CN111534290A - 一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法，由如下组分及其重量百分含量组成：双疏型表面活性剂0.5％～2.5％、分散助溶剂18％～45％、渗透剂0.5％～5％、润湿反转剂1％～4％、抑泡剂0.1％～0.6％、防冻剂2％～12％、除氧剂0.5％～2.5％、防腐剂0.1％～0.5％，余量为水，其中双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂、非离子型氟碳表面活性剂中的一种或一种以上。本发明钻井液用解水锁剂与常用储保型钻井液配伍性优良，提高致密砂岩气储层渗透恢复率10％以上，可显著减轻钻井施工时引起的致密砂岩气储层“水锁”伤害，增加单井产量。
Description
技术领域
本发明属于油田化学钻井液处理剂技术领域，尤其涉及一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法，用于压力衰减致密砂岩气层，降低储层保护钻井液滤液表界面张力，解除其引起的水锁伤害。
背景技术
储层保护技术是一个贯穿油气田开发全过程的系统工程，其中各种钻完井工作液的作用和影响很大，它们成为保护油气层、减少储层伤害技术的重要组成。事实上，钻井液、完井液、压裂液等工作液是造成储层伤害的主要因素，但同时，各种工作液又是降低储层伤害，实现油气层保护技术的必要手段。钻井液对低渗致密砂岩储层的伤害主要来自于钻井液滤液，而滤液产生的主要伤害因素为水锁，同时也存在储层水敏性矿物组分吸水或水化膨胀及高分子量聚合物在孔隙内壁或孔喉的吸附滞留作用以及少量的纳微米级固相颗粒进入孔喉形成阻塞，导致后期投产后产量降低。传统的储层保护钻井液一般通过酸溶暂堵、不含土相、低失水等技术手段来实现一定的储层保护能力，然而低渗致密砂岩储层伤害的主要因素——“水锁”伤害还是未得到很好解决，并且随着各个气田的持续开发，储层地层压力显著降低，储层段钻井过程中压差增大，加剧了钻完井液滤液对储层的“水锁”伤害。以鄂尔多斯盆地长北气田为例：长北一期生产井从2006年持续量产后，导致长北气田山西组储层地层压力系数从0.9降至0.6～0.7，长北二期CBX-X井三开水平段钻井过程中钻井液对储层的压差由原来的5.58MPa增大至13.97MPa，滤液侵入量的增大加剧了钻井液对储层的水锁伤害。室内模拟测试了不同压差条件下长北气田山西组储层伤害情况，在相同储层保护钻井液条件下增加压差后储层岩芯平均伤害率从原来的15.6％增加至47.8％。因此研发应用钻井液用解水锁剂，降低钻井液体系滤液表面张力，提高渗入储层中液相返排能力，降低储层水锁伤害是目前低渗砂岩油气田高效开发当务之急。
目前国内在洗井液、完井液、压裂液用解水锁剂研发和应用方面取得少量成果，低渗砂岩油气田储层钻井液、完井液中通用解水锁剂或配方暂无报道。专利申请CN201210460678.9公开了“一种低渗透油藏解水锁剂及其制备方法”该解水锁剂由1～15％乙二醇醚，15～45％双十二烷基二羧酸钠，15～30％乙二醇硅醚和30～60％水反应而成，是一种低渗透油藏解水锁剂。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、射孔液和压井液等入井工作液中。该解水锁剂仅能用于低渗透油藏开发井的完井工作液中，且无性能指标评价数据和应用数据。专利申请CN201410689918.1公开了“强气润湿性纳米二氧化硅解水锁剂、其制备方法及岩石表面润湿反转的方法”由0.1％～0.5％的改性纳米二氧化硅、0.5％～1％的乳化剂OP-10、0.5％～1％的十二烷基硫酸钠、25％～50％的乙醇，余量为水组成，该发明的改性纳米二氧化硅材料具有超疏水疏油性，可应用于将岩石表面从液湿性反转为强气湿性以降低流体在岩石表面流动的粘滞阻力，改善多孔介质中流体的流动状况，解除水锁损害，提高油气采收率。但是该发明改性的纳米二氧化硅是通过吸附作用在储层岩石表面形成一层气湿性吸附膜来实现，气湿性吸附膜必然引起油气储层孔隙喉道变窄，因此该发明不适用于低渗和超低渗砂岩油气储层。专利申请CN201510714022.9公开了“一种用于致密砂岩油藏的复合解堵剂”由前置液、主体液和后置液组成，其中前置液、后置液分别包含盐酸、氯化钾、乙二胺四乙酸、解水锁剂、缓蚀剂和乙二醇丁醚，主体液包含氟硅酸、盐酸、氯化钾、乙二胺四乙酸、解水锁剂、缓蚀剂和乙二醇丁醚。该发明针对致密砂岩油藏开发过程中可能发生的污染堵塞，分前、中、后三个阶段依次将复合解堵剂中对应的处理液注入储层，可达到解除储层堵塞，增大储层有效渗透率，提高解堵效果，恢复单井产量的目的。该解堵工作液有良好的解堵效果，但是仅能在完井后进行补救性解堵施工，不能在钻井液中添加，同时体系为酸性环保性能不明确，并且要求施工作业时使用耐酸泵等非常规设备。专利申请CN201610615258.1公开了“一种解水锁剂及制备方法”由弱亲水剂10～12％，酸溶性氧化剂8～10％，缓蚀剂0.5～1.5％，余量为水。该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。该解水锁剂有良好的解堵效果，但是同样仅能在完井后进行补救性解堵施工，不能在钻井液中添加，同时体系为酸性环保性能不明确，并且要求施工作业时使用耐酸泵等非常规设备。专利申请CN201710347555.7公开了“一种解水锁剂及其制备方法”由经脂肽生物表面活性剂改性而获得的第一改性纳米二氧化硅、经氟碳表面活性剂改性而获得的第二改性纳米二氧化硅、以及乙二醇和水组成。