馬云, 張欣瑜, 何順安, 劉鵬, 許曉偉, 田偉, 白海濤*

(1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院陜西省油氣田特種增產(chǎn)技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 西安 710065; 2.西部低滲-特低滲油藏開(kāi)發(fā)與治理教育部工程研究中心, 西安 710065; 3.長(zhǎng)慶油田分公司第二采氣廠, 西安 710200; 4.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院低滲透氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室, 西安 710018)

由于中國(guó)勘探、開(kāi)發(fā)的絕大多數(shù)油氣藏地層屬于親水地層,在氣藏開(kāi)采過(guò)程中,一旦有外來(lái)水相流體侵入到水潤(rùn)濕性儲(chǔ)層孔道后,水相非常容易自發(fā)滲吸至近井帶儲(chǔ)層,導(dǎo)致氣相流通壓力劇增,滲透率下降,造成水鎖傷害,從而導(dǎo)致減產(chǎn),造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失[1-3],所以從流體性質(zhì)、流動(dòng)狀態(tài)及目標(biāo)儲(chǔ)層特點(diǎn)出發(fā)深入了解水鎖傷害的機(jī)理對(duì)制定解除水鎖傷害的措施具有重要的指導(dǎo)意義[4]。目前國(guó)內(nèi)外學(xué)者在水鎖損害機(jī)理、影響因素、解除方法、評(píng)價(jià)方法等方面做了大量研究,取得了較大進(jìn)展[5-10]。但是對(duì)于解水鎖劑很少有系統(tǒng)性的歸納總結(jié),關(guān)于解水鎖劑的效果與評(píng)價(jià)也多停留在宏觀的滲透率損害率的表征,并未形成系統(tǒng)的解水鎖劑性能評(píng)價(jià)方法。因此,對(duì)現(xiàn)有的解水鎖劑進(jìn)行調(diào)研,了解各類(lèi)解水鎖劑的配方、性能評(píng)價(jià)方法和所取得的效果對(duì)后續(xù)解水鎖劑的研制具有指導(dǎo)意義。

1 水鎖傷害的機(jī)理

水鎖傷害的微觀機(jī)理如圖1所示[3]。水鎖效應(yīng)是指當(dāng)水相進(jìn)入井周地層的孔喉后,就會(huì)在孔喉中形成水相堵塞,如圖1(a)所示;在氣-水的彎曲界面上會(huì)存在一個(gè)毛細(xì)管力阻止外來(lái)液體返排出儲(chǔ)層,如圖1(b)所示,從而導(dǎo)致水鎖傷害。

圖1 水鎖傷害機(jī)理圖[3]Fig.1 Diagram of the mechanism of water lock injury[3]

目前普遍認(rèn)為造成水鎖傷害的主要機(jī)理是毛細(xì)管的自吸作用和滯留效應(yīng)[5-9],其定量描述如表1所示。

表1 水鎖傷害主要機(jī)理的定量描述Table 1 Quantitative description of the main mechanisms of waterlock injury

2 解水鎖劑的作用機(jī)理

由水鎖傷害的機(jī)理可知,產(chǎn)生水鎖效應(yīng)與內(nèi)在儲(chǔ)層特性和外來(lái)流體特性息息相關(guān),要想解除水鎖傷害須從這兩個(gè)方面入手[11]。目前解決水鎖問(wèn)題的方法很多,主要分為物理法和化學(xué)法兩種類(lèi)型。物理法有水力壓裂、加大壓差、注干氣等;化學(xué)法包括酸化處理、注潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑、添加表面活性劑等[12-13]。不論是哪一種方法都有各自的優(yōu)缺點(diǎn),使用解水鎖劑是目前常用的有效且成本較低的解除水鎖傷害的方法[1-3]。通過(guò)調(diào)研可知,解水鎖劑解除水鎖傷害的作用機(jī)理主要有以下幾個(gè)方面。

(1)增大儲(chǔ)層孔喉半徑。從水鎖傷害的機(jī)理分析,水鎖傷害與儲(chǔ)層孔喉半徑密切相關(guān)。通過(guò)增大儲(chǔ)層孔喉半徑可以有效改善水鎖傷害[14]。

(2)改變儲(chǔ)層潤(rùn)濕性。巖石表面潤(rùn)濕性是影響毛管壓力的重要因素,通過(guò)使巖石表面發(fā)生潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)可以有效解除水鎖傷害。Li等[15]認(rèn)為將儲(chǔ)層潤(rùn)濕性從水潤(rùn)濕改為氣潤(rùn)濕可以減輕水相圈閉損害。Liu等[16]認(rèn)為潤(rùn)濕性改變可以抑制致密砂巖氣藏的毛細(xì)吸水行為。

