本发明属于油气田化学
技术领域：
，本发明属于油气田化学
技术领域：
，具体涉及一种页岩气用液阻效应解除剂，主要用于防止并解除页岩油气藏在压裂和注水过程中产生的水相伤害，提高压裂产能，保护天然气储层。
背景技术：
：目前，页岩油气田开发所占的比重越来越大。页岩油气藏具有毛细管压力高、水敏性强、渗透性差、结构复杂、非均质严重、存在天然裂缝等特点。该类储层在其当初始含水饱和度低于束缚水饱和度时，有过剩的毛细管压力存在，在外来流体进入时，很容易发生毛细管自吸现象，而且侵入储层的外来流体返排困难，甚至不能返排，形成水锁伤害。水锁效应是在油气田开发过程中，当钻井液、完井液等外来流体侵入储集层后，造成井筒附近油气相渗透率降低的现象。根据水锁伤害成因不同，将水锁效应分为热力学水锁和动力学水锁。在热力学平衡条件下，被驱替相的渗透率取决于外来流体和地层水表面张力的相对大小，若前者大于后者，则产生水锁效应；若前者小于后者，不但无水锁效应而且会使油气增产。由于外来流体往往具有较高的表面张力，因此，水锁伤害很容易发生。实际排液过程会比较缓慢，即使外来流体的粘附张力小于地层水的粘附张力，不在受热力学因素影响时仍会产生水锁效应，此时称其为动力学水锁效应，并认为在物性一定的条件下，外来液的侵入深度与时间成正比，外来液与储层接触时间越长，伤害深度就越大。研究表明，水锁伤害是页岩油气藏最主要的伤害形式。水锁伤害会大大增加近井带渗流阻力，降低油气井产量，严重时甚至导致油气无产量产出。由于流体物理特性及储层空隙结构的复杂性，往往在近井地带因毛管阻力而产生的附加表皮压降增大，这在低压低渗储层中尤为明显。因此，研究水锁效应的影响因素，寻找抑制和解除水锁损害的方法，对保护油气层有重要意义。技术实现要素：为了防止并解除页岩油气藏在压裂和注水过程中产生的水相伤害，提高压裂产能，保护天然气储层，本发明提供了一种页岩气用液阻效应解除剂。这种页岩气用液阻效应解除剂具有效果好、加量低、成本低、环境友好等优点，能够快速降低接触面粘附张力，解除水锁伤害，保护油气层，提高产量。本发明所述页岩气用液阻效应解除剂，是氟碳表面活性剂、十二烷基二甲基苄基氯化铵、羟基乙叉二膦酸二钠、多氨基多醚基甲叉膦酸和水的混合物。具体而言，所述解除剂以质量百分比计，各组分的投料量占比为：本发明所述页岩气用液阻效应解除剂，用于防止或解除页岩油气藏在压裂和注水过程中产生的水相伤害。作为一优选的实施方式，所述氟碳表面活性剂选用tf-1氟碳表面活性剂或sr18y氟碳表面活性剂。氟碳表面活性剂就是以氟碳链取代碳氢链作为分子中非极性基团的表面活性剂，分为阴离子、阳离子、非离子、两性氟碳表面活性剂，以及其他类型的氟碳表面活性剂如含硅氟碳表面活性剂、混杂型表面活性剂、长链型表面活性剂和无亲水基氟碳表面活性剂等。在本发明的实施例中，可以具体选用tf-1氟碳表面活性剂，或是陕西森瑞石油技术开发有限公司制造的sr18y氟碳表面活性剂。在此，本发明对氟碳表面活性剂的具体型号不作特别的限定。另一方面，本发明还给出了一种制备所述页岩气用液阻效应解除剂的方法。具体而言，将溶剂水称量后泵入反应釜中，再将氟碳表面活性剂投入反应釜中，开启搅拌，缓慢加入十二烷基二甲基苄基氯化铵、羟基乙叉二膦酸二钠、多氨基多醚基甲叉膦酸，搅拌均匀即可制得所述解除剂。采用上述制备方法，所得解除剂的性能测试指标：ph值为6～8，毛细管自吸液面高度降低率大于65％，水相渗透率提高率大于35％。这种解除剂呈中性，或是弱酸性或是弱碱性，环境友好，可以与压裂液配伍使用。再者，本发明还给出了所述的页岩气用液阻效应解除剂的应用。按照配制的压裂液计算所述页岩气用液阻效应解除剂的用量，向压裂液中加注所述页岩气用液阻效应解除剂即可。