CN101423755A - 气井水锁伤害处理剂配方 - Google Patents

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Abstract

本发明属于压裂液添加剂，特别涉及一种气井水锁伤害处理剂配方，其特征是：它由下列组分按照重量百分比配比而成；其中主剂苄基三丁基溴化铵或苄基三丁基氯化铵的重量百分比20.0％－25.0％；非离子表面活性剂壬基酚聚氧乙烯醚或蔗糖脂肪酸酯的重量百分比2.0％－5.0％；陕西森瑞科技有限公司生产的SR18Y氟碳表面活性剂的重量百分比0.5％－1.0％；阳离子表面活性剂十二烷基二甲基苄基氯化铵或十六烷基三甲基溴化铵的重量百分比12.0％－15.0％、余量是蒸馏水。根据这种配方制成的气井水锁伤害处理剂，它可以减小气井水锁伤害，降低启动压力，提高岩芯气相渗透率，保护储层。

Description

气井水锁伤害处理剂配方
技术领域
本发明属于压裂液添加剂配方，特别涉及一种减小气井水锁伤害，降低启动压力，提高岩芯气相渗透率，保护储层的气井水锁伤害处理剂配方。
背景技术
水锁伤害严重影响气藏开发效果，已成为低渗透致密气藏的主要伤害之一，具体表现在妨碍及时发现和准确评价气层，增加作业成本、降低天然气采收率、减缓开发进程、延长资金回收期等。
水锁伤害程度与储层孔喉大小及分布，储集层渗透率，外来流体与岩石作用压力及时间、原始含水饱和度、地层压力、接触角及流体粘度等因素有关。对于低渗储层，随着渗透率降低，虽然在同等压差下进入储层的外来流体的量减小，但毛细管半径减小，自吸作用增加，且这部分自吸水更不容易返排出来。如果再加上储层低压，水锁伤害程度就更加显著增加，但当渗透率降低到一定程度后，靠自吸作用也不能使外来流体进入地层时，水锁伤害程度又会降低。
水锁包括可动水水锁和束缚水水锁两部分，可动部分可通过提高压裂液返排率得以部分解除。束缚水只有通过改进压裂液配方得以消减，使用水基压裂液，水锁是不可避免的。其影响因素主要有岩石表面的润湿性、毛管压力和原始含水饱和度。岩石亲水性越强，储层潜在的水锁伤害越严重。对于大牛地气田，水锁伤害实验结果表明，储层水锁伤害严重，伤害率在69.0％-96.3％，平均伤害率为82.7％。
发明内容
本发明的目的是提供一种气井水锁伤害处理剂配方，根据这种配方生产的水处理剂能降低启动压力，提高岩芯气相渗透率，减小气井水锁伤害保护储层。
本发明的技术方案是：提供一种气井水锁伤害处理剂配方，其特征是：它由下列组分按照重量百分比配比而成；其中主剂的重量百分比20.0％—25.0％；非离子表面活性剂的重量百分比2.0％—5.0％；氟碳表面活性剂的重量百分比0.5％—1.0％；阳离子表面活性剂的重量百分比12.0％—15.0％、余量是蒸馏水。
所述主剂是苄基三丁基溴化铵或苄基三丁基氯化铵。
所述的非离子表面活性剂是壬基酚聚氧乙烯醚或蔗糖脂肪酸酯。
所述的氟碳表面活性剂是陕西森瑞科技有限公司生产的SR18Y氟碳表面活性剂。
所述的阳离子表面活性剂是十二烷基二甲基苄基氯化铵，或十六烷基三甲基溴化铵。
本发明的特点是：本发明根据这种配方生产的水处理剂主要针对束缚水水锁伤害，降低气液界面张力，剥落孔喉内水膜，增大水相和岩石的接触角，改变岩石表面的润湿性，降低毛管压力，减弱自吸作用，降低储层自吸水饱和度，降低启动压力，提高岩芯气相渗透率，减小水锁伤害，保护储层。
本发明所提到的壬基酚聚氧乙烯醚或蔗糖脂肪酸酯与SR18Y氟碳表面活性剂的协同作用可以有效的降低液体表面张力，增大水相和岩石的接触角。苄基三丁基溴化铵或苄基三丁基氯化铵和十二烷基二甲基苄基氯化铵或十六烷基三甲基溴化铵可以使吸附在孔道表面的水膜变薄、脱落，有效的扩大了孔径。该气井水锁伤害处理剂与目前油田常用压裂液添加剂在常温和地层温度下配伍性良好，压裂施工前按设计比例配入压裂液，施工中注入井内，减小压裂液引起的水锁伤害，起到保护储层的作用。
附图说明
下面结合实施例图表对本发明作进一步说明。
表1毛细管自吸液面上升高度表；
表2岩芯启动压力变化表；
表3大281-10/61水锁处理剂处理前后气相渗透率对比表；
图1大281-10/61水锁处理剂处理前后气相渗透率对比图；
表4大281-8/61水锁处理剂处理前后气相渗透率对比表；
图2大281-8/61水锁处理剂处理前后气相渗透率对比图。
表5是水锁处理剂的性能指标
图表是本发明的效果评价实验及结果：
1、表1是毛细管自吸液面上升高度变化表。毛管力作用在气藏水锁伤害的形成的过程中起着主要作用。在钻井、完井等作业过程中外来液体由于毛管力自吸效应进入气层，在采气过程中毛管力则阻碍已进入储层的液体被气体带出，形成水锁伤害。它研究评价了不同浓度的水锁伤害处理剂处理后，毛细管自吸液面的上升高度，试验结果见表1从试验结果可以看出，用重量百分比为1％的水锁伤害处理剂处理后的毛细管自吸液面上升高度最低。
2、表2是岩心启动压力降低变化表。室内评价了加入水锁伤害处理剂后岩芯的启动压力，试验结果表明加入1％水锁伤害处理剂后岩芯平均启动压力降低了41.0％。
3、表3，表4，图1，图2描述的是大281-8/61、大281-10/61两块岩芯用1％水锁伤害处理剂处理前后气相渗透率的变化情况。分别有30.1％和57.1％的改善。所用仪器为美国TEMCO公司高温高压岩芯流动实验仪。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步说明：
实施例1：按照重量百分比，在反应釜中加入65.5％蒸馏水，加入20％主剂苄基三丁基溴化铵，搅拌20min；升温至40℃，再加入2.0％非离子表面活性剂壬基酚聚氧乙烯醚，加入0.5％陕西森瑞科技有限公司生产的SR18Y氟碳表面活性剂，搅拌10min；最后加入12.0％阳离子表面活性剂十二烷基二甲基苄基氯化铵，搅拌20min得到气井水锁处理剂。
实施例2：同样按照重量百分比，在反应釜中加入54％蒸馏水，加入25％主剂苄基三丁基溴化铵，搅拌25min；升温至40℃，再加入5.0％非离子表面活性剂蔗糖脂肪酸酯，加入1.0％陕西森瑞科技有限公司生产SR18Y氟碳表面活性剂，搅拌25min；最后加入15.0％阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵，搅拌20min得到气井水锁处理剂。
实施例3：按照重量百分比，在反应釜中加入60％蒸馏水，加入22％主剂苄基三丁基氯化铵，搅拌20min；升温至40℃，加入3.0％非离子表面活性剂壬基酚聚氧乙烯醚，加入0.8％陕西森瑞科技有限公司生产的SR18Y氟碳表面活性剂，搅拌10min；加入14.2％阳离子表面活性剂十二烷基二甲基苄基氯化铵，搅拌15min得到气井水锁处理剂。
实施例4：按照重量百分比，在反应釜中加入62％蒸馏水，加入23％主剂苄基三丁基氯化铵，搅拌20min；升温至40℃，加入2.0％非离子表面活性剂蔗糖脂肪酸酯，加入0.7％陕西森瑞科技有限公司生产的SR18Y氟碳表面活性剂，搅拌10min；加入12.30％阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵，搅拌15min得到气井水锁处理剂。
在同一区块试验中，前期应用常规水基压裂液体系进行压裂改造，返排周期长，单层无阻流量小于1000方/天，无法达到工业气流，在用上述实施例生产的水锁伤害处理剂在现场试验后，返排时间缩短80小时，实现单层无阻流量23400方/天，形成工业气流。
表5是水锁处理剂的性能指标，实施例中水锁处理剂的性能指标应符合表5要求。
 