(3)減小界面張力。毛管壓力隨著不相混溶相之間界面張力的減小而降低。解水鎖劑能降低氣相與液相之間的表面張力,提高氣相相對(duì)滲透率,從而降低采出過(guò)程中克服水鎖所需的啟動(dòng)壓力[8-11]。

(4)降低賈敏效應(yīng)。降低油水間界面張力,可以有效地降低油水兩相在地層中流動(dòng)時(shí)產(chǎn)生大量乳化液引起的附加阻力,從而提高儲(chǔ)層滲透率,減輕液相滯留,緩解水鎖傷害[17]。

(5)恢復(fù)儲(chǔ)層滲透率。產(chǎn)生水鎖傷害后,儲(chǔ)層滲透率會(huì)大大降低。通常以滲透率變化判定水鎖傷害程度以及緩解水鎖傷害是否有效[5,7]。

3 解水鎖劑研究進(jìn)展

以解水鎖劑的作用機(jī)理為研制思路配制解水鎖劑是主要發(fā)展方向,常用的解水鎖劑體系主要由溶劑、助溶劑、酸液體系、潤(rùn)濕改善劑和其他添加劑構(gòu)成[4]。由于酸液體系用于擴(kuò)大孔喉半徑必不可少[18-22],且目前多使用表面活性劑和納米材料改善潤(rùn)濕性[23],所以現(xiàn)主要調(diào)研了酸液體系、表面活性劑體系和納米體系的研究進(jìn)展。

3.1 酸液體系

通常通過(guò)酸化來(lái)擴(kuò)大儲(chǔ)層裂縫和基質(zhì)孔喉尺寸。酸化解堵在有固相堵塞時(shí),對(duì)減小毛管阻力、降低水鎖傷害和恢復(fù)儲(chǔ)層滲透率方面具有很大的應(yīng)用潛力[18,24]。單一的酸液體系存在反應(yīng)速度快和對(duì)儲(chǔ)層傷害大的缺點(diǎn),可以通過(guò)選擇主體酸后向其中加入各類(lèi)添加劑進(jìn)行復(fù)配[19-22]。呂寶強(qiáng)等[18]系統(tǒng)總結(jié)了土酸、氟硼酸及其衍生酸體系,氟鹽自生酸體系和固體硝酸酸液體系的具體配方和優(yōu)缺點(diǎn),為配制適合不同儲(chǔ)層條件的緩速酸體系提供了參考價(jià)值。魏子揚(yáng)等[19]通過(guò)在氟硼衍生酸中加入各類(lèi)添加劑,優(yōu)選出一種復(fù)合酸解堵體系:5%HCl+5%HBF4+1%HAc+5%緩蝕劑BJ+3%黏土穩(wěn)定劑WS-1,結(jié)果表明,該體系提高滲透率倍數(shù)達(dá)7倍以上且能溶解絮凝物,產(chǎn)生較大孔隙。付文耀等[20]通過(guò)在氟鹽自生酸體系中加入各類(lèi)添加劑,優(yōu)選出防垢緩速酸化體系:10%HCl+5%NH4F+5%氨基膦酸+1%復(fù)合阻垢劑SCA+0.5%雜環(huán)季銨鹽IST+0.5%防水鎖助排劑PWB+2%鐵離子穩(wěn)定劑FEA+2%防膨劑ACE。結(jié)果表明,滲透率提高30倍,現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用也取得了很好的效果。孫淑娟等[21]通過(guò)在土酸衍生酸中加入過(guò)氧化氫,優(yōu)化出解堵劑配方:9.2%HCl+1.3%HF+15%HAc+5%H2O2,該酸液體系在緩速解堵的同時(shí)能有效降低巖心傷害率,相較普通有機(jī)酸可以達(dá)到深部酸化。該酸液體系的解堵機(jī)理如圖2所示。

Jia等[22]通過(guò)與可聚合陽(yáng)離子表面活性劑的水溶液聚合,合成了疏水單體含量更多的三元聚合物疏水締合聚丙烯酰胺(HA-PAM),并加入特定的表面活性劑形成物理締合酸。結(jié)果表明,該自組裝酸在高溫酸化和酸壓裂中具有潛在的應(yīng)用前景。張剛等[25]制備了一種新型陽(yáng)離子雙子表面活性劑緩速劑HS-Ⅱ添加到土酸衍生酸體系中,優(yōu)選配方為:8%HCl+1.5%HF+2%有機(jī)多元酸HYJS-1+0.8%HS-Ⅱ+1.0%高效緩蝕劑HGJ-2。結(jié)果表明,該酸液體系能顯著提高巖心滲透率,且注入量越大,提高滲透率倍數(shù)越大。Mahmoud等[26]合成了一種陽(yáng)離子雙子表面活性劑作為新型緩凝劑用于HF/HCl泥漿酸體系的砂巖酸化,有效防止了HCl和HF與黏土礦物的反應(yīng),而且新型緩凝劑酸液體系大大提高了滲透距離和滲透率。合成陽(yáng)離子表面活性劑的過(guò)程如圖3所示。

