一种多重乳状液冻胶复合调堵体系及其制备方法与应用

1.本发明涉及一种多重乳状液冻胶复合调堵体系及其制备方法与应用，属于油田化学技术领域。


背景技术：

2.水驱油藏在开发后期会出现油井含水率升高的现象，油井高含水造成的危害很多，如：(1)油井停喷，见水后含水量不断增加，井筒液柱重量随之增大，导致自喷井不能自喷；(2)油井出砂，使胶结疏松的砂岩层受到破坏，造成出砂，严重时使油层塌陷或导致油井停产；(3)油井过早见水，会导致在地下形成一些死油区，大大降低了油藏的采收率；(4)设备腐蚀，会腐蚀油井设备及破坏井身结构，增加修井作业任务和难度，缩短油井寿命；(5)增加采油成本，增大地面注水量，相应增加了地面水源使用量、注水设施的使用及电能消耗。
3.调剖堵水作为油田控水的常规措施，可以起到提高油层压力，提高注入水的波及系数，从而提高原油采收率的作用。但随着油田的开发，油藏特征及环境不断变化，尤其是油藏进入高含水开采期后，长期水驱使油藏开发矛盾更为突出。现有技术普遍使用的是聚丙烯酰胺类冻胶堵剂和固体颗粒型堵剂。聚丙烯酰胺类高温冻胶堵剂成胶时间过快，易造成近井地带堵塞，且作业过程水基冻胶体系进入油层易造成伤害。固体颗粒型堵剂主要是由水泥、粉煤灰等无机固体颗粒及其它有机颗粒组成，以悬浮体的形式注入到地层，通过有机颗粒的架桥和无机颗粒的充填，来调整吸水剖面和水相渗透率，用以封堵高渗透层及出水层，达到调整吸水剖面、堵水的目的；但这是一种非选择性堵剂，并且这种颗粒型堵剂稳定性差，易结块伤害储层，仅适用于近井地带封堵。乳状液堵水体系具有优异的油水选择性，对油层伤害低，现有的乳状液堵水体系主要是油包水型和水包油型乳状液，水包油型乳状液主要是利用贾敏效应，黏度较低，但是封堵强度较弱；油包水型乳状液黏度较高，虽然封堵强度大，但是向地层注入压力大，注入困难。而现有文献报道的w/o/w型多重乳状液，有望解决上述油包水型和水包油型乳状液所存在的问题；但相比于传统的冻胶型和固体颗粒类堵剂，w/o/w型多重乳状液封堵强度较低。
4.如，中国专利文献cn112210357a公开了一种w/o/w型多重乳状液堵水体系，该发明的多重乳状液堵水体系由w/o型初相和外水相组成，所述w/o型初相和外水相的体积比为(3-0.5)：(7-9.5)，所述w/o型初相包括油相和内水相，油相与内水相体积比为(4-2)：(6-8)，油相中包含质量百分比为1％-5％的油溶性表面活性剂、质量百分比为0.1％-0.5％的纳米二氧化硅溶胶和余量的油。该发明首先利用多重界面的贾敏效应堵塞水层，同时w/o/w型多重乳状液中水相的乳化剂和稳定剂在岩石表面的吸附，w/o/w型多重乳状液外相失去稳定性，分离出高黏度的w/o型乳状液，进一步堵塞水层。但该发明堵水体系封堵效果及封堵强度有待进一步提高，在水相流速较大时无法起到有效的封堵效果。
5.因此，亟需研发一种能够堵塞水层而不伤害油层，易于注入地层，具有油水选择性和优异的封堵效果的新型选择性堵水体系。


技术实现要素：

6.针对现有技术的不足，本发明提供一种多重乳状液冻胶复合调堵体系及其制备方法与应用。本发明调堵体系能够堵塞水层而不伤害油层，易于注入地层，发挥乳状液和冻胶的双重调堵性能，具有油水选择性和优异的封堵效果。
7.为解决以上问题，本发明是通过以下技术方案实现的：
8.一种多重乳状液冻胶复合调堵体系，所述多重乳状液冻胶复合调堵体系由w/o型初相和外水相组成；所述w/o型初相包括油相和内水相，油相中包含油溶性表面活性剂和白油，内水相中包含聚丙烯酰胺、乙酸铬和水；外水相中包含乳化剂和水。
