塔河油田碳酸盐岩油藏埋深超过6 000 m，储层温度高达110~200 ℃，非均质性强。随着油田开发不断向外围扩展，储层酸压面临储层条件变差、高温下酸岩反应速度加快、滤失量增大、裂缝导流能力难保持等难题，酸蚀裂缝长度受限严重制约了油藏开发效果^[1-4]。影响酸蚀裂缝长度的主要因素有岩石类型、酸液浓度、酸岩反应速率和地层温度等^[5-6]。在无法改变岩石类型的情况下，选择酸岩反应速率低的酸液是提高酸蚀裂缝长度的有效手段。国内外应用的缓速酸主要有胶凝酸、乳化酸和地面交联酸等^[7]。相比上述常规缓速酸，自生酸通过化学反应在地层温度下逐渐生成盐酸，具有低酸岩反应速率、低腐蚀速率和高导流能力等优点。目前研发的自生酸主要用于中、低温储层，应用于塔河油田高温(＞120 ℃)储层时存在产酸速率过快、无法延缓酸岩反应速率的难题^[8]。笔者通过优选含氯有机铵盐和高聚合羰基化合物，研制了耐高温自生酸体系，该体系具有耐温性能好、酸岩反应速率低、酸蚀裂缝导流能力高等特点，在塔河油田15井次的现场应用表明，油井酸压后自喷产油量和自喷时间比邻井(未应用自生酸酸压)平均提高1.5~2.5倍，增油效果显著。

目前，国内外现有自生酸主要采用含氯羧酸盐水解和卤代烃衍生物水解2种合成方式，合成的自生酸存在耐高温性能差和产酸能力弱的问题^[8]。为提高自生酸的抗温性能，笔者采用高聚合度羰基化合物和含氯有机铵盐反应合成耐高温的自生酸，地层温度条件下含氯有机铵盐(B剂)在醛、酮及有机羧酸类化合物等引发剂催化作用下可生成盐酸，为控制产酸速度和减缓酸的形成速率，选用高聚合度羰基化合物作为引发剂(A剂)，A剂在地层温度下逐渐缓慢水解，控制催化生酸速度，从而达到自生酸在地层温度下缓慢生酸、延长酸蚀作用距离的目的。

A剂、B剂混合后，主生酸反应是甲醛和氯化铵反应生成盐酸和六次甲基四胺，化学反应式为：

(1)

选取不同体积比的A剂、B剂加入单口烧瓶并置于120 ℃油浴锅中搅拌反应，40 min后选取烧瓶中上层清液并用NaOH溶液滴定，定量判断A剂、B剂在不同体积比下的生酸能力，试验结果见表 1。

由表 1可知:当A剂体积分数高于50%时，随着其体积分数降低，自生酸生酸量逐渐升高；当A剂、B剂体积比为1:1时生酸量最大，平均生酸量高达12.7%；当A剂体积分数低于50%时，随着其体积分数的降低，自生酸生酸量逐渐降低。因此，A剂和B剂的最优体积比为1:1。

试验温度100 ℃，取足量塔河油田奥陶系岩心与自生酸和胶凝酸进行酸岩反应，记录不同反应时间后的酸含量，结果见表 2。

由表 2可知：随着反应时间增长，自生酸酸含量先增大后减小，30 min时自生酸酸含量达到10.12%，30 min后自生酸酸含量逐渐降低，反应2.50 h后自生酸酸含量为4.79%；胶凝酸酸含量随反应时间的增长呈持续快速降低趋势，反应1.50 h后胶凝酸酸含量仅为1.33%，远小于相同反应时间的自生酸酸含量(4.93%)。试验结果表明，自生酸比胶凝酸有更好的缓速效果，可在一定程度上增大酸蚀作用距离，提高酸蚀裂缝穿透深度，提高沟通井筒远端储集体的概率。自生酸与岩心反应过程中伴随大量气泡生成，酸岩反应后岩心表面凹凸不平，刻蚀效果比胶凝酸更好。

100 ℃温度下，进行20%盐酸、自生酸和胶凝酸与40 g岩心的反应时间和酸溶蚀率试验，结果见表 3。

由表 3可知，与20%盐酸和胶凝酸相比，自生酸与相同质量的岩心完全反应所需的反应时间更长，即自生酸的酸岩反应速率更低，能更好地满足塔河油田碳酸盐岩油藏深穿透酸压的需求。

