CN110791279A

CN110791279A - 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系

Info

Publication number: CN110791279A
Application number: CN201911126432.6A
Authority: CN
Inventors: 黄兴; 薛俊杰; 雷博
Original assignee: Xian Shiyou University
Current assignee: Xian Shiyou University
Priority date: 2019-11-18
Filing date: 2019-11-18
Publication date: 2020-02-14

Abstract

一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，按照质量分数计，包括：6％～12％盐酸、1％～3％甜菜碱、4％～8％增强剂、0.05％～0.2％柠檬酸、0.5％～2％氯化铵、0.5％～2％缓蚀剂、0.1％～0.4％助排剂、0.05％～0.2％破乳剂，余量为水，以上各组分之和为100％；本发明酸液体系在酸化中，酸液粘度的升高降低了酸液滤失，迫使更多的鲜酸进入地层深部，增加了酸液有效作用距离，酸化结束后，高粘度的流体遇到地层中原油时自动破胶变成低粘流体，使地层不会受到二次伤害。

Description

一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系。

背景技术

随着油田开发力度的增大，水驱能量的增加，以及压裂过程、水驱过程外来流体对储层可能会产生一些伤害，在油井的长期开采过程中带来一些新的问题，如在水驱过程中往往造成地层中细小砂体的运移堵塞出油孔道，以及地层结垢污染出油孔道现象，造成出油孔道的堵塞污染。由于这些原因，使油井的表皮系数增大，造成一些油井产量的降低。

为此，有必要对含油储层(裂缝砂岩油藏)进行酸化处理，即通过井眼向地层注入一种或几种酸液(或酸混合物)，利用酸与地层中可反应矿物的化学反应，疏通堵塞通道和低渗透率出油孔道，开发挖掘低渗透率油层产油潜力，清除油井开发或开采过程中产生的砂粒运移及结垢物对油层孔道的污染，以恢复或改善地层的渗透性能，降低出油阻力，从而达到增产、增注的效果，以提高原油采收率。

目前从酸化解堵措施效果来看，增产、增注的效果并不理想，并不是酸液解堵塞效果差，主要原因在于“指进”现象，酸液并没有完全按预期设想进入堵塞带进行解堵，而是进入渗流阻力小的高渗层，对其基质进行改善，堵塞物无法完全解除，储层堵塞物会加剧结垢，降低产量，从而缩短酸化措施有效期。

发明内容

为解决上述背景技术中存在的问题，本发明的目的在于提出一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，该酸液溶蚀能力强、缓速效果好、粘度适中并且具有分流转向特点，可以减少酸液“指进”现象。

为了达到上述目的，本发明的技术方案是：

一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，按照质量分数计，包括：

6％～12％盐酸、1％～3％甜菜碱、4％～8％增强剂、0.05％～0.2％柠檬酸、0.5％～2％氯化铵、0.5％～2％缓蚀剂、0.1％～0.4％助排剂、0.05％～0.2％破乳剂，余量为水，以上各组分之和为100％；

所述增强剂为JD-30B增强剂；

所述缓蚀剂为硝酸钠、氟化钾和三聚磷酸钠中的一种；

所述助排剂为脂肪酸聚氧乙烯酯、聚氧乙烯烷基胺、聚氧乙烯烷基酰胺中的一种；

所述破乳剂为破乳剂MQ801。

优选地，所述适用于低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，其特殊之处在于，按照质量分数计，包括：

8％～10％盐酸、1％～2％甜菜碱、5％～7％JD-30B增强剂、0.05％～0.15％柠檬酸、0.5％～1％氯化铵、0.5％～1.5％硝酸钠、0.2％～0.4％聚氧乙烯烷基酰胺、0.05％～0.15％破乳剂MQ801，余量为水，以上各组分之和为100％。

