摘 要 塔里木盆地碳酸盐岩油气藏储量较大，埋藏深，储层非均质性强，井段长，常规酸化酸压效果不理想。为此，研制了一种新的高温表面活性剂基清洁就地自转向酸体系，其残酸在150℃、170s-1下黏度不小于150 mPa·s；使用高温高压流变仪、三岩心并联流动实验仪和核磁扫描仪实验系统，评价了该体系的转向性能。结果表明：就地自转向酸注入压力先随注入体积的增大而增大，当注入一定量时，注入压力急剧升高，最大增加到6.3 MPa，是初始注酸压力的60倍；自转向酸的注入压力是常规酸注入压力的20倍，具有明显的转向性能。该技术在塔里木盆地碳酸盐岩油气藏已完成42口井的酸化酸压应用，取得了很好的效果。
关键词 塔里木盆地 碳酸盐岩 储集层改造 就地自转向酸体系 温度 应用
塔里木盆地碳酸盐岩油气藏分布广，在全盆地均有分布，储量较大，先后发现了一批大中型油气田。塔里木盆地碳酸盐岩油气藏具有埋藏深(大于5000m)、跨度大(4000～7000 m)、温度高(130～170℃)、储层非均质性强、孔洞缝发育的特征，酸化酸压改造难度大，使用常规的聚合物基酸液体系改造效果不理想[1-6]。就地自转向酸化技术是近年来发展起来新的高效酸化(压)技术，对中低温(小于120℃)碳酸盐岩气藏改造有较好的效果，为此在塔里木盆地进行了相关试验。
1 就地自转向酸酸化酸压机理
就地自转向酸就地自转向的化学机制为：就地自转向酸液首先进人物性相对好的储层，与储层岩石发生酸岩反应，消耗酸液中大量的H+，使就地自转向酸的pH值升高，同时产生大量的Ca2+、Mg2+，就地自转向酸中的特殊黏弹性表面活性剂分子在该环境下形成棒状胶束，棒状胶束在Ca2+、Mg2+反离子的作用下又相互连接，形成棒状胶束结合体，使就地自转向酸闷黏度迅速增大，残酸中黏弹性表面活性剂分子形成的棒状胶束遇到烃类物质时，胶束自行破坏形成球状胶束。
就地自转向酸高效酸化酸压机理：对于碳酸盐岩油气藏基质酸化来说，就地自转向酸与岩石反应后酸液黏度增大，从而导致酸液流动阻力增加，使得后续的酸液要想继续进入，必须外界给予更高的注入压力，注酸压力升高的过程中，原先不吸酸的或吸酸相对少的储层开始吸酸——即酸液就地自转向，在此过程中，保持相对高的注酸压力，迫使物性存在级差的储层同时吸酸，实现非均质储层的均匀改造，从而提高酸化效果。对于酸压而言，就地自转向酸与岩石反应后酸液黏度增大，酸液在压开的裂缝面滤失降低，提高酸液的液体效率，有利于酸液的造缝；在裂缝面上生成的高黏度的残酸，控制了鲜酸中的H+与岩石表面反应生成的Ca2+对流，这样也就控制了酸岩反应速率，使新鲜的酸液延压开裂缝向前穿透，可以实现深穿透酸压，有利于沟通远井带储集体。
残酸中黏弹性表面活性剂分子形成的棒状胶束遇到烃类物质时，胶束自行破坏形成球状胶束使残酸黏度降低为为3～5 mPa·S，有利于返排，对储层岩石的孔喉、微裂缝不会造成堵塞，达到清洁酸化酸压的目的。
2 新型高温就地转向酸配方及性能
2.1 新型高温就地转向酸配方
塔里木盆地高温深层碳酸盐岩油气藏由于埋藏深、温度高、储层非均质性强，故要实行均匀、清洁、深度地改造。酸液体系需选择时，由于储层温度高，酸液在高温条件下稳定；酸液不含任何惰性固相或聚合物，才能实现清洁改造；酸液进入地层可以实现对不同渗透率级差的储层均匀酸化，需要酸液在储层条件下具有就地自转向性能[7-9]，且在高温下转向性能良好；由于储层埋藏深，要实现大规模酸压改造，要求酸液体系具有较低降阻。针对这些要求，研发了新型高温(130～160℃)就地自转向酸配方：20%HCI+10%VH-DCA（高温转向剂)+3.5%DCA-6(酸液缓蚀剂)+1%FRZ-4(铁离子稳定剂)。
2.2 新型高温就地转向酸性能
2.2.1 就地自转向性能
2.2.2.1 就地自转向酸酸岩反应过程黏度变化
高温就地自转向酸中加入一定量的碳酸钙粉末，来摸拟就地自转向酸与储层碳酸盐岩反应过程。将摸拟反应得到的不同pH值的就地自转向酸的残酸在170s-1下测定其黏度。随着酸岩反应进行，酸液pH的升高，体系的黏度发生变化，在pH值由-0.57升高0.35，体系的黏性迅速增大，增大到400 mPa·s；在酸液pH值为1.75，其黏度达到最大值，该体系与储层岩石反应过程中能够就地自变黏。
2.2.1.2 就地自转向酸岩心实验转向研究
