高尚， 符揚(yáng)洋， 孟祥海， 劉長(zhǎng)龍， 王瑞

新型砂巖自轉(zhuǎn)向酸體系的研究與應(yīng)用

高尚1， 符揚(yáng)洋1， 孟祥海1， 劉長(zhǎng)龍1， 王瑞2

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津300459；2.石油工業(yè)出版社，北京100020）

高尚，符揚(yáng)洋，孟祥海，等，新型砂巖自轉(zhuǎn)向酸體系的研究與應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2017，34（2）：121-125.

Gao Shang，F(xiàn)u Yangyang，Meng Xianghai，et al.Study and applicationof a new self-diverting acid for use in sandstone fracturing[J].Drilling Fluid & Completion Fluid, 2017, 34（2）：121-125.

渤海主力油田儲(chǔ)層層間滲透率級(jí)差大、非均質(zhì)性強(qiáng)，酸化過(guò)程中酸液大量進(jìn)入高滲層，引起滲透率級(jí)差進(jìn)一步加劇，不能有效改善中低滲層，酸化解堵效果不理想。針對(duì)該問(wèn)題，以新型兩性離子表面活性劑ZX-1為稠化劑，優(yōu)化形成了砂巖自轉(zhuǎn)向酸體系，對(duì)該體系開(kāi)展了流變性、配伍性、破膠性能、轉(zhuǎn)向酸化效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明模擬鮮酸黏度6 mPa·s，利于注入儲(chǔ)層；模擬自轉(zhuǎn)向酸變黏體系黏度60 mPa·s，耐剪切性強(qiáng)；模擬殘酸黏度2 mPa·s，利于返排。自轉(zhuǎn)向酸與緩蝕劑、鐵離子穩(wěn)定劑、防膨劑及助排劑配伍性良好，無(wú)沉淀、殘?jiān)a(chǎn)生；體系破膠容易，異丙醇、破乳劑、乙二醇丁醚及酸液消耗均能使自轉(zhuǎn)向酸完全破膠，破膠后溶液黏度均低于10 mPa·s；體系具有自我清潔的作用，即使現(xiàn)場(chǎng)酸液未能完全破膠，經(jīng)過(guò)一段時(shí)間能自動(dòng)破膠，不會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成永久性傷害。該自轉(zhuǎn)向酸體系具有良好轉(zhuǎn)向分流能力，隨著初始滲透率級(jí)差從比2.00增大到10.70，酸化后低滲巖心滲透率改善倍數(shù)明顯增大，高低滲巖心滲透率級(jí)差比減小，當(dāng)滲透率級(jí)差達(dá)到10.7時(shí)，體系仍能實(shí)現(xiàn)有效分流酸化。ZX-1自轉(zhuǎn)向酸現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果明顯，具有良好應(yīng)用前景。

自轉(zhuǎn)向酸；砂巖；酸化；增產(chǎn)措施；兩性離子表面活性劑；渤海油田

渤海主力油田儲(chǔ)層具有井段長(zhǎng)、非均質(zhì)性嚴(yán)重的特征，如P油田具有多層系、大跨度、大斜度井，C油田具有高含水、長(zhǎng)井段水平井等特點(diǎn)，在生產(chǎn)過(guò)程中易受到傷害，產(chǎn)能不理想，迫切需要酸化解堵。然而，由于大跨度、長(zhǎng)井段、物性非均質(zhì)及壓力差異大等特點(diǎn)，酸化過(guò)程中酸液大量進(jìn)入大孔道、高滲儲(chǔ)層，導(dǎo)致高滲層受到過(guò)度酸化，中低滲目的層不能得到有效解堵改善，層間非均質(zhì)性進(jìn)一步增大，酸化后“增液不增油”，加劇了油田注水無(wú)效循環(huán)，酸化效果不理想。受限于渤海油田大段防砂完井、平臺(tái)場(chǎng)地空間限制等客觀條件，封隔器、堵球類(lèi)機(jī)械分流酸化分流工藝無(wú)法實(shí)施[1]；連續(xù)油管作業(yè)排量有限制，通常用于水平井[2]；前期油田采用泡沫及微粒的化學(xué)酸化轉(zhuǎn)向方法，由于化學(xué)微粒暫堵強(qiáng)度不夠、泡沫穩(wěn)定性較差等問(wèn)題，轉(zhuǎn)向分流效果較差。因此，研究有效可行的酸液轉(zhuǎn)向技術(shù)已成為改造儲(chǔ)層、實(shí)現(xiàn)油田高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵需求。自轉(zhuǎn)向酸因其具有良好的轉(zhuǎn)向分流性能、對(duì)儲(chǔ)層無(wú)傷害等特點(diǎn)，在國(guó)內(nèi)外一些油田的應(yīng)用取得了很好的效果[3-6]。筆者應(yīng)用研制的新型兩性離子表面活性劑ZX-1作為稠化劑，優(yōu)化形成了砂巖自轉(zhuǎn)向酸體系。常用碳酸鹽巖自轉(zhuǎn)向酸需通過(guò)pH值變化，鈣、鎂離子綜合作用實(shí)現(xiàn)變黏[7-10]，ZX-1自轉(zhuǎn)向酸體系僅通過(guò)H+濃度的變化就可實(shí)現(xiàn)體系流變性能的改變，因此適用于碳酸鹽巖礦物含量較少的砂巖儲(chǔ)層。

