閆方平

（承德石油高等?？茖W(xué)校，河北承德 067000）

低滲透儲(chǔ)層具有泥質(zhì)膠結(jié)物含量高、含水飽和度高、毛細(xì)管壓力高、水敏性強(qiáng)以及孔喉細(xì)小、滲透性差、結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)嚴(yán)重、存在天然裂縫等特點(diǎn)。該類儲(chǔ)層在初始含水飽和度低于束縛水飽和度時(shí)有過(guò)剩的毛細(xì)管壓力存在，在外來(lái)流體進(jìn)入時(shí)，很容易發(fā)生毛細(xì)管自吸現(xiàn)象，而且侵入儲(chǔ)層的外來(lái)流體返排困難，甚至不能返排，形成水鎖傷害[1-3]。研究表明，水鎖傷害是低透滲儲(chǔ)層最主要的傷害形式，損害率一般為70%～90%[4-7]。因此，研究水鎖效應(yīng)的影響因素，尋找抑制和解除水鎖損害的方法，對(duì)保護(hù)油氣層有重要意義。

1 表面活性劑篩選

在實(shí)驗(yàn)溫度60℃、表面活性劑濃度為0.1%的條件下，分別對(duì)有機(jī)硅類表面活性劑和羧酸鹽表面活性劑進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，測(cè)定蒸餾水與煤油混合物的油水界面張力。

1.1 有機(jī)硅類表面活性劑

對(duì)室內(nèi)合成的10種有機(jī)硅類表面活性劑進(jìn)行油水界面張力評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表1）。

表1 不同有機(jī)硅類表面活性劑的界面張力表

從表1中可以看出，樣品G-1、G-2表面活性劑溶液與煤油的界面張力較低，在3.0 mN/m以下。

1.2 羧酸鹽類表面活性劑

對(duì)室內(nèi)合成的親水基為-COONa，疏水基為C12、C16、C18的3種羧酸鹽類表面活性劑（合成的轉(zhuǎn)化率在30%左右）進(jìn)行油水界面張力評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表2）。

表2 羧酸鹽型表面活性劑界面張力表

從表2中可以看出，B-1效果最好，界面張力低且易溶于水，B-2、B-3存在難溶解的問(wèn)題，加熱溶解后配制成0.1%的溶液在室溫（20℃）下呈乳白色，其中B-3在70℃下需要長(zhǎng)時(shí)間加熱才能溶解完全。

1.3 表面活性劑的協(xié)同作用

陰離子表面活性劑和非離子表面活性劑普遍存在協(xié)同效應(yīng)，對(duì)評(píng)價(jià)出性能較好的羧酸鹽類表面活性劑（B-1、B-2）與有機(jī)硅類表面活性劑（G-1、G-2）進(jìn)行復(fù)配實(shí)驗(yàn)，兩者比例分別為 95∶5和 80∶20，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表3）。

表3 復(fù)配樣品的油水界面張力表

從表3中可以看出，B-2與G-2復(fù)配時(shí)油水界面張力值最低，分別為0.853 mN/m和0.841 mN/m，且隨著二者比例的變化，界面張力較為穩(wěn)定；B-2與G-1復(fù)配效果次之，油水界面張力值分別為1.240 mN/m和0.593 mN/m，且油水界面張力隨二者的比例變化較大。因此，選擇B-2+G-2為解水鎖劑的初步配方。

2 增溶劑的篩選

2.1 增溶劑的選擇

為了提高B-2的溶解性，實(shí)驗(yàn)選取了乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇甲醚、二乙二醇乙醚和二乙二醇二甲醚5種醚類，測(cè)定對(duì)B-2表面活性劑的溶解性及復(fù)配樣品界面張力的影響，各種醚與復(fù)配樣品的比例為2∶1。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表4）。

表4 不同醚對(duì)復(fù)配樣品界面張力影響表

從表4中可以看出，乙二醇丁醚能夠使B-2完全溶解在蒸餾水中，且不析出、流動(dòng)狀態(tài)較好，同時(shí)降低B-2與G-2復(fù)配時(shí)的界面張力，且降低幅度最大；二乙二醇丁醚雖然降低了B-2與G-2復(fù)配時(shí)的界面張力，溶液稍微渾濁，說(shuō)明有部分B-2析出；二乙二醇甲醚、二乙二醇乙醚、二乙二醇二甲醚則對(duì)B-2的溶解性沒(méi)有明顯改善，在室溫（20℃）下，溶液均呈膏狀。

2.2 增溶劑用量的確定

配制含有不同濃度乙二醇丁醚的解水鎖劑樣品，濃度分別為0%、5%、10%、15%，然后配制成0.1%的溶液進(jìn)行界面張力測(cè)量，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)圖1）。

