CN103045182A

CN103045182A - 钻井液用防水锁剂

Info

Publication number: CN103045182A
Application number: CN2012105001957A
Authority: CN
Inventors: 奈世杰; 董建荣; 孙洪莉; 宋茹; 丁解放; 蒋娟; 李季; 李红江; 杨帆; 冯兆凯
Original assignee: DONGYING LIFENG CHEMICAL NEW MATERIALS Co Ltd
Current assignee: DONGYING LIFENG CHEMICAL NEW MATERIALS Co Ltd
Priority date: 2012-11-30
Filing date: 2012-11-30
Publication date: 2013-04-17

Abstract

本发明公开了一种钻井液用防水锁剂，由以下各组分混合而成：至少一种能降低溶液表面张力的主表面活性剂；至少一种能提高助排能力，使岩心含水饱和度最低的辅表面活性剂；无机盐；余量为水。本发明能大幅度地降低溶液的表面张力或界面张力，改变溶液体系界面状态，产生润湿或反润湿，能提高气相相对渗透率，使注入过程克服水锁伤害。

Description

钻井液用防水锁剂

技术领域

本发明涉及一种油田勘探用处理剂，具体的讲是钻井液用防水锁剂。

背景技术

目前，我国低渗透油田石油地质储量丰富，它广泛发育于我国各含油气盆地之中，低渗透油田虽然地质条件差、开发难度大，但随着我国经济的快速发展，对石油产品的需求越来越大，低渗透油田的丰富石油储量越来越受到关注。

低渗透储层具有含水饱和度高、毛细管压力高、水敏性强以及孔喉细小、渗透性差、结构复杂、非均质严重、常伴有天然裂缝等特点，当初始含水饱和度低于束缚水饱和度时，储层有过剩的毛细管压力存在，当外来流体进入时，就很容易发生毛管自吸现象，侵入储层的外来流体返排困难，甚至不能返排，形成液相圈闭（俗称水锁）伤害。研究表明液相圈闭伤害是低渗储层的最主要和最严重的伤害形式，损害率一般为70-90%。

引起水锁伤害的原因主要是毛细管力自吸和液相滞留。在致密砂岩储层有过剩的毛细管压力存在，外来流体很容易被吸入到孔隙中。毛细管压力与界面张力成正比，与孔隙的半径成反比，致密储层孔喉细小，易发生液相毛细管自吸。液相滞留和聚集是造成水锁伤害重要因素之一。致密砂岩储层的喉道细小，侵入储层的外来流体返排缓慢，甚至不能返排。排液时间随毛细管半径变小而增长，随着排液过程的进行，液体由大到小的毛细管排出，排液速度减小，因此水锁伤害严重。

当前解决水锁伤害存在物理方法和化学方法，物理方法：①消除钻井液滤饼堵塞；②增大生产压差；③改变储层孔隙几何形态；④通过蒸发消除液相圈闭效应；⑤地层加热技术；⑥微波加热法解除液相圈闭；化学方法：①注混相水溶剂；②改变储层润湿性；③减少界面张力；④改善低渗透油层的渗流特征。但是都存在不同的缺点，物理法存在耗能高，解除深度浅的缺点；而当前的化学法存在解除效率不高的缺点。

发明内容

本发明的目的就是针对现有技术存在的缺陷，提供一种能大幅度地降低溶液的表面张力或界面张力，改变溶液体系界面状态，产生润湿或反润湿，能提高气相相对渗透率，使注入过程克服水锁伤害的钻井液用防水锁剂。

其技术方案是：钻井液用防水锁剂，由以下各组分混合而成：至少一种能降低溶液表面张力的主表面活性剂；至少一种能提高助排能力，使岩心含水饱和度最低的辅表面活性剂；无机盐；余量为水。

所述主表面活性剂的浓度为1%-2%，所述辅表面活性剂的浓度为0.03%-0.1%，所述无机盐的浓度为0.25%-1%。

最佳浓度为： 1.5%的主表面活性剂，0.05%的辅表面活性剂和0.5%的无机盐。

所述主表面活性剂是十二烷基硫酸钠、十二烷基磺酸钠或AG-6的一种或两种。

所述辅表面活性剂是含氟表面活性剂。

所述含氟表面活性剂是双链碳氟表面活性剂或FBH-3。

采用了上述技术方案后，本发明取得的有益效果是：能大幅度地降低溶液的表面张力或界面张力，改变溶液体系界面状态，产生润湿或反润湿，能提高气相相对渗透率，使注入过程克服水锁伤害。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明作进一步说明。

