閆方平

(承德石油高等?？茖W(xué)校，河北承德 067000)

在油氣田開發(fā)過程中，鉆井液、完井液及壓裂液等外來流體進(jìn)入儲層后，由于毛細(xì)管力的滯留作用，地層壓力不能將滯留液完全排出地層，導(dǎo)致儲層的含水飽和度增加，油氣相滲透率降低，這種現(xiàn)象稱為水鎖傷害。國內(nèi)外學(xué)者普遍認(rèn)為，引起水鎖傷害的主要原因是毛細(xì)管力自吸作用和液相滯留作用[1-3]。

低滲透油氣藏在我國分布廣泛，在這些油氣藏的勘探和開發(fā)過程中存在著很嚴(yán)重的水鎖傷害，嚴(yán)重地影響了低滲透油氣藏的高效開發(fā)。研究表明，水鎖傷害是低孔低滲儲層最主要、最嚴(yán)重的損害類型，損害率達(dá)到70%～90%[4-7]。因此，尋找能抑制或解除水鎖傷害的高效防水鎖劑，對保護(hù)油氣藏有重要意義。

1 防水鎖劑作用機(jī)理及分類

防水鎖劑主要是通過增大液相與巖石表面的接觸角，降低滯留液界面張力，加快排液速率來解除儲層水鎖傷害。目前使用的防水鎖劑主要是以下兩大類：表面活性劑和低級醇。使用表面活性劑作防水鎖劑可以降低液相界面張力，改變巖石表面的潤濕性，增大液相與巖石表面的潤濕角，從而降低毛細(xì)管阻力；使用低級醇作防水鎖劑，醇能與水互溶且易揮發(fā)，揮發(fā)時可將地層滯留水帶出。這兩種物質(zhì)都能提高滯留水的返排能力，從而抑制或解除水鎖傷害[8]。

選擇表面活性劑作為防水鎖劑時，應(yīng)滿足以下條件：(1)有強(qiáng)的降低界面張力及表面張力能力，能更好地吸附于界面，在井下條件下保持長時間穩(wěn)定；(2)表面活性劑能使巖石表面由水濕轉(zhuǎn)變?yōu)闅鉂窕虿糠炙疂瘢?3)具有一定的抗鹽抗溫能力；(4)加入鉆井液后基本不起泡[9]。

2 實(shí)驗(yàn)儀器及試劑

2.1 實(shí)驗(yàn)儀器

GJS-B12K變頻高速攪拌機(jī)，ZNG-3泥餅失水量測定儀，ZNN-D6旋轉(zhuǎn)黏度儀，WHF-203三用紫外分析儀，LD-10離心機(jī)，GPR-7變頻式滾子加熱爐，TX550A全量程界面張力及接觸角測定儀。

2.2 實(shí)驗(yàn)試劑

3%基漿，膨潤土、有機(jī)硅醚類防水鎖劑G-1、G-2、G-3、G-4、G-5、G-6、G-7、G-8、G-9、G-10，脂肪酸乙二醇酯類防水鎖劑 D-1、D-2、D-3、D-4。

3 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

3.1 有機(jī)硅醚類防水鎖劑篩選

在3%基漿中對產(chǎn)品的性能進(jìn)行了評價，其中G-2、G-3、G-6、G-8、G-9、G-10 防水鎖劑起泡嚴(yán)重，氣泡會影響鉆井液的密度，給正常鉆進(jìn)及井下安全帶來危害。因此選擇 G-1、G-4、G-5、G-7在常溫及 140℃×16 h的條件下進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見表1、表2)。

從表1、表2可以看出，常溫下G-1增加了基漿的黏度和濾失量，而G-4、G-5、G-7對基漿的性能影響較??；在140℃下老化16 h后，G-4不僅增加基漿的黏度、濾失量、靜切力，而且起泡嚴(yán)重；G-1增加了基漿的黏度、濾失量及靜切力；G-5、G-7則對基漿的性能影響較小，相對來說，G-7性能更好。

3.2 脂肪酸乙二醇酯類篩選

在3%基漿中對產(chǎn)品的性能進(jìn)行了評價，其中D-1、D-2在常溫下起泡嚴(yán)重，因此選擇D-3、D-4在常溫及140℃×16 h的條件下進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見表3、表4)。

從表3、表4中可以看出，在常溫、高溫老化后D-3、D-4對基漿的流變性、濾失量影響都較小，相對來說，D-4性能更好。

表1 有機(jī)硅醚在基漿中的性能(常溫)

表2 有機(jī)硅醚在基漿中的性能(140℃×16 h)

表3 脂肪酸乙二醇酯在基漿中的性能(常溫)

表4 脂肪酸乙二醇酯在基漿中的性能(140℃×16 h)

圖1 防水鎖劑在5%基漿中的潤滑系數(shù)

圖2 防水鎖劑在5%基漿中的降低率

3.3 潤滑性實(shí)驗(yàn)研究

防水鎖劑的加入會在一定程度上影響鉆井液的潤滑性，因此對篩選出的2種樣品與國內(nèi)現(xiàn)有的2種產(chǎn)品進(jìn)行了潤滑性對比評價。防水鎖劑濃度為0.3%，膨潤土含量為5%，所用儀器為極限壓力潤滑儀，140℃老化前后的潤滑系數(shù)及降低率情況(見圖1、圖2)。

從圖1、圖2可以看出，四種防水鎖劑都具有一定的潤滑性，能夠不同程度地降低基漿的潤滑系數(shù)。其中防水鎖劑D-4的潤滑系數(shù)降低率在常溫和老化后均在50%以上，老化后的潤滑性更為明顯，潤滑系數(shù)為0.055，降低率達(dá)到了87.1%，潤滑效果最好，加量為0.3%時就能夠滿足油田對鉆井液潤滑系數(shù)的要求(一般為≤0.1)；防水鎖劑匯聚豐、漢科的潤滑效果較好，潤滑系數(shù)降低率在10%左右；防水鎖劑G-7潤滑效果最差。

3.4 表面/界面張力研究

實(shí)驗(yàn)評價了水與分析純級煤油的表面/界面張力，防水鎖劑濃度為0.3%，實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見圖3)。

圖3 不同防水鎖劑0.3%濃度下油水表面/界面張力

從圖3可以看出，四種防水鎖劑都能夠顯著降低水溶液的表面/界面張力，界面張力降低的尤為明顯。其中，防水鎖劑D-4降低油水表面/界面張力的能力最顯著，水的表面張力由65.964 mN/m降低到15.271 mN/m，油水界面張力由25.866 mN/m降低到1.359 mN/m；防水鎖劑G-7效果最差。

4 結(jié)論

(1)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明，防水鎖劑G-7、D-4性能較好，在常溫及140℃老化后對膨潤土漿流變性、濾失量影響較小。

(2)防水鎖劑D-4在加量0.3%時就能夠顯著降低膨潤土漿的潤滑系數(shù)，潤滑效果明顯；同時降低油水表面/界面張力能力較強(qiáng)，有利于鉆井液濾液的返排，從而有利于地層滲透性的恢復(fù)。

參考文獻(xiàn)：

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