解水鎖劑的研究現狀及展望

馬云, 張欣瑜, 何順安, 劉鵬, 許曉偉, 田偉, 白海濤*

(1.西安石油大學石油工程學院陜西省油氣田特種增產技術重點實驗室, 西安 710065; 2.西部低滲-特低滲油藏開發與治理教育部工程研究中心, 西安 710065; 3.長慶油田分公司第二采氣廠, 西安 710200; 4.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院低滲透氣田勘探開發國家工程實驗室, 西安 710018)

由于中國勘探、開發的絕大多數油氣藏地層屬于親水地層,在氣藏開采過程中,一旦有外來水相流體侵入到水潤濕性儲層孔道后,水相非常容易自發滲吸至近井帶儲層,導致氣相流通壓力劇增,滲透率下降,造成水鎖傷害,從而導致減產,造成巨大的經濟損失[1-3],所以從流體性質、流動狀態及目標儲層特點出發深入了解水鎖傷害的機理對制定解除水鎖傷害的措施具有重要的指導意義[4]。目前國內外學者在水鎖損害機理、影響因素、解除方法、評價方法等方面做了大量研究,取得了較大進展[5-10]。但是對于解水鎖劑很少有系統性的歸納總結,關于解水鎖劑的效果與評價也多停留在宏觀的滲透率損害率的表征,并未形成系統的解水鎖劑性能評價方法。因此,對現有的解水鎖劑進行調研,了解各類解水鎖劑的配方、性能評價方法和所取得的效果對后續解水鎖劑的研制具有指導意義。

1 水鎖傷害的機理

水鎖傷害的微觀機理如圖1所示[3]。水鎖效應是指當水相進入井周地層的孔喉后,就會在孔喉中形成水相堵塞,如圖1(a)所示;在氣-水的彎曲界面上會存在一個毛細管力阻止外來液體返排出儲層,如圖1(b)所示,從而導致水鎖傷害。

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

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

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

2 解水鎖劑的作用機理

由水鎖傷害的機理可知,產生水鎖效應與內在儲層特性和外來流體特性息息相關,要想解除水鎖傷害須從這兩個方面入手[11]。目前解決水鎖問題的方法很多,主要分為物理法和化學法兩種類型。物理法有水力壓裂、加大壓差、注干氣等;化學法包括酸化處理、注潤濕反轉劑、添加表面活性劑等[12-13]。不論是哪一種方法都有各自的優缺點,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]。通過調研可知,解水鎖劑解除水鎖傷害的作用機理主要有以下幾個方面。

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

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

(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,提高氣相相對滲透率,從而降低采出過程中克服水鎖所需的啟動壓力[8-11]。

(4)降低賈敏效應。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時產生大量乳化液引起的附加阻力,從而提高儲層滲透率,減輕液相滯留,緩解水鎖傷害[17]。

(5)恢復儲層滲透率。產生水鎖傷害后,儲層滲透率會大大降低。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 解水鎖劑研究進展

以解水鎖劑的作用機理為研制思路配制解水鎖劑是主要發展方向,常用的解水鎖劑體系主要由溶劑、助溶劑、酸液體系、潤濕改善劑和其他添加劑構成[4]。由于酸液體系用于擴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濕性[23],所以現主要調研了酸液體系、表面活性劑體系和納米體系的研究進展。