该解水锁剂有具有制备方便、表面活性强、耐高温、耐高盐、岩石吸附性强、成本低等优势。但是同样该解水锁剂实际为一种洗井液，仅能在完井后进行补救性解水锁施工，不能在钻井液中添加，同时体系泵注入井后需闷井72小时以上，施工步骤较繁琐费时。专利申请CN201910145768.0公开了“一种致密储层水锁解除方法”采用氮气和解水锁剂为原料，制备得到多相气雾，将多相气雾采用高压注气方式注入水锁储层后，焖井2～3天。焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。该发明的水锁解除方法操作简单、效果高效、工艺应用要求低，可应用与现场大规模操作。但是该解水锁方法实际为一种多相解水锁洗井工作流体，仅能在完井后进行补救性解水锁施工，同时体系泵注入井后需闷井2～3天，施工步骤较繁琐费时。从国内文献调研结果看出低渗砂岩油气藏储层水锁伤害问题仍未得到彻底解决，钻井液、完井液通用解水锁剂产品还是空白，是国内石油工程领域亟需解决的技术问题。
发明内容
本发明的目的在于克服上述现有技术的不足，提供一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法，克服了现有技术中1：现有解水锁剂仅能用于低渗透油藏开发井的完井工作液中，且无性能指标评价数据和应用数据；2：现有改性的纳米二氧化硅是通过吸附作用在储层岩石表面形成一层气湿性吸附膜来实现，气湿性吸附膜必然引起油气储层孔隙喉道变窄，因此该发明不适用于低渗和超低渗砂岩油气储层；3：现有解水锁剂仅能在完井后进行补救性解堵施工，不能在钻井液中添加，同时体系为酸性环保性能不明确，并且要求施工作业时使用耐酸泵等非常规设备；4：同时现有解水锁剂体系泵注入井后需闷井2～3天，施工步骤较繁琐费时等问题。
为了解决技术问题，本发明的技术方案是：一种储层保护钻井液用解水锁剂，由如下组分及其重量百分含量组成：双疏型表面活性剂0.5％～2.5％、分散助溶剂18％～45％、渗透剂0.5％～5％、润湿反转剂1％～4％、抑泡剂0.1％～0.6％、防冻剂2％～12％、除氧剂0.5％～2.5％、防腐剂0.1％～0.5％，余量为水，其中双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂、非离子型氟碳表面活性剂中的一种或一种以上。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂0.5％～1.5％、分散助溶剂20％～40％、渗透剂1％～3％、润湿反转剂1.5％～3％、抑泡剂0.1％～0.3％、防冻剂5％～10％、除氧剂0.5％～1.5％、防腐剂0.1％～0.3％，余量为水。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂1％、分散助溶剂30％、渗透剂2％、润湿反转剂2％、抑泡剂0.2％、防冻剂8％、除氧剂1％、防腐剂0.2％、水55.6％。
优选的，所述双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂和非离子型氟碳表面活性剂的混合物，其重量比为1：2～3：1。
优选的，所述分散助溶剂为95％乙醇；所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚、仲辛醇聚氧乙烯醚中的一种或一种以上；所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基硫酸钠中的一种或一种以上；所述抑泡剂为聚硅氧烷、聚醚酯中的一种或一种以上；所述防冻剂为1，2丙二醇、甘油中的一种或一种以上；所述除氧剂为亚硫酸钠；所述防腐剂为均三嗪、戊二醛中的一种或一种以上。
优选的，所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚和仲辛醇聚氧乙烯醚的混合物，其重量比为1:2～3:1。
优选的，所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基硫酸钠的混合物，其重量比为3:1～1:1。
优选的，所述抑泡剂为聚硅氧烷和聚醚酯的混合物，其重量比为1:1～1:3；所述防冻剂为1，2丙二醇和甘油的混合物，其重量比为2:1～1:2；所述防腐剂为均三嗪和戊二醛的混合物，其重量比为1:1～1:3。
优选的，一种如上任一项所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂的制备方法，包括如下步骤：
步骤1)在反应釜或搅拌罐中，将重量百分含量0.5％～2.5％的双疏型表面活性剂加入到18％～45％的分散助溶剂中，搅拌30～40分钟；
步骤2)待步骤1)双疏型表面活性剂完全溶解后依次加入0.5％～5％的渗透剂、1％～4％的润湿反转剂、0.1％～0.6％的抑泡剂、2％～12％的防冻剂、0.5％～2.5％的除氧剂、0.1％～0.5％的防腐剂，最后补充余量自来水，在室温条件下搅拌3～40分钟，即得储层保护钻井液用解水锁剂。
优选的，一种如上任一项所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂的使用方法，将配置好的解水锁剂与钻井液混合，其中解水锁剂在钻井液中的添加量为1～3％。
相对于现有技术，本发明的优点在于：
