CN117603672B - 一种用于低渗透气藏的解水锁剂及其制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种用于低渗透气藏的解水锁剂及其制备方法，具体涉及气藏开采技术领域。本发明中解水锁剂由溶剂和溶质组成，所述溶剂按照体积分数计，包括清水50‑80份、四氢呋喃10‑40份、甲醇10‑30份，所述溶质按照重量分数计，包括消泡剂1‑5份、氟碳表面活性剂1‑3份、渗透剂3‑6份。本发明利用消泡剂降低解水锁剂的起泡性能，配合氟碳表面活性剂共同改变岩石表面润湿性的同时，还利用渗透剂降低了解水锁剂在储层中的注入压力，有效解决了低渗透气藏的水锁问题，实现了对近井、中深部井储层的水锁解除，为保障低渗透气藏的开发生产提供了技术支持。
Description
技术领域
本发明涉及气藏开采技术领域，具体涉及一种用于低渗透气藏的解水锁剂及其制备方法。
背景技术
水锁效应是在油气开发过程中，当钻井液、完井液等外来流体侵入储集层后，造成近井壁处油气相渗透率降低的现象。由于低渗透气藏普遍具有低孔、低渗的特点，气相的流动通道窄，渗流阻力大，液、固界面及液、气界面的相互作用力大，导致低渗透气藏中水锁效应尤为突出。研究表明，低渗透气藏一旦发生水锁，渗透率损害率可以达到70%以上，气井产量会降至原来的1/3以下，严重的甚至能够导致关井停产。目前对于水锁问题以预防为主，例如在钻井液、完井液、压裂液中添加防水锁剂，使入井流体及其滤液进入储层后，能够更好的返排，实现储层保护的目的。这种防水锁剂一般是通过改变岩石表面润湿性、降低表面张力等降低毛管力的方式来实现的，在现场应用中也取得了不错的效果。
随着气藏的开发储层压力逐渐降低，地层水逐渐侵入气藏储层渗流通道，也会造成水锁问题，严重影响气藏开发生产。这种气藏开发生产伴生水形成的储层水锁与外来流体侵入造成的水锁的区别在于，外来流体侵入地层造成的水锁一般都是在近井周围，侵入深度不深，而地层水形成的水锁贯穿整个储层，近井与远井均存在水锁问题，对气藏开发生产影响更大。
对于已经形成水锁的储层，解水锁的方法可分为物理法和化学法。物理法包括超声波法、电磁波法、干燥气体物理干化等，这种解水锁的方法耗能高，解除深度较浅。化学法主要是基于防水剂的原理，通过改变润湿性与降低表面张力来实现，但是由于低渗储层致密，防水锁剂也难以注入到储层深部，解除水锁效率低，并且，化学法所使用的表面活性剂往往具有一定的起泡能力，由于表面活性剂的气泡产生气水贾敏效应堵塞渗流通道，室内实验时发现在污染液中加入适量表面活性剂进行驱替实验时水锁反而更加严重。
发明内容
为了解决上述现有技术的不足，本发明提出了一种用于低渗透气藏的解水锁剂及其制备方法，有效解决了低渗透气藏的水锁问题，有利于保护气藏储层，为保障气藏井的正常开发生产奠定了基础。
为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种用于低渗透气藏的解水锁剂，所述解水锁剂由溶剂和溶质组成；
所述溶剂按照体积分数计，包括清水50-80份、四氢呋喃10-40份、甲醇10-30份；
所述溶质按照重量分数计，包括消泡剂1-5份、氟碳表面活性剂1-3份、渗透剂3-6份；
所述消泡剂为有机硅类消泡剂、聚醚改性有机硅型消泡剂中的至少一种；
所述渗透剂为二异丁基萘磺酸钠、顺丁烯二酸二仲辛酯磺酸钠、脂肪醇聚氧烷基醚、磺化琥珀酸二辛酯钠盐中的至少一种。
优选地，所述溶剂按照体积分数计，包括清水60-70份、四氢呋喃20-30份、甲醇10-20份。
优选地，所述有机硅消泡剂为聚二甲基硅氧烷、氟硅氧烷、乙二醇硅氧烷中的至少一种；
所述聚醚改性有机硅型消泡剂为在硅氧烷分子中引入聚醚链段所制得的聚醚-硅氧烷共聚物。
优选地，所述氟碳表面活性剂为全氟己基聚醚表面活性剂、全氟壬烯氧基苯磺酸钠中的至少一种。
上述一种用于低渗透气藏的解水锁剂的制备方法，包括以下步骤：