即所得解除剂直接加入压裂液中，所述解除剂的用量占压裂液用量的0.5％～1％。这种解除剂使用方便，并且用量小，不会影响或改变压裂液理化性能。本发明所述页岩气用液阻效应解除剂，至少具有下述的有益效果或优点。(1)本发明所述粘土稳定剂是氟碳表面活性剂、十二烷基二甲基苄基氯化铵、羟基乙叉二膦酸二钠、多氨基多醚基甲叉膦酸和水的混合物，制备方法简单，成本低，适于在油气田作业的推广应用。(2)所述页岩气用液阻效应解除剂浓度0.5％、30℃条件下的表张力小于25mn/m，ph值范围为6～8，毛细管自吸液面高度降低率大于65％。具体而言，所述页岩气用液阻效应解除剂产品的质量达到如下技术指标，见表1。表1，页岩气用液阻效应解除剂的技术指标(3)本发明所述页岩气用液阻效应解除剂主要解决了低压低渗透储层中普遍存在的水锁现象，是运用化学手段快速的降低低压低渗透储层过剩的毛细管压力，降低外来流体和地层水表面张力，促进浸入储层的外来流体的返排，最终达到提高油气产量，保护油气层的目的。具体实施方式下面通过实例对本发明做进一步说明，需要说明的是下述的实例仅仅是本发明其中的例子，不代表本发明所限定的权利保护范围，本发明的权利保护范围以权利要求书为准。实施例1本实施例给出一种优选的液阻效应解除剂的组成，记为1#解除剂，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：氟碳表面活性剂8％、十二烷基二甲基苄基氯化铵8％、羟基乙叉二膦酸二钠2％、多氨基多醚基甲叉膦酸2％，水80％。本实施例的氟碳表面活性剂选用tf-1氟碳表面活性剂。制备方法：将溶剂水80kg称量后，足量泵入反应釜中，再将tf-1氟碳表面活性剂8kg投入反应釜中，开启搅拌，搅拌速度可以适当调整；缓慢加入十二烷基二甲基苄基氯化铵8kg、羟基乙叉二膦酸二钠2kg、多氨基多醚基甲叉膦酸2kg，在常温下搅拌1h即可制得所述液阻效应解除剂。经测定，本实施例所述液阻效应解除剂的ph为6，呈弱酸性。实施例2本实施例给出一种优选的液阻效应解除剂的组成，记为2#解除剂，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：氟碳表面活性剂9％、十二烷基二甲基苄基氯化铵9％、羟基乙叉二膦酸二钠2.5％、多氨基多醚基甲叉膦酸2.5％，水77％。本实施例的氟碳表面活性剂选用sr18y氟碳表面活性剂。制备方法：将溶剂水77kg称量后，足量泵入反应釜中，再将sr18y氟碳表面活性剂9kg投入反应釜中，开启搅拌，搅拌速度可以适当调整；缓慢加入十二烷基二甲基苄基氯化铵9kg、羟基乙叉二膦酸二钠2.5kg、多氨基多醚基甲叉膦酸2.5kg，在常温下搅拌1h即可制得所述液阻效应解除剂。经测定，本实施例所述液阻效应解除剂的ph为7，呈中性。实施例3本实施例给出一种优选的液阻效应解除剂的组成，记为3#解除剂，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：氟碳表面活性剂10％、十二烷基二甲基苄基氯化铵10％、羟基乙叉二膦酸二钠3％、多氨基多醚基甲叉膦酸3％，水74％。本实施例的氟碳表面活性剂选用sr18y氟碳表面活性剂。制备方法：将溶剂水74kg称量后，足量泵入反应釜中，再将sr18y氟碳表面活性剂10kg投入反应釜中，开启搅拌，搅拌速度可以适当调整；缓慢加入十二烷基二甲基苄基氯化铵10kg、羟基乙叉二膦酸二钠3kg、多氨基多醚基甲叉膦酸3kg，在常温下搅拌1h即可制得所述液阻效应解除剂。经测定，本实施例所述液阻效应解除剂的ph为8，呈弱碱性。