新型页岩气储层保护剂SDME-2的制备及特性

董兵强， 邱正松， 王伟吉， 钟汉毅， 宋丁丁

(中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580)



新型页岩气储层保护剂SDME-2的制备及特性

董兵强， 邱正松， 王伟吉， 钟汉毅， 宋丁丁

(中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580)

页岩气钻探开采过程中，钻井液滤液侵入页岩储层易导致严重的水敏损害和液相圈闭，严重影响了页岩气地层钻井安全及页岩气产能。针对页岩气储层特性及储层损害主要因素，基于纳米乳液制备理论及页岩储层保护基本原理，利用Gemini季铵盐型表面活性剂GTN、Tween80、正戊醇和正辛烷作为主要原料，制备出了纳米乳液储层保护剂SDME-2。性能评价结果表明，SDME-2具有超低的界面张力，可使页岩表面由水湿转变成中性润湿，显著降低岩心残余水饱和度，提高超低渗页岩岩心渗透率恢复值，降低储层水锁伤害；可显著降低页岩对甲烷的吸附量，有利于甲烷分子的低压解吸。以纳米乳液SDME-2作为储层保护剂，构建了页岩气储层保护水基钻井液。性能评价结果表明，该钻井液流变性良好，抑制性强，具有优良的储层保护性能。

纳米乳液； 储层保护； 页岩气； 水基钻井液

页岩气是一种重要的非常规天然气资源。由于页岩地层裂缝发育、水敏性强，在长水平段钻井中，滤液侵入储层不仅容易造成储层损害，还会引起井漏、垮塌、缩径等问题[1-3]。因此，在页岩气水平井钻井中，钻井液选择和设计的关键是解决页岩储层损害以及井壁失稳等问题。针对页岩气储层特性及储层损害主要因素，基于纳米乳液制备理论及页岩储层保护基本原理，利用Gemini季铵盐型表面活性剂GTN、Tween80、正戊醇和正辛烷等作为主要原料，通过室内实验研制出纳米乳液页岩储层保护剂SDME-2，并构建出一套页岩气储层保护水基钻井液，为未来开展现场应用试验奠定基础。

1 页岩储层保护剂的研制与特性表征

1.1 纳米乳液的制备

将具有超低界面张力的Gemini季铵盐型表面活性剂GTN、具有较好耐盐性能的Tween80与正戊醇按一定体积比在55 ℃下恒温搅拌混合15 min，所得溶液作为表面活性剂组分(记为Sa)。选取正辛烷为油相，室温条件下，首先将油相与表面活性剂组分以不同体积比混合，用去离子水逐滴滴入油相与表面活性剂组分的混合溶液中得到不同相态、不同微观构型(油包水、双连续、水包油3种)的微乳液，再采用电导率法[4-5]确定25 ℃时H2O/Sa/正辛烷体系单相微乳液的微观结构类型，从而确定该体系的拟三相图,实验结果如图1所示。

图1 H2O/Sa/正辛烷微乳液体系拟三相图

Fig.1 Division in ternary-phase diagram for H2O/Sa/N-octane systems

微乳液稀释后形成的纳米乳液具有良好的页岩储层保护作用[6]，而双连续构型微乳液(B.C)稀释后形成的纳米乳液粒径小且动力学过程更稳定[7-8]。由此将图1中A、B两点处配比的双连续微乳液作为母液，将其按一定体积分数稀释成纳米乳液作为储层保护剂，分别记为SDME-1、SDME-2。

1.2 纳米乳液的特性表征

1.2.1 表面张力的测定 25 ℃下，用BZY-1全自动表面张力仪采用铂金板法[9]测量不同体积分数纳米乳液(静置8 h)SDME-1、SDME-2的表面张力值，实验结果如图2所示。

由图2可知，随纳米乳液体积分数增大，溶液中的表面活性剂组分与油相协同作用铺展在溶液表面，使表面张力值降低。SDME-1中表面活性剂组分含量更高，故其体积分数为0.04%时表面张力即达到最小值17.8 mN/m，而SDME-2在体积分数为0.1%时达到表面张力最小值。

图2 纳米乳液表面张力随体积分数的变化

Fig.2 Variations of surface tension change of nanoemusion as a function of volume fraction

1.2.2 接触角和粒度的测定 选取胜利油田SFD2井沙三下段储层页岩试样的磨光片在2000号金相砂纸上抛光、去氧化膜，在质量分数为3.0%的NaOH溶液中煮沸4 min，然后用实验液浸泡8 h，室温条件下晾干后测量蒸馏水与页岩表面的接触角。同时，利用Nanotrac Wave纳米粒度仪测量纳米乳液的平均粒径，实验结果如图3和表1所示。结果表明，纳米乳液可显著改变页岩表面润湿性，且油相含量更高的SDME-2的润湿改变作用比SDME-1更强。当SDME-2体积分数为1.0%时，对应的接触角为93.42°，使页岩表面由亲水转变为中性润湿。这是由于纳米乳液中的纳米级微胶团带正电，受静电引力作用吸附在页岩表面，微胶团中的油相与表面活性剂中的疏水基团协同作用改变界面润湿性。