将AG-6与FBH-3进行正交实验，同时加入适量无机盐，利用无机盐与主、辅表面活性剂的协同效应，促进胶束的形成，使溶液的界面张力和表面张力进一步降低。对AG-6、FBH-3和无机盐进行正交设计试验来确定表面张力最低时三者最佳使用浓度，结果如下。

正交试验各因素与水平

序号	1	2	3
				因素名称	FBH-3	AG-3	无机盐
水平1	0.1%	2%	1%
				水平2	0.05%	1.5%	0.5%
水平3	0.03%	1%	0.25 %

正交试验表

列	1	2	3	表面张力（mN/m）
					1	1	1	1	26.5
2	1	2	2	26.9
					3	1	3	3	27.3
4	2	1	2	26.7
					5	2	2	3	25.8
6	2	3	1	27.1
					7	3	1	3	28.5
8	3	2	1	27.9
					9	3	3	2	29.8
均值1	26.9	27.2	27.2
					均值2	26.5	26.9	26.8
均值3	28.7	28.1	27.2
					极差	2.2	1.2	0.4

由表3-3可以看出，表面活性剂FBH-3对溶液的表面张力影响最大，最佳使用浓度为0.05%；AG-6对溶液的表面张力影响次之，最佳使用浓度为1.5%，无机盐的最佳使用浓度为0.5%。因此确定以1.5%AG-6+0.05%FBH-3+0.5%无机盐作为本发明防水锁剂YFS-3的配方。当然，也可以为十二烷基硫酸钠、双链碳氟表面活性剂和无机盐作为本发明防水锁剂的配方。

通过含氟表面活性剂作为防水锁剂的辅剂，相对于碳氢表面活性剂，氟表面活性剂具有“三高”、“两憎”特点，即高表面活性、高热稳定性、高化学稳定性，同时具有憎水、憎油性。如双链碳氟表面活性剂的典型代表是Ｆ(ＣＦ2)ｎ(ＣＨ2)2ＯＯＣＣＨ2ＣＨ(ＳＯ3Ｎａ)ＣＯＯ(ＣＨ2)2(ＣＦ2)ｎＦ,此类碳氟表面活性剂被认为可有效地增强精细铁磁体粒子在溶剂中的聚凝及分散性。

a.高表面活性由于氟表面活性剂中氟碳链既憎水又憎油，氟碳链之间很微弱的相互作用使其在水中具有很高的表面活性，即非常低的表面张力，其表面张力的大小受到憎水基、亲水基、表面活性剂的浓度和温度等因素的影响。许多氟表面活性剂在较低浓度时使水溶液的表面张力降低到15~16mN/m，而一般的碳氢表面活性剂只能使水溶液的表面张力下降至30~35 mN/m。

b.高热稳定性氟表面活性剂具有较高的耐热性。全氟烷基羧酸在硼砂玻璃上能够加热到400℃还无明显的分解;全氟烷基羧酸盐较对应的酸容易分解，分解温度在200~400℃；全氟烷基磺酸在无水状态下稳定性较好，在400℃加热3h才有少量分解产物放出；全氟磺酸盐比相应的全氟磺酸稳定性更高。

c.高化学稳定性由于氟原子的高电负性，氟原子半径较小，其2s和2p轨道能与其他第二周期元素的轨道很好匹配，所以碳氟键是很强的化学键，（碳氟键键能460kJ/mol，碳碳键键能346kJ/mol），这些因素造成氟表面活性剂有很高的热稳定性，能耐强酸、强碱和氧化物。

d.憎水憎油性由于键能大，极化率小，间距短，氟表面活性剂分子中的含氟烃基，既是憎水基又是憎油基，这使一些氟表面活性剂在固体材料表面不会粘附水性或油性物质，可大大减少污染。