水锁处理剂百分比浓度(m/m)，％ 0 0.5 0.8 1.0 1.5 2.0 3.0
毛细管自吸液面上升高度，cm 1.5 0.9 0.7 0.5 0.7 0.7 0.8
表1
Figure A200810231748D00061
表2
 
岩芯号 项目 水锁处理前 水锁处理后 渗透率改善率(％)
大281-8/61 岩芯气相渗透率(10-3μm2) 0.10 0.13 30.1
表3
 
岩芯号 项目 水锁处理前 水锁处理后 渗透率改善率(％)
大281-10/61 岩芯气相渗透率(10-3μm2) 0.14 0.22 57.1
表4
Figure A200810231748D00062
表5

Claims (5)

1、气井水锁伤害处理剂配方，其特征是：它由下列组分按照重量百分比配比而成；其中主剂的重量百分比20.0％—25.0％；非离子表面活性剂的重量百分比2.0％—5.0％；氟碳表面活性剂的重量百分比0.5％—1.0％；阳离子表面活性剂的重量百分比12.0％—15.0％、余量是蒸馏水。
2、根据权利1所述的气井水锁伤害处理剂，其特征是：所述主剂是苄基三丁基溴化铵或苄基三丁基氯化铵。
3、根据权利1所述的气井水锁伤害处理剂，其特征是：所述的非离子表面活性剂是壬基酚聚氧乙烯醚或蔗糖脂肪酸酯。
4、根据权利1所述的气井水锁伤害处理剂，其特征是：所述的氟碳表面活性剂是陕西森瑞科技有限公司生产的SR18Y氟碳表面活性剂。
5、根据权利1所述的气井水锁伤害处理剂，其特征是：阳离子表面活性剂是十二烷基二甲基苄基氯化铵，或十六烷基三甲基溴化铵。
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