本发明涉及石油化工领域，特别涉及一种用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系。
背景技术：
：酸化是碳酸盐岩储层的主要增产措施，其方法就是通过向地层注入酸液，溶解储层岩石矿物成分及钻井、完井、修井、采油作业过程中堵塞储层的物质，改善和提高储层的渗透性能，从而提高油气井产能。通常采用盐酸对碳酸盐岩储层进行酸化(王德胜，现代油藏压裂酸化开采新技术实用手册，北京石油工业出版社，2006)，在酸化过程中，盐酸与碳酸盐岩反应迅速，短时间内能有效溶蚀碳酸盐岩矿物并产生大量二氧化碳气体，酸液反排时产生足够大的回压。然而，随着油气开采向深井进发，油气层温度逐渐攀升，碳酸盐岩储层的盐酸酸化面临着以下问题：(1)储层温度高，储层温度通常在80℃-90℃之间。这容易使盐酸和碳酸盐岩的反应迅速，使得大量酸液在近井地段消耗殆尽，溶蚀率增加幅度减小，酸液难以穿透储层较深部伤害地带。因此，在高温条件下，盐酸酸化难以实现碳酸盐岩储层的深度酸化。(2)井底温度高，从而造成酸液对井下管柱及设备的腐蚀加重，井下管柱及设备使用寿命减短，维修更换成本大幅度增加。为了解决上述技术问题，CN102399550A公开了一种用于高温碳酸盐岩深度酸化的液体配方，其适用温度为60℃-150℃，按质量百分数计，由10％-50％的有机酯、0-50％的卤酸系列、0-45％的卤化铵、0-50％的甲醛或其混合物、0.1％-5％表面活性剂组成。该液体配方可通过调节释放[H+]＝2.2mol/L-4mol/L，在60℃-150℃温度条件下水解产生H+，以控制酸液释放速度在0.5h-6h之间，解决高温碳酸盐岩储层的反应的速率，实现深度酸化。发明人发现现有技术至少存在以下问题：现有技术提供的酸化体系成本较高，难以规模化现场施工应用。技术实现要素：本发明实施例所要解决的技术问题在于，提供了一种低成本的用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系。具体技术方案如下：一种用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系，包括以下质量百分含量的组分：10％-50％的氨基磺酸、10％-50％硝酸脲、3％-15％的有机弱酸、0.1％-5％的助溶剂、0.1％-2％的缓蚀剂，余量为水。作为优选，所述酸液体系包括以下质量百分含量的组分：15％-30％的氨基磺酸、15％-30％硝酸脲、5％-12％的有机弱酸、0.5％-5％的助溶剂、0.4％-1.5％的缓蚀剂，余量为水。具体地，所述有机弱酸为甲酸和/或乙酸。具体地，所述助溶剂由第一助溶剂和第二助溶剂组成；所述第一助溶剂为氯化钠和/或氯化钾；所述第二助溶剂选自乙醇、原油、柴油、凝析油中的至少一种。具体地，所述缓蚀剂为硫脲缓蚀剂和/或咪唑啉缓蚀剂。本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：本发明实施例提供的用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系，通过上述配比的各组分之间的协同复配作用，所制备得到的酸液体系具有溶蚀率高、溶蚀率的增加幅度大、腐蚀速率低等优点。特别地是，本发明实施例提供的酸液体系配方简单，所含各组分货源广，运输方便，成本低廉，更利于规模化现场施工应用。具体实施方式为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式作进一步地详细描述。本发明实施例提供了一种用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系，包括以下质量百分含量的组分：10％-50％的氨基磺酸、10％-50％硝酸脲、3％-15％的有机弱酸、0.1％-5％的助溶剂、0.1％-2％的缓蚀剂，余量为水。本发明实施例提供的用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系，通过上述配比的各组分之间的协同复配作用，所制备得到的酸液体系具有溶蚀率高、溶蚀率的 增加幅度大、腐蚀速率低等优点，使得酸液体系在实现深度酸化的同时又能有效降低对井下管柱及设备的腐蚀。特别地是，本发明实施例提供的酸液体系配方简单，所含各组分货源广，运输方便，成本低廉，更利于规模化现场施工应用。