[发明专利]一种天然气藏解水锁剂及其制备方法和应用

说明书

本发明涉及天然气藏化学品领域，更进一步说，涉及一种天然气藏解水锁剂及其制备方法和应用。所述的天然气藏解水锁剂，以所述解水锁剂总质量为100％计，可包含质量百分比计的以下组分：A.氟碳表面活性剂，5％～20％；B.生物表面活性剂，5％～20％；C.增效助剂，5％～30％；D.水，30％～85％。所述解水锁剂能够大幅度降低水的表面张力，将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，同时能够降低流体的粘度。该技术特点使其能够有效实现解除天然气藏水锁伤害的效果。

技术领域

本发明涉及天然气藏化学品领域，更进一步说，涉及一种天然气藏解水锁剂及其制备方法和应用。

背景技术

水锁伤害广泛存在于天然气藏和油藏的开发过程中。在油气田钻采过程中，当完井液、钻井液以及压裂液等外来流体进入油气田储层后，由于毛细管力的滞留作用，在地层压力的作用下滞留液体不能够完全排出地层外，导致储层的含水饱和度不断增加，同时渗透率不断降低，产生水锁伤害。水锁伤害是天然气藏开发中普遍存在的问题，除了外来流体侵入，在天然气藏持续开采过程中，储层能量不断衰减，近井地带原始平衡状态的水相将发生流动，在气井井底形成积液。当井底累积的水不能随气流被带出井口时，将向低渗透地层中的毛细管孔道产生反向渗吸，这也是水锁伤害产生的另一个原因。水锁伤害一旦发生，将极大程度影响天然气藏的产能，国内外资料显示，天然气藏一旦发生水锁效应，气井产量会降至原来的1/3以下。因此，预防和解除水锁伤害是实现天然气田稳产增产的重要课题。

水锁伤害产生的主要原因有两个方面，分别是毛细管自吸和液相滞留，受到流体表面张力、毛细管润湿角、流体粘度、孔喉半径的直接影响。此外，地层原始压力、外来流体侵入深度等加剧了水锁伤害的发生。

目前，天然气藏解除水锁伤害除了采用增大生产压力、热力清洗、地层压裂等物理手段外，最主要的解水锁方法是使用解水锁剂。解水锁剂就是利用表面活性剂等药剂降低水的表面张力、调控地层润湿性、降低流体粘度等方式促进天然气藏地层中堵塞水的排出，从而达到解除水锁伤害的效果。

发明内容

为了解决现有技术中存在的上述问题，本发明提出一种天然气藏解水锁剂。具体地说涉及一种天然气藏解水锁剂及其制备方法和应用。所述解水锁剂能够大幅度降低水的表面张力，将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，同时能够降低流体的粘度。该技术特点使其能够有效实现解除天然气藏水锁伤害的效果。

本发明目的之一是提供一种天然气藏解水锁剂，以所述解水锁剂总质量为100％计，可包含质量百分比计的以下组分：

其中，

所述氟碳表面活性剂可起到降低表面张力、增大基质接触角(润湿调控)的作用；本发明所述含氟表面活性剂的离子类型有助于其在砂岩型天然气藏地层中通过合理吸附进而调控地层润湿性能，相比于一般种类表面活性剂，具有更强的润湿性调控能力。所述氟碳表面活性剂可选自氟烷基磺酰胺基季铵盐或氟烷基酰胺基季铵盐的至少一种；优选地，

所述氟碳表面活性剂的分子通式可为：

所述通式(I)或(II)中，

M^-可为卤素阴离子中的任意一种；优选地，M^-可选自Cl^-、Br^-、I^-中的任意一种；

R₁、R₂、R₃可分别独立选自为C₁～C₄的烷基或取代烷基中的至少一种，取代基优选为羟基；

m可为1～10中的任意一个整数，优选为1～6中的任意一个整数；n可为4～20中的任意一个整数，优选为4～10中的任意一个整数。另，若出于生物毒性和环保的考虑，优选n不包含8。