CN106367054B

CN106367054B - 一种解水锁剂及制备方法

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Publication number: CN106367054B
Application number: CN201610615258.1A
Authority: CN
Inventors: 董宏伟; 杨斌; 贾俊; 陈龙; 赵建震; 马祥林; 王勇强; 付微风
Original assignee: Engineering Technology Research Institute of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co ltd
Current assignee: China National Petroleum Corp; CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co Ltd
Priority date: 2016-07-29
Filing date: 2016-07-29
Publication date: 2019-09-24
Anticipated expiration: 2036-07-29
Also published as: CN106367054A

Abstract

本发明提供了一种解水锁剂及制备方法，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂10‑12％，酸溶性氧化剂8‑10％，缓蚀剂0.5‑1.5％，余量为水。本发明可应用于长庆上古低渗砂岩气层，使低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水，消除储层毛管力，酸溶进入部分固相颗粒及纤维素，氧化分解大分子聚合物，拆散堵塞，提高气驱水效率，从而岩心渗透率恢复率得到明显提高。

Description

一种解水锁剂及制备方法

技术领域

本发明属于油气藏开发技术领域，具体涉及一种解水锁剂及制备方法，用于长庆上古低渗砂岩类气层，解除钻井液引起的水锁伤害。

背景技术

长庆上古低渗透气藏普遍具有泥质胶结物含量高、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、非均质严重等特点，在石油开采过程中，钻井液滤液很容易发生水相毛细管自吸，造成大量钻井液滤液进入储层，低渗透储层的渗透性差，导致浸入储层的钻井液滤液返排困难，甚至不能返排，形成严重的水锁伤害，研究表明，水锁伤害越大，渗透率越小，束缚水饱和度越高，水锁伤害是低渗透气藏最主要的、最严重的伤害类型，渗透率损害率可以达到70％～90％，气井产量会降至原来的1/3以下，一旦受到伤害，气藏渗透性恢复比较困难，长期影响单井产能，气藏开发效率，增加开发成本。

现有技术中，如中国发明专利申请号“CN201210460678.9”公开了一种低渗透油藏解水锁剂及其制备方法，公开日为2014年10月29日，按质量百分比，本发明由1～15％乙二醇甲醚，15～45％双十二烷基二羧酸钠，15～30％乙二醇硅醚和30～60％水组成。其制备方法是：在搪瓷反应釜中加入30～60％水，开动搅拌器，加热升温至30～40℃；向反应釜中加入1～15％乙二醇甲醚，15～45％双十二烷基二羧酸钠，控温搅拌1h；然后再加入15～30％乙二醇硅醚，控制温度在40～80℃，反应1～2h得到解水锁剂。该解水锁剂表面活性强，用量少，能够很好地维持低渗透油藏的渗透性，解除水锁伤害，用于压裂液、射孔液和压井液入井工作液中。低渗透油藏解水锁剂能够降低压裂液、射孔液和压井液对地层的伤害，但此解水锁剂并不能解除长庆上古低渗砂岩气层钻井液滤液形成的水锁伤害，原因如下：滤液中含有大量微细固相颗粒以及高分子聚合物、纤维素等物质，低渗透油藏解水锁剂无法克服滤液中固相颗粒堵塞气层的伤害；无法降低大分子聚合物进入气层引起的伤害；无法消除纤维素堵塞气层引起的伤害。

钻井液对低渗砂岩气藏的伤害主要来自钻井液滤液，同时也有少量的固相微粒进入形成堵塞，一般伤害较浅。而滤液进入储层随时间的增长及液柱压力的增大(如为防塌加重)以及储层本身的强毛管力作用，其浸入深度也不断增加，因而其产生的伤害特别严重且难于克服。滤液产生的伤害主要为水锁，同时也有水敏膨胀及高分子聚合物的在孔隙内壁的吸附滞留作用。

发明内容

本发明的目的是克服现有技术中针对低渗砂岩气层以及现有的解水锁剂存在的上述问题，提供一种解除长庆上古低渗砂岩气层水锁伤害的解水锁剂，本发明能够使低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水，消除储层毛管力，酸溶进入部分固相颗粒及纤维素，氧化分解大分子聚合物，拆散堵塞，提高气驱水效率，从而岩心渗透率恢复率得到明显提高。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种解水锁剂，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂10-12％，酸溶性氧化剂8-10％，缓蚀剂0.5-1.5％，余量为水。

所述弱亲水剂由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚1.0-2.0％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.05-0.1％，体积分数为95％的乙醇78-80％，余量为水。

