[发明专利]一种油田用乳液型防水锁剂及其应用

说明书

本发明提供的一种油田用乳液型防水锁剂。乳液型防水锁剂是由表面活性剂组合物、磷酸酯类物质和水共同组成，其中表面活性剂组合物的质量百分比为20‑65%，磷酸酯类物质的质量百分比为10‑55%，其余为水，表面活性剂组合物是由阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂、两性离子表面活性剂共同组成。乳液型防水锁剂通过降低表面张力，最低表面张力达到20mN/m以下，能够有效增大滤液返排，提高气相渗透率，从而降低储层的水锁伤害。本发明乳液型防水锁剂起泡率低，小于15%，能够满足工作液现场的使用要求。

技术领域

本发明涉及油气井钻井、油气田开发技术领域，特别涉及一种用于油田钻井、完井、修井、注水及提高采收率等作业过程的乳液型防水锁剂。

背景技术

在低渗透油田钻井、完井、试油、修井、酸化、压裂等作业过程中，由于水基工作液液柱压力大于地层孔隙压力，在正压差作用下，导致工作液中的部分流体（主要是水）进入储层水润湿的孔道中产生水锁效应，增加油气向井筒汇聚的渗流阻力。此外油藏岩石的水自吸效应，将井筒工作液中的水相吸入油藏岩石的油气渗流通道中，改变了井眼周围油气水的分布，引起油气相对渗透率降低，可导致气井产量降至原来的1/3以下。如果对此类油藏实施油层保护，油井产量可提高10％～300％。

影响水锁损害的主要因素为毛细管力和液相滞留，毛管半径越小，排液时间越长，水锁损害越严重。毛细管阻力等于毛细管弯液面两侧的非润湿相压力和润湿相压力的差值，由毛细管压力计算公式P=2σcosθ/r可知，毛细管力和表面张力成正比，在毛管半径和驱替压差保持不变的前提下，减小表面张力可有效缩短排液时间和减小毛细管力，可有效预防和减轻水锁损害。在工作液中加入防水锁剂可以降低滞留液相表面张力，从而达到预防和解除水锁损害的目的。

目前主要使用的防水锁剂是甲醇、乙二醇单甲醚、乙二醇单丁醚等醇类，ABSN、ABS、OP-10、tween等碳系表面活性剂以及含氟表面活性剂。但这些常用的防水锁剂存在以下不足：(1)醇类在地层中容易发生醇吸，降低储层渗透率，且醇类处理不能起持久解除水锁；(2)碳系表面活性剂防水锁剂普遍存在着表面张力高、难以使储层达到气湿，且起泡率高，不能满足现场使用要求；(3)含氟表面活性剂防水锁剂使用成本高、污染环境。

发明内容

针对上述的碳系表面活性剂防水锁剂普遍存在着表面张力高、难以使储层达到气湿，且起泡率高，不能满足现场使用要求的情况，本发明提供一种表面张力低、起泡率低的油田用乳液型防水锁剂。

本发明的乳液型防水锁剂能够有效降低表面张力，增大滤液返排，提高气相渗透率，从而降低储层的水锁伤害，此外，该乳液型防水锁剂组成中含有消泡性能较强的磷酸酯类物质，因此起泡率低，小于15%，能够满足工作液现场的使用要求。

本发明的目的通过以下技术方案得以实现：油田用乳液型防水锁剂及其应用，其特征在于：所述的乳液型防水锁剂是由表面活性剂组合物、磷酸酯类物质和水共同组成。

所述的乳液型防水锁剂中表面活性剂组合物的质量百分比为20-65%，磷酸酯类物质的质量百分比为10-55%，其余为水。

所述的表面活性剂组合物是由阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂、两性离子表面活性剂共同组成。

所述的表面活性剂组合物按质量百分比具体组成如下：阴离子表面活性剂10-60%，非离子表面活性剂5-45%，两性离子表面活性剂20-75%。

所述的阴离子表面活性剂为含有磺酸基团的阴离子表面活性剂。

所述含有磺酸基团的阴离子表面活性剂为石油磺酸盐、烷基苯磺酸盐、烷基磺酸盐。

所述的非离子表面活性剂为聚氧乙烯醚脂肪醇，具体结构通式为：R-（O-C-C）_x-OH，其中R为碳数10-14的直链烷基，x为3-9。

所述的两性离子表面活性剂为含有磺酸基团的甜菜碱类表面活性剂。