CN1666007A - 用于处理地下地层的组合物和方法 - Google Patents

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Abstract

本发明一种将注入至分层地下地层大部分转向流体转向至含油气区域中，所述分层地下地层包括至少一个有问题区域和至少一个油气区域。在该方法中，在进行主处理之前先注入粘性转向流体，该流体是由胶凝含量的表面活性剂和酸而制备的；在处理完成后，该酸分解该表面活性剂。主处理可以是水力压裂、酸压裂和基岩酸化。用作转向流体的流体也可在水力压裂或砾石充填中作为携带液。表面活性剂的分解可以减小转向剂或携带液损害地层的可能性。

Description

用于处理地下地层的组合物和方法
发明领域
本发明涉及对被井筒(wellbore)穿透的地下地层的处理方法。具体地，涉及对分层地层(stratified formation)的增产处理，例如，压裂、基岩酸化和酸压裂，所述分层地层具有一或多层有问题的但含油的层，以及一层或多层比有问题区域(problematic zone)更易渗透油或水的层。更具体地，本发明涉及用于最大化注入有问题区域而非更易渗透区域的处理流体(treatmentfluid)的组合物和方法。
发明背景
在处理流体通过井筒注入地层中的多种油田处理方法中，被处理的地层是分层的。通常在这种分层地层中，岩层(strata)的渗透率不同，有时显著不同。此外，通常一层或多层岩层(我们简单地称其为含油区域)含有潜在的可开采的油气(油、凝结物或气)。在本发明中，术语“含油”与“含油气”可互换，术语“油”与“油气”可互换。通常一层或多层其它岩层(我们简单地称其为含水区域)，在其全部或几乎全部的孔隙中只含有地层水或盐水，以及在可开采的油气已经从该区域中开采出来后不含有油气或只剩下残余的油气。这种区域将适合生产水或几乎全是水的流体。认为其它区域是有问题的，因为其含有不能合适开采的油气。此处，生产流体(水或油气或两者)的区域，被称为“无问题的”，尽管生产水通常是不合需要的。此处，通过定义，“有问题”是不能开采或不能令人满意地开采的区域，因此通过该定义，可开采的区域是“无问题的”。如果区域内既有油相又有水相，但是已经开采了一些或全部的可开采的油，那么认为该区域为含水区域；在这种情况下，水通常是连续相、流动相以及水的饱和度高。(然而，如果地层是亲油的(oil-wet)，那么油将在孔隙表面形成薄连续相，但是水仍将是流动相)。通常，含水区域中注入的流体的渗透性大于含油区域中注入的流体的渗透率也是正确的。
在其它情况下，存在不含水的区域，但是在含油气区域或岩层中存在渗透率成层非均质性(permeability stratification)。在这种情况下，油将优先从更易渗透的区域产生，称为“无问题”。渗透较差的区域被认为是有问题的，因为它们含有不能合适开采的油气。它们将是有问题的，因为它们本质上是渗透较差的(因为地质结构)或者因为它们已经被损害。
在许多油田处理中，需要将全部或大部分的注入流体注入一个或多个特定“有问题”的含油区域(即含有潜在可开采的油气的岩层，该油气不能或者将不能被令人满意地开采)，而不是其它区域。这些区域是有问题的，因为它们虽然是含有油气的，但是它们不能或者将不能令人满意地产生它们所含有的油气。在此处考虑的情况下，这些有问题区域的产量不能令人满意，因为存在高产的(无问题的)区域。这些高产区域可以是产生水的含水区域。另一方面，也可以没有含水区域，但是这些有问题区域可内在地具有比其它区域低的渗透率或可能在钻井、完井或开采过程中已经被损害，所以一些含油区域能产生油或将产生油而其它的则不能或将不能。例如，在水力压裂(包括酸压裂)中，最佳的处理方式为将压裂全部放在有问题区域。类似地，在酸化处理(为除去损害的砂岩地层的酸化处理或为生成例如孔洞的流体通道的碳酸盐岩的酸化处理)中，最佳的处理方式是将所有被注入的流体注入有问题区域。这些要求是很重要的，因为这样处理的目的是为了增加有问题区域内流体通道的渗透率或体积(或两者)而没有在含水区域中产生这样的增加，或者如果没有含水区域，那么在有问题区域中产生的增加要比其它区域大。此外，即使注入到含水区域内的处理流体并不增加那里的流体通道，但是其最好还是“损耗的”流体(并且这些区域经常被称为“漏失(thief)”区域)。更差的是，注入到含水区域的处理流体能增加水的产量。在实践中，处理流体并非主要进入有问题区域。
在下述讨论的大部分中，将讨论有问题区域，就好像它们相对于含水区域来说是有问题的，但是应该理解有问题区域相对于含油区域来说，是有问题的。虽然在某些情况下，所有的区域，包括取样区域都是含油的，但是通常将需要注入处理流体的区域称为“含油”区域。通常，非转向处理流体进入进漏失区域，该区域具有较高的水气饱和度(因为该处理流体是水性的)和/或较高的渗透率(因为流体追随(follow)阻力最小的通道)。设计为增加有问题的含油区域(即使它是有较低的渗透率)内注入量的方法被称为转向方法，用在该方法中的机械装置或化学物质被称为转向器(剂)。接下来只讨论化学转向剂。
过去使用的一些简单的化学转向剂包括油溶性树脂、水溶性岩盐和乳化剂。基于含水胶束粘弹性表面活性剂凝胶(aqueous micellar viscoelasticsurfactant gel)的化学转向剂描述于美国专利5979557中，该申请与本申请是有共同的受让人。这种物质将被称为“VES转向剂”。VES转向剂主要用于酸化和压裂；它在酸转向中的应用描述于Chang等的“Case Study of a NovelAcid-Diversion Technique In Carbonate Reservoirs”，SPE论文56529(2月，1998)。它既可以用在砂岩也可以用在碳酸盐岩石中。美国专利5979557中描述的表面活性剂是胺、胺盐(amine salt)和季铵盐，优选为瓢儿菜基(erucyl)二(2-羟乙基)甲基氯化铵，也称为N-顺式-13-二十二碳烯基-N，N-二(2-羟乙基)-N-甲基氯化铵。流体中必须包括盐(例如，Ca、Mg、Zn、Al或Zr的无机盐)以使流体胶凝化；VES转向剂也可以包括任选的水溶性有机盐和/或醇以改善苛刻条件下的粘弹性。用VES转向剂进行的转向可以是暂时的或永久的。胶束因被地层水稀释或因与油气接触被破裂，但是表面活性剂分子还是保持完整的。当一些表面活性剂与某种油气相接触时，表面活性剂有时会产生乳状液；如果这发生在压裂或发生在碳酸盐岩中，则不太可能产生损害；如果碳酸盐岩酸化留下大孔洞以及如果压裂留下大的流体通道，那么经过它们的流动不太可能被乳状液的存在妨碍。然而，如果生成了小裂缝和小孔洞，则乳状液将妨碍经过砂石酸化后剩余的较小的液体通道的流动。
