3.6.4.1 自转向酸酸压工艺技术
在进行酸化或酸压的时候为了准确地将处理液注入到所选择的层段内。可以通过套管或油管注入到井下，或用连续油管注入。但是在井筒注入作业中，酸液优先进入高渗透率层，使得低渗层段得不到处理。有时高渗产水层吸入过量酸液，增加产水量和水处理成本。早前普遍采用机械转向和常规的化学转向方法，前者在大距离水平井和大位移井中有时失效，后者就是用桥堵剂和交联聚合物凝胶临时封堵高渗地层，以便将处理液转向低渗地层内。但是聚合物基酸液体系具有一些缺陷。研究表明，常规聚合物基酸液体系会堵塞酸蚀孔洞并造成地层损害。同时聚合物体系的稳定性会随着井底温度的增加而下降，并会影响转向，在最坏的情况下会阻止地层中的流体流动，造成永久性地层损害。当存在硫化氢时，金属交联添加剂与沉淀的硫化物反应，会造成地层损害和结垢等问题。
为解决聚合物潜在的损害，斯伦贝谢研究出了黏弹性表面活性剂（VES），1997年推出了无聚合物压裂液。2001年推出了实际作业温度达135℃的VES分子压裂液，并于2004年利用VES化学原理生产出无聚合物酸液，称为VDA黏弹性转向酸液体系。VDA体系中使用的这种黏弹性表面活性分子由阳性季铵基亲水头和阴性羧基长疏水尾形成的碳氢链组成。在沿油管或套管注入井下时，VDA液体系（是HCl、黏弹性表面活性剂和酸处理中的添加剂混合物）能够保持较低的黏度。在酸液与岩石反应而被消耗的过程中，表面活性剂形成凝胶。有两个因素控制着这种凝胶形成过程，随着酸液的消耗，pH值增加，使表面活性分子聚集，并形成叫做胶束的长形结构，其中亲水头方向朝外，疏水尾方向朝内。碳酸钙在盐酸中溶解产生氯化钙盐水，进一步使螺旋状胶束稳定。胶束继续加长，并在表面活性剂临界浓度之上缠结，形成网状结构，并产生高黏度弹性凝胶。凝胶黏度加大进一步减小向处理层内已有酸蚀孔洞和缝隙的流动，从而使酸蚀流动转向未增产处理的低渗地层和受损害的地层。反应后的VDA液的黏度与包括温度在内的几种因素以及酸液与表面活性剂的初始百分比有关。在处理之后，表面活性剂凝胶在与产出的原油接触时或在返排期间被产出的地层盐水稀释时破裂，凝析液和互溶剂前置液返排。在破裂期间，长条形胶束结构分解为球形结构，而且由于球形胶束没有缠结，酸液体系的黏度较低。互溶前置或后置溶液可以加快稠化表面活性剂的破裂和促进快速清洁。斯伦贝谢公司认为，这种新的酸液体系可以用来对井底静态温度达149℃的井进行增产处理。
在投入应用之前，斯伦贝谢和Stim-Lab比较了纯盐酸、一种聚合物酸、一种泡沫酸和VDA酸液体系的分流效果和保留渗透率特性。试验表明，盐酸原酸只能穿透渗透率最好的岩心，而VDA体系则能够增加所有岩心的渗透率，因为它能够成功地使酸液转向流到低渗岩心中。利用计算机层析成像（CT）研究表明，由于酸化作用导致孔隙结构变化，与聚合物酸的黏度相比，VDA酸液的黏度在反应后仍然保持较高的水平。对岩心注入表面的分析显示，用VDA酸液注入的岩心保持清洁，没有残余痕迹。用聚合物酸体系处理岩心注入表面和酸蚀孔洞内侧明显具有损害的残余痕迹。这种新型VDA液体可以作为一级液体注入，或在不同级中与其他增产液体混合注入。测试结果已表明，当互溶剂连续注入测试岩心时，低流动初始压力说明VDA残液具有良好的清洁效果。这种VDA体系良好的特性对于低压油藏特别有利。
墨西哥酸液转向体系实例：PEMEX自1995年一直在Veracruz盆地使用酸化压裂方法，该区使用封堵球处理液转向及凝胶油基前置液防止滤失常常失败。1997年引入含聚合物的自转向酸液改善了转向效果，考虑到聚合物损害的影响，1999年开始使用VES技术。首先用一种黏性无酸的ClearFRAC压裂液前置液启动水力压裂，形成一定几何形态的裂缝。之后注入酸液（15%HCl浓度下含20%甲醇或异丙醇以及80%酸液），以刻蚀裂缝并产生酸蚀孔洞，最终造成流体滤失。最后注入VDA体系充填酸蚀孔洞。VDA体系能够更有效地延伸已经形成的孔洞，因为先期增产处理的地层吸入的液体较少而后续的羟基酸将被转向到新的地层，对Edwards灰岩测试表明，该液体能够对裂缝表面进行不均匀刻蚀。使用多种液体有助于黏性指进，能改变酸液的路径，并在裂缝面上产生不同的刻蚀形态。重复这一造缝过程，利用溶剂冲洗液进行冲洗或使地层油气返排，可降低凝胶酸液的黏度，并有助于快速清洁。由于裂缝面得到不同程度的刻蚀，因此裂缝在闭合后仍能保持其导流能力。
