一种水驱稠油粘性自乳化调驱体系及其制备方法和应用与流程

1.本技术涉及一种水驱稠油粘性自乳化调驱体系及其制备方法和应用，属于油田化学领域。


背景技术：

2.目前国内部分油田已进入注水开发中后期，水驱可采储量大都已经采出，原油产量急剧下降，各种采油新技术及非常规油气资源越来越受到人们的重视。稠油资源在我国分布广泛，具有巨大的开发潜力，目前稠油资源已在国内几大油田投入大规模开发。
3.稠油粘度高、流动性差，导致稠油油藏开采难度大。普通稠油油藏在开发中存在采出液含水率高、产油量低、开采效果差等问题，主要原因有：
①
水驱开采过程中，注入水与稠油流度比大，指进严重，油井快速见水，注入水波及效率低，导致储层中大量的稠油未被动用，采收率低；
②
常规的化学驱开采过程中，地层动力条件下稠油难以被有效乳化，形成的乳状液粒径不均匀、易聚并，降粘效果差，洗油效果差。通过调驱技术和稠油自乳化降粘驱油技术可以解决以上两个问题，提升普通稠油油藏的开采效果。
4.调驱技术是向注入井中注入具有一定粘度的流体，通过降低驱替过程中的水油流度比，减弱指进现象，从而扩大波及，提高采收率。该技术作为一项改善水驱开发效果、控水稳油实现油藏稳产的重要技术措施，能经济有效地调整、改善油藏的非均质性，已经为水驱油田持续稳产高产做出了重要贡献。
5.稠油自乳化降粘驱油技术是一种较新的稠油开采技术，主要用于普通稠油油藏的开采。依靠地层渗流，注入流体即可与地下稠油发生自乳化作用，或者将油包水型乳状液转变成水包油型乳状液，大幅度降低稠油黏度，增强稠油在地层中的流动性，从而提高稠油采收率、采油速率及综合经济效益。该技术被认为是一种效果理想、有前途的提高采收率方法。
6.目前针对水驱稠油粘性自乳化调驱体系有了一定的研究，主要存在以下缺陷：
7.①
目前大部分自乳化稠油降粘剂都是通过加入碱或者提高表面活性剂的用量来实现自乳化的，加入碱存在伤害储层及结垢的问题，增加表面活性剂的用量会使成本增加。
8.②
自发乳化调驱，即储层渗流过程中形成的o/w乳状液滴在流动至大孔道、高渗层时发生堵塞，由于贾敏效应，渗流阻力增大，促使注入流体的驱替路径发生改变，进入之前未波及的区域，从而扩大波及。这种方式要求形成的乳状液滴的粒径与储层孔隙大小相匹配，且形成的乳状液滴需达到一定量才有可能见效。


技术实现要素：

9.本发明将提供一种适用于水驱稠油的粘性自乳化调驱体系，该调驱体系的使用液本身具有一定的粘度，能够扩大注入流体的波及体积；在储层渗流的低剪切条件下，能够较好地乳化稠油，提高稠油的流动性，增强洗油效果；同时自乳化形成的o/w乳状液起到调驱作用。多种机理共同作用，能够克服水驱稠油的局限性，实现普通稠油油藏的高效开采。
10.本发明的一个方面，提供一种水驱稠油粘性自乳化调驱体系，所述调驱体系包括以下组分，以重量份数计：
11.活性剂：4～16份；
12.乳化剂：3～12份；
13.聚合物：6～9份；
14.所述活性剂通过将含有双键改性的片层纳米材料、亲水单体和疏水单体的原料聚合得到；所述活性剂的制备方法按照申请号为202110616616.1的专利文献中的制备方法进行制备。
15.所述亲水单体选自酸酐类化合物中的至少一种；
16.所述疏水单体选自长链烷基烯丙基季铵盐中的至少一种；
17.所述双键改性的片层纳米材料具有如式i所示的修饰基团中的至少一种；
[0018][0019]
其中，r1选自c1～c4亚烷基中的任一种，r2选自c1～c8烷基中的任一种；
[0020]
所述乳化剂选自月桂基葡糖苷、十二胺聚氧乙烯醚中的一种或几种；
[0021]
