塔河油田胶束软隔挡控缝高酸压方法研究

2019-09-25宋志峰张照阳毛金成

石油钻采工艺 2019年3期

宋志峰张照阳毛金成

1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室

塔里木盆地塔河油田主力油藏为奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏［1］，油气储集空间以缝洞为主，具有连通性差的特点。除部分放空或钻井漏失井，还有76%的开发井酸压改造后才能投产［2］。塔河奥陶系碳酸盐岩油藏部分底水发育区块，储层垂向应力差小(≤2 MPa)，高角度裂缝发育且无统一油水界面，酸压改造过程中缝高易失控沟通底部水体。前期形成了以 “三降二配套”、多级停泵沉砂工艺、覆膜砂阻水工艺为主体，满足避水高度不小于30 m的控缝高酸压技术［2］。但随着开发程度的加大，单井平均酸压避水高度逐年减小至21.3 m，酸压因缝高易失控沟通水层比例达27.9%，控缝高酸压难度增大。酸压注酸过程中，酸液在缝口过度酸蚀消耗，不仅降低酸液有效穿透距离，还影响酸压改造效果及效益。因此，进一步开展控缝高酸压方法研究，提升底水型碳酸盐岩储层改造效果，是亟待解决的技术难题。

通过对缝高影响因素及人工隔层控缝机理分析，提出采用一种黏弹性表面活性剂控缝高，其高黏胶束液体在裂缝中流动，因附加高阻力形成压降，以增加储层垂向应力差，进而在裂缝上下端形成遮挡层，阻止裂缝垂向过度延伸，达到控制裂缝高度的目的。

1 胶束软隔挡控缝高机理

研究认为，影响缝高延伸的因素主要有隔产层垂直应力差、弹性模量等岩石力学参数，施工排量等施工参数和液体黏度等压裂液性能等［3-7］。通过裂缝延伸模型分析计算，张士诚等指出产层垂向应力差是影响缝高的最重要因素，增大产层垂向应力差有利于延缓裂缝纵向延伸［7-10］。Siebrits 和Daneshy认为地层应力差阻止缝高延伸，其控缝高本质是通过提高垂向地应力差使得裂缝在岩层层间滑移，而剪切滑移可以使裂缝端部变钝，从而减缓或阻止裂缝高度的延伸［11-12］。

胶束软隔挡控缝高，其技术关键为构建非渗透柔性隔挡层，在前置液阶段注入一定量的高黏胶束液体，充填在裂缝的上、下部位，提高了裂缝尖端的奇异性，从而达到控制缝高的目的，再利用酸液黏度小、流动性好的特性，在近井裂缝中形成酸液指进，并使裂缝横向向前延伸，保证储层远端得到有效改造。

2 实验材料和方法

2.1 主要材料与仪器

胶束软隔挡材料，来源为自研合成，其成分是一种季铵盐Gemini型表面活性剂，密度1.37 g/cm3，淡黄色固体粉末，溶于水。酸液为20%HCl溶液。

岩板尺寸：8 cm×5 cm×1.75 cm，来源于新疆阿克苏柯坪奥陶系碳酸盐岩露头。

主要仪器：青岛宏祥石油机械制造有限公司研发的ZNN-D6B数显六速旋转黏度计，奥地利安东帕有限公司研发的MCR302型高温高压流变仪，北京永光明医疗仪器厂制造的HH-8型电热恒温水浴锅，西南石油大学与海安华达石油仪器有限公司联合研制的DP-1导流能力测试仪。

2.2 胶束软隔挡材料合成方法

首先，合成疏水链，将芥酸和二甲氨基丙胺按照1∶1.1的摩尔比加入三颈烧瓶，160 ℃条件下无氧减压蒸馏8 h，得到叔胺产品。

其次，合成连接基，将环氧氯丙烷按照2∶1的摩尔比逐滴加入到胺的无水乙醇溶液中，室温反应12 h，减压蒸馏除去溶剂，得到无色高黏透明液体。

最后，合成季铵盐Gemini型表面活性剂，将疏水链与连接基产品按摩尔比2∶1加入无水乙醇溶剂中，80 ℃条件下回流反应12 h，旋转蒸馏除去溶剂，用一定比例的丙酮和乙酸乙酯混合溶剂洗涤，并重结晶，最后用乙醇溶解后旋干，得到淡黄色粉末状的季铵盐Gemini型表面活性剂。

2.3 实验评价方法

液体黏度性能及高温流变特性实验参考石油天然气行业标准SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》，胶束隔挡强度测试实验和充填后裂缝导流能力测试实验参考石油天然气行业标准SY/T 6302—2009《压裂支撑剂充填层短期导流能力评价推荐方法》。

3 结果与讨论

3.1 胶束软隔挡材料黏度性能测试

对具有亲水和疏水基团的两亲分子结构胶束隔挡材料进行测试，在水溶液中疏水基团逃离水相，互相接触聚集，形成疏水基团朝内、亲水基团朝外的聚集体。当液体质量浓度增大到一定程度时，聚合体相互聚集形成蠕虫状胶束。胶束之间互相缠结，形成高黏度的弹性微观网络结构体(见图1)。

图1 电镜扫描下隔挡材料胶束化后微观网络结构体Fig.1 SEM picture of microscopic network structure after the micellization of barrier material

