CN101003726A

CN101003726A - 聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备及使用方法

Info

Publication number: CN101003726A
Application number: CN 200610045358
Authority: CN
Inventors: 曹正权; 肖建洪; 陈辉; 姜娜; 杨金荣
Original assignee: Sinopec Shengli Oilfield Co Gudao Oil Extraction Plant
Current assignee: Sinopec Shengli Oilfield Co Gudao Oil Extraction Plant
Priority date: 2006-06-27
Filing date: 2006-06-27
Publication date: 2007-07-25

Abstract

一种聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备方法，包括有机交联剂制备、聚丙烯酰胺反相乳液的制备、聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备及调驱剂的使用方法，根据油层渗透率将0.8％－2％聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂加上400－3500mg/L转相剂与油田污水在30－45℃温度下混配一起，从注水井注入油层，转相成胶时间2－15天，成胶粘度大于5000Mpa·S。

Description

聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备及使用方法

一、技术领域

本发明涉及一种适合油田深部调驱用的提高油田(特别是聚合物驱后油田)采收率的凝胶调驱技术方法，具体地说是一种聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备及使用方法，适合高含水油田、聚合物驱高出聚井组以及聚合物驱后油田调驱应用，属于石油开发领域。

二、背景技术

我国是世界上三次采油工业化程度最高的国家，在聚合物驱油技术的应用上也走在世界前列。胜利油田也在孤岛、孤东等油田进行了大面积推广。孤岛油田聚合物驱项目自1992年开始先导试验以来，已有注聚区块14个，覆盖地质储量16602万吨，占孤岛油田总储量的42.5％，目前正注聚区块3个，75％以上的区块转后续水驱。聚合物驱之后原油采收率虽然达到了50％左右，剩余油主要分布在油水井非主流线区域以及厚度较大、渗透率低的部位。但由于聚合物溶液的长期冲刷，油层纵向及平面上的非均质程度严重，转注水后，后续水仍会沿高渗层或高渗条带突进到油井中，表现在后续注水后区块含水率上升较快。随着聚合物驱油技术的应用，现在如何保持和提高聚合物驱后转水驱油田的采收率是迫切需要解决的问题。

自80年代中期以来，国内外多家研究机构对交联聚合物凝胶体系作为调驱剂进行了研究，调驱机理成熟，尤其适用于提高聚合物驱后转水驱油田的采收率。然而目前采用的聚丙烯酰胺可动凝胶调驱技术存在着一些缺点，影响了它的推广应用。这些缺点主要表现在：

1、现场配制不方便

聚丙烯酰胺等有机高分子聚合物是高分子量、水溶性聚合物，目前油田采用的聚丙烯酰胺产品均为粉剂。当与水混合后，它们缓慢地溶解，形成粘稠溶液，此过程需60～120分钟。为了提高溶解速度，可以把聚合物研磨成大于750微米的颗粒。颗粒尺寸小于750微米时，遇水就容易结团，形成所谓“鱼眼”。

由于聚丙烯酰胺干粉的溶解对设备要求高，同时溶解速度慢，使得交联聚丙烯酰胺深部调剖仅能在与注聚站相连的水井施工。在无注聚站相连的水井上要施工时，如果聚丙烯酰胺溶解不充分，会影响它的成胶时间和强度，从而影响调剖效果。因而只能从注聚站运输聚丙烯酰胺母液，无疑增加了成本，影响了其推广应用。

2、成胶时间不易控制

由于油藏地质非均质及水驱形成的大孔道，虽然在聚合物驱过程中有一定程度的改善，但也往往造成聚合物窜流，降低了波及效率而影响到采收率的提高。转后续水驱后依然存在。常规的凝胶调剖技术通常在聚合物溶液中加入交联剂使之成为凝胶，两者直接混合后，对于封堵注入井近井地带的大孔道、调整近井地带的吸水剖面有效，调剖剂难以注入到深部位置，因此不能解决油藏深部的调剖问题，对提高原油采收率没有明显效果。

3、在地层中体系易发生色谱分离

为降低转水驱后的含水率和提高低渗层的采收率，要求调驱技术在地层深部实施，调剖剂既能封堵高渗透的水通道，又能发生液流改向深入油藏，因此其技术关键在于调驱剂能否准确到达地层深部位置并有效发挥作用。交联聚丙烯酰胺调剖剂是将聚丙烯酰胺与交联剂在地面混合后注入地层，通过控制成胶时间来将调剖剂注入目的层。由于地层对聚合物和交联剂的吸附能力不同，加上地层水的稀释，使得调剖剂中聚合物与交联剂的比例在地层中不是一个恒定值，因而在不易控制其在地层中的成胶时间和成胶粘度，甚至不能成胶。