实施例4页岩气用液阻效应解除剂的表面张力评价。不同浓度下页岩气用液阻效应解除剂的表面张力测定结果见表2。从表2中可以发现，页岩气用液阻效应解除剂能够有效的降低表面张力，最低达到20mn/m，当该页岩气用液阻效应解除剂溶液浓度大于1.0％时随着浓度的增加表面张力降低并不明显。表2，页岩气用液阻效应解除剂的表面张力评价结果实施例5毛细管自吸液面高度降低率评价。将φ0.9mm～1.0mm玻璃毛细管插入盛有蒸馏水的样品杯，毛细管开始自吸，等毛细管自吸停止后稳定半分钟，测量毛细管内液面相对于样品杯内蒸馏水液面的垂直高度，记为h1。吹出该毛细管内蒸馏水，插入0.5％页岩气用液阻效应解除剂溶液中，待毛细管内有一定液体以后，来回翻转毛细管，让毛细管内壁完全被页岩气用液阻效应解除剂溶液浸润，吹出毛细管内液体。重新插入蒸馏水，待毛细管自吸停止后稳定半分钟，测量毛细管内液面相对于样品杯内蒸馏水液面的垂直高度，记为h2。毛细管自吸液面高度降低率h按公式计算：式中：h表示毛细管自吸液面高度降低率，％；h1表示未处理毛细管自吸蒸馏水液面垂直高度，mm；h2表示气井用降水锁处理剂处理后毛细管自吸蒸馏水液面垂直高度，mm。每个样品做五组平行实验，平均误差不应大于±5％，结果取算术平均值。测试结果见表3。表3，毛细管自吸液面高度降低率解除剂h1h2h1#28.5mm8mm73％2#29mm6mm79.31％3#29mm7mm75.86％考虑到在地层中，水多为高矿化度水，为了全面检测该页岩气用液阻效应解除剂降低水锁伤害的效果，采用高矿化度水重复实验。本实施例的高矿化度水的配制：将200g氯化钠、20g氯化钙、15g氯化镁溶于765g水。高矿化度水条件下的毛细管自吸液面高度降低率实验结果见表4。表4，高矿化度水下毛细管自吸液面高度降低率解除剂h1h2h1#35mm12mm65.71％2#34mm10mm70.58％3#35mm11mm68.57％从表2、表3可以得出，三种页岩气用液阻效应解除剂均能够有效减少毛细管自吸现象，减少滞流阻力，提高油气产量，并且在高矿化度水下同样适用。实施例6水相渗透率提高率测试。页岩气用液阻效应解除剂水相渗透率提高率的测定方法采用中国石油天然气行业标准sy/t5345-2007《岩石中两相流体相对渗透率测》方法进行测试，测试结果见表5。说明：kw为加入页岩气用液阻效应解除剂前水相渗透率；kgw为加入页岩气用液阻效应解除剂后水相渗透率；η为水相渗透率提高率。表5，水相渗透率提高率测试结果解除剂kw，10-3μm2kgw，10-3μm2η，％1#161.25224.3239.112#168.68235.6439.703#172.31241.3640.07水相渗透率提高率测试(表5)显示，这种页岩气用液阻效应解除剂能够显著提高水相渗透率，促进侵入储层的外来流体返排，提高油气产能。实施例7现场应用，以杏子川采油厂某区块井为例。该区块共4个配水间，注水井口9口，对应采油井56口。该区块自2015年9月开始注入本发明的页岩气用液阻效应解除剂(实施例1)，注入工艺采取段塞注入方式，添加量为2％，期间对注入水量(m3)进行了统计，统计结果见表6。表6，施用解除剂前后注入水量变化通过上述数据(表6)分析可知，注入本发明的页岩气用液阻效应解除剂后，9口井注水量均有不同程度的上升，说明该药剂能够有效解除水锁，降低毛管力，有效补充地层压力。上面结合实施例对本发明做了进一步的叙述，但本发明并不限于上述实施方式，在本领域的普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。当前第1页12