一种化学干预原位乳化体系的制作方法

1.本发明涉及油田化学技术领域，具体涉及一种化学干预原位乳化体系。


背景技术：

2.目前，大部分油田经过长时间注水开发后进入高含水阶段，油田稳产变得越来越困难，但仍有大部分(60％～70％)原油赋存在储层中，因此需借助强化采油技术提高采收率，而强化采油技术中的化学驱应用最为广泛。目前化学驱主要有以下三个研究方向：1)通过降低原油黏度或者提高驱替液黏度改善流度比，形成了聚合物驱、泡沫驱等驱油方法；2)基于改善润湿性和提高毛细管数的方法提高洗油效率，形成了表面活性剂驱等驱油方法；3)介于上述两种的方法，例如三元复合驱。
3.由于聚合物性能受温度、矿化度的限制，基于聚合物以流度控制为主的化学驱在高温高盐油藏条件下的长期稳定性差，驱油效果不理想。受储层非均质性的影响，基于泡沫以流度控制为主的化学体系以及以改善润湿性和提高毛细管数为主的表面活性剂溶液易沿着优势通道发生窜流，且高温高盐条件下，泡沫稳定性差，有效作用时间短。受地层原油黏度限制，以流度控制为主以及洗油效率为主的化学驱难以在启动稠油油藏的剩余油。
4.针对常规化学驱在高温高盐油藏流度控制困难、强非均质性油藏窜流严重、稠油油藏适应性差的问题。有学者提出利用乳化来提高化学驱效果。乳化驱油的主要机理包括了乳化携带和乳状液调剖，此外乳化液无论是油为外相还是水为外相，乳液的黏度均高于水相黏度，有利于改善流度比，且乳化的液滴可以通过高渗条带产生的液阻叠加效应提高波及系数。原油中存在天然乳化剂，例如胶质、沥青质、以及类似于表面活性物质、油溶性的石油酸。通常情况下，在原油能够流动的状态下，原油黏度越高，天然乳化剂的含量越高，越容易发生乳化，形成乳液的黏度越高；原油黏度越低，原油中的天然乳化剂含量越少，原油越难形成乳化液。此外，如果乳液是w/o型，乳液的黏度远大于原油黏度时，不利于原油在地面运输，需要通过热处理或者化学方法将油水分离；如果乳液是o/w型，乳液黏度显著低于原油黏度，流体的流动性能增强，但是流度控制能力减弱，且高低渗层的开发矛盾进一步加剧。
5.原油在采出后，必须进行脱水，现有技术中通常采用重力沉降、加热沉降、化学脱水、电脱水和电化学脱水等方法。若是采用重力沉降，其脱水效率较低，同时脱水率也较低；若采用其余方法，需要消耗较大的能量或者添加一些药剂。特别是在添加药剂的情况下，使得脱除水的组分较为复杂，影响后续处理。
6.针对油藏要么乳化严重，要么不乳化的情况，如何进行水驱油藏人工干预，将乳化情况控制在合理的范围内，且乳化液易破乳，是实现水驱油藏极限提高采收率的关键。