除深部调剖外，为了控制油田采出污水对环境的污染和提高水资源的利用率，用油田污水配制驱油剂和调剖剂是原油生产面临的另一个急需解决的问题。油田污水与清水的主要差别为含原油、机械杂质，矿化度、无机离子较高，pH值偏高或偏低，污水处理中引入过高的含氧量，地层中存在的细菌和温度过高等，这些因素多数可对聚合物凝胶的配制及其性能带来不利影响。因此用油田污水配制调驱剂也是一个难题。

为了克服以上目前聚合物可动凝胶调驱技术的缺点，为提高聚合物驱后转水驱油田的采收率提供有效的调驱技术手段，发明了新型的聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备及使用方法。

三、发明内容

本发明的目的是提供一种适用于油田深部调驱的聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备及使用方法。

其发明目的之一是：提供一种新型聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备技术。

发明的目的之二是：提供发明的聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的应用评价。

发明的目的之三是：通过聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂室内评价结果研究出适应矿场试验的应用方法。

为实现上述目的，本发明所采用的调驱剂是由交联剂和反相乳液组成；交联剂为水溶性甲阶酚醛树脂；所采用的聚丙烯酰胺反相乳液是由丙烯酰胺单体、水、乳化剂、分散介质以及引发剂经聚合反应而成；转相剂为破乳剂；可以通过调节调驱工作液中转相剂和调驱剂的浓度控制转相时间和转相交联后成胶粘度，转相时间可以保证工作液被注入到地层深部位，成胶粘度可以保证调驱效果。本发明所涉及的调驱体系特别适合高含水油藏、聚驱后非均质油藏以及聚驱中出聚油藏调驱技术应用。

所述聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备方法包括：

步骤1：交联剂的制备，取苯酚∶甲醛＝1∶5(摩尔比)经两步催化合成，第一阶段在60℃下反应1小时，第二阶段在60℃～90℃下反应70min，生成甲阶酚醛树脂交联剂。

步骤2：聚丙烯酰胺反相乳液的制备：采用5号白油为分散相，在水中单体含量控制在50～70％；司班吐温比为9∶1；复合乳化剂为8％；油水质量比为1∶1；水相pH值为7；水相单体浓度为45％；在室温下加0.02％的氧化还原引发剂绝热聚合制成反相乳液，制得的聚丙烯酰胺反相乳液含聚丙烯酰胺浓度25％。

步骤3：聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备，将制备出的聚丙烯酰胺反相乳液中加入配方量的交联剂和乳化剂，在乳化机中乳化后即得到聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂。所述交联剂的用量为15％-45％；所述反相乳液的用量为30-55％；所述的交联剂：聚合物比为1-3∶2-6。

步骤4：聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的应用，将制备出的聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂与转相剂的按设计量用油田回注污水配制成调驱工作液，由水井注入起到调驱作用。

步骤5：聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的应用，包括聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂与转相剂的配制、用量及注入位置，所述调驱工作液中调驱剂的使用浓度为0.8～2％，根据渗透率而定，所述调驱工作液(与油田污水配制)中转相剂的使用浓度为400～3500mg/L；在30～45℃下调配，可以通过调整调驱剂、转相剂的浓度控制需要的转相时间和转相后成胶粘度。

从注水井注入油层，所述的调驱工作液中转相时间2～15天可调，转相后成胶粘度大于5000Mpa·S。

本发明比现有技术有着明显的优势和效果。

(1)首次采用室温聚合技术制备了高含量聚丙烯酰胺的反相乳液调驱剂，是一个油包水的乳液，交联剂和聚丙烯酰胺在表面活性剂作用下稳定于油相中，浓度高、容易分散，因此现场施工中无需特殊分散设备，配制方便，可以实现在线注入，施工简单。

