白建文 陶秀娟 韓紅旭 朱李安 楊 超 翟曉鵬 郭志陽

1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院 2.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院 3.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室

4.陜西科技大學(xué) 5.中國石油長慶油田公司工程監(jiān)督處 6.陜西省陸相頁巖氣成藏與開發(fā)重點實驗室

0 引言

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東區(qū)下古生界海相碳酸鹽巖氣藏儲層基質(zhì)普遍致密，且埋藏較深[1-2]，酸化或酸化壓裂是增產(chǎn)改造的必要措施[3-5]。酸化常選用價格低廉、酸蝕性能優(yōu)良的鹽酸溶液作為基礎(chǔ)液。為了延緩鹽酸的反應(yīng)速度，通常采用稠化劑對酸液體系進行增黏，一方面可以降低酸液的濾失，另一方面可以形成膠體網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，降低H＋的擴散[6]。同時，通過加入一定濃度的表面活性劑，使疏水締合聚合物與表面活性劑經(jīng)過自組裝作用形成空間網(wǎng)格結(jié)構(gòu)，增加溶液黏彈性，從而利于攜砂[7]。此外，稠化酸還具有酸壓時能形成寬裂縫、濾失量小、摩阻低、懸浮固體微粒性能好等特性，因而被廣泛應(yīng)用于碳酸鹽巖的儲層改造。

現(xiàn)有稠化酸體系通常由稠化劑、緩蝕劑、鐵離子穩(wěn)定劑等4～6種添加劑和基礎(chǔ)酸液組成[8-9]。在現(xiàn)場施工過程中，一方面要考慮各種添加劑之間的配伍性；另一方面，施工前，各種添加劑均需與基礎(chǔ)酸液提前混合配液。在蘇里格氣田東區(qū)碳酸鹽巖儲層的酸壓改造中，現(xiàn)有稠化酸體系配方包含基礎(chǔ)鹽酸（濃度為20%）和緩蝕劑HJF-94（濃度為1.5%）、鐵離子穩(wěn)定劑檸檬酸（濃度為0.15%）、助排劑CF-5A（濃度為0.5%）、稠化劑CJ1-2（濃度為1.8%）及起泡劑YFP-1（濃度為0.5%）在內(nèi)的5種添加劑。為保證各種添加劑在加入鹽酸后能混合均勻，酸化作業(yè)施工前，需提前一天將5種添加劑按照一定的順序加入鹽酸中，循環(huán)混合，酸液配制流程復(fù)雜、耗時長、工作效率低，無法滿足大規(guī)模酸壓連續(xù)作業(yè)的要求。

為此，研發(fā)了一種多功能酰胺類稠化劑（GA），將其加入濃度為20%的鹽酸溶液，攪拌后得到稠化酸GAS；通過室內(nèi)實驗評價不同GA加量下GAS的黏度、緩蝕性能、緩速性能、耐溫抗剪切性、GAS對巖心的改造能力、鐵離子穩(wěn)定性、GAS破膠性能和殘渣含量；在此基礎(chǔ)上，采用GA加量為3%和6%的GAS酸液在蘇里格氣田東區(qū)碳酸鹽巖儲層進行了酸壓改造試驗，取得了良好的現(xiàn)場試驗效果，為碳酸鹽巖酸化壓裂中稠化酸體系的開發(fā)提供新思路。

1 稠化劑GA及稠化酸GAS的性能

首先，采用溶液聚合法[10]制得酰胺類稠化劑GA，然后，往鹽酸溶液中加入一定比例的GA即得稠化酸GAS，在此基礎(chǔ)上，開展室內(nèi)實驗評價GA在不同濃度鹽酸溶液中的溶解性能，以及不同GA加量下GAS的黏度、緩蝕性能、緩速性能、耐溫抗剪切性、巖心改造能力、鐵離子穩(wěn)定性、破膠性能和殘渣含量，從而為后續(xù)的現(xiàn)場試驗提供支撐。