(1)本发明解水锁剂由双疏型表面活性剂、分散助溶剂、渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂和水组成，配方中各原料成分环保无毒无害，复配出的钻井液用解水锁剂产品满足油气钻井施工现场环保要求，无毒无害，本发明钻井液用解水锁剂各成分协同作用，显著降低钻井引起的低渗致密砂岩气储层“水锁”伤害效应；
(2)本发明钻井液用解水锁剂适应性较好，可用于各类储层保护型水基钻井液和完井液，通过在钻井液中添加本发明解水锁剂产品，摒弃完井后再进行“解水锁”事后补救治理的技术路线，在钻井施工期间同过添加钻井液用解水锁剂从源头上提高钻井液“防水锁”性能，可降低钻井液滤液表面张力，部分改变近井壁储层和井壁表面润湿性质，降低储层毛细管压力和束缚水饱和度，提高渗入储层中的液相返排效率和储层渗透率，从而降低压力衰减低渗致密砂岩油气藏储层“水锁”伤害，从源头上解决问题；
(3)本发明钻井液用解水锁剂在常用储保型钻井液中配伍性好，不影响钻井液性能，无明显起泡和安全环保等问题，本发明钻井液用解水锁剂主要原材料来源广泛、生产工艺简便，现场操作使用便利，能够满足储层保护钻井液钻进施工过程中的“解水锁”技术要求，显著提高压力衰减致密砂岩气水平井单井产量，获得良好的经济效益和社会效益，值得推广应用。
具体实施方式
下面结合实施例描述本发明具体实施方式：
需要说明的是，本说明书所示意的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。
同时，本说明书中所引用的如“上”、“下”、“左”、“右”、“中间”及“一”等的用语，亦仅为便于叙述的明了，而非用以限定本发明可实施的范围，其相对关系的改变或调整，在无实质变更技术内容下，当亦视为本发明可实施的范畴。
实施例1
本发明公开了一种储层保护钻井液用解水锁剂，由如下组分及其重量百分含量组成：双疏型表面活性剂0.5％～2.5％、分散助溶剂18％～45％、渗透剂0.5％～5％、润湿反转剂1％～4％、抑泡剂0.1％～0.6％、防冻剂2％～12％、除氧剂0.5％～2.5％、防腐剂0.1％～0.5％，余量为水，其中双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂、非离子型氟碳表面活性剂中的一种或一种以上。
实施例2
本发明公开了一种储层保护钻井液用解水锁剂，由如下组分及其重量百分含量组成：双疏型表面活性剂0.5％～2.5％、分散助溶剂18％～45％、渗透剂0.5％～5％、润湿反转剂1％～4％、抑泡剂0.1％～0.6％、防冻剂2％～12％、除氧剂0.5％～2.5％、防腐剂0.1％～0.5％，余量为水，其中双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂、非离子型氟碳表面活性剂中的一种或一种以上。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂0.5％～1.5％、分散助溶剂20％～40％、渗透剂1％～3％、润湿反转剂1.5％～3％、抑泡剂0.1％～0.3％、防冻剂5％～10％、除氧剂0.5％～1.5％、防腐剂0.1％～0.3％，余量为水。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂1％、分散助溶剂30％、渗透剂2％、润湿反转剂2％、抑泡剂0.2％、防冻剂8％、除氧剂1％、防腐剂0.2％、水55.6％。
实施例3
本发明公开了一种储层保护钻井液用解水锁剂，由如下组分及其重量百分含量组成：双疏型表面活性剂0.5％～2.5％、分散助溶剂18％～45％、渗透剂0.5％～5％、润湿反转剂1％～4％、抑泡剂0.1％～0.6％、防冻剂2％～12％、除氧剂0.5％～2.5％、防腐剂0.1％～0.5％，余量为水，其中双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂、非离子型氟碳表面活性剂中的一种或一种以上。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂0.5％～1.5％、分散助溶剂20％～40％、渗透剂1％～3％、润湿反转剂1.5％～3％、抑泡剂0.1％～0.3％、防冻剂5％～10％、除氧剂0.5％～1.5％、防腐剂0.1％～0.3％，余量为水。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂1％、分散助溶剂30％、渗透剂2％、润湿反转剂2％、抑泡剂0.2％、防冻剂8％、除氧剂1％、防腐剂0.2％、水55.6％。
优选的，所述双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂和非离子型氟碳表面活性剂的混合物，其重量比为1：2～3：1。
优选的，所述分散助溶剂为95％乙醇；所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚、仲辛醇聚氧乙烯醚中的一种或一种以上；所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基硫酸钠中的一种或一种以上；所述抑泡剂为聚硅氧烷、聚醚酯中的一种或一种以上；所述防冻剂为1，2丙二醇、甘油中的一种或一种以上；所述除氧剂为亚硫酸钠；所述防腐剂为均三嗪、戊二醛中的一种或一种以上。
