塔河油田深穿透酸液体系性能研究.pdf

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1、2014年11月关海杰等．塔河油田深穿透酸液体系性能研究15塔河油田深穿透酸液体系性能研究关海杰，胡文庭，罗攀登(中国石化西北油田分公司工程技术研究院，乌鲁木齐830011)[摘要]针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏酸压滤失量大、酸蚀裂缝穿透距离有限等问题，优选出3种适合塔河油田深穿透酸压的工作液体系，即FRK—V180高温胶凝酸体系、KMS一5O变黏酸体系和SRGE地面交联酸体系。对3种酸液的黏度、溶蚀率、酸岩反应动力学参数、H传质系数、携砂性能及破胶性能等进行了考察，为塔河缝洞型碳酸盐岩储层实现深穿透改造提供技术支持。[关键词]塔河油田碳酸盐岩深穿透酸压塔河油田碳酸盐岩储层采用常规酸

2、压工艺改破胶性能试验、酸液体系伤害实验等对酸液体系造存在以下主要问题：1)缝洞型碳酸盐岩储层酸的综合性能进行研究。压液滤失量大，酸蚀裂缝穿透距离有限；2)单一2．1岩心溶蚀率储层改造工艺改造区域有限，控制范围不理想；实验温度为90℃，岩样质量为5～6g，酸液3)常规酸液体系不能实现长裸眼井段均质改造。用量约100mL，分别测定不同反应时间下的岩心为此笔者优选出了3种适合塔河油田深穿透酸压溶蚀率，结果表1所示。酸岩接触时间越长，溶蚀的工作液体系，即FRK—V180高温胶凝酸体系、率越高。但随着时间的增加，溶蚀速率趋缓，这是KMS一50变黏酸体系和SRGE地面交联酸体系，因为随着反应的进

3、行，酸液中H浓度降低，酸岩对3种酸液体系的综合性能进行了对比研究。接触面积减小。地面交联酸的溶蚀率远小于胶凝酸和变黏酸，是因为地面交联酸的黏度远大于后1深穿透酸液体系调研者，H传质系数也比后者小很多。胶凝酸即稠化酸，是碳酸盐岩储层深度酸化的主流酸液体系之一。酸液稠化剂主要由丙烯酰表1酸液溶蚀率随反应时间的变化胺或烯类单体与一些含有耐温抗盐基团的单体共聚得到，目前这类稠化剂的应用最为广泛⋯。变黏酸是一种能有效控制酸液滤失的新型酸液体系，包括温控变黏酸和pH控制变黏酸。温控变黏酸具有良好的高温流变性能，其酸岩反应速度为目前常用胶凝酸的1／3左右，能实现活性酸酸液的深穿透。pH变黏酸目前应

4、用较多的是降滤失酸和黏弹性表面活性剂基变黏酸J。2．2酸液性能参数地面交联酸具有黏度高、滤失低、摩阻低、易2．2．1酸液黏度泵送、酸岩反应速度慢、造缝效率高、易返排、流变测定不同温度下3种酸液体系的黏度，结果性好、能携沙等一系列优点，可以实现酸液体系深如表2所示。胶凝酸和变黏酸的初始黏度相近，穿透。目前常用的稠化剂是丙烯酰胺类聚合物及地面交联酸的初始黏度最大。温度相同时，地面乙烯类聚合物_3J，其中丙烯酰胺类聚合物应用最交联酸的黏度远大于另外2种酸液体系。随着温广。度升高，胶凝酸和变黏酸的黏度整体呈缓慢下降2深穿透酸液体系性能研究收稿日期：2014—10—22。实验中3种酸液体系中盐

5、酸的质量分数均为作者简介：关海杰，硕士，助理工程师，主要从事储层改造技20％。通过酸岩表面反应动力学参数试验、岩心术及理论研究工作。基金项目：国家科技重大专项课题6“缝洞型碳酸盐岩油藏溶蚀率测定、酸液黏温性能试验、酸液携砂性能及高效酸压改造技术”(201IZX05014—006)。精细石油化工进展16ADVANCESINFINEPETROCHEMICALS第15卷第6期趋势，而地面交联酸的黏度则急剧下降。温度升根据质量作用定律，当温度、压力恒定时，酸至125oC时，胶凝酸和地面交联酸的黏度均达到岩反应速率与反应物浓度的m次方成正比，计算100℃以上高温条件下的相对高峰值。公式如下：t

6、，=K×C表23种酸液体系在不同温度下的黏度式中，l，为酸岩反应速率，mol／(cm。·s)；K为反应速率常数，(mol／L)～·mol／(cm·s)；C为酸液起始浓度，mol／L；m为反应级数，无因次。根据表3～表5的数据，采用最小二乘法线性回归得到3种酸液体系的酸岩反应动力学参数，140oC时变黏酸和地面交联酸、130oC时胶凝酸的酸岩反应动力学方程分别如下：2．2．2酸一岩表面反应动力学J=6．4047×10一×C1-酸蚀裂缝的导流能力与岩石的成分、酸一岩．，：4．2658X10‘。×ClI．反应的速度、酸对裂缝壁面的不均匀刻蚀程度、酸J：1．6761×10一×C10．压形成的

7、裂缝长度等因素有关，酸一岩反应基胶凝酸的反应速率常数大于变黏酸和地面交本参数的研究对酸化施工具有重要意义。联酸，高温时变黏酸的反应速率常数和地面交联用质量分数为20％的鲜酸制得性能稳定的酸相差不大，说明高温下变黏酸和地面交联酸的酸液体系，圆柱形岩心长3cm，直径2．5cm，岩黏度较大，可以有效降低酸岩反应速率。L,／酸液质量比为1：40。将岩心置于反应釜中，2．2．3H传质系数调节加热控制装置，将酸液加热至预设温度，将酸酸压时酸液沿裂缝流动并反应，浓度逐渐