，且易引发管柱腐蚀。公告号为cn116987492a的专利申请公开的解堵技术中，其采用的有机酸酸性较小，解离程度有限，因此解堵程度有限、不够彻底，地层条件下离解出氢离子存在酸化不够深入、解堵不够彻底的问题。

技术实现思路

1、本发明的目的在于：提供一种能长期缓慢释放氢离子，进而达到深度酸化地层解堵、防止二次沉淀、防止腐蚀管道目的的油井用复合解堵体系。

2、本发明的技术方案是：

3、一种油井用复合解堵体系，其特征在于：它包括按重量百分比计的以下组分：

4、潜在酸hct：6-8%粘土稳定剂hwy：2-2.5%

5、缓蚀剂hge：2%解水锁剂jsj：0.5%

6、水：余量

7、所述的潜在酸hct包括乙酸乙酯、氨基磺酸和环保酸中的任意一种。

8、所述的粘土稳定剂hwy包括hcs（高性能聚胺抑制剂）、bc-61（甲酸钠）和zcyc-02b（氯化钾）中的任意一种。

9、所述的缓蚀剂hge包括hcd-104（苯骈三氮唑改性产品）、chm-2（咪唑啉聚氧乙烯醚）和chm-4（烷基咪唑啉结构的碱性有机中间体）中的任意一种。

10、所述的解水锁剂jsj包括gss-1（n,n’,n’’-三月桂酰基二乙烯三胺二乙酸钠）、ttds-10（硬脂酸钠）和月桂酸钠中的任意一种。

11、一种油井用复合解堵体系的制备方法，其特征在于：它包括以下步骤：称量比例为2-2.5%的粘土稳定剂hwy加入到对应比例的水中，再称量比例为2%的缓蚀剂hge和0.5%的解水锁剂加入到溶液体系中，最后称量6~8%的潜在酸hct添加到解堵体系中。

12、为了说明该油井用复合解堵体系的使用效果，进行了以下实验，具体为：

13、1对无机堵塞物溶解能力评价

14、1.1对caco3的溶解性能

15、实验室采用caco3模拟无机垢。将caco3粉末在105±1℃电热恒温干燥箱中，恒温4h，待自然冷却后，称取一定量caco3放入该解堵体系中，90℃恒温水浴静置4h后，过滤烘干称重，计算溶解率。前3组采用正常解堵体系配方，后4组做各处理剂空白对照实验。第4组潜在酸比例为0，其他处理剂比例不变；第5组粘土稳定剂比例为0，其他处理剂比例不变；第6组缓蚀剂比例为0，其他处理剂比例不变；第7组解水锁剂比例为0，其他处理剂比例不变；实验结果见表1。

16、表1 该解堵体系对caco3溶蚀能力

17、

18、无机堵塞物：caco3；溶蚀温度：90℃；溶蚀时间：4h；

19、从表1可以看出：该解堵体系对caco3的溶蚀率平均可达93.7%，在对照试验组中，未添加潜在酸的解堵体系溶蚀率只有3.2%，其他3组分别未添加粘土稳定剂、缓蚀剂、解水锁剂的解堵体系溶蚀率与正常配方效果差别不大，因此说明该解堵体系对caco3的溶蚀主要依靠潜在酸发挥作用；正常配方的解堵体系具有良好的解除无机垢的能力。

20、1.2对mgco3的溶解性能

21、实验室采用mgco3模拟无机垢。将mgco3粉末在105±1℃电热恒温干燥箱中，恒温4h，待自然冷却后，称取一定量mgco3放入该解堵体系中，90℃恒温水浴静置4h后，过滤烘干称重，计算溶解率。前3组采用正常解堵体系配方，后4组做各处理剂空白对照实验。第4组潜在酸比例为0，其他处理剂比例不变；第5组粘土稳定剂比例为0，其他处理剂比例不变；第6组缓蚀剂比例为0，其他处理剂比例不变；第7组解水锁剂比例为0，其他处理剂比例不变；实验结果见表2。