9％盐酸、1.5％甜菜碱、6％JD-30B增强剂、0.1％柠檬酸、1％氯化铵、1％硝酸钠、0.3％聚氧乙烯烷基酰胺、0.1％破乳剂MQ801，余量为水，以上各组分之和为100％。

本发明的优点：

1)本发明一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，酸液体系以低粘的酸液进入砂岩储层时，随着酸岩反应的进行，酸浓度不断下降，溶液的pH值升高，NaCl、CaCl₂、MgCl₂浓度增加，使粘弹性流体中的长杆状表面活性剂分子转变成相互缠织在一起的蠕虫状胶束，高粘度流体充当了暂时的屏障作用，酸液在砂岩储层分流转向，把后续酸液分流到低渗透处理层；在酸化中，酸液粘度的升高降低了酸液滤失，迫使更多的鲜酸进入地层深部，增加了酸液有效作用距离，酸化结束后，高粘度的流体遇到地层中原油时自动破胶变成低粘流体，使地层不会受到二次伤害；

2)针对姬塬油田裂缝性储层酸化存在问题，优选出了一套高粘强溶蚀酸液体系；

3)高粘强溶蚀酸液体系有极强的溶蚀和缓速性能，有特殊的自转向性能，并且有良好的缓蚀、破乳、界面张力、润湿、配伍性能；

4)高粘强溶蚀酸液体系对姬塬油田长2、长4+5、长8储层岩心伤害均为改善，说明酸液对储层适应性良好，有利于老井人工裂缝储层深部深度解堵。

附图说明

图1为高粘强溶蚀酸液体系粘温测试结果。

图2为高粘强溶蚀酸液体系在不同pH值下的变化。

图3为酸液体系对岩屑溶蚀性能结果。

图4为酸液体系对岩块溶蚀性能结果。

图5为酸液对垢样溶蚀性能结果。

图6为酸液与大理石反应的H+浓度变化曲线。

图7为高粘强溶蚀酸液体系转向效率。

具体实施方式

为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施方式中的附图，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。

实施例一

一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，按照质量分数计包括：

6％盐酸、1％甜菜碱、4％增强剂、0.05％柠檬酸、0.5％氯化铵、0.5％缓蚀剂、0.1％助排剂、0.05％破乳剂，余量为水，以上各组分之和为100％；

所述增强剂为JD-30B增强剂；

所述缓蚀剂为硝酸钠；

所述助排剂为脂肪酸聚氧乙烯酯；

所述破乳剂为为破乳剂MQ801。

实施例二

12％盐酸、3％甜菜碱、8％增强剂、0.2％柠檬酸、2％氯化铵、2％缓蚀剂、0.4％助排剂、0.2％破乳剂，余量为水，以上各组分之和为100％；

所述增强剂为JD-30B增强剂；

所述缓蚀剂为氟化钾；

所述助排剂为聚氧乙烯烷基胺；

所述破乳剂为为破乳剂MQ801。

实施例三

8％％盐酸、1％甜菜碱、5％JD-30B增强剂、0.05％柠檬酸、0.5％氯化铵、0.5％硝酸钠、0.2％聚氧乙烯烷基酰胺、0.05％破乳剂MQ801，余量为水，以上各组分之和为100％。

实施例四

10％盐酸、2％甜菜碱、7％JD-30B增强剂、0.15％柠檬酸、1％氯化铵、1.5％硝酸钠、0.4％聚氧乙烯烷基酰胺、0.15％破乳剂MQ801，余量为水，以上各组分之和为100％。

