一种气井解水锁剂及其制备方法和用途与流程

本发明涉及采油采气工艺领域，具体涉及一种气井解水锁剂及其制备方法和用途。

背景技术：

1、目前，页岩气储层具有低孔低渗特征，气井完钻后均不能自然生产,且一般采用丛式平台开发的模式，为了获得工业化天然气流，均需要通过大规模压裂投产，但是压裂过程中向地层中注入大量压裂液，且页岩气井投产初期多数气井返排率较低，随着气井开采，地层能量逐渐降低，当气井产量低于临界携液流量时，残留压裂液将导致严重水锁效应，且随着压裂液聚集，水平井段及井筒内会形成大量积液，严重影响气井产能发挥。因此，如何解决页岩气井水锁问题，成为有效发挥页岩气井产能，实现老井挖潜，稳产增产的关键。

2、目前针对页岩气井水锁问题尚无有效解决方法，现有的排水采气工艺措施主要泡沫排水、柱塞气举、氮气气举、压缩机气举、连续油管气举等。

3、如cn113061426a公开了一种气井储层解水锁剂及其制备方法，属于页岩气开采技术领域，气井储层解水锁剂由以下质量分数的原料组成：阳离子活性剂20-30％、非离子活性剂20-25％、柠檬烯15-20％、纳米材料1-5％，余量为碳酸二甲酯。该方案通过阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂、柠檬烯、纳米材料以及碳酸二甲酯的配合，能够形成超低数量级的界面张力，并且能够形成稳定、丰富的低密度泡沫，在严重水淹的气井中，可以高效的与井底积液混合，继而驱替积液，从而达到解除水锁的目的。

4、cn104453806a一种注氮气解除砂岩凝析气藏水锁的方法，其包括：注入氮气初期：氮气逐渐压缩井筒流体和近井地带的水脊，向井周驱替，注入氮气沿储层顶部舌进。注入氮气突破期：持续注入氮气，当注气中井底压力和地层压力差值大于水锁压力后，注入氮气突破水锁屏障。注入氮气扩散期：持续注入氮气，井周水脊被驱散到更远的地方，气相渗流能力改善。闷井：停止注入氮气，水脊被进一步压缩下坠，气相渗流能力进一步改善。该方案通过注入高压氮气驱替近井地带的水，沟通远端的天然气，增加气相渗流能力；同时利用氮气良好可压缩性和膨胀性，在能量释放时具有良好的助排、驱替和气举作用，最终达到恢复气井产能，提高凝析气藏采收率。

5、然而，现有技术中所用泡沫排水采气工艺只能解决井筒轻微积液，且需要人工加注药剂和频繁调整生产制度；柱塞气举需设定开关井制度，且需根据液面位置以及气井产能频繁更改制度，工艺适用性局限，主要依靠气井自身产能排水，对气井产能依赖高；压缩机气举工艺需要现场连续作业，时间长、成本高；连续油管气举作业，作业成本较高，回报期长；即现有排水采气措施均存在一定不足，且无法有效解决页岩气井水锁问题。

技术实现思路

1、鉴于现有技术中存在的问题，本发明的目的在于提供一种气井解水锁剂及其制备方法和用途，以解决现有技术中针对页岩气井水锁解除后存在的再次因积液过多或水锁效应低产甚至停产的问题。

2、为达此目的，本发明采用以下技术方案：

3、第一方面，本发明提供了一种气井解水锁剂，所述气井解水锁剂包括螯合剂、缓蚀剂、阳离子表面活性剂、两性表面活性剂、非离子表面活性剂、醇、ph值调整剂和水。

4、本发明提供气井解水锁剂通过对实际进行复配设计，有利于改善岩石层的表面性能，从而实现地层水锁的解除，可以防止气井再次因积液过多或水锁效应低产甚至停产。

5、作为本发明优选的技术方案，所述气井解水锁剂以质量百分含量计包括：螯合剂5-10％，缓蚀剂3-5％，阳离子表面活性剂20-25％，两性表面活性剂3-5％，非离子表面活性剂20-25％，醇5-10％，ph值调整剂1-3％，余量为水。

6、本发明中，所述气井解水锁剂中螯合剂以质量百分含量计为5-10％，例如可以是5％、5.2％、5.4％、5.6％、5.8％、6％、6.2％、6.4％、6.6％、6.8％、7％、7.2％、7.4％、7.6％、7.8％、8％、8.2％、8.4％、8.6％、8.8％、9％、9.2％、9.4％、9.6％、9.8％或10％等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