1.1 稠化劑GA溶解性能

在室溫及GA加量為3%的條件下，測試其加入不同濃度的鹽酸溶液后完全溶解所需的時間，評價GA在鹽酸溶液中的溶解能力。實驗結(jié)果顯示，經(jīng)過攪拌，GA在濃度為2%、8%、15%、17%、20%、22%和28%的鹽酸中完全溶解的時間分別為9 s、17 s、30 s、37 s、43 s、52 s、80 s?？梢钥闯?，GA在不同濃度的鹽酸酸液中均能夠較快溶解。由于在蘇里格氣田碳酸鹽巖儲層進行酸化改造時通常采用濃度為20%的HCl作為基礎(chǔ)酸液，因此，在室溫及GA加量為3%的條件下，將GA加入濃度為20%的HCl溶液中并攪拌，43 s后GA完全溶解，能夠滿足現(xiàn)場快速混配的需要。

1.2 不同GA加量下GAS酸液的黏度

室溫條件下，通過改變基礎(chǔ)HCl溶液中GA的加量，評價不同GA加量下GAS黏度的變化，從而優(yōu)選GA的加量。GA加量分別為0.1%、0.5%、1.0%、1.5%、2.0%、2.5%、3.0%、3.5%、4.0%、5.0%和6.0%時，GAS的表觀黏度分別為2.68 mPa·s、16.37 mPa·s、29.17 mPa·s、43.31 mPa·s、68.41 mPa·s、102.19 mPa·s、123.01 mPa·s、139.14 mPa·s、150.35 mPa·s、160.26 mPa·s和170.30 mPa·s。

當(dāng)GA加 量 為1.0%時，GAS黏 度 可 達(dá)29.17 mPa·s，與蘇里格氣田現(xiàn)用常規(guī)稠化酸的黏度相當(dāng)。GA加量越多，GAS黏度越高?？紤]酸化及加砂酸壓對酸液黏度的要求，結(jié)合對GA溶解速度和成本因素的考慮，優(yōu)選GA加量為3%和6%的稠化酸（GAS）作為蘇里格氣田東區(qū)碳酸鹽巖儲層改造所用的稠化酸，分別命名為1號、2號GAS酸液，酸液黏度分別為123.01 mPa·s和170.30 mPa·s。

1.3 GAS酸液緩蝕性能

依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標(biāo)》[11]中常壓靜態(tài)腐蝕速率、緩蝕率測定方法及評價指標(biāo)，采用掛片失量法評價GAS酸液的緩蝕性能。常壓下，當(dāng)酸液溫度升至90 ℃時，將打磨、清洗、干燥后的N80試驗鋼片稱量后分別吊掛且放入1號、2號GAS酸液中，4 h后，取出N80試驗鋼片，清洗、干燥后進行稱量，計算得到在1號和2號GAS酸液中，單片N80標(biāo)準(zhǔn)試件的腐蝕速率分別為3.04 g/(m2·h)和2.95 g/(m2·h)，均滿足中華人民共和國石油天然氣緩蝕劑評價指標(biāo)的一級行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

1.4 GAS酸液緩速性能

蘇里格氣田東區(qū)下古生界碳酸鹽巖儲層埋深一般介于3 100～3 600 m，儲層溫度介于100.9～115.4 ℃，為準(zhǔn)確評價GAS酸液的改造效果，測試GAS酸液的緩速性能時，溫度介于100～115 ℃。

選取蘇東-C井碳酸鹽巖儲層巖心，采用旋轉(zhuǎn)圓盤酸巖反應(yīng)儀，在常壓、100 ℃、面容比為1∶4條件下開展碳酸鹽巖靜態(tài)酸巖實驗，測試殘酸濃度隨時間的變化。對比評價了濃度為20%的HCl、常規(guī)稠化酸及GA加量為3%和6%的GAS酸液的緩速性能。面容比表示酸巖反應(yīng)中巖石的反應(yīng)面積與參與反應(yīng)的酸液體積的比值，面容比越大，酸液與巖石接觸的面積就越大，發(fā)生反應(yīng)的機會就越多，反應(yīng)速度就越快[12]。如圖1所示，在靜態(tài)酸巖反應(yīng)過程中，隨著反應(yīng)的進行，相同殘酸濃度下，GAS酸液與巖石發(fā)生反應(yīng)所用的時間更長；當(dāng)殘酸濃度降至3%左右時，1號GAS和2號GAS酸液體系發(fā)生酸巖反應(yīng)用時分別為214 min和235 min，分別是HCl（濃度為20%）用時的7.6倍和8.4倍，常規(guī)稠化酸用時為190 min，是HCl（濃度為20%）用時的6.8倍。酸巖反應(yīng)用時長，則酸巖反應(yīng)速度慢，有利于延緩酸蝕孔的生長，提升酸壓改造效果。因而，在實際生產(chǎn)中優(yōu)先選擇具有較高黏度且酸巖反應(yīng)速度相對較慢的酸液體系[13]。