也已经知道在基岩酸化中使用自转向酸(self-diverting acid)，其通常是由氢氯酸，聚合物胶凝剂和pH值敏感交联剂混合而构成的。自转向酸通常被设计为当该酸被部分消耗时，在中等pH值下胶凝化。并非基于交联聚合物，但是依赖于粘弹性表面活性剂的自转向系统描述于与本申请有共同受让人的美国专利4695389中(也可以参考美国专利4324669和英国专利2012837，均在此引入)。基于粘弹性表面活性剂的系统表现出较低摩擦压力，因此很容易泵送并形成凝胶下井(gel downhole)。美国专利4695389公开了一种用于酸压裂的基于粘弹性表面活性剂的胶凝剂。特别优选的实施方式是包括N，N-二(2-羟乙基)-脂肪胺乙酸盐(胶凝剂)、碱金属乙酸盐、乙酸(该酸用于去除地层中的损害)和水的流体。
基于VES技术的另一种化学转向剂系统描述于与本申请有共同受让人的美国专利6399546中。这种物质称为“粘弹性转向酸(VDA)”，其通常由内铵盐制成的表面活性剂制备得到，这种表面活性剂被称为BET表面活性剂并且在美国专利6258859中描述了其它的表面活性剂。VDA流体用于在酸化或酸压裂处理中的转向。VDA流体由例如盐酸的强酸和BET表面活性剂的混合物制备得到。当强酸被泵送时，这些物质没有胶凝化，但是随着酸“花费”或被消耗，以及pH值上升和流体中电解质含量增加(通常是因为碳酸盐的溶解而引入钙离子的原因)该流体胶凝化。因此，最初被注入时，它们进入最易渗透的区域，但是当它们发生胶凝化时，它们堵塞(block)该区域，并随后将所注入的流体转向至先前不易渗透的区域。
其它改进的自转向系统描述于在与本申请有共同受让人的美国专利6399546中，以及它的相应国际专利申请WO 01/29369中，在此引入该申请以作参考，该申请提供了适合于酸处理的配制剂(formulation)，其包括两性表面活性剂，所述两性表面活性剂在活化量的辅助表面活性剂和多价阳离子(通常产生于酸与地层的反应)的存在下，当酸消耗时发生胶凝化。当胶凝剂与盐酸混合时、辅助表面活性剂阻止溶液的胶凝化；而当pH值高于约2时，溶液发生胶凝化。
与本申请有共同受让人的英国专利申请No.GB 0103449.5描述了可断裂(cleavable)的表面活性剂，其含有可以通过调节pH值而断裂的化学键，例如醛缩醇(acetal)、酰胺或酯。实例显示，在温度低于约60℃时，一些被非常稀的乙酸(0.5-1％)中断裂，以及当pH值高至约8时，一些键可被断裂。该申请说明了可断裂的表面活性剂适用于井筒维护流体(wellbore servicefluid)，尤其用为压裂流体和井清理流体。
已经开发了当一些VES流体用作转向剂时，破坏这些VES流体的胶束结构的方法。与本申请有共同受让人的美国专利申请公开文本No.US2002/0004464 A1教导了具有与VES的头部基团(head group)具有相反电荷的某些羧酸可通过破坏VES流体的胶束而充当破裂剂(breaker)。其还教导了一些质子形式的有机酸，例如己二酸、柠檬酸或戊二酸，可充当破裂剂。另一方面，对于某种表面活性剂，有机酸盐例如水杨酸盐还可以作为稳定剂。该申请教导：有机酸是否充当VES破裂剂取决于表面活性剂是阴离子、阳离子、两性离子还是非离子的。它关注焦点在基于阳离子表面活性剂(如瓢儿菜基甲基二(2-羟乙基)氯化铵)，和两性离子表面活性剂(如内铵盐表面活性剂)的粘弹性表面活性剂系统的破裂剂并只教导通过破坏VES流体的胶束结构而起作用的破裂剂。
通常，转向方法或者通过留下颗粒、聚合物、污泥(sludge)、沉淀物、表面活性剂等造成伤害和/或是昂贵和复杂的和/或需要专门的设备和装置(例如用于产生、监测和控制泡沫)。此外，多种化学转向剂不能在高温下应用或与某些化学品不相容(例如强酸或很低或很高的含盐浓度)。这就需要简单的组合物和方法，以在高温下使注入的流体，特别是酸性流体转向，其中在主要的处理完成后，在预定的时间或条件下，该转向剂被完全破裂。还需要化学转向剂系统，该系统在降解后并未留下分解产物(表面活性剂、聚合物或交联聚合物的碎片)。
发明简述
在一个实施方式中，在分层地下地层的油井处理之前，将转向流体注入含水区域(该区域可以进行开采，并因此被称为“无问题的”)，所述分层地下地层由至少一个含水区域和至少一个含油气区域构成。将油井处理中随后注入的流体转向至含油气区域的过程是通过注入由至少一种含水粘性胶凝流体(aqueous viscous gelled fluid)构成的转向流体而实现的，所述含水粘性胶凝流体由水、胶凝量的表面活性剂和酸制成。该转向流体优先进入含水区域并且酸在油井处理之后分解该表面活性剂。在另一实施方式中，在分层地下地层的油井处理之前，将转向流体注入产生油气的含油气区域，所述分层地下地层由生产或能生产油气的至少一个含油气区域(被称为“无问题的”)和没有不能令人满意地或将不令人满意地产生油气的至少一个含油气区域(称为“有问题”区域)(例如，因为它具有固有的低渗透率或者已经在钻井、完井或者开采过程中受到损害)。将油井处理中随后注入的流体转向至有问题的含油气区域的过程是通过注入由至少一种含水粘性胶凝流体构成的转向流体而实现的，所述含水粘性胶凝流体由水、胶凝量的表面活性剂和酸制成。该转向流体优先进入生产区域(即“无问题”区域)并且在油井处理之后酸分解该表面活性剂。该转向流体是粘性高温酸可降解的含水凝胶。在另一实施方式中，表面活性剂的分解机理是酸解，转向流体基本上不含盐并且地层温度超过37℃。
在另一实施方式中，表面活性剂具有下述酰胺结构：
式中R1为烃基，其可以是支链或直链的、芳族的、脂族的或烯属的并且含有约14至约26个碳原子，并且可以含有胺；R2为氢原子或含有1至约4个碳原子的烷基；R3为含有1至约5个碳原子的烃基；和Y为吸电子基团。优选地，吸电子基团为季胺(quaternary amine)或胺氧化物(amineoxide)。更优选地，其为含有下述结构的内铵盐：
Figure A0381625800092
式中R为烃基，其可以是支链或直链的、芳族的、脂族的或烯属的并且含有约14至约26个碳原子，并且可以含有胺；n＝约2至约4；且p＝1至约5，和这些化合物的混合物。最优选地，表面活性剂为内铵盐，式中R是C17H33或C21H41，且n＝3和p＝1。
在另一实施方式中，粘性高温酸可降解的含水凝胶可含有至少一种辅助表面活性剂、醇、螯合剂和铁控制剂(iron control agent)中的一种或多种。在另一实施方式中，当无问题区域含有至少残余量的油气时，该方法进一步包括在注入转向流体前注入互溶剂。该互溶剂优选为低分子量的酯、醇或醚；最优选为乙二醇一丁醚。互溶剂可以和其它的物质例如水或柴油(diesel)混合。
在另一实施方式中，转向步骤后的油井处理为水力压裂、酸压裂、基岩酸化，或使用螯合剂的基岩溶解。