3.1 酸液體系

通常通過酸化來擴大儲層裂縫和基質孔喉尺寸。酸化解堵在有固相堵塞時,對減小毛管阻力、降低水鎖傷害和恢復儲層滲透率方面具有很大的應用潛力[18,24]。單一的酸液體系存在反應速度快和對儲層傷害大的缺點,可以通過選擇主體酸后向其中加入各類添加劑進行復配[19-22]。呂寶強等[18]系統總結了土酸、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缺點,為配制適合不同儲層條件的緩速酸體系提供了參考價值。魏子揚等[19]通過在氟硼衍生酸中加入各類添加劑,優選出一種復合酸解堵體系:5%HCl+5%HBF4+1%HAc+5%緩蝕劑BJ+3%黏土穩定劑WS-1,結果表明,該體系提高滲透率倍數達7倍以上且能溶解絮凝物,產生較大孔隙。付文耀等[20]通過在氟鹽自生酸體系中加入各類添加劑,優選出防垢緩速酸化體系:10%HCl+5%NH4F+5%氨基膦酸+1%復合阻垢劑SCA+0.5%雜環季銨鹽IST+0.5%防水鎖助排劑PWB+2%鐵離子穩定劑FEA+2%防膨劑ACE。結果表明,滲透率提高30倍,現場應用也取得了很好的效果。孫淑娟等[21]通過在土酸衍生酸中加入過氧化氫,優化出解堵劑配方:9.2%HCl+1.3%HF+15%HAc+5%H2O2,該酸液體系在緩速解堵的同時能有效降低巖心傷害率,相較普通有機酸可以達到深部酸化。該酸液體系的解堵機理如圖2所示。

Jia等[22]通過與可聚合陽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。結果表明,該自組裝酸在高溫酸化和酸壓裂中具有潛在的應用前景。張剛等[25]制備了一種新型陽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,優選配方為:8%HCl+1.5%HF+2%有機多元酸HYJS-1+0.8%HS-Ⅱ+1.0%高效緩蝕劑HGJ-2。結果表明,該酸液體系能顯著提高巖心滲透率,且注入量越大,提高滲透率倍數越大。Mahmoud等[26]合成了一種陽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,而且新型緩凝劑酸液體系大大提高了滲透距離和滲透率。合成陽離子表面活性劑的過程如圖3所示。

,n=11～13,x=11～13,Average Mn ～690:(規范或純度)平均數均分子量約為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層條件下應用均取得優異的酸化解堵效果,且隨著酸液體系的添加劑不斷優化發展,向酸液中加入表面活性劑配制新型緩速酸體系已成為發展趨勢。

表2 酸液體系研究現狀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構圖[31]Fig.4 Structural diagram of a synthetic amphoteric surfactant[31]

在解水鎖的應用過程中,如果單一的表面活性劑無法達到預期效果時,也可選擇不同類型具備不同優良基團或功能的表面活性劑進行復配[32-35]。李小平等[34]針對低滲儲層的水鎖損害問題,將羥基磺丙基型甜菜堿類兩性表面活性劑與烷基硫酸鹽型陰離子表面活性劑1∶1復配,結果表明,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濕轉變。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下復配,結果表明,油水界面張力可達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、吸附性能和潤濕性,結果表明,PFPE-A/K12復配體系對表面張力具有良好的協同作用。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同作用,結果表明,DTAB/AES復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)復配,考察其對界面張力、潤濕性的影響,結果表明,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-的協同作用對IFT的降低和潤濕性的改變更有效。Gemini表面活性劑的結構如圖5所示。

α,ω二溴烷烴(s=4,6)R′表示構成植物油甘油三酯的每個脂肪酸部分的烷基碳長度圖5 葵花籽油基Gemini表面活性劑的結構[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濕性、降低界面張力和恢復儲層滲流能力為目標。以上合成或復配的表面活性劑均具有所需性能且針對不同的儲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配所得的混合溶液具有更優異的性能,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。根據儲層特性,以表面活性劑為主劑配制解水鎖劑將成為主要發展方向。

表3 表面活性劑體系研究現狀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特的物理化學特性,可以通過潤濕反轉實現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濕性的納米顆粒。金家鋒等[43]采用改進的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濕性由液濕性反轉為超氣濕性。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濕性改變為液體非潤濕或中間氣體潤濕。Wang等[45]對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行了組成優化。結果表明,復合納米流體具有較低的表面張力且能提高煤的潤濕性。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-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[48-50]。

