季铵盐双子表面活性剂类变黏分流酸的实验研究

2013-07-12朱轩麟李泰余

石油化工应用 2013年2期

朱轩麟，李泰余，周丹，古亮

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司长庆实业集团，陕西西安 710016；3.西安中孚凯宏石油科技有限责任公司，陕西西安 710018）

酸化是油气井增产的重要措施，酸液在地层中的有效分布一直是研究的方向，变黏分流酸概念自提出以后，国内外很多学者进行了探索性研究。本文利用季铵盐双子表面活性剂随pH升高黏度增大的特性，配制成以黏弹性表面活性剂为主剂的变黏分流酸，该酸液具有以下特点：（1）酸液均匀分布，避免过度处理高渗透层而中低渗透层得不到有效处理，可满足非均质地层和高含水油井酸化改造的需求；（2）残酸形成高黏度凝胶后减缓了H+向岩石表面的扩散,使酸液向深部穿透；（3）高黏度残酸可在成胶后2～4 h分解降黏90%以上，原油能破坏残酸凝胶胶束形态，无任何残渣，表面张力低，易于返排，不污染地层。

1 原理

1.1 季铵盐双子表面活性剂的结构和性质

季铵盐双子表面活性剂由两个季铵基、两个长链烷基和联结基团构成，图中m代表烷基碳原子数，s代表联结基数，其结构（见图1）。

图1 季铵盐双子表面活性剂结构示意图

季铵盐双子表面活性剂因有两个亲水基和两个疏水基，因其独特的分子结构，比普通表面活性剂具有更高的表面活性和更低的CMC值，其溶液表现出一定的黏度流变特性。在溶液中可形成球形胶束、棒状胶束、蠕虫状胶束，蠕虫状胶束互相纠缠形成空间网状结构，使溶液黏度大大增加[1]（见图2）。但随着联结基和烷基长度的变化，其黏弹性差异很大[2]。经过研究笔者优选GQA-2作为变黏分流酸的主剂，并通过室内研究和双岩心模拟实验考查了酸液黏度变化情况和分流效果。

1.2 变黏分流酸黏度变化机理

变黏分流酸由酸液、季铵盐双子表面活性剂及酸液添加剂复配而成。在鲜酸中季铵盐双子表面活性剂受高浓度H+抑制，在酸液中以球形胶束存在，因此表?观黏度与清水相当，注入性良好。鲜酸先进入高渗层发生酸岩反应，随着反应的进行，酸的质量分数下降，体系的pH值上升，季铵盐双子表面活性剂由球形胶束转变为棒状胶束，棒状胶束互相纠缠进一步形成蠕虫状胶束，并与地层反应产生的Ca2+等二价阳离子结合生成网状结构，使残酸表观黏度急剧上升形成高黏度凝胶，增加高渗透层的渗流阻力，迫使后进入的鲜酸分流到未处理的层段，达到均匀布酸的目的。

图2 季铵盐双子表面活性剂胶束形态示意图

2 黏弹性实验

2.1 GQA-2浓度对酸液黏度的影响

配制质量分数为10%HCl+2%KCl+0.05%激活剂+（0.5%～3%）GQA-2溶液，用电动搅拌器搅拌酸液,同时缓慢加入CaCO3粉末,制成不同酸液质量分数下的残酸，并除去泡沫，在温度30℃恒温水浴中用六速旋转黏度计测定不同盐酸质量分数下的表观黏度（见图3）。由图3可知：在酸液质量分数为8%～2%区间内，随着酸液质量分数降低、pH值升高，酸液的表观黏度迅速增大，酸液质量分数小于1%后，残酸黏度基本上维持稳定，呈凝胶状（见图4）。随着GQA-2质量分数的增加，变黏转向分流酸的增黏能力变强，但黏度太大会造成残酸返排困难，从经济角度和酸化效果角度考虑，选用GQA-2添加量为1%的酸液较为妥当。

2.2 温度对酸液黏度的影响

配制10%HCl+2%KCl+0.05%激活剂+1%GQA-2酸液，制成HCl质量分数为1%的残酸（后与此同），测定不同温度下的表观黏度（见图5）。由图可知：随着温度升高，残酸表观黏度减小。主要原因是当温度升高时，线状或蠕虫状胶束分子热运动加剧，挣脱分子纠缠，胶束结构被破坏，转化为球形胶束，表观黏度降低[3]。该变黏分流酸适宜于80℃以下储层的酸化作业。

图3 表观黏度随盐酸质量分数的变化曲线

图4 残酸凝胶状态

图5 表观黏度随温度的变化曲线

2.3 剪切速率对酸液黏度的影响

配制酸液，制成残酸，测定30℃、不同剪切速率下的表观黏度（见图6）。变黏分流酸具有剪切变释的特征，是因为高剪切使相互缠绕的分子打开。但实验发现剪切作用消失后酸液的黏度能得到较大幅度恢复，因此剪切速率对酸液黏度的影响可不作为主要考虑因素。

图6 剪切速率对表观黏度的影响

2.4 地层水对酸液黏度的影响

配制酸液200 mL，加入不同体积的模拟地层水（参见SY/T 5862-2008中标准Ⅲ型水），测定30℃下酸液的表观黏度（见图7）。变黏分流酸遇高矿化度地层水，酸液质量分数下降，伴随酸岩反应的进行，黏度升高可封堵出水孔道，有利于控制油井含水。

图7 地层水加量对表观黏度的影响

2.5 残酸黏度随时间变化特性

配制酸液，制成残酸，测定30℃和60℃下残酸表观黏度随时间的变化曲线（见图8）。因GQA-2具有独特的时间-黏度特征，有利于残酸降黏和返排，更好地恢复地层渗透率。

2.6 残酸凝胶破胶性能测试

配制酸液，制成残酸200 mL，加入不同体积的原油，静置30 min，测定30℃下酸液的表观黏度（见图9）。残酸遇到少量原油，胶束形态即可被破坏，高温条件下破胶过程更迅速，因此变黏分流酸不会在出油孔道形成高黏度凝胶，且残酸凝胶在酸化投产后随原油采出逐渐降黏，对地层不造成任何伤害[4]。

图8 时间对残酸表观黏度的影响

图9 原油加量对残酸表观黏度的影响

3 双岩心流动试验

制作直径为2.5 cm，长度为5 cm的两组模拟岩心，每组岩心中的填充物一个为80目石英砂，另一个为30目石英砂，孔隙用环氧树脂和石灰胶结，岩心并联。试验开始先注入3%NH4Cl溶液，测岩心初始渗透率K1；再分别注入100 mL浓度10%HCl的普通酸和变黏分流酸；酸液注入结束后用3%NH4Cl溶液驱替，待压力稳定后测定渗透率K2。试验数据（见表1）。