CN102076809A - 用于改变岩石地层可润湿性的方法 - Google Patents

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Abstract

水润湿性处理剂中的单相微乳液(SPME)和原位形成的微乳液可以在泵送高降滤失挤压处理剂或交联处理剂或其它水基处理剂之前用于逆转先前用油基泥浆或合成基泥浆钻取的地下岩石的可润湿性。当水润湿性处理剂接触非极性物质时通过将非极性物质溶入微乳液中而发生这种润湿性逆转。可以在一种或多种表面活性剂和极性相(例如水或盐水)以及最终若干量的有机相接触储层地层并且逆转多孔介质中发现的可润湿性时形成原位微乳液。所述微乳液有效用于逆转由非极性物质产生的可润湿性，所述非极性物质包括但不必限于油基泥浆、合成基泥浆、链烷烃、沥青质、乳液、砂浆以及它们的组合。

Description

用于改变岩石地层可润湿性的方法
技术领域
本发明涉及用于改变岩石地层可润湿性(wettability)的方法和组合物，更具体地在一个非限制性实施方案中涉及使用水性胶束溶液、细乳液、纳米乳液、乳液或微乳液流体改变地下储层中岩石地层可润湿性的方法和组合物。
背景技术
润湿和可润湿性涉及液体和固体表面之间的接触，从而当两者在一起时产生分子间相互作用。润湿的量取决于所涉及界面的能量(或表面张力)使得总能量最小化。润湿程度的一种测量是接触角，即液体-蒸气界面与固体-液体界面相接处的角。如果润湿非常有利，则接触角将是低的，并且流体将铺展开以覆盖或“润湿”较大的表面面积。如果润湿是不利的，则接触角将是高的，并且流体将在表面上形成紧凑的自包含液滴。如果表面上水的接触角是低的，则可以认为该表面是“水润湿的”或“水可润湿的”，而如果表面上油滴的接触角是低的，则可以认为该表面是“油润湿的”或“油可润湿的”。
用于钻入地下油和气井的钻井液以及其它钻井液的应用和钻井过程是已知的。在旋转钻井中，期望钻井液(亦称“钻井泥浆”或简称“泥浆”)具有各种功能和特征。
钻井液通常地根据它们的基液进行分类。在水基泥浆中，固体颗粒悬浮在水或盐水中。油可以在作为连续相的水中被乳化。盐水基钻井液，当然是其中水性组分为盐水的水基泥浆(WBM)。油基泥浆(OBM)则是相反的或倒转的。固体颗粒通常悬浮在油中，并且水或盐水在油中乳化，因此油为连续相。油基泥浆可以为全油基或油包水粗乳液，其也被称作逆乳液。在油基泥浆中，油可以由任何油组成，该油可以包括但不限于：柴油、矿物油、酯或α烯烃。本文定义的OBM也包括合成基流体或泥浆(SBM)，其为合成制造的而不是由自然存在的物质提炼而得。SBM经常包括但不必限于：乙烯的烯烃低聚物，由植物脂肪酸和醇制造的酯，由醇和多元醇制造的醚和聚醚，链烷烃、或芳烃、烷基苯、萜烯及其它天然产物和这些类型的混合物。
当使用OBM和/或SBM(有时统称作非水性流体或NAF)，地下岩石地层变为油润湿性并且抵抗使用水基处理剂(pill)的处理。在油田中，处理剂是任何相对少量(例如约200桶以下(32千升))的钻井液专用共混物，用于完成常规钻井液不能实施的特定任务或工作。非限制性实例包括有助于从垂直井眼提升出切屑的高粘度处理剂；溶解浸蚀含盐地层的淡水处理剂；使管解卡例如减轻压差粘卡钻力或破坏滤饼的处理剂；堵塞漏失层或阻止流体损失进入相对高的可透过性区的井漏或降滤失处理剂；以及输送和交联多糖例如瓜尔胶以提高某些区中的粘度从而防止或阻止流体滤失的交联处理剂。
如果可将组合物和方法设计成帮助和改进将岩石地层的可润湿性进行变换或转变的能力即将油润湿性变成水润湿性岩石使得随后引入的水基处理剂可实施和/或更有效的能力，则是期望的。
发明内容
