化学缓速酸的缓速机理概述

本文简要分析了常规酸化不理想的原因,探讨了国内外各油田现场应用的化学缓速酸的机理,并就酸化工作液的发展提出了一些建议。     

耐高温聚乙醇酸缓速酸的制备与性能评价

针对现有常规酸液增产体系高温稳定性较差、酸岩反应速率过快且破乳困难的问题,以聚乙醇酸流体为酸 液内相、柴油为外相,并加入适当的表面活性剂和其他添加剂制备了一种新型PGA缓速酸体系,评价了该缓速酸 体系的稳定性、抗剪切性、产酸能力、溶蚀性。结果表明,优化的PGA 缓速酸在90 ℃时可保持76 h 不破乳, 130 ℃时3 h可产生7.91 mol/L的H⁺,持续反应时至多可生成9 mol/L以上的H⁺;130 ℃时剪切120 min后表观黏度 为31.22 mPa·s,150 ℃时为28.4 mPa·s,均符合行业标准。130 ℃时体系对岩心的静态缓速率分别为同浓度土酸 缓速酸和多氢酸缓速酸的2.7倍和2.1倍。PGA缓速酸与岩心的动态反应速率与同浓度的多氢酸缓速酸相比可降 低一个数量级,与土酸缓速酸相比可降低两个数量级。PGA缓速酸对N80钢片的静态腐蚀率仅为3.453 g/（m²·h）。 PGA缓速酸的缓速性能良好,对金属的腐蚀性弱,且最终降解生成物对环境无害,符合现场工艺要求,具有良好 的可持续发展前景。     

一种新型耐高温碳酸盐岩酸压胶凝酸及其应用

酸压改造是高效开发碳酸盐岩储层油气资源的关键措施,酸压工作液的性能及其与储层的适用性是成功增产的前提。针对现有酸液不能很好满足深层高温储层酸压改造需求的难题,优选研发了一种新型耐高温碳酸盐岩酸压胶凝酸体系,对其进行了综合性能评价和现场试验。性能评价和现场试验结果表明:新型胶凝酸使用的胶凝剂（0.8%）降阻率达68.5%;180℃下缓蚀剂和新型胶凝酸对N80试片的缓蚀率达96.70%和98.03%;新型胶凝酸在180℃和170 s-1连续剪切70 min后黏度保持在23.0 mPa·s;在180℃下老化4 h后,胶凝酸保持均相,未出现沉淀、残渣、分层等现象。新型胶凝酸的酸岩反应速率约为现场在用常规胶凝酸的一半。这些性质有利于降低施工难度和风险,实现深穿透储层,形成更长的酸蚀裂缝,实现深度改造和有效提产。新型胶凝酸在高温碳酸盐岩酸压现场试验中获得了初步成功。该新型胶凝酸能够满足180℃碳酸盐岩酸压改造需求,将进一步推广应用。      

高温碳酸盐岩酸化用胶凝酸体系研究

深井、超深井日益增多,常规的酸液体系缓速能力有限,不能形成较长且具有一定支撑能力的酸蚀裂缝,而伴随油田开发技术的深入,对酸液体系的性能也提出了更高的要求。通过自主合成具有增黏、耐温、抗盐等性能良好的胶凝酸分子,并合理筛选与其配伍的缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂,研制出高温碳酸盐岩酸化用胶凝酸体系,体系配方为:20%HCl+0.6%胶凝剂+4%BZGCY-S-HS缓蚀剂+2%BZGCY-S-03助排剂+2%BZGCY-S-04铁离子稳定剂(配方中百分数为质量分数,下同)。该体系达到了高温碳酸盐岩储层的酸压施工要求。     