表1 纳米乳液基本特性测量结果

1.2.3 岩心渗透率恢复实验 利用PDP-200型脉冲衰减气体渗透率测量仪测量胜利油田SFD2井沙三下段储层页岩岩心经试液真空饱和前后的克氏渗透率，同时考察驱替压力与岩心含水饱和度的关系，实验结果如表2和图4所示。

图3 试液处理后页岩表面的水滴接触角

Fig.3 Water contact angles on the shale surface for different test fluids

表2 岩心气测渗透率恢复实验结果

图4 驱替压力与含水饱和度的关系

Fig.4 Relationship between displacement pressure gradient and water saturation

由表2可知，纳米乳液SDME-1和SDME-2均可显著提高超低渗页岩储层岩心气测渗透率恢复值，后者对孔隙度极低的岩心渗透率恢复效果更佳，渗透率恢复值最高达91.41%。由图4可知，随着驱替压力的增加，由于饱和岩心试液中纳米乳液的加入，致使岩心含水饱和度降低幅度显著提高，且在相同驱替压力下，SDME-2试液饱和后的岩心含水饱和度降低幅度大于SDME-1试液饱和后的岩心。这是由于纳米乳液具有超低的界面张力，可改变页岩表面的润湿性，致使页岩微孔缝中的试液所受毛管力大幅降低，且表面张力值越小、润湿角越大，对岩心恢复渗透率的效果越好[10-11]。因此在较低的气驱压力下便可返排液体，减少岩心残余水饱和度，提高超低渗页岩岩心渗透率恢复值，降低水锁伤害，有效保护储层和提高页岩气井产能。

1.2.4 页岩吸附特性评价 与常规气藏不同，页岩气的产出经历解析-扩散-渗流三个过程，因此还需考虑外来流体对页岩气解析过程的影响[12]。通过测定一定压力下储层页岩对甲烷的吸附量，发现储层页岩对甲烷的吸附遵循兰缪尔等温吸附关系[13-14]。利用不同试液将胜利油田SFD2井沙三下段储层页岩岩样饱和，考察它们对页岩吸附甲烷气性能的影响，实验结果如图5所示。兰缪尔等温吸附公式中，兰氏体积VL是每克页岩的表面覆盖满单层甲烷分子时的吸附量，兰氏压力pL是甲烷气解吸速率常数与吸附常数的比值。因此，吸附等温实验中VL越小，pL越大，则越有利于页岩气的解吸[15]。通过将兰缪尔等温吸附公式变形，换算出不同试液对应的VL、pL值，结果见表3。

图5 试液饱和页岩岩样吸附等温曲线

Fig.5 Adsorption isotherms of shale samples saturated with test liquids

表3 页岩吸附等温线 Langmiur 参数

由图5和表3可知，与干燥岩样相比，经试液饱和的页岩岩样的甲烷气吸附量要少，这主要是由于试液占据页岩岩样表面致使岩样吸附甲烷气的有效表面积减小，进而导致岩样对甲烷的吸附量也相应减少。相对于清水，经纳米乳液饱和的岩样对甲烷气吸附量最小，吸附甲烷气后更易解吸，且0.5%SDME-2的作用效果较好。这是由于黏土矿物具有较高的微孔隙体积和较大的比表面积，在静电力作用下，荷正电的纳米乳液吸附在带负电的黏土表面并填充孔隙，致使黏土颗粒表面与甲烷气体分子的接触面积减少。此外，表面活性剂组分与油相相互协同作用，吸附到岩样有机质表面，外层水分子与表面活性剂的极性基团作用形成一层隔离膜，铺展在页岩有机质表面，致使甲烷气体分子溶解吸附量减少，最终表现为甲烷的吸附量下降[14]。

2 保护页岩气储层的水基钻井液构建

选取SDME-2作为页岩储层保护剂，通过单剂优选及配伍性实验构建了页岩气储层保护水基钻井液(以下简称SRPDLⅡ钻井液)，配方如下(质量分数)：4%膨润土浆+0.5%SDME-2+2.0%CMS+0.3%PAM+3.0%磺化沥青LCZY+0.5%SDPA-1+2.0%SDR。