具体地，本发明实施例提供的酸液体系，在高温条件(例如70℃-120℃)下，向氨基磺酸与硝酸脲的混合溶液中加入解离常数较小的有机弱酸时，由于同离子效应，将极大地降低有机弱酸的电离程度，促使氨基磺酸与硝酸脲的混合溶液主要在井壁附近起溶蚀作用，而有机弱酸可在地层较远处起溶蚀作用。而在此过程中，可选的缓蚀剂能有效降低酸液体系对井下管柱及设备的腐蚀速率。因此，与盐酸相比，所述酸液体系在有效提高溶蚀率的增加幅度的同时，也有效降低了对井下管柱及设备的腐蚀。发明人研究发现，(1)与质量浓度为15％的盐酸相比，本发明实施例提供的酸液体系对碳酸盐岩石的溶蚀率可提高76％以上。(2)本发明实施例提供的酸液体系能有效提高溶蚀率增加幅度，减缓酸岩反应速率，增加有效的酸岩作用距离，从而实现深度酸化。在相同酸岩反应时间条件下，本发明实施例提供的酸液体系的溶蚀率增加幅度是质量浓度为15％的盐酸的5.9倍以上。(3)本发明实施例提供的酸液体系的缓蚀效果明显，在相同腐蚀时间条件下，与质量浓度为15％的盐酸相比，本发明实施例提供的酸液体系的腐蚀速率仅为盐酸腐蚀速率的0.14％左右，其缓蚀效果均高于《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》(SY/T5405-1996)的一级指标。(4)对实际岩心改造效果好，与质量浓度为15％的盐酸相比，本发明实施例1-4提供的酸液体系对实际岩心的改造效果是质量浓度为15％的盐酸改造效果的2倍以上(5)本发明实施例提供的酸液体系成本低廉，货源广，运输方便，对储层伤害小，便于大规模现场酸化施工应用。作为优选，该酸液体系包括以下质量百分含量的组分：15％-30％的氨基磺酸、15％-30％硝酸脲、5％-12％的有机弱酸、0.5％-5％的助溶剂、0.4％-1.5％的缓蚀剂，余量为水。在保证该酸液体系具有如上优异性能的前提下，为了有效降低其成本，以便于其规模化现场施工应用，作为优选，该有机弱酸为甲酸和/或乙酸；该助溶剂由第一助溶剂和第二助溶剂组成；其中，第一助溶剂为氯化钠和/或氯化钾；第二助溶剂选自乙醇、原油、柴油、凝析油中的至少一种；该缓蚀剂为硫脲缓 蚀剂和/或咪唑啉缓蚀剂。具体地，该酸液体系的配制方法如下所示：以酸液体系中各组分的质量百分含量计，首先在反应釜中依次加入10％-50％的氨基磺酸、10％-50％硝酸脲、0.1％-5％的助溶剂，在室温条件下搅拌5min-30min后，依次向该反应釜中加入3％-15％的有机弱酸、0.1％-2％的缓蚀剂以及余量的水，搅拌均匀后即得所述酸液体系。可见，本发明实施例提供的酸液体系的配制方法简单，易控制，利于规模化工业应用。本发明实施例中，室温可以理解为10℃-25℃之间的任意温度值。以下将通过具体实施例进一步地描述本发明。在以下具体实施例中，所涉及的操作未注明条件者，均按照常规条件或者制造商建议的条件进行。所用原料未注明生产厂商及规格者均为可以通过市购获得的常规产品。实施例1本实施例提供了一种用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系，其包括以下质量百分含量的组分：19.8％的氨基磺酸、15.0％的硝酸脲、7.0％的甲酸、0.5％的氯化钾、2.0％的乙醇、0.5％的咪唑啉缓蚀剂以及余量的水。该酸液体系的配制方法如下：按照酸液体系中各组分的质量百分含量，在室温下首先将氨基磺酸、硝酸脲、氯化钾、乙醇置于反应釜中搅拌10min，然后再向反应釜中加入甲酸、咪唑啉缓蚀剂以及水，搅拌均匀后即得到本实施例的酸液体系。实施例2本实施例提供了一种用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系，其包括以下质量百分含量的组分：21.0％的氨基磺酸、20.0％的硝酸脲、8.0％的乙酸、1.5％的氯化钠、2.0％的原油、0.6％的硫脲缓蚀剂以及余量的水。该酸液体系的配制方法如下：按照酸液体系中各组分的质量百分含量，在室温下首先将氨基磺酸、硝酸脲、氯化钠、原油置于反应釜中搅拌10min，然后再向反应釜中加入乙酸、硫脲缓蚀剂以及水，搅拌均匀后即得到本实施例的酸液体系。实施例3本实施例提供了一种用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系，其包括以下质量百分含量的组分：22.5％的氨基磺酸、16.0％的硝酸脲、5.5％的乙酸、1.0％的氯化钠、3.0％的柴油、0.8％的咪唑啉缓蚀剂以及余量的水。该酸液体系的配制方法如下：按照酸液体系中各组分的质量百分含量，在室温下首先将氨基磺酸、硝酸脲、氯化钠、柴油置于反应釜中搅拌10min，然后再向反应釜中加入乙酸、咪唑啉缓蚀剂以及水，搅拌均匀后即得到本实施例的酸液体系。