以一种非限制性方式提供了改变先前与油基泥浆(OBM)接触的岩石地层的可润湿性的方法。通常，在这样的条件下，岩石变成将油润湿性。该方法包括将水润湿性处理剂泵送到岩石地层中。该水润湿性处理剂可以是几种类型之一。处理剂可以包括是常规乳液、细乳液、微乳液或单相微乳液(SPME)的组合物，该组合物含有至少一种表面活性剂，至少一种非极性流体(其可以不同于作为OBM的一部分已与岩石地层接触的非极性流体)，和至少一种极性流体。即，预先形成这些组合物例如微乳液。第二种类型的水润湿性处理剂可以涉及原位乳液形成组分，这些组分包括至少一种表面活性剂和至少一种极性流体。即，在井下原位形成乳液或微乳液。通过使用这些处理剂类型中的一种或多种，从而使岩石地层与如上所述的组合物和/或乳液接触。在至少原位乳液形成组分的情形中，将第一种非极性流体中的至少一些引入到乳液中。通过这种方法，将至少部分或全部岩石地层的可润湿性改变为水润湿性。随后另一种处理剂(其性能需要水润湿性表面)例如水基处理剂(treatment pill)泵入岩石地层中并且可更加有效。水润湿性处理剂可以任选含有酸，例如无机酸或有机酸。
这种方法的微乳液可以涉及热力学稳定、宏观均匀的单相微乳液，其包括极性相、非极性相(来自第一和/或第二非极性流体)、表面活性剂和任选的助表面活性剂。
附图说明
图1是在NAF滤饼上于100psid(0.7MPa)和150°F下就微乳液处理剂而言滤液体积比上总流体体积的比率作为时间函数的图；和
图2是滤液体积比上总流体体积的比率作为井漏物质(LCM)处理剂在施加到用微乳液处理剂处理的NAF滤饼之后时间的函数的图。
具体实施方式
发现在将水基处理剂例如高降滤失挤压处理剂(squeeze pill)或交联处理剂泵送到先前用合成或油基泥浆(S/OBM)钻取的井中之前，可通过使用微乳液水润湿性处理剂或原位形成的微乳液水润湿性处理剂逆转或改变岩石地层的油可润湿性。将大部分的降滤失挤压处理剂和交联处理剂配制为水基流体。为此，在泵送降滤失处理剂或其它处理剂之前，必须移除S/OBM并且实现地层中可润湿性的逆转，所述地层可以是天然裂缝性或诱导裂缝性。除降滤失处理剂之外，本文所述方法使用的其它类型的处理剂可有效包括但不必限于水平修复剂(horizontal healer)处理剂、储层岩石清洗处理剂和交联处理剂。可润湿性从油润湿性变为水润湿性提高降滤失处理剂进入裂缝和裂缝尖端并且形成填充和封堵裂隙的紧密堵塞体的过滤速率或漏失速率。这种方法提高降滤失处理剂(或井漏处理剂)颗粒在可透过和压裂地层中的紧密填充性，其结果是，改进了所述处理剂的有效性。
该微乳液可以是在泵入地下储层之前形成的单相微乳液(SPME)，或者该微乳液可以是在地下储层原位形成或注入的微乳液，它们可以形成混有非极性和极性流体以及任选地层中已经存在的颗粒的新的微乳液。通过在水润湿性处理剂与油润湿性岩石接触时使显著部分的非极性物质和最终的极性物质溶入微乳液中而发生了这种可润湿性改变方法。当一种或多种表面活性剂和极性相(例如通常、但不限于水)与储层地层接触并溶解在多孔介质(例如岩石)中遇到的S/OBM或S/OBM滤饼的所有或部分非极性流体时，可以形成原位微乳液。
“最终的”在本文中意味着非极性物质和表面活性剂在某个稍后的时间点，例如井下或分别加入，接触例如储层流体的极性流体，或例如分别加入的醇或助表面活性剂的中等极性流体。“最终的”意味着该接触不是必要的或强制的，但这种最终的接触可以是不被排除的。例如，为了制造微乳液，并不总是必须加入醇助表面活性剂，但在有些情况下(例如在低温下的离子型表面活性剂)其通常是必须的或其至少使过程变得更简单。
原位微乳液移除(至少部分)S/OBM、S/OBM滤饼，促进可润湿性的逆转并且至少部分移除用SBM或OBM钻取的油和气井中滤饼的油。在使用高降滤失挤压处理剂(或其它水基处理剂处理)之前，使用微乳液或原位微乳液的益处是岩石地层和滤饼的固体颗粒从油润湿性转变成水润湿性，这提高了在与岩石地层的界面处处理剂的强度。提高岩石强度的这种现象在接近井眼区域中特别重要。
