新型防水锁剂的研究与评价

闫方平

(承德石油高等专科学校，河北承德 067000)

在油气田开发过程中，钻井液、完井液及压裂液等外来流体进入储层后，由于毛细管力的滞留作用，地层压力不能将滞留液完全排出地层，导致储层的含水饱和度增加，油气相渗透率降低，这种现象称为水锁伤害。国内外学者普遍认为，引起水锁伤害的主要原因是毛细管力自吸作用和液相滞留作用[1-3]。

低渗透油气藏在我国分布广泛，在这些油气藏的勘探和开发过程中存在着很严重的水锁伤害，严重地影响了低渗透油气藏的高效开发。研究表明，水锁伤害是低孔低渗储层最主要、最严重的损害类型，损害率达到70%～90%[4-7]。因此，寻找能抑制或解除水锁伤害的高效防水锁剂，对保护油气藏有重要意义。

1 防水锁剂作用机理及分类

防水锁剂主要是通过增大液相与岩石表面的接触角，降低滞留液界面张力，加快排液速率来解除储层水锁伤害。目前使用的防水锁剂主要是以下两大类：表面活性剂和低级醇。使用表面活性剂作防水锁剂可以降低液相界面张力，改变岩石表面的润湿性，增大液相与岩石表面的润湿角，从而降低毛细管阻力；使用低级醇作防水锁剂，醇能与水互溶且易挥发，挥发时可将地层滞留水带出。这两种物质都能提高滞留水的返排能力，从而抑制或解除水锁伤害[8]。

选择表面活性剂作为防水锁剂时，应满足以下条件：(1)有强的降低界面张力及表面张力能力，能更好地吸附于界面，在井下条件下保持长时间稳定；(2)表面活性剂能使岩石表面由水湿转变为气湿或部分水湿；(3)具有一定的抗盐抗温能力；(4)加入钻井液后基本不起泡[9]。

2 实验仪器及试剂

2.1 实验仪器

GJS-B12K变频高速搅拌机，ZNG-3泥饼失水量测定仪，ZNN-D6旋转黏度仪，WHF-203三用紫外分析仪，LD-10离心机，GPR-7变频式滚子加热炉，TX550A全量程界面张力及接触角测定仪。

2.2 实验试剂

3%基浆，膨润土、有机硅醚类防水锁剂G-1、G-2、G-3、G-4、G-5、G-6、G-7、G-8、G-9、G-10，脂肪酸乙二醇酯类防水锁剂 D-1、D-2、D-3、D-4。

3 室内实验研究

3.1 有机硅醚类防水锁剂筛选

在3%基浆中对产品的性能进行了评价，其中G-2、G-3、G-6、G-8、G-9、G-10 防水锁剂起泡严重，气泡会影响钻井液的密度，给正常钻进及井下安全带来危害。因此选择 G-1、G-4、G-5、G-7在常温及 140℃×16 h的条件下进行实验，实验结果(见表1、表2)。

从表1、表2可以看出，常温下G-1增加了基浆的黏度和滤失量，而G-4、G-5、G-7对基浆的性能影响较小；在140℃下老化16 h后，G-4不仅增加基浆的黏度、滤失量、静切力，而且起泡严重；G-1增加了基浆的黏度、滤失量及静切力；G-5、G-7则对基浆的性能影响较小，相对来说，G-7性能更好。

3.2 脂肪酸乙二醇酯类筛选

在3%基浆中对产品的性能进行了评价，其中D-1、D-2在常温下起泡严重，因此选择D-3、D-4在常温及140℃×16 h的条件下进行实验，实验结果(见表3、表4)。

从表3、表4中可以看出，在常温、高温老化后D-3、D-4对基浆的流变性、滤失量影响都较小，相对来说，D-4性能更好。

表1 有机硅醚在基浆中的性能(常温)

表2 有机硅醚在基浆中的性能(140℃×16 h)

表3 脂肪酸乙二醇酯在基浆中的性能(常温)

表4 脂肪酸乙二醇酯在基浆中的性能(140℃×16 h)

图1 防水锁剂在5%基浆中的润滑系数

图2 防水锁剂在5%基浆中的降低率

3.3 润滑性实验研究

防水锁剂的加入会在一定程度上影响钻井液的润滑性，因此对筛选出的2种样品与国内现有的2种产品进行了润滑性对比评价。防水锁剂浓度为0.3%，膨润土含量为5%，所用仪器为极限压力润滑仪，140℃老化前后的润滑系数及降低率情况(见图1、图2)。

从图1、图2可以看出，四种防水锁剂都具有一定的润滑性，能够不同程度地降低基浆的润滑系数。其中防水锁剂D-4的润滑系数降低率在常温和老化后均在50%以上，老化后的润滑性更为明显，润滑系数为0.055，降低率达到了87.1%，润滑效果最好，加量为0.3%时就能够满足油田对钻井液润滑系数的要求(一般为≤0.1)；防水锁剂汇聚丰、汉科的润滑效果较好，润滑系数降低率在10%左右；防水锁剂G-7润滑效果最差。

3.4 表面/界面张力研究

实验评价了水与分析纯级煤油的表面/界面张力，防水锁剂浓度为0.3%，实验结果(见图3)。

图3 不同防水锁剂0.3%浓度下油水表面/界面张力

从图3可以看出，四种防水锁剂都能够显著降低水溶液的表面/界面张力，界面张力降低的尤为明显。其中，防水锁剂D-4降低油水表面/界面张力的能力最显著，水的表面张力由65.964 mN/m降低到15.271 mN/m，油水界面张力由25.866 mN/m降低到1.359 mN/m；防水锁剂G-7效果最差。

4 结论

(1)室内实验研究表明，防水锁剂G-7、D-4性能较好，在常温及140℃老化后对膨润土浆流变性、滤失量影响较小。

(2)防水锁剂D-4在加量0.3%时就能够显著降低膨润土浆的润滑系数，润滑效果明显；同时降低油水表面/界面张力能力较强，有利于钻井液滤液的返排，从而有利于地层渗透性的恢复。

参考文献：

［1］张敏谕，毛美利.长庆低渗气藏水锁效应与抑制对策［J］.低渗透油气田，1994，4(2)：65－68.

［2］张文斌，李丛峰，施晓雯.醇酸酸化在青海油田的应用［J］.油田化学，2009，26(1)：24－28.

［3］Xue Jinlin，GRIFTTE，HANSENAC.Effect of biodiesel on engine performances and emissions ［J］.Renew Sustain Energy Rev，2011，15(2)：1098-1116.

［4］舒勇，鄢捷年，李志勇，等.低孔低渗高压砂岩储层损害机理及保护技术研究［J］.钻井液与完井液，2008，25(6)：17-19.

［5］林光荣，邵创国，徐振锋，等.低渗气藏水锁伤害及解除方法研究［J］.石油勘探与开发，2003，30(6)：117-118.

［6］耿娇娇，鄢捷年，邓田青，等.低渗透凝析气藏储层损害特征及钻井液保护技术［J］.石油学报，2011，32(5)：893-899.

［7］李颖颖，蒋官澄，宣扬，等.低孔低渗储层钻井液防水锁剂的研制与性能评价［J］.钻井液与完井液，2014，31(2)：9-12.

［8］柳敏，吴茜.防水锁剂的研究进展与展望［J］.广州化工，2013，41(5)：32-33+42.

［9］欧彪，梁大川，孙勇，等.低渗透气藏防水锁剂FS研究及效果评价［J］.钻采工艺，2014，37(3)：98-100.