钻井液用防水锁剂制造技术

本发明专利技术公开了一种钻井液用防水锁剂，由以下各组分混合而成：至少一种能降低溶液表面张力的主表面活性剂；至少一种能提高助排能力，使岩心含水饱和度最低的辅表面活性剂；无机盐；余量为水。本发明专利技术能大幅度地降低溶液的表面张力或界面张力，改变溶液体系界面状态，产生润湿或反润湿，能提高气相相对渗透率，使注入过程克服水锁伤害。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及一种油田勘探用处理剂，具体的讲是钻井液用防水锁剂。
技术介绍
目前，我国低渗透油田石油地质储量丰富，它广泛发育于我国各含油气盆地之中，低渗透油田虽然地质条件差、开发难度大，但随着我国经济的快速发展，对石油产品的需求越来越大，低渗透油田的丰富石油储量越来越受到关注。低渗透储层具有含水饱和度高、毛细管压力高、水敏性强以及孔喉细小、渗透性差、结构复杂、非均质严重、常伴有天然裂缝等特点，当初始含水饱和度低于束缚水饱和度时，储层有过剩的毛细管压力存在，当外来流体进入时，就很容易发生毛管自吸现象，侵入储层的外来流体返排困难，甚至不能返排，形成液相圈闭(俗称水锁)伤害。研究表明液相圈闭伤害是低渗储层的最主要和最严重的伤害形式，损害率一般为70-90%。引起水·锁伤害的原因主要是毛细管力自吸和液相滞留。在致密砂岩储层有过剩的毛细管压力存在，外来流体很容易被吸入到孔隙中。毛细管压力与界面张力成正比，与孔隙的半径成反比，致密储层孔喉细小，易发生液相毛细管自吸。液相滞留和聚集是造成水锁伤害重要因素之一。致密砂岩储层的喉道细小，侵入储层的外来流体返排缓慢，甚至不能返排。排液时间随毛细管半径变小而增长，随着排液过程的进行，液体由大到小的毛细管排出，排液速度减小，因此水锁伤害严重。当前解决水锁伤害存在物理方法和化学方法，物理方法①消除钻井液滤饼堵塞；②增大生产压差；③改变储层孔隙几何形态通过蒸发消除液相圈闭效应；⑤地层加热技术；⑥微波加热法解除液相圈闭；化学方法①注混相水溶剂；②改变储层润湿性；③减少界面张力；④改善低渗透油层的渗流特征。但是都存在不同的缺点，物理法存在耗能高，解除深度浅的缺点；而当前的化学法存在解除效率不高的缺点。
技术实现思路
本专利技术的目的就是针对现有技术存在的缺陷，提供一种能大幅度地降低溶液的表面张力或界面张力，改变溶液体系界面状态，产生润湿或反润湿，能提高气相相对渗透率，使注入过程克服水锁伤害的钻井液用防水锁剂。其技术方案是钻井液用防水锁剂，由以下各组分混合而成至少一种能降低溶液表面张力的主表面活性剂；至少一种能提高助排能力，使岩心含水饱和度最低的辅表面活性剂；无机盐；余量为水。所述主表面活性剂的浓度为1%_2%，所述辅表面活性剂的浓度为O. 03%-0. 1%，所述无机盐的浓度为O. 25%-1%。最佳浓度为1. 5%的主表面活性剂，O. 05%的辅表面活性剂和O. 5%的无机盐。所述主表面活性剂是十二烷基硫酸钠、十二烷基磺酸钠或AG-6的一种或两种。所述辅表面活性剂是含氟表面活性剂。所述含氟表面活性剂是双链碳氟表面活性剂或FBH-3。采用了上述技术方案后，本专利技术取得的有益效果是能大幅度地降低溶液的表面张力或界面张力，改变溶液体系界面状态，产生润湿或反润湿，能提高气相相对渗透率，使注入过程克服水锁伤害。具体实施例方式下面结合实施例对本专利技术作进一步说明。将AG-6与FBH-3进行正交实验，同时加入适量无机盐，利用无机盐与主、辅表面活性剂的协同效应，促进胶束的形成，使溶液的界面张力和表面张力进一步降低。对AG-6、FBH-3和无机盐进行正交设计试验来确定表面张力最低时三者最佳使用浓度，结果如下。正交试验各因素与水平本文档来自技高网...

【技术保护点】
钻井液用防水锁剂，其特征在于：由以下各组分混合而成：至少一种能降低溶液表面张力的主表面活性剂；至少一种能提高助排能力，使岩心含水饱和度最低的辅表面活性剂；无机盐；余量为水。

【技术特征摘要】
1.钻井液用防水锁剂，其特征在于由以下各组分混合而成 至少一种能降低溶液表面张力的主表面活性剂； 至少一种能提高助排能力，使岩心含水饱和度最低的辅表面活性剂； 无机盐； 余量为水。2.根据权利要求1所述的钻井液用防水锁剂，其特征在于所述主表面活性剂的浓度为1%_2%，所述辅表面活性剂的浓度为O. 03%-0. 1%，所述无机盐的浓度为O. 25%-1%。3.根据权利要求2所述的钻井液用防水锁剂，其特...

【专利技术属性】
技术研发人员：奈世杰，董建荣，孙洪莉，宋茹，丁解放，蒋娟，李季，李红江，杨帆，冯兆凯，
申请(专利权)人：东营利丰化工新材料有限公司，
类型：发明
国别省市：