朱軒麟 ，李泰余 ，周 丹 ，古 亮

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安 710065；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司長(zhǎng)慶實(shí)業(yè)集團(tuán)，陜西西安 710016；3.西安中孚凱宏石油科技有限責(zé)任公司，陜西西安 710018）

酸化是油氣井增產(chǎn)的重要措施，酸液在地層中的有效分布一直是研究的方向，變黏分流酸概念自提出以后，國(guó)內(nèi)外很多學(xué)者進(jìn)行了探索性研究。本文利用季銨鹽雙子表面活性劑隨pH升高黏度增大的特性，配制成以黏彈性表面活性劑為主劑的變黏分流酸，該酸液具有以下特點(diǎn)：（1）酸液均勻分布，避免過度處理高滲透層而中低滲透層得不到有效處理，可滿足非均質(zhì)地層和高含水油井酸化改造的需求；（2）殘酸形成高黏度凝膠后減緩了H+向巖石表面的擴(kuò)散,使酸液向深部穿透；（3）高黏度殘酸可在成膠后2～4 h分解降黏90%以上，原油能破壞殘酸凝膠膠束形態(tài)，無任何殘?jiān)砻鎻埩Φ?，易于返排，不污染地層?/p>

1 原理

1.1 季銨鹽雙子表面活性劑的結(jié)構(gòu)和性質(zhì)

季銨鹽雙子表面活性劑由兩個(gè)季銨基、兩個(gè)長(zhǎng)鏈烷基和聯(lián)結(jié)基團(tuán)構(gòu)成，圖中m代表烷基碳原子數(shù)，s代表聯(lián)結(jié)基數(shù)，其結(jié)構(gòu)（見圖1）。

圖1 季銨鹽雙子表面活性劑結(jié)構(gòu)示意圖

季銨鹽雙子表面活性劑因有兩個(gè)親水基和兩個(gè)疏水基，因其獨(dú)特的分子結(jié)構(gòu)，比普通表面活性劑具有更高的表面活性和更低的CMC值，其溶液表現(xiàn)出一定的黏度流變特性。在溶液中可形成球形膠束、棒狀膠束、蠕蟲狀膠束，蠕蟲狀膠束互相糾纏形成空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，使溶液黏度大大增加[1]（見圖2）。但隨著聯(lián)結(jié)基和烷基長(zhǎng)度的變化，其黏彈性差異很大[2]。經(jīng)過研究筆者優(yōu)選GQA-2作為變黏分流酸的主劑，并通過室內(nèi)研究和雙巖心模擬實(shí)驗(yàn)考查了酸液黏度變化情況和分流效果。

1.2 變黏分流酸黏度變化機(jī)理

變黏分流酸由酸液、季銨鹽雙子表面活性劑及酸液添加劑復(fù)配而成。在鮮酸中季銨鹽雙子表面活性劑受高濃度H+抑制，在酸液中以球形膠束存在，因此表?觀黏度與清水相當(dāng)，注入性良好。鮮酸先進(jìn)入高滲層發(fā)生酸巖反應(yīng)，隨著反應(yīng)的進(jìn)行，酸的質(zhì)量分?jǐn)?shù)下降，體系的pH值上升，季銨鹽雙子表面活性劑由球形膠束轉(zhuǎn)變?yōu)榘魻钅z束，棒狀膠束互相糾纏進(jìn)一步形成蠕蟲狀膠束，并與地層反應(yīng)產(chǎn)生的Ca2+等二價(jià)陽離子結(jié)合生成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，使殘酸表觀黏度急劇上升形成高黏度凝膠，增加高滲透層的滲流阻力，迫使后進(jìn)入的鮮酸分流到未處理的層段，達(dá)到均勻布酸的目的。

圖2 季銨鹽雙子表面活性劑膠束形態(tài)示意圖

2 黏彈性實(shí)驗(yàn)

2.1 GQA-2濃度對(duì)酸液黏度的影響

配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%HCl+2%KCl+0.05%激活劑+（0.5%～3%）GQA-2溶液，用電動(dòng)攪拌器攪拌酸液,同時(shí)緩慢加入CaCO3粉末,制成不同酸液質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的殘酸，并除去泡沫，在溫度30℃恒溫水浴中用六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定不同鹽酸質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的表觀黏度（見圖3）。由圖3可知：在酸液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為8%～2%區(qū)間內(nèi)，隨著酸液質(zhì)量分?jǐn)?shù)降低、pH值升高，酸液的表觀黏度迅速增大，酸液質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于1%后，殘酸黏度基本上維持穩(wěn)定，呈凝膠狀（見圖4）。隨著GQA-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，變黏轉(zhuǎn)向分流酸的增黏能力變強(qiáng)，但黏度太大會(huì)造成殘酸返排困難，從經(jīng)濟(jì)角度和酸化效果角度考慮，選用GQA-2添加量為1%的酸液較為妥當(dāng)。