如将在后面更详细描述的，本文的方法和组合物中，改变岩石地层的可润湿性可以通过使S/OBM和其它非极性物质与原位形成的流体或预先形成的微乳液(Winsor III)和/或单相微乳液，例如Winsor IV或类似的化学品接触而实现。原位形成的乳液流体是指井下原位形成的任何乳液或类似种类的组合物，且可以包括但不必限于常规乳液(有时称作粗乳液)、细乳液、所有类型的微乳液、纳米乳液及它们的混合物。单相微乳液可以定义为油、水、表面活性剂和任选的助表面活性剂形成的双连续相。在该现象的一个非限制性解释中，单相微乳液接触油基泥浆和其它非极性物质并仍具有微乳液的特性性能。已经令人惊讶地发现，这种接触可以在不流通井的情况下实现，流通井意味着泵送流体使其经过包括井眼和构成主系统的所有地表储罐的整个活性流体系统。也就是说，将具有预先形成的SPME的流体作为处理剂泵入地层或地下储层并允许接触岩石地层和浸泡存在的油和非极性物质，通过扩散或通过流动能量而发生润湿性逆转作用。在其它非限制性实施方案中，在使预先形成的SPME处理剂泵入地层或地下储层之前循环流体以消除表面损害可以是有帮助的。实施该步骤将确保在进入裂缝区或漏失区之前水润湿性处理剂的活性或油增溶能力不受到危害。
还发现该微乳液可以在井下原位形成。即不必在地表上形成微乳液并将其泵入井下。注意，文献中通常将这些微乳液描述为被称为具有Winsor IV相行为的单相微乳液，但本方法还包括使用三相体系，其中微乳液与过量的极性相(盐水)和/或非极性相(油)平衡，这通常称为具有Winsor III相行为。
更具体地，本文中的方法和组合物涉及使用例如微乳液的原位形成的流体，以移除油基泥浆(OBM)或合成的油基泥浆(SBM)，以及在使用水基降滤失处理剂之前在使用SBM或OBM钻井的油井或气井的地下储层中逆转岩石地层的可润湿性。原位流体(例如微乳液、纳米乳液等)可以在至少一种表面活性剂和极性相(通常、但不限于水或盐水)与OBM或其它非极性物质接触并溶解OBM中的非极性物质时形成。应该理解本文的术语OBM包括SBM。
微乳液的原位流体形成的好处之一是水润湿性处理剂在其初始配方中不需要任何油或溶剂，或至少比可以在最后的微乳液中溶解的比例少得多，这使其在与岩石地层上的OBM和其它非极性物质接触时具有更高的油或非极性物质混合能力或清洗能力。另一个好处是任何颗粒或其它油润湿性污染物由油润湿性转变成水润湿性。另外，由于其促进了酸和颗粒间的接触，当无机酸、有机酸、氧化剂、水溶性酶(例如催化剂)或这些组分的前体(例如原位酸产生剂)在润湿性逆转过程之后在地下储层中形成斑点时，水润湿性改进了对损害的修补(包括但不限于滤饼破坏)。在一个非限制性变型中，可以期望使用酸或其它损害清除添加剂，但只不过在可润湿性改变之后，且更可能的是在钻孔阶段后的某个时间。由于在例如微乳液或纳米乳液或它们前体的流体的原位形成过程中，OBM(或SBM)被水润湿性处理剂接触和吸收和/或所述油润湿性的非极性物质和岩石表面由油润湿性转变成水润湿性，表面活性剂和极性相(例如水)的共混物也可以含有酸、重晶石溶解剂(螯合剂)或其它可以溶解酸溶性颗粒或溶解重晶石和其它颗粒以及分解任何聚合物类降滤失添加剂(如果存在的话)的前体添加剂。在很多情况下，表面活性剂可以是表面活性剂共混物并且常常为表面活性剂和助表面活性剂混合物，其中助表面活性剂为短的两亲性物质，例如醇(在非限定性实例中，为以它们的不同异构化结构存在的丙醇、丁醇、戊醇)以及二醇、和乙氧基化的和丙氧基化的醇或酚。醇在这里也被记作中等极性的物质；即介于例如油的非极性物质和例如水的极性物质之间的中间物。
在一个非限制性的实施方案中，原位形成的乳液可以通过使用表面活性剂、极性流体和相对少量的非极性流体和/或中等极性流体制得。已经发现，当形成井下原位乳液时，注入已经含有一些溶解的油的表面活性剂水溶液(在非限制性的实施例中仅为约2至约5％左右)有时候是有帮助的。换言之，注入的流体可以认为是仅含有2％油的单相微乳液，然后一旦在储层中，这种流体将溶解岩石地层上为原位的油，从而成为另一种含有更多油(在非限制性的情况下，约30或40％)的单相微乳液。