9.根据本发明优选的，所述w/o型初相和外水相的体积比为(0.5-3)：(7-9.5)，优选为(1-3)：(7-9)。
10.根据本发明优选的，w/o型初相中，所述油相与内水相体积比为(6-9)：(1-4)。
11.根据本发明优选的，所述油溶性表面活性剂为span80或span85；优选的，所述油溶性表面活性剂为span80。
12.根据本发明优选的，油相中，所述油溶性表面活性剂的质量浓度为3％-7％，余量为白油。
13.根据本发明优选的，内水相中，聚丙酰胺的质量浓度为0.4-1％，乙酸铬的质量浓度为0.2-0.5％，余量为水；优选的，聚丙酰胺的质量浓度为0.6％，乙酸铬的质量浓度为0.3％。
14.根据本发明优选的，聚丙烯酰胺的数均分子量为1000-2000万，优选为1200万。
15.根据本发明优选的，所述乳化剂为烷醇酰胺。
16.根据本发明优选的，外水相中，乳化剂的质量浓度为0.1％-0.5％，余量为水；优选的，乳化剂的质量浓度为0.3-0.5％。
17.上述多重乳状液冻胶复合调堵体系的制备方法，包括步骤：
18.(1)油相的制备：将油溶性表面活性剂溶解于白油中，得到油相；
19.(2)内水相的制备：将聚丙烯酰胺、乙酸铬溶解于水中，得到内水相；
20.(3)w/o型初相的制备：将步骤(1)得到的油相与步骤(2)得到的内水相高速搅拌混合，得到w/o型初相；
21.(4)外水相的制备：将乳化剂溶解于水中，得到外水相；
22.(5)将w/o型初相与外水相搅拌混合，得到多重乳状液冻胶复合调堵体系。
23.根据本发明优选的，步骤(3)中，高速搅拌转速为5000-8000r/min，搅拌时间为5-8min。
24.根据本发明优选的，步骤(5)中，搅拌转速为2000-4000r/min，搅拌时间为8-12min。
25.上述多重乳状液冻胶复合调堵体系的应用，应用于调剖堵水。
26.本发明的技术特点和有益效果如下：
27.1、本发明的w/o/w型多重乳状液复合调堵体系注入油井中，随着油藏油井中从上到下的温度逐渐升高以及体系进入地层，w/o/w型多重乳状液首先利用多重界面的贾敏效应堵塞水层，同时w/o/w型多重乳状液中内水相中的聚合物和乙酸铬发生交联反应，形成冻胶，而冻胶的大小可以通过控制乳化后内水相的粒度进行调控，进一步堵塞水层，并提高了
封堵强度。
28.2、本发明w/o/w型多重乳状液复合调堵体系能够堵塞水层而不伤害油层，易于注入地层，具有油水选择性和优异的封堵效果。
29.3、利用油包水的内水相形成的液滴，可以控制其中聚合物交联后形成冻胶的粒径；从而适用于不同的孔隙大小的地层。通过内水相的聚合物和交联剂交联后形成的冻胶体系与乳化油形成油包冻胶体系相比于油包水体系具有更高的封堵强度，在多孔介质运移过程中可以产生更高的封堵阻力。外水相使用的乳化剂不但具有优异的乳化性能，同时也具有优异的界面活性从而起到驱油和洗油的作用。由于w/o/w的外相为水相，因此更容易进入含水饱和度较高的高渗透率水窜层，而由于油水毛管力的存在，因此该体系进入含油饱和度渗透率较低的层位，具有更好的油水选择性。
30.4、本发明油相中的白油和外水相中的烷醇酰胺配合形成的外水相稳定性较好；本发明油相中不加入纳米材料，一方面降低成本，另一方面，疏水纳米材料的加入会影响内水相冻胶的成胶性能，甚至不成胶。
31.5、本发明多重乳状液冻胶复合调堵体系作为一个整体，发挥乳状液和冻胶的双重调堵性能，各组分体系共同作用使得调堵体系具有较高的封堵强度和优异的封堵效果。
具体实施方式
