一种碳酸盐岩抗高温交联酸体系

陈 馥 肖承川 黄磊光 曾 科 尧 君

（1.西南石油大学化学化工学院 2.中石油长城钻探工程有限公司压裂公司）

交联酸压裂液的研究开始于20世纪70年代末期，当时主要针对低渗透、高溶解、天然裂缝的碳酸盐岩地层［1－2］。交联酸能够实现酸液体系深穿透，形成的酸蚀缝长和支撑主裂缝的导流能力远高于常规酸，从而大大提高了碳酸盐岩储层酸压效果［3－6］。国内的交联酸研究从本世纪初才开始，目前，国内文献报道的大多数交联酸只能耐温100℃左右［7－9］。但是随着油气藏勘探开发的进行，越来越多的高温深井需要进行酸压作业，这对交联酸压裂液体系的性能提出了更高的要求。交联酸稠化剂和酸性交联剂是决定交联酸抗温性的两个重要因素。通过对稠化剂和交联剂的优选并与其它助剂配制成交联酸压裂液体系，使其在120℃条件下具有优良的抗剪切、携砂等性能，为碳酸盐岩深度酸压提供技术支撑。

1 实验部分

1.1 实验仪器及药品

实验仪器：六速旋转粘度计、岩心流动装置、M5600流变仪、N80钢片、压裂酸化工作液动态滤失仪、电子天平、电热恒温水浴锅、磁力搅拌器。

化学试剂：酸液稠化剂（YBC4－2、DM3802、WLD03、CJ2－10），交联剂（YBJ－3、JL02、WLD04、JL－10），缓蚀剂 HJF－10，铁离子稳定剂 TWJ－10，粘土稳定剂YBNW－3，助排剂CF－5A。

1.2 稠化剂的优选

由表1（w（稠化剂）为1.2%，w（盐酸）为20%）可以看出，4种稠化剂酸溶性都较好，在30min内都完全溶解。但是 CJ2－10、YBC4－2、WLD03 3种稠化剂的酸基液热稳定性很差，在高温下，4h内均发生严重降解。稠化剂的热稳定性直接决定了交联酸的抗温性等相关性能，是稠化剂最重要的指标之一。所以，确定DM3802为最佳酸液稠化剂。

表1 酸液稠化剂的酸溶性、基液粘度及其热稳定性Table 1 Acid solubility，base apparent viscosity and thermostability of acid viscosifier at 90℃

1.3 交联剂的优选

交联剂的选择主要考虑不同交联剂在常温下的交联时间、交联粘度、交联酸在高温下的抗温时间等几个因素。将 YBJ－3、JL02、WLD04、JL－10 4种交联剂按相同加量与等量的稠化剂DM3802配制成交联酸，在120℃，170s－1下测定其表观粘度随时间的变化，当其粘度下降到50mPa·s时所经过的时间即为耐温时间。分别将几种交联剂配制成的交联酸命名为 YBJ－3、JL02、WLD04、JL－10。从表2（w（交联剂）为1.0%）可以看出，几种交联剂的交联时间都较短，交联较快。YBJ－3交联粘度较高，但是在50min时有絮状沉淀析出；交联酸JL02交联粘度较高，但在71min时粘度下降到50mPa·s以下，达不到现场应用要求；交联酸WLD04初始粘度只有420mPa.s，并且随着剪切的进行粘度迅速下降到50mPa·s以下；交联酸JL－10交联粘度最高，而且其高温下的抗剪切能力最好，在98min时粘度仍保持在50mPa·s左右，能够满足现场应用要求。综上所述，确定JL－10为最佳交联剂。

表2 4种交联剂的性能对比Table 2 Effects comparison of four crosslinking agents

1.4 稠化剂及交联剂的加量

固定w（交联剂JL－10）为1.0%，测定不同稠化剂加量下的基液粘度和交联粘度。从表3可以看出，随着稠化剂加量的增加，基液粘度和交联粘度随之增加。当w（稠化剂）为0.6%时，基液粘度和交联粘度太低；当加量超过1.4%时，交联粘度很高，但是此时基液粘度也高于50mPa·s，会给现场配液带来困难，而且稠化剂加量过大也会使酸压成本大大上涨；所以w（稠化剂）选择在0.8%～1.2%。