,n=11～13,x=11～13,Average Mn ～690:(規(guī)范或純度)平均數(shù)均分子量約為690;Gemini Surfactant為吉米奇表面活性劑;EtOAc為乙酸乙酯圖3 陽(yáng)離子雙子表面活性劑合成工藝[26]Fig.3 Cationic Gemini surfactant synthesis process[26]

如表2所示,向單一的酸液體系中加入各種添加劑后在不同的儲(chǔ)層條件下應(yīng)用均取得優(yōu)異的酸化解堵效果,且隨著酸液體系的添加劑不斷優(yōu)化發(fā)展,向酸液中加入表面活性劑配制新型緩速酸體系已成為發(fā)展趨勢(shì)。

表2 酸液體系研究現(xiàn)狀Table 2 Research status of acid system

3.2 表面活性劑體系

圖4 合成的兩性離子表面活性劑結(jié)構(gòu)圖[31]Fig.4 Structural diagram of a synthetic amphoteric surfactant[31]

在解水鎖的應(yīng)用過(guò)程中,如果單一的表面活性劑無(wú)法達(dá)到預(yù)期效果時(shí),也可選擇不同類(lèi)型具備不同優(yōu)良基團(tuán)或功能的表面活性劑進(jìn)行復(fù)配[32-35]。李小平等[34]針對(duì)低滲儲(chǔ)層的水鎖損害問(wèn)題,將羥基磺丙基型甜菜堿類(lèi)兩性表面活性劑與烷基硫酸鹽型陰離子表面活性劑1∶1復(fù)配,結(jié)果表明,該體系在低濃度下可將表面張力降低至24.37 mN/m,使石英親水表面向中性潤(rùn)濕轉(zhuǎn)變。馬江波等[35]將兩性-非離子Gemini表面活性劑(PPM-12)、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸鈉(AES-12)與十二烷基二甲基氧化胺(OB-2)以最佳配比2∶1∶3下復(fù)配,結(jié)果表明,油水界面張力可達(dá)1.2×10-3mN/m。Zhang等[36]研究了全氟聚醚(3)酰胺-丙基二甲基碘化銨(PFPE-A)和十二烷基硫酸鈉(K12)混合物在稀溶液中的表面活性、吸附性能和潤(rùn)濕性,結(jié)果表明,PFPE-A/K12復(fù)配體系對(duì)表面張力具有良好的協(xié)同作用。Li等[37]研究了DTAB/SDS和DTAB/AES混合體系在降低表面張力方面的協(xié)同作用,結(jié)果表明,DTAB/AES復(fù)配體系可以將表面張力降低到18.67 mN/m,砂巖的接觸角從10.75°增至71.8°;低濃度的DTAB/SDS混合體系的性能顯著優(yōu)于單一表面活性劑,且最佳混合體系的總濃度為5×10-5mol/L,摩爾比為0.7∶0.3。Dabiri等[38]將新型油基天然表面活性劑(Gemini表面活性劑,GS)與低鹽度水(LSW)復(fù)配,考察其對(duì)界面張力、潤(rùn)濕性的影響,結(jié)果表明,LSW能夠降低界面張力(IFT)和接觸角,但GS與LSW中的活性離子Mg2+、Ca2+和SO2-的協(xié)同作用對(duì)IFT的降低和潤(rùn)濕性的改變更有效。Gemini表面活性劑的結(jié)構(gòu)如圖5所示。

α,ω二溴烷烴(s=4,6)R′表示構(gòu)成植物油甘油三酯的每個(gè)脂肪酸部分的烷基碳長(zhǎng)度圖5 葵花籽油基Gemini表面活性劑的結(jié)構(gòu)[38]Fig.5 Structure of sunflower oil-based Gemini surfactant[38]

如表3所示,研制解水鎖劑需要以改變潤(rùn)濕性、降低界面張力和恢復(fù)儲(chǔ)層滲流能力為目標(biāo)。以上合成或復(fù)配的表面活性劑均具有所需性能且針對(duì)不同的儲(chǔ)層配制的試劑有差異。以上成果表明,將單一表面活性劑按一定比例復(fù)配所得的混合溶液具有更優(yōu)異的性能,能更好地解除水鎖傷害,且比單一表面活性劑具有更好的清潔能力和更低的成本。根據(jù)儲(chǔ)層特性,以表面活性劑為主劑配制解水鎖劑將成為主要發(fā)展方向。