32.下面通过具体实施例对本发明做进一步说明，但不限于此。
33.实施例中所用原料均为常规原料，可市购获得；所述方法如无特殊说明均为现有技术。
34.实施例1
35.w/o/w型多重乳状液复合调堵体系的制备方法，步骤如下：
36.(1)油相制备：将span80溶解在白油中，得到油相；油相中span80的质量分数为3％；
37.(2)内水相的制备：将聚丙烯酰胺hpam(数均分子量1200万)和乙酸铬溶解到水中，得到内水相；内水相中，聚丙酰胺的质量浓度为0.6％，乙酸铬的质量浓度为0.3％。
38.(3)w/o型初相制备：将步骤(1)的油相与步骤(2)得到的内水相按体积比6:4的比例置于烧杯中，在6000r/min的转速下均质搅拌8min，得到w/o型初相；
39.(4)外水相制备：将烷醇酰胺溶解在水中，得到外水相；外水相中，烷醇酰胺的质量浓度为0.3％。
40.(5)将10ml w/o型初相与90ml外水相混合后在3000r/min的转速下均质10min，得到w/o/w型多重乳状液复合调堵体系。
41.实施例2
42.w/o/w型多重乳状液复合调堵体系的制备方法，步骤如下：
43.(1)油相制备：将span80溶解在白油中，得到油相；油相中span80的质量分数为5％；
44.(2)内水相的制备：将聚丙烯酰胺hpam(数均分子量1200万)和乙酸铬溶解到水中，得到内水相；内水相中，聚丙酰胺的质量浓度为0.6％，乙酸铬的质量浓度为0.3％。
45.(3)w/o型初相制备：将步骤(1)的油相与步骤(2)得到的内水相按体积比8:2的比
例置于烧杯中，在8000r/min的转速下均质搅拌5min，得到w/o型初相；
46.(4)外水相制备：将烷醇酰胺溶解在水中，得到外水相；外水相中，烷醇酰胺的质量浓度为0.5％。
47.(5)将20ml w/o型初相与80ml外水相混合后在2000r/min的转速下均质12min，得到w/o/w型多重乳状液复合调堵体系。
48.实施例3
49.w/o/w型多重乳状液复合调堵体系的制备方法，步骤如下：
50.(1)油相制备：将span80溶解在白油中，得到油相；油相中span80的质量分数为7％；
51.(2)内水相的制备：将聚丙烯酰胺hpam(数均分子量1200万)和乙酸铬溶解到水中，得到内水相；内水相中，聚丙酰胺的质量浓度为0.6％，乙酸铬的质量浓度为0.3％。
52.(3)w/o型初相制备：将步骤(1)的油相与步骤(2)得到的内水相按体积比9:1的比例置于烧杯中，在6000r/min的转速下均质搅拌7min，得到w/o型初相；
53.(4)外水相制备：将烷醇酰胺溶解在水中，得到外水相；外水相中，烷醇酰胺的质量浓度为0.3％。
54.(5)将30ml w/o型初相与70ml外水相混合后在2000r/min的转速下均质12min，得到w/o/w型多重乳状液复合调堵体系。
55.对比例1
56.w/o/w型多重乳状液复合调堵体系的制备方法，步骤如下：
57.(1)油相制备：将span80溶解在白油中，得到油相；油相中span80的质量分数为3％；
58.(2)内水相的制备：将聚丙烯酰胺hpam(数均分子量1200万)溶解到水中，得到内水相；内水相中，聚丙酰胺的质量浓度为0.6％。
59.(3)w/o型初相制备：将步骤(1)的油相与步骤(2)得到的内水相按体积比6:4的比例置于烧杯中，在6000r/min的转速下均质搅拌8min，得到w/o型初相；
60.(3)外水相制备：将烷醇酰胺溶解在水中，得到外水相；外水相中，烷醇酰胺的质量浓度为0.3％。