1 自轉(zhuǎn)向酸體系變黏性能實(shí)驗(yàn)

自轉(zhuǎn)向酸液體系由鹽酸、稠化劑ZX-1和添加劑組成。ZX-1是一種新型含羧酸基甜菜堿類(lèi)表面活性劑，季銨基團(tuán)中含強(qiáng)堿性N原子，而羧酸根具有親H+的能力。酸巖反應(yīng)初期，鹽酸濃度大，H+電離程度高，表面活性劑分子呈分散狀態(tài)，溶液黏度低。隨著酸巖反應(yīng)，鹽酸大量消耗，羧酸根親和H+引起表面活性劑分子聚集形成膠束，溶液黏度急劇增大。隨著鹽酸進(jìn)一步消耗，H+濃度進(jìn)一步降低，膠束結(jié)構(gòu)破壞，溶液黏度下降。通過(guò)NDJ-1旋轉(zhuǎn)式黏度計(jì)（6 r/min）測(cè)定常溫下不同鹽酸濃度、不同稠化劑濃度條件下體系的黏度，見(jiàn)圖1。

從圖1可以看到，鹽酸濃度一定時(shí)，隨著ZX-1濃度的增大，轉(zhuǎn)向酸黏度均逐漸增大。當(dāng)ZX-1濃度高于6%以后，高濃度鹽酸轉(zhuǎn)向酸黏度較大，不滿足酸化施工鮮酸低黏度要求，當(dāng)ZX-1濃度低于4%后，體系黏度波動(dòng)較小，不能有效形成暫堵，ZX-1最優(yōu)用量為4%～6%；ZX-1濃度一定時(shí)，體系黏度隨著鹽酸濃度增加呈先增大后減小趨勢(shì)，當(dāng)鹽酸濃度大于13%時(shí)體系黏度較小，當(dāng)鹽酸濃度為6%～9%時(shí)體系黏度較大，當(dāng)鹽酸濃度低于4%時(shí)體系黏度小。

圖1 體系黏度隨HCl及稠化劑濃度變化曲線

2 自轉(zhuǎn)向酸體系流變性能實(shí)驗(yàn)

以13%HCl+6%ZX-1模擬自轉(zhuǎn)向酸體系鮮酸，2%HCl+6%ZX-1模擬自轉(zhuǎn)向酸體系殘酸，8% HCl+6%ZX-1模擬自轉(zhuǎn)向酸變黏體系，通過(guò)RV-600耐酸流變儀研究體系流變性能，見(jiàn)圖2～圖4。由圖2可知，鮮酸整體黏度低，剪切速率為170 s-1時(shí)，隨著溫度從60 ℃增大到120 ℃，體系黏度呈下降趨勢(shì)，最終剪切黏度為5 mPa·s，證明鮮酸利于注入儲(chǔ)層。

圖2 13%HCl+6%ZX-1體系流變曲線

由圖3可見(jiàn)，殘酸黏度隨著剪切時(shí)間的增長(zhǎng)呈現(xiàn)下降的趨勢(shì)，最終剪切黏度約為2 mPa·s，整體黏度低，利于酸化施工后酸液從儲(chǔ)層返排至地面。由圖4可見(jiàn)，在60 ℃下頻繁剪切1 h，體系黏度變化不大。因此，自轉(zhuǎn)向酸變黏體系黏度高，注入地層后不會(huì)因?yàn)轭l繁剪切造成破壞，可有效暫堵高滲層。