实施例五

针对实施例五，对本发明的高粘强溶蚀酸液体系综合性能评价：

1、体系稳定性能

室内将高粘强溶蚀酸液体系中各组分按比例配制，室温下(25℃、24h)进行交叉配伍性能实验，实验现象见表1。

表1添加剂交叉配伍性能结果

盐酸

甜菜碱

增强剂

氯化铵

助排剂

缓蚀剂

柠檬酸

破乳剂

盐酸

/

清澈/增稠

清澈

甜菜碱

清澈/增稠

/

清澈/增稠

增强剂

清澈

清澈/增稠

/

清澈

氯化铵

清澈

清澈/增稠

清澈

/

清澈

助排剂

清澈

清澈/增稠

清澈

/

清澈

缓蚀剂

清澈

清澈/增稠

清澈

/

清澈

柠檬酸

清澈

清澈/增稠

清澈

/

清澈

破乳剂

清澈

清澈/增稠

清澈

/

实验现象表明，酸液体系中各添加剂之间配伍性良好；

按适用于低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系中酸液和添加剂的加量配制好溶液，分别在室温和70℃条件下观察酸液的稳定性能，参见表2。

表2酸液稳定性能实验

实验现象表明，酸液配方的在常温和储层温度下具有较好的稳定性。

2、缓蚀性能

室内按照石油天然气行业标准SY/T5405－1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》评价了适用于低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系的静态腐蚀性能，参见表3。

表3静态腐蚀试验

实验结果可以看出，高粘强溶蚀酸液体系在不同温度下对N80钢片的腐蚀速率满足行业二级要求指标，能够满足现场施工要求。

3、流变性能

(1)高粘强溶蚀酸液体系鲜酸流变实验

由于高粘强溶蚀酸液体系以低粘的酸液进入砂岩储层，因此酸液粘度不宜过高，否则酸液无法进去支撑剂充填裂缝内，因此室内对高粘强溶蚀酸液体系进行粘温测试，结果见下图1。

实验结果可以看出，高粘强溶蚀酸液体系在常温下粘度在60mPa.s，随温度升高粘度开始降低，温度升高至储层温度时高粘强溶蚀酸液体系粘度在30mPa.s，酸液能正常进入支撑剂充填裂缝内。

(2)高粘强溶蚀酸液体系残酸粘度变化实验

高粘强溶蚀酸液体系随着酸岩反应的进行，酸浓度不断下降，溶液的pH值升高，酸液体系粘度会不断升高，高粘度流体在砂岩储层裂缝内充当了暂时的屏壁作用，把后续酸液分流到低渗透处理层或堵塞物层。

室内模拟储层条件，在储层温度下，用Na2CO3(一价盐)或CaCO3(二价盐)缓慢将体系pH升高，高粘强溶蚀酸液体系测量不同pH值下的粘度，结果见图2。

实验结果可以看出，高粘强溶蚀酸液体系pH在大于1后粘度快速上升，粘度达到200mPa.s左右，随pH升高粘度越来越大，高粘强溶蚀酸液体系能满足在砂岩储层裂缝内充当了暂时的屏壁作用。同时二价盐对高粘强溶蚀酸液体系增粘效果要好于一价盐。

4、溶蚀性能

(1)岩屑溶蚀实验

室内配制好高粘强溶蚀酸液体系和土酸，将对应岩屑(100目，岩屑水洗，烘干)分别和酸液按照1:20(m/v)比例搅拌润湿，在70℃条件下放置，分别测量反应0.5h、1h、2h、3h和4h时岩屑的溶蚀率，实验结果见图3。

从结果可得出，高粘强溶蚀酸液体系对岩屑2.5小时的溶蚀率与土酸溶蚀率相当，当反应达到4小时后，高粘强溶蚀酸液体系溶蚀能力为1.2倍以上，随时间增加溶蚀能力更强。

室内配制好高粘强溶蚀酸液体系和土酸，将对应岩块(直径2.54cm，岩块水洗，烘干)分别和酸液按照1:20(m/v)比例搅拌润湿，在70℃条件下放置，分别测量反应0.5h、1h、2h、3h和4h时岩块的溶蚀率，实验结果见图4。