61.(4)将10ml w/o型初相与90ml外水相混合后在3000r/min的转速下均质10min，得到w/o/w型多重乳状液复合调堵体系。
62.对比例2
63.w/o/w型多重乳状液复合调堵体系的制备方法，步骤如下：
64.(1)油相制备：将span80溶解在乙烯焦油中，得到油相；油相中span80的质量分数为3％；
65.(2)内水相的制备：将聚丙烯酰胺hpam(数均分子量1200万)和乙酸铬溶解到水中，得到内水相；内水相中，聚丙酰胺的质量浓度为0.6％，乙酸铬的质量浓度为0.3％。
66.(3)w/o型初相制备：将步骤(1)的油相与步骤(2)得到的内水相按体积比6:4的比例置于烧杯中，在6000r/min的转速下均质搅拌8min，得到w/o型初相；
67.(4)外水相制备：将烷醇酰胺溶解在水中，得到外水相；外水相中，烷醇酰胺的质量浓度为0.3％。
68.(5)将10ml w/o型初相与90ml外水相混合后在3000r/min的转速下均质10min，得到w/o/w型多重乳状液复合调堵体系。
69.对比例3
70.w/o/w型多重乳状液复合调堵体系的制备方法，步骤如下：
71.(1)油相制备：将span80溶解在白油中，然后将疏水纳米二氧化硅颗粒分散于其中，得到油相；油相中span80的质量分数为3％，疏水纳米二氧化硅的质量浓度为1％；
72.(2)内水相的制备：将聚丙烯酰胺hpam(数均分子量1200万)和乙酸铬溶解到水中，得到内水相；内水相中，聚丙酰胺的质量浓度为0.6％，乙酸铬的质量浓度为0.3％。
73.(3)w/o型初相制备：将步骤(1)的油相与步骤(2)得到的内水相按体积比6:4的比例置于烧杯中，在6000r/min的转速下均质搅拌8min，得到w/o型初相；
74.(3)外水相制备：将烷醇酰胺溶解在水中，得到外水相；外水相中，烷醇酰胺的质量浓度为0.3％。
75.(4)将10ml w/o型初相与90ml外水相混合后在3000r/min的转速下均质10min，得到w/o/w型多重乳状液复合调堵体系。
76.应用试验例
77.封堵能力测试：
78.以实施例1-3和对比例1-3的w/o/w型多重乳状液复合调堵体系为研究对象，考察堵漏体系的封堵能力。
79.具体模拟实验过程如下：将内径为2.5cm、长度为20cm的填砂管填充石英砂粒制得模拟岩心，分别记作1#、2#、3#，4#，5#，6#。然后将填砂管饱和水，在60℃条件下，测定水相渗透率。将实施例1-3和对比例1-3的堵漏体系分别注入1#-6#填砂管，注入体积为0.5pv(岩心孔隙体积)，然后填砂管水驱至压力稳定，测得填砂管的堵后渗透率k2，并按公式e＝(k
1-k2)/k1*100％，计算岩心封堵率e，实验结果如下表1所示。
80.表1封堵能力测试数据
81.模拟岩心k1，μm2k2，μm2e，％1#(实施例1)1.890.06696.52#(实施例2)2.340.06197.43#(实施例3)1.830.06496.54#(对比例1)1.890.42577.55#(对比例2)2.110.45878.36#(对比例3)2.050.54373.5
82.由表1可知，本发明制备的多重乳状液具有优异的封堵效果。对比例1中内水相没有加入交联剂，因此单纯依靠多重乳状液的封堵效果较实施例差；对比例2由于使用的油相与乳化剂烷醇酰胺不匹配，因此w/o/w型乳状液稳定性较差，快速破乳影响了封堵性能；对比例3中油相加入了疏水纳米二氧化硅，破坏了内水相中聚合物和交联剂的交联反应，因此封堵率较差。