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

3.4 國內主要研究團隊及研究水平

中國關于解水鎖劑的研究團隊較多,其在解水鎖劑的研究中積極探索新材料、新工藝和新技術,不斷提高解水鎖劑的效果和環境友好性,推動了解水鎖技術及其相應產品在工程實踐中的廣泛應用,并取得顯著效果[4,20,33,43,50]。低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室與陜西萬普隆油氣技術服務公司合作研發將酸液體系與表面活性劑復配而成的儲層滲透率改造劑(解水鎖劑),不僅具有一定的溶垢作用,還可以促進潤濕反轉,其應用于長慶油田某-4和某-27氣井解堵施工后,日產氣量均大幅增加,前者日增產2.2×104m3,增產百分比為2.75%,壓差從2.6 MPa降至0.5 MPa;后者日增產2.9×104m3,增產百分比為29%,壓差從1.5 MPa降至0.3 MPa,且兩口井生產壓力穩定。中國石油川慶鉆探工程有限公司將氟碳類和兩性離子表面活性劑、潤濕反轉劑等復配,該體系降低了儲層流體界面張力,將巖石潤濕性由親水變為疏水。應用于蘇里格桃X區有明顯水鎖的低產、低效氣井后,平均單井增產0.409 7×104m3/d,累計增產134.54×104m3/d,平均套壓由4.42 MPa降至4.25 MPa[53]。長江大學地球科學學院與吉林油田公司油氣工程研究院在國家科技重大專項“致密油儲層高效體積改造技術”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。應用于吉林油田DS80井區的DS80-2井后見氣返排率3.8%,井口壓力18.3 MPa,日產氣8.5×104m3,增產百分比為24%,效果顯著[47]。上述研究為解決解水鎖劑在實際應用中面臨的問題提供了理論支持和技術手段,并為環保、高效的解水鎖劑技術的發展做出了貢獻,體現了中國在解水鎖劑領域的創新能力和研究水平處于國際領先水平。

4 解水鎖劑性能評價方法

判斷所研發的解水鎖劑是否滿足要求,需要通過測量該解水鎖劑的各項性能指標來進行驗證。衡量解水鎖劑性能優劣的指標包括:表/界面張力、潤濕性、腐蝕速率、耐鹽性、耐溫性、起泡性及巖心傷害率等[54-55]。以上評價指標中,巖石表面潤濕性是判斷解水鎖劑性能優劣的一個重要指標[4]。評價潤濕性的方法也很多,其中常規法包括接觸角法、Amott-Harvey法、USBM法、色譜分離、自發滲吸曲線和浮選法;微觀描述法包括Zeta電位測量、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]。上述潤濕性的測量方法各有優缺點,其中常規法之間的對比如表4所示。

表4 巖石表面潤濕性常規評價方法對比Table 4 Comparison of conventional methods for evaluating the wettability of rock surfaces

核磁共振(NMR)法適用于實驗室巖心分析和井下測量,可以對潤濕性進行定量評價,但是對孔隙率要求嚴格,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行交叉使用[4,27]。蔣官澄等[66]認為常規的潤濕性定量描述不適合用于測量氣體潤濕性,提出了停滴、氣泡捕獲及毛細管上升等新方法來評價氣體潤濕性。Scanziani等[67]提出了基于顯微CT圖像估計原位接觸角的自動方法,但測試成本較高。關于解水鎖劑的性能評價方法目前仍沒有一套完整統一的標準,國內外學者對于測量方法的選擇存在不同的意見。

5 結論

關于解水鎖劑的研究需要關注和待解決的主要問題如下。

(1)針對不同的儲層條件和水鎖傷害程度,需要配制適應性強的解水鎖劑。因此,在后續研究中,需要進一步探究不同儲層的水鎖傷害機理,以便為研制出高效且適配的解水鎖劑提供指導。

(2)隨著苛刻條件氣田的持續開發,解水鎖劑應用環境更加惡劣,故開發高效、耐高溫、環保且低成本的解水鎖劑是未來的發展方向之一。

(3)當前,針對解水鎖劑的性能評價尚未達成統一的指標和評價方法。因此,制定一套完整且有效的解水鎖劑性能評價體系成為未來研究的重要任務。