22、表2 复合解堵体系对mgco3溶蚀能力

23、

24、无机堵塞物：mgco3；溶蚀温度：90℃；溶蚀时间：4h；

25、从表2可以看出：该解堵体系对mgco3的溶蚀率为93.6%，在对照试验组中，未添加潜在酸的解堵体系溶蚀率只有5.3%，其他3组分别未添加粘土稳定剂、缓蚀剂、解水锁剂的解堵体系溶蚀率与正常配方效果差别不大，因此说明解堵体系对mgco3的溶蚀主要依靠潜在酸发挥作用；正常配方的解堵体系具有良好的解除无机垢的能力。

26、1.3对baso4的溶解性能

27、实验室采用baso4模拟无机垢。将baso4粉末在105±1℃电热恒温干燥箱中，恒温4h，待自然冷却后，称取一定量baso4放入该解堵体系中，90℃恒温水浴静置4h后，过滤烘干称重，计算溶解率。前3组采用正常解堵体系配方，后4组做各处理剂空白对照实验。第4组潜在酸比例为0，其他处理剂比例不变；第5组粘土稳定剂比例为0，其他处理剂比例不变；第6组缓蚀剂比例为0，其他处理剂比例不变；第7组解水锁剂比例为0，其他处理剂比例不变；实验结果见表3。

28、表3 复合解堵体系对baso4溶蚀能力

29、

30、无机堵塞物：baso4；溶蚀温度：90℃；溶蚀时间：4h；

31、从表3可以看出：该解堵体系对baso4的溶蚀率为5.54%，在对照试验组中，未添加潜在酸的解堵体系与其他3组分别未添加粘土稳定剂、缓蚀剂、解水锁剂的解堵体系溶蚀率与正常配方效果差别不大，因此说明解堵体系对baso4的溶蚀作用并不明显。

32、1.4对油田垢样的溶解性能

33、实验室按照实验方案对长庆西峰油田垢样进行溶解实验，测试复合解堵塞体系的综合解堵效果。将现场垢样研成小碎片，并在105±1℃电热恒温干燥箱中，恒温4h，待自然冷却后，称取一定量垢样放入解堵液中，90℃恒温水浴静置4h后，过滤烘干称重，计算溶解率。前3组采用正常解堵体系配方，后4组做各处理剂空白对照实验。第4组潜在酸比例为0，其他处理剂比例不变；第5组粘土稳定剂比例为0，其他处理剂比例不变；第6组缓蚀剂比例为0，其他处理剂比例不变；第7组解水锁剂比例为0，其他处理剂比例不变；实验结果见表4。

34、表4 复合解堵体系对西峰油田垢样的溶蚀能力

35、

36、无机堵塞物：现场垢样；溶蚀温度：90℃；溶蚀时间：4h；

37、根据垢样在该解堵体系中溶解可以看出，在实验条件下进行反应后，只剩少量剩余物，由此结合质量计算溶解率可以得出，该解堵体系对垢样的溶蚀率平均可达83.78%，在对照试验组中，未添加潜在酸的解堵体系溶蚀率只有2.4%，其他3组分别未添加粘土稳定剂、缓蚀剂、解水锁剂的解堵体系溶蚀率与正常配方效果差别不大，因此说明解堵体系对垢样的溶蚀主要依靠潜在酸发挥作用；正常配方的解堵体系具有良好的解除无机垢的能力。隐形酸解堵液对垢样具有良好的溶解性能。

38、2防膨率的评价

39、室内评价体系的防膨能力，一般采用离心法，用防膨率的大小来衡量，数值越大，说明防膨能力越强。试验方法和步骤与评价黏土稳定剂的方法一样。

40、依据中国石油天然气行业标准《注水用粘土稳定剂性能评价方法》，实验步骤如下：

41、①苏里格气田岩样进行抽提洗油后，粉碎，然后筛取通过100目筛的岩芯粉，置于100±1℃电热恒温干燥箱中，恒温6h，置干燥箱器中冷却至室温备用；

42、②准确称取1.00g膨润土（或储层岩芯粉），装入10ml离心管中，加入不同浓度的解堵液体系10ml，充分摇匀，在80℃下放置12h；

43、③装入离心机，在1500r/min下离心15min，读出膨润土（或岩芯粉）膨胀后的体积v1；

44、④用同样的方法分别取10ml的蒸馏水和煤油（经无水氯化钙处理），测定膨润土（或储层岩芯粉）在水中和在煤油中的体积，分别为v2和v0，计算防膨率b，用下式进行计算：