從圖1中可以看出，隨著乙二醇丁醚含量的增加，油水界面張力先降低后升高，加量為10%時(shí)，界面張力為0.537 mN/m，最低點(diǎn)出現(xiàn)在9%左右。

因此解水鎖劑室內(nèi)實(shí)驗(yàn)配方為：水+B-2+G-2+乙二醇丁醚。

圖1 乙二醇丁醚含量對(duì)界面張力的影響圖

圖2 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)解水鎖劑的油水界面張力對(duì)數(shù)圖

3 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

3.1 有效濃度實(shí)驗(yàn)

為了確定解水鎖劑的有效作用濃度，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行指導(dǎo)，實(shí)驗(yàn)測(cè)量了60℃時(shí)不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)解水鎖劑的油水界面張力，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)圖2）。

從圖2中可以看出，隨著解水鎖劑濃度的增加，界面張力逐漸減小，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.01%后，界面張力基本不變，因此，解水鎖劑的有效作用濃度為0.01%。

3.2 耐溫性實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)溫度為120℃，時(shí)間為4 h，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表5），其中基液配方為：水+1%防膨劑+1%氯化鉀+0.2%亞硫酸鈉+6.5%氯化鈉，密度為1.05 g/cm3。

表5 解水鎖劑耐溫性實(shí)驗(yàn)

從表5中可以看出，加入1%解水鎖劑后，在常溫和老化后界面張力都明顯降低，且老化后的界面張力更低，說(shuō)明解水鎖劑耐溫性能良好。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

冀東油田A斷塊油藏層段Ed2平均滲透率9.84×10-3μm2，平均孔隙度16.76%，平均中值孔喉直徑0.7 μm，平均孔喉直徑1.98 μm，屬于中孔隙度，低滲～特低滲透率儲(chǔ)層，該油藏水鎖損害程度嚴(yán)重，在70%以上，且滲透率越低損害越嚴(yán)重。目前，解水鎖劑在A斷塊得到廣泛應(yīng)用，主要用于壓裂液前置后置液、射孔液及壓井液。2012年8月15日初次投入使用至2014年7月31日，解水鎖劑共使用了60 t，創(chuàng)造產(chǎn)值95.79萬(wàn)元，效果顯著。

5 結(jié)論

（1）室內(nèi)合成了有機(jī)硅類和羧酸鹽類兩種表面活性劑，并進(jìn)行了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，結(jié)果表明，有機(jī)硅類表面活性劑G-1、G-2和羧酸鹽類表面活性劑B-1、B-2單體效果較好。對(duì)優(yōu)選出的4種單體表面活性劑進(jìn)行了復(fù)配實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明B-2與G-2的復(fù)配效果最好。

（2）針對(duì)羧酸鹽類表面活性劑B-2溶解度低的問(wèn)題，進(jìn)行了增溶劑的實(shí)驗(yàn)研究，結(jié)果表明，乙二醇丁醚能夠使B-2完全溶解在蒸餾水中，同時(shí)降低B-2與G-2復(fù)配時(shí)的界面張力，且加量在9%時(shí)效果最好。

（3）通過(guò)實(shí)驗(yàn)研究，確定了解水鎖劑的室內(nèi)配方，并進(jìn)行了有效濃度和耐溫性的實(shí)驗(yàn)研究，最終確定有效濃度為0.01%，耐溫可達(dá)120℃。

［1］賀承祖，華明琪．水鎖效應(yīng)研究［J］．鉆井液與完井液，1996，13（6）：13-15．

［2］張琰，崔迎春．低滲氣藏主要損害機(jī)理既保護(hù)方法研究［J］．地質(zhì)與勘探，2000，36（5）：76-78．

［3］任曉娟，張寧生，張喜鳳，等.水相滯留對(duì)低滲氣層滲透率的損害分析［J］．天然氣工業(yè)，2004，24（11）：106-108.

［4］范文永，舒勇，李禮，等．低滲透油氣層水鎖損害機(jī)理及低損害鉆井液技術(shù)研究［J］．鉆井液與完井液，2008，25（4）：16-19．

［5］賀承祖，華明琪．水鎖機(jī)理的定量研究［J］．鉆井液與完井液，2000，17（3）：1-4．

［6］廖銳全，徐永高，胡雪濱．水鎖效應(yīng)對(duì)低滲透儲(chǔ)層的損害及抑制和解除方法［J］．天然氣工業(yè)，2002，22（6）：87-89．

［7］賴南君，葉仲斌．低滲透致密砂巖氣藏水鎖損害室內(nèi)研究［J］．天然氣工業(yè)，2005，25（4）：125-127．