第一口井（Matepionche2181井）于2002年11月完钻，随后在2815～2870m之间的3个碳酸盐岩层段进行射孔并实施基岩酸化增产处理。地层的孔隙度为7%～11%，平均温度为82℃，处理前该井无产量。处理后用1/2英寸油嘴2.89MPa下产量达3.1504×104m3/d，试井分析得平均渗透率为0.069×10-3μm2，油藏压力为22.8MPa，表皮因子为+1，表明地层仅受到轻微损害。
3.6.4.2 多级注入酸压工艺技术
为了有效地控制酸液滤失，Coulter和Crowe等人于1976年提出交替注入前置液和酸液的方法，发展了交替注入酸压施工工艺技术。20世纪80年代中后期，多级注入酸压技术得到了广泛的应用并取得了较好的效果。20世纪90年代，该技术成为碳酸盐岩储层深度酸压的主流技术（丁云宏，2005）。
根据地层特征，该技术可将非反应性高黏液体与各种不同特性的酸液组合，构成不同类型、不同规模的多级注入酸压技术。主要应用于低渗、特低渗的碳酸盐岩储层，更适合于重复酸压井。
1998年，Schlumberger Dowell公司在墨西哥的维拉克鲁斯州碳酸盐岩天然裂缝性油气藏进行了多级注入深度酸压，该气田采用前置液+醇酸+转向酸进行多级注入酸压施工，注入的级数最高达15级，施工后取得了明显的增产效果。
3.6.4.3 特殊酸压工艺技术
在酸压技术的实践过程中，针对不同地层渗流能力、岩石的软硬程度、不同的岩性与物性等，提出和发展了一些特殊的酸压工艺技术（丁云宏，2005）。
（1）闭合裂缝酸化工艺技术
该工艺是针对较软的储层及非均质程度高的储层，适合已进行压裂酸化施工并形成了一定长度的裂缝、或进行加砂压裂并形成了裂缝或有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏。原理是：在裂缝闭合状态下，用低排量注入酸液，让酸液在低于储层破裂压力条件下流过储层内“闭合”的裂缝面发生溶蚀，产生不均匀溶蚀形成沟槽，施工结束和裂缝闭合以后，酸蚀的通道仍有较高的导流能力。通常和多级交替注入酸压工艺联合使用，多级交替注入酸压多次溶蚀，形成的裂缝壁面比较均匀，裂缝闭合后导流能力较低，闭合裂缝酸化可以大幅度提高裂缝的导流能力。实验证明，闭合酸化比裂缝张开下的酸蚀导流能力高几倍甚至上百倍。
（2）平衡酸压工艺技术
该工艺是针对低温白云岩和需控制缝高的地层。利用裂缝扩展压力（延伸压力）和最小就地应力（裂缝张开和闭合的压力）之间的区别。压开动态裂缝后控制施工排量，使注液速度与酸在裂缝壁面的滤失速度相当，当二者平衡时，裂缝中的压力将低于裂缝延伸压力，这时裂缝将继续保持张开状态，但却不发生明显的扩展。通过延长酸液在裂缝面上的反应时间获得高导流能力的酸蚀裂缝，通过控制动态裂缝的几何尺寸和延长酸液和裂缝面溶蚀时间，达到了既不压开非储层和水层、控制动态裂缝几何尺寸，又能够获得最大增产效果，但现场施工可操作性差，很少单独采用。
3.6.4.4 交联酸携砂酸压工艺技术
20世纪90年代后期及进入21世纪以来，交联酸技术的应用越来越受到重视，而且多采用新型液体组合技术进行应用。由于早前的交联型稠化酸不同于许多的高效酸，该酸液交联后的黏度并不高，一般只在20mPa·s左右，并且采用多价金属离子或乙醛等作为交联剂，但由于这种最初研制的胶凝酸对剪切很敏感，高温稳定性差，残酸中破胶也是问题，过去一直没有得到推广应用。
成都理工大学能源学院及“油气藏地质及开发工程国家重点实验室”研究人员通过近五年的努力，解决了在盐酸可溶解稠化剂合成、交联剂合成及破胶剂筛选等一系列研究，并对稠化剂、交联剂合理用量进行交叉筛选，使配制的交联酸主要性能——黏度可调，黏度从100mPa·s至600mPa·s，还对交联酸体系主要指标进行测定。成品情况见图3-178～图3-182。
主要测试项目包括：不同温度下的黏温性能测定；不同浓度的黏度测定；各种添加剂配伍性测定；酸岩静态反应速度测定；缓蚀性能测定；铁离子稳定性能测定；助排剂性能耐温性能评价测定；剪切性能评价测定；破胶性能评价测定；摩阻系数测定；携砂性能测定；酸岩流动反应动力学评价；酸蚀裂缝导流能力评价实验。
目前，该交联酸体系在中国石油长庆油田进行现场应用，自2005年开始，用交联酸携砂酸压已经成功实施11口井，井深3300～3700m不等，地层温度在95～113℃之间，一次作业用酸量在100～280m3不等，加砂量8～26m3不等。施工效果较好，增产措施效果明显。
图3-178 稠化剂（CZY-2）照片
图3-179 1%稠化剂水溶液照片
图3-180 交联剂（JZY-1）照片
图3-181 交联酸交联后照片
图3-182 交联酸现场施工配液效果图