步骤1，按照体积分数比，分别加入清水、四氢呋喃和甲醇，搅拌均匀后制得溶剂；
步骤2，按照质量比称量消泡剂、氟碳表面活性剂和渗透剂后，在步骤1制得的溶剂中先加入消泡剂，搅拌均匀后，再加入氟碳表面活性剂和渗透剂，搅拌均匀后制得用于低渗透气藏的解水锁剂。
上述一种用于低渗透气藏的解水锁剂在储层中的应用，利用清水或地层水稀释解水锁剂后直接注入至储层中，用于防止储层发生水锁。
优选地，所述解水锁剂与清水或地层水之间的体积比为0.5-2.0：98-99.5。
本发明所带来的有益技术效果：
本发明提出了一种用于低渗透气藏的解水锁剂及其制备方法，其采用有机硅类消泡剂、氟碳表面活性剂和渗透剂配制解水锁剂的溶质，配合采用清水、四氢呋喃、甲醇配制解水锁剂的溶剂，实现了对低渗透气藏的水锁解除，为保障气藏储层的开发生产提供了技术支持。
本发明提出的解水锁剂利用有机硅消泡剂降低解水锁剂的起泡性能，避免了气藏开发生产时在储层中产生贾敏效应的伤害，同时，有机硅消泡剂还在一定程度上改变了岩石表面的润湿性，使得岩石表面由强亲水性润湿变为弱亲水性润湿，从而降低了水锁时岩石孔隙内的毛管力。
本发明提出解水锁剂利用氟碳表面活性剂优异的润湿调控能力，通过将岩石表面的润湿性由强亲水性润湿变为接近中性润湿，降低了低渗透气藏内部水锁时的毛管力，另外氟碳表面活性剂还具有低表面张力特性，有利于促进液相流动返排。
本发明提出解水锁剂中还含有渗透剂，利用渗透剂降低解水锁剂在低渗透储层中的注入压力，有利于将解水锁剂注入至地层深部，实现对近井、中深部井处储层的水锁解除。
具体实施方式
下面实施例与对比例对本发明作进一步详细描述。
实施例1
本实施例公开了一种用于低渗透气藏的解水锁剂，所述解水锁剂由溶剂和溶质组成；
所述溶剂按照体积分数计，包括清水60份、四氢呋喃25份、甲醇15份；
所述溶质按照重量分数计，包括聚醚改性有机硅型消泡剂5份、全氟己基聚醚表面活性剂3份、顺丁烯二酸二仲辛酯磺酸钠4份。
本实施例中所述解水锁剂的制备过程具体包括：
步骤1，按照体积分数比，分别加入清水、四氢呋喃和甲醇，搅拌均匀后制得溶剂。
步骤2，按照质量比称量聚醚改性有机硅型消泡剂、全氟己基聚醚表面活性剂和顺丁烯二酸二仲辛酯磺酸钠后，在步骤1制得的溶剂中先加入聚醚改性有机硅型消泡剂，搅拌均匀后，再加入全氟己基聚醚表面活性剂和顺丁烯二酸二仲辛酯磺酸钠，搅拌均匀后制得用于低渗透气藏的解水锁剂。
实施例2
本实施例将实施例1中制备的解水锁剂应用于储层中，将实施例1中制备的解水锁剂与清水按照1:99的体积比混合均匀后，制得解水锁剂溶液。
实施例3
为了测试解水锁剂降低表面张力以及改变润湿性的效果，对实施例2中制得的解水锁剂溶液降低表面张力的效果以及改变润湿性的效果进行测试。
利用全自动表面张力仪分别测定清水与实施例2解水锁剂溶液的表面张力，如表1所示。
将致密砂岩切片打磨平整后，一片放入清水浸泡24h后取出，另一片放入解水锁剂溶液中浸泡24h后取出，将两片致密砂岩切片均置于60℃的烘箱中干燥6h，然后用润湿角测定仪测试水相在岩石片表面的润湿性，实验结果见表1。
表1 表面张力和润湿性测试结果
。
实验结果表明，解水锁剂溶液的表面张力降低效果优异，且对于润湿性的改变效果明显。从毛管力角度分析，能够降低91.1%的毛管力。
实施例4
根据《石油天然气行业规定》（SY/T 5336-2006）中关于岩心分析方法的规定，钻取一块致密砂岩岩心并气测其渗透率，然后采用实施例2制得的解水锁剂溶液进行解水锁岩心流动实验。
解水锁岩心流动实验的具体过程为：
步骤1，安装岩心；
将准备好的致密砂岩岩心装入岩心夹持器的胶皮套内，使岩心位于岩心夹持器底端，在另一端装入堵头后，拧上堵头固定器压紧岩心。
步骤2，施加围压；
利用岩心夹持器在室温条件下向致密砂岩岩心施加4.5MPa的围压。
步骤3，气测岩心渗透率；
利用氮气正向驱替，待致密砂岩岩心中的氮气流达到稳定压力和稳定流量后，测