另一进一步的实施方式中，在砾石充填(gravel packing)、水力压裂、酸压裂、基岩酸化，或使用螯合剂的基岩溶解的至少部分中使用的流体是上述的粘性高温酸可降解的含水凝胶。
附图说明
图1显示粘性高温酸可降解的含水凝胶的初始粘度-温关系图，该凝胶含有7.5％原样的(as-received)BET-E-40，5％的KCl和2％的HCl。
图2显示在约23℃时，粘性高温酸可降解的含水凝胶的初始粘度-HCl浓度关系图，该凝胶含有7.5％原样的BET-E-40。
图3显示在88℃时，对高温酸可降解的含水凝胶的粘度的时间图，该凝胶含有7.5％原样的BET-E-40，其在不同的酸浓度下，粘度在170秒-1下降低至约50cP。
图4显示在88℃和不同的酸浓度下，高温酸可降解的含水凝胶的粘度@170秒-1降低与时间关系图，该凝胶含有7.5％原样的BET-E-40。
具体实施方式
我们已经确定了一类具有十分有用性质的表面活性剂。在水溶液中，无论在有或没有添加的盐类、辅助表面活性剂、醇或螯合剂存在下，这些表面活性剂形成在高温下稳定的粘性凝胶。最重要的是，这些表面活性剂在强酸中可以形成凝胶并且可以调节酸浓度使得凝胶在油田处理条件下稳定，以在油田处理期间生存正好足够长的时间，并且在处理期间作为化学转向剂，并接着它们通过酸破坏凝胶结构的作用而分解，而不形成有害的分解产物。在这些条件下由这些表面活性剂所形成的粘性高温酸可降解的含水凝胶也可以在某些油田处理中用作主要流体，将在下面作进一步描述。
关键点在于这些化合物能形成凝胶，所述凝胶即使在强酸下也难以水解并且在不含盐的条件下可以提供转向。“难以水解”是指在特定的温度和pH值条件下水解时间要比油田处理长至少1小时，其是由在100秒-1的剪切速率下流体粘度降低至少于50cP而决定的。流体的“转向”是指与基于不同岩层中处理流体的相对渗透率的简单计算所预期的相比，更多的流体进入了含油气区域。“不含盐”是指没有盐类，例如为粘土稳定、VES形成或密度升高而添加至油田处理流体中常用的那些(例如但不限于，碱金属、碱土金属、铵类或卤化四甲基铵或甲酸盐)，为了获得那些或类似的目的所必需的量而被添加。我们并非是指仅电解质是无机酸。
已知多种多种表面活性剂在水溶液中形成粘性凝胶，尽管它们通常要求添加盐类和/或辅助表面活性剂以使凝胶足够粘稠和稳定，从而适用于油田处理条件。例如在美国专利6306800、6035936和5979557中描述了这些凝胶及其用途。在此讨论的表面活性剂的结构特点使得表面活性剂可以适用于本发明，这些特点是它们具有被邻近化学官能团稳定的化学键合，特别是酰胺键合。特别地，这些表面活性剂在氮原子的两个原子内具有阳离子或吸电子基团。酰胺酸解的第一步是酰胺官能团的质子化。邻近的吸电子基团抑制了这种质子化并极大地减缓了酸解，然而在它们结构上没有这个特点的其它表面活性剂在强酸中要不太稳定要不太不稳定，以致于不适用。
已经发现了一些两性表面活性剂特别适合于在任何电解质浓度下形成含水粘性高温酸可降解的凝胶；这些物质既可以在不添加盐类的情况下形成凝胶也可以在高浓度盐水条件下形成凝胶。两个优选的实例为内铵盐，分别被称为BET-O和BET-E。BET-O-30中的表面活性剂如下所示。其被指定为BET-O-30，这是因为当获自供应商(Rhodia，Inc.Cranbury，New Jersey，U.S.A.)时，由于它含有油酸酰胺基(包含C17H33端基(tail group))和含有约30％活性表面活性剂；其余的基本上为水、少量氯化钠和异丙醇，所以它被称为Mirataine BET-O-30。类似的物质，BET-E-40，也获自Rhodia以及含有芥酸酰胺基(包含C21H41端基)和40％活性成分，以及其余的基本上也是水、少量氯化钠和异丙醇。以下，这些表面活性剂将被称为BET-O和BET-E(以及广义上称为“BET表面活性剂”)；在这些实例中，一直使用BET-O-30和BET-E-40。以这种形式提供表面活性剂、以及醇和二元醇，以辅助在这些高浓度下表面活性剂在水中的溶剂化，以及将其保持为低温下的均相流体。在油田应用中，稀释后，原样的物质的其它组分的量不重要。BET表面活性剂和其它物质描述于美国专利6258859中。根据该专利，辅助表面活性剂可有用于拓展耐盐性(brine tolerance)，以及增加凝胶强度和减少VES流体(特别是对BET-O)的剪切敏感度。一个实例是十二烷基苯磺酸钠(SDBS)。内铵盐将胶凝水溶液而不需要添加的盐类，正如形成VES流体的多种其它表面活性剂所必须的。
在约4至约10％HCl中，在高于或等于约93℃条件下，在相对短的时间内(例如约40分钟至约2小时)，基于BET-E的含水胶凝系统因表面活性剂的分解而分解。这种系统在比VES转向剂更高的温度下保持粘度并且然后分解得更快。可以通过调节酸浓度来控制表面活性剂的稳定性(表面活性剂在给定温度下分解所需的时间)。
本发明的方法和流体可以在多种油田处理之前用作化学转向剂，例如但不限于基岩酸化、使用螯合剂的基岩溶解、酸压裂(作为含水胶凝酸性支撑剂携带液(aqueous gelled acid proppant laden fluid)或作为前置液(pad))、砾石充填、井筒清洗或常规(非酸)压裂(同样作为含水凝胶酸性支撑液携带液或作为缓冲液)。
由这些表面活性剂制成的粘性高温酸可降解的含水凝胶特别适合用作水力压裂和酸化处理(既有酸压裂又有基岩酸化)中的转向剂。“水力压裂”是指常规增产处理，其用于低渗透率油藏(通常为砂岩油藏)中的油井和气井上。将专门工程流体(specially engieered fluid)以高压高速泵送至待处理的储层层段(reservoir interval)中，导致打开垂直裂缝。裂缝的翼面因地层内自然应力以相对相反的方向延伸离开井筒。将支撑剂，例如特定尺寸的沙粒与处理流体混合，以使处理完成时保持裂缝张开。水力压裂产生了与大面积地层相通的高传导率并可以回避存在于近井区域的任何损害。“酸压裂”是指将酸引进裂缝的压裂处理；这在碳酸盐岩油藏中完成。该酸可以溶解至少部分岩石；裂缝面(fracture face)的不规则蚀刻和一些矿物质的去除导致泵送停止时裂缝不能完全关闭，并且产生了流体通道。在酸压裂中，泵送连续阶段的粘性流体(以引发裂缝的形成或增加裂缝的生长)和酸是常见的。理论上，在这种情况下，酸渗入(finger into)粘性流体中。只有当碳酸盐岩地层暴露在酸性指示剂(acid finger)中时，这些酸性指示剂蚀刻该碳酸盐岩地层。“基岩酸化”是指用含有活性酸的增产流体来处理油藏地层。在砂石地层中，酸与地层基岩中的可溶性物质(例如，来自已经侵入基岩的钻井或完井液的碳酸盐)反应，以清除或扩大孔隙。在碳酸盐岩地层中，酸事实上溶解与其接触的全部地层基岩。在各种情况下，基岩酸化处理改善了地层渗透率，从而增加了油藏流体的产量。基岩酸化操作理想地在高速率下运行，但是在低于地层的压裂压力的处理压力下进行。这使得酸渗透到地层中并延伸了处理深度同时避免了对油藏地层的损害。