优选的，所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚和仲辛醇聚氧乙烯醚的混合物，其重量比为1:2～3:1。
优选的，所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基硫酸钠的混合物，其重量比为3:1～1:1。
优选的，所述抑泡剂为聚硅氧烷和聚醚酯的混合物，其重量比为1:1～1:3；所述防冻剂为1，2丙二醇和甘油的混合物，其重量比为2:1～1:2；所述防腐剂为均三嗪和戊二醛的混合物，其重量比为1:1～1:3。
实施例4
本发明公开了一种储层保护钻井液用解水锁剂，由如下组分及其重量百分含量组成：双疏型表面活性剂0.5％～2.5％、分散助溶剂18％～45％、渗透剂0.5％～5％、润湿反转剂1％～4％、抑泡剂0.1％～0.6％、防冻剂2％～12％、除氧剂0.5％～2.5％、防腐剂0.1％～0.5％，余量为水，其中双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂、非离子型氟碳表面活性剂中的一种或一种以上。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂0.5％～1.5％、分散助溶剂20％～40％、渗透剂1％～3％、润湿反转剂1.5％～3％、抑泡剂0.1％～0.3％、防冻剂5％～10％、除氧剂0.5％～1.5％、防腐剂0.1％～0.3％，余量为水。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂1％、分散助溶剂30％、渗透剂2％、润湿反转剂2％、抑泡剂0.2％、防冻剂8％、除氧剂1％、防腐剂0.2％、水55.6％。
优选的，所述双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂和非离子型氟碳表面活性剂的混合物，其重量比为1：2～3：1。
优选的，所述分散助溶剂为95％乙醇；所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚、仲辛醇聚氧乙烯醚中的一种或一种以上；所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基硫酸钠中的一种或一种以上；所述抑泡剂为聚硅氧烷、聚醚酯中的一种或一种以上；所述防冻剂为1，2丙二醇、甘油中的一种或一种以上；所述除氧剂为亚硫酸钠；所述防腐剂为均三嗪、戊二醛中的一种或一种以上。
优选的，所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚和仲辛醇聚氧乙烯醚的混合物，其重量比为1:2～3:1。
优选的，所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基硫酸钠的混合物，其重量比为3:1～1:1。
优选的，所述抑泡剂为聚硅氧烷和聚醚酯的混合物，其重量比为1:1～1:3；所述防冻剂为1，2丙二醇和甘油的混合物，其重量比为2:1～1:2；所述防腐剂为均三嗪和戊二醛的混合物，其重量比为1:1～1:3。
优选的，一种如上任一项所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂的制备方法，包括如下步骤：
步骤1)在反应釜或搅拌罐中，将重量百分含量0.5％～2.5％的双疏型表面活性剂加入到18％～45％的分散助溶剂中，搅拌30～40分钟；
步骤2)待步骤1)双疏型表面活性剂完全溶解后依次加入0.5％～5％的渗透剂、1％～4％的润湿反转剂、0.1％～0.6％的抑泡剂、2％～12％的防冻剂、0.5％～2.5％的除氧剂、0.1％～0.5％的防腐剂，最后补充余量自来水，在室温条件下搅拌3～40分钟，即得储层保护钻井液用解水锁剂。
实施例5
本发明公开了一种储层保护钻井液用解水锁剂，由如下组分及其重量百分含量组成：双疏型表面活性剂0.5％～2.5％、分散助溶剂18％～45％、渗透剂0.5％～5％、润湿反转剂1％～4％、抑泡剂0.1％～0.6％、防冻剂2％～12％、除氧剂0.5％～2.5％、防腐剂0.1％～0.5％，余量为水，其中双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂、非离子型氟碳表面活性剂中的一种或一种以上。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂0.5％～1.5％、分散助溶剂20％～40％、渗透剂1％～3％、润湿反转剂1.5％～3％、抑泡剂0.1％～0.3％、防冻剂5％～10％、除氧剂0.5％～1.5％、防腐剂0.1％～0.3％，余量为水。
优选的，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂1％、分散助溶剂30％、渗透剂2％、润湿反转剂2％、抑泡剂0.2％、防冻剂8％、除氧剂1％、防腐剂0.2％、水55.6％。
优选的，所述双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂和非离子型氟碳表面活性剂的混合物，其重量比为1：2～3：1。