45、

46、第1组采用正常解堵体系配方，加4组各处理剂空白对照实验。第2组潜在酸比例为0，其他处理剂比例不变；第3组粘土稳定剂比例为0，其他处理剂比例不变；第4组缓蚀剂比例为0，其他处理剂比例不变；第5组解水锁剂比例为0，其他处理剂比例不变；

47、试验结果见表5所示。

48、表5 解堵体系防膨率评价

49、

50、由实验数据看出：研究的隐型酸复合解堵体系的防膨率为86.4%，说明具有很好的防止粘土水化膨胀的功能，起到了稳定粘土的作用；第3组粘土稳定剂比例为0，其他处理剂比例不变的体系防膨率为9.1%，其他三组与正常配方解堵体系效果相差不大，说明粘土稳定剂主要起到防止粘土膨胀的作用。

51、3对金属的缓蚀性能评价

52、考察解堵液对管线、设备的腐蚀情况。室内采用挂片法对复合解堵体系的腐蚀性能进行评价。

53、评价按照中国石油行业标准sy/t5405-1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》进行实验。具体步骤如下：

54、1）用软布（或软质纸）擦去钢片表面的油污，放入石油醚（60－90%）中清洗，再放入丙酮溶液中浸泡除去油脂，然后放入清洁的无水乙醇中浸泡约5分钟清洗。

55、2）从无水乙醇中取出的试样应立即用两层滤纸吸干，然后用干净滤纸包好放入干燥器内干燥10-24小时备用，操作过程中不能用手直接接触试片。

56、3）打开水浴锅电源，升温至测试温度80℃。将500ml的测试液倒入腐蚀测试仪中，拧紧盖，打开安全阀，接上氮气源管线，将接头快速旋紧，打开气瓶阀门，通入氮气约5-10分钟以赶走测试介质中的氧气。

57、4）从干燥器中取出钢片、用分析天平称重m1，试样称重应准确到0.1mg。

58、5）关上气瓶阀门，拆下管线，旋开腐蚀测试仪盖，将试样用线和支架拴好，一起放入腐蚀测试仪中，使其浸入液面以下2cm左右，拧紧盖，关上安全阀，开始加压。

59、6）在指定的温度条件下测试24小时。试验结束后，打开腐蚀测试仪取出钢片后，立即用自来水冲洗，并用硬毛刷除去表面疏松的产物，再用滤纸吸干钢片上的水珠，放入盐酸清洗液中进一步清除腐蚀产物，并剧烈搅拌或用木制式工具擦磨试样，直至腐蚀产物完全被除去。

60、7）经酸洗后的钢片立即用自来水冲洗，冲洗后再放入6%的naoh溶液中浸泡以中和钢片表面的多余酸，时间约1分钟，中和后的钢片应立即用自来水冲洗，并用滤纸吸干后放入清洁的无水乙醇中浸泡脱水5分钟。

61、8）经浸泡后的钢片用滤纸吸干后放入干燥器内干燥10-24小时后称重m2。

62、一次酸洗能洗净的试样，应做与试样酸洗时间相同的空白试验，在试样失重中扣除空白实验失重的1/2作为试样的失重。（酸洗液配制见相关标准）

63、腐蚀速率的计算公式为：

64、

65、式中：v-腐蚀速率(g/m2.h)；m1，m2-为腐蚀前后的钢片重量(g)；s-试样的暴露面积(m2)；t-试验时间(h)。

66、另加4组各处理剂空白对照实验。第1组潜在酸比例为0，其他处理剂比例不变；第2组粘土稳定剂比例为0，其他处理剂比例不变；第3组缓蚀剂比例为0，其他处理剂比例不变；第4组解水锁剂比例为0，其他处理剂比例不变；

