苏里格气田东区碳酸盐岩储层酸压用单剂稠化酸

为了解决鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下古生界碳酸盐岩储层进行酸压改造所用的稠化酸配制流程复杂、无法连续混配的问题,研发了一种多功能酰胺类稠化剂(GA),将其加入浓度为20%的盐酸溶液,搅拌后得到稠化酸(GAS);然后,通过室内实验评价不同GA加量下GAS的黏度、缓蚀性能、缓速性能、耐温抗剪切性、GAS对岩心的改造能力、铁离子稳定性、GAS破胶性能和残渣含量;在此基础上,利用GA加量为3%和6%的GAS酸液在苏里格气田东区碳酸盐岩储层进行了酸压改造试验。研究结果表明:①GA稠化剂在盐酸溶液中能快速溶解,为稠化酸的连续混配提供了前提条件;②GAS酸液的黏度远高于常规稠化酸,且GAS酸液具有良好的缓蚀性能、缓速性能、耐温抗剪切性和对岩心的改造能力,同时GAS酸液破胶速度快、残渣含量少,铁离子稳定性好;③GAS酸液在配制过程中只在基础酸液中加入一种添加剂GA,简化了稠化酸酸液配制流程,实现了现场酸液连续混配,解决了配置常规稠化酸需要加入多种添加剂所导致的配置流程复杂、施工效率低的难题;④GA加量为3%和6%的GAS酸液在苏里格气田东区碳酸盐岩储层进行酸压改造试验,现场酸压15井次,成功率达86.7%,在储层物性稍逊的情况下,试验井采用GAS酸液进行酸压后测试的天然气无阻流量高于酸压采用常规稠化酸的对比井。结论认为,GAS酸液对碳酸盐岩储层的改造效果更好。     

两性离子聚合物交联稠化酸的制备及其性能研究

为获得良好缓速性能的稠化酸,采用含酰胺基团的两性离子聚合物为稠化剂、具有多醛结构的化合物为交联剂,配制出了具有良好缓速性能的两性离子聚合物交联稠化酸。考察了温度、交联剂用量、聚合物用量以及两性离予聚合物结构对交联稠化酸液性能的影响。研究结果表明,用于配制交联稠化酸的聚合物中酰胺基团的摩尔含量以50％～60％为宜,交联剂加量在1．5～2．0g/L之间,温度的升高有利于交联稠化酸在较短的时间内获得高黏度。与普通稠化酸相比交联稠化酸具有更好的缓速性能,破胶后残渣含量少,可用于碳酸盐地层的深部携砂酸化压裂作业。     

高温延迟交联型交联酸研究

以氧氯化锆、乳酸及木糖醇等原料制备了一种延缓交联的交联剂——有机锆交联剂ECA-1,将有机锆交联剂ECA-1加入到稠化剂ECA-180配制的稠化酸中得到一种高温延迟交联型交联酸,考察了交联剂反应条件、交联剂和稠化剂浓度对交联酸性能的影响,评价了交联酸的高温流变性能。实验发现,当物料配比为氧氯化锆∶乳酸∶木糖醇=1∶1.25∶0.020 8(质量比),反应温度为50~55℃,反应时间为4 h时交联酸具有较好的耐温抗剪切性能,调节交联剂和稠化剂加量可改变酸液的延缓交联时间。     

交联酸加砂压裂技术的研究和应用

塔里木碳酸盐岩储层非均质性强,裂缝和孔洞关系复杂,在裂缝和孔洞不发育的低品位储层进行酸压效果差。在分析酸压和压裂特点的基础上,开展了交联酸携砂压裂技术研究和现场试验。该技术是携砂液使用交联酸,形成带有酸液刻蚀和支撑剂支撑的复合人工裂缝,扩大储层和人工裂缝的接触面积。交联酸耐温流变性和携砂性能好,酸岩反应过程中能保持较高的黏度和携砂能力。在酸岩反应速度和导流实验研究的基础上,提出在携砂阶段使用不同浓度酸液的工艺方法,在缝端和缝口分别发挥酸液刻蚀和压裂支撑的优势,保持人工裂缝的高导流值。交联酸压裂技术在塔里木油田现场应用8井次,施工成功率100%,为塔里木油田碳酸盐岩储层高效开发提供了新的技术路径。     