表3 表面活性劑體系研究現(xiàn)狀Table 3 Research status of surfactant system

3.3 納米體系

納米材料和納米流體具有獨(dú)特的物理化學(xué)特性,可以通過(guò)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)實(shí)現(xiàn)低滲透氣藏的解水鎖[39-41]。Carpenter[42]提出納米聚硅氧烷(NPS)是一種用于改變巖心潤(rùn)濕性的納米顆粒。金家鋒等[43]采用改進(jìn)的Stober法制備出粒徑在100 nm范圍的氣濕性納米SiO2顆粒,0.3%的氣濕性納米流體可將巖心表面的潤(rùn)濕性由液濕性反轉(zhuǎn)為超氣濕性。Sayed等[44]合成了平均粒徑為100 nm和400 nm的含氟二氧化硅納米粒子能夠有效地將巖石表面潤(rùn)濕性改變?yōu)橐后w非潤(rùn)濕或中間氣體潤(rùn)濕。Wang等[45]對(duì)以納米二氧化硅和十二烷基硫酸鈉為主要成分的納米流體進(jìn)行了組成優(yōu)化。結(jié)果表明,復(fù)合納米流體具有較低的表面張力且能提高煤的潤(rùn)濕性。Tu等[46]以納米二氧化硅為主要原料,全氟辛基三氯氫硅為改性劑,成功制備了超疏水疏油性材料CS-1。何嘉郁等[47]將對(duì)-全氟壬烯氧基苯磺酸鈉、全氟辛基磺?；垩跻蚁┟汛己椭ф溁榛蓟撬猁}復(fù)配而成的新型納米防水鎖表面活性劑不僅表界面張力低、溶液粒徑小、水鎖傷害率低且投資成本低。全氟碳烷基結(jié)構(gòu)的存在使得儲(chǔ)集層裂縫具有疏水疏油的特性,將致密氣儲(chǔ)集層的潤(rùn)濕性改變?yōu)闅鉂裥?實(shí)現(xiàn)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)[48-50]。

使用納米材料在許多情況下是非常有效的改變潤(rùn)濕性的方法。顆粒的尺寸減小,使它們的有效性大大提高[51-52]。但是,常規(guī)使用的納米材料往往成本過(guò)高,如何研制出性能優(yōu)越且成本低的新型納米材料用于解除水鎖傷害是未來(lái)解水鎖劑技術(shù)的主要發(fā)展方向。

3.4 國(guó)內(nèi)主要研究團(tuán)隊(duì)及研究水平

中國(guó)關(guān)于解水鎖劑的研究團(tuán)隊(duì)較多,其在解水鎖劑的研究中積極探索新材料、新工藝和新技術(shù),不斷提高解水鎖劑的效果和環(huán)境友好性,推動(dòng)了解水鎖技術(shù)及其相應(yīng)產(chǎn)品在工程實(shí)踐中的廣泛應(yīng)用,并取得顯著效果[4,20,33,43,50]。低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室與陜西萬(wàn)普隆油氣技術(shù)服務(wù)公司合作研發(fā)將酸液體系與表面活性劑復(fù)配而成的儲(chǔ)層滲透率改造劑(解水鎖劑),不僅具有一定的溶垢作用,還可以促進(jìn)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn),其應(yīng)用于長(zhǎng)慶油田某-4和某-27氣井解堵施工后,日產(chǎn)氣量均大幅增加,前者日增產(chǎn)2.2×104m3,增產(chǎn)百分比為2.75%,壓差從2.6 MPa降至0.5 MPa;后者日增產(chǎn)2.9×104m3,增產(chǎn)百分比為29%,壓差從1.5 MPa降至0.3 MPa,且兩口井生產(chǎn)壓力穩(wěn)定。中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司將氟碳類(lèi)和兩性離子表面活性劑、潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑等復(fù)配,該體系降低了儲(chǔ)層流體界面張力,將巖石潤(rùn)濕性由親水變?yōu)槭杷?。?yīng)用于蘇里格桃X區(qū)有明顯水鎖的低產(chǎn)、低效氣井后,平均單井增產(chǎn)0.409 7×104m3/d,累計(jì)增產(chǎn)134.54×104m3/d,平均套壓由4.42 MPa降至4.25 MPa[53]。長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院與吉林油田公司油氣工程研究院在國(guó)家科技重大專項(xiàng)“致密油儲(chǔ)層高效體積改造技術(shù)”中研制出新型納米防水鎖表面活性劑,不僅表/界面張力低、水鎖傷害率低而且投資成本低。應(yīng)用于吉林油田DS80井區(qū)的DS80-2井后見(jiàn)氣返排率3.8%,井口壓力18.3 MPa,日產(chǎn)氣8.5×104m3,增產(chǎn)百分比為24%,效果顯著[47]。上述研究為解決解水鎖劑在實(shí)際應(yīng)用中面臨的問(wèn)題提供了理論支持和技術(shù)手段,并為環(huán)保、高效的解水鎖劑技術(shù)的發(fā)展做出了貢獻(xiàn),體現(xiàn)了中國(guó)在解水鎖劑領(lǐng)域的創(chuàng)新能力和研究水平處于國(guó)際領(lǐng)先水平。