(2)调驱体系中通过调整反相乳液、交联剂以及转相剂的配比得到转相后形成的凝胶粘度和转相时间，并且体系配成后的配比稳定，避免了地层的色谱分离效应；

(3)适应性强，可以采用矿化度5000～20000mg/L污水直接稀释配制工作液进行应用，具有良好的温度、pH、耐盐等性能。

(4)自主开发了水溶性高分子交联剂，无毒无污染。

(5)将配制好的调驱工作液由水井注入油层，反相乳液体系在油相的保护下粘度较低，首先进入高渗透层在较大孔道中流动，由于孔道越大，进入反相乳液越多。油层温度下，由于转相剂的作用反相乳液破乳，释放出聚丙烯酰胺和交联剂，然后两者发生交联反应形成凝胶封堵大孔道，使得后续的驱替液流动阻力增加，沿着同一层位其它方向或者向其它中低渗透层流动，扩大了注入水的波及系数，调整吸水剖面，从而驱动了中低渗透层剩余油，最终提高了原油采收率。

四、附图说明

无附图。

五、具体实施方式

一种聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备方法，包括有机交联剂制备、聚丙烯酰胺反相乳液的制备和聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备：

a、交联剂是由苯酚和甲醛制备而成，是按苯酚∶甲醛＝1∶5的摩尔比，经两步催化合成，第一阶段在60℃下反应1小时，第二阶段在60℃～90℃反应70min，即成甲阶酚醛树脂交联剂；

b、聚丙烯酰胺反相乳液是采用5号白油为分散相，在水中单体含量控制在50～70％；司班吐温比为9∶1，复合乳化剂为8％，油水质量比为1∶1，水相pH值为7，水相单体浓度为45％；在室温下加0.02％的氧化还原引发剂绝热聚合制成反相乳液，制得的聚丙烯酰胺反相乳液含聚丙烯酰胺浓度25％；

c、聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的浓度为40％，配制比例按交联剂∶聚丙烯酰胺反相乳液＝(1～3)∶(7～5)，其中交联剂用量15-25％。

实施实例1：

中一区Ng4单元5-720井组反相乳液调驱试验：孤岛油田中一区Ng4开发单元位于孤岛油田的主体部位，含油面积11.8km²，有效厚度14.5m，地质储量为2857×10⁴t，主力油层是馆陶组4²、4⁴两个小层，4²层除西南部中7-9、中9-12和中11-13井区附近尖灭外，其它区域均有分布，且大片连通，地质储量952.8×10⁴t，占砂层组总储量的33.7％；4⁴层为典型的正韵律沉积，几乎全区分布，地质储量1171.3×10⁴t，占砂层组总储量的62.0％。单元1971年9月投产，1974年10月投入注水开发，1983年10月细分层系，1992年进行加密调整，建立目前的局部270×150米的行列式注采井网。1997年1月投入注聚开发，2000年9月转后续水驱，目前处于注聚开发的含水回返期。利用聚丙烯酰胺反相乳液进行深部调驱，封堵高渗透层段，调整注水剖面，扩大注水波及体积。从油砂体数据解析结果可以发现，该井的层间渗透率差异较大。Ng4²～Ng4⁴段的渗透率高(3.08μm²～3.74μm²)。该井有5口对应油井，分析对应油井2004年9月份的生产情况，5口井中，有2口高含水井，从注聚见效到失效时间很短，且见聚浓度较高，生产Ng4²的GD1-4N19井见聚浓度达到873mg/l。这一结果同样表明，Ng4²段的高渗透是导致该井聚合物窜流的主要原因，有必要筛选适宜的调剖剂及施工工艺对该井的高渗透层段进行封堵，以调整注水剖面，改善注水效果。

设计用注入水配制1％反相乳液500m³，其中转相剂浓度0.35％，利用大剂量设备按施工设计进行施工。

该井于2005年12月底严格按照设计施工。施工中压力由7.5MPa上升到9.5MPa，2005年1月8日开井后该井日注稳定，配注200m³/d，实际完成注水198m³/d；油压由6.5MPa上升到8.0MPa，上升了1.2MPa，说明调剖效果较好。

Claims

1、一种聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备方法，包括有机交联剂制备、聚丙烯酰胺反相乳液的制备和聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的制备：

2、一种聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂的使用方法，包括聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂与转相剂的配制，用量和注入位置，是根据油层渗透率将0.8％-2％聚丙烯酰胺反相乳液调驱剂加上400-3500mg/L转相剂与油田污水在30-45℃温度下混配一起，从注水井注入油层，转相成胶时间2-15天，成胶粘度大于5000Mpa·S。