e.湿渗透性和起泡稳定性良好氟表面活性剂的液体润湿能力和渗透能力都大为提高，在各种不同的物质表面上都能很容易地润湿铺展。在普通表面活性剂不能起泡的物质中，选用氟表面活性剂可以形成稳定的泡沫。

f.易与碳氢表面活性剂复配由于协调效应，复配后不仅增强使用效果，还使总的用量降低。这对降低氟表面活性剂实际使用成本非常有利。

g.环境友好氟表面活性剂的毒性很低，而且使用浓度很小，对环境的污染比较轻微。

将防水锁剂分别利用毛管自吸法、压力梯度法和相渗曲线法进行了评价，评价实验所用低渗岩心基本参数见下表。

低渗岩心基本参数表

岩心号	长度，cm	直径，cm	孔隙度，%	空气渗透率，10^-3μm²
					2	4.68	2.53	8.92	13.42
4	4.88	2.53	9.67	19.77
					13	4.76	2.54	8.78	9.85
9	4.74	2.54	11.56	35.07
					15	4.82	2.53	12.12	37.88
17	4.56	2.53	8.35	5.37
					18	4.62	2.54	8.77	10.16
21	4.98	2.52	12.77	33.46
					14	4.86	2.53	11.70	31.09
22	4.92	2.53	12.89	38.44

（1）自吸评价实验

用自吸评价实验方法，评价了用处理剂HCY、PWA-1和本发明的防水锁剂YFS-3处理岩心前后的自吸情况。具体实验做法是先进行处理前的岩心自吸能力测定，然后分别用不同的处理剂对岩心进行处理（驱替并浸泡48h），最后进行处理后的岩心自吸能力测定。

由实验结果可知，用不同处理剂处理后，岩心单位长度吸液质量均显著降低，但用防水锁剂YFS-3处理后的岩心单位长度岩心吸液质量降低效果更明显。2号岩心处理前自吸速率为0.0315，处理后自吸速率为0.0092，自吸速率降低率达到了70.79%，2号岩心处理前自吸速率为0.03，处理后自吸速率为0.0092，自吸速率降低率达到了69.33%，2号岩心处理前自吸速率为0.0291，处理后自吸速率为0.0035，自吸速率降低率达到了87.97%，表明该防水锁剂YFS-3具有良好的减弱岩心发生自吸损害的能力，可以有效减轻自吸损害的程度。

（2）驱替评价实验

驱替评价实验分为两种，一种是气体驱替评价实验，另一种是油相驱替评价实验。气体驱替评价实验的的具体步骤为：

①将岩心抽真空饱和模拟地层水，并在模拟地层水中浸泡48h；

②在设定的压力下用氮气对岩心进行驱替，记录该压力下排出水的体积，并测定该含水饱和度下的气测渗透率；

③对岩心进行处理：分别用不同的表面活性剂溶液驱替岩心10~15倍孔隙体积，并在该表面活性剂溶液中浸泡48h；

由实验可知，在相同的驱替压力下，处理剂处理后的岩心均比处理前的岩心的排出的水多，渗透率均有较大程度的提高，如在0.1MPa的驱替压力下，用HCY处理的岩心的渗透率提高了4.37倍，用PWA-1处理的岩心的渗透率提高了6.11倍，而用YFS-3处理的岩心的渗透率提高了7.51倍，表明研制的防水锁剂YFS-3可以显著降低岩心的驱替压力，提高排液能力，减少低渗岩心的液相滞留。

在油相驱替实验中，驱替压力稳定后，处理前驱替返排压力为1.05MPa，处理后驱替返排压力降到了0.2MPa，驱替返排压力降低率达到了81%，而对于分别用HCY和PWA-1处理的岩心，其处理前后驱替返排压力降低率分别只有29.25%和45.83%，效果远差于本发明的YFS-3，表明防水锁剂YFS-3具有良好的降低驱替返排压力的能力，可以起到有效的防止液相圈闭的效果。

（3）油驱水相渗评价实验

选择低渗岩心，对岩心用防水锁剂YFS-3进行处理，并进行了处理前后的油驱水相渗实验，实验结果可知油相渗透率显著提高，等渗点左移并提高，表明该防水锁剂具有良好的低渗岩心减轻液相圈闭损害的作用，能显著提高低渗岩心油相渗透率。