圖1 不同酸液體系靜態(tài)酸巖反應(yīng)時間與殘酸濃度關(guān)系圖

1.5 GAS酸液耐溫抗剪切性

壓裂液耐溫抗剪切性是評價壓裂液攜砂性能的重要指標(biāo)，不同溫度和剪切速度下酸液良好的黏彈性是酸液具備良好攜砂能力的重要保證[14]。室內(nèi)利用Haake Mars III流變儀，采用SY/T 5107—2005《水基壓裂液性能評價方法》[15]關(guān)于壓裂液流變參數(shù)的測試方法，對常規(guī)稠化酸、1號和2號GAS酸液的耐溫抗剪切性能進行評價。

在樣品杯中加滿酸液后，對樣品加熱，同時轉(zhuǎn)子以170 s－1的剪切速率轉(zhuǎn)動，控制升溫速度為1.0±0.2℃/min，升溫至100 ℃（儲層溫度），連續(xù)剪切80 min，如圖2所示，隨著測試溫度升高，常規(guī)稠化酸、GAS酸液黏度均呈現(xiàn)下降趨勢；在100 ℃條件下，連續(xù)剪切80 min，1號、2號GAS酸液和常規(guī)稠化酸的黏度分別降至23 mPa·s、58 mPa·s和8 mPa·s，GAS酸液體系表現(xiàn)出了更優(yōu)良的耐溫抗剪切性。

圖2 酸液剪切流變曲線圖

1.6 GAS酸液對巖心的改造能力

選取蘇東X1、X2井碳酸鹽巖儲層不同層段巖心各2塊，鉆取直徑為25 mm的巖心柱塞，利用高溫高壓巖心評價實驗設(shè)備，在溫度介于110～115 ℃，圍壓介于28～29 MPa條件下，注入酸液3PV，即注入的酸液體積為巖心柱塞總孔隙體積的3倍，酸液流速為3 mL/min，測試酸液流過巖心前后巖心的滲透率，分析GAS酸液對巖心的酸蝕改造效果。如表1所示，經(jīng)酸蝕改造后，巖心滲透率明顯提高，與原始巖心相比巖心平均滲透率增大近2倍，可見GAS酸液對碳酸鹽巖儲層的改造能力良好。

1.7 GAS酸液破膠性能與殘渣含量

90 ℃條件下評價GA加量為6%的GAS酸液的破膠性能。將200 mL酸液放入90 ℃水浴中，加入一定比例破膠劑后1.5 h、2.0 h、2.5 h分別測試酸液黏度。如表2所示，在90 ℃條件下，破膠劑加量為0.01%、0.02%、0.03%，用時1.5 h、2.0 h、2.5 h，酸液黏度均降至5 mPa·s以下，酸液破膠性能良好。

表1 酸蝕改造前后巖心滲透率變化數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

表2 破膠劑加入后GAS體系黏度變化數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

同時，參考GB/T 9740—2008《化學(xué)試劑蒸發(fā)殘渣測定通用方法》[16]，測得當(dāng)GA加量為3%和6%時，1號和2號GAS體系的平均殘渣含量分別為10.6 mg/L和12.3 mg/L。而蘇里格氣田東區(qū)碳酸鹽巖氣藏儲層酸壓改造中現(xiàn)用常規(guī)稠化酸體系的平均殘渣含量為122 mg/L，GAS酸液的殘渣含量僅為常規(guī)稠化酸的10%左右，采用GAS酸液進行酸壓作業(yè)對儲層的傷害明顯降低。