定致密砂岩岩心对氮气的渗透率。
步骤4，模拟水锁伤害；
将注入流体调整为清水，保持清水的注入压力为3.5MPa，反向恒压注入时间为120min，将清水注入至致密砂岩岩心中。
步骤5，测定水锁伤害后渗透率；
采用与步骤3相同的方法，先利用氮气正向驱替2h至致密砂岩岩心中的氮气流达
到稳定压力和稳定流量后，测定水锁伤害后致密砂岩岩心的渗透率。
步骤6，解除水锁伤害；
将注入流体由清水调整为实施例2中制得的解水锁剂溶液，重复步骤4。
步骤7，测定解除水锁后致密砂岩岩心的渗透率；
重复步骤5，先利用氮气正向驱替2h至致密砂岩岩心中的氮气流达到稳定压力和
稳定流量后，测定解除水锁伤害后致密砂岩岩心的渗透率。计算水锁伤害后致密砂岩岩
心渗透率的恢复率和解除水锁后致密砂岩岩心渗透率的恢复率，如表2所示。
所述水锁伤害后致密砂岩岩心渗透率的恢复率计算公式为：
（1）
式中，为锁伤害后致密砂岩岩心渗透率的恢复率，为水锁伤害前致密砂岩岩
心的渗透率，单位为10-3μm2；为水锁伤害后致密砂岩岩心的渗透率，单位为10-3μm2。
所述解除水锁后致密砂岩岩心渗透率的恢复率计算公式为：
（2）
式中，为解除水锁后致密砂岩岩心渗透率的恢复率，为解除水锁后致密砂岩
岩心渗透率，单位为10-3μm2。
解水锁岩心流动实验的测量结果如表2所示。
表2 解水锁岩心流动实验测量结果
。
从表2的实验结果可以看出，水锁对岩心渗透率造成的伤害很大（伤害率为82.8%），渗透率恢复率仅18.2%；经过解水锁剂处理后，致密砂岩岩心渗透率恢复率大大提高，渗透率恢复率达到74.7%，表明了本发明中所公开的解水锁解除了致密岩心中的水锁问题。
实施例5
基于可视化微观玻璃刻蚀模型观察解水锁剂的解水锁效果，所述可视化微观玻璃刻蚀模型通过连接管与微量泵相连接，可视化微观玻璃刻蚀模型上方设置有摄像装置。
观察解水锁剂的解水锁效果，先利用微量泵将地层水注入可视化微观玻璃刻蚀模型内，使其充满玻璃刻蚀模型的孔隙空间，然后持续注入氮气顶替地层水，模拟开发生产过程，观察发现地层水饱和孔隙空间有部分水相难以被氮气顶替出来，这就是发生在储层孔喉的水锁伤害。然后将实施例2中制备的解水锁剂溶液注入至可视化微观玻璃刻蚀模型中，然后再继续采用氮气顶替，模拟解水锁后的开发生产过程，此时可以观察到原来形成的水锁被解除。
对比例1
本对比例按照与实施例1相同的方法制备解水锁剂，不同之处在于，按照重量分数计，所述解水锁剂中全氟己基聚醚表面活性剂为3份、清水为97份。
对比例2
本对比例将对比例1中制备的解水锁剂应用于储层中，将对比例1中制备的解水锁剂与清水按照1:99的体积比混合均匀后，制得解水锁剂溶液。
对比例3
为了测试解水锁剂降低表面张力以及改变润湿性的效果，对对比例2中制得的解水锁剂溶液降低表面张力的效果以及改变润湿性的效果进行测试。
利用全自动表面张力仪分别测定清水与对比例2解水锁剂溶液的表面张力，如表3所示。
表3 表面张力和润湿性测试结果
。
采用实施例1中致密砂岩制作致密砂岩，将致密砂岩切片打磨平整后，一片放入清水浸泡24h后取出，另一片放入解水锁剂溶液中浸泡24h后取出，将两片致密砂岩切片均置于60℃的烘箱中干燥6h，然后用润湿角测定仪测试水相在岩石片表面的润湿性，实验结果见表3。
实验结果表明，解水锁剂溶液的表面张力降低效果优异，且对于润湿性的改变效果明显。从毛管力角度分析，能够降低91.1%的毛管力。
对比例4
根据《石油天然气行业规定》（SY/T 5336-2006）中关于岩心分析方法的规定，采用与实施例4相同的致密砂岩岩心并气测其渗透率，然后采用对比例2制得的解水锁剂溶液进行解水锁岩心流动实验。
解水锁岩心流动实验的具体过程为：
步骤1，安装岩心；
将准备好的致密砂岩岩心装入岩心夹持器的胶皮套内，使岩心位于岩心夹持器底端，在另一端装入堵头后，拧上堵头固定器压紧岩心。
步骤2，施加围压；