优选的，所述分散助溶剂为95％乙醇；所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚、仲辛醇聚氧乙烯醚中的一种或一种以上；所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基硫酸钠中的一种或一种以上；所述抑泡剂为聚硅氧烷、聚醚酯中的一种或一种以上；所述防冻剂为1，2丙二醇、甘油中的一种或一种以上；所述除氧剂为亚硫酸钠；所述防腐剂为均三嗪、戊二醛中的一种或一种以上。
优选的，所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚和仲辛醇聚氧乙烯醚的混合物，其重量比为1:2～3:1。
优选的，所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基硫酸钠的混合物，其重量比为3:1～1:1。
优选的，所述抑泡剂为聚硅氧烷和聚醚酯的混合物，其重量比为1:1～1:3；所述防冻剂为1，2丙二醇和甘油的混合物，其重量比为2:1～1:2；所述防腐剂为均三嗪和戊二醛的混合物，其重量比为1:1～1:3。
优选的，一种如上任一项所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂的制备方法，包括如下步骤：
步骤1)在反应釜或搅拌罐中，将重量百分含量0.5％～2.5％的双疏型表面活性剂加入到18％～45％的分散助溶剂中，搅拌30～40分钟；
步骤2)待步骤1)双疏型表面活性剂完全溶解后依次加入0.5％～5％的渗透剂、1％～4％的润湿反转剂、0.1％～0.6％的抑泡剂、2％～12％的防冻剂、0.5％～2.5％的除氧剂、0.1％～0.5％的防腐剂，最后补充余量自来水，在室温条件下搅拌3～40分钟，即得储层保护钻井液用解水锁剂。
优选的，一种如上任一项所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂的使用方法，将配置好的解水锁剂与钻井液混合，其中解水锁剂在钻井液中的添加量为1～3％。
实施例6
称取阳离子型氟碳表面活性剂5公斤、95％乙醇200公斤、烷基酚聚氧乙烯醚10公斤、十二烷基硫酸钠10公斤、聚醚酯2公斤、甘油50公斤、亚硫酸钠10公斤、均三嗪1.5公斤、自来水711.5公斤；在反应釜或搅拌罐中，将阳离子型氟碳表面活性剂加入到95％乙醇中，搅拌30～40分钟，按照渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂的顺序依次将各原材料加入反应釜或搅拌罐中，在室温条件下搅拌30～40min，制备完成，即得该钻井液用解水锁剂。
实施例7
称取非离子型氟碳表面活性剂5公斤、95％乙醇200公斤、仲辛醇聚氧乙烯醚10公斤、十六烷基三甲基溴化铵10公斤、聚硅氧烷1公斤、1，2丙二醇50公斤、亚硫酸钠10公斤、戊二醛2公斤、自来水712公斤；在反应釜或搅拌罐中，将阳离子型氟碳表面活性剂加入到95％乙醇中，搅拌30～40分钟，按照渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂的顺序依次将各原材料加入反应釜或搅拌罐中，在室温条件下搅拌30～40min，制备完成，即得该钻井液用解水锁剂。
实施例8
称取阳离子型氟碳表面活性剂10公斤、95％乙醇250公斤、烷基酚聚氧乙烯醚10公斤、十六烷基三甲基溴化铵15公斤、聚醚酯3公斤、1，2丙二醇50公斤、亚硫酸钠10公斤、戊二醛2公斤、自来水650公斤；在反应釜或搅拌罐中，将阳离子型氟碳表面活性剂加入到95％乙醇中，搅拌30～40分钟，按照渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂的顺序依次将各原材料加入反应釜或搅拌罐中，在室温条件下搅拌30～40min，制备完成，即得该钻井液用解水锁剂。
实施例9
称取阳离子型氟碳表面活性剂10公斤、95％乙醇300公斤、非离子型氟碳表面活性剂5公斤、烷基酚聚氧乙烯醚10公斤、十六烷基三甲基溴化铵15公斤、聚硅氧烷3公斤、1，2丙二醇50公斤、亚硫酸钠10公斤、戊二醛2公斤、自来水595公斤；在反应釜或搅拌罐中，将阳离子型氟碳表面活性剂加入到95％乙醇中，搅拌30～40分钟，按照渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂的顺序依次将各原材料加入反应釜或搅拌罐中，在室温条件下搅拌30～40min，制备完成，即得该钻井液用解水锁剂。
实施例10
称取阳离子型氟碳表面活性剂5公斤、非离子型氟碳表面活性剂5公斤、95％乙醇300公斤、烷基酚聚氧乙烯醚20公斤、十六烷基三甲基溴化铵20公斤、聚硅氧烷2公斤、1，2丙二醇80公斤、亚硫酸钠10公斤、戊二醛2公斤、自来水556公斤；在反应釜或搅拌罐中，将阳离子型氟碳表面活性剂加入到95％乙醇中，搅拌30～40分钟，按照渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂的顺序依次将各原材料加入反应釜或搅拌罐中，在室温条件下搅拌30～40min，制备完成，即得该钻井液用解水锁剂。
实施例11
称取阳离子型氟碳表面活性剂5公斤、95％乙醇180公斤、烷基酚聚氧乙烯醚5公斤、十六烷基三甲基溴化铵10公斤、聚硅氧烷1公斤、1，2丙二醇20公斤、亚硫酸钠5公斤、戊二醛1公斤、自来水773公斤；在反应釜或搅拌罐中，将阳离子型氟碳表面活性剂加入到95％乙醇中，搅拌30～40分钟，按照渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂的顺序依次将各原材料加入反应釜或搅拌罐中，在室温条件下搅拌30～40min，制备完成，即得该钻井液用解水锁剂。