这种处理体系的净效应可改进操作者将水基处理剂泵入储层以例如改进降滤失控制的能力，并从而改进生产井的生产率或者降低高花费的S/OBM钻井液在压裂区域(无论是在储层中或储层上方)中的损失。在另外的例子中，非极性物质的改变可通过穿过注入/生产间隙或向地层中泵入预先形成的SPME产生原位形成的流体(例如单相微乳液)来实现。
可以理解的是，对于本发明的方法及其组合物，没有必要认为对于所有的油润湿性岩石或滤饼使其可润湿性逆转才是成功的。如果与不使用本文的微乳液相比，使用本文中无论是否原位形成的微乳液(例如单相微乳液)使得更多的油润湿性岩石地层逆转且变成了水润湿性，或者与不使用微乳液或其它类似的组合物的情况相比，与螯合剂一起使用所述微乳液使得更多岩石表面变得具有相对更大的水润湿性，则获得了成功。或者，如果至少部分岩石地层变成了水润湿性，则认为该方法和组合物是成功的。在一个非限制性的实施方案中，至少大部分(＞50％)的岩石变成了水润湿性。当然，通常希望尽可能多地使岩石地层从油润湿性转变为水润湿性。本文的方法和组合物的一个非限制性目标是逆转岩石的可润湿性以获得较高的随后有效引入处理剂的百分比。
本文描述的地下储层润湿性逆转技术具有广泛的应用。通过将井眼润湿可逆转性和/或清洗的化学方面与驱替技术结合，认为用OBM(例如逆乳液流体)钻井后地下储层的缺点可以得到显著减少或消除。
本文的方法和组合物可以用来逆转地下岩石的可润湿性，并且还可以消除、修复和/或修补由原油中的大分子沉积所引起的损害，例如沥青质在储层多孔介质上沉积的情况。可以消除的其它损害包括混有或包括来自储层的或引入到钻井泥浆中的任何非极性物质(油及其它烃类)以及注入井下的其它物质的任何乳液。
因此，与其它没有使用例如单相微乳液和/或包括酸或其它组分的单相微乳液在内的微乳液(原位或其它的)的相同方法和组合物相比，本文中的方法和组合物具有以下优势：能够在泵送处理剂如降滤失处理剂之前逆转地下岩石的可润湿性，从而提高和改进降滤失处理剂或其它处理剂对地层的粘附，且因此提高了处理剂的有效性，例如控制、防止或阻止井漏。水润湿性处理剂还可以减少地层伤害，以及由此带来的烃回收率增加和/或注水率增加。微乳液为以下至少三种组分的热力学稳定的宏观上均匀的混合物：极性相和非极性相(通常、但不限于水和有机相)和至少一种表面活性剂(经常多于一种表面活性剂，例如具有助表面活性剂如醇、特别是当使用离子表面活性剂时)，如在以下参考文献中所提及：J.L.Salager和R.E.Anton，“离子微乳液(Ionic Microemulsions)”，第8章，在P.Kumar和K.L.Mittal编辑的《微乳液科技手册》(Handbook of Microemulsion Science andTechnology)，Marcel Dekker Inc.New York 1999，第247-280页中。合适的助表面活性剂包括但不必限于：一元醇或者多元醇、低分子量有机酸或者胺、聚乙二醇、例如丁氧基乙醇等的低乙氧基化溶剂、和它们的混合物。微乳液自发地形成并显著地区别于热力学不稳定的粗乳液，后者的形成依赖于强烈的搅拌能量。微乳液是本领域公知的，并且请将注意力关注于S.Ezrahi、A.Aserin和N.Garti，“第7章：单相(Winsor IV)微乳液体系的聚结行为(Aggregation Behavior inOne-Phase(Winsor IV)Microemulsion Systems)”，在P.Kumar和K.L.Mittal编辑的《微乳液科技手册》(Handbook of MicroemulsionScience and Technology)，Marcel Dekker，Inc.，New York，1999，第185-246页中。