2.2 溫度對(duì)酸液黏度的影響

配制10%HCl+2%KCl+0.05%激活劑+1%GQA-2酸液，制成HCl質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的殘酸（后與此同），測(cè)定不同溫度下的表觀黏度（見圖5）。由圖可知：隨著溫度升高，殘酸表觀黏度減小。主要原因是當(dāng)溫度升高時(shí)，線狀或蠕蟲狀膠束分子熱運(yùn)動(dòng)加劇，掙脫分子糾纏，膠束結(jié)構(gòu)被破壞，轉(zhuǎn)化為球形膠束，表觀黏度降低[3]。該變黏分流酸適宜于80℃以下儲(chǔ)層的酸化作業(yè)。

圖3 表觀黏度隨鹽酸質(zhì)量分?jǐn)?shù)的變化曲線

圖4 殘酸凝膠狀態(tài)

圖5 表觀黏度隨溫度的變化曲線

2.3 剪切速率對(duì)酸液黏度的影響

配制酸液，制成殘酸，測(cè)定30℃、不同剪切速率下的表觀黏度（見圖6）。變黏分流酸具有剪切變釋的特征，是因?yàn)楦呒羟惺瓜嗷ダp繞的分子打開。但實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)剪切作用消失后酸液的黏度能得到較大幅度恢復(fù)，因此剪切速率對(duì)酸液黏度的影響可不作為主要考慮因素。

圖6 剪切速率對(duì)表觀黏度的影響

2.4 地層水對(duì)酸液黏度的影響

配制酸液200 mL，加入不同體積的模擬地層水（參見SY/T 5862-2008中標(biāo)準(zhǔn)Ⅲ型水），測(cè)定30℃下酸液的表觀黏度（見圖7）。變黏分流酸遇高礦化度地層水，酸液質(zhì)量分?jǐn)?shù)下降，伴隨酸巖反應(yīng)的進(jìn)行，黏度升高可封堵出水孔道，有利于控制油井含水。

圖7 地層水加量對(duì)表觀黏度的影響

2.5 殘酸黏度隨時(shí)間變化特性

配制酸液，制成殘酸，測(cè)定30℃和60℃下殘酸表觀黏度隨時(shí)間的變化曲線（見圖8）。因GQA-2具有獨(dú)特的時(shí)間-黏度特征，有利于殘酸降黏和返排，更好地恢復(fù)地層滲透率。

2.6 殘酸凝膠破膠性能測(cè)試

配制酸液，制成殘酸200 mL，加入不同體積的原油，靜置30 min，測(cè)定30℃下酸液的表觀黏度（見圖9）。殘酸遇到少量原油，膠束形態(tài)即可被破壞，高溫條件下破膠過程更迅速，因此變黏分流酸不會(huì)在出油孔道形成高黏度凝膠，且殘酸凝膠在酸化投產(chǎn)后隨原油采出逐漸降黏，對(duì)地層不造成任何傷害[4]。

圖8 時(shí)間對(duì)殘酸表觀黏度的影響

圖9 原油加量對(duì)殘酸表觀黏度的影響

3 雙巖心流動(dòng)試驗(yàn)

制作直徑為2.5 cm，長(zhǎng)度為5 cm的兩組模擬巖心，每組巖心中的填充物一個(gè)為80目石英砂，另一個(gè)為30目石英砂，孔隙用環(huán)氧樹脂和石灰膠結(jié)，巖心并聯(lián)。試驗(yàn)開始先注入3%NH4Cl溶液，測(cè)巖心初始滲透率K1；再分別注入100 mL濃度10%HCl的普通酸和變黏分流酸；酸液注入結(jié)束后用3%NH4Cl溶液驅(qū)替，待壓力穩(wěn)定后測(cè)定滲透率K2。試驗(yàn)數(shù)據(jù)（見表1）。

表1 雙巖心流動(dòng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)

從表1可以看出，普通酸處理后高滲透巖心的滲透率提高約91倍，而低滲透巖心的滲透率提高約3.4倍，二者相差27倍；而變黏分流酸處理后，高滲透巖心和低滲透巖心的滲透率都得到較大的提高，具有理想的分流效果。

4 結(jié)論

（1）變黏分流酸注入地層后，隨酸巖反應(yīng)酸液質(zhì)量分?jǐn)?shù)下降，殘酸黏度增加，迫使后注入酸液進(jìn)入未處理地層，避免酸液指進(jìn)和吸液不均，達(dá)到了均勻布酸的目的。

（2）變黏分流酸在地層中遇到原油殘酸膠束形態(tài)被破壞，黏度增加較小，流動(dòng)阻力??；而遇到地層水黏度增加，流動(dòng)阻力增大，因此酸液可較多進(jìn)入含油孔道，疏通油流通道，并起到暫時(shí)封堵出水孔道的作用，避免酸液過度處理出水孔道，可控制油井含水。

（3）酸化結(jié)束后殘酸凝膠的膠束形態(tài)可被采出原油破壞，或隨時(shí)間逐步分解降黏，與目前較多使用的油溶性暫堵劑相比，該酸液體系不含聚合物，不污染地層，返排容易，潛在風(fēng)險(xiǎn)更小。

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