水平井开发稠油油藏可以大幅度降低生产压差、提高原油产量，是一种有效的开发方式，然而水平井钻井开发过程中的钻井液侵入、水泥浆漏失和生产出砂等对储层的损害严重^{[1, 2]}。目前常规处理方法是用水基酸液酸化或酸洗，但在稠油油藏水平井中应用时主要存在以下问题：大部分酸液直接流向高渗部位，未作用于堵塞部位；返排能力差，解堵不彻底；水基酸液密度大，用量大。针对上述问题，利用泡沫的低密度、高黏度特性^{[3, 4, 5, 6, 7, 8]}，将常规水基酸改进为泡沫酸^{[9, 10]}，以室内试验为手段，开展了泡沫酸解堵的机理研究^[11]，筛选了泡沫酸的配方体系，研究了该体系所形成的泡沫的黏度及其携砂、悬砂能力，形成了泡沫酸解堵技术，并在胜利油田郑411西区稠油油藏进行了现场应用。

胜利油田郑411西区超稠油油藏采用水平井开发，主力含油层系为沙三上，埋深1 300～1 430 m，平均砂体厚度11.9 m。储层为扇三角洲的前缘相沉积，砂体粒度大，胶结疏松，孔隙度与渗透率均较高，其中孔隙度为31%～43%，渗透率为2 000～14 000 mD。原油黏度大、密度大，地面脱气原油密度1.043 g/cm³，地下原油黏度大于120 000 mPa·s。地层水总矿化度14 287 mg/L，水型为氯化钙型，地层温度65 ℃。区块地层胶结疏松、原油黏度大和水平井钻采等因素导致近井地带堵塞、出砂问题严重，注入能力差、液量供应不足一直制约着其生产能力。

泡沫酸体系由发泡剂和酸液体系组成，通过测试体系的发泡体积和半衰期初步确定泡沫酸体系的配方。采用Waring Blender方法测量100 mL泡沫酸体系的发泡体积和半衰期，搅拌时间为3 min，转速为7 000 r/min，试验用水为郑411西区地层水，试验温度为65 ℃。试验中所用发泡剂为SDS、ABS、FRC-1、FRC-2和FRC-3，所用酸液体系有2种：体系1为2.0%HF+12.0%HCl+3.0%HAc+2.0%互溶剂TH-11+0.5%助排剂XT-05+ 1.0%铁离子稳定剂SCA+1.0%黏土稳定剂JS-7+1.0%缓蚀剂IS-130；体系2为3.0%HF+12.0%HCl+3.0%HAc+2.0%互溶剂TH-11+0.5%助排剂XT-05+1.0%铁离子稳定剂SCA+1.0%黏土稳定剂JS-7+1.0%缓蚀剂IS-130。这2种酸液体系在郑411西区常规酸化解堵中已进行推广应用，效果好，性能稳定，不同之处是体系2的氢氟酸质量分数比体系1高，因此体系2的溶蚀能力更强，更适用于解除固井水泥浆污染。

用一定质量分数的5种发泡剂分别与2种酸液体系复配，测得体系的发泡体积和半衰期分别见图 1和图 2。

图 1 发泡体积与发泡剂质量分数的关系曲线 Fig.1 Relationship of foaming volume vs.foaming agent concentration

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图 2 半衰期与发泡剂质量分数的关系曲线 Fig.2 Relationship of half-life time vs.foaming agent concentration

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从图 1和图 2可以看出，在2种酸液体系中加入发泡剂后其发泡能力和稳泡能力基本相同，说明酸液的质量分数对泡沫性能影响不大，发泡剂和酸液体系有良好的兼容性。发泡剂SDS和FRC-1与酸液体系复配后的性能优于其他3种发泡剂，开始时发泡体积和半衰期随发泡剂质量分数增大而迅速增加，在0.3%~0.5%时到达临界点并获得高性能的泡沫，发泡体积约为400 mL，半衰期约为400 s，随后泡沫性能随发泡剂质量分数的变化不大，说明SDS和FRC-1在0.3%~0.5%时降低气液界面的能力强。因此，发泡剂SDS和FRC-1的质量分数优选为0.5%。