7、本发明中，所述气井解水锁剂中缓蚀剂以质量百分含量计为3-5％，例如可以是3％、3.1％、3.2％、3.3％、3.4％、3.5％、3.6％、3.7％、3.8％、3.9％、4％、4.1％、4.2％、4.3％、4.4％、4.5％、4.6％、4.7％、4.8％、4.9％或5％等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

8、本发明中，所述气井解水锁剂中阳离子表面活性剂以质量百分含量计为20-25％，例如可以是20％、20.2％、20.4％、20.6％、20.8％、21％、21.2％、21.4％、21.6％、21.8％、22％、22.2％、22.4％、22.6％、22.8％、23％、23.2％、23.4％、23.6％、23.8％、24％、24.2％、24.4％、24.6％、24.8％或25％等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

9、本发明中，所述气井解水锁剂中两性表面活性剂以质量百分含量计为3-5％，例如可以是3％、3.1％、3.2％、3.3％、3.4％、3.5％、3.6％、3.7％、3.8％、3.9％、4％、4.1％、4.2％、4.3％、4.4％、4.5％、4.6％、4.7％、4.8％、4.9％或5％等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

10、本发明中，所述气井解水锁剂中非离子表面活性剂以质量百分含量计为20-25％，例如可以是20％、20.2％、20.4％、20.6％、20.8％、21％、21.2％、21.4％、21.6％、21.8％、22％、22.2％、22.4％、22.6％、22.8％、23％、23.2％、23.4％、23.6％、23.8％、24％、24.2％、24.4％、24.6％、24.8％或25％等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

11、本发明中，所述气井解水锁剂中醇以质量百分含量计为5-10％，例如可以是5％、5.2％、5.4％、5.6％、5.8％、6％、6.2％、6.4％、6.6％、6.8％、7％、7.2％、7.4％、7.6％、7.8％、8％、8.2％、8.4％、8.6％、8.8％、9％、9.2％、9.4％、9.6％、9.8％或10％等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

12、本发明中，所述气井解水锁剂中ph值调整剂以质量百分含量计为1-3％，例如可以是1％、1.1％、1.2％、1.3％、1.4％、1.5％、1.6％、1.7％、1.8％、1.9％、2％、2.1％、2.2％、2.3％、2.4％、2.5％、2.6％、2.7％、2.8％、2.9％或3％等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

13、作为本发明优选的技术方案，所述螯合剂包括氨基三亚甲基膦酸、乙二胺四甲叉膦酸或氨基三甲叉膦酸中的1种或至少2种的组合。

14、优选地，所述缓蚀剂包括琉基苯并噻唑、苯并三唑或磺化木质素中的1种或至少2种的组合。

15、优选地，所述阳离子表面活性剂包括十六烷基三甲基溴化铵、十六烷基三甲基氯化铵或十二烷基三甲基溴化铵中的1种或至少2种的组合。

16、优选地，所述两性表面活性剂包括十二烷基二甲基甜菜碱、十四烷基二甲基甜菜碱、十六烷基二甲基甜菜碱中的1种或至少2种的组合。

17、优选地，所述非离子表面活性剂包括脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚、脂肪酸聚氧乙烯酯或聚氧乙烯烷基胺中的1种或至少2种的组合。

18、本发明中，所述脂肪醇聚氧乙烯醚的聚合度为9-20。

19、优选地，所述醇包括甲醇、乙醇、乙二醇、丙醇或乙二醇丁醚中的1种或至少2种的组合，还可以是其他碳链长度较长的醇。

20、优选地，所述ph值调整剂包括硼酸、碳酸钠或磷酸盐缓冲液中的1种或至少2种的组合。

21、第二方面，本发明提供了如第一方面所述气井解水锁剂的制备方法，所述制备方法包括依据配方将药剂进行混合得到所述气井解水锁剂。

22、第三方面，本发明提供了如第一方面所述气井解水锁剂的用途，所述用途包括采用所述气井解水锁剂对页岩气井进行解水锁处理；

23、具体包括：进行井筒内液面高度的确认，若井筒内液面＞150m，则采用气举排出井筒积液，反之则注入所述气井解水锁剂，然后进行关井气举和闷井，闷井结束后开井外排。