从结果可得出，高粘强溶蚀酸液体系对岩块2小时的溶蚀率与土酸溶蚀率相当，当反应达到4小时后，高粘强溶蚀酸液体系溶蚀能力为1.7倍以上，随时间增加溶蚀能力更强。说明高粘强溶蚀酸液体系对裂缝壁面两侧岩石及裂缝内堵塞物有较好的解除能力。

(2)垢样溶蚀实验

室内对姬塬油田长8储层垢样进行分析，结果如表4。

表4姬塬油田长8储层垢样分析

室内配制好高粘强溶蚀酸液体系体系，将对应垢样(100目，垢样水洗，烘干)分别和酸液按照1:20(m/v)比例搅拌润湿，在70℃条件下放置，分别测量反应0.5h、1h、1.5h、2h、3h和4h时岩屑的溶蚀率，实验结果如表5。

表5酸液对垢样溶蚀性能结果

从结果可得出，高粘强溶蚀酸液体系对垢样在1.5小时的溶蚀率与土酸溶蚀率比较接近达到80％，但是从图5曲线上看，明显高粘强溶蚀酸液体系在1.5小时内明显反应速度减慢，随时间增长溶蚀率提高，最终溶蚀率能到达95％，而土酸在长时间下溶蚀率有一定程度降低，可能是重新产生二次沉淀，同时说明高粘强溶蚀酸液体系和土酸相比较能减少酸液酸渣生成。

(3)支撑剂溶蚀实验

室内配制好高粘强溶蚀酸液体系体系，将支撑剂(2--40目石英砂和陶粒，烘干)分别和酸液按照1:20(m/v)比例搅拌润湿，在70℃条件下放置，分别测量反应1h、2h、3h和4h时支撑剂的溶蚀率，实验结果如下。

表6酸液对垢样溶蚀性能结果

从结果可得出，高粘强溶蚀酸液体系对支撑剂(石英砂和陶粒)在4小时的溶蚀率小于5％，说明高粘强溶蚀酸液体系不会破坏裂缝内支撑剂结构。

5、缓速性能

室内通过以常规酸液与碳酸钙反应，来对比考察酸液体系的缓速性能，为了结合储层试验中以大理石代理碳酸钙。室内将土酸、高粘强溶蚀酸液体系与大理石反应过程中，测量溶液中残酸浓度的变化规律。实验在80℃温度下进行。当酸液与大理石反应开始计时，到设计时间时取小样lml反应的液体，取样之后立即用蒸馏水冷却，用标定好了的氢氧化钠溶液滴定残酸浓度。实验采用平行取样，得到结果如图6所示。

实验结果显示，当高粘强溶蚀酸液体系的残酸浓度下降到一半的时间是土酸残酸浓度下降到一半的时间的10～15倍，在1h时高粘强溶蚀酸液体系下降缓慢，由于反应产生离子使高粘强溶蚀酸液体系的粘度增加，减缓酸液反应速率，因此高粘强溶蚀酸液体系更有利于深部、深度酸化。

6、分流转向性能

室内使用酸化驱替仪双岩心装置测试转向效率试验。将两块有一定差距渗透率岩心固定在岩心夹持器里，首先用煤油分别测量的两块岩心的初始渗透率，然后向两块岩心中注高粘强溶蚀酸液体系，用煤油分别测量注分流酸后岩心的渗透率，如图7所示。

转向效率用来描述转向剂的转向效果，可以定义为：

转向效率＝1-高渗岩心注转向剂后渗透率/高渗岩心初始渗透率*100％

岩心1#和岩心2#的初始渗透率分别为4.436×10-3μm2和0.372×10-3μm2。注入高粘强溶蚀酸液，岩心1#的渗透率为0.452×10-3μm2，下降了89.8％，岩心2#的渗透率为0.225×10-3μm2，比初始渗透率下降了39.5％。高粘强溶蚀酸液注入后，岩心1#的渗透率升至4.948×10-3μm2，比初始渗透率上升了11.5％，同时岩心2#的渗透率升为0.791×10-3μm2，比初始渗透率上升了112.6％。这组实验说明了高粘强溶蚀酸液具有良好转向性能，转向效率为89.8％。