4 解水鎖劑性能評(píng)價(jià)方法

判斷所研發(fā)的解水鎖劑是否滿足要求,需要通過(guò)測(cè)量該解水鎖劑的各項(xiàng)性能指標(biāo)來(lái)進(jìn)行驗(yàn)證。衡量解水鎖劑性能優(yōu)劣的指標(biāo)包括:表/界面張力、潤(rùn)濕性、腐蝕速率、耐鹽性、耐溫性、起泡性及巖心傷害率等[54-55]。以上評(píng)價(jià)指標(biāo)中,巖石表面潤(rùn)濕性是判斷解水鎖劑性能優(yōu)劣的一個(gè)重要指標(biāo)[4]。評(píng)價(jià)潤(rùn)濕性的方法也很多,其中常規(guī)法包括接觸角法、Amott-Harvey法、USBM法、色譜分離、自發(fā)滲吸曲線和浮選法;微觀描述法包括Zeta電位測(cè)量、熱重分析、傅里葉紅外光譜(FTIR)、核磁共振、掃描電子顯微鏡(SEM)和原子力顯微鏡(AFM)[27]。上述潤(rùn)濕性的測(cè)量方法各有優(yōu)缺點(diǎn),其中常規(guī)法之間的對(duì)比如表4所示。

表4 巖石表面潤(rùn)濕性常規(guī)評(píng)價(jià)方法對(duì)比Table 4 Comparison of conventional methods for evaluating the wettability of rock surfaces

核磁共振(NMR)法適用于實(shí)驗(yàn)室?guī)r心分析和井下測(cè)量,可以對(duì)潤(rùn)濕性進(jìn)行定量評(píng)價(jià),但是對(duì)孔隙率要求嚴(yán)格,至少為5%～10%。掃描電子顯微鏡雖然有低溫附件,但只能用蒸餾水作為流體。所以可以將兩種或者多種方法進(jìn)行交叉使用[4,27]。蔣官澄等[66]認(rèn)為常規(guī)的潤(rùn)濕性定量描述不適合用于測(cè)量氣體潤(rùn)濕性,提出了停滴、氣泡捕獲及毛細(xì)管上升等新方法來(lái)評(píng)價(jià)氣體潤(rùn)濕性。Scanziani等[67]提出了基于顯微CT圖像估計(jì)原位接觸角的自動(dòng)方法,但測(cè)試成本較高。關(guān)于解水鎖劑的性能評(píng)價(jià)方法目前仍沒(méi)有一套完整統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn),國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)于測(cè)量方法的選擇存在不同的意見(jiàn)。

5 結(jié)論

關(guān)于解水鎖劑的研究需要關(guān)注和待解決的主要問(wèn)題如下。

(1)針對(duì)不同的儲(chǔ)層條件和水鎖傷害程度,需要配制適應(yīng)性強(qiáng)的解水鎖劑。因此,在后續(xù)研究中,需要進(jìn)一步探究不同儲(chǔ)層的水鎖傷害機(jī)理,以便為研制出高效且適配的解水鎖劑提供指導(dǎo)。

(2)隨著苛刻條件氣田的持續(xù)開(kāi)發(fā),解水鎖劑應(yīng)用環(huán)境更加惡劣,故開(kāi)發(fā)高效、耐高溫、環(huán)保且低成本的解水鎖劑是未來(lái)的發(fā)展方向之一。

(3)當(dāng)前,針對(duì)解水鎖劑的性能評(píng)價(jià)尚未達(dá)成統(tǒng)一的指標(biāo)和評(píng)價(jià)方法。因此,制定一套完整且有效的解水鎖劑性能評(píng)價(jià)體系成為未來(lái)研究的重要任務(wù)。