3.5酸巖反應(yīng)動力學(xué)參數(shù)測定

以鹽酸、膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸和乳化酸為對比，測定不同酸液體系傳質(zhì)系數(shù)，實驗結(jié)果見圖6。單相酸體系緩速效果最強(qiáng)，比乳化酸體系還下降了一個數(shù)量級，緩速率為99.6%，可以達(dá)到緩速深部酸化的效果。單相酸相比于乳化酸酸巖反應(yīng)速度明顯下降，這與乳化酸粒徑研究結(jié)論也是相似的：粒徑越小，酸巖反應(yīng)速度越慢。

圖6不同酸液傳質(zhì)系數(shù)對比圖

表1不同酸液體系的界面張力

3.6界面張力測試

以鹽酸、膠凝酸和乳化酸為對比，采用界面張力儀測定單相酸界面張力，實驗結(jié)果見表1。數(shù)據(jù)可以看出，乳化酸為油包水乳液，單相酸為油包水的納米均相分散體系，兩者界面張力均為0；鹽酸和膠凝酸界面張力接近，為31.1 mN/m；轉(zhuǎn)向酸為表面活性劑酸液體系，界面張力較低，為1.8 mN/m。

3.7單相酸摩阻測試

采用摩阻測試儀測定單相酸的降阻率，實驗結(jié)果可以看出，在不加減阻劑的情況下，單相酸與水的摩阻相當(dāng)，表明不加減阻劑情況下，單相酸不具備減阻效果；加入0.1%減阻劑后，可明顯降低單相酸摩阻，降阻率可達(dá)80%以上，摩阻和膠凝酸相當(dāng)，遠(yuǎn)低于乳化酸摩阻。

圖7不同酸液體系摩阻測試

3.8溶有機(jī)垢、無機(jī)垢及混合垢性能

采用瀝青塊模擬有機(jī)垢，碳酸鈣（灰?guī)r）模擬無機(jī)垢，瀝青和碳酸鈣3∶7混合物模擬混合垢?；旌瞎笜又谱鞑襟E如下：①將瀝青塊敲成小塊放入燒杯；②控溫磁力攪拌器將瀝青融化為液態(tài)；③將液態(tài)瀝青趁熱導(dǎo)入塑料試管中；④再按比例加入碳酸鈣，在瀝青凝固前攪拌均勻；⑤得到比表面積接近混合垢（瀝青碳酸鈣質(zhì)量比為3∶7），混合垢制作流程圖見圖8。

圖8混合垢制作流程圖

分別對鹽酸、芳烴溶劑、單相酸溶解有機(jī)垢、無機(jī)垢及其混合垢性能進(jìn)行測試。實驗條件：90℃水浴，50 g溶液，2.5 g垢樣，溶解4 h，實驗結(jié)果見表2。從表2可以看出，單相酸對混合垢溶解效率遠(yuǎn)高于單一解堵體系，具備同時解除有機(jī)垢、無機(jī)垢及其混合垢的能力。單相酸溶有機(jī)垢和無機(jī)垢過程圖片見圖9，當(dāng)碳酸鈣加入后，單相酸與碳酸鈣反應(yīng)較明顯；當(dāng)瀝青加入后，常溫下溶解較慢，90℃水浴4 h后完全溶解；溶解后的殘液倒出后，燒杯底部無殘留，表明單相酸可以完全溶解有機(jī)垢（碳酸鈣）和無機(jī)垢（瀝青）。

表2溶解有機(jī)垢、無機(jī)垢及其混合垢數(shù)據(jù)

圖9單相酸溶有機(jī)垢和無機(jī)垢過程

3.9混合垢傷害模擬及解除實驗

3.9.1混合垢傷害模擬實驗

為在室內(nèi)模擬混合垢巖心傷害，設(shè)計如下實驗步驟：①氣測巖心初始滲透率；②模擬無機(jī)垢傷害：使用10.5%碳酸鈉溶液與15%氯化鈣溶液交替注入，模擬無機(jī)垢（CaCO3）的損害；③模擬有機(jī)垢傷害：50%的瀝青正庚烷溶液與二甲苯1∶1混合，抽真空進(jìn)行巖心飽和，傷害72 h后烘干；④傷害后巖心氣測滲透率；⑤計算傷害率。混合垢傷害前后砂巖巖心圖片見圖10。

圖10砂巖混合垢傷害前后圖

在該實驗方案下，交替注入的碳酸鈉溶液與氯化鈣溶液會在孔隙中形成白色的碳酸鈣沉淀，瀝青飽和進(jìn)入孔隙中經(jīng)過正庚烷的揮發(fā)瀝青黏度急劇增加，封堵孔隙造成滲透率下降，可以模擬混合垢傷害砂巖儲層。由表3可見，獲得的砂巖混合垢傷害率大于99%，傷害后巖心滲透率小于0.02 mD，傷害顯著。

表3砂巖混合垢傷害模擬

通過觀察傷害后巖心表面，可以發(fā)現(xiàn)瀝青在孔隙系統(tǒng)中的分布模式如圖11所示。對于孔隙系統(tǒng)來說，瀝青膠結(jié)在巖石顆粒四周，這類瀝青可能對減小孔隙體積作用不明顯，但其可以顯著限制或封閉孔喉，導(dǎo)致滲透率下降；另一種充填在孔隙內(nèi)，堵塞整個孔隙，降低孔隙體積。儲層中的瀝青占據(jù)儲層的部分儲集空間，破壞儲層孔隙結(jié)構(gòu)，不僅會減小儲層的孔隙度，同時還會大幅度減低儲層滲透率，嚴(yán)重影響儲層物性及油氣井產(chǎn)能。