圖3 2%HCl+6%ZX-1體系流變曲線

圖4 8%HCl+6%ZX-1體系流變曲線

3 配伍性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

通過(guò)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)自轉(zhuǎn)向酸與常用酸化添加劑的配伍性，并在常溫和60 ℃下分別分析添加劑對(duì)自轉(zhuǎn)向酸轉(zhuǎn)向效果影響。選用緩蝕劑為油田常用有機(jī)胺化合物，鐵離子穩(wěn)定劑為乙二胺四乙酸，防膨劑為油田常用硅烷類(lèi)化合物，助排劑為醇類(lèi)化合物。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，加入各添加劑后，自轉(zhuǎn)向酸溶液均勻透明，無(wú)沉淀殘?jiān)痊F(xiàn)象出現(xiàn)；加入緩蝕劑、鐵離子穩(wěn)定劑、防膨劑及助排劑后，轉(zhuǎn)向酸黏度無(wú)明顯變化；綜合添加各添加劑后，配伍性良好。

4 破膠性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

4.1 混液破膠實(shí)驗(yàn)

配制自轉(zhuǎn)向酸體系（8%HCl+6%ZX-1+添加劑），分別量取100 mL酸液，分別加入5 mL異丙醇、5 mL乙二醇丁醚、碳酸鈣粉末（反應(yīng)至中性），觀察酸液破膠情況。向膠束體系加入異丙醇、乙二醇丁醚后，兩性離子表面活性劑ZX-1親水基吸附到異丙醇、乙二醇丁醚上，膠束結(jié)構(gòu)破壞，體系黏度降低。實(shí)驗(yàn)表明，異丙醇、乙二醇丁醚及酸液消耗均能使自轉(zhuǎn)向酸完全破膠，破膠后溶液黏度均低于10 mPa·s，破膠后溶液均勻透明，無(wú)殘?jiān)?/p>

4.2 存放破膠實(shí)驗(yàn)

配制自轉(zhuǎn)向酸體系（8%HCl+6%ZX-1+添加劑），然后靜置于60 ℃水浴中，計(jì)量黏度值隨時(shí)間的變化，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5所示。從圖5可知，在60 ℃下自轉(zhuǎn)向酸黏度隨時(shí)間逐漸減小，水浴13 d后完全破膠，破膠后溶液黏度低于10 mPa·s，無(wú)殘?jiān)Ｓ纱丝梢?jiàn)，自轉(zhuǎn)向酸液具有自我清潔的作用，即使現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)體系不能完全破膠，經(jīng)過(guò)一段時(shí)間會(huì)自動(dòng)破膠，不會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成永久性傷害。

圖5 自轉(zhuǎn)向酸黏度隨時(shí)間變化關(guān)系

5 轉(zhuǎn)向酸化效果評(píng)價(jià)

采用P油田巖樣（φ=25 mm，L=70 mm），開(kāi)展雙巖心酸化驅(qū)替實(shí)驗(yàn)（60 ℃），驅(qū)替順序?yàn)檎?qū)地層水→正驅(qū)轉(zhuǎn)向酸→正驅(qū)處理液→正驅(qū)后置液→正驅(qū)地層水。自轉(zhuǎn)向酸為13%HCl+6%ZX-1+添加劑，處理液為11%HCl+4%HF+添加劑，后置液為5%EGMBE溶液。圖6為滲透率級(jí)差比為2.25時(shí)自轉(zhuǎn)向酸酸化效果。

圖6 自轉(zhuǎn)向酸并聯(lián)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)（滲透率級(jí)差比2.25）

由圖6可知，初始注入地層水后，高滲巖心流速為5.7 mL/min，低滲巖心流速為2.3 mL/min，2者滲流能力差異大；注入自轉(zhuǎn)向酸后，高滲巖心滲透率逐漸降低，低滲巖心逐漸增大，且逐漸趨于一致；注入土酸后，滲透率均逐漸改善；注入后置液后，體系逐漸破膠，滲透率進(jìn)一步改善；最終高低滲巖心流速均得到提高，且低滲巖心滲透率改善幅度較大，轉(zhuǎn)向分流酸化效果明顯。

開(kāi)展并聯(lián)巖心土酸酸化實(shí)驗(yàn)及并聯(lián)巖心自轉(zhuǎn)向酸酸化實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表1。由表1可知，常規(guī)土酸酸化后高滲巖心滲透率改善倍數(shù)大于低滲巖心滲透率改善倍數(shù)，且隨著初始滲透率級(jí)差從1.66增大到10.53，酸化后滲透率級(jí)差大幅增大；自轉(zhuǎn)向酸酸化后低滲巖心滲透率改善倍數(shù)明顯增大，高低滲巖心滲透率級(jí)差比減?。蛔赞D(zhuǎn)向酸具有較強(qiáng)分流轉(zhuǎn)向能力，當(dāng)滲透率級(jí)差達(dá)到10.7時(shí)，體系仍能實(shí)現(xiàn)有效分流酸化。