“砂岩”是指碎屑沉积岩(clastic sedimentary rock)，它的颗粒主要是砂粒尺寸的。该术语常用于包含固结砂(consolidated sand)或者由主要是石英砂形成的岩石，但是砂岩通常含有长石、岩石碎片、云母和多种附加的矿物颗粒，它们由硅石或者其它种类的结合剂(cement)结合在一起。砂岩地层通常含有少量碳酸盐岩。“碳酸盐岩”是指主要矿物组成(一般为95％或更多)是方解石(石灰石)和文石(均为CaCO3)和白云石[CaMg(CO3)2]的沉积岩，在白云石化作用期间能代替方解石的矿物。碳酸盐岩地层可含有少量砂石。
除转向之外，在这类处理中(我们称其为“主”处理，以将其与转向步骤相区别)，粘性高温酸可降解的凝胶流体使得处理后的油气回流率最大，清除最大(清除转向剂或主处理流体中的有害组分)，以及同时使水的产量最小。推荐进行转向，以使本发明的化学转向剂渗透至主处理侵入深度的至少约10％的径向距离。如果主处理是水力压裂或砾石充填，则将在主处理中使用的流体称为携带液(carrier fluid)。“携带液”是指用作将物质运送进或运送出井筒的流体。携带液理想地具有有效运送所需物质(例如砾石充填期间的软砂岩(pack sand))的能力，具有在适合的时间或空间分离或释放这些物质的能力，以及具有与其它井筒流体相容性而同时并不损坏所暴露的地层。如果主处理是酸压裂或酸化，则将在主处理中使用的流体为“主”酸流体。
当用于水力压裂时，粘性高温酸可降解的凝胶可使用在前置液(在低于压裂压力时仅仅作为转向剂)前、前置液中、或在压裂流体(携带液)中。(所谓“前置液”是指用于引发水力压裂，不含有支撑剂的流体或用于引发酸压裂，可以不含酸的流体。前置液可为并且经常是稠化的)。任选地，粘性高温酸可降解的凝胶可包括辅助表面活性剂，以增加粘度或最小化含有原油组分的稳定乳状液的形成。在水力压裂中，除转向之外，在对含有油气区域和含水区域的地层进行水力压裂处理之后，在井转向(turn around)期间和之后，限制地层水的流入以最大化压裂流体及其组分的回收，是特别重要的。
在水力压裂中，将作为化学转向剂的粘性高温酸可降解的含水凝胶泵送入地层中。在井底温度条件下，在100秒-1下，该流体的粘度超过10cp，优选为至少35cp，例如从约35cp至约500cp，更优选为至少50cp。因为流体是水基的，进入含水区域孔中的稠化表面活性剂的迁移率比进入油区或气区的稠化表面活性剂的迁移率大。此外，粘性表面活性剂系统在与地层水接触时保持其粘度，但是在与油气接触时将降低粘度。因此，选择性地将粘性流体的塞子(plug)放置在含水区域的孔隙结构中而不是含油气区域的孔隙结构中。其后，进行压裂处理。当转向该压裂处理时，地层水的产量选择性地被粘性流体的塞子阻止，从而增加所生产的压裂流体的量并反过来改善裂缝清除并为油气的开采，最大化随后的流体通道。在理想的处理中，没有凝胶进入含油区域并且进入含水区域的凝胶是不变的。然而，事实上，一些凝胶会进入含油区域，并且即使凝胶没有进入，一些含有表面活性剂的流体也会进入其中。表面活性剂的酸降解确保，含油区域中的堵塞因开采的油和表面活性剂所形成的凝胶或乳状液而被消除。酸也可以去除近井损伤且进一步确保流体在裂缝和井筒之间的连续流动。即使表面活性剂的酸降解也可以导致来自含水区域增加的流动，从含油区域的效果所获得的利益将更重要。
以上已经描述了，粘性表面活性剂系统在与地层水接触时保持其粘度，但是在与烃类接触时将降低粘度。这是因为胶束系统结构因与仅仅少量的油气接触会被迅速破坏。然而，尽管一些VES凝胶胶束系统结构因与地层水或其它含水流体接触会被相对较快地破坏，但是本发明的粘性高温酸可降解的含水凝胶却不会。这是因为易被破坏的VES系统是由表面活性剂(其在仅仅很窄的含盐浓度范围内形成凝胶)形成的；水的流入稀释了该系统并且将含盐浓度降低至形成凝胶所需的浓度以下。(或者，在一些非常高盐度的地层水的情况下，将含盐浓度增加至表面活性剂可以形成凝胶的浓度以上)。然而，本系统的表面活性剂在很宽的含盐浓度范围内形成凝胶，所以因地层水或其它的含水流体的稀释没有破坏凝胶的胶束结构，除非表面活性剂本身是在低于可以形成胶束结构的浓度下被稀释的。
在砂石酸化中优选的流体注入顺序为：先是互溶剂、接着是任选的盐水隔离液，然后是粘性高温酸可降解的凝胶，接着是任选的HCl预冲洗液，接着为HCl/HF主酸流体，接着是后冲洗液。对于碳酸盐岩而言，优选的顺序为：互溶剂(其可以和，例如柴油(diesel)或水混合)，接着是任选的盐水隔离液，然后是粘性高温酸可降解的凝胶，接着是作为主酸流体的HCl，接着是后冲洗液。(粘性高温酸可降解的凝胶最好不要一直用于碳酸盐岩地层中，这是因为由于发生了表面活性剂的水解，很难在碳酸盐的存在下保持足够高的HCl浓度。使用限于特别情况，其中将高的酸浓度或容量，以及对碳酸盐的有限暴露根据时间或表面积被设计到处理之中，以使保留足够的酸以降解凝胶)。在任一情况下，HCl或HCl/HF可以与有机酸，例如乙酸或甲酸混合使用。互溶剂，例如10％乙二醇一丁醚，可以用作后冲洗液，以从表面上提取任何亲油性表面活性剂并使之亲水。在砂岩中，HCl预冲洗剂通常是含有腐蚀抑制剂的5-15％的HCl溶液。它置换Na+和K+并溶解方解石(碳酸钙)。这阻止了当引入HF时，钠或钾的氟硅化物或氟化钙的随后沉积，并且可以节约更为昂贵的HF。后冲洗液(对于油井而言，油气如柴油，或15％的HCl；对于气井而言，酸或气体，如氮气或天然气)也将反应的HF与可用来冲洗管道的盐水隔离，以及使亲水条件恢复至地层中和至任何已经形成了的沉淀中。如果后冲洗液是气体，则在最后HCl/HF阶段中加入任意助排剂(clean-up additive)。对砂岩或者碳酸盐岩酸化而言，可以重复阶段的顺序。在任一情况下，预冲洗液和/或后冲洗液可以帮助最小化在化学转向剂、处理流体和油之间的任何不相容性。在基岩酸化中，目标通常是产生主要的孔洞，其可以穿过近井损害区域。对于酸化，粘性高温酸可降解的凝胶选择性地堵塞地层界面处的含水区域中的孔隙结构而不是含油气区域中的孔隙结构，从而使酸从含水区域转向出并进入含油气区域。
对于酸化，本发明的粘性高温酸可降解的凝胶远远优于其它的胶凝流体，包括其它的胶凝VES流体，因为对于胶凝化他们不需要盐类。如上所述，用于砂石酸化的酸化系统包括HF或HF前体。在多价甚至多数单价金属阳离子的存在下，氟离子就会发生沉积。因此，就不允许需要金属盐来胶凝化的转向剂系统(或作为转向剂的岩盐)与含有氟的酸相接触。当使用此类转向剂时，必须使用隔离液(例如，HCl、互溶剂、乙酸或盐，与诸如氯化铵的有机阳离子的溶液)以防止转向剂与含HF的处理流体相接触。对含HF或HF前体的流体而言，本发明的含水粘性高温酸可降解的凝胶是优越的转向剂，因为它们可以使用无机酸，例如HCl，作为唯一的电解质(因此没有金属盐)来形成，因此减少了氟化物的沉积。阳离子的生成(由于地层岩石的溶解)可以通过添加合适的多价鳌合剂(sequestering agent)或鳌合剂来控制。实际上，HF可包含在本发明的含水凝胶组合物中。