利用岩心夹持器在室温条件下向致密砂岩岩心施加4.5MPa的围压。
步骤3，气测岩心渗透率；
利用氮气正向驱替，待致密砂岩岩心中的氮气流达到稳定压力和稳定流量后，测
定致密砂岩岩心对氮气的渗透率。
步骤4，模拟水锁伤害；
将注入流体调整为清水，保持清水的注入压力为3.5MPa，反向恒压注入时间为120min，将清水注入至致密砂岩岩心中。
步骤5，测定水锁伤害后渗透率；
采用与步骤3相同的方法，先利用氮气正向驱替2h至致密砂岩岩心中的氮气流达
到稳定压力和稳定流量后，测定水锁伤害后致密砂岩岩心的渗透率。
步骤6，解除水锁伤害；
将注入流体由清水调整为实施例2中制得的解水锁剂溶液，重复步骤4。
步骤7，测定解除水锁后致密砂岩岩心的渗透率；
重复步骤5，先利用氮气正向驱替2h至致密砂岩岩心中的氮气流达到稳定压力和
稳定流量后，测定解除水锁伤害后致密砂岩岩心的渗透率。计算水锁伤害后致密砂岩岩
心渗透率的恢复率和解除水锁后致密砂岩岩心渗透率的恢复率，如表4所示。
表4 解水锁岩心流动实验测量结果
。
由表4可得，水锁对岩心渗透率造成伤害很大（伤害率为80.7%），渗透率恢复率仅为19.3%；经过对比液处理后，岩心渗透率恢复率不仅没有提高，反而恢复率更低，仅为13.7%。
对比例5
基于可视化微观玻璃刻蚀模型观察解水锁剂的解水锁效果， 将对比例2中制备的对比液注入至可视化微观玻璃刻蚀模型的孔隙空间内并注入氮气模拟开发生产过程，观察对比液注入后的解水锁效果，通过观察可以发现可视化微观玻璃刻蚀模型中的地层水饱和孔隙空间内出现气泡，从而产生了贾敏效应伤害，导致对比例4中的渗透率恢复率更低。
在本发明描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“安装”、“相连”、“连接”、“固定”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以通过具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。
Claims (4)
1.一种用于低渗透气藏的解水锁剂，其特征在于，所述解水锁剂避免了低渗透气藏开发生产时所产生贾敏效应的伤害，解水锁剂由溶剂和溶质组成；
所述溶剂按照体积分数计，包括清水60-70份、四氢呋喃20-30份、甲醇10-20份；
所述溶质按照重量分数计，包括消泡剂1-5份、氟碳表面活性剂1-3份、渗透剂3-6份；
所述消泡剂为有机硅类消泡剂、聚醚改性有机硅型消泡剂中的至少一种；
所述渗透剂为二异丁基萘磺酸钠、顺丁烯二酸二仲辛酯磺酸钠、脂肪醇聚氧烷基醚、磺化琥珀酸二辛酯钠盐中的至少一种；
所述有机硅消泡剂为聚二甲基硅氧烷、氟硅氧烷、乙二醇硅氧烷中的至少一种；
所述聚醚改性有机硅型消泡剂为在硅氧烷分子中引入聚醚链段所制得的聚醚-硅氧烷共聚物；
所述氟碳表面活性剂为全氟己基聚醚表面活性剂、全氟壬烯氧基苯磺酸钠中的至少一种。
2.根据权利要求1所述的一种用于低渗透气藏的解水锁剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，按照体积分数比，分别加入清水、四氢呋喃和甲醇，搅拌均匀后制得溶剂；
步骤2，按照质量比称量消泡剂、氟碳表面活性剂和渗透剂后，在步骤1制得的溶剂中先加入消泡剂，搅拌均匀后，再加入氟碳表面活性剂和渗透剂，搅拌均匀后制得用于低渗透气藏的解水锁剂。
3.根据权利要求1所述的一种用于低渗透气藏的解水锁剂在储层中的应用，利用清水或地层水稀释解水锁剂后直接注入至储层中，用于防止储层发生水锁。
4.根据权利要求3所述的一种用于低渗透气藏的解水锁剂在储层中的应用，其特征在于，所述解水锁剂与清水或地层水之间的体积比为0.5-2.0：98-99.5。
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