所引用的章节描述了由Winsor定义的微乳液相行为的类型：Winsor I、Winsor II和Winsor III。体系或制剂定义为：当其含有与过量的油相平衡的微乳液时，Winsor I；当其含有与过量的水平衡的微乳液时，Winsor II；和当其含有与过量的水和过量的油平衡的中间相微乳液时，Winsor III。作者还描述了没有过量的油或过量的水的单相微乳液Winsor IV。虽然不希望受任何一种理论的限制，但认为在本方法和组合物中形成的微乳液为Winsor IV型，这意味着整个体系至少在工艺开始时和其中某阶段是微乳液相，随着储层流体稀释注入的制剂，最很可能结束时是一种或两种过量的相。通过配方或组成上的变化，热力学稳定的单相Winsor IV微乳液可以发展至形成细乳液或纳米乳液，细乳液或纳米乳液为具有亚微米尺寸液滴的Winsor I或Winsor II两相体系，并可以在长的时间段内保持稳定，但并非如微乳液般永久稳定，如在以下参考文献中所说明：J.L.Salager，在Emulsions and Emulsion Stability(乳液和乳液稳定性)中的“乳液相逆转现象(Emulsion Phase Inversion Phenomena)”，J.
Figure BDA0000040323770000091
编辑，第2版，第4章，第185-226页，Taylor和Francis，London(2006)。
适于产生本文的原位流体(例如单相微乳液)的表面活性剂包括但不必限于非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂和两性表面活性剂，且尤其是它们的共混物。助溶剂或助表面活性剂例如醇为在微乳液配制中使用的任选的添加剂。合适的非离子表面活性剂包括但不必限于烷基多糖苷、脱水山梨糖醇酯、甲基糖苷酯或醇的乙氧基化物和它们的混合物。在一个非限制性变型中，聚乙二醇酯特别合适，其包括但不必限于美国专利No.7,238,647中所描述的那些。合适的阴离子表面活性剂包括但不必限于：碱金属的烷基硫酸盐、烷基或烷基芳基磺酸盐、直链或支链烷基醚硫酸盐和磺酸盐、醇聚丙氧基化的和/或聚乙氧基化的硫酸盐、烷基或烷基芳基二磺酸盐、烷基硫酸氢盐(alkyl disulfates)、烷基磺基琥珀酸盐、烷基醚硫酸盐、直链和支链的醚硫酸盐和它们的混合物。合适的阳离子表面活性剂包括但不必限于：精氨酸甲酯、链烷醇胺和亚烷基二酰胺。在一个非限制性的实施方案中，至少两种表面活性剂的共混物可以用来原位产生单相微乳液，以及其它原位流体。
合适的表面活性剂还可以包括氟碳表面活性剂，硅表面活性剂，可裂解的表面活性剂，二聚表面活性剂和含有非离子间隔臂中心伸出部(spacer-arm central extension)和离子或非离子极性基团的所谓长链表面活性剂(extended surfactant)。“可裂解的表面活性剂”是具有可控半衰期的特殊种类的表面活性剂，该表面活性剂通过它们的特定设计(tailor-made)弱化学键中一些的断裂而使其无活性，所述弱化学键在酸性水解、碱性水解下或在紫外光存在下断裂，为了使该物质与随后程序相容，或者为了选择性地移除断裂产物，或者为了断裂产物发挥新的功能。长链表面活性剂具有亲脂性间隔臂和亲水性极性头。在非限制性实施方案中，非离子间隔臂中心伸出部可以由聚丙氧基化、聚乙氧基化或这两种的混合产生。或者，长链表面活性剂可以包含具有2-20个丙氧基部分的丙氧基化间隔臂和具有0-20个乙氧基部分的乙氧基化间隔臂。长链表面活性剂可以具有亲脂性部分，该亲脂性部分包括但不必限于线性或支链、饱和或不饱和的具有8-50个碳原子的烃链。另外，长链表面活性剂具有亲水极性头，该亲水极性头可以包括但不必限于聚氧乙烯、硫酸盐、乙氧基硫酸盐、羧酸盐、乙氧基羧酸盐、C6糖、木糖醇、二木糖醇、乙氧基木糖醇、羧酸盐和木糖醇(xytol)、羧酸盐和葡萄糖。关于合适的长链表面活性剂的其它细节可以在2009年3月31日提交的美国专利申请序列No.12/414,888中找到。