所述聚合物选自聚丙烯酰胺、聚表剂中的一种或几种。
[0022]
可选地，所述活性剂的重量份数上限可独立选自6份、10份、12份、16份；下限可独立选自4份、6份、10份、12份；
[0023]
乳化剂的重量份数上限可独立选自6份、9份、12份；下限可独立选自3份、6份、9份；
[0024]
聚合物的重量份数上限可独立选自7份、8份、9份；下限可独立选自6份、7份、8份；
[0025]
本技术中，高效活性剂由于引入了功能基团，具有较好的油水界面活性，通过降低界面张力、界面“拉油”及“挤油”等作用使原油在微弱的扰动下即可从界面处剥离下来，显著提高洗油效率；高效乳化剂能够迅速乳化从界面上剥离下来的原油，在储层多孔介质的天然剪切作用下，剥离作用和乳化作用相互协同，最终将油乳化成均匀的o/w乳状液滴，表现出较高的乳化效率；聚合物的加入会使配制成的使用液具有一定的粘度，能够改善水油流度比，减弱指进、舌进等现象，主要起到调驱作用。
[0026]
本技术将具有不同功效的试剂混溶，制成水驱稠油粘性自乳化调驱体系使用液，一方面流体自身粘度和自乳化形成的乳状液均具有调剖作用，另一方面在微弱的地层渗流扰动下原油能够被充分乳化，粘度降低，流动性增强，洗油效率提高。调剖和洗油的双重作用导致残余油饱和度大幅度降低，最终实现较高的原油采收率。
[0027]
本技术的另一个方面，提供一种上述的水驱稠油粘性自乳化调驱剂的制备方法，所述方法包括：将所述活性剂和所述乳化剂制成混合液，搭配所述聚合物固体颗粒，制成具有一定粘度的溶液，即为所述水驱稠油粘性自乳化调驱体系。
[0028]
可选地，所述混合液与所述聚合物的重量比为(7～28):(6～9)。
[0029]
可选地，所述混合液与所述聚合物的重量比上限独立选自7:6、12:9、16:9、12:6、
20:9、16:6、20:6、24:9、28:9、24：6、28:6；下限独立选自7:9、7:6、12:9、16:9、12:6、20:9、16:6、20:6、24:9、28:9、24：6。
[0030]
本技术的再一个方面，提供一种上述的水驱稠油粘性自乳化调驱体系或上述的制备方法获得的水驱稠油粘性自乳化调驱体系在稠油开采中的应用。
[0031]
可选地，所述水驱稠油粘性自乳化调驱体系的使用温度为35～75℃；
[0032]
可选地，所述水驱稠油粘性自乳化调驱体系的使用温度上限可独立选自40℃、50℃、60℃、70℃、75℃；下限可独立选自35、40℃、50℃、60℃、70℃。
[0033]
可选地，所述稠油在储层条件下的粘度为120mpa
·
s～2000mpa
·
s；
[0034]
可选地，所述稠油在储层条件下的粘度上限可独立选自130mpa
·
s、150mpa
·
s、200mpa
·
s、500mpa
·
s、800mpa
·
s、1000mpa
·
s、1500mpa
·
s、2000mpa
·
s；下限可独立选自120mpa
·
s、130mpa
·
s、150mpa
·
s、200mpa
·
s、500mpa
·
s、800mpa
·
s、1000mpa
·
s、1500mpa
·
s。
[0035]
可选地，所述应用包括：将水驱稠油粘性自乳化调驱体系配制成水溶液后注入，所述水溶液的浓度为0.3～0.5wt％；注入速度为0.1ml/min～0.3ml/min；
[0036]
可选地，所述水溶液的浓度上限可独立选自0.4wt％、0.5wt％；下限可独立选自0.3wt％、0.4wt％。
[0037]
可选地，所述水溶液中含有配液用水；
[0038]