67、其实验结果如下：

68、表6 复合解堵体系的腐蚀性能

69、

70、腐蚀条件：90℃*4h，钢材类型：n80；

71、实验结果：复合解堵体系对油管钢材的腐蚀速度为2.74 g/m2·h，小于石油行业标准（推荐指标为3.0g/m2·h），说明该解堵液体系对管线设备的腐蚀性小。

72、4表/界面张力测试

73、（1）实验方法

74、①配制好复合解堵体系，备用；

75、②调试好全自动表/界面张力仪；

76、③测试复合解堵体系的气液表面张力、油液界面张力。

77、作用于液体表面，使液体表面积缩小的力称为液体表面张力。通过铂金板法、铂金环法、最大气泡法、悬滴法、滴体积法以及滴重法等原理，可以精确测定液体的表面张力值。同时，利用软件技术，可测得随时间变化而变化的表面张力值。

78、kruss全自动表面张力仪由高精度、高稳定性力值测量系统、微机控制系统、白金板法（白金环法）测量装置所组成。仪器设计先进、结构合理、全自动测量、操作方便易维护；样品台自动升降、可全量程去皮重（一键清零）、全量程自动校正以及特有的准确性自动校准和温度自动补偿功能；仪器重复性非常好，测试结果准确可靠。测试数据液晶显示，可通过rs232c接口输出。附有样品恒温装置、试样温度测量装置及曲线软件，以满足不同的测试要求。

79、仪器性能指标为：

80、①表面/界面张力测量范围：0.001-2000 mn/m；

81、②表面/界面张力测量精度：±0.001mn/m；

82、③依靠独立刻度的的光栅位进行位移定位，光栅精度0.1μm；

83、④重量范围：210g，称重精度：0.01mg；

84、⑤最大样品高度大于110mm；

85、⑥数据获取速度：50个/秒；

86、⑦仪器内置专业的自动离子风除静电模块，由控制软件控制发生时间和次数；

87、⑧插拔式设计，具有天平自动锁和阻尼震荡回复模块，启动测量后1秒钟悬挂配件立刻稳定不再摇晃；

88、⑨外接变压器设计，接入仪器的电压不高于24v。

89、检测步骤为：

90、①在计算机的控制下，微型空压机启动，压缩空气分别经换向阀和节流阀进入升降气缸和探头；

91、②升降气缸驱动探头下移使毛细管和温度传感器浸入被测液体，节流后的压缩空气经毛细管向液体吹气，通过微压差传感器可以实时监测气泡内的压力变化；

92、③当压力达到某一门限值时，计算机输出控制信号令升降缸停止运动，并不断采集泡内压力信号和液体温度信号；

93、④5s后换向阀转向，探头被提出，同时停止吹气；

94、⑤计算机自动识别δp和n值，计算当量表面张力，相关参数送led显示和微型打印机打印。

95、（2）实验结果

96、表7 复合解堵体系表面张力测试结果

97、

98、表8 复合解堵体系界面张力测试结果

99、

100、表9 淡水表/界面张力

101、

102、根据上表数据可以看出：体系的气-液表面张力、油-液界面张力均比较低，大大降低了毛管阻力，从而有助于解堵后残酸的返排，恢复油气井产能。

103、5与地层水配伍性评价

104、由于地层条件复杂，为防止复合解堵体系在使用过程中，复合解堵体系与地层流体间产生化学反应，再次造成储层或井筒发生堵塞。对复合解堵体系与地层水间的配伍性能进行实验分析，以验证体系的现场适用性。

105、研究体系与地层水的配伍性主要评价复合解堵体系与地层水不同比例混合，是否有沉淀生成，室内一般采用浊度值的大小来评价。

106、（1）实验仪器：

107、美国hach(哈希)2100p型便携式浊度仪；恒温水浴；50ml具塞三角瓶和20ml移液管若干。

108、（2）实验方法和步骤：

109、哈希公司2100p型便携式浊度仪在自动选择范围模式(自动选择小数点位置)下，测试浊度范围为 0.01-1000 ntu。手动选择范围时，可在三种范围下测试浊度：0.01~9.99、10~99.9和100~1000ntu。主要设计用于现场测试，但基于微处理过程的 2100p浊度仪也有许多实验室仪器所具有的测试范围、准确性和分辨率。如果5.5分钟内没有按下键盘，仪器将自动关闭(不影响操作)。如果发生这种情况，只要重新打开仪器即可—2100p 浊度仪将继续工作。仪器、所有标准附件和可选择的整流器都可以方便地放在便携式仪器箱中。