1.8 鐵離子穩(wěn)定性

常溫下，取濃度介于1%～3%的FeCl3溶液，加入破膠后的2號GAS酸液，以濃度為20%的NaOH溶液為pH調(diào)節(jié)劑，調(diào)節(jié)破膠后酸液體系的pH值，并觀察溶液中出現(xiàn)沉淀的情況以測試鐵離子的穩(wěn)定性。測試結(jié)果顯示，當(dāng)破膠后的2號GAS酸液中FeCl3濃度為1%時，調(diào)節(jié)體系pH值從1升至8，均沒有沉淀生成；當(dāng)FeCl3濃度為2%時，調(diào)節(jié)體系pH值從1升至7，均沒有沉淀析出，當(dāng)體系pH值上升至8時，有沉淀析出；當(dāng)FeCl3濃度為3%時，體系pH值上升至7、8時有沉淀析出?？偟膩砜?，鐵離子在破膠后的GAS酸液體系中穩(wěn)定性好，不易發(fā)生沉淀從而堵塞地層。

1.9 綜合評價

由室內(nèi)實驗評價結(jié)果可以看出，GA稠化劑在鹽酸溶液中能快速溶解，為稠化酸的連續(xù)混配提供前提條件；優(yōu)選的1號和2號GAS酸液的黏度遠(yuǎn)高于蘇里格氣田實施酸壓改造所用的常規(guī)稠化酸，酸液具有良好的緩蝕性能、緩速性能、耐溫抗剪切性和對巖心的改造能力，且酸液破膠速度快、殘渣含量少，鐵離子穩(wěn)定性好?？傮w看來，GAS酸液的性能滿足蘇里格氣田碳酸鹽巖儲層進行酸壓改造的要求。

2 現(xiàn)場試驗

利用優(yōu)選的1號、2號GAS酸液在蘇里格氣田東區(qū)碳酸鹽巖儲層進行酸壓改造試驗，現(xiàn)場酸壓15井次，成功率達(dá)86.7%。其中，在蘇東G井采用2號GAS酸液進行加砂酸壓，其余的14井次均采用1號GAS酸液進行酸壓改造。

2.1 試驗井和對比井概況

以蘇東A井（試驗井）和蘇東A1井（對比井）為例，評價GAS酸液的現(xiàn)場應(yīng)用效果。這兩口井位于同一井場，蘇東A井為定向井，蘇東A1井為直井。如表3所示，蘇東A井和蘇東A1井鉆遇的儲層厚度相當(dāng)，其中蘇東A井儲層厚度為8.6 m、儲層垂直厚度為7.78 m，蘇東A1井的儲層厚度為7.8 m；蘇東A井儲層平均孔隙度為4.58%，平均滲透率為0.614 mD，含氣飽和度介于47.8%～ 65.0%，蘇東A1井儲層平均孔隙度為5.96%，平均滲透率為1.226 mD，含氣飽和度介于46.93%～86.64%。兩口井的儲層品質(zhì)總體相當(dāng)，且蘇東A1井儲層物性相對較好。此次，蘇東A井在下古生界碳酸鹽巖儲層進行1號GAS酸液的酸壓改造，蘇東A1井在該儲層進行常規(guī)稠化酸的酸壓改造。

2.2 GAS酸液現(xiàn)場連續(xù)混配工藝

根據(jù)現(xiàn)場施工條件和經(jīng)驗選取GA泵注排量為2～4 m3/min，結(jié)合現(xiàn)場取樣測試酸液黏度，確定最佳GA加入速度，連續(xù)混配；現(xiàn)場實測1號GAS酸液表觀黏度為112 mPa·s，2號GAS酸液表觀黏度為160 mPa·s，常規(guī)稠化酸表觀黏度為25 mPa·s。相比與常規(guī)稠化酸，GAS酸液的配方大大簡化，能夠?qū)崿F(xiàn)GAS酸液在線連續(xù)混配，能夠滿足大規(guī)模、連續(xù)施工的要求。而常規(guī)稠化酸則需要在酸壓施工前提前配制，若已配制的酸液放置時間過長，還容易導(dǎo)致液體性能變差，無法滿足儲層改造的要求。

