季銨鹽雙子表面活性劑類變黏分流酸的實驗研究

朱軒麟 ，李泰余 ，周 丹 ，古 亮

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司長慶實業集團，陜西西安 710016；3.西安中孚凱宏石油科技有限責任公司，陜西西安 710018）

酸化是油氣井增產的重要措施，酸液在地層中的有效分布一直是研究的方向，變黏分流酸概念自提出以后，國內外很多學者進行了探索性研究。本文利用季銨鹽雙子表面活性劑隨pH升高黏度增大的特性，配制成以黏彈性表面活性劑為主劑的變黏分流酸，該酸液具有以下特點：（1）酸液均勻分布，避免過度處理高滲透層而中低滲透層得不到有效處理，可滿足非均質地層和高含水油井酸化改造的需求；（2）殘酸形成高黏度凝膠后減緩了H+向巖石表面的擴散,使酸液向深部穿透；（3）高黏度殘酸可在成膠后2～4 h分解降黏90%以上，原油能破壞殘酸凝膠膠束形態，無任何殘渣，表面張力低，易于返排，不污染地層。

1 原理

1.1 季銨鹽雙子表面活性劑的結構和性質

季銨鹽雙子表面活性劑由兩個季銨基、兩個長鏈烷基和聯結基團構成，圖中m代表烷基碳原子數，s代表聯結基數，其結構（見圖1）。

圖1 季銨鹽雙子表面活性劑結構示意圖

季銨鹽雙子表面活性劑因有兩個親水基和兩個疏水基，因其獨特的分子結構，比普通表面活性劑具有更高的表面活性和更低的CMC值，其溶液表現出一定的黏度流變特性。在溶液中可形成球形膠束、棒狀膠束、蠕蟲狀膠束，蠕蟲狀膠束互相糾纏形成空間網狀結構，使溶液黏度大大增加[1]（見圖2）。但隨著聯結基和烷基長度的變化，其黏彈性差異很大[2]。經過研究筆者優選GQA-2作為變黏分流酸的主劑，并通過室內研究和雙巖心模擬實驗考查了酸液黏度變化情況和分流效果。

1.2 變黏分流酸黏度變化機理

變黏分流酸由酸液、季銨鹽雙子表面活性劑及酸液添加劑復配而成。在鮮酸中季銨鹽雙子表面活性劑受高濃度H+抑制，在酸液中以球形膠束存在，因此表?觀黏度與清水相當，注入性良好。鮮酸先進入高滲層發生酸巖反應，隨著反應的進行，酸的質量分數下降，體系的pH值上升，季銨鹽雙子表面活性劑由球形膠束轉變為棒狀膠束，棒狀膠束互相糾纏進一步形成蠕蟲狀膠束，并與地層反應產生的Ca2+等二價陽離子結合生成網狀結構，使殘酸表觀黏度急劇上升形成高黏度凝膠，增加高滲透層的滲流阻力，迫使后進入的鮮酸分流到未處理的層段，達到均勻布酸的目的。

圖2 季銨鹽雙子表面活性劑膠束形態示意圖

2 黏彈性實驗

2.1 GQA-2濃度對酸液黏度的影響

配制質量分數為10%HCl+2%KCl+0.05%激活劑+（0.5%～3%）GQA-2溶液，用電動攪拌器攪拌酸液,同時緩慢加入CaCO3粉末,制成不同酸液質量分數下的殘酸，并除去泡沫，在溫度30℃恒溫水浴中用六速旋轉黏度計測定不同鹽酸質量分數下的表觀黏度（見圖3）。由圖3可知：在酸液質量分數為8%～2%區間內，隨著酸液質量分數降低、pH值升高，酸液的表觀黏度迅速增大，酸液質量分數小于1%后，殘酸黏度基本上維持穩定，呈凝膠狀（見圖4）。隨著GQA-2質量分數的增加，變黏轉向分流酸的增黏能力變強，但黏度太大會造成殘酸返排困難，從經濟角度和酸化效果角度考慮，選用GQA-2添加量為1%的酸液較為妥當。