在另一个非限制性的实施方案中，SPME和原位流体制剂(例如粗乳液、纳米乳液等)可以含有助表面活性剂，所述助表面活性剂可以为具有约3-约10个碳原子的醇，在另一个非限制性的实施方案中为具有约4-约6个碳原子的醇。合适的助表面活性剂的具体例子包括但不必限于丁醇。这些助表面活性剂可以被烷氧基化，例如乙氧基化和/或丙氧基化，虽然在大多数情况下应该存在充足的乙氧基化以实现本文所述的方法的目的。在一个非限制性的实施方案中，乙氧基单元的数目可为约3-约15个，或者从约6个，独立地高达约10个。
在一个非限制性变型中，可以使用任选的助表面活性剂。与表面活性剂一起使用的助表面活性剂的比例难以预先确定，且可受许多相关因素影响，所述因素包括但不必限于表面活性剂的性质，助表面活性剂的性质，待移除、驱替或者以其它方式接触或影响的钻井液的类型、井眼条件等。在一个非限制性实施方案中，被泵送的流体包括聚乙氧基化的烷基硫酸盐和聚甘油酯(例如从Oleon N.V.获得的PG 8-10酯)的表面活性剂共混物，其具有3.4/1的游离OH/酯化OH摩尔比，任选具有被7.5或更高的EO乙氧基化的烷基醇。
在本文的一个非限制性实施方案中，SPME或原位形成的乳液含有非极性流体，所述非极性流体可以包括合成流体，所述合成流体包括但不必限于酯流体；链烷烃(例如Baker Hughes Drilling Fluids的PARA-TEQTM流体)和异构化的烯烃(例如Baker Hughes DrillingFluids的ISO-TEQTM)。然而，柴油和矿物油，例如ESCAID 110(从EXXON获得)或ECD 99-DW油(从TOTAL获得)，也可以用作制备本文的流体体系的非极性流体。其它合适的非极性流体包括但不必限于柠檬烯、蒎烯和其它萜烯、二甲苯、互溶溶剂等等。如前面所提到的，原位形成活性制剂(例如纳米乳液、单相微乳液等)的优点是需要使用更少的非极性液体(与预先形成的微乳液相比)，因为所有或大部分的该非极性液体在非极性物质OBM(或SBM)本身中存在。这使得微乳液具有更高的能力，例如，逆转岩石的可润湿性以及溶解油和非极性物质中存在的其它物质的能力。
应当理解的是，待产生或形成的原位流体的量和待添加或包括的原位形成组分(极性流体、非极性流体、表面活性剂和助表面活性剂，如果存在的话)的量是很难以高的准确度预先确定和预料的，这是由于其取决于许多相互关连的因素，所述因素包括但不必限于：盐水类型、OBM或SBM类型、地层温度、使用的特定表面活性剂或表面活性剂共混物等。然而，为了使人们对使用量有所了解，在一个非限制性的实施方案中，原位流体(例如单相微乳液)中的非盐水组分的比例可以为约15-约85体积％，甚至约90体积％，在其它非限制性的实施方案中，在有时称作胶束溶液的稀释的微乳液中可以为约1-约20体积％，以及在另一种有时被称作逆胶束溶液的稀释的微乳液中为约70-约95体积％。
可以预期盐水将成为原位流体(例如单相微乳液)的常用组分，并且任何常用盐水和制造它们的盐，预期是适合于本文的组合物和方法的。虽然可以预期水是用于原位制造微乳液的极性流体，但应当理解的是，例如醇和二醇的其它极性液体可以单独或与水一起使用。
更具体地，本文的方法和组合物可以涉及用来物理上改变OBM(例如逆乳液)和其它非极性物质的单程水润湿性处理剂从而使岩石变为水润湿性或很大程度上变为水润湿性。本发明该方法不但物理上改变岩石表面和存在的任何非极性物质的性质，而且所得的混入原位形成的单相微乳液(例如)中并其后进一步微乳化或溶解的油组分，使得更加有效地引入随后的水基处理剂。由于外部的油转化为水中的内部乳化的油，大部分非极性流体和颗粒物质或者被移除，或者微小尺寸至仅为最小量的程度，或者减少保留在进行处理的地下储层中的非极性组分的数量。