对通过鳌合剂的基岩溶解(Matrix dissolution by chelating agents)(该处理类似基岩酸化而言)，本发明的粘性高温酸可降解的含水凝胶也可以作为转向剂。在通过鳌合剂的基岩溶解中，将含有高浓度以下鳌合剂的流体注入碳酸盐基岩中以溶解部分基体或注入砂石基岩中以溶解碳酸盐损伤，所述鳌合剂包括乙二胺四乙酸、羟基乙二胺四乙酸或羟乙基亚氨基二乙酸或它们的盐类，或这些酸和/或它们的盐类的混合物。可以在较宽的pH值范围内，从约2至约10范围内，进行这些处理。通常，鳌合剂或它们的盐类在处理流体中的含量为在所使用的pH值下溶解度的上限。通过鳌合剂的基岩溶解的优选方法之一是在无机强酸例如HCl存在下使用这些鳌合剂。通过鳌合剂的基岩溶解有别于其它的油田增产处理，例如压裂或酸化，因为在这些处理中相当少量的这些鳌合剂可以以稳定剂或金属控制剂而存在。
VES转向剂需要有机或无机盐以产生足够的粘度。如果盐太少，系统则不会胶凝化；太多的盐起到了破裂剂的作用，虽然在高浓度盐水中有可能稳定一些系统。尽管在不添加盐类的情况下可以形成本发明的粘性高温酸可降解的凝胶，但是我们发现通过添加辅助表面活性剂(例如十二烷基磺酸钠)或鳌合剂(例如羟乙基乙二胺四乙酸(HEDTA)或羟乙基亚氨基二乙酸(HEIDA))(但不能同时添加)，在高至约135℃的温度下，在含有至少约80％CaCl2或约160％CaBr2的盐水中，可稳定BET-O凝胶。甚至在没有稳定剂的条件下，BET-E凝胶对类似的高盐度稳定。因此，在酸化和酸压裂应用中，甚至当它们初始是不含盐但是因为酸作用下碳酸盐的溶解而使得Ca++浓度上升至很高时，粘性高温酸可降解的凝胶是稳定的。
在美国专利6399546中描述了基于VES技术的VDA化学转向剂方法。该方法使用BET表面活性剂以及辅助表面活性剂(如有机弱酸SDBS)和强酸。该系统在酸处理中用作主酸流体。只要本发明所述的系统之一保持酸浓度，例如HCl，高于某个水平，例如约3％，该系统在没有延长胶束结构的情况下是低粘性流体。当酸与碳酸盐反应并被消耗时，该系统胶凝化。这是因为在足够高浓度的HCl下，表面活性剂中质子化(阳离子)的胺相互排斥并且质子化(中性)辅助表面活性剂并不阻止排斥。然而，随着HCl浓度的降低，质子化的表面活性剂和质子化辅助表面活性剂均发生去质子化。因此，排斥减小并且所剩的排斥被现存的阴离子辅助表面活性剂抵消。
应当理解，本发明的粘性高温酸可降解的含水凝胶可包含除了水、表面活性剂和酸之外的组分。这些附加的组分是，例如，执行特定所需功能的常规组分，例如用于控制多价阳离子的鳌合剂、腐蚀抑制剂、腐蚀抑制助剂、漏失添加剂、防冻剂、粘土控制添加剂等。本发明的流体和方法也可以和弱酸一起使用。也就是一些井筒处理，例如基岩酸化或酸压裂可以使用有机酸，例如甲酸或乙酸等来替代无机强酸。本发明的粘性高温酸可降解的含水凝胶可以用于转向或输送含有有机酸的系统，如柠檬酸和三氟化硼的混合物，或有机酸与无机酸例如HCl、HF和硼酸的混合物。
本发明的流体和方法可以使用在高于表面活性剂在强酸中分解温度的温度下，以及完成油田处理的足够长时间但是进行处理的下一个步骤或开始回流和生产的足够短的时间内。对于各种表面活性剂/酸的组合来说，存在这样的温度，即在高于该温度时对待进行的特定油田处理而言，凝胶不会在足够长的时间内保持足够稳定。对于表面活性剂来说，存在这样的温度，即在低于该温度时对该处理而言，分解太慢，以至于不实际，这是因为即使是高浓度的无机酸不会在足够短的时间内破坏表面活性剂。例如，在27℃下，BET-E-40对15％的HCl中稳定34小时。
可以在不加入盐的情况下使用本发明的流体和方法；也就是说，单独的无机酸将提供足够的电解质浓度，以生成并稳定胶束，从而形成粘性高温酸可降解的凝胶。例如当HCl浓度低于约12％时，BET-E-40提供了令人满意的凝胶。另一方面，诸如KCl、NaCl、CaCl2、NH4Cl等盐的添加是允许的。在盐水中胶凝的流体对含盐浓度不敏感。无机酸与盐水的组合也产生了良好的粘性高温酸可降解的凝胶。
本发明的组合物与先前使用的组合物相比对环境更友好，这是因为返回地面的注入液体中不含有表面活性剂并且分解产物不包含不溶于水或油的任何物质。此外，认为分解产物(例如表面活性剂BET-E-40水解而形成的芥酸和胺)对人体无毒。
在制备含水粘性高温酸可降解的凝胶流体时，对各组份的添加顺序并没有特别限定。原样的表面活性剂混合物、水、无机酸、醇、辅助表面活性剂或螯合剂和盐可以以任何顺序在油田或分离的位置共混。可供选择地，一些组分的任意组合可在现场或在分离的位置预混合，以及然后其它组分可稍后添加。流体可分批混合或一次性混合。可使用标准的混合装置和方法；加热和特殊的搅拌通常不是必须的，但可以使用。在极其冷的周围环境条件下，可使用加热。组分和特定表面活性剂或待使用的表面活性剂的混合物的准确数量将取决于所需的粘度、使用的温度、在粘度降低至预定值以下之前的所需时间以及其它类似的因素。在最终流体中原样的表面活性剂的活性成分的浓度可以在约4％至约15％的范围之间，优选在约5％至约10％，最优选在约6％至约7.5％。
多种辅助表面活性剂、有机盐、酯和醇可以加入到含水粘性高温酸可降解的胶凝流体中，以影响粘度和凝胶稳定性(其有别于表面活性剂稳定性)。例如，阳离子表面活性剂例如瓢儿菜基二(2-羟乙基)甲基氯化铵；两性表面活性剂例如BET本身(例如，也可以使用BET混合物)；阴离子表面活性剂例如十二烷基苯磺酸钠。如果使用两性和阳离子表面活性剂，则其添加量为约0.5至约1.5体积百分比，优选为0.5体积百分比。如果使用阴离子表面活性剂，则其添加量通常为约0.1至约0.5重量百分比。其它合适的阴离子，例如，萘磺酸钠、α烯烃磺酸钠和支链或直链的二烷基萘磺酸钠，例如二丁基萘磺酸钠。不应该使用非离子表面活性剂。可以加入各种有机酸，例如甲酸、乙酸、丙酸和戊二酸。如果使用这些酸，则其添加量通常为20体积百分比或更少，优选为约2至约10体积百分比。不应该使用脂肪酸盐。也可以添加酯类，例如戊二酸二甲酯，其添加量至多为约6体积百分比。也可以添加醇；优选为甲醇、丙二醇和乙二醇。可以使用的其它醇还有乙醇和丙醇。如果添加醇类，则其添加量至多为约10体积比，优选为在约1至约6体积百分比。