110、室内配制苏里格气田模拟地层水：地层水水型cacl2，总矿化度55000mg/l，ph值6.19。cl-含量30418mg/l，so42-含量2014mg/l，ca2+含量4216mg/l。

111、将复合解堵体系按一定的体积比在具塞三角瓶中混合后，放在恒温水浴中80℃加热30min，观察是否有沉淀生成，并测其浊度值。

112、仪器校准：

113、①按下“校准”键以进入校准模式，按显示屏上的指示操作。

114、②插入20ntustablcal标准液，然后盖上盖子。

115、③按“读取”键，显示屏显示“正在稳定处理”，然后显示结果。

116、④使用100ntu和800ntusablcal标准液重复第2和第3步。

117、⑤按下“完成”以查看校准详情。

118、⑥按下“保存”以保存相关结果。

119、仪器验证：

120、①校准完成后，仪表自动进入“验证校准模式”。

121、②按下“验证校准”以进入“验证”菜单。

122、③轻轻倒置标准液，插入10.0ntu校准标准液，关闭盖子。

123、④按下“读取”，显示屏将显示“正在稳定处理”，显示结果和容差范围。

124、⑤按下“完成”以返回至读数显示，假设验证失败则重复校准验证。

125、仪器测量：

126、①取待测样品倒入样品瓶冲洗2-3次，然后取样至刻度线(约15ml)，盖上瓶盖。

127、②用沾有硅油的软布包上样品瓶轻轻擦干水分和手指印，用手拿瓶的顶部。

128、③按“电源”键开启仪表，将仪器放在一个平坦、稳定的外表上。

129、④轻轻倒置试样容器，然后将试样容器插入仪器的容器室内，以便菱形或定向标记与容器钱突起的定向标记对齐，关上盖子。

130、⑤按下“读数”，显示“正在稳定处理”，然后显示浊度。

131、实验结果如下所示。

132、表10 复合解堵体系与模拟地层水混合后浊度值

133、

134、由表10的实验数据看出：解堵液和地层水按照不同比例混合，其浊度值均非常小，说明具备良好的配伍性。

135、6沉淀抑制率评价

136、6.1氟化钙抑制性能测试

137、将滤纸烘干、干燥之后称重m1，准备好过滤装置，铺设滤纸，称量4g氯化钙粉末，装入有编号的塑料烧杯，将20g土酸体系倒入塑料烧杯中，然后将酸液放入60℃水浴中溶解30分钟后待溶解完全，立刻过滤，干燥，称量，记为m2，记录整理数据。

138、称量干燥滤纸m3，称量4g的氯化钙粉末，装入有编号的塑料烧杯中，将20g螯合酸体系倒入塑料烧杯中，然后将酸液放入60℃水浴中溶解30分钟后待溶解完全，立刻过滤，干燥，称量，记为m4，记录整理数据。

139、氟化钙抑制率计算公式为：

140、

141、表11 氟化钙抑制率实验结果

142、

143、注：土酸为12%hcl+3%hf。

144、实验结论：根据上表数据得出，复合体系对caf2的抑制率可达79.56%，说明复合体系有较好的抑制caf2的性能。

145、6.2氟化镁抑制性能测试

146、将滤纸烘干、干燥之后称重m1，准备好过滤装置，铺设滤纸，称量4g氯化镁粉末，装入有编号的塑料烧杯，将20g土酸体系倒入塑料烧杯中，然后将酸液放入60℃水浴中溶解30分钟后待溶解完全，立刻过滤，干燥，称量，记为m2，记录整理数据。

147、称量干燥滤纸m3，称量4g的氯化镁粉末，装入有编号的塑料烧杯中，将20g螯合酸体系倒入塑料烧杯中，然后将酸液放入60℃水浴中溶解30分钟后待溶解完全，立刻过滤，干燥，称量，记为m4，记录整理数据。