高温井酸压技术研究与应用

碳酸盐岩储层酸化压裂成功与否，主要取决于两个因素，一是获得一定的导流能力，二是获得一定的有效缝长。对高温储层，由于酸岩反应速率快，需要酸液体系具有优良的缓速性能，同时应选择合适的酸压工艺，这是低渗高温深井酸化改造成功的关键。文古2井是东濮凹陷的一口重点探井，完钻井深4750．18m，属超深井范畴，酸压改造层段-4480．1～-4495.5m．储层温度高达160℃，施工难度大。通过优选酸液配方和施工工艺，现场应用获得成功。裂缝监测结果表明，酸蚀有效缝长达到58m，达到国内较高水平。     

缓速酸及其添加剂

根据过最近10多年间国内外缓速技术发展状况的调查，综述了泡沫酸，乳化酸，稠化酸，自生酸，化学缓速酸等体系以及发泡剂，乳化剂，增稠剂，酸终体，缓速剂等添加剂的进展和现状，分析对比国内外缓速酸技术，提出了分析评价意见和对我局下步试验研究工作的建议。     

表面活性剂缓速酸酸压实践

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏油气渗流通道主要为裂缝，油井完井后大多无产能，需要通过酸压增产改造措施，才能保证油井正常生产。在对油藏地质认识的基础上，优选酸液体系，对压裂工艺参数进行优化设计，确保在地层中形成一定长度、高导流能力的酸蚀裂缝并有效沟通储集层。表面活性剂缓速酸酸压在TK466井的成功实践，将为今后油田高效开发提供强有力的技术支持。     

新型砂岩缓速酸的研制

针对南阳油田地层中Ｆｅ＾３＋含量和泥质含量高的特点，研制了以有机酸和含氟盐为主要成分的ＲＡ－３７酸液，并对作用机理进行了探讨。室内试验结果表明，ＲＡ－３７酸液的缓速性能好，其残酸不会造成二次沉淀物，具有较强的Ｆｅ＾３＋稳定能力；该酸液对油管的腐蚀性小，适合于中高温地层的酸化作业。ＲＡ－３７酸液的长岩心流动试验表明，该酸液对长岩心有很好的酸化效果，有效作用时间长（可达１２ｈ）。     

缓速酸种类及乳化酸应用研究进展

简要介绍了缓速酸种类及作用机理,缓速酸包括自生酸、稠化酸、泡沫酸、活性酸及乳化酸。重点介绍了乳化酸作用机理、改造地层特点及应用研究进展,即利用乳化酸的缓速性及其黏度,降低酸岩反应速率和酸液滤失速率,使酸液进入地层深部,增加酸液穿透距离,改善油层渗透率,达到提高油井产量的目的。用缓速酸对油田酸化施工,结果表明,乳化酸的缓速率是空白酸的4—6倍,施工成功率达100％,有效率达80％以上,油气增产效果显著。     

高温碳酸盐岩储层双重缓速酸的制备与性能评价

针对高温碳酸盐岩储层酸化中缓速酸缓速效果不佳、注入困难等问题,以二甲基二烯丙基氯化铵、丙烯酰 胺、K₂S₂O₁和NaHSO₃为原料制备了缓速稠化剂（CPAM）。将CPAM、缓速剂（十二烷基三丁基溴化膦）、缓速分散 剂（尿素）复配制得双重缓速酸体系。研究了双重缓速酸在高温下的缓速效果和酸蚀裂缝导流能力,通过扫描电 镜和接触角的测定分析了缓速机理。结果表明,双重缓速酸主要依靠CPAM和尿素提高缓速剂在岩石表面的附 膜效果来实现缓速。优选的双重缓速酸体系为1%～2%缓速剂+0.1%～0.3% CPAM+1.5%尿素。在90 ℃、170 s^-1的条件下,该双重缓速酸对应的鲜酸和残酸剪切后的黏度均小于10 mPa·s。在90 ℃下,双重缓速酸的缓速效 率高达97%,缓速效率明显优于稠化酸;在180 ℃高温环境下,其导流能力保持率高,抗压能力强。该双重缓速 酸具有易注入、抗高温、缓速效果好的优点,适用于180 ℃以上深层超深层碳酸盐岩储层的酸化改造。     