正如通常为酸处理的规则，配制剂一般含有腐蚀抑制剂，最优选为少量乙酸，例如其浓度为约0.2wt％至约1.0％；以及腐蚀抑制助剂、甲酸、例如浓度为约1％至约2％，或基于季胺的腐蚀抑制剂，例如其浓度为约0.2％至约0.6％。BET系统优选的腐蚀抑制剂是乙酸。通常，可添加其它的添加剂，例如抗乳化剂、铁还原剂(iron reducing agent)和螯合剂。应当指出的是，虽然没有进行试验，期待本发明的组合物对铁是敏感的，特别是浓度约2000ppm(百万级)或更高的铁离子敏感。因此，推荐在酸处理之前，用铁还原剂和鳌合剂进行预冲洗处理。尽管为防止乳液和淤泥，本发明实施方式的配制剂与低浓度的抗乳化剂相容，但是用互溶剂(优选为低分子量的酯、醚或醇，更优选为乙二醇一丁醚)预冲洗井也是良好的实践。根据需要，在油田处理流体中常用的所有其它添加剂，例如，但不限于此，腐蚀抑制助剂、防垢剂、抗微生物剂、漏失控制剂、砂石、支撑剂和其它的也可以包括在粘性高温酸可降解的胶凝含水流体中，条件是它们均不使产生表面活性剂凝胶的结构破裂到在所需的条件下它们不再产生稳定高粘性凝胶的程度。
最为重要的是，不同于美国专利5979557中所描述的VES转向剂，为使粘性高温酸可降解的凝胶在含油区域中破裂，本发明的配制剂不需要油或互溶剂从配制剂中流回。因此，如果一些凝胶形成在含油区域中，该系统可被设计成：在互溶剂和/或油的回流到达这些物质中的任一种与凝胶接触的位置前破裂。如果存在水流，则含水区域的凝胶也会被稀释所破裂，但是虽然以VES为基础的转向剂引起损伤的可能性通常很低，本发明的组合物和方法确保乳状液或矿泥的形成不损害含油区域。通过稀释来破裂凝胶相对于用酸对表面活性剂进行破坏来说是一个低效率的过程。所以使地层水流入进含水区域的凝胶可能会延迟由酸(通过稀释酸)引起的含水区域中的表面活性剂的分解并且延长而不是减少转向过程。如果不使用破裂剂，因为凝胶可能保留在含水区域中，存在油产量增加的可能性，但是也存在产量降低(或不增加)的风险，因为含油区域中的凝胶。通过使用酸，油产量的增加的潜能可能会/或可能不会低，但是油产量增加失败的风险显著降低。
调节该系统，以使破裂时间要长于泵送时间。破裂时间是下列因素的函数：表面活性剂种类和其浓度；温度；酸种类和其浓度；阴阳离子的离子浓度和其本身特性，如果存在，包括其它添加剂例如螯合剂的离子化形式；和存在的醇的特性及含量。然而，对于特定的表面活性剂类型，例如BET-O与BET-E相比，二者期望有大约相同(作为例如时间、温度和酸浓度的函数)的稳定性，因为它们在可降解化学官能团中有相同的吸电子基团。具有不同吸电子基团的表面活性剂有着不同程度的稳定性。
在特定的温度下，作为表面活性剂破裂剂的酸含量的变化可用于控制粘性高温酸可降解的凝胶破裂时间。酸浓度有特定的范围，例如对于BET-E来说，从约4％到最高为约7％，其凝胶强度大约相同，但是随着酸浓度的升高分裂时间会降低。超过了上述酸浓度，凝胶就会快速分裂以致于不能发挥某些功能。在更高酸浓度的条件下，根本就不能形成凝胶。对于特定的温度，如果酸浓度过低，凝胶的稳定时间过长以致超过了进行井筒操作，接着需要开始油气开采的时间。虽然在此没有给出数据，在足够低的有用浓度下，在高于约150℃的温度下，在进行油田处理的足够长的时间内，不能期待这些流体提供高于约50cp@100秒-1的粘度。对于特定的表面活性剂和表面活性剂浓度，取决于流体中存在的其它组分，存在这样的温度，即在该温度以上，即使不加入无机酸来分解表面活性剂，表面活性剂将不稳定。
在66℃的温度下，含有3％BET-E(活性浓度)+7％HCl+1％甲醇以及腐蚀抑制剂的粘性高温酸可降解的凝胶的寿命为约100分钟。(寿命被定义为：凝胶粘度在剪切速率为170秒-1条件下降低至约50cP前的时间)。在相同的温度下，类似的含有4％HCl的凝胶的寿命超过180分钟。在88℃温度下，含有3％BET-E+2％HCl+1％甲醇以及腐蚀抑制剂的粘性凝胶的寿命为约240分钟。在88℃温度下，类似的含有4％HCl的凝胶的寿命只有约90分钟。当然，在不同温度下，含有不同的表面活性剂及不同表面活性剂的浓度、酸和其它添加剂的不同系统有着不同的寿命，这可以通过简单的试验来确定。
这些流体的其它重要用途包括压裂(在前置液中和在压裂流体中)、酸压裂(在前置液中或与酸交替的阶段中)、转向、流体漏失丸(fluidloss pill)、压井丸(kill pill)、暂时选择性水关闭、结合(cementing)和其它的油田处理用途。对于这些用途来说，在剪切速率为100秒-1下粘度至少为约30至约50cP是优选的。尽管已经就生产油和/或气的井来描述这些用途，但是这些流体和方法也可以用于注入井(例如，用于强化采油或用于储存或处理)或用于生产其它流体的井中，例如二氧化碳或水。
实施例1.粘性高温酸可降解的含水凝胶是通过混合7.5体积百分比的原样的BET-E-40(因此是3％活性成分的表面活性剂BET-E)而制备的；改变浓HCl的量(37％)，0.6％的高温腐蚀抑制剂混合物，其为甲酸、二苯甲酮和季胺的混合物(以下称为腐蚀抑制剂A)；2.0％的85％甲酸作为附加腐蚀抑制剂(以下称为腐蚀抑制剂B)；和1％的甲醇。接着将这些凝胶加热至88℃，在不同的时间段均保持该温度，接着冷却至室温进行观测。结果如表1所示。
表1
时间(分钟) 7％HCl 4％HCl 2％HCl
15 粘性的 粘性的 粘性的
30 粘性的 粘性的 粘性的
45 较不粘的 粘性的 粘性的
60 似水的 粘性的 粘性的
90 相分离 较不粘的 粘性的
120 较不粘的 粘性的
180 相分离 粘性的
从表中可以看出，随着HCl浓度的增加，流体变得较不稳定。
表1第二栏中冷却过的流体的粘度使用Fann 35粘度测量仪测定。表2为在室温下，两种不同剪切速率下的结果。
表2
 时间(分钟)  170秒-1  510秒-1
 0  285  115
 15  288  115
 30  255  110
 45  240  105
 90  84  70
 120  75  35
将相同流体的试样加热至66℃，在不同的时间段均保持该温度，接着冷却至室温进行观测。使用Fann 35粘度测量仪测定了冷却过的流体的粘度。表3为在室温下，两种不同剪切速率下的结果。
表3
    时间(分钟)     170秒-1     510秒-1
    15     294     127
    30     303     125
    45     297     128
    60     315     130
    90     303     128
    120     294     123
    180     225     122
这些数据表明，即使在相对较高的剪切速率下，含有4％的浓HCl的流体在该温度下是非常稳定的。
实施例2.通过混合7.5体积百分比的原样的BET-E-40和5-10％重量比的氯化钾或氯化铵来制备下列流体。
流体1∶7.5体积百分比的原样的BET-E-40和5％的氯化钾；用氢氧化钠将pH值调整为9.58。