可选地，所述配液用水的矿化度为8000～50000mg/l，其中ca
2
/mg
2
含量为50～1000mg/l；
[0039]
可选地，所述配液用水的矿化度上限可独立选自10000mg/l、20000mg/l、28000mg/l、30000mg/l、40000mg/l、50000mg/l；下限可独立选自8000mg/l、10000mg/l、20000mg/l、28000mg/l、30000mg/l、40000mg/l。
[0040]
可选地，所述ca
2
/mg
2
含量上限可独立选自100mg/l、300mg/l、500mg/l、700mg/l、800mg/l、1000mg/l；下限可独立选自50mg/l、100mg/l、300mg/l、500mg/l、700mg/l、800mg/l。
[0041]
本技术的一种具体实施方法，将水驱稠油粘性自乳化调驱体系配制成水溶液的方法包括以下步骤：
[0042]
(a)取298g的矿化度为28678.1mg/l(其中ca
2
/mg
2
为776.8mg/l)的模拟地层水至玻璃烧杯中，用机械搅拌器以400～500r/min的转速开始搅拌；量取2g聚合物，缓慢地将其加入到烧杯中，加入完毕后将转速调至500～800r/min继续搅拌1～2h，配制成300g浓度为6000mg/l的聚合物母液，密封放置熟化2h～12h；
[0043]
(b)取50g聚合物母液、0.1～0.375g活性剂、0.3～0.52g乳化剂，用模拟地层水配制成200g使用液，用搅拌器搅拌30～60min，搅拌速度为500～800r/min，即可制得水驱稠油粘性自乳化调驱体系的使用液。
[0044]
本技术能产生的有益效果包括：
[0045]
(1)该体系中无碱，其自乳化效果并非通过加碱和提高表面活性剂的用量来实现的，因而成本较低，且不会发生结垢等不良后果；
[0046]
(2)该体系中用聚合物提高驱剂的粘度进行调驱，而非仅依靠自乳化形成的乳状液调驱，因而其调驱效果更好。
[0047]
(3)将稠油自乳化降粘技术与现有的聚合物调驱技术相结合，多种机理协同作用，能较大程度地发挥驱剂的效果，提高普通稠油的采收率。
附图说明
[0048]
图1为本发明实施例1获得的a1溶液进行双管岩心驱替实验获得的驱替结果。
具体实施方式
[0049]
下面结合实施例详述本技术，但本技术并不局限于这些实施例。
[0050]
如无特别说明，本技术的实施例中的原料均通过商业途径购买，其中乳化纳米材料：nio-03，为按照申请号为202110616616.1的专利中实施例1的步骤自制获得；月桂基葡糖苷购自江苏海安；十二胺聚氧乙烯醚购自江苏海安；聚丙烯酰胺购自山东诺尔；聚表购自天津大港。
[0051]
实施例1
[0052]
(1)取297.6g的矿化度为28678.1mg/l(其中ca
2
/mg
2
为776.8mg/l)的模拟地层水至玻璃烧杯中，用机械搅拌器以400r/min的转速开始搅拌；量取2.4g聚丙烯酰胺，缓慢地将其加入到烧杯中，加入完毕后将转速调至500r/min继续搅拌2h，配制成300g浓度为7200mg/l的聚合物母液，密封放置熟化2h；
[0053]
(2)取50g聚丙烯酰胺母液，向其中加入0.1gnio-03、0.26g十二胺聚氧乙烯醚，用模拟地层水将其配制成200g溶液，用磁力搅拌器搅拌40min，制成水驱稠油粘性自乳化调驱体系，将其记为a1。
[0054]
实施例2
[0055]
(1)取298g的矿化度为28678.1mg/l(其中ca
2
/mg
2