在一个非限制性的实施方案以及更进一步的详述中，本文的组合物和方法利用微乳液或其它原位流体来使OBM和油润湿性颗粒转化为水基流体和水润湿性颗粒。这种常常被称作逆转的转化有若干的好处。非极性物质是油润湿性的，并且在某些完井操作中引起相容性问题，例如注水和砾石充填中，而水基或水润湿性组分自然地与大部分降滤失处理剂、注入水和盐水基砾石充填载体流相容。另外，当无机酸、有机酸、氧化剂、水溶性酶(催化剂)和原位酸产生剂在处理之后(或期间)被置于井眼中时，将WBM和水润湿性颗粒用于地下储层的损害修补是理想的。
在另一个非限制性的实施方案中，适用于产生盐水的盐包括但不必限于：氯化铵、氯化钠、氯化钾、氯化钙、溴化钠、溴化锌、溴化钙、甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯、氯化镁或乙酸镁及它们的组合。盐水的密度可以为约8.4lb/gal-约17lb/gal(约1-约2.04千克/升)，本文可以在其它位置给出其它密度。
依赖于用于井的流体所要求的密度，原位流体(例如单相微乳液)处理可以由不同的盐水和油共混物组成。
这种技术不要求或歧视任何逆乳液。换言之，单相微乳液可以应用于先前与任何OBM体系接触的储层的可润湿性逆转，而不管其基油类型或用于配制泥浆的乳化剂如何。这种多用性给予操作者基于井眼需要配制钻井液时的灵活性。这与一些现有方法的情况不同，它们需要高度专门的胺乳化剂，因为它们要求酸质子化以逆转润湿性。在一个非限制性的实施方案中，该方法和组合物在不存在例如松香胺的胺乳化剂和/或式为R-N-[(CH2CH2R′A)xH]2的胺乳化剂(例如在美国专利No.6,989,354中所描述的那些)的情况下实施。在另一个非限制性实施方案中，本文描述的方法和组合物在不存在特别用作助表面活性剂和/或助溶剂的丙酸酯(如在WO 2006/109016 A1中所述)的情况下实施和使用。
相对于其它OBM、逆乳液或其它非极性物质移除方法的另一个重要特征是，通过浸泡，也就是简单接触，使OBM乳液的油相微乳化进入单相微乳液(或例如纳米乳液、细乳液或单相乳液的其它原位流体)，通过扩散在从几分钟至几天的时间跨度内实现混合。与上述方法相比，本发明的该处理工艺减少了形成微乳液所需要的能量。这种效率消除或减少了起下钻的次数，并且缩短了完井所需的时间。
现将参考下面实施例进一步论述本发明，所述实施例不意欲以任何方式限制本发明，而是提供用来说明本发明的一个非限制性实施方案。
实施例1
对于实施例1使用下面程序。
1.在35μm陶瓷过滤圆盘上于150°F(66℃)下以500psi(3.4MPa)过平衡积累滤饼3小时。
2.积累OBM滤饼之后，在150°F(66℃)下以100psi(0.7MPa)过平衡进行微乳液处理剂的处理，打开出口阀敞开以允许处理剂的处理物在目标温度下穿过OBM滤饼直到收集了全部或大部分处理滤液或者达到最大3小时(图1)。在小于3小时内收集的滤液被认为是优良的处理剂。
3.在收集微乳液滤液后，在经处理的滤饼的顶部加入LCM处理剂并将槽(cell)加压到1,000psi(6.9MPa)。打开出口阀并收集来自LCM处理剂的滤液30分钟(图2)。
图1和2显示了用(1)微乳液处理剂、(2)常规表面活性剂处理剂处理和(3)盐水处理剂(基线)的试验结果。如在图2中所可看出，微乳液处理剂显著改善了LCM的滤失。
在用微乳液处理之后使用残留OBM滤饼的固体于水中的分散试验显示本文所描方法有效地将滤饼的可湿润性从油润湿性逆转到促进高的滤失的水润湿性。在用常规表面活性剂处理剂处理和盐水处理剂处理的情形中，残留OBM滤饼为油润湿性并且滤液体积非常低。