实施例4本实施例提供了一种用于酸化碳酸盐岩储层的酸液体系，其包括以下质量百分含量的组分：30％的氨基磺酸、25.0％的硝酸脲、5.0％的甲酸、2.0％的氯化钾、2.5％的凝析油、1.0％的硫脲缓蚀剂以及余量的水。该酸液体系的配制方法如下：按照酸液体系中各组分的质量百分含量，在室温下首先将氨基磺酸、硝酸脲、氯化钾、凝析油置于反应釜中搅拌15min，然后再向反应釜中加入甲酸、硫脲缓蚀剂以及水，搅拌均匀后即得到本实施例的酸液体系。实施例5在90℃条件下，在相同操作条件下，本实施例分别利用实施例1-4提供的酸液体系以及质量浓度为15％的盐酸溶液对采集的碳酸盐岩的岩心碎屑(岩屑)进行溶蚀实验，实验结果如表1所示：表1盐酸以及实施例1-4提供的酸液体系在不同酸岩反应时间下对岩屑的溶蚀率酸岩反应时间(min)10306090120180240盐酸对岩屑的溶蚀率(％)63.9564.0364.2764.5164.6764.8665.32实施例1酸液体系对岩屑的溶蚀率(％)41.7843.2845.9547.8449.1149.2449.89实施例2酸液体系对岩屑的溶蚀率(％)42.4645.8647.5248.9549.6850.3450.73实施例3酸液体系对岩屑的溶蚀率(％)43.8747.3449.0749.8951.6452.3252.62实施例4酸液体系对岩屑的溶蚀率(％)45.3448.5650.2250.9652.4153.8854.19由表1可知，在温度为90℃的条件下，随着酸岩反应时间的延长，实施例1-4提供的酸液体系以及质量浓度为15％的盐酸对岩屑的溶蚀率均增大。而酸岩反应时间在10min-240min时，质量浓度为15％的盐酸对岩屑的溶蚀率增加幅度较小，溶蚀率仅增加1.37％；而实施例1-4提供的酸液体系对岩屑的溶蚀率增加幅度均超过8.11％，其溶蚀率的增加幅度是质量浓度为15％的盐酸的5.9倍以上。可见，本发明实施例1-4提供的酸液体系表现出明显的缓速效应，这说明在相同酸岩反应时间范围内，实施例1-4提供的酸液体系能有效提高溶蚀率增加幅度，减缓酸岩反应速率，增加酸岩有效作用距离，从而实现深度酸化。同时，本发明实施例1-4提供的酸液体系的酸岩反应时间为240min时，其溶蚀率均可达到质量浓度为15％的盐酸溶液的溶蚀率的76％以上，可满足现场酸化施工需求。实施例6在温度为90℃、腐蚀时间为240min的条件下，在相同操作条件下，本实施例分别利用实施例1-4提供的酸液体系以及质量浓度为15％的盐酸对N80钢片的平均腐蚀速率进行测试，测试结果如表2所示：表2盐酸以及实施例1-4提供的酸液体系对N80钢片的平均腐蚀速率由表2可知，实施例1-4提供的酸液体系对N80钢片的平均腐蚀速率均小于2g/(m2·h)，其平均腐蚀速率仅为质量浓度为15％的盐酸溶液平均腐蚀速率的0.14％左右，远远低于该盐酸溶液的平均腐蚀速率。可见，本发明实施例1-4提供的酸液体系的缓蚀效果明显，且其缓蚀效果均高于《油田用酸化缓蚀剂试验方法及评价指标》(Q/SYXJ0041-2001)的一级指标(其腐蚀速率为3g/(m2·h)-4g/(m2·h))，这说明本发明实施例1-4提供的酸液体系能有效降低井下管柱及设备的腐蚀速率，延长井下管柱及设备的使用寿命，降低维修更换成本。实施例7在相同的操作条件下，本实施例分别利用实施例1-4提供的酸液体系以及质量浓度为15％的盐酸对同一类型的几个实际的碳酸盐岩储层的岩心进行了酸化改造，酸化改造前后，岩心的渗透率变化如表3所示。表3盐酸以及实施例1-4提供的酸液体系对岩心进行酸化改造前后，岩心的渗透率由表3可知，虽然本发明实施例1-4提供的酸液体系与质量浓度为15％的盐酸对实际岩心渗透率均有较好的改造效果，但本发明实施例1-4提供的酸液体系对实际岩心的改造效果是质量浓度为15％的盐酸的2倍以上。这说明本发明实施例1-4提供的酸液体系对实际岩心渗透率的改造效果明显优于质量浓度为15％的盐酸，这也进一步说明本发明实施例1-4提供的酸液体系可以实现碳酸盐岩储层的深度酸化。此外，在实验过程中发现，本发明实施例1-4提供的酸液体系与地层水混合后，无沉淀产生，这说明本发明实施例提供的酸液体系与地层水配伍性良好，对储层伤害小，利于规模化工业应用。以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。当前第1页1 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