表3 稠化剂加量的筛选Table 3 Screening of thickener dosage

固定w（稠化剂）为1.0%，调整交联剂JL－10的加量，测其交联时间、交联粘度以及120℃、170s－1下的耐温时间。从表4可知，随着交联剂加量的增加，交联粘度逐渐增加，高温下的耐温时间也相应增加。但是w（JL－10）超过1.3%后，耐温时间增加的幅度减小，过高的粘度会给施工带来不利，且交联剂加量过大会导致整体成本过高。综上所述，w（JL－10）在1.0%时，已经完全可以满足现场应用要求。

表4 交联剂加量的筛选Table 4 Screening of crosslinking agent dosage

1.5 主体酸浓度的确定

一般地，岩心溶蚀率不应低于20%，溶蚀率过低则酸化效果不佳；最高不应超过40%，溶蚀率过高容易过度酸化，破坏储层［10］。在90℃、常压下，用不同质量分数的盐酸配制成交联酸，分别与两种碳酸盐岩粉反应，测其溶蚀率。反应时间为4h，实验结果见图1。结果表明，不同质量分数的盐酸的交联酸对力平1井岩粉的溶蚀率随着盐酸浓度的增加而迅速增加，当w（盐酸）小于15%时，溶蚀率较低；高于18%时，溶蚀率过高。对宝2井岩粉来说，盐酸质量分数的改变对溶蚀率的影响不大。综合考虑溶蚀及成本因素，w（盐酸）在15%～18%为宜。

1.6 交联酸与添加剂的配伍性

在120℃、常压下将配制好的交联酸与缓蚀剂HJF－10、铁离子稳定剂 TWJ－10、粘土稳定剂 YBNW－3、助排剂CF－5A等酸液添加剂复配，未见沉淀或分层现象。结果表明，交联酸和酸液添加剂配伍性良好，能使现场施工顺利进行。

2 交联酸的性能评价

2.1 抗剪切性能

根据酸压作业的施工时间，在120℃、170s－1条件下，对交联酸持续剪切2h，测定其表观粘度随着时间的变化趋势（图2，右纵坐标左侧数字表示剪切速率，右纵坐标右侧数字表示温度。上下两条比较平坦的曲线分别表示温度和剪切速率，变化较大的曲线则表示粘度的变化）。从图2可以看到，交联酸的表观粘度随着剪切的进行逐渐下降，但是表观粘度在2h内始终保持在50mPa·s以上，显示出了理想的抗剪切能力，完全能够满足高温酸压要求。

2.2 滤失性能

按SY／T 5107－2005《水基压裂液性能评价方法》，对交联酸的滤失性能进行了测定。由表5可以看出，该交联酸的静态滤失系数在90℃和120℃时均较小，可以满足现场施工要求。

表5 交联酸的滤失性能Table 5 Filtration property of crosslinking acid

2.3 携砂性能

参考SY／T 5185－2008《砾石充填防砂水基携砂液性能评价方法》，分别进行了单颗粒沉降速度测定和悬砂能力测定。单颗粒沉降结果：单颗粒石英砂在交联酸中悬浮6h未下沉。

将支撑剂按50%砂比加入交联酸中，观察其沉降情况。由图3可见，支撑剂悬浮24h后没有下沉，说明此交联酸具有优良的携砂性能。

2.4 对储层的伤害

按SY／T 5107－2005《水基压裂液性能评价方法》，将交联酸的破胶液对岩心基质的渗透率损害进行测定，破胶液停留时间为2h。选用了5个不同层位不同岩性的岩心进行伤害评价，实验结果见表6。表6说明，此交联酸压裂液对储层的伤害率较小。

表6 交联酸破胶液对储层岩心的渗透率伤害实验结果Table 6 Experimental results of crosslinked acid gel breaking liquid damage to permeability of reservoir core

2.5 破胶性能

将交联酸按配方配制好后，在120℃下放置4 h，使其破胶。得到的破胶液均匀、清澈透明，无残渣，粘度为5.5mPa·s。说明此交联酸破胶性能良好，容易返排，能降低对油气储层的伤害和污染。破胶液外观见图4。

3 结论

（1）通过对市场上几种主流酸液稠化剂和交联剂进行筛选，确定了最适合用于高温酸压作业交联酸稠化剂DM3802和交联剂JL－10。

（2）通过实验确定了稠化剂DM3802和交联剂JL－10的最佳用量范围，并与酸液添加剂进行了配伍性实验，确定了主体盐酸浓度，形成了完整的交联酸配方体系。

（3）对交联酸的抗剪切性能、滤失性能、携砂性能、岩芯伤害、破胶性能的评价表明，该交联酸抗高温抗剪切性能良好、滤失小、携砂性能优良、对储层的伤害小、破胶液易返排，完全满足现场施工要求。

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