新型纳米防水锁表面活性剂的研发与应用

何嘉郁，王艳玲， 旷正超

1长江大学地球科学学院 2吉林油田公司油气工程研究院 3中国石油川庆钻探公司苏里格项目经理部工程技术部

0 引言

德惠断陷致密气储集层物性差、微纳米级孔喉发育，需通过改善气体渗流条件，才能实现经济有效开发[1- 2]。然而在压裂过程中，压裂液等外来流体侵入储集层后，一方面会在井壁周围孔道中形成液相堵塞，造成井筒附近渗透率的降低，影响气井产能[3]；另一方面导致近井地带含水饱和度增加，排液采气时，地层含水饱和度不能恢复到原始含水饱和度，造成近井地带渗流阻力增加，发生水锁伤害[4]。

由于致密气储集层水锁现象普遍存在、危害性大，关于治理水锁效应的研究也随之而生，主要包括水力压裂技术、注入互溶剂技术、热处理技术、注气吞吐技术以及注入表面活性剂技术等[5- 6]。宋金星等[7]，唐善法等[8]学者认为向压裂液中添加疏水性防水锁表面活性剂，可有效降低压裂液的表面张力，增加压裂液与岩石的接触角，改变岩石润湿性，使得压裂液不会因毛细管压力自吸进入储层的纳米级孔隙，是减少致密气储集层水锁伤害最有效方法。

前期研发的由减阻剂、纳米微乳助排剂、黏土稳定剂组成的防水锁易返排滑溜水压裂液体系[9- 10]，效果虽好，但相对新型纳米防水锁表面活性剂成本过高。因此，基于吉林油田致密气储集层特征，通过室内筛选和进行性能指标评价，优选李永飞等[11]认为的最为经济实用的、具有双疏特性的对-全氟碳烷基结构表面活性剂为新型纳米防水锁表面活性的主要复配成分，将致密储层由液湿反转为气湿，降低压裂液在储集层表面的吸附，减少支撑剂的回流，提高致密气压裂返排速率；同时引入聚氧乙烯结构和长链烷基芳基磺酸盐表面活性剂，提高水溶性和增加热稳定性，在德惠断陷DS80井区开展现场试验，获得了较好的应用效果，为实现致密气高效勘探、效益开发提供了新的技术支撑。

1 致密气储集层特征

致密气藏定义为储集层覆压基质渗透率不大于0.1 mD 的气层，单井一般无自然产能或低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业天然气产量[12]。国内学者认为致密气总体表现为“四低、二高、一强”的特点，即孔隙度低、渗透率低、储量丰度低、单井自然产量低，含水饱和度高、开发成本高及储集层非均质性强[13]。吉林油田致密气储集层占80%以上，存在领域多、层系多、岩相岩性复杂、孔喉结构复杂、敏感、低压“先天不足”的特征。选择DS80井区为试验区块，储集层岩心孔隙度平均9.5%；渗透率低，差别大，一般在0.002 mD左右，最大为0.024 mD，孔喉连通性差。室内采用自发渗吸法评价试验井区目的层岩心水锁伤害率，图1可见岩心渗吸达到平衡时间短，水锁伤害率大。在渗吸初期，由于渗吸速率过慢，液体无法快速进入不可动孔隙中，导致大量液体在可动孔隙附近聚集，引起渗透率的快速下降，减少液体侵入或压后加强返排，减少水锁伤害，是保证产气能力的重要手段。

图1 DS 11- 3井岩心渗透率伤害率随时间变化

2 纳米防水锁表面活性剂作用机理

新型纳米防水锁表面活性剂由对-全氟壬烯氧基苯磺酸钠、全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚醇和支链化烷基芳基磺酸盐复配而成，产生协同作用。其中氟碳烷基结构的表面活性剂是目前市场上用于改变岩石润湿性的最具应用价值的一种表面活性剂，具有“三高”、“两憎”的特性[10,15]。全氟碳烷基结构的存在使得储集层裂缝具有疏水疏油的特性，将致密气储集层的润湿性改变为气湿性，实现润湿反转，降低压裂液在储集层的吸附，减少支撑剂的回流，提高致密气压裂液返排速率[16]；聚氧乙烯结构的引入，使得氧乙烯基与岩石表面硅羟基形成氢键，能很好地吸附在岩石表面，形成一定的保护膜，增大水在岩石表面的接触角，从而降低毛细管阻力，提高气相渗透率[17]；贾云林等[18]认为醇类可降低溶液表面张力，提高压裂液与储集层流体的混相能力，减小水锁引起的附加阻力，具氟碳结构的表面活性剂与醇类的协同作用，能够更大程度地减轻水锁伤害，所以优选聚氧乙烯醚醇作为传递表面活性剂的主要溶剂；并加入支链化烷基芳基磺酸盐，增加热稳定性。