疏松砂岩油藏在钻井过程中容易受到钻井液的污染，在完井过程中容易受到固井水泥浆的污染，在生产过程中容易受到出砂和注水杂质的伤害，因此试验研究泡沫酸体系对钻井液、固井水泥浆、储层岩屑和注水杂质的溶蚀性能。试验用水为郑411西区地层水，试验温度为65 ℃。试验用筛选出的质量分数为0.5%的SDS和FRC-1分别与2种酸液体系复配，获得4种泡沫酸体系：0.5%SDS+酸液体系1；0.5%SDS+酸液体系2；0.5%FRC-1+酸液体系1；0.5%FRC-1+酸液体系2。分别用4种泡沫酸体系对钻井、生产过程中产生的4种污染物进行溶蚀试验，试验依照 SY/T 5886—2012《缓速酸性能评价方法》进行，试验结果如表 1所示。

从表 1可见，泡沫酸体系对4种污染物均有较强的溶蚀能力。分别对序号1、3和2、4的溶蚀结果进行对比可以看出，同一酸液体系复配FRC-1后的溶蚀能力强于复配SDS，因此优选FRC-1作为泡沫酸体系的发泡剂。分别对序号1、2和3、4的溶蚀结果进行对比，可以看出同一发泡剂复配酸液体系2的溶蚀率大于复配酸液体系1，特别是对储层岩屑和注水杂质更加有效。综合以上试验结果，可以看出“0.5%FRC-1+酸液体系2”的溶蚀能力最强，因此选用其作为郑411西区的泡沫酸体系。

泡沫酸携砂能力试验的试验用水为郑411西区地层水，气体为纯度99.9%的氮气，试验温度65 ℃。岩心A、B采用80～100目石英砂填制，孔隙度分别为38.3%和38.1%。将填砂管一端的滤砂网除去作为出口端，填制填砂管模型，饱和郑411西区地层水，岩心A用地层水分别以0.2～3.0 mL/min的速度驱替，岩心B用气液比为2∶1的泡沫酸体系以相同速度驱替，测量每一流速下产出液为20 mL时的出砂量，结果如图 3所示。

图 3 出砂量与流体流速的关系曲线 Fig.3 Evaluation on sand carrying capacity of foamed acid and formation water

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从图 3可以看出，当流量小于1.0 mL/min时，岩心A出口端没有砂粒排出，当流量增大到1.4 mL/min时，开始有少量砂粒排出，随着流量继续增大，产出液中砂粒逐渐增多；开始泡沫酸携砂试验后，岩心B出口端有大量砂粒随泡沫一同产出，当泡沫流量为1.0 mL/min时，20 mL产出液中出砂量高达15.5 g。分析原因认为：1)泡沫酸的黏度比地层水大得多，对地层砂摩擦阻力大，容易携带地层砂；2)泡沫酸通过多孔介质孔喉时产生的贾敏效应对孔喉砂粒具有破坏、搬运作用；3)泡沫酸在出口处膨胀而产生助排作用^[12]。由试验结果及分析可知，泡沫酸在流动过程中的携砂能力比地层水强得多，可以将近井地带的污染物高效携带至井筒中，从而降低油井的表皮系数，提高生产能力。

由于泡沫酸黏度大，砂粒体积和质量小，导致其在泡沫酸中的沉降速度很小，难以通过试验直接测量。为此，先利用多管黏滞系数测量仪测量泡沫流体的黏度，再根据黏度进行反算获得砂粒的沉降速度。试验用水为郑411西区地层水，试验温度为65 ℃，试验步骤如下^[13]：将100 mL的泡沫酸溶液加入搅拌器中，以8 000 r/min的转速充氮气搅拌30 min，泡沫体积稳定后，倒入多管黏滞系数测量仪，测量不同时刻的泡沫质量^{[14, 15]}，记录不同时刻小球在泡沫酸中的降落时间，根据斯托克斯公式^[15]计算砂粒在泡沫酸中的沉降速度。

不同泡沫质量下的泡沫酸黏度如图 4所示。从图 4可以看出，随着泡沫质量的增大，泡沫酸黏度逐渐增加，当泡沫质量增大到0.85时黏度达到最大，随后逐渐减小。根据斯托克斯公式分别计算直径分别为1，2和3 mm的砂粒在不同泡沫质量下的沉降速度，结果如图 5所示。