（4）高温高压适用性评价实验

将防水锁剂YFS-3分别加入到无固相钻井液和普通聚合物钻井液中后，测定其滤液在高温高压老化前后的表面张力。

由实验结果可知，在180℃下热滚24h后，无固相钻井液和普通聚合物钻井液的滤液仍具有很低的表面张力，表明防水锁剂YFS-3具有良好的抗温性能，完全适用于高温高压条件下的储层钻进液中。

（5）矿化度对防水锁剂YFS-3影响实验研究

利用表面张力仪测定了不同矿化度条件下的防水锁剂YFS-3水溶液的表面张力，考察了防水锁剂YFS-3水溶液的表面张力随矿化度变化的情况。

实验结果可知，NaCl和CaCl₂对防水锁剂YFS-3 的表面张力均有一定的影响，随着矿化度的升高，表面张力均呈先降低后增大的趋势。这是因为在一定的矿化度下，金属离子与表面活性剂的协同效应可以使防水锁剂YFS-3的水溶液的表面张力降低。在较高矿化度下YFS-3的水溶液也表现出了较低的表面张力，如在10%NaCl和0.5%CaCl₂条件下防水锁剂水溶液的表面张力仍比较低，表明YFS-3在高矿化度条件下仍有良好的适用性。

（6）防水锁剂YFS-3对完井液性能影响评价

完井液是指在打开储层以后，完井作业过程中替入井筒用以清除钻井液形成的滤饼的一种液体，随着储层保护意识的增强，该项技术越来越多地应用到了完井作业中。

室内实验结果表明，完井液中加入2%YFS-3后表观粘度均变化较小，防水锁剂YFS-3与适用于不同储层的不同粘度的完井液均具有良好的配伍性。

（7）防水锁剂YFS-3解除致密砂岩水锁损害评价实验

实验岩心基本数据及实验结果见下表：

致密砂岩岩心水锁解除评价实验结果

岩心号	直径，cm	长度，cm	干岩心气测渗透率，10^-3μm²	处理前气测渗透率，10^-3μm²	处理后气测渗透率，10^-3μm²	渗透率提高率，%
							YB-1	2.536	4.88	0.094	0.017	0.052	205.88
YB-2	2.528	4.64	0.083	0.009	0.025	177.78

由实验结果可知，用防水锁剂YFS-3处理后，致密砂岩岩心的气测渗透率显著提高，同样的驱替压力下，渗透率提高率均达到了150%以上，表明防水锁剂YFS-3可以有效降低致密砂岩储层的水锁伤害程度。

本发明能大幅度地降低溶液的表面张力或界面张力，改变溶液体系界面状态，产生润湿或反润湿，能提高气相相对渗透率，使注入过程克服水锁伤害。

当然，本发明不局限于上述具体实施方式，总之，本领域的技术人员从上述启示出发，所想到的其它替换形式均属于本发明的保护范围之内。

Claims

1.钻井液用防水锁剂，其特征在于：由以下各组分混合而成：

至少一种能降低溶液表面张力的主表面活性剂；

至少一种能提高助排能力，使岩心含水饱和度最低的辅表面活性剂；

无机盐；

余量为水。

2.根据权利要求1所述的钻井液用防水锁剂，其特征在于：所述主表面活性剂的浓度为1%-2%，所述辅表面活性剂的浓度为0.03%-0.1%，所述无机盐的浓度为0.25%-1%。

3.根据权利要求2所述的钻井液用防水锁剂，其特征在于：最佳浓度为： 1.5%的主表面活性剂，0.05%的辅表面活性剂和0.5%的无机盐。

4.根据权利要求1或2所述的钻井液用防水锁剂，其特征在于：所述主表面活性剂是十二烷基硫酸钠、十二烷基磺酸钠或AG-6的一种或两种。

5.根据权利要求1或2所述的钻井液用防水锁剂，其特征在于：所述辅表面活性剂是含氟表面活性剂。

6.根据权利要求5所述的钻井液用防水锁剂，其特征在于：所述含氟表面活性剂是双链碳氟表面活性剂或FBH-3。