新型防水鎖劑的研究與評價

閆方平

(承德石油高等專科學校，河北承德 067000)

在油氣田開發過程中，鉆井液、完井液及壓裂液等外來流體進入儲層后，由于毛細管力的滯留作用，地層壓力不能將滯留液完全排出地層，導致儲層的含水飽和度增加，油氣相滲透率降低，這種現象稱為水鎖傷害。國內外學者普遍認為，引起水鎖傷害的主要原因是毛細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過程中存在著很嚴重的水鎖傷害，嚴重地影響了低滲透油氣藏的高效開發。研究表明，水鎖傷害是低孔低滲儲層最主要、最嚴重的損害類型，損害率達到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，對保護油氣藏有重要意義。

1 防水鎖劑作用機理及分類

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，從而降低毛細管阻力；使用低級醇作防水鎖劑，醇能與水互溶且易揮發，揮發時可將地層滯留水帶出。這兩種物質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，應滿足以下條件：(1)有強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定；(2)表面活性劑能使巖石表面由水濕轉變為氣濕或部分水濕；(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 實驗儀器及試劑

2.1 實驗儀器

GJS-B12K變頻高速攪拌機，ZNG-3泥餅失水量測定儀，ZNN-D6旋轉黏度儀，WHF-203三用紫外分析儀，LD-10離心機，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 實驗試劑

3%基漿，膨潤土、有機硅醚類防水鎖劑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 室內實驗研究

3.1 有機硅醚類防水鎖劑篩選

在3%基漿中對產品的性能進行了評價，其中G-2、G-3、G-6、G-8、G-9、G-10 防水鎖劑起泡嚴重，氣泡會影響鉆井液的密度，給正常鉆進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的條件下進行實驗，實驗結果(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小；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%基漿中對產品的性能進行了評價，其中D-1、D-2在常溫下起泡嚴重，因此選擇D-3、D-4在常溫及140℃×16 h的條件下進行實驗，實驗結果(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 有機硅醚在基漿中的性能(常溫)

表2 有機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

圖2 防水鎖劑在5%基漿中的降低率

3.3 潤滑性實驗研究

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種樣品與國內現有的2種產品進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。其中防水鎖劑D-4的潤滑系數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，潤滑系數為0.055，降低率達到了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

實驗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%，實驗結果(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 結論

(1)室內實驗研究表明，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，潤滑效果明顯；同時降低油水表面/界面張力能力較強，有利于鉆井液濾液的返排，從而有利于地層滲透性的恢復。

參考文獻：

［1］張敏諭，毛美利.長慶低滲氣藏水鎖效應與抑制對策［J］.低滲透油氣田，1994，4(2)：65－68.

［2］張文斌，李叢峰，施曉雯.醇酸酸化在青海油田的應用［J］.油田化學，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.低孔低滲高壓砂巖儲層損害機理及保護技術研究［J］.鉆井液與完井液，2008，25(6)：17-19.

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［7］李穎穎，蔣官澄，宣揚，等.低孔低滲儲層鉆井液防水鎖劑的研制與性能評價［J］.鉆井液與完井液，2014，31(2)：9-12.

［8］柳敏，吳茜.防水鎖劑的研究進展與展望［J］.廣州化工，2013，41(5)：32-33+42.

［9］歐彪，梁大川，孫勇，等.低滲透氣藏防水鎖劑FS研究及效果評價［J］.鉆采工藝，2014，37(3)：98-100.