阳离子型稠化酸体系的研制

以丙烯酰胺(AM)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为原料,通过反相乳液聚合,制得阳离子型稠化剂GD-1。采用盐酸、乙酸和氢氟酸组成的混合酸与质量分数为1.5%的GD-1复配制得的GD-1稠化酸体系,在60℃和90℃条件下,热稳定性均在80%以上;随着温度升高,其粘度下降幅度明显小于PAM同类产品,且该体系在90℃下能保持表观粘度大于20mPa.s。GD-1稠化酸体系的剪切稳定性也明显好于PAM同类产品,达81%以上;其缓速性能良好,作用时间长达12h,能有效提高酸化效果,可用于高温油藏深部解堵。     

胶凝酸与交联酸一体化耐高温缓速酸研究

胶凝酸和交联酸是高温碳酸盐岩酸压常用的缓速酸体系,该体系存在耐温能力不足、配伍差等问题,同时现场交联酸和胶凝酸为不同酸液体系,存在配制使用流程繁琐的问题。为解决上述问题,优化形成了一体化酸液体系,交联酸基液可作为胶凝酸使用,加入交联剂作为交联酸使用。交联酸配方为:20%盐酸+1%稠化剂SRAP-2+2.5%高温缓蚀剂主剂SRAI-1+0.5%增效剂+1%酸压用铁离子稳定剂SRAF-1+1%酸压用破乳剂SRAD-1+1%交联剂SRAC-2A和延迟交联剂SRAC-2B（2:12）。胶凝酸在160℃、170 s-1下,恒温剪切120 min后黏度为20 mPa·s。交联酸体系交联时间为93 s,具有良好的延迟交联特性;在160℃、170 s-1下恒温剪切90 min后黏度为55 mPa·s,一体化酸液体系室温可放置10 d以上,在140℃动态腐蚀速率为46.1021 g/（m2·h）。研究结果表明,该体系可满足高温储层对缓速酸的要求,实现酸液体系一体化,方便现场施工,具有较好的发展前景。      

井底产酸技术

在英格兰南部萨里研究场，克森素伯公司的生物学家伊恩麦凯和拉尔夫哈里斯，花了七年时间研制出一种名叫Arcasolve的采用酶的新液体体系。这种液体既有利于环境保护，又能提高油气井的产量。这种获得专利的新液体采用特殊酶的前体和酶催化剂，液体一经泵进入井底，就在井筒或地层中产生酸，特别是酣酸。这种就地产酸技术具有许多优点，特别适用于清除水基或油基泥浆泥饼的伤害。     

高温深部碳酸盐岩储层酸化压裂用交联酸体系制备及性能

常规酸液体系不适用于高温（＞140℃）深部碳酸盐岩储层酸化压裂改造。为了获得耐温性能优良的酸液体系, 按质量比 12∶15∶30∶15∶0.125将氧氯化锆、 水、 异丙醇、 乳酸和木糖醇混合后在 50数 55℃条件下反应 3数 4h 合成了耐温有机锆交联剂 ECA-1, 优选出了酸化压裂用稠化剂 EVA-180, 确定了交联酸体系最佳配方： 20%HCl+0.8%～ 1.2% 稠化剂 EVA-180+3.0%～ 5.0% 交联剂 ECA-1+0.03%破胶剂 EBA, 研究了该交联酸体系的高温流变性能、 缓速性能、 破胶性能及体系微观结构。结果表明, 该交联酸体系的耐温抗剪切性能良好, 成胶强度＞0.06 MPa, 140℃、 170 s^-1条件下剪切 1 h后的黏度在 100 mPa·s左右; 与大理石反应 10 h后溶蚀率为 60%, 具有良好的缓速性能, 可实现深部酸化。此外, 该交联酸体系破胶彻底, 无残渣, 破胶液黏度为 3 mPa·s, 易于返排。微观结构分析表明, 有机锆的加入使稠化酸形成了具有错综致密网状结构的交联酸, 从而提高了交联酸体系的耐温抗剪切性能和缓速性能。图8表3参17     