2.2 溫度對酸液黏度的影響

配制10%HCl+2%KCl+0.05%激活劑+1%GQA-2酸液，制成HCl質量分數為1%的殘酸（后與此同），測定不同溫度下的表觀黏度（見圖5）。由圖可知：隨著溫度升高，殘酸表觀黏度減小。主要原因是當溫度升高時，線狀或蠕蟲狀膠束分子熱運動加劇，掙脫分子糾纏，膠束結構被破壞，轉化為球形膠束，表觀黏度降低[3]。該變黏分流酸適宜于80℃以下儲層的酸化作業。

圖3 表觀黏度隨鹽酸質量分數的變化曲線

圖4 殘酸凝膠狀態

圖5 表觀黏度隨溫度的變化曲線

2.3 剪切速率對酸液黏度的影響

配制酸液，制成殘酸，測定30℃、不同剪切速率下的表觀黏度（見圖6）。變黏分流酸具有剪切變釋的特征，是因為高剪切使相互纏繞的分子打開。但實驗發現剪切作用消失后酸液的黏度能得到較大幅度恢復，因此剪切速率對酸液黏度的影響可不作為主要考慮因素。

圖6 剪切速率對表觀黏度的影響

2.4 地層水對酸液黏度的影響

配制酸液200 mL，加入不同體積的模擬地層水（參見SY/T 5862-2008中標準Ⅲ型水），測定30℃下酸液的表觀黏度（見圖7）。變黏分流酸遇高礦化度地層水，酸液質量分數下降，伴隨酸巖反應的進行，黏度升高可封堵出水孔道，有利于控制油井含水。

圖7 地層水加量對表觀黏度的影響

2.5 殘酸黏度隨時間變化特性

配制酸液，制成殘酸，測定30℃和60℃下殘酸表觀黏度隨時間的變化曲線（見圖8）。因GQA-2具有獨特的時間-黏度特征，有利于殘酸降黏和返排，更好地恢復地層滲透率。

2.6 殘酸凝膠破膠性能測試

配制酸液，制成殘酸200 mL，加入不同體積的原油，靜置30 min，測定30℃下酸液的表觀黏度（見圖9）。殘酸遇到少量原油，膠束形態即可被破壞，高溫條件下破膠過程更迅速，因此變黏分流酸不會在出油孔道形成高黏度凝膠，且殘酸凝膠在酸化投產后隨原油采出逐漸降黏，對地層不造成任何傷害[4]。

圖8 時間對殘酸表觀黏度的影響

圖9 原油加量對殘酸表觀黏度的影響

3 雙巖心流動試驗

制作直徑為2.5 cm，長度為5 cm的兩組模擬巖心，每組巖心中的填充物一個為80目石英砂，另一個為30目石英砂，孔隙用環氧樹脂和石灰膠結，巖心并聯。試驗開始先注入3%NH4Cl溶液，測巖心初始滲透率K1；再分別注入100 mL濃度10%HCl的普通酸和變黏分流酸；酸液注入結束后用3%NH4Cl溶液驅替，待壓力穩定后測定滲透率K2。試驗數據（見表1）。

表1 雙巖心流動試驗數據

從表1可以看出，普通酸處理后高滲透巖心的滲透率提高約91倍，而低滲透巖心的滲透率提高約3.4倍，二者相差27倍；而變黏分流酸處理后，高滲透巖心和低滲透巖心的滲透率都得到較大的提高，具有理想的分流效果。

4 結論

（1）變黏分流酸注入地層后，隨酸巖反應酸液質量分數下降，殘酸黏度增加，迫使后注入酸液進入未處理地層，避免酸液指進和吸液不均，達到了均勻布酸的目的。

（2）變黏分流酸在地層中遇到原油殘酸膠束形態被破壞，黏度增加較小，流動阻力小；而遇到地層水黏度增加，流動阻力增大，因此酸液可較多進入含油孔道，疏通油流通道，并起到暫時封堵出水孔道的作用，避免酸液過度處理出水孔道，可控制油井含水。

（3）酸化結束后殘酸凝膠的膠束形態可被采出原油破壞，或隨時間逐步分解降黏，與目前較多使用的油溶性暫堵劑相比，該酸液體系不含聚合物，不污染地層，返排容易，潛在風險更小。

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