技术实现要素：

7.鉴于以上技术问题，本发明的目的是针对现有技术的缺陷，提供了一种化学原位干预乳化体系，其能够同时应用于高粘度原油和低粘度原油，对高粘度原油和低粘度原油
均能够形成粘度适中的乳化液，提高原油采收率；同时其形成的乳化液在通入n2的情况下，能够以较高的速率和较高的效率进行脱水。
8.本发明采用以下技术方案为：
9.一种化学干预原位乳化体系，以重量比计，由以下原料组成：
10.co2响应性单体：
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
0.1％～0.3％，
11.表面活性剂：
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
0.1％～0.3％，
12.亲水纳米材料：
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
0.01％～0.1％，
13.余量为水，所述水为自来水或油田注入水，将上述原料混合并搅拌均匀后，再通入co2使co2响应性单体完全质子化，得到蠕虫状胶束体系，即得本发明的原位乳化干预体系。
14.本发明的一种实施方式在于，所述co2响应性单体为油酸酰胺丙基二甲基叔胺，n,n
‑
二甲基环己烷
‑
1,4
‑
二胺，7
‑
(氧
‑
10
‑
二甲氨基
‑
癸基)
‑
香豆素，n
‑
十二烷基聚氧乙烯醚
‑
n,n
‑
二甲基叔胺的一种，其中，所述n
‑
十二烷基聚氧乙烯醚
‑
n,n
‑
二甲基叔胺中的聚氧乙烯醚的聚合度为7
‑
20。
15.本发明的一种实施方式在于，所述表面活性剂为阴离子表面活性剂或阴
‑
非离子表面活性剂，具体为具有阴离子基团的表面活性剂。
16.本发明进一步的实施方式在于，所述阴离子表面活性剂或阴
‑
非离子表面活性剂为：烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠、烷基醇聚氧乙烯醚羧酸钠、烷基酚聚氧乙烯醚磺酸钠、烷基醇聚氧乙烯醚磺酸钠、对甲基苯磺酸钠、石油磺酸钠、十二烷基硫酸钠或者苯乙烯磺酸钠中的一种。
17.本发明进一步的实施方式在于，所述烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠、烷基醇聚氧乙烯醚羧酸钠、烷基酚聚氧乙烯醚磺酸钠及烷基醇聚氧乙烯醚磺酸钠中，其烷基的碳链长度为8～12，聚氧乙烯醚的聚合度为7～40。
18.本发明的一种实施方式在于，所述纳米材料为：石墨粉、氧化石墨烯、硅烷偶联剂kh550或者kh570改性的二氧化硅、硅烷偶联剂kh550或者kh570改性的碳纳米管中的一种或者多种的混合物，添加的纳米材料的作用是提高乳液的相变点。
19.本发明中，co2响应性单体与在co2的作用下发生质子化反应，随后与有机反离子(即阴离子表面活性剂)形成蠕虫状胶束，具有表面活性，能够与原油发生乳化反应。原油越稀，配制的体系中co2响应性单体的含量越高，越容易发生乳化形成w/o型乳液，乳液的粘度明显增大；原油越稠，原油自乳化后的黏度越大，配制体系中有机反离子的含量越高，体系与原油乳化后形成w/o乳液，且乳液的黏度低于自乳化的黏度。
20.本发明的有益效果是：
21.(1)本发明的化学干预原位乳化体系与原油间的界面张力能够降低至10
‑1mn/m～10
‑3mn/m，提高了注入体系的洗油效率，同时本发明的乳化体系具有较好的耐盐能力，能够与地层水进行复配，降低油田新鲜水的用量，同时配置好的乳化体系更能够适应地层环境；
22.(2)针对水驱油藏注入开发乳化情况严重时(稠油油藏)，该体系能够减弱乳化情况，且相变点高，削弱注水开发时高低渗层间的开发矛盾，使乳化液的黏度保持在一个合理的范围；
23.(3)针对水驱油藏注水开发时不发生乳化(稀油油藏)，注入水易沿着优势通道发生窜流时，该体系能够促进原油与注入体系间的乳化形成w/o型乳化液，且相变点高，最终
实现非均质油藏中的均衡驱替；
24.(4)通过向采出液中注入n2的方式增强体系的亲水性，降低体系的乳化性能，迫使乳液自动破乳。
25.说明书附图
26.图1为实施例1中的乳化体系、注入水分别与稠油乳化后的粘度变化曲线；
27.图2为实施例2中的乳化体系、注入水分别与稀油乳化后的粘度变化曲线；
28.图3为实施例1中的乳化体系对采收率影响的曲线图；
29.图4为实施例2中的乳化体系对采收率影响的曲线图；
30.图5为实施例1中乳化体系在co2以及n2条件下的破乳性能曲线图。
具体实施方式
31.为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
32.在下述实施例中，所述的注入水为nacl浓度为10
×
104mg/l的模拟地层水；
33.在下述实施例中，所有原料如无特殊说明，均为化学纯，且均可从市场购买。
34.实施例1
35.化学干预原位乳化体系的组成：0.1％油酸酰胺丙基二甲基叔胺、0.3％壬基醇聚氧乙烯醚硫酸钠(聚氧乙烯醚的聚合度为7)，0.05％氧化石墨烯，其余为注入水(10