实施例12
称取阳离子型氟碳表面活性剂8公斤、非离子型氟碳表面活性剂17公斤、95％乙醇450公斤、烷基酚聚氧乙烯醚37.5公斤、仲辛醇聚氧乙烯醚12.5公斤、十六烷基三甲基溴化铵30公斤、十二烷基硫酸钠10公斤、聚硅氧烷3公斤、聚醚酯3公斤、1，2丙二醇40公斤、甘油80公斤、亚硫酸钠25公斤、均三嗪2.5公斤、戊二醛2.5公斤、自来水279公斤；在反应釜或搅拌罐中，将阳离子型氟碳表面活性剂加入到95％乙醇中，搅拌30～40分钟，按照渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂的顺序依次将各原材料加入反应釜或搅拌罐中，在室温条件下搅拌30～40min，制备完成，即得该钻井液用解水锁剂。
实施例13
称取阳离子型氟碳表面活性剂11.25公斤，非离子型氟碳表面活性剂3.75公斤、95％乙醇400公斤、烷基酚聚氧乙烯醚10公斤、仲辛醇聚氧乙烯醚20公斤、十六烷基三甲基溴化铵15公斤、十二烷基硫酸钠15公斤、聚硅氧烷0.75公斤、聚醚酯2.25公斤、1，2丙二醇66公斤、甘油34公斤、亚硫酸钠15公斤、均三嗪0.75公斤、戊二醛2.25公斤、自来水404公斤；在反应釜或搅拌罐中，将阳离子型氟碳表面活性剂加入到95％乙醇中，搅拌30～40分钟，按照渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂的顺序依次将各原材料加入反应釜或搅拌罐中，在室温条件下搅拌30～40min，制备完成，即得该钻井液用解水锁剂。
对比例1
现有解水锁剂，专利申请CN201210460678.9公开了“一种低渗透油藏解水锁剂及其制备方法”该解水锁剂由1～15％乙二醇醚，15～45％双十二烷基二羧酸钠，15～30％乙二醇硅醚和30～60％水反应而成，是一种低渗透油藏解水锁剂。
对比例2
现有解水锁剂，专利申请CN201510714022.9公开了“一种用于致密砂岩油藏的复合解堵剂”由前置液、主体液和后置液组成，其中前置液、后置液分别包含盐酸、氯化钾、乙二胺四乙酸、解水锁剂、缓蚀剂和乙二醇丁醚，主体液包含氟硅酸、盐酸、氯化钾、乙二胺四乙酸、解水锁剂、缓蚀剂和乙二醇丁醚。
对比例3
现有解水锁剂，专利申请CN201910145768.0公开了“一种致密储层水锁解除方法”采用氮气和解水锁剂为原料，制备得到多相气雾，将多相气雾采用高压注气方式注入水锁储层后，焖井2～3天。
对上述实施例产品进行性能测试。
测试1：实施例6～13钻井液用解水锁剂产品表面张力性能测试，测试条件：样品用自来水稀释至1％含量；室温测试；测试仪器：K100表面张力仪，测试结果见下表1：
表1实施例6～13钻井液用解水锁剂表面张力性能测试结果
由表1结果可见，本发明各实施例产品均可显著降低液相表面张力，实施例10产品在1％加量条件下，表面张力仅为15.102mN/m，效果优异，对比例1～3的表面张力较大。
测试2：实施例10钻井液用解水锁剂产品对低渗砂岩岩心含水饱和度与气体渗透率影响性能测试，为了考察钻井液用解水锁剂产品对长北气田低渗砂岩储层岩心含水饱和度和气体渗透率的影响，开展解水锁剂溶液自吸和标准盐水溶液自吸对比评价测试实验。测试条件：解水锁剂样品用自来水稀释至1％；室温测试；测试仪器：法国VINCI公司CFS700型多功能岩心驱替仪，实验测试结果见表2：
表2实施例10钻井液用解水锁剂产品对岩心渗透率与含水饱和度影响评价结果
从表2测试结果可看出：岩心通过抽空饱和与标准盐水自吸的岩心束缚水饱和度相当；随着测试时间延长，岩心的含水饱和度逐渐降低，气体渗透率逐渐增大；当驱替到一定程度后，即达到束缚水饱和度时，含水饱和度不再发生变化，气测渗透率稳定；标准盐水抽空饱和与标准盐水自吸的岩心束缚水饱和度分别为58.2％和57.6％，而岩心自吸1％钻井液用解水锁剂后，其束缚水饱和度降低至32.6％，岩心渗透率也提高40％以上，证明本发明钻井液用解水锁剂有利于提高低渗砂岩储层中的液相返排效率。
测试3：实施例6～10的钻井液用解水锁剂和对比例1与基浆(CQ-NDW储层保护钻井液)的配伍性能评价，CQ-NDW储层保护钻井液配方如下：水+0.1％烧碱+0.3％提黏提切剂XCD+2％降失水剂改性淀粉+0.5％降失水剂PAC-L+0.5％超细碳酸钙ASP-1250+1％石灰石粉+2％润滑剂，钻井液密度1.02g/cm3，钻井液老化条件90℃×12h热滚，评价了本发明实施例6～13的钻井液用解水锁剂产品和对比例1与CQ-NDW储层保护钻井液的配伍性能。测试条件：解水锁剂样品在钻井液中的加量为1％；起泡率测试方法：样品浆在11000±300rpm条件下高搅20分钟后，测试样品浆体积计算得出起泡率；测试温度：室温，测定基浆及实施例6～13实验浆的钻井液性能，结果见表3：
表3实施例6～10钻井液用解水锁剂和对比例1与钻井液的配伍性能测试结果
从表3测试结果可知，添加本发明钻井液用解水锁剂后钻井液失水和pH值无影响，实施例6～8样品浆塑性粘度和切力略有升高，起泡率略有升高，实施例9～10塑性粘度和切力与基浆接近，起泡率为零，证明钻井液用解水锁剂产品在1％加量条件下在CQ-NDW钻井液中配伍性能良好，但是对比例1对钻井液失水和静切力值影响较大，起泡率也很高，其中10”代表十秒钟静切力，其他均为钻井液流变性的指标。
