新型納米防水鎖表面活性劑的研發與應用

何嘉郁，王艷玲， 曠正超

1長江大學地球科學學院 2吉林油田公司油氣工程研究院 3中國石油川慶鉆探公司蘇里格項目經理部工程技術部

0 引言

德惠斷陷致密氣儲集層物性差、微納米級孔喉發育，需通過改善氣體滲流條件，才能實現經濟有效開發[1- 2]。然而在壓裂過程中，壓裂液等外來流體侵入儲集層后，一方面會在井壁周圍孔道中形成液相堵塞，造成井筒附近滲透率的降低，影響氣井產能[3]；另一方面導致近井地帶含水飽和度增加，排液采氣時，地層含水飽和度不能恢復到原始含水飽和度，造成近井地帶滲流阻力增加，發生水鎖傷害[4]。

由于致密氣儲集層水鎖現象普遍存在、危害性大，關于治理水鎖效應的研究也隨之而生，主要包括水力壓裂技術、注入互溶劑技術、熱處理技術、注氣吞吐技術以及注入表面活性劑技術等[5- 6]。宋金星等[7]，唐善法等[8]學者認為向壓裂液中添加疏水性防水鎖表面活性劑，可有效降低壓裂液的表面張力，增加壓裂液與巖石的接觸角，改變巖石潤濕性，使得壓裂液不會因毛細管壓力自吸進入儲層的納米級孔隙，是減少致密氣儲集層水鎖傷害最有效方法。

前期研發的由減阻劑、納米微乳助排劑、黏土穩定劑組成的防水鎖易返排滑溜水壓裂液體系[9- 10]，效果雖好，但相對新型納米防水鎖表面活性劑成本過高。因此，基于吉林油田致密氣儲集層特征，通過室內篩選和進行性能指標評價，優選李永飛等[11]認為的最為經濟實用的、具有雙疏特性的對-全氟碳烷基結構表面活性劑為新型納米防水鎖表面活性的主要復配成分，將致密儲層由液濕反轉為氣濕，降低壓裂液在儲集層表面的吸附，減少支撐劑的回流，提高致密氣壓裂返排速率；同時引入聚氧乙烯結構和長鏈烷基芳基磺酸鹽表面活性劑，提高水溶性和增加熱穩定性，在德惠斷陷DS80井區開展現場試驗，獲得了較好的應用效果，為實現致密氣高效勘探、效益開發提供了新的技術支撐。

1 致密氣儲集層特征

致密氣藏定義為儲集層覆壓基質滲透率不大于0.1 mD 的氣層，單井一般無自然產能或低于工業氣流下限，但在一定經濟條件和技術措施下可獲得工業天然氣產量[12]。國內學者認為致密氣總體表現為“四低、二高、一強”的特點，即孔隙度低、滲透率低、儲量豐度低、單井自然產量低，含水飽和度高、開發成本高及儲集層非均質性強[13]。吉林油田致密氣儲集層占80%以上，存在領域多、層系多、巖相巖性復雜、孔喉結構復雜、敏感、低壓“先天不足”的特征。選擇DS80井區為試驗區塊，儲集層巖心孔隙度平均9.5%；滲透率低，差別大，一般在0.002 mD左右，最大為0.024 mD，孔喉連通性差。室內采用自發滲吸法評價試驗井區目的層巖心水鎖傷害率，圖1可見巖心滲吸達到平衡時間短，水鎖傷害率大。在滲吸初期，由于滲吸速率過慢，液體無法快速進入不可動孔隙中，導致大量液體在可動孔隙附近聚集，引起滲透率的快速下降，減少液體侵入或壓后加強返排，減少水鎖傷害，是保證產氣能力的重要手段。

圖1 DS 11- 3井巖心滲透率傷害率隨時間變化

2 納米防水鎖表面活性劑作用機理

新型納米防水鎖表面活性劑由對-全氟壬烯氧基苯磺酸鈉、全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚醇和支鏈化烷基芳基磺酸鹽復配而成，產生協同作用。其中氟碳烷基結構的表面活性劑是目前市場上用于改變巖石潤濕性的最具應用價值的一種表面活性劑，具有“三高”、“兩憎”的特性[10,15]。全氟碳烷基結構的存在使得儲集層裂縫具有疏水疏油的特性，將致密氣儲集層的潤濕性改變為氣濕性，實現潤濕反轉，降低壓裂液在儲集層的吸附，減少支撐劑的回流，提高致密氣壓裂液返排速率[16]；聚氧乙烯結構的引入，使得氧乙烯基與巖石表面硅羥基形成氫鍵，能很好地吸附在巖石表面，形成一定的保護膜，增大水在巖石表面的接觸角，從而降低毛細管阻力，提高氣相滲透率[17]；賈云林等[18]認為醇類可降低溶液表面張力，提高壓裂液與儲集層流體的混相能力，減小水鎖引起的附加阻力，具氟碳結構的表面活性劑與醇類的協同作用，能夠更大程度地減輕水鎖傷害，所以優選聚氧乙烯醚醇作為傳遞表面活性劑的主要溶劑；并加入支鏈化烷基芳基磺酸鹽，增加熱穩定性。

