解水鎖劑的實驗研究及應用

閆方平

（承德石油高等?？茖W校，河北承德 067000）

低滲透儲層具有泥質(zhì)膠結(jié)物含量高、含水飽和度高、毛細管壓力高、水敏性強以及孔喉細小、滲透性差、結(jié)構(gòu)復雜、非均質(zhì)嚴重、存在天然裂縫等特點。該類儲層在初始含水飽和度低于束縛水飽和度時有過剩的毛細管壓力存在，在外來流體進入時，很容易發(fā)生毛細管自吸現(xiàn)象，而且侵入儲層的外來流體返排困難，甚至不能返排，形成水鎖傷害[1-3]。研究表明，水鎖傷害是低透滲儲層最主要的傷害形式，損害率一般為70%～90%[4-7]。因此，研究水鎖效應的影響因素，尋找抑制和解除水鎖損害的方法，對保護油氣層有重要意義。

1 表面活性劑篩選

在實驗溫度60℃、表面活性劑濃度為0.1%的條件下，分別對有機硅類表面活性劑和羧酸鹽表面活性劑進行實驗，測定蒸餾水與煤油混合物的油水界面張力。

1.1 有機硅類表面活性劑

對室內(nèi)合成的10種有機硅類表面活性劑進行油水界面張力評價，實驗結(jié)果（見表1）。

表1 不同有機硅類表面活性劑的界面張力表

從表1中可以看出，樣品G-1、G-2表面活性劑溶液與煤油的界面張力較低，在3.0 mN/m以下。

1.2 羧酸鹽類表面活性劑

對室內(nèi)合成的親水基為-COONa，疏水基為C12、C16、C18的3種羧酸鹽類表面活性劑（合成的轉(zhuǎn)化率在30%左右）進行油水界面張力評價，實驗結(jié)果（見表2）。

表2 羧酸鹽型表面活性劑界面張力表

從表2中可以看出，B-1效果最好，界面張力低且易溶于水，B-2、B-3存在難溶解的問題，加熱溶解后配制成0.1%的溶液在室溫（20℃）下呈乳白色，其中B-3在70℃下需要長時間加熱才能溶解完全。

1.3 表面活性劑的協(xié)同作用

陰離子表面活性劑和非離子表面活性劑普遍存在協(xié)同效應，對評價出性能較好的羧酸鹽類表面活性劑（B-1、B-2）與有機硅類表面活性劑（G-1、G-2）進行復配實驗，兩者比例分別為 95∶5和 80∶20，實驗結(jié)果（見表3）。

表3 復配樣品的油水界面張力表

從表3中可以看出，B-2與G-2復配時油水界面張力值最低，分別為0.853 mN/m和0.841 mN/m，且隨著二者比例的變化，界面張力較為穩(wěn)定；B-2與G-1復配效果次之，油水界面張力值分別為1.240 mN/m和0.593 mN/m，且油水界面張力隨二者的比例變化較大。因此，選擇B-2+G-2為解水鎖劑的初步配方。

2 增溶劑的篩選

2.1 增溶劑的選擇

為了提高B-2的溶解性，實驗選取了乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇甲醚、二乙二醇乙醚和二乙二醇二甲醚5種醚類，測定對B-2表面活性劑的溶解性及復配樣品界面張力的影響，各種醚與復配樣品的比例為2∶1。實驗結(jié)果（見表4）。

表4 不同醚對復配樣品界面張力影響表

從表4中可以看出，乙二醇丁醚能夠使B-2完全溶解在蒸餾水中，且不析出、流動狀態(tài)較好，同時降低B-2與G-2復配時的界面張力，且降低幅度最大；二乙二醇丁醚雖然降低了B-2與G-2復配時的界面張力，溶液稍微渾濁，說明有部分B-2析出；二乙二醇甲醚、二乙二醇乙醚、二乙二醇二甲醚則對B-2的溶解性沒有明顯改善，在室溫（20℃）下，溶液均呈膏狀。

2.2 增溶劑用量的確定

配制含有不同濃度乙二醇丁醚的解水鎖劑樣品，濃度分別為0%、5%、10%、15%，然后配制成0.1%的溶液進行界面張力測量，實驗結(jié)果（見圖1）。

從圖1中可以看出，隨著乙二醇丁醚含量的增加，油水界面張力先降低后升高，加量為10%時，界面張力為0.537 mN/m，最低點出現(xiàn)在9%左右。

因此解水鎖劑室內(nèi)實驗配方為：水+B-2+G-2+乙二醇丁醚。

圖1 乙二醇丁醚含量對界面張力的影響圖

圖2 不同質(zhì)量分數(shù)解水鎖劑的油水界面張力對數(shù)圖

3 室內(nèi)實驗評價

3.1 有效濃度實驗

為了確定解水鎖劑的有效作用濃度，對現(xiàn)場進行指導，實驗測量了60℃時不同質(zhì)量分數(shù)解水鎖劑的油水界面張力，實驗結(jié)果（見圖2）。

從圖2中可以看出，隨著解水鎖劑濃度的增加，界面張力逐漸減小，在質(zhì)量分數(shù)為0.01%后，界面張力基本不變，因此，解水鎖劑的有效作用濃度為0.01%。

3.2 耐溫性實驗

實驗溫度為120℃，時間為4 h，實驗結(jié)果（見表5），其中基液配方為：水+1%防膨劑+1%氯化鉀+0.2%亞硫酸鈉+6.5%氯化鈉，密度為1.05 g/cm3。

表5 解水鎖劑耐溫性實驗

從表5中可以看出，加入1%解水鎖劑后，在常溫和老化后界面張力都明顯降低，且老化后的界面張力更低，說明解水鎖劑耐溫性能良好。

4 現(xiàn)場應用

冀東油田A斷塊油藏層段Ed2平均滲透率9.84×10-3μm2，平均孔隙度16.76%，平均中值孔喉直徑0.7 μm，平均孔喉直徑1.98 μm，屬于中孔隙度，低滲～特低滲透率儲層，該油藏水鎖損害程度嚴重，在70%以上，且滲透率越低損害越嚴重。目前，解水鎖劑在A斷塊得到廣泛應用，主要用于壓裂液前置后置液、射孔液及壓井液。2012年8月15日初次投入使用至2014年7月31日，解水鎖劑共使用了60 t，創(chuàng)造產(chǎn)值95.79萬元，效果顯著。

5 結(jié)論

（1）室內(nèi)合成了有機硅類和羧酸鹽類兩種表面活性劑，并進行了室內(nèi)實驗評價，結(jié)果表明，有機硅類表面活性劑G-1、G-2和羧酸鹽類表面活性劑B-1、B-2單體效果較好。對優(yōu)選出的4種單體表面活性劑進行了復配實驗，結(jié)果表明B-2與G-2的復配效果最好。

（2）針對羧酸鹽類表面活性劑B-2溶解度低的問題，進行了增溶劑的實驗研究，結(jié)果表明，乙二醇丁醚能夠使B-2完全溶解在蒸餾水中，同時降低B-2與G-2復配時的界面張力，且加量在9%時效果最好。

（3）通過實驗研究，確定了解水鎖劑的室內(nèi)配方，并進行了有效濃度和耐溫性的實驗研究，最終確定有效濃度為0.01%，耐溫可達120℃。

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