148、氟化镁抑制率计算公式为：

149、

150、表12 氟化镁抑制率实验结果

151、

152、注：土酸为12%hcl+3%hf。

153、实验结论：根据上表数据得出，复合体系对mgf2的抑制率可达74.97%，说明复合体系有较好的抑制mgf2的性能。

154、6.3氢氧化铁抑制性能的研究

155、实验方法：在100ml的具塞量筒中加入5.0g酸液体系，再分别加入1滴酚酞，用10%的氢氧化钠溶液调整ph值，至酸液变色，然后加入5.0g10%的三氯化铁溶液，反应完全后加水至100ml，在60℃温度下恒温放置1h，后取出过滤、干燥、称重，计算不同药剂对氢氧化铁的抑制率（空白以土酸计）。

156、氢氧化铁抑制率计算公式为：

157、

158、表13氢氧化铁抑制率实验结果

159、

160、注：m（土酸）-酸液为土酸情况下的fe(oh)3质量；

161、m（测试酸液）-测试酸液情况下的fe(oh)3质量。

162、实验结论：根据上表数据得出，测试酸液对fe(oh)3的抑制率可达94.15%，说明体系有良好的抑制fe(oh)3的性能。

163、7复合解堵液体系注入量对岩心渗透率的改善

164、7.1试验装置及实验流程如下：

165、仪器采用岩心渗透率梯度测试装置，试验流程如下：

166、1）岩心干燥、抽空，饱和地层水；

167、2）用地层水配制复合解堵体系；

168、3）将高压岩心夹持器放入恒温箱，并将相应的管线接好；

169、4）将岩心装入岩心夹持器，将夹持器两端锁紧，将电子天平摆放到对应的出口管线处，将出口管线接到电子天平上的烧杯上；

170、5）开启计算机，在计算机专用软件界面中分别按软件操作规程输入岩样信息，实验液体信息，设置好电子天平的采样周期；

171、6）打开“围压”阀，使用机械助力泵给夹持器加围压至实验所需压力，然后关闭“围压”阀；

172、7）开启平流泵电源，开始实验；

173、8）打开盛有盐水的活塞式中间容器（盛有盐水或煤油）上下端的阀门，开启夹持器入口端和出口端的阀门（根据驱替方向选择），待所测渗透率达到平衡，点击软件界面上的暂停按钮；

174、9）重新输入驱替流量后，再点击软件界面上的暂停按钮，待所测渗透率达到平衡，点击软件界面上的暂停按钮；

175、10）重复步骤9，直至实验结束。实验结束，点击“停止”，然后点击“退出”，关闭测试软件。如需打印数据，可在退出测试界面之前，直接点击打印，可以打印输出实验报表；也可点击导出，将实验所记录参数导出（excel表格形式数据）；

176、11）实验结束后，关闭平流泵，然后关闭温控开关，待温度降至室温后，卸掉围压，关闭风机和恒温箱电源；

177、12）取出岩心，清洗夹持器和活塞容器，用清水冲洗管线，以备下次实验使用；

178、13）如实验过程中需要使用回压，则打开“回压”阀，采用机械助力泵加压至实验所需压力，然后关闭“回压”阀。

179、7.2实验结果与讨论

180、表14复合解堵体系对岩心渗透率的改善（kd/ko）

181、

182、根据表14可以看出，随着复合解堵液驱替量的增加，岩心渗透率恢复值一直增大，说明复合解堵体系能溶解岩心胶结物和充填物，增大液体的渗流通道，故渗透率在不断增大，提高对地层的解堵效果。

183、本发明的有益效果在于：

184、该油井用复合解堵体系进入地层后，能缓慢的长期释放氢离子，达到“缓速”和“缓蚀”的效果，防止产生二次沉淀，同时缓慢释放氢离子可以让解堵体系的酸岩反应均匀进行，作用地层更深、作用半径更大、作用范围更广，能有效清除深部地层堵塞，深层疏通扩大渗流通道；具有绿色环保、安全长效、施工工艺方便、运输安全等特点，能够有效改善目标区域堵塞现状。