由于酸化[1]投入较少、见效较快、施工较为简单而广泛应用于油气井的解堵与增产中。酸化不仅可以解决近井地带的地层伤害、改善油藏非均质性、解决低渗透油藏的注水问题，而且可以提高油藏的采收率和产层的导流能力，恢复并增加产能。在酸岩反应过程中，随着酸液的不断消耗，滞留时间的延长，残酸的侵入会造成侵入带地层含水饱和度增加、液锁和油相渗透率降低，使酸化处理效果降低；同时在酸化过程中，因酸岩反应使残酸中含有大量的Ca2+，增加了残酸的排出难度，使解堵效果降低，甚至对储层造成二次污染[2-5]。
残液的二次污染主要是由于毛细管的吸渗作用，使滞留液堵塞毛细管，引起严重水锁，造成地层损害[6]。因此，为提高酸化效果必须向地层中加入助排剂。根据Laplace方程[7]，助排率的提高，应从降低或消除外来水与油或气之间的毛细管压力入手[8]。本试验在助排剂的筛选评价方法上进行了改进，在配伍性上既考查助排剂与酸液的配伍性，也考查助排剂与残酸的配伍性；在效果评价上增加了岩心流动实验，结合助排率、排出提高率和渗透率恢复值筛选出了助排效果好的助排剂[9-10]配方。
仪器：全自动表面张力仪(ESB-V)；视频旋转液滴界面张力仪(SVT20)；电子分析天平(感量0.0001 g)；岩心流动实验仪。
按照SY/T 5370-1999《表面及界面张力测定方法》进行。
按照SY/T 5575-1995《压裂酸化用助排剂性能评价方法》进行。
酸化的目的不仅需要解除地层中酸溶物的堵塞，而且需要保证酸化后的残液全部排出地层的同时不会造成地层岩石表面润湿性变化，降低地层的渗透率。因此，助排剂的作用除了降低残液排出时的阻力，还应该确保经过残液浸泡过的地层渗透率不降低或有所提高。而按照SY/T 5575-1995《压裂酸化用助排剂性能评价方法》中对表面活性剂体系进行的助排率测试并不能完全反映助排剂对地层渗透率的影响，也不能有效地区别相近表面张力与界面张力的表面活性剂体系的排出效果。为此，设计了岩心流动模拟实验，通过地层实际的岩心，进行岩心流动模拟实验，评价其在同样压力下添加了助排剂的残液与没有添加助排剂的残液的排出量、计算排出提高率、评价二者的渗透率恢复值，从而反映助排剂对地层渗透率的影响。
(1) 助排剂的排出提高率评价实验。用地层岩心，在一定压力下首先测定没有添加助排剂的残液(30%的CaCl2溶液)的排出量，即空白溶液的排出量(mL/min)，然后在相同或相近压力条件下测定添加了助排剂的残液(30%的CaCl2溶液)排出量(mL/min)，即加药溶液的排出量(mL/min)，比较二者的差别，计算排出提高率，以反映助排剂的实际助排效果。
式中：η 为排出提高率，%；Q1 为空白溶液的排出量，mL/min；Q2 为加药溶液的排出量，mL/min。
(2) 助排剂的渗透率恢复值评价实验。参照标准SY/T 6540-2002测定岩心的初始煤油渗透率，然后用一定量空白溶液进行驱替，驱替3PV后浸泡2 h，测定空白溶液浸泡后煤油渗透率；另外用加药溶液进行驱替，驱替3PV后浸泡2 h，测定加药溶液浸泡后煤油渗透率；计算渗透率恢复值。
助排剂的作用是使酸化后的残酸(乏酸)容易排出并且不会因为酸化造成地层岩石毛细管阻力增加。当酸液进入地层后，酸与岩石反应，酸液pH值升高，酸液中Ca2+含量增加。因此，助排剂不但应与不同浓度的酸液配伍，而且应与不同Ca2+浓度的残酸溶液配伍。配伍性的评价实验一是将单一表面活性剂加入到不同浓度的盐酸、不同浓度的土酸中，观察溶液是否透明无沉淀；二是将单一表面活性剂加入到残酸溶液中(残酸溶液的配制为30% CaCl2水溶液)，观察溶液是否透明无沉淀，如果溶液透明无沉淀说明表面活性剂的配伍性好。本文收集评价了50多种表面活性剂，有含氟表面活性剂、阳离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、双季铵盐表面活性剂、Gemini类表面活性剂、非离子表面活性剂、磺酸盐表面活性剂和两性表面活性剂等，其中部分表面活性剂不但与土酸、盐酸配伍而且与高含量Ca2+残酸溶液配伍，选择与盐酸、土酸、残酸都具有较好配伍性的表面活性剂进行其他性能的测试与分析。
在酸化过程中，由于酸岩反应使残酸中含有大量Ca2+，且随酸液不断消耗，残酸中的Ca2+含量逐渐增加。酸液与地层反应后形成的残酸溶液主要成分是CaCl2。因此，表面活性剂必须在一定CaCl2溶液中具有较低的表面张力与界面张力。实验选择2.1中配伍性好的表面活性剂，测定在30%的CaCl2水溶液中的表面张力与界面张力，表面活性剂名称见表 1，有关测试结果见图 1与图 2。
从图 1及图 2可看出，有机氟表面活性剂的表面张力普遍较低，但界面张力相对较高(均高于1.5 mN/m)；非氟表面活性剂普遍表面张力低的其界面张力也较低，最低的小于0.15 mN/m。