所述氟烷基季胺盐表面活性剂为全氟辛基磺酰基季胺碘化物或全氟辛基磺酰基季胺氯化物中的一种。

所述酸溶性氧化剂由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠16-18％，氟化钾14-16％，质量浓度为37％的HCL 40.0-45.0％，余量为水。

所述缓蚀剂为曼希尼碱类缓蚀剂或耐高温硝酸缓蚀剂中的一种或两种。

所述耐高温硝酸缓蚀剂为含氮咪唑啉。

所述弱亲水剂11％，酸溶性氧化剂9％，缓蚀剂1.5％。

所述乙二醇甲醚1.5％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.08％，体积分数为95％的乙醇78％。

所述硝酸钠17％，氟化钾15％，质量浓度为37％的HCL 43.0％。

一种解水锁剂的制备方法，包括以下步骤：

步骤1)称取配方量的弱亲水剂、酸溶性氧化剂、缓蚀剂，或配制配方量的弱亲水剂、酸溶性氧化剂，并将配制的弱亲水剂、酸溶性氧化剂分别装罐；

步骤2)现场施工时在配制罐中加入配方量的水，常温下将配置好的弱亲水剂和酸溶性氧化剂边搅拌边加入水中，最后加入缓蚀剂搅拌均匀即得解水锁剂。

本发明的有益效果是：

一、改变储层表面性质：加入的氟烷基季胺盐表面活性剂使低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水或微亲油，消除储层毛管力，提高气驱水效率，使气层残水饱和度接近原始含水饱和度，最大程度地克服水锁伤害；

二、抑制水敏作用：加入筛选的有机或无机粘土防膨剂氟化钾，抑制气层粘土的膨胀与分散，消除由此产生的伤害，同时也有利于克服水锁(防止孔径缩小)；

三、氧化作用：加入的硝酸钠，产生的硝酸根与溶液中游离的氢离子结合形成硝酸，具有强氧化性，能够降解高分子聚合物，能够使大分子聚合物链断裂，形成小分子聚合物，同时能够溶解一些重质烃、沥青质、胶质等，达到解除有机物堵塞的目的，消除其吸附滞留堵塞伤害。

四、酸溶作用：溶液中的氟离子与游离的氢离子结合形成的氟化氢，以及溶液中的氯化氢，结合形成的土酸能够溶解进入地层的粘土颗粒，碳酸钙颗粒等部分固相，拆散堵塞，使其易于排出，消除固相伤害。

下面将结合附图做进一步详细说明。

具体实施方式

实施例1：

本实施例提供了一种解水锁剂，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂10-12％，酸溶性氧化剂8-10％，缓蚀剂0.5-1.5％，余量为水。

制备方法，包括以下步骤：

本发明原理：

弱亲水剂改变储层表面性质，使低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水或微亲油，消除储层毛管力，提高气驱水效率，使气层残水饱和度接近原始含水饱和度，最大程度地克服水锁伤害；酸溶性氧化剂的酸溶作用能够溶解进入地层的粘土颗粒，碳酸钙颗粒等部分固相，拆散堵塞，使其易于排出，消除固相伤害，而氧化性能够降解高分子聚合物，能够使大分子聚合物链断裂，形成小分子聚合物，同时能够溶解一些重质烃、沥青质、胶质等，达到解除有机物堵塞的目的，消除其吸附滞留堵塞伤害；缓蚀剂作用是对管线缓蚀。

实施例2：

在实施例1的基础上，本实施例配制了不同重量百分比的缓蚀剂(0.5-1.5％)，对缓蚀剂的用量进行优化，其中，弱亲水剂11％，由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚1.0％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.05％，体积分数为95％的乙醇78％，余量为水；酸溶性氧化剂9％，由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠16％，氟化钾14％，质量浓度为37％的HCL40.0％，余量为水。

氟烷基季胺盐表面活性剂极难溶于水，必须先加入乙二醇甲醚溶解该表面活性剂，同时乙醇具有提高气体渗透率的作用，氟烷基季胺盐表面活性剂具有降低表面张力，解除水锁的功能。

依据行标《SY/T5405-1996酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》，对解除长庆上古低渗砂岩气层水锁伤害的解水锁剂进行了腐蚀实验评价，评价结果见表1：

表1常压静态腐蚀速率测定结果汇总

由表1可知，未加缓蚀剂的解水锁剂，6小时平均腐蚀速率为48.8245g/(m²·h)，加入0.5％耐高温缓蚀剂，6小时平均腐蚀速率为3.2869g/(m²·h)，加入1.0％耐高温缓蚀剂，6小时平均腐蚀速率为1.2521g/(m²·h)，复配缓蚀剂(1.0％耐高温缓蚀剂+0.5％HJF-94缓蚀剂)6小时平均腐蚀速率为0.4650g/(m²·h)，腐蚀速率明显降低，达到了很好的缓释效果。