流体2∶7.5体积百分比的原样的BET-E-40和5％的氯化钾；用氢氧化钠将pH值调整为6.52。
流体3∶7.5体积百分比的原样的BET-E-40和10％的氯化钾；用氢氧化钠将pH值调整为6.79。
流体4∶7.5体积百分比的原样的BET-E-40和10％的氯化钾；用氢氧化钠将pH值调整为7.81。
流体5∶7.5体积百分比的原样的BET-E-40和5％的氯化铵；用氢氧化钠将pH值调整为7.40。
流体6∶7.5体积百分比的原样的BET-E-40和7％的氯化铵；用氢氧化钠将pH值调整为7.78。
当将这些流体加热至约150℃时，使用Fann 50粘度测量仪测定了它们的粘度；结果列于表4、5和6中。所列的温度为约±2℃。这些数据说明了在不添加无机酸的情况下流体的特性。
表4
                         流体1                   流体2
    ℃   40秒-1   100秒-1   170秒-1   40秒-1   100秒-1   170秒-1
    25   336   213   164   373   239   185
    37   547   290   201   523   271   185
    53   560   278   185   457   237   162
    67   269   166   126   231   125   88
    80   308   135   83   310   137   86
    94   380   156   93   380   156   94
    108   444   198   124   444   199   125
    121   330   193   142   276   185   147
    135   178   98   70   111   80   66
    149   106   57   39   55   31   22
表5
                        流体3                     流体4
    ℃     40秒-1     100秒-1     170秒-1     40秒-1     100秒-1     170秒-1
    25     361     239     188     324     219     175
    37     527     280     194     406     250     189
    53     433     236     166     432     224     153
    67     196     114     84     180     90     61
    80     271     121     76     241     105     65
    94     322     133     80     286     118     70
    108     412     178     109     355     155     96
    121     309     193     147     252     162     126
    135     148     105     86     124     87     71
    149     78     48     36     68     40     30
表6
                   流体5                流体6
    ℃     40秒-1    100秒-1     170秒-1     40秒-1    100秒-1    170秒-1
    25     324     174     122     279     174     132
    37     423     222     153     397     205     140
    53     238     153     118     164     124     106
    67     255     118     76     221     101     64
    80     279     119     73     235     99     60
    94     344     144     87     298     123     74
    108     376     197     136     273     174     134
    121     199     142     117     157     98     74
    135     112     73     56     85     42     28
    149     69     36     25     41     19     12
可以看出这些流体性质相似。它们在约37℃下均具有最大粘度，另一个在约108℃下，超过该温度，粘度逐渐降低。它们对所加盐类的特性和浓度都不敏感。在所研究的温度和剪切速率范围内，所有的都是剪切变稀并且在这些范围内都显示了明显的粘度。
通过混合制备了以下流体：
流体7∶7.5体积百分比的原样的BET-E-40，15％的浓HCl(37％)，10％的甲醇，0.6％腐蚀抑制剂A和2.0％腐蚀抑制剂B。然后在54℃下老化指定的时间。接着将其冷却并加入足量的CaCO3与所有的酸进行反应。流体和酸进行反应后的pH值从约4.2至约4.6。当将流体加热至约150℃时，使用Fann 50粘度测量仪测定其粘度。结果列于表7和8中
表7
                   老化：1小时                2.5小时
    ℃     40秒-1     100秒-1     170秒-1     40秒-1    100秒-1     170秒-1
    25     757     494     386     849     530     403
    37     797     403     271     929     449     294
    53     1203     570     369     1183     550     353
    67     1022     684     542     807     531     417
    80     643     282     175     655     278     169
