新型砂岩自转向酸体系的研究与应用

高尚， 符扬洋， 孟祥海， 刘长龙， 王瑞

新型砂岩自转向酸体系的研究与应用

高尚1， 符扬洋1， 孟祥海1， 刘长龙1， 王瑞2

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300459；2.石油工业出版社，北京100020）

高尚，符扬洋，孟祥海，等，新型砂岩自转向酸体系的研究与应用[J].钻井液与完井液，2017，34（2）：121-125.

Gao Shang，Fu 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.

渤海主力油田储层层间渗透率级差大、非均质性强，酸化过程中酸液大量进入高渗层，引起渗透率级差进一步加剧，不能有效改善中低渗层，酸化解堵效果不理想。针对该问题，以新型两性离子表面活性剂ZX-1为稠化剂，优化形成了砂岩自转向酸体系，对该体系开展了流变性、配伍性、破胶性能、转向酸化效果评价实验。结果表明模拟鲜酸黏度6 mPa·s，利于注入储层；模拟自转向酸变黏体系黏度60 mPa·s，耐剪切性强；模拟残酸黏度2 mPa·s，利于返排。自转向酸与缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂及助排剂配伍性良好，无沉淀、残渣产生；体系破胶容易，异丙醇、破乳剂、乙二醇丁醚及酸液消耗均能使自转向酸完全破胶，破胶后溶液黏度均低于10 mPa·s；体系具有自我清洁的作用，即使现场酸液未能完全破胶，经过一段时间能自动破胶，不会对储层造成永久性伤害。该自转向酸体系具有良好转向分流能力，随着初始渗透率级差从比2.00增大到10.70，酸化后低渗岩心渗透率改善倍数明显增大，高低渗岩心渗透率级差比减小，当渗透率级差达到10.7时，体系仍能实现有效分流酸化。ZX-1自转向酸现场应用效果明显，具有良好应用前景。

自转向酸；砂岩；酸化；增产措施；两性离子表面活性剂；渤海油田

渤海主力油田储层具有井段长、非均质性严重的特征，如P油田具有多层系、大跨度、大斜度井，C油田具有高含水、长井段水平井等特点，在生产过程中易受到伤害，产能不理想，迫切需要酸化解堵。然而，由于大跨度、长井段、物性非均质及压力差异大等特点，酸化过程中酸液大量进入大孔道、高渗储层，导致高渗层受到过度酸化，中低渗目的层不能得到有效解堵改善，层间非均质性进一步增大，酸化后“增液不增油”，加剧了油田注水无效循环，酸化效果不理想。受限于渤海油田大段防砂完井、平台场地空间限制等客观条件，封隔器、堵球类机械分流酸化分流工艺无法实施[1]；连续油管作业排量有限制，通常用于水平井[2]；前期油田采用泡沫及微粒的化学酸化转向方法，由于化学微粒暂堵强度不够、泡沫稳定性较差等问题，转向分流效果较差。因此，研究有效可行的酸液转向技术已成为改造储层、实现油田高效开发的关键需求。自转向酸因其具有良好的转向分流性能、对储层无伤害等特点，在国内外一些油田的应用取得了很好的效果[3-6]。笔者应用研制的新型两性离子表面活性剂ZX-1作为稠化剂，优化形成了砂岩自转向酸体系。常用碳酸盐岩自转向酸需通过pH值变化，钙、镁离子综合作用实现变黏[7-10]，ZX-1自转向酸体系仅通过H+浓度的变化就可实现体系流变性能的改变，因此适用于碳酸盐岩矿物含量较少的砂岩储层。

1 自转向酸体系变黏性能实验

自转向酸液体系由盐酸、稠化剂ZX-1和添加剂组成。ZX-1是一种新型含羧酸基甜菜碱类表面活性剂，季铵基团中含强碱性N原子，而羧酸根具有亲H+的能力。酸岩反应初期，盐酸浓度大，H+电离程度高，表面活性剂分子呈分散状态，溶液黏度低。随着酸岩反应，盐酸大量消耗，羧酸根亲和H+引起表面活性剂分子聚集形成胶束，溶液黏度急剧增大。随着盐酸进一步消耗，H+浓度进一步降低，胶束结构破坏，溶液黏度下降。通过NDJ-1旋转式黏度计（6 r/min）测定常温下不同盐酸浓度、不同稠化剂浓度条件下体系的黏度，见图1。

从图1可以看到，盐酸浓度一定时，随着ZX-1浓度的增大，转向酸黏度均逐渐增大。当ZX-1浓度高于6%以后，高浓度盐酸转向酸黏度较大，不满足酸化施工鲜酸低黏度要求，当ZX-1浓度低于4%后，体系黏度波动较小，不能有效形成暂堵，ZX-1最优用量为4%～6%；ZX-1浓度一定时，体系黏度随着盐酸浓度增加呈先增大后减小趋势，当盐酸浓度大于13%时体系黏度较小，当盐酸浓度为6%～9%时体系黏度较大，当盐酸浓度低于4%时体系黏度小。

图1 体系黏度随HCl及稠化剂浓度变化曲线

2 自转向酸体系流变性能实验

以13%HCl+6%ZX-1模拟自转向酸体系鲜酸，2%HCl+6%ZX-1模拟自转向酸体系残酸，8% HCl+6%ZX-1模拟自转向酸变黏体系，通过RV-600耐酸流变仪研究体系流变性能，见图2～图4。由图2可知，鲜酸整体黏度低，剪切速率为170 s-1时，随着温度从60 ℃增大到120 ℃，体系黏度呈下降趋势，最终剪切黏度为5 mPa·s，证明鲜酸利于注入储层。