本实施例中曼希尼碱类缓蚀剂型号为HJF-94，购自川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，耐高温硝酸缓蚀剂为含氮咪唑啉，型号YQ-1，购自威海云清化工开发院。

实施例3：

本实施例提供了一种解水锁剂，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂11％，酸溶性氧化剂9％，缓蚀剂1.5％，余量为水。其中，缓蚀剂为1.0％含氮咪唑啉+0.5％HJF-94缓蚀剂。

其中，弱亲水剂由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚1.0％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.05％，体积分数为95％的乙醇78％，余量为水；酸溶性氧化剂由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠16％，氟化钾14％，质量浓度为37％的HCL 40.0％，余量为水。

本实施例配制了不同重量百分比的氟烷基季胺盐表面活性剂(0.02-0.16％)对表面活性剂的用量进行优化。通过解水锁剂室内实验评价

1.分析Young—Laplace方程Pc＝2σcosθ/r可知，降低气水界面张力、增加水相在岩石表面接触角，是降低毛管阻力的基本途径，也是性能良好解水锁剂的评价标准。其中，Pc为毛细管压力，σ为表面张力，θ为接触角，r是毛细管半径。

室内采用德国KRUSS公司K100型表界面张力仪评价了该体系室内温度下的表面张力，见表2。本评价实验中氟烷基季胺盐表面活性剂为全氟辛基磺酰基季胺碘化物。

表2解水锁剂表面张力(25℃)

结果表明，氟烷基季胺盐表面活性剂在解水锁剂中的用量为0.05～0.1％时，就能使解水锁剂的表面张力降至20mN/m以下，由此可知，解水锁剂具有较低的表面张力，具有较好地解除水锁的功能。

氟烷基季胺盐的优点：1、在极低应用浓度下便能显著降低水溶液的表面张力。该表面活性剂在50～100ppm时便可将水溶液表面张力降到16.0～16.4mN/m。2、高的热力学和化学稳定性，可用于高温、强酸、强碱、强氧化介质等体系；3、极好的相容性，可广泛用于各种pH值范围，并能与体系中其他组份很好地相容。

解水锁剂的基本性能见表3：

表3解水锁剂性能参数

实施例4：

本实施例提供了一种解水锁剂，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂11％，酸溶性氧化剂9％，缓蚀剂1.5％，余量为水。,

其中，缓蚀剂为1.0％含氮咪唑啉+0.5％HJF-94缓蚀剂；弱亲水剂由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚1.5％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.08％，体积分数为95％的乙醇78％，余量为水；酸溶性氧化剂，由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠17％，氟化钾15％，质量浓度为37％的HCL 43.0％，余量为水。

实施例5：

本实施例提供了一种解水锁剂，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂10％，酸溶性氧化剂8％，缓蚀剂1.0％，余量为水。

其中，缓蚀剂为含氮咪唑啉；弱亲水剂由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚1.0％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.05％，体积分数为95％的乙醇78％，余量为水；酸溶性氧化剂，由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠16％，氟化钾14％，质量浓度为37％的HCL40.0％，余量为水。

制备过程：常温常压下按配方量边搅拌边依次加入将乙二醇甲醚、氟烷基季胺盐表面活性剂、95％的乙醇，充分搅拌2个小时后完全溶解而制成弱亲水剂；常温常压下按配方量边搅拌边依次加入硝酸钠、氟化钾，HCL，充分搅拌4个小时后完全溶解而制成酸溶性氧化剂。现场施工前，将弱亲水剂、酸溶性氧化剂分按配比配制好后再依次加入缓蚀剂HJF-94，耐高温硝酸缓蚀剂含氮咪唑啉，充分循环后即得解水锁剂溶液。

实施例6：

本实施例提供了一种解水锁剂，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂12％，酸溶性氧化剂10％，缓蚀剂0.5％，余量为水。

其中，缓蚀剂为HJF-94缓蚀剂；弱亲水剂由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚2.0％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.1％，体积分数为95％的乙醇80％，余量为水；酸溶性氧化剂由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠18％，氟化钾16％，质量浓度为37％的HCL45.0％，余量为水。

制备过程参照实施例5。

实施例7：

本实施例提供了一种解水锁剂，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂11％，酸溶性氧化剂9％，缓蚀剂1.5％，余量为水。