测试4：实施例10钻井液用解水锁剂产品和对比例1提高CQ-NDW储层保护钻井液的储层保护性能评价，为了考察钻井液用解水锁剂产品对钻井液的储层保护性能影响，模拟长北气田双分支水平井压力衰减储层的温度、压力条件和钻完井工艺，开展长北气田山西组砂岩储层岩心对比评价测试实验，测试条件见表4和表5：
表4岩心气测渗透率测试实验参数
表5岩心伤害测试实验参数
测试仪器：法国VINCI公司CFS700型多功能岩心驱替仪，实验测试结果见表6：
表6实施例10钻井液用解水锁剂产品和对比例1储层保护性能评价结果
由表6可以看出：在钻井液添加本发明实施例10解水锁剂后可有效提高岩心渗透恢复率，降低储层伤害，在1％解水锁剂加量条件下，CQ-NDW钻井液平均渗透恢复率提高10％以上，甲酸钠完井液平均渗透恢复率提高16％以上，模拟测试结果揭示如果在钻井现场钻井液和完井液中添加1％本发明解水锁剂，预计可提高单井产量15％以上，但是在钻井液中添加对比例1没有提高岩心渗透恢复率，未降低储层伤害。
测试5：实施例6～13的钻井液用解水锁剂产品和CQ-NDW钻井液通过发光细菌法进行毒性分析评价实验(按照《SY/T 6788-2010水溶性油田化学剂环境保护技术评价方法》测试)，评价测试结果见下表7。
表7实施例6～13钻井液用解水锁剂和CQ-NDW钻井液环保性能评价结果
| 样品 | EC50，mg/l | 毒性分级 |
| 实施例6 | >10<sup>5</sup> | 无毒 |
| 实施例7 | >10<sup>5</sup> | 无毒 |
| 实施例8 | >10<sup>5</sup> | 无毒 |
| 实施例9 | >10<sup>5</sup> | 无毒 |
| 实施例10 | >10<sup>5</sup> | 无毒 |
| 实施例11 | >10<sup>5</sup> | 无毒 |
| 实施例12 | >10<sup>5</sup> | 无毒 |
| 实施例13 | >10<sup>5</sup> | 无毒 |
| CQ-NDW钻井液+1％实施例10 | >10<sup>5</sup> | 无毒 |
由表7数据可看出，本发明钻井液用解水锁剂产品和添加了解水锁剂的CQ-NDW钻井液EC50值均大于105mg/l，钻井液用解水锁剂无毒环保，对比例1有低毒的成分。
应用本发明方法制备的钻井液用解水锁剂可显著降低压力衰减致密砂岩气储层的“水锁”效应，提高单井产量。在室内进行了“解水锁”性能评价实验：钻井液用解水锁剂加量为1.0％时，可降低CQ-NDW钻井液滤液表面张力至15～20mN/m，降低率>70％；毛管自吸对比实验中钻井液用解水锁剂显著降低岩心的束缚水饱和度，降低率>20％，提高岩心渗透率，降低了岩心“水锁”伤害。模拟长北气田双分支天然气水平井储层段井下温度和压力条件下，使用CQ-NDW钻井液和甲酸钠完井液对山西组岩心进行伤害，评价了钻井液用解水锁剂的储层保护效果，在钻井液用解水锁剂1％加量条件下平均渗透恢复率提高10％以上。与国内类似产品相比具有“解水锁”效果更好，与钻井液配伍性良好，使用简便、环保性好的技术特点。该钻井液用解水锁剂已在壳牌长北II项目双分支天然气水平井应用2井次，中石化大牛地天然气水平井应用1井次，储层保护效果显著，其中长北气田CBX-X井实际产量达70×104m3/d，较甲方预计50×104m3/d提高40％，壳牌中国公司已决定在壳牌长北II项目后续井全面推广应用本发明的钻井液用解水锁剂。
本发明原理如下：
本发明提供了一种储层保护钻井液用解水锁剂配方，该解水锁剂是在分散助溶剂中引入双疏型表面活性剂、渗透剂、润湿反转剂、防冻剂、抑泡剂、防腐剂、除氧剂，分散助溶剂用以分散溶解全部成分；双疏型表面活性剂降低钻井液滤液表面张力，并随钻井液滤液进入储层，部分改变近井壁储层孔隙表面润湿性质；渗透剂用以辅助降低储层束缚水饱和度，进一步提高液相反排效率；润湿反转剂用以降低砂岩储层表面亲水性；抑泡剂用以抑制解水锁剂在钻井液体系中的起泡现象；防冻剂用以防止产品低温冻结；除氧剂、防腐剂用以除氧防腐败，提高产品稳定性和质保期限；各原料协同作用，形成钻井液用解水锁剂，可大幅降低钻井液对低渗砂岩油气藏储层造成的水锁伤害，同时满足现场施工技术和环保要求。
发明解水锁剂由双疏型表面活性剂、分散助溶剂、渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂和水组成，配方中各原料成分环保无毒无害，复配出的钻井液用解水锁剂产品满足油气钻井施工现场环保要求，无毒无害，本发明钻井液用解水锁剂各成分协同作用，显著降低钻井引起的低渗致密砂岩气储层“水锁”伤害效应。
本发明钻井液用解水锁剂适应性较好，可用于各类储层保护型水基钻井液和完井液，通过在钻井液中添加本发明解水锁剂产品，摒弃完井后再进行“解水锁”事后补救治理的技术路线，在钻井施工期间同过添加钻井液用解水锁剂从源头上提高钻井液“防水锁”性能，可降低钻井液滤液表面张力，部分改变近井壁储层和井壁表面润湿性质，降低储层毛细管压力和束缚水饱和度，提高渗入储层中的液相返排效率和储层渗透率，从而降低压力衰减低渗致密砂岩油气藏储层“水锁”伤害，从源头上解决问题。
本发明钻井液用解水锁剂在常用储保型钻井液中配伍性好，不影响钻井液性能，无明显起泡和安全环保等问题，本发明钻井液用解水锁剂主要原材料来源广泛、生产工艺简便，现场操作使用便利，能够满足储层保护钻井液钻进施工过程中的“解水锁”技术要求，显著提高压力衰减致密砂岩气水平井单井产量，获得良好的经济效益和社会效益，值得推广应用。