图2 13%HCl+6%ZX-1体系流变曲线

由图3可见，残酸黏度随着剪切时间的增长呈现下降的趋势，最终剪切黏度约为2 mPa·s，整体黏度低，利于酸化施工后酸液从储层返排至地面。由图4可见，在60 ℃下频繁剪切1 h，体系黏度变化不大。因此，自转向酸变黏体系黏度高，注入地层后不会因为频繁剪切造成破坏，可有效暂堵高渗层。

图3 2%HCl+6%ZX-1体系流变曲线

图4 8%HCl+6%ZX-1体系流变曲线

3 配伍性能评价实验

通过实验评价自转向酸与常用酸化添加剂的配伍性，并在常温和60 ℃下分别分析添加剂对自转向酸转向效果影响。选用缓蚀剂为油田常用有机胺化合物，铁离子稳定剂为乙二胺四乙酸，防膨剂为油田常用硅烷类化合物，助排剂为醇类化合物。实验结果表明，加入各添加剂后，自转向酸溶液均匀透明，无沉淀残渣等现象出现；加入缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂及助排剂后，转向酸黏度无明显变化；综合添加各添加剂后，配伍性良好。

4 破胶性能评价实验

4.1 混液破胶实验

配制自转向酸体系（8%HCl+6%ZX-1+添加剂），分别量取100 mL酸液，分别加入5 mL异丙醇、5 mL乙二醇丁醚、碳酸钙粉末（反应至中性），观察酸液破胶情况。向胶束体系加入异丙醇、乙二醇丁醚后，两性离子表面活性剂ZX-1亲水基吸附到异丙醇、乙二醇丁醚上，胶束结构破坏，体系黏度降低。实验表明，异丙醇、乙二醇丁醚及酸液消耗均能使自转向酸完全破胶，破胶后溶液黏度均低于10 mPa·s，破胶后溶液均匀透明，无残渣。

4.2 存放破胶实验

配制自转向酸体系（8%HCl+6%ZX-1+添加剂），然后静置于60 ℃水浴中，计量黏度值随时间的变化，实验结果如图5所示。从图5可知，在60 ℃下自转向酸黏度随时间逐渐减小，水浴13 d后完全破胶，破胶后溶液黏度低于10 mPa·s，无残渣。由此可见，自转向酸液具有自我清洁的作用，即使现场作业体系不能完全破胶，经过一段时间会自动破胶，不会对储层造成永久性伤害。

图5 自转向酸黏度随时间变化关系

5 转向酸化效果评价

采用P油田岩样（φ=25 mm，L=70 mm），开展双岩心酸化驱替实验（60 ℃），驱替顺序为正驱地层水→正驱转向酸→正驱处理液→正驱后置液→正驱地层水。自转向酸为13%HCl+6%ZX-1+添加剂，处理液为11%HCl+4%HF+添加剂，后置液为5%EGMBE溶液。图6为渗透率级差比为2.25时自转向酸酸化效果。

图6 自转向酸并联驱替实验（渗透率级差比2.25）

由图6可知，初始注入地层水后，高渗岩心流速为5.7 mL/min，低渗岩心流速为2.3 mL/min，2者渗流能力差异大；注入自转向酸后，高渗岩心渗透率逐渐降低，低渗岩心逐渐增大，且逐渐趋于一致；注入土酸后，渗透率均逐渐改善；注入后置液后，体系逐渐破胶，渗透率进一步改善；最终高低渗岩心流速均得到提高，且低渗岩心渗透率改善幅度较大，转向分流酸化效果明显。

开展并联岩心土酸酸化实验及并联岩心自转向酸酸化实验，结果见表1。由表1可知，常规土酸酸化后高渗岩心渗透率改善倍数大于低渗岩心渗透率改善倍数，且随着初始渗透率级差从1.66增大到10.53，酸化后渗透率级差大幅增大；自转向酸酸化后低渗岩心渗透率改善倍数明显增大，高低渗岩心渗透率级差比减小；自转向酸具有较强分流转向能力，当渗透率级差达到10.7时，体系仍能实现有效分流酸化。

表1 土酸与引入自转向酸酸化后酸化效果对比

6 现场应用

ZX-1在C油田D16H和D30H井进行了现场应用。2口井均为高含水、长井段水平井，2口井产量下降明显，分析认为近井地带污染严重，前期常规酸化过度激励高含水层，酸化后含水率增幅较大，故采用ZX-1体系进行转向酸化作业，释放中低渗层产能。现场作业注入自转向酸后，注入压力平均升高3.5 MPa，增黏转向效果明显。措施后产油量平均增幅6.3 m3/d，含水平均下降10.1%，整体酸化效果较好，油田计划扩大应用。

7 结论

1.研制出一种新型砂岩用ZX-1自转向酸体系，其与油田常用的缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂及助排剂配伍性良好。

2.异丙醇、乙二醇丁醚、酸液消耗均能使自转向酸完全破胶，破胶后溶液黏度均低于10 mPa·s，破胶后溶液均匀透明，无残渣。自转向酸液还具有自我清洁的作用，即使现场作业体系不能完全破胶，经过一段时间也会自动破胶。

3.相比于常规土酸酸化，自转向酸酸化时低渗岩心渗透率改善倍数明显增大，酸化后高低渗岩心渗透率级差比减小，当渗透率级差达到10.7时，体系仍能实现有效分流酸化。ZX-1自转向酸在C油田D16H和D30H的现场应用效果较好，具有良好应用前景。

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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；编辑 付玥颖）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.022

高尚，工程师，1983年生，毕业于西南石油大学油气田开发工程专业并获硕士研究生学位，现在从事酸化压裂研究工作。电话（010）66501172；E-mail：gaoshang@cnooc.com.cn。。