酸蚀裂缝导流能力是评价储层酸压效果的一个重要指标^[9-13]。分别取自生酸、胶凝酸、变黏酸和地面交联酸等4种酸液，测定其在不同闭合应力条件下的导流能力，结果见图 1。

图 1 不同酸液体系酸蚀裂缝导流能力对比 Fig.1 Conductivity of fractures created by different acid systems

图选项

由图 1可知：随闭合压力升高，4种酸液酸蚀裂缝的导流能力均呈下降趋势；闭合压力小于20 MPa时，酸蚀裂缝的导流能力下降幅度较大；当闭合压力大于20 MPa时，酸蚀裂缝的导流能力下降幅度变小；自生酸的酸蚀裂缝比其他3种酸液酸蚀裂缝的导流能力更好，4种酸液酸蚀裂缝导流能力的排序为自生酸＞变黏酸＞胶凝酸＞地面交联酸。

选取塔河油田奥陶系地层水样品，其总矿化度为2.432×10⁵ mg/L，pH值为5.72，密度为1.14 g/cm³，与自生酸按1:2、1:1和2:1的比例进行配伍性试验。结果发现，自生酸与地层水混合后无沉淀产生，放置4 h后仍无沉淀产生，说明自生酸与地层水的配伍性良好。

选取塔河油田常用的胍胶压裂液、地面交联酸、变黏酸、胶凝酸等4种工作液，分别离心分离后取上层清液10，15和20 mL，然后分别与自生酸混合，形成1:2、1:1和2:1的混合液，观察混合液是否生成沉淀。结果发现，自生酸与胍胶压裂液、地面交联酸、变黏酸和胶凝酸混合后溶液无色，透明均匀，无沉淀产生，表明自生酸与塔河油田常用工作液的配伍性良好。

塔河油田10区、12区、TP区等区块油井动液面低(平均深度2 800 m)，供液能力差，有效闭合压力高达50 MPa左右，裂缝导流能力难以长期保持，采用胶凝酸等常规酸液酸化效果较差。为此，塔河油田选用耐温型自生酸体系，并提高注酸排量和注酸规模，以实现深穿透酸压的目的。自生酸A剂有刺激性气味，为保证施工人员健康，现场采用自动化密闭配液流程，通过自动输送机将A剂、B剂置入配液罐内充分混合，密闭输送到地面流程, 通过压裂车泵入井底。

截至目前, 塔河油田共进行了15井次的自生酸深穿透酸压施工，平均单井自生酸用量600 m³，注酸阶段排量6 m³/min，油井酸压后的自喷时间和产油量比邻井(未应用自生酸酸压)平均提高了1.5~2.5倍。

以塔河油田TPX井为例介绍自生酸深穿透酸压技术现场应用情况。该井储层埋深6 400.00 m，钻完井期间漏失钻井液2 000 m³，自喷产油5 000 t后转机抽生产，机抽过程中动液面2 600.00 m，产液量快速下降。为此，该井应用了自生酸深穿透酸压技术。该井酸压过程中最高泵压78.4 MPa，最大排量6.3 m³/min。泵注自生酸200 m³后泵压瞬间下降20 MPa，沟通储集体显示明显。TPX井压后动液面由酸压前的2 600.00 m恢复至1 400.00 m，产液量78 m³/d，产油量69 t/d，产油量较邻井(未应用自生酸酸压)提高34 t/d。

1)  针对现有自生酸体系存在的耐高温性能差和产酸能力弱的问题，采用高聚合度羰基化合物(A剂)和含氯有机铵盐(B剂)反应合成了耐高温自生酸，并通过室内试验确定A剂和B剂的最优体积比为1:1。

2)  室内试验表明，与胶凝酸等常用酸液相比，耐温型自生酸具有更低的酸岩反应速度和更好的酸蚀裂缝导流能力，且与塔河油田地层水和常用工作液有较好的配伍性。

3)  自生酸深穿透酸压技术在塔河油田15井次的现场应用表明，油井酸压后自喷时间与产油量均显著提高，能够满足塔河油田碳酸盐岩储层深穿透酸压改造的要求。

4)  由于高聚合度羰基化合物(A剂)有刺激性气味，现场施工时配液流程要全密闭，并做好安全防护工作。