一种阳离子型稠化酸体系的研制

多数稠化剂产品性能比较单一,耐温性、耐剪切性以及缓速性等综合性能较差.由丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)通过反相乳液聚合研制出了阳离子型稠化剂GD-1.该剂是一种可用于高温油藏深部解堵的稠化剂产品.在60℃和90℃条件下热稳定性均大于80%,随着温度的升高,其黏度下降幅度明显小于同类产品PAM,浓度为1.5%的GD-1酸液体系,在90℃下表观黏度大于20 mPa·s.对比实验表明,稠化剂GD-1与油田使用的阳离子型酸液添加剂有较好的配伍性,剪切稳定性好于同类产品,在高温下对岩屑的溶蚀率仅为常规土酸的1/3,并且缓速性能优良,有效作用时间长达12 h,适用于高温砂岩地层的深部解堵.     

交联冻胶酸加砂压裂技术

交联冻胶酸加砂压裂技术整合了酸压与加砂压裂的优点,通过交联冻胶酸携带支撑剂进入地层,形成远高于常规酸压酸蚀缝长和导流能力的支撑主裂缝.通过实验可以看到,交联冻胶酸具有优良的压后破胶性能,破胶后残酸黏度低,有利于充分返排,减少对地层和裂缝的伤害.该体系在胜利油田得到了成功应用,取得了非常好的增液效果.     

温控交联酸体系研究及应用

针对常规酸液穿透距离有限,以及交联酸体系交联时间短、初始黏度高导致管柱摩阻高和地面施工压力高等问题,通过研制温控交联剂,优选耐酸稠化剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂,开发了一套耐温可达150℃的温控交联酸体系,并进行了流变性能、缓速性能、滤失性能和破胶性能的分析评价。结果表明:该体系交联时间可控,并具有良好的抗剪切能力,150℃、170 s-1下剪切3 h后黏度保持在70 mPa·s以上;14 h后溶蚀率达68.5%;滤失系数Cw=7.68×10~(-4)m/min~(1/2);胶囊和氧化破胶剂配合使用可实现2 h破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s。此体系成功应用于塔河油田THX井6 704.00 m～7 077.00 m井段,同等排量下降阻效果明显优于滑溜水,完全能满足超深高温碳酸盐岩储层大规模酸压改造要求。     

SCJ-1稠化酸的研究与应用

稠化酸与常规酸相比,具有较高的粘度及良好的缓速、降滤失、造缝、携砂及减阻性能,并能减轻对地层导流能力的二次伤害,使油气层保持较长的稳产期。稠化酸应用范围很广,而且不受施工规模大小的影响,它可以单独使用,也能与前置液以及后冲洗液以各种方式混合使用。在冀中油田的赵县赵73井用SCJ-1稠化酸进行了酸化压裂的现场应用,该井先用SCJ-1稠化酸作为前置液酸化压裂,然后加砂压裂,压裂施工顺利,地层破裂压力及平均泵压下降10 MPa以上,达到对地层进行预处理的效果。     

一种碳酸盐岩抗高温交联酸体系

针对气制油合成基钻井液体系流变性的调控问题,研究了对其流变性影响的因素。实验结果表明:乳化剂应适量,不足或过量都会对体系流变性产生一定影响;有机土、增粘提切剂、油水比和温度是合成基钻井液流变性的主要影响因素。为了获得合适的流变性,一定要控制好有机土的加量,对于未加重体系,有机土加量可适当提高3%～4%(w);而对于加重体系,有机土加量应控制在1.5%～3%(w);随着合成基钻井液中含水量的增加,体系塑性粘度和动切力明显增大。增粘提切剂和温度对合成基钻井液粘切都有很大影响,增粘提切剂的加量应控制在1%以下,高温时可适当加入抗温剂。     

玉北地区交联酸携砂酸压工艺研究与评价

玉北地区储层非均质性强,温度高,天然裂缝发育,酸压过程中存在酸岩反应速度快和滤失严重等问题,难以形成导流能力高的长缝。在分析玉北储层地质特征基础上,研制出适合该地区的低伤害耐高温交联酸体系,并对其进行了系统评价,同时开展了酸携砂复合酸压工艺研究,论证了酸蚀支撑裂缝导流能力优于未填入支撑剂的裂缝,以及酸携砂工艺在玉北裂缝型储层的可行性。在大量室内实验和模型计算基础上进行了现场试验,形成了一套适合玉北地区的高效酸压技术。     