为776.8mg/l)的模拟地层水至玻璃烧杯中，用机械搅拌器以400r/min的转速开始搅拌；量取2g聚表剂，缓慢地将其加入到烧杯中，加入完毕后将转速调至600r/min继续搅拌1.5h，配制成300g浓度为6000mg/l的聚合物母液，密封放置熟化12h；
[0056]
(2)取50g聚表剂母液，向其中加入0.375gnio-03、0.5g月桂基葡糖苷，用模拟地层水将其配制成200g溶液，用磁力搅拌器搅拌30min，制成水驱稠油粘性自乳化调驱体系，将其记为a2。
[0057]
测试例1水驱稠油粘性自乳化调驱体系的性能
[0058]
测试条件：实验用水为矿化度为28678.1mg/l(其中ca
2
/mg
2
为776.8mg/l)的模拟地层水，实验用原油为林东区块稠油(50℃时测得粘度136.2mpa
·
s)。
[0059]
(1)调驱体系使用液的热稳定性及表观粘度：
[0060]
在30℃、40℃、50℃、60℃、70℃和80℃下保温实施例1～2获得的a1～a2溶液，观察稳定性，并在这些温度下用布氏粘度计测试溶液的粘度(0号转子，转速为6r/min)。
[0061]
表1
[0062][0063]
由测试结果可知：水驱稠油粘性自乳化调驱体系使用液在70℃下仍能保持稳定，且具有一定粘度。
[0064]
(2)调驱体系使用液对稠油的自乳化效果
[0065]
(2.1)取25ml的玻璃具塞量筒，向其中加入4ml林东区块稠油和16ml实施例1获得的a1溶液，在50℃的恒温箱中保温1h后，将其缓慢上下反转5次(每次持续1s)，观察油的乳化状态，保温0.5h后读取乳化/分散油量。
[0066]
(2.2)取25ml的玻璃具塞量筒，向其中加入4ml林东区块稠油和16ml实施例2获得的a2溶液，在50℃的恒温箱中保温1h后，将其缓慢上下反转5次(每次持续1s)，观察油的乳化状态，保温0.5h后读取乳化/分散油量。
[0067]
测量结果见表2。
[0068]
表2
[0069]
样品反转5次后油水状态乳化/分散油量(ml)a1较为均匀体系，黑灰色，不透光3.6a2均匀体系，深棕色，不透光3.9
[0070]
由测试结果可知：水驱稠油粘性自乳化体系对林东区块稠油的自乳化效果较好，轻微扰动后油液可混成均一液体，且乳化/分散稠油的油量较多，形成的o/w乳状液稳定性好，保温0.5h后仍有大部分油处于乳化/分散状态。
[0071]
(3)体系提高采收率效果
[0072]
进行双管岩心驱替实验，实验按照sy/t 6424-2014中9.1-9.4的规定进行。选用的两块岩心的气测渗透率分别为300md和850md左右，其中驱替速度0.3ml/min，实验中用的水均为矿化度为28678.1mg/l(其中ca
2
/mg
2
为776.8mg/l)的模拟地层水，剂驱阶段使用的水驱稠油粘性自乳化调驱体系使用液a1溶液，注入量1pv。
[0073]
驱替结果见图1。从图1可以看出，水驱后采收率为41.77％，最终采收率为62.24％，剂驱和后续水驱阶段提高采收率为62.24％-41.77％＝20.47％，后续水驱阶段产出乳化油滴，但在50℃下保温后可自破乳。
[0074]
以上所述，仅是本技术的几个实施例，并非对本技术做任何形式的限制，虽然本技术以较佳实施例揭示如上，然而并非用以限制本技术，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱
离本技术技术方案的范围内，利用上述揭示的技术内容做出些许的变动或修饰均等同于等效实施案例，均属于技术方案范围内。