高温携砂酸液体系及其性能评价

携砂酸压已经成为碳酸盐岩地层储层改造的重要措施之一,而实现携砂酸压的关键问题是选择性能良好的耐高温可携砂酸液体系。针对目前国内外交联酸液体系剪切变碎、脱酸严重、交联剂用量大、成本高等问题,通过设计合成了新型酸用疏水缔合稠化剂和高效交联剂,优选出了最佳交联酸体系配方,并对该体系进行综合性能评价室内实验。具体配方为20%盐酸+0.8%稠化剂SRAP-1+0.8%交联剂SRACL（2:10）+2%高温缓蚀剂SRAC-1+0.2%铁离子稳定剂DF-1+1.0%助排剂SRCU-1+0.05%胶囊破胶剂JSP-8。综合性能评价结果表明,在大幅度降低交联剂用量的同时,该体系交联时间为89 s左右,具有良好的延迟交联特性;在140℃、170 s-1条件下恒温剪切2 h后黏度仍大于60 mPa·s,且交联状态仍然良好,无脱酸现象,完全满足现场施工要求,有很好的推广意义。      

高温地面交联酸酸液交联剂的研制

为了提供满足高温海相碳酸盐岩储层深层酸压改造需要的新型酸液体系,利用异丙醇锆为中间体,乳酸(钠)和丙三醇为配位体的2步合成法,合成出了耐高温酸液有机锆交联剂,该交联剂与稠化剂GC-201在交联比为100∶0.8时,常温交联时间为8～11 min.通过该交联剂调试出的耐高温地面交联酸缓速性能在120℃下,前10 min缓速率达到了90.89％,在120℃以170 s-1 的速率剪切60 min后,黏度仍在93.3 mPa·s以上,且在一定条件下可彻底破胶,黏度小于10 mPa·s,破胶液残渣含量为118 mg/L,适合川东北地区高温储层酸化压裂改造的需要.     

高温碳酸盐岩储层清洁变黏酸技术

为提高清洁变黏酸的耐温性,实现在高温碳酸盐岩裂缝性储层中的转向均匀布酸功能,通过分析清洁变黏酸作用机理及高温失效原因,提出了针对性的研究对策及高温助剂分子结构模型,研制出清洁变黏酸周高温稠化剂,优化确定了盐酸、高温稠化剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、无机盐等种类及用量,形成了高温清洁变黏酸技术.实验结果表明:①清洁变黏酸在碳酸盐岩心中具有良好的转向作用及理想的pH值变黏特性;②在120℃,170 s-1条件下,变黏酸鲜酸剪切70 min黏度不超过17 mPa·s,具有良好的可泵性;乏酸剪切70 min仍保持黏度高于90 mPa·s,具有良好的高温变黏能力,验证了分子结构设计的正确性.     

高温深井碳酸盐岩储层降滤失酸体系研究与应用

针对海上高温深井碳酸盐岩储层的酸压改造提出了降滤失酸体系。该体系是在普通酸液中加入线性高分子稠化剂GC-201,并通过加入交联剂GC-205及辅助交联剂GC-206,使酸液具有较高的黏度。性能评价结果表明,该体系具有较好的温度稳定性和抗剪切性能,在150℃高温下的有效黏度保持在100～150 mPa.s之间,可有效控制滤失,保持很好的缓速效果,其酸岩反应速度约为常规稠化酸反应速度的1/4左右。该体系在冀东油田海上重点探井南堡283井奥陶系裸眼段大规模酸压改造中进行了应用,同时采用了多级注入降滤失酸酸压工艺技术,实现了深度酸压,提高了有效酸蚀裂缝距离,为中国海上碳酸盐岩高温储层大规模酸压施工提供了经验。     