上面对本发明优选实施方式作了详细说明，但是本发明不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。
不脱离本发明的构思和范围可以做出许多其他改变和改型。应当理解，本发明不限于特定的实施方式，本发明的范围由所附权利要求限定。
Claims (10)
1.一种储层保护钻井液用解水锁剂，其特征在于：由如下组分及其重量百分含量组成：双疏型表面活性剂0.5％～2.5％、分散助溶剂18％～45％、渗透剂0.5％～5％、润湿反转剂1％～4％、抑泡剂0.1％～0.6％、防冻剂2％～12％、除氧剂0.5％～2.5％、防腐剂0.1％～0.5％，余量为水，其中双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂、非离子型氟碳表面活性剂中的一种或一种以上。
2.根据权利要求1所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂，其特征在于，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂0.5％～1.5％、分散助溶剂20％～40％、渗透剂1％～3％、润湿反转剂1.5％～3％、抑泡剂0.1％～0.3％、防冻剂5％～10％、除氧剂0.5％～1.5％、防腐剂0.1％～0.3％，余量为水。
3.根据权利要求2所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂，其特征在于，所述各组分的重量百分含量为：双疏型表面活性剂1％、分散助溶剂30％、渗透剂2％、润湿反转剂2％、抑泡剂0.2％、防冻剂8％、除氧剂1％、防腐剂0.2％、水55.6％。
4.根据权利要求1所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂，其特征在于，所述双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂和非离子型氟碳表面活性剂的混合物，其重量比为1：2～3：1。
5.根据权利要求1所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂，其特征在于，所述分散助溶剂为95％乙醇；所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚、仲辛醇聚氧乙烯醚中的一种或一种以上；所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基硫酸钠中的一种或一种以上；所述抑泡剂为聚硅氧烷、聚醚酯中的一种或一种以上；所述防冻剂为1，2丙二醇、甘油中的一种或一种以上；所述除氧剂为亚硫酸钠；所述防腐剂为均三嗪、戊二醛中的一种或一种以上。
6.根据权利要求5所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂，其特征在于，所述渗透剂为烷基酚聚氧乙烯醚和仲辛醇聚氧乙烯醚的混合物，其重量比为1:2～3:1。
7.根据权利要求5所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂，其特征在于：所述润湿反转剂为十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基硫酸钠的混合物，其重量比为3:1～1:1。
8.根据权利要求5所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂，其特征在于：所述抑泡剂为聚硅氧烷和聚醚酯的混合物，其重量比为1:1～1:3；所述防冻剂为1，2丙二醇和甘油的混合物，其重量比为2:1～1:2；所述防腐剂为均三嗪和戊二醛的混合物，其重量比为1:1～1:3。
9.一种如权利要求1～8任一项所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂的制备方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1)在反应釜或搅拌罐中，将重量百分含量0.5％～2.5％的双疏型表面活性剂加入到18％～45％的分散助溶剂中，搅拌30～40分钟；
步骤2)待步骤1)双疏型表面活性剂完全溶解后依次加入0.5％～5％的渗透剂、1％～4％的润湿反转剂、0.1％～0.6％的抑泡剂、2％～12％的防冻剂、0.5％～2.5％的除氧剂、0.1％～0.5％的防腐剂，最后补充余量自来水，在室温条件下搅拌3～40分钟，即得储层保护钻井液用解水锁剂。
10.一种如权利要求1～8任一项所述的一种储层保护钻井液用解水锁剂的使用方法，其特征在于：将配置好的解水锁剂与钻井液混合，其中解水锁剂在钻井液中的添加量为1～3％。
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| CN111534290B (zh) | 2022-10-18 |
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| GR01 | Patent grant | ||
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