3 纳米防水锁表面活性剂性能指标

室内将对-全氟壬烯氧基苯磺酸钠(A)、全氟辛基磺酰基聚氧乙烯醚醇(B)和支链化烷基芳基磺酸盐(C)三种药剂按照不同的比例配制成不同配方的防水锁表面活性剂复配体系(表1)，然后进行优选。

表1 各助排剂的组成及含量数据

3.1 界面活性

采用吊片法测定表面活性剂不同浓度下溶液的表面张力值，然后利用计算机软件作出γ-LogC关系曲线；所测定助排剂的临界胶束浓度(CMC)基本都在0.1%～0.2 %(质量百分浓度)，γCMC临界胶束浓度下的表面张力都在19.7～21.0 mN/m(<28 mN/m )之间(表2)。

表2 助排剂CMC和γCMC临界胶束浓度下表面张力

界面张力是利用旋滴法测定高速旋转下煤油在表面活性剂溶液中的形状，利用计算机软件计算并作出γ-T关系曲线，获得表面活性剂的油水动态和稳态界面张力。从(表3)助排剂油水界面张力的结果看出，温度升高，油水界面张力降低，在温度80 ℃、临界胶束浓度下助排剂6#的油水IFT(界面张力)最低，界面张力值为1.5 mN/m(<2.0 mN/m )。

表3 助排剂在不同温度、临界胶束浓度下的油水界面张力值

3.2 防水锁剂溶液粒度

采用动态散射法，测定防水锁剂在临界胶束浓度下溶液中胶束粒度的大小，通过计算机软件获得胶束粒径与时间的关系曲线和溶液中胶束粒径的分布图，并得到胶束的平均粒径(表4)。助排剂溶液中胶束平均粒径≤100 nm，其中助排剂6#粒径最小，粒径值为34.5 nm( <50 nm )。

表4 助排剂溶液中胶束的平均粒径数据

3.3 润湿性

采用座滴法，使进样器的注射针头形成2 μL 的水滴，再与操作台上表面活性剂溶液处理过的岩石接触，通过摄像机所摄到的液滴形状，经过软件处理，可得到水在岩石表面形成的接触角。致密气岩心均具有较强水湿性，不同岩心亲水性能存在差异，助排剂对岩心润湿性的改变与岩心本身的性质有关，助排剂6#对岩心的润湿性改变能力最强，达到108°(表5)。

表5 防水锁剂在岩心表面润湿角数据

3.4 水锁伤害率

通过前面不同配方的防水锁表面活性剂复配体系指标的测定，优选表面张力<21 mN/m，溶液粒径<100 nm，对岩心的润湿性改变能力最强的助排剂6#为新型纳米防水锁表面活性剂。选取DS80井区岩心，应用岩心动态流动仪对防水锁剂进行岩心伤害评价实验。从图2可以看出，新型纳米防水锁表面活性剂岩心水锁伤害率为15.6%～18.7%，比国前期同类产水锁伤害率低5%，成本预计降低70%，具备现场应用条件。

图2 致密气藏岩心水锁伤害评价结果

3.5 配伍性

综合DS80井室内CST防膨实验结果，优选羧甲基胍胶压裂液体系与新型纳米防水锁表面活性剂进行配伍性评价，表6表明新型纳米防水锁表面活性剂与羧甲基胍胶压裂液压裂液配伍性良好，满足中石油压裂液通用技术条件标准。

表6 新型纳米防水锁表面活性剂与羧甲基胍胶压裂液体系配伍性

4 现场应用对比

DS80- 2井位于DS80井区，储集层深度3 019.8 m，动用优质层34.8 m，孔隙度6.5%，渗透率0.25 mD；邻井DS80- 10井动用优质储集层厚度小，物性差。两口井均采用高密度多簇限流射孔+先成缝后成网压裂技术，具体施工参数和压后产气量如表7所示。在DS80- 2井完成自主研发纳米防水锁表面活性剂现场试验，压后第二天见气，见气返排率3.8%，井口压力18.3 MPa，日产气8.5×104m3，效果明显好于邻井DS80- 10井，该井为DS80井区同厚度气藏最高产量井。

5 结论与认识

(1)吉林油田致密气储集层占80%以上，存在领域多、层系多、岩相岩性复杂、孔喉结构复杂、敏感、低压“先天不足”的特征，减少液体侵入或压裂后加强返排，减少水锁伤害，是保证产气能力的重要手段。

(2)新型纳米防水锁表面活性剂表界面张力低，溶液粒径小，水锁伤害率低和投资成本低，现场应用后效果显著，为实现致密气藏高效勘探、效益开发提供了技术支撑。