    94     736     344     221     727     344     223
    108     380     286     243     369     280     239
    121     167     141     129     158     126     111
    135     80     58     48     95     63     50
    149     51     32     24     68     37     26
表8
                 老化：8小时                  24小时
    ℃     40秒-1    100秒-1     170秒-1     40秒-1    100秒-1     170秒-1
    25     724     429     317     574     322     230
    37     963     502     344     274     193     158
    53     517     307     227     218     93     57
    67     514     224     139     191     106     75
    80     563     235     141     102     59     43
    94     449     276     208     70     30     18
    108     155     127     113     62     25     15
    121     104     66     51     104     66     51
    135     59     28     18     59     28     18
    149     49     20     12
表7和8中的数据表明在54℃下，即使在15％的HCl中，流体的降解速度很慢。甚至在8小时暴露后，流体在121℃下粘度超过50cP@100秒-1并且在149℃下粘度超过20cP@100秒-1。
实施例3.实施例1中含有7％HCl的流体被加热至88℃和66℃，在不同的时间段均保持该温度，接着冷却至室温进行观测。使用Fann35粘度测量仪测定了被冷却流体的粘度。表9为在室温下，剪切速率为170秒-1条件下，每种流体的老化温度。
表9
    时间(分钟)     在88℃下老化     在66℃下老化
    15     321     321
    30     318     309
    45     312     336
    60     165     336
    90     42     294
    120     21     99
    180     6     60
实施例1-3中的数据清楚地显示在高温和无机强酸下这些流体可以稳定足够长的时间以进行多种油田操作接着它们进行了降解。无机酸浓度越高或温度越高，则表面活性剂分解越快、流体分解和任何不需要的影响消除前的时间就越短。当温度高于约88℃时，无法获得来老化这些高酸性流体或在高于室温的时候来测量其粘度。
实施例4.图1-4中的数据显示粘性高温酸可降解的含水凝胶的粘度是如何随着时间、温度和酸浓度而变化的。该凝胶是由7.5％的原样的BET-E-40制备的。图1显示了凝胶的初始粘度与温度的函数，该凝胶是由5％KCl和2％HCl制备的；该凝胶在相当宽的温度范围是稳定的，并且在温度高至至少为150℃下是可用的。在所研究的温度范围内粘度发生了一些变化，这对此类系统来说是并非不正常，但是相对恒定的。图2为室温下HCl浓度变化较宽的情况下，相同系统(除了没有KCl之外)的初始粘度。尽管观察到效果的确切HCl浓度随着不同的表面活性剂而变化，但是这些变化对这类系统来说是典型的。在不加入盐的情况下该系统胶凝化。随着HCl浓度上升，初始粘度也上升一直到HCl上升到特定的浓度，在这种情况下为约7。对这些系统来说，这也是典型的。当HCl上升到较高的浓度时，初始粘度开始下降但仍然高于约50cP直至相当高的HCl浓度，这种情况下为约17％。在更高浓度的情况下，粘度变得很低。图3显示88℃下，图2中具有不同酸浓度的四种凝胶下降到低于约50cP的时间；图4显示了图3中前3种凝胶的粘度随时间而降低。这些数据显示如何确定和控制这类凝胶的稳定性和降解速率。在低的酸浓度条件下，此类系统为强稳定的凝胶；在中等的酸浓度条件下，此类系统形成了更为粘性的稳定凝胶，其降解速率随着酸浓度的升高而升高。在酸浓度高的条件下，这种特别系统不形成粘性凝胶。

Claims (8)

1.一种将流体转向至有问题的含油气区域的方法，所述流体是注入在包括至少一个有问题的含油气区域和至少一个无问题区域的分层地下地层的油井处理中的，所述方法包括：
注入转向流体，所述转向流体包括含水粘性胶凝流体，所述含水粘性胶凝流体包括水、胶凝量的表面活性剂和酸，其中所述转向流体优先进入无问题区域，以及其中酸在处理之后分解所述表面活性剂。
2.权利要求1所述的方法，其中所述表面活性剂具有下述酰胺结构：
式中R1为烃基，其为支链或直链的、芳族的、脂族的或烯属的并且含有约14至约26个碳原子，并且可以含有胺；R2为氢原子或含有1至约4个碳原子的烷基；R3为含有1至约10个碳原子的烃基；以及Y为使酰胺基难于水解的吸电子基团。
3.权利要求2所述的方法，其中Y包括选自季胺、胺氧化物和羧酸的官能团。
4.上述权利要求任一项所述的方法，其中所述表面活性剂是具有下述结构的内铵盐：
Figure A038162580002C2
式中R为烃基，其为支链或直链的、芳族的、脂族的或烯属的并且含有约14至约26个碳原子，优选含有约17至约22个碳原子，并且可以含有胺；n＝约2至约10，优选为约3至约5；且p＝1至约5，优选为约1至约3，以及这些化合物的混合物。
5.上述权利要求任一项所述的方法，其中所述表面活性剂是具有下述结构的内铵盐：
或下述结构：
式中n＝3且p＝1。
6.上述权利要求任一项所述的方法，其中所述转向流体进一步包括一种或多种辅助表面活性剂、醇、螯合剂和铁控制剂。
7.上述权利要求任一项所述的方法，其中所述油井处理为使用含有鳌合剂的流体的水力压裂、砾石充填、酸压裂、基岩酸化，或基岩溶解。
8.上述权利要求任一项所述的方法，其中所述无问题区域包含至少残余量的油气并且该方法还进一步包括在注入转向流体之前，注入互溶剂，互溶剂优选为选自低分子量的酯、醇或醚；更优选为低分子量的醚；最优选为乙二醇一甲醚。
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