在前述说明书中，本发明已参考其具体实施方案进行描述，且被认为在提供有效的逆转地下储层和岩石地层的可润湿性的方法和组合物方面是有效的。然而，显然可对其做出各种改进和改变而不脱离如所附的权利要求书所阐述的本发明的广泛范围。因此，本说明书将以说明性而非限制性意义考虑。例如，落入所要求的参数范围内但在本文中在用以逆转岩石地层可润湿性的特定组合物中未具体指定或尝试的用于形成单相微乳液的组分和其它用于形成原位流体的组分如表面活性剂、助表面活性剂、酸、溶剂、非极性液体等的具体组合及其比例，预期在本发明的范围内。例如，在一个非限制性实施方案中，对于天然油润湿性的油储层，可以有利地使用本文的方法以另一种方向改变岩石地层的可润湿性，即使用油润湿性处理剂改变先前与水基泥浆(WBM)接触的岩石地层的可润湿性。
如本文所使用的，在权利要求中，词语“包含”和“包括”应解释为“包括但不限于”。
本发明可以适当包括公开的要素，由公开的要素组成或基本上由公开的要素组成，且可以在缺乏未公开的要素的情况下实施。

Claims (10)

1.一种改变先前与油基泥浆(OBM)接触的岩石地层的可润湿性的方法，该方法包括：
将水润湿性处理剂泵入岩石地层中，其中所述水润湿性处理剂选自：
组合物，该组合物选自微乳液、纳米乳液、乳液和细乳液，该组合物包含：
至少一种表面活性剂；
至少一种非极性流体；和
至少一种极性流体；以及
原位乳液形成组分，包含：
至少一种表面活性剂；和
至少一种极性流体；
由此使岩石地层与所述组合物或所述原位形成的乳液接触，其中在至少原位乳液形成组分的情形中，至少一些第一非极性流体混入原位形成的乳液中；
使至少部分岩石地层的可润湿性改变为水润湿性；以及
随后将第二处理剂泵入岩石地层中，其中随后的处理剂包含水。
2.权利要求1的方法，其中第二处理剂选自降滤失处理剂、交联处理剂、储层岩石清洗处理剂、水平修复处理剂和它们的组合。
3.权利要求1的方法，其中至少一种表面活性剂选自非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、两性表面活性剂、氟碳表面活性剂、硅表面活性剂，可裂解的表面活性剂、二聚表面活性剂，以及含有非离子间隔臂中心伸出部和离子或非离子极性基团的长链表面活性剂，以及它们的混合物。
4.权利要求3的方法，其中在所述表面活性剂中：
非离子表面活性剂选自烷基多糖苷、脱水山梨糖醇酯、甲基糖苷酯、聚乙二醇酯、和醇的乙氧基化物；
阴离子表面活性剂选自碱金属的烷基硫酸盐、烷基或烷基芳基磺酸盐、直链或支链烷基醚硫酸盐和磺酸盐、醇聚丙氧基化的和/或聚乙氧基化的硫酸盐、烷基或烷基芳基二磺酸盐、烷基硫酸氢盐、烷基磺基琥珀酸盐、烷基醚硫酸盐、直链和支链的醚硫酸盐；
阳离子表面活性剂选自精氨酸甲酯、链烷醇胺和亚烷基二酰胺；
和
长链表面活性剂包含丙氧基化和/或乙氧基化的间隔臂，以及它们的混合物。
5.权利要求1或4的方法，其中至少一种极性流体还包含盐水。
6.权利要求1或4的方法，其中所述原位乳液形成组分还包含选自非极性流体、中等极性流体及它们的混合物的流体。
7.权利要求1或4的方法，其中所述组合物和/或原位形成的乳液为至少三种组分的热力学稳定的宏观上均匀的混合物，其中所述三种组分包括来自极性流体的极性相，至少部分来自OBM的第一种非极性流体的非极性相，和至少一种表面活性剂。
8.权利要求1或4的方法，其中所述水润湿性处理剂中的表面活性剂是离子表面活性剂并且所述水润湿性处理剂还包含助表面活性剂。
9.权利要求8的方法，其中所述助表面活性剂为选自一元醇或多元醇、低分子量有机酸或胺、聚乙二醇、低乙氧基化溶剂和它们的混合物的表面活性物质。
10.权利要求1或4的方法，其中所述水润湿性处理剂还包含酸。
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