7、降粘性能

高粘强溶蚀酸液体系在施工结束后应有一个较低的粘度应利于酸化液的返排，室内考察了高粘强溶蚀酸液体系(PH为2左右)中加入不同量的原油后，体系的粘度变化情况，结果见表7。

表7高粘强溶蚀酸液体系降粘结果

原油加量/％	0	1	3	5	10	20
							体系粘度/mPa.S	210	84	13	5	1.5	1.5

实验结果显示，高粘强溶蚀酸液体系在粘度升高达到裂缝内屏障作用后，高粘强溶蚀酸液体系遇到原油能自动降粘，顺利的返排出地层。

8、破乳性能

将按低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系配制的酸液与新鲜原油进行乳化，在不同温度下进行静态破乳实验。

试验方法：在一定量的酸液中，按岩屑与酸液质量比1:10加入地层岩屑，再加入油样，混合均匀后倒入具塞量筒中，在不同温度下静置观察，并记录不同时间乳化体系的脱水率。试验结果见表8。

表8原油破乳实验

备注：酸油体积比为1：3，总体积为80ml

实验结果表明高粘强溶蚀酸液体系与原油的破乳性能较好，不会在储层内形成乳化堵塞。

9、体系残酸配伍性能

室内配制高粘强溶蚀酸液体系，将对应岩屑(均为100目，岩屑水洗，烘干)分别和酸液按照1:20(m/v)比例搅拌润湿，加入5％原油、在不同温度下反应4h后，过滤取其取残酸滤液与储层地层水按体积比混合，观察24h，实验结果见表9。

表9酸液残酸与地层水配伍性能结果

实验现象表明，酸液体系与储层岩屑反应后残酸滤液与地层水配伍性能良好。

10、残酸表/界面张力

室内按配方配制高粘强溶蚀酸液体系酸液，制备与储层岩屑反应后残酸，取其滤液，进行表/界面张力测定，结果见表10。

表10体系残酸表/界面张力性能结果

工作液	残酸	表面张力，mN/m	界面张力，mN/m
				高粘强溶蚀酸液	岩屑残酸	25.12	0.11

从结果可得出，高粘强溶蚀酸液体系与储层岩屑反应后残酸有较低的界面张力，说明酸液体系与相应储层岩心反应后残酸有良好的返排性能。

11、岩心伤害实验

岩心流动效果评价实验是在室内采用高温高压岩心流动实验仪，通过岩心静态伤害实验进一步评价了酸液体系及大液量酸压技术在研究储层的适应性。实验用岩心为姬塬延长组储层岩心，实验结果见表11。

实验程序：正向饱和地层水→正向驱煤油测得渗透率K1→反向驱高粘强溶蚀酸液体系破胶液1PV(酸液体系1PV)，伤害4h→正向驱煤油测得渗透率K2，求出伤害率(1-K2/K1)*100％。

表11岩心伤害实验结果

从表中可得出，在60℃条件下高粘强溶蚀酸液体系对长2平均岩心伤害-8.45％，在70℃条件下酸液体系对长4+5平均岩心伤害-6.63％，在80℃条件下酸液体系对长8平均岩心伤害-12.93％，酸液体系对姬塬延长组主要储层的岩心伤害结果均为改善，说明高粘强溶蚀酸液体系能满足的在研究区块储层适应性。

Claims

1.一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，其特征在于，按照质量分数计，包括：

所述增强剂为JD-30B增强剂；

所述缓蚀剂为硝酸钠、氟化钾和三聚磷酸钠中的一种；

所述破乳剂为为破乳剂MQ801。

2.根据权利要求1所述的一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，其特征在于，按照质量分数计，包括：

3.根据权利要求1或2所述的一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系，其特征在于，按照质量分数计，包括：