使用3块渗透率不同的岩心，进行并联，在统一压力系统、恒定注酸流量情况下，向3块岩心同时注入酸液，酸液先进入高渗透率岩心，侵入深度较大，酸液与高渗透岩心发生酸岩反应，使残酸pH值上升、黏度增大，阻止酸液进一步侵入；当注入压力增大时，酸液进入渗透率相对低的岩心。实验装置如图1所示。
使用3组岩心实验研究就地自转向酸的转向性能，每组实验中选用的岩心以渗透率级差为依据，同一组中3块岩心的渗透率比为1：2：4。实验使用的常规酸液为20%HCI，转向酸实验中使用酸液配方为：20%HCI+10%VH-DCA+3.5%DCA-6+1%FRZ-4。
岩心实验结果表明：就地自转向酸注入压力先随注入体积的增大而增大，当注入一定量时，注入压力急剧升高，最大增加到6.3MPa，是初始注酸压力0.1MPa的近60倍；自转向的注入压力是常规酸注入压力的20倍左右，自转向酸具有明显的转向性能(图2)。
2.2.2 就地自转向酸用量优化选实验
选用渗透率为5～120 mD的石灰岩岩心，以某一恒定的流量注入DCA就地自转向酸，计量酸液穿透岩心的酸液体积(孔隙体积的倍数)。得到以碳酸盐岩心注酸流量为自变量时，蚓孔突破岩心需要酸液量占孔隙体积的倍数(PV)。图3给出了渗透率范围为5～120 mD的石灰岩岩心以不同流量下注入DCA自转向酸突破时的注入酸液孔隙体积倍数。实验结果表明：①注入DCA体系表现出突破孔隙体积与注酸流量存在一定关系；②注酸速率在0.05～1.0mL/min范围，随着注酸速率增大，穿透岩心所需的DCA酸液体积减少；③注酸速率在1．0～7.5mL/min范围，随着注酸速率增大，穿透岩心所需的DCA酸液体积呈增加趋势，但增加幅度不大；④注酸速率在7.5～10.0mL/min范围，随着注酸速率增大，穿透岩心所需的DCA酸液体积大幅度增加；⑤最佳的注酸流量为1mL/min，酸液突破最小注酸体积倍数为1．2 PV。
3 就地自转向酸现场应用
到目前为止，自转向酸化(压)技术已在塔里木盆地碳酸盐岩油气藏共进行了42口井酸压酸化施工，施工成功率100%，油气井建产率92.8%，累计增产原油32.78×104t，增产天然气4.12×108m3，取得了很好的效果。
3.1就地自转向酸酸化实例
A井是一口水平井，水平井段5109.6～5740.0m，水平井段储层温度135℃，射孔厚度为449.0m，射孔跨度为630.4m。根据该井特点，设计新型高温清洁转向酸进行深度酸化改造，使用180m3就地自转向酸和60m3醇醚酸三级交替注入。转向酸酸进入储层在相同排量下注入压力升高4.7MPa，转向效果明显，改造前后油压和产量对比，井口油压不变的情况下，气产量由日产6.2×104m3增加到18.54×104m3，油产量由日产12.1 m3增加到17.2m3。
3.2 就地自转向酸酸压实例
B井井深为5560.0m，改造层段5380.0～5415.0m，储层温度为157℃。改造段为良里塔格组颗粒灰岩段上部，岩性为灰白色荧光砂屑灰岩。根据该井的改造层段跨度大、非均质性强的特点，为了使所有储层均有所贡献，使用高温自转向酸酸化酸压改造。首先使用高温自转向酸转向酸化，对全井段均匀酸化；再使用高黏前置液造缝，主缝沟通储集体，使用高温自转向酸进行侧向转向形成支缝，缝内实现网路酸化，近井闭合酸化，进行深度酸压综合体积改造技术。改造前对6 mm油嘴求产，油压1.551MPa，日产油1.86m3，日产水1.15 m3，日产气1.1072×104m3。酸压施后，工作制度6mm油嘴，油压26.2MPa，日产油46.39m3，日产气14.0426×104m3，酸压效果良好。
4 结束语
根据塔里木盆地碳酸盐岩油气藏储层特点研发了高温就地转向酸配方，其岩心流动实验表明高温就地转向酸具有良好的转向性能，自转向酸酸化最佳排量为1mL/min。该技术在塔里木盆地碳酸盐岩油气藏改造中取得了很好的效果。
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本文作者：沈建新1，2 周福建3 张福祥2 刘雄飞3 杨贤友3
作者单位：1．中国石油大学(北京) 2．中国石油塔里木油田公司 3．中国石油勘探开发研究院
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