表3 蘇東A井（定向井）、蘇東A1井（直井）馬五段測井解釋結(jié)果統(tǒng)計表

2.3 現(xiàn)場試驗結(jié)果

2017年9月，在蘇東A井馬五段采用1號GAS酸液進行酸壓，入地酸液總量為100 m3，施工排量為3.5 m3/min，井筒在8 h內(nèi)排通，經(jīng)過40 h入地酸液返排率達(dá)到80%。

2.3.1 施工曲線

如圖3所示，隨著1號GAS酸液擠入地層，儲層發(fā)生初始破裂（分別對應(yīng)A、D點）；隨著酸液泵入量增加，油壓上升至最高點（分別對應(yīng)B、E點）后突降，儲層發(fā)生破裂造縫；曲線BC、EF顯示油壓曲線波動明顯，對應(yīng)多個破裂點，可見在馬五段，隨著酸液在裂縫中延伸，溝通了周圍新的裂縫，這是由于碳酸鹽巖儲層天然微裂縫較發(fā)育，在酸壓改造過程中不斷有微裂縫被壓開，形成的人工裂縫有效溝通了儲層中的天然微裂縫和孔隙[17]，實現(xiàn)裂縫“造縫”與“擴縫”，具有碳酸鹽巖儲層酸壓改造的特點[18-20]。GAS酸液的應(yīng)用實現(xiàn)了對碳酸鹽巖儲層的良好改造。

2.3.2 排液情況及殘酸性能

如表4所示，1號GAS酸液能在更短的時間內(nèi)排通，其排通周期比常規(guī)稠化酸縮短50%；1號GAS酸液的最終返排率比常規(guī)稠化酸提高5.5%?？梢钥闯觯鄬τ诔Ｒ?guī)稠化酸，1號GAS酸液體系返排能力更強，對儲層造成的傷害更小。

2.3.3 效果評價

圖3 蘇東A井酸壓施工曲線圖（1號GAS酸液）

表4 蘇東A井與蘇東A1井排液效果對比表

蘇東A1井測試產(chǎn)氣量為1.7×104m3/d、無阻流量為3.4×104m3/d；蘇東A井測試產(chǎn)氣量為2.3×104m3/d、無阻流量為5.0×104m3/d。可以看出，蘇東A井儲層物性雖稍遜于蘇東A1井，但酸壓后，蘇東A井的無阻流量比蘇東A1井高47%。與常規(guī)稠化酸相比，1號GAS酸液體系黏度較高、耐溫抗剪切性好，在酸壓過程中酸液的濾失速度較慢，達(dá)到相同殘酸濃度時所反應(yīng)的時間更長，酸壓后形成的裂縫寬度更寬，對儲層的改造效果更好。

3 結(jié)論

1）GA稠化劑在鹽酸溶液中能快速溶解，為稠化酸的連續(xù)混配提供了前提條件。

2）GAS酸液的黏度遠(yuǎn)高于常規(guī)稠化酸，且GAS酸液具有良好的緩蝕性能、緩速性能、耐溫抗剪切性和對巖心的改造能力，同時GAS酸液破膠速度快、殘渣含量少，鐵離子穩(wěn)定性好。

3）GAS酸液在配制過程中只在基礎(chǔ)酸液中加入一種添加劑GA，簡化了稠化酸酸液配制流程，實現(xiàn)了現(xiàn)場酸液連續(xù)混配，解決了配制常規(guī)稠化酸需要加入多種添加劑所導(dǎo)致的配制流程復(fù)雜、施工效率低的難題。

4）利用優(yōu)選的1號、2號GAS酸液在蘇里格氣田東區(qū)碳酸鹽巖儲層進行酸壓改造試驗，現(xiàn)場酸壓15井次，成功率達(dá)86.7%，在儲層物性稍遜的情況下，試驗井采用GAS酸液進行酸壓后測試的無阻流量高于酸壓采用常規(guī)稠化酸的對比井，GAS酸液對碳酸鹽巖儲層的改造效果更好。