高温深井复杂岩性气藏压裂技术

冀东油田五号构造沙河街组属于复杂岩性气藏,岩性主要以玄武岩、火山碎屑岩为主,埋深4781.6~5200 m,储层温度170~180℃,物性差（0.04~0.4 mD）,前期采用φ139.7 mm套管压裂,排量2 m3/min时,压力70 MPa,停泵压力61 MPa,导致施工失败。通过对该气田火山岩岩心全岩、X射线衍射分析、酸溶、地应力及天然裂缝识别实验,认为天然裂缝发育且裂缝充填物多为酸溶矿物,提出了前置酸压+压裂改造工艺。从耐170℃高温有机硼低残渣瓜胶压裂液、稠化酸、优化射孔方式,提高地面设备承压、自降解降滤失剂封堵天然裂缝等综合处理措施出发,实现了适合南堡五号构造裂缝性火山岩深井压裂的顺利实施,并对前期失败井再施工,排量为5 m3/min时,最高压力为74 MPa,共加砂60 m3,顺利完成了施工。该技术在该区块现场实施3口井,单井最高加砂量125 m3,最高套压85 MPa,NP5-A井压后φ6.35 mm油嘴放喷,日产气量为10.7×104 m3。      

缓速酸酸化实验研究

根据砂岩岩心的性质,配制了4种缓速酸并研究其酸化性能,得出盐酸和NH<,4>HF<,2>对酸液的溶蚀和缓速效果随着量的增加而提高.筛选出效果较好的两种酸液10%CL+5%HCl+6%NH<,4>HF<,2>和5%CL+10%HC1+6%NH<,4>HF<,2>.前者对龙14#2岩心的溶蚀和缓速效果较好,后者对白马8#、...     

高温高黏胶凝酸PDA合成及性能评价

以碳酸岩油藏的高温、深井的酸化增产为切入点,从提高胶凝酸液体系抗温性、配伍性和溶解性以及减少地层伤害等实际应用性能出发,采用阳离子单体甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)、丙烯酰胺(AM)为原料,合成了新型酸液胶凝剂PDA。室内实验表明新型胶凝剂PDA具有良好的热稳定性和剪切稳定性,缓速性能好,将通常酸液体系中聚合物胶凝剂含量从2.5%降到1.0%,大大减少了聚合物的用量,从而减小了酸化过程中聚合物残渣对储层造成的潜在伤害,具有较好的开发前景。     

新型合成聚合物超高温压裂液体系

松辽盆地深层火山岩储层埋深大于5000 m,储层温度高达180 ℃,需要开发一种能应用于超高温(180℃以上)储层的新型低伤害压裂液.在室内合成交联剂AC-12的基础上,通过优化压裂液添加剂的用量,研发了新型的合成聚合物压裂液配方.室内实验表明,合成聚合物压裂液在180℃下具有很好的耐温耐剪切性能,在180 ℃、170 s-1剪切120 min后,压裂液黏度在100 mPa·s以上.通过将剪切速率由170 s-1增加到1000 s-1、2000 s-1,再降到170 s-1,模拟压裂液在泵入过程中管路高剪切和裂缝低剪切的黏度变化情况,得到该配方高剪切下的黏度恢复能力强,进入裂缝后有足够的黏度使支撑剂全悬浮,该压裂液具有高剪切下的黏度恢复性能.同时,合成聚合物压裂液容易破胶,破胶液黏度低,残渣含量少,可以在高温深井使用.     

缓速酸增注剂的试验研究

通过大量的试验,优选出以及机酸和ＮＨ４Ｆ为主要成分的有机缓速土酸,室内试验结果表明,缓速酸增注剂ＩＡ－３有较强的溶蚀能力和缓速性能,８５℃时它与地层有效作用时间可达１０ｈ以上,酸化液对油管的腐蚀性小,耐Ｆｅ＾３＋能力强,适合于高温地层的酸雇仍有优异的增注性能,对重复酸化井增注效果也稻明显。