×
104mg/l nacl)，将各组分加入到注入水后，配置成总体积为100ml的体系，以300ml/min的速度向体系中通入co230min，得到蠕虫状胶束体系，制备成化学干预乳化体系1，该体系用于调节稠油和清水的混合物的粘度，使得稠油粘度在开采过程中不会变化过大，更加易于开采。
36.实施例2
37.化学干预乳化体系的组成：0.3％油酸酰胺丙基二甲基叔胺、0.15％壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠(聚氧乙烯醚的聚合度为7)，0.05％硅烷偶联剂kh550改性的二氧化硅，其余为注入水，将各组分加入到注入水中后，配置成总体积为100ml的体系，以300ml/min的速度向体系中通入co230min，得到蠕虫状胶束体系，制备成化学干预乳化体系2。该体系用于调节水驱时稀油油藏的粘度，使稀油和注入水的混合物的粘度上升，便于开采。
38.(二)性能测试
39.本实施例涉及对高粘度原油(稠油)和低粘度原油(稀油)的测试，本实施例采用的原油均为脱水原油，原油的具体粘度如表1所示。
40.表1原油黏度表
41.温度50℃(mpa
·
s)90℃(mpa
·
s)稀油809稠油80033
42.1、乳化性能测试：取实施例1中配置的化学干预乳化体系和注入水，分别与原油按照不同比例加入到能够密封的玻璃器皿中，随后将玻璃器皿置于带有机械搅拌的90℃油浴锅中，待其温度上升至90℃后，在500rpm下搅拌1h，后利用安东帕高温高压流变仪测试乳液的黏度。与稠油和稀油进行复配的化学干预乳化体系如表2所示：
43.表2化学干预乳化体系、注入水与原油的复配
[0044][0045]
最终测试结果见图1和图2，图1为实施例1的化学干预乳化体系以及注入水在稠油中的粘度变化曲线，图2为实施例2的化学干预乳化体系以及注入水在稀油中的粘度变化曲线。
[0046]
由图1可知，随着含水率的增大，注入水与原油形成的乳液黏度先增大后快速降低，且当含水率为70％时，乳液发生相态转变，乳液黏度低于原油黏度；在加入化学干预乳化体系后，随着含水率的增大，化学干预乳化体系与原油形成的乳液黏度增大，且当含水率为80％时仍未发生相态反转，表现出了流度智控能力。
[0047]
由图2可知，注入水与稀油不发生乳化反应。随着含水率的增高，化学干预乳化体系与原油形成w/o型乳液，且乳液的黏度增大，实现高含水下的更大渗流阻力。因此，本发明的化学干预乳化体系能够实现均衡驱替。
[0048]
同时本实施例还测量了上述复配体系的界面张力。化学干预乳化体系1与稠油的界面张力为2.1
×
10
‑3mn/m，化学干预乳化体系2与稀油的界面张力为3.4
×
10
‑2mn/m。表现出良好的洗油效率。
[0049]
2、驱油性能测试
[0050]
利用三层非均质岩心研究90℃条件下水驱以及化学干预下的采收率，驱替速度为0.5ml/min，实验过程为：首先开展水驱，待水驱至含水率为98％时，注入化学干预乳化体系，后继续水驱至含水率为98％，记录驱替过程中的采收率，试验时采取的岩心数据如表3所示。
[0051]
表3岩心数据
[0052][0053]
最终的实验结果如图3、图4所示，如图3所示，开展水驱时，由于不利的流度比以及岩心非均质性，水驱至含水率为98％时，采收率为28.9％。化学干预后，含水率显著降低，且含水率缓慢升高，说明化学干预改善了驱替过程中的流度比，增大了波及效率，最终提高采收率29.1％。
[0054]
如图4所示，开展水驱时，由于不利的流度比以及岩心非均质性，水驱至含水率为98％时，采收率为25％。化学干预后，含水率显著降低，且含水率缓慢升高，说明化学干预改善了驱替过程中的流度比，波及效率增大，最终提高采收率23％。
[0055]
3、破乳性能测试
[0056]
取化学干预乳化体系1和稠油，采用“乳化性能测试”中制备乳液的方法将其配置为含水率为70％的乳液100ml，将其均为2份，一份以300ml/min的速度通入co230min，另一份以相同速度通入n230min。结束后记录不同静置时间下的自由水量，计算析水率与时间的关系，最终结果如图5所示。
[0057]
由图5可知，可知通入n2的乳液析水速率更快，且最终的析水率高于通入co2的乳液，主要原因是通入n2后，体系中的质子化基团发生去质子化反应，体系的表面活性降低，乳化性能降低。因此化学干预乳化体系形成的乳液能够通过环保的方式提高破乳速率和效率，而现有的用于采油的乳化剂、表面活性剂等助剂，均需要添加破乳剂才能够进行破乳，对体系带入了新的化学物质，使得脱除的水的后续处理过程更加繁琐。
[0058]
本发明在上文已优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描述本发明，而不应理解为限制本发明的范围。在不脱离本发明原理的前提下，对本发明的进一步改进也应视为在本发明的保护范围内。