3 納米防水鎖表面活性劑性能指標

室內將對-全氟壬烯氧基苯磺酸鈉(A)、全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚醇(B)和支鏈化烷基芳基磺酸鹽(C)三種藥劑按照不同的比例配制成不同配方的防水鎖表面活性劑復配體系(表1)，然后進行優選。

表1 各助排劑的組成及含量數據

3.1 界面活性

采用吊片法測定表面活性劑不同濃度下溶液的表面張力值，然后利用計算機軟件作出γ-LogC關系曲線；所測定助排劑的臨界膠束濃度(CMC)基本都在0.1%～0.2 %(質量百分濃度)，γCMC臨界膠束濃度下的表面張力都在19.7～21.0 mN/m(<28 mN/m )之間(表2)。

表2 助排劑CMC和γCMC臨界膠束濃度下表面張力

界面張力是利用旋滴法測定高速旋轉下煤油在表面活性劑溶液中的形狀，利用計算機軟件計算并作出γ-T關系曲線，獲得表面活性劑的油水動態和穩態界面張力。從(表3)助排劑油水界面張力的結果看出，溫度升高，油水界面張力降低，在溫度80 ℃、臨界膠束濃度下助排劑6#的油水IFT(界面張力)最低，界面張力值為1.5 mN/m(<2.0 mN/m )。

表3 助排劑在不同溫度、臨界膠束濃度下的油水界面張力值

3.2 防水鎖劑溶液粒度

采用動態散射法，測定防水鎖劑在臨界膠束濃度下溶液中膠束粒度的大小，通過計算機軟件獲得膠束粒徑與時間的關系曲線和溶液中膠束粒徑的分布圖，并得到膠束的平均粒徑(表4)。助排劑溶液中膠束平均粒徑≤100 nm，其中助排劑6#粒徑最小，粒徑值為34.5 nm( <50 nm )。

表4 助排劑溶液中膠束的平均粒徑數據

3.3 潤濕性

采用座滴法，使進樣器的注射針頭形成2 μL 的水滴，再與操作臺上表面活性劑溶液處理過的巖石接觸，通過攝像機所攝到的液滴形狀，經過軟件處理，可得到水在巖石表面形成的接觸角。致密氣巖心均具有較強水濕性，不同巖心親水性能存在差異，助排劑對巖心潤濕性的改變與巖心本身的性質有關，助排劑6#對巖心的潤濕性改變能力最強，達到108°(表5)。

表5 防水鎖劑在巖心表面潤濕角數據

3.4 水鎖傷害率

通過前面不同配方的防水鎖表面活性劑復配體系指標的測定，優選表面張力<21 mN/m，溶液粒徑<100 nm，對巖心的潤濕性改變能力最強的助排劑6#為新型納米防水鎖表面活性劑。選取DS80井區巖心，應用巖心動態流動儀對防水鎖劑進行巖心傷害評價實驗。從圖2可以看出，新型納米防水鎖表面活性劑巖心水鎖傷害率為15.6%～18.7%，比國前期同類產水鎖傷害率低5%，成本預計降低70%，具備現場應用條件。

圖2 致密氣藏巖心水鎖傷害評價結果

3.5 配伍性

綜合DS80井室內CST防膨實驗結果，優選羧甲基胍膠壓裂液體系與新型納米防水鎖表面活性劑進行配伍性評價，表6表明新型納米防水鎖表面活性劑與羧甲基胍膠壓裂液壓裂液配伍性良好，滿足中石油壓裂液通用技術條件標準。

表6 新型納米防水鎖表面活性劑與羧甲基胍膠壓裂液體系配伍性

4 現場應用對比

DS80- 2井位于DS80井區，儲集層深度3 019.8 m，動用優質層34.8 m，孔隙度6.5%，滲透率0.25 mD；鄰井DS80- 10井動用優質儲集層厚度小，物性差。兩口井均采用高密度多簇限流射孔+先成縫后成網壓裂技術，具體施工參數和壓后產氣量如表7所示。在DS80- 2井完成自主研發納米防水鎖表面活性劑現場試驗，壓后第二天見氣，見氣返排率3.8%，井口壓力18.3 MPa，日產氣8.5×104m3，效果明顯好于鄰井DS80- 10井，該井為DS80井區同厚度氣藏最高產量井。

5 結論與認識

(1)吉林油田致密氣儲集層占80%以上，存在領域多、層系多、巖相巖性復雜、孔喉結構復雜、敏感、低壓“先天不足”的特征，減少液體侵入或壓裂后加強返排，減少水鎖傷害，是保證產氣能力的重要手段。

(2)新型納米防水鎖表面活性劑表界面張力低，溶液粒徑小，水鎖傷害率低和投資成本低，現場應用后效果顯著，為實現致密氣藏高效勘探、效益開發提供了技術支撐。