聚丙烯酰胺类交联酸破胶新方法

聚丙烯酰胺类交联酸已广泛应用于高温深井地层酸压改造中,提高其破胶效率有利于降低地层伤害和提高增产效果。通过室内试验分析了交联酸中酸的加量、温度以及破胶剂加量对交联酸破胶效果的影响,利用螯合剂络合金属离子方法,对交联酸破胶效果进行了优化。结果表明,当温度小于60 ℃、酸的加量大于15%时,交联酸的黏度大于400 mPa·s,不发生破胶;当交联酸中酸的加量为20%时,过硫酸铵加量由0.1%增至0.6%对破胶效果影响不大;温度为90 ℃时,交联酸的黏度在10 min后降至5 mPa·s,残渣含量1 470 mg/L,破胶不均匀。对比不同破胶方式下的破胶效果可知,交联酸中加入0.1%EDTA和0.1%胶囊破胶剂,60 min后其黏度降至8 mPa·s,残渣含量387 mg/L,破胶效果好。这表明,应用胶囊破胶剂和EDTA（螯合剂）的组合破胶方式,可延缓破胶剂有效成分的释放速度和降低交联酸的黏度,达到改善交联酸破胶效果的目的。      

交联酸携砂酸压在白云岩气藏改造中的应用

低渗白云岩储层自身物性条件较差,常规酸压及水力加砂压裂工艺在实际应用中不能取得明显的增产改造效果。在分析针对靖边气田现有白云岩储层改造面临的难点基础上,开展了交联酸携砂酸压工艺的研究与现场实践。该工艺将酸液携砂填充裂缝与破胶后酸化作用有机结合起来,以最终形成高导流能力的酸蚀-支撑复合裂缝,扩大了油气渗流通道。现场11井次试验表明,措施成功率达100%,最大加砂量25.1m3,压后平均返排率在82%以上,平均试气无阻流量达12×104m3/d以上,最高获37.0236×104m3/d。与邻井其他工艺增产效果相比,该工艺具有一定优势,为碳酸盐岩类储层增产改造提供了新思路。     

用红外光谱法研究交联蒙皂土的结构和酸性

用红外光谱法探讨了交联蒙皂土的结构与酸性特征。所用样品是从黑山膨润土和铝的羟合络离子为原料制备的(简称为Al-CLS)。在Al-CLS的常温干燥样品中发现730cm~(-1)峰,认为这是层间存在Johansson离子的直接证据。与原土比较,Al-CLS层结构的最大特点在于内部结构羟基易于因热运动而丢失。以NH_3为探针进行红外光谱酸性测定的结果表明,Al-CLS的Bronsted酸数量与Lewis酸相近,后者在250℃时为3.0×10~(20)sites/g。测定了Lewis酸和Bronsted酸数量随温度升高的变化规律。讨论了酸性的来源。     

SXS-1清洁稠化酸的研究与应用

克拉玛依二区石炭系油藏是基质孔和裂缝双重介质储集层的火成岩油气藏。油气藏非均质性强,孔隙、裂缝系统复杂,储层总体为低孔、低渗特征。在总结以前常规酸化改造技术特点的基础上,提出SXS-1清洁稠化酸酸化工艺技术。该酸液粘度为25~35mPa·s,可有效控制酸液的反应速度、增加酸蚀长度、降低对钢材的腐蚀率,这对于老井的酸化增产尤为重要。酸液稠化剂为一低表界张力的表面活性剂,利于残酸的快速返排,增加酸化效果。通过11次现场试验,增油2000多吨,达到较好的增产效果。     

可回收速溶稠化酸体系的研发与应用

针对目前长庆气田使用的稠化酸存在酸化后残酸液不能回收再利用、配液增稠时间长等问题,研制出了一种可回收速溶稠化酸配方,该体系由20%盐酸+2.0%~4.0%稠化剂XYS-101配制而成,性能与现用稠化酸性能相当,且具有无残渣、温控破胶、溶解增黏速度快、可实现边配边注、可回收再利用(3次以上)等特点。现场应用效果良好,在满足提高低渗气井的酸化增产效果的同时能够达到节能减排的目的。