表1 土酸與引入自轉(zhuǎn)向酸酸化后酸化效果對(duì)比

6 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

ZX-1在C油田D16H和D30H井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。2口井均為高含水、長(zhǎng)井段水平井，2口井產(chǎn)量下降明顯，分析認(rèn)為近井地帶污染嚴(yán)重，前期常規(guī)酸化過(guò)度激勵(lì)高含水層，酸化后含水率增幅較大，故采用ZX-1體系進(jìn)行轉(zhuǎn)向酸化作業(yè)，釋放中低滲層產(chǎn)能?，F(xiàn)場(chǎng)作業(yè)注入自轉(zhuǎn)向酸后，注入壓力平均升高3.5 MPa，增黏轉(zhuǎn)向效果明顯。措施后產(chǎn)油量平均增幅6.3 m3/d，含水平均下降10.1%，整體酸化效果較好，油田計(jì)劃擴(kuò)大應(yīng)用。

7 結(jié)論

1.研制出一種新型砂巖用ZX-1自轉(zhuǎn)向酸體系，其與油田常用的緩蝕劑、鐵離子穩(wěn)定劑、防膨劑及助排劑配伍性良好。

2.異丙醇、乙二醇丁醚、酸液消耗均能使自轉(zhuǎn)向酸完全破膠，破膠后溶液黏度均低于10 mPa·s，破膠后溶液均勻透明，無(wú)殘?jiān)?。自轉(zhuǎn)向酸液還具有自我清潔的作用，即使現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)體系不能完全破膠，經(jīng)過(guò)一段時(shí)間也會(huì)自動(dòng)破膠。

3.相比于常規(guī)土酸酸化，自轉(zhuǎn)向酸酸化時(shí)低滲巖心滲透率改善倍數(shù)明顯增大，酸化后高低滲巖心滲透率級(jí)差比減小，當(dāng)滲透率級(jí)差達(dá)到10.7時(shí)，體系仍能實(shí)現(xiàn)有效分流酸化。ZX-1自轉(zhuǎn)向酸在C油田D16H和D30H的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果較好，具有良好應(yīng)用前景。

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Study and Application of a New Self-diverting Acid for Use in Sandstone Fracturing

GAO Shang1, FU Yangyang1, MENG Xianghai1, LIU Changlong1, WANG Rui2
(1.Tianjin Branch Company, CNOOC, Tianjin 300459;2.Petroleum Industry Press, Beijing 100020)

The main reservoirs in the Bohai oilfeld are characteristic of big permeability differences between different production layers, and high heterogeneity. This has resulted in the acid solution fowing mainly into the high permeability layers, further aggravating the permeability differences, making it diffcult to effectively improve the conductivity of the layers with medium and low permeability, and resulting in poor acidizing job quality. A new self-diverting acid was developed to deal with these problems. The self-diverting acid was viscosifed with ZX-1, an amphoteric surfactant. Laboratory experiments have been conducted on the rheology, compatibility, gel-breaking and the diverting acid stimulation performance of the self-diverting acid. It was shown that the simulated fresh acid had viscosity of 6 mPa·s, which was easy to inject into reservoir formations. The viscosifed simulated self-diverting acid had viscosity of 60 mPa·s, highly resistant to shearing. And the simulated residue acid had viscosity of only 2 mPa·s, easy to be fowed back. The self-diverting acid was well compatible with corrosion inhibitors, iron ion stabilizers, swelling inhibitors and cleanup additives, and no precipitation and residue were observed in the experiments. Gel breaking of the self-diverting acid was easy to realize with isopropyl alcohol, demulsifers, ethylene glycol mono-butyl ether and acid solutions. Viscosity of the self-diverting acid after gel breaking was less than 10 mPa·s. Part of the gel within the viscosifed acid may not be broken at the time of application, but with time, it will automatically become broken, rendering no permanent damage to the potential of reservoir. The self-diverting acid had good diverting property, with the permeability difference ratio increased from the initial value of 2.00 to the fnal value of 10.70. After acid stimulation, the permeability of the low-permeability layers was enhanced remarkably, and the permeability differences between the high- andlow-permeability layers were reduced. When the permeability difference reached 10.7, diverting acid stimulation can still be achieved. Based on the results of the feld application, the self-diverting acid will fnd wide application in the future.

Self-diverting acid; Sandstone; Acid stimulation; Oilfeld stimulation; Amphoteric surfactant; Bohai oilfeld

TE357.12

A

1001-5620（2017）02-0121-05

2016-12-25；HGF=1605F6；編輯 付玥穎）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.022

高尚，工程師，1983年生，畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程專(zhuān)業(yè)并獲碩士研究生學(xué)位，現(xiàn)在從事酸化壓裂研究工作。電話（010）66501172；E-mail：gaoshang@cnooc.com.cn。。