24、作为本发明优选的技术方案，所述气井解水锁剂的注入量为3-9m3，例如可以是3m3、3.5m3、4m3、4.5m3、6m3、6.5m3、7m3、7.5m3、8m3、8.5m3或9m3等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。气井解水锁剂的注入量也可以由气井水平段长度、地层压力、积液及水锁情况等综合确定；施工最高压力根据最大井口承压的80％、地层破裂压力、管柱抗内压和抗外挤强度的最小值综合确定。

25、作为本发明优选的技术方案，所述气井解水锁剂的流量为0.5-5m3/h，例如可以是0.5m3/h、0.6m3/h、0.7m3/h、0.8/h、0.9m3/h、1m3/h、1.2m3/h、1.4m3/h、1.6m3/h、1.8m3/h、2m3/h、2.2m3/h、2.4m3/h、2.6m3/h、2.8m3/h、3m3/h、3.2m3/h、3.4m3/h、3.6m3/h、3.8m3/h、4m3/h、4.2m3/h、4.4m3/h、4.6m3/h、4.8m3/h或5m3/h等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

26、作为本发明优选的技术方案，所述关井气举为向井内注入气体介质。

27、本发明中，关井气举具有以下三个优点：一是打破储层原有水锁平衡，一定程度上辅助所注入化学药剂解除地层水锁效应；二是注入高压氮气将所注入化学药剂推入地层，确保所注入化学药剂与水平段积液及地层水锁部位充分作用，避免化学药剂滞留于井筒；三是所注入高压氮气一定程度上补充地层能量，焖井过程中促进化学药剂扩散，扩大其作用半径。

28、本发明中，所述气体介质可以氮气或惰性气体等不影响气井解水锁剂性能的气体，如氦气，氖气，氩气等。

29、优选地，所述气体介质的注入量为5000-10000nm3，例如可以是5000nm3、5500nm3、6000nm3、6500nm3、7000nm3、7500nm3、8000nm3、8500nm3、9000nm3、9500nm3或10000nm3等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用，也可以是由气井生产情况、水平段长度、地层压力水平及水平段积液水锁情况等综合确定。

30、优选地，所述气体介质的注入速率为1000-1200nm3/h，例如可以是1000nm3/h、1010nm3/h、1020nm3/h、1030nm3/h、1040nm3/h、1050nm3/h、1060nm3/h、1070nm3/h、1080nm3/h、1090nm3/h、1100nm3/h、1110nm3/h、1120nm3/h、1130nm3/h、1140nm3/h、1150nm3/h、1160nm3/h、1170nm3/h、1180nm3/h、1190nm3/h或1200nm3/h等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

31、作为本发明优选的技术方案，所述闷井的时间为24-72h，例如可以是24h、26h、28h、30h、32h、34h、36h、38h、40h、42h、44h、46h、48h、50h、52h、54h、56h、58h、60h、62h、64h、66h、68h、70h或72h等，但不限于所列举的数值，该范围内其它未列举的数值同样适用。

32、本发明中，闷井的时间也可以根据所使用的化学药剂所需发挥的作用和目的，结合地层压力扩散情况综合确定。

33、作为本发明优选的技术方案，所述用途包括采用所述气井解水锁剂对页岩气井进行解水锁处理；

34、具体包括：进行井筒内液面高度的确认，若井筒内液面＞150m，则采用气举排出井筒积液，反之则注入所述气井解水锁剂，然后进行关井气举和闷井，闷井结束后开井外排；

35、所述气井解水锁剂的注入量为3-9m3；所述气井解水锁剂的流量为0.5-5m3/h；

36、所述关井气举为向井内注入气体介质；所述气体介质的注入量为5000-10000nm3；所述气体介质的注入速率为1000-1200nm3/h；所述闷井的时间为24-72h。

37、与现有技术方案相比，本发明具有以下有益效果：

38、本发明提供的气井解水锁剂，通过对药剂的组成进行设计使得注入化学药剂充分作用于水平井段及地层水锁部位，同时借助注入高压氮气确保药剂充分发挥作用以打破原有水锁平衡，并在一定程度上补充地层能量，有助于气井积液返排，充分保障气井有效排液复产，复产后密切关注气井油套压、产气量及产水量等生产特征，若气井表现轻微积液特征，即开始辅助其他措施排液，避免气井因积液严重再次导致积液过多或水锁导致低产甚至停产。