2.1 抑制性能

选取胜利油田SFD2井沙三下段储层页岩作为实验岩样，通过页岩分散和膨胀试验，对比评价3种钻井液体系的抑制性能，结果如图6和图7所示。结果表明，SRPDLⅡ钻井液一次页岩回收率远高于聚合醇钻井液，与油基钻井液相当；且SRPDLⅡ钻井液的最大线膨胀率明显小于聚合醇钻井液体系，略高于油基钻井液。这主要是由于SRPDLⅡ钻井液中的高性能聚胺强抑制剂SDPA-1和包被剂PAM的协同作用，表现为SRPDLⅡ钻井液具有优异的抑制页岩水化分散和膨胀性能，有利于维护井壁稳定。

图6 不同钻井液的回收率

Fig.6 Recovery rates for different drilling fluids

图7 储层页岩在不同钻井液滤液中膨胀曲线

Fig.7 Results of linear swelling tests for different drilling fluids

2.2 储层保护性能

使用PDP-200型脉冲衰减气体渗透率测量仪，通过测定岩心动态污染前后的渗透率，考察不同钻井液体系对页岩岩心渗透率的损害情况，结果如表4所示。结果表明，SRPDLⅡ钻井液大幅降低了超低渗页岩岩心的渗透率损害率Ro，储层保护效果与油基钻井液相当，远远优于聚合醇钻井液体系。这是因为SRPDLⅡ钻井液优良的抑制页岩水化膨胀作用减弱了孔喉水化膨胀缩径效果，且其滤液的表面张力比聚合醇钻井液小的多，从而减小了滤液的毛管力和侵入深度。因此，SRPDLⅡ钻井液可以大幅降低其对超低渗页岩储层的水锁伤害，减少液相圈闭，有助于在钻井开发过程中的保护储层，利于页岩气产出。

表4 钻井液对页岩岩心渗透率损害性评价

注：岩心选取胜利油田SFD2井沙三下段储层页岩岩样。

2.3 流变性能

测试了3种钻井液120 ℃、16 h热滚前后的流变性，结果如表5所示。结果表明，与聚合醇钻井液和油基钻井液相比，SRPDLⅡ钻井液热滚前后流变性能稳定，降滤失性能和极压润滑性能优良。

表5 钻井液流变性能评价结果

3 结论

(1) 制备出了一种高效页岩气储层保护剂纳米乳液SDME-2。SDME-2具有超低界面张力，可使页岩表面发生润湿反转，减少滤液入侵，显著提高页岩储层渗透率恢复值。SDME-2能够吸附于页岩表面，可显著削弱页岩对甲烷气的吸附能力，有利于甲烷分子的低压解吸。

(2) 以纳米乳液SDME-2作为储层保护剂，构建了保护页岩气储层的水基钻井液。该钻井液流变性良好，抑制性较强，具有良好的极压润滑性能和储层保护性能。

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(编辑 宋官龙)

Preparation and Performance of Novel Reservoir Protection Agent SDME-2 Used for Shale Gas Reservoirs

Dong Bingqiang， Qiu Zhengsong， Wang Weiji， Zhong Hanyi， Song Dingding

(CollegeofPetroleumEngineering，ChinaUniversityofPetroleum(EastChina)，QingdaoShandong266580，China)

Water sensitive damage and liquid trap caused by water-based drilling fluid invasion are very prominent problems in the process of shale gas drilling and exploitation, which seriously affect drilling safety and production of shale gas well. According to the shale gas reservoir characterization and reservoir damage factor, based on nanoemulsion theory and basic reservoir protection principle, a novel nanoemulsion agents named SDME-2 were developed by employing Gemini hyamine surfactant GTN, plus Tween 80,n-amyl alcohol and n-octane as major raw materials. The results showed that the novel nanoemulsion agent could effectively reduce the surface tension of external fluid, increase contact angle, decrease water saturation in core, and increase recovery of low permeability reservoir permeability. The novel nanoemulsion agent was also conducive to shale gas desorption. Taking the newly developed shale gas reservoir protection agent as one of primary treatment agents, a new type of water-based drilling fluid for shale gas reservoir protection was developed and its performance was good.

Nanoemulsion; Reservoir protection; Shale gas; Water-based drilling fluid

1006-396X(2015)06-0061-05

2015-03-27

2015-04-29

国家自然科学基金(51474236)；中国石油集团公司重点项目(2014A-4212)；中国博士后科学基金(2014M551986)；中央高校基本科研业务费专项资金(14CX06093A)。

董兵强(1990-)，男，硕士研究生，从事钻井液技术研究；E-mail：dbqs123@163.com。

邱正松(1964-)，男，博士，教授，博士生导师，从事油气层保护和钻井液技术方面的研究；E-mail：qiuzs63@sina.com。

TE254

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.06.012