含氟表面活性剂表面张力低，但成本较高，一般在100万元/t左右，而且界面张力较高。为了获得较低表面张力与界面张力的表面活性剂体系，降低成本，选择表 1中表面活性剂进行复配。首先对复配配方进行酸液与残液的配伍性实验，然后测定配伍性好的复配配方在30%的CaCl2溶液中表面张力与界面张力，复配配方见表 2，有关测定数据见图 3和图 4。从图 3和图 4可知，表面活性剂复配后表面张力与界面张力都降低，其中界面张力降低幅度较大。
普遍的规律是表面张力与界面张力较低的表面活性剂体系其助排效果较好，但表面活性剂体系的表面张力与界面张力并不能完全反映其助排效果，特别是表面张力与界面张力数据相近的表面活性剂体系。表面活性剂体系的助排效果需要按照SY/T 5575-1995标准测试其助排率才能最终确定。因此，评价了单一表面活性剂与复配表面活性剂在30%的CaCl2溶液中的助排率，有关测定数据见图 5(测试浓度：单一含氟表面活性剂为0.02%，其余均为0.2%)。
从图 5可看出，复配的表面活性剂其助排率均大于单一的表面活性剂；通常表面张力与界面张力小的药剂其助排率高，但有个别表面活性剂相反。
助排剂的排出提高率反映了实际地层岩心中残液的排出阻力，排出阻力越低，残液越易排出。图 5数据反映出，复配后表面活性剂其助排率普遍高于单一表面活性剂，因此，实验选择表 1中1、2、3、4、10、13、14、17、20、30号有代表性的单一表面活性剂与表 2中的复配表面活性剂进行排出提高率的测定，有关测定数据见图 6(测试浓度1号、2号为0.01%与0.02%，其余均为0.1%与0.2%)。
从图 6可看出，排出提高率超过79%的配方有1、2、33、35、36、37、39、42、43、45号，其中仅42、43、45号为非氟表面活性剂配方。45号的排出提高率达到了84%以上(浓度0.2%)，与含氟表面活性剂相当。
助排剂的渗透率恢复值反映了酸化后残液浸泡的地层岩心润湿性变化，渗透率恢复值越高，说明残液浸泡后的岩心润湿性变化越小，对地层污染少。实验评价了2.5.1中表面活性剂体系的渗透率恢复值，有关测定数据见图 7(测试浓度1号、2号为0.02%，其余均为0.2%)。
从图 7可看出，含氟表面活性剂渗透率恢复值普遍较高，均在76%以上；非氟表面活性剂的渗透率恢复值超过76%的仅32、45、47号配方。
从助排率与排出提高率分析，助排率高的表面活性剂配方其排出提高率不一定高。从助排率、排出提高率、渗透率恢复值分析，三者之间没有完全统一的变化规律，其中一个指标较好的并不一定其他指标都同样好，特别是非氟表面活性剂各项指标变化较大。因此，不能完全依据其中任何一项指标来确定助排剂配方，而应兼顾三项指标的评价结果。从图 5、图 6、图 7中的数据反映：助排率大于84%的有14个配方，排出提高率大于79%的有10个配方，渗透率恢复值大于76%的有14个配方，效果与成本综合比较见图 8。
从地层伤害程度的判断来说，渗透率恢复值是一个重要指标，其次应该是排出提高率指标，再次是成本指标。结合图 8中数据，含氟表面活性剂配方中渗透率恢复值最高的是35、39、44号，渗透率恢复值在82%~85%之间，而且其助排率与排出提高率都较高；非氟表面活性剂配方中渗透率恢复值最高的是32、42、45、47号，渗透率恢复值在73%~81%之间，最好的是45号配方，渗透率恢复值达到了80.5%，而且其助排率与排出提高率与含氟表面活性剂配方相当。由于非氟表面活性剂配方的成本仅为含氟表面活性剂配方成本的十分之一，因此综合分析，效益与效果最佳的配方是45号。
(1) 本试验对单一表面活性剂与复配表面活性剂体系进行了与酸液、残酸溶液的配伍性实验，了解了不同表面活性剂体系的耐酸能力，耐盐能力，筛选出既耐盐又耐酸的表面活性剂体系，具有低的表面张力与界面张力。
(2) 本试验设计了岩心流动模拟实验，通过评价各种表面活性剂体系的排出提高率、渗透率恢复值指标反映表面活性剂体系的助排效果，同时与助排率指标进行了比较。从实验结果反映出：仅用助排率评价一个表面活性剂体系的助排效果不全面，助排率高的表面活性剂配方其排出提高率与渗透率恢复值不一定高。而且三者之间没有完全统一的变化规律。
(3) 油田酸化作业使用助排剂的目的是降低残液在地层中的残余量，减少残液对地层的伤害与二次污染，渗透率恢复值是一个关键的指标，实际生产中应主要考虑渗透率恢复值。
(4) 本试验通过对表面活性剂体系的配伍性实验、助排率实验、排出提高率与渗透率恢复值综合实验，结合成本指标，筛选出了效果与效益最佳的助排剂配方。
2011, Vol. 40 Issue (2): 190-194
2011, Vol. 40 Issue (2): 190-194