图 4 泡沫酸黏度与泡沫质量的关系曲线 Fig.4 Relationship of foamed acid viscosity vs.foam quality

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从图 5可以看出，砂粒沉降速度随泡沫质量的增大而逐渐减小，当泡沫质量为0.85时达到最小值，随后逐渐增加；砂粒直径越大沉降速度越快。由此可见，砂粒沉降速度取决于泡沫质量和砂粒直径，但总的来说砂粒在泡沫酸中的沉降速度较慢，砂粒的沉降速度可以忽略不计。

图 5 砂粒在泡沫酸中的沉降速度曲线 Fig.5 Sand settling velocity in foamed acid

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截至2015年3月，泡沫酸解堵技术已在郑411西区应用12井次，平均生产周期延长71 d，周期产油量增加1 080 t，生产过程中的动液面和供液能力均得到明显提升，有效解除了近井地带的堵塞伤害，取得了良好的施工效果，提高了稠油油藏的生产能力。

郑411西区中部某蒸汽吞吐水平井完钻井深1 790.00 m，射孔井段1 423.96~1 738.24 m，完井方式为砾石充填筛管完井。该水平井钻井周期长、储层胶结疏松和原油黏度大，导致近井地带堵塞严重，第一吞吐周期产能受到严重影响，生产周期仅为119 d；动液面低，开井60 d后动液面小于1 000 m；液量低且递减快，平均产液量40.6 m³/d，平均月递减率32.5%。研究发现，近井地带污染致使油井生产压差大，从而导致动液面低，供液能力差，极大地制约了油井产能，周期产油量仅为2 240.5 t。

1) 打开井口闸门，从油套环空注入泡沫进行反循环洗井，控制泵车排量300～400 L/min，泡沫密度控制在0.4～0.6 kg/L，反循环一周，清洗井底污染物。

2) 正挤盐酸氮气泡沫作为前置液，既可清洗近井地层，又可对高渗部位进行暂堵。

3) 第一次正挤主体酸化氮气泡沫，然后注入氮气泡沫8 m³作后置液，密度为0.4～0.6 kg/L，关井反应20 min后油管放喷，然后用氮气泡沫洗井1周。

4) 第二次正挤主体酸化氮气泡沫，然后注入氮气泡沫8 m³作后置液，密度为0.4～0.6 kg/L，关井反应40 min后采用氮气泡沫大排量反循环洗井，直至进出口流体密度一致。

5) 上提管柱20 m，用氮气泡沫大排量反循环洗井，直至进出口流体密度一致；上提管柱30 m，用氮气泡沫大排量反循环洗井，直至进出口流体密度一致；上提管柱40 m，用氮气泡沫大排量反循环洗井，直至进出口流体密度一致。

6) 下抽汲管柱，管柱尾深在1 200 m处，快速抽汲排液，尽快将地层中的残酸排出。

泡沫酸解堵后，该井进入了第二轮次蒸汽吞吐，第二吞吐周期的生产周期延长为202 d，增幅70%；生产能量足，动液面高，周期中有144 d动液面高于1 000 m；产液量高且递减速度慢，平均产液量47.5 m³/d，平均月递减率12.9%。措施后动液面显著提高，供液能力大幅增强，周期产油量3 505.8 t，产油递减率明显降低，生产状况得到明显改善(见图 6)，说明泡沫酸解堵技术可以有效解除近井地带的污染。

图 6 郑411西区某井泡沫酸解堵前后生产情况 Fig.6 Production rate before and after the application of foamed acid plug-removal technique

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1) 针对当前稠油油藏水平井近井地带堵塞严重且常规水基酸化方法酸化不彻底的难题，分析了水基酸液酸化效果差的原因，提出了泡沫解堵和常规酸化相结合的泡沫酸解堵技术。

2) 借鉴常规酸化的泡沫评价方法开展了泡沫酸体系的研究，筛选出酸化效果好、泡沫性能稳定的泡沫酸体系，并对其携砂性能和悬砂能力进行了试验评价，证实了泡沫酸体系有更好的解堵和返排能力，为泡沫酸解堵提供了理论依据。

3) 泡沫酸解堵技术解决了制约胜利油田郑411稠油油藏产能的钻井和生产过程中的污染问题，为其他采用水平井开发的稠油油藏解除近井地带堵塞问题提供了技术借鉴。