因表面活性剂亲水基团带的电荷相同，在聚集时互相有电荷斥力，导致聚集不够紧密。通过加入带相反电荷的无机离子，与亲水离子基团结合，降低电荷斥力，使胶束聚集得更加紧密，从而增强胶束黏弹性。实验结果表明，无机盐加量对胶束隔挡材料的黏度有重要作用，无机盐加量最佳质量分数为1.5%～2%。胶束隔挡材料加量5%时，常温(25 ℃)下溶液黏度可达543～780 mPa · s(表1)。相比不加无机盐，液体黏度提高23.6倍。

室内常温(25 ℃)下，测试胶束隔挡材料黏弹性，当震荡频率大于0.25 Hz时，弹性模量开始大于黏性模量，弹性模量平稳保持在99.3 Pa，而黏性模量开始逐渐下降，但仍然大于13.1 Pa(图2)。显著的黏弹性表明胶束隔挡材料具有较好的胶束结构。

无机盐加量2%、胶束隔挡材料加量5%时，测试胶束溶液流变性能，在120 ℃，170 s-1条件下，在15 min后趋于平稳，并且剪切黏度保持在430 mPa · s以上(图3)，说明隔挡材料在地层高温条件下仍然具有较高的剪切黏度。

表1 不同无机盐加量条件下隔挡材料溶液的表观黏度(25 ℃)Table 1 Apparent viscosity of barrier material solution with different dosages of inorganic salt (25 ℃)

图2 胶束隔挡材料黏弹性测试结果Fig.2 Tested viscoelasticity of micellar barrier material

图3 隔挡材料120 ℃、170 s-1条件下流变曲线Fig.3 Rheological curve of barrier material at 120 ℃ and 170 s-1

3.2 胶束软隔挡强度测试

隔挡层形成的垂向压差是高黏液体在裂缝中流动的附加阻力，因此实验测试胶束在裂缝中驱替压力，可模拟胶束材料的隔挡强度。实验岩心为新疆阿克苏柯坪奥陶系致密碳酸盐岩露头加工的岩板(20%盐酸溶蚀率95.4%～98.2%)。岩板裂缝内预制充填胶束溶液，并加热至120 ℃，驱替液体从岩心夹持器中均匀流出，模拟在实际工况条件下，胶束软隔挡材料在裂缝中流动状态，记录驱替压力即胶束的抗压强度。

由实验结果可以看出：驱替排量2 mL/min条件下，初期压力上升速度较快，在10～15 min左右压力保持平稳，液体从岩心恒速流出，流动阻力此时保持恒定。胶束隔挡材料加量3%(无机盐质量分数2.0%)时，驱替压力在12 min后稳定在6 MPa左右；胶束隔挡材料加量5%(无机盐质量分数2.0%)时，驱替压力在22 min出现拐点后稳定到12.2 MPa左右(图4)，为加量3%时的1倍，说明适当增加隔挡材料质量分数可提高隔挡强度，胶束软隔挡更适合塔河油田低垂向应力差地层。

图4 胶束隔挡材料隔挡强度测试结果Fig.4 Tested barrier strength of micellar barrier material

3.3 裂缝驱替酸后导流能力测试

为验证胶束隔挡材料在注酸过程中对近井裂缝隔挡屏蔽效果，同时模拟低黏度酸液横向指进、逐步突破遮挡层后由近到远裂缝深部的导流能力情况，实验根据塔河油田酸压地层条件(温度120 ℃)，将岩心裂缝内预制充填不同质量分数胶束溶液，并加热至120 ℃后，注入低黏酸液(40～60 mPa · s)进行驱替酸化，测定人工裂缝酸化后的导流能力值，并观察不同隔挡材料加量下的岩板刻蚀形态。

实验结果显示，在相同高黏弹胶束溶液加量下，酸液驱替压力为0.03～0.43 MPa(表2),仅为高黏弹胶束驱替时的0.04倍，表明低黏的酸液很容易横向指进，突破遮挡层后向裂缝深部酸蚀。随着隔挡材料质量浓度从5%逐步降低至0，过酸后裂缝的导流能力逐步升高。裂缝酸蚀后，不充填胶束液的岩心裂缝为5%质量浓度条件下导流能力的19.6倍，表明在酸液指进突破胶束层前，对酸的遮挡作用明显，且随着胶束质量浓度的增加，遮挡效果逐渐加强。

表2 不同隔挡材料加量下的驱替压力和导流能力Table 2 Displacement pressure and flow conductivity at different dosages of barrier material

通过过酸后岩板刻蚀形态对比(图5)，实验岩心为新疆阿克苏柯坪奥陶系致密碳酸盐岩露头加工的岩板，20%盐酸溶蚀率95.4%～98.2%，胶束隔挡材料加量5%的岩心面上基本保持平整，刻蚀形态不明显，可有效实现酸蚀裂缝遮挡。胶束隔挡材料加量逐步由5%下调至3%、1%时，岩心面上刻蚀的凹凸沟槽逐渐增多，刻蚀形态明显。由此表明，5%隔挡材料对垂向裂缝隔挡效果较好，随着酸液的冲刷以及裂缝的延伸，隔挡材料质量分数减小后，酸液可与岩石面充分接触进行酸岩反应，酸液对裂缝酸蚀作用变强，既有效防止近井筒缝高过度延伸的同时，深部又形成高导流能力的裂缝通道。