其中，缓蚀剂为1.0％含氮咪唑啉+0.5％HJF-94缓蚀剂；弱亲水剂由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚1.0％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.05％，体积分数为95％的乙醇78％，余量为水；酸溶性氧化剂，由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠16％，氟化钾14％，质量浓度为37％的HCL 40.0％，余量为水。

制备过程参照实施例5。

实施例8：

其中，缓蚀剂为1.0％含氮咪唑啉+0.5％HJF-94缓蚀剂；弱亲水剂由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚2.0％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.1％，体积分数为95％的乙醇80％，余量为水；酸溶性氧化剂由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠18％，氟化钾16％，质量浓度为37％的HCL 45.0％，余量为水。

制备过程参照实施例5。

实施例9：

其中，缓蚀剂为含氮咪唑啉；弱亲水剂由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚1.5％，氟烷基季胺盐表面活性剂0.08％，体积分数为95％的乙醇78％，余量为水；酸溶性氧化剂，由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠17％，氟化钾15％，质量浓度为37％的HCL43.0％，余量为水。

制备过程参照实施例5。

气层岩心渗透率恢复率评价实验：

本发明解水锁剂能有效提高钻井液伤害岩心后的渗透率恢复率，为验证钻井液对气层的伤害程度，取现场钻井液样品，进行了6块气层岩心的伤害评价实验，伤害条件是：在模拟井底温度91℃和内压19.0MPa，围压22.0MPa条件下动态伤害6小时，然后改静态伤害18个小时。

现场钻井液伤害完后用实施例4-实施例9的解水锁剂分别对应1,块气层岩心，冲洗岩心6个小时，冲洗内压14.0MPa，围压17.0MPa，实验结果见表4。

表4解水锁剂对伤害岩心渗透率恢复率实验

从表4可以看出，6块岩心经过设计的试验参数条件伤害后，平均渗透率恢复率为28.14％(即平均伤害率为71.86％)，伤害达到严重程度。解水锁剂冲洗岩心后其平均渗透率恢复率均有明显提高，平均恢复率为91.27％(即平均伤害率为8.73％)，达到轻度伤害程度。

本发明将水锁伤害降到轻度伤害，进一步提高气产量会，从而为长庆油田增产稳产提供技术支撑。适合井底温度80～105℃。

以上各实施例中HJF-94缓蚀剂购自川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，耐高温硝酸缓蚀剂为含氮咪唑啉，型号YQ-1，购自威海云清化工开发院。

以上各实施例没有详细叙述的方法和结构属本行业的公知常识，这里不一一叙述。

以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种解水锁剂，其特征在于，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂10-12%，酸溶性氧化剂8-10%，缓蚀剂0.5-1.5%，余量为水，所述弱亲水剂由以下重量百分比的物质组成，乙二醇甲醚1.0-2.0%，氟烷基季铵盐表面活性剂0.05-0.1%，体积分数为95%的乙醇78-80%，余量为水；所述酸溶性氧化剂由以下重量百分比的物质组成，硝酸钠16-18%，氟化钾14-16%，质量浓度为37%的HCl40.0-45.0%，余量为水。

2.根据权利要求1所述的一种解水锁剂，其特征在于：所述氟烷基季铵盐表面活性剂为全氟辛基磺酰基季铵碘化物或全氟辛基磺酰基季铵氯化物中的一种。

3.根据权利要求1所述的一种解水锁剂，其特征在于：所述缓蚀剂为曼希尼碱类缓蚀剂或耐高温硝酸缓蚀剂中的一种或两种；所述耐高温硝酸缓蚀剂为含氮咪唑啉。

4.根据权利要求1所述的一种解水锁剂，其特征在于：所述弱亲水剂11%，酸溶性氧化剂9%，缓蚀剂1.5%。

5.根据权利要求1所述的一种解水锁剂，其特征在于：所述乙二醇甲醚1.5%，氟烷基季铵盐表面活性剂0.08%，体积分数为95%的乙醇78%。

6.根据权利要求1所述的一种解水锁剂，其特征在于：所述硝酸钠17%，氟化钾15%，质量浓度为37%的HCl 43.0%。

7.根据权利要求1所述的一种解水锁剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1）称取配方量的弱亲水剂、酸溶性氧化剂、缓蚀剂，或配制配方量的弱亲水剂、酸溶性氧化剂，并将配制的弱亲水剂、酸溶性氧化剂分别装罐；

步骤2）现场施工时在配制罐中加入配方量的水，常温下将配置好的弱亲水剂和酸溶性氧化剂边搅拌边加入水中，最后加入缓蚀剂搅拌均匀即得解水锁剂。