圖11混合垢傷害示意圖

3.9.2混合垢傷害解除實驗

實驗使用傷害后的砂巖巖心，設(shè)計如下實驗步驟：①加熱設(shè)備至90℃，將巖心放置巖心夾持器；②將配置好的單相酸液體與15%KCl標(biāo)準(zhǔn)鹽水放入中間容器，排空管線空氣；③緩慢將圍壓加載至2 MPa，檢測過程中始終保持圍壓值大于巖心入口壓力1.5 MPa～2.0 MPa，以2 mL/min流量驅(qū)替鹽水至壓力及出口流量穩(wěn)定，測得初始滲透率；④以2 mL/min流量反向驅(qū)替處理液，記錄濾失、注入壓力等相關(guān)數(shù)據(jù)；⑤對解堵后的巖心進(jìn)行CT掃描，觀察形貌。

實驗?zāi)M改變單相酸的酸相（土酸、氟硼酸）與土酸和芳烴溶劑進(jìn)行對比實驗，實驗結(jié)果見表4。巖心傷害前后及采用不同體系解堵后的巖心端面照片見圖12。實驗結(jié)果顯示芳烴溶劑和土酸只能部分解除砂巖巖心傷害，單相酸體系不僅可以解除有機(jī)垢和無機(jī)垢傷害，還能酸蝕增滲，使得傷害解除后巖心滲透率高于傷害前巖心滲透率。

表4砂巖混合垢解除實驗

圖12砂巖混合垢傷害前后圖

對混合垢傷害解堵前后的巖心進(jìn)行CT掃描，見圖13。對CT掃描圖像數(shù)據(jù)密度分布進(jìn)行處理，紅色區(qū)域為以無機(jī)質(zhì)為主的高密度堵塞區(qū)域，藍(lán)色范圍為有機(jī)質(zhì)為主的低密度堵塞區(qū)域，圖中可見單相酸（土酸）傷害解除范圍最大，對高密度的礦物溶蝕性能更好。土酸、芳烴溶劑單獨(dú)處理效果差。也可從堵塞物CT密度分布曲線得出相同結(jié)論（其中，密度分布曲線中橫坐標(biāo)代表密度數(shù)，按照空氣為0，水為1000進(jìn)行校正；縱坐標(biāo)為歸一化密度累計占比，對應(yīng)曲線為混合垢傷害前巖石密度分布，作為參照。密度分布曲線中彩色區(qū)域代表不同密度下CT響應(yīng)強(qiáng)度），土酸解除了高密度范圍的堵塞，但低密度堵塞沒有解除；芳烴溶劑解除了低密度范圍堵塞，但高密度堵塞沒有解除，而單相酸體系均有解除。

圖13砂巖解堵前后CT掃描數(shù)據(jù)及堵塞密度范圍分布曲線

4.現(xiàn)場應(yīng)用

伊拉克米桑油田原油為中-重質(zhì)原油，原油中瀝青質(zhì)含量為3.6%～11.7%，蠟含量為0～2.9%，常規(guī)解堵措施無法有效解除有機(jī)、無機(jī)及其混合垢傷害。B-1井為米桑油田Mishrif儲層生產(chǎn)井，目的層巖性為灰?guī)r，射孔層位為4001～4011 m，孔隙度17.5%，滲透率65.8 md，油藏溫度117℃左右。該井存在的主要污染原因為有機(jī)沉積物混合碳酸鈣形成混合堵塞污染物，導(dǎo)致該井停產(chǎn)。2023年12月，該井采用單相酸體系進(jìn)行酸化現(xiàn)場施工，施工曲線見圖14，該井施工后成功復(fù)產(chǎn)，產(chǎn)油量達(dá)364 m3/d，增產(chǎn)效果顯著。

圖14 B-1井為米桑油田Mishrif儲層的酸化施工曲線

5.結(jié)論

1.針對近井地帶存在的有機(jī)、無機(jī)及其混合垢傷害，開發(fā)了一種新型多功能解堵體系-單相酸體系。該單相酸體系由芳烴溶劑、酸液、表面活性劑、助表面活性劑及功能型添加劑組成。

2.單相酸體系是一種外相為油、內(nèi)相為酸的納米均相分散體系，粒徑分布為7～50 nm；界面張力為0；具有解除儲層乳化（破乳率大于90%）、水鎖、潤濕改性的性能（油濕改性為水濕）；可同時溶解有機(jī)垢、無機(jī)垢及其混合垢（溶解率100%）；具有低摩阻性能（降阻率大于80%），可實現(xiàn)大排量解堵作業(yè)；具有高緩速率性能（緩速率大于99%），可實現(xiàn)儲層深部解堵。

3.單相酸解堵后，巖心滲透率恢復(fù)率大于100%，表明單相酸體系不僅可以解除有機(jī)垢和無機(jī)垢傷害，還能酸蝕增滲，改善近井區(qū)域巖石滲流特性。

4.單相酸利用油與酸互溶原理，實現(xiàn)了有機(jī)垢、無機(jī)垢及其混合垢單步同時溶解，對油氣井及轉(zhuǎn)注井近井地帶混合垢污染物的高效解除具有重要意義。單相酸體系在伊拉克米桑油田進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，增產(chǎn)效果顯著。