CN103476899A

CN103476899A - 通过具有受控释放屏障物质的微米(纳米)结构流体的方式从储层中采收油的方法

Info

Publication number: CN103476899A
Application number: CN2011800674070A
Authority: CN
Inventors: M·桑戈马诺; F·沃尔加; L·蒙塔纳罗
Original assignee: Eni SpA
Current assignee: Eni SpA
Priority date: 2010-12-27
Filing date: 2011-12-27
Publication date: 2013-12-25
Also published as: CA2823112A1; US20130327524A1; ITMI20102412A1; NO20130938A1; RU2013132374A; WO2012090158A1; ITMI20110434A1; IT1406671B1

Abstract

本发明涉及用于从储层中采收油的方法，包括以下阶段：a)向至少一部分包含油的地下储层中注入一定体积具有受控释放屏障物质的微米(纳米)结构流体，所述微米(纳米)结构流体包含由以下组成的微胶囊的水性分散体：包含岩层的绝对渗透率的改性物质的核，该岩层包含所述储层；包覆所述核的不溶于水的保护壳；b)用具有降低或抑制所述岩层的绝对渗透率的所述改性物质阻塞所述岩层的颗粒间的多孔空间。c)通过进一步注入驱替流体，优选水，从所述储层的剩余部分中采收所述油。本发明也涉及上述微胶囊和包含上述微胶囊的水性分散体在上述方法中的用途。

Description

通过具有受控释放屏障物质的微米(纳米)结构流体的方式从储层中采收油的方法

本发明涉及通过具有受控释放屏障物质的微米(纳米)结构流体的方式从储层中采收油的方法。

本发明还涉及具有受控释放屏障物质和包含上面的屏障物质的微胶囊的上述微米(纳米)结构流体。

在油工业中，利用自然能量即压力开采储层的烃(油或天然气)，称作一次采油。在一次采油期间，由于通过例如以下的储层的自然压力的逐步下降产生的自然驱动机制，烃流向采出井：

(i)储层流体和岩石压实的自然膨胀(自然溶解气(depletion)驱动),

(ii)油中溶解的气的发展(溶解气驱动)和/或

(iii)来自含水层的水的流动(水驱动)。

占主导的驱动机制取决于流体和储层的特征。水驱动是允许待采收油的最大量的机制。

在具有水驱动类别的驱动机制的储层中(在下面也称为水驱动储层)，占据了部分多孔且可渗透岩石(储层)的油与含水层接触。由多孔的且可渗透的水饱和岩层组成的该含水层可位于包含油的层(或至少它的一部分)的下方或横向地定界矿化。

随着采烃的继续，储层内部压力的降低也传送到定界油的含水层，伴随着水的随后的膨胀。膨胀在储层岩石内部产生水流，其倾向于重建地层的初始压力且向采出井驱替油。

在水驱动储层中，因此含水层的扩张(extension)是确定用于补偿由采出所引起的压力降低和用于驱替油的可获得的能量的量的主要因素。

当含水层充分扩张时，通过适合调节来自采出井的抽提流量，可利用水驱动机制从储层中采收显著部分的油。然而，可采收的油的量还取决于其它因素，例如，储层岩石的结构和岩石物理的特征、油的性能(特别是粘度)和采出井的位置。在这些因素中，储层岩石的非均质程度是特别重要的，其如果高的话可限制通过水驱替油的效力到该储层的小部分。

当储层中不存在含水层时，或当存在的含水层具有如此有限的扩张使得不能替代采出的油的体积或只可部分替代时，可通过从外部注入与待抽提的烃不互溶的流体(例如水或气体)增加油产量。一方面，注入不互溶流体的目的是保持储层压力恒定在略高于或等于饱和压力的值，另一方面是向采出井驱动(“驱替”)烃。

通过向储层中注入不互溶的流体采收油一般称作改进的油采收(IOR)。

在改进的油采收中，通过替代油的不互溶液体(也称为驱替流体)驱替初始存在于储层岩石的孔中的油。为这个目的，在油田中钻出用于注入驱替流体的井，设置该井使得在底土中产生尽可能均匀的前沿(advancing front)。

最经常使用的驱替流体是水。作为水的替代，例如可使用与采油相关的天然气。然而，通过气体注入的改进的采收与用水的采收相比不那么有效。

用水注入(水驱)的驱替技术长期以来一直是用于维持来自油田的采出和增加总油采收率的最简单和最经济的技术。

通过水注入可向采出井驱替的油的量尤其地取决于储层岩石的非均质程度和油的性质(尤其是它的粘度)。特别地，裂缝、通道或高渗透层(level)(后者也称为漏失层)形成优先的流动路径。流体流动通过储层岩石的最可渗透部分的自然趋势意味着，及时地注入到底土中的水继续沿着这些裂缝、通道或高渗透层流动从而直接到达采出井，而没有渗入或仅渗入其中仍存在油的储层岩石区的有限程度，因此没有产生驱替效果。

在这些情况中，可增加水的产量直到它超过矿物油的产量，因此使后者的生产从经济的角度来看不那么方便，或甚至根本不方便。

此外，水的共采出意味着使用特定的处理设施以安全地处置采出的水，或使用用于将其再注入底土中的系统。这些措施(measure)要求能量和材料(例如化学添加剂)的高消耗且增加烃的总抽提成本。

在本领域现有技术中，通过借助于向底土中注入包含能够对储层岩石的渗透性能进行改性的化学品的水性溶液，来面对不需要的水采出和通过水驱替的改进的烃采收效率不足的问题。用于该目的的化学品通常是聚合物、凝胶或泡沫。这些化学品已知为相关的渗透率改性剂。

在专利US3,965,986中描述了该技术的用途的实例。该文献中描述了用于改进油采收率的方法，该方法基于减少储层的选定部分中的水渗透率，从而使得迫使随后注入的水穿透水尚未被水到达的储层的区。通过首先注入胶态二氧化硅的水性分散体，随后第二次注入包含表面活性剂的水，伴随着形成降低多孔基体的渗透率的凝胶，从而获得渗透率的降低。因此迫使随后注入的驱替流体流入未被聚合物凝胶封阻的储层岩石的区。

基于注入相关的渗透率改性化合物或基于此类化合物的原位生成的本领域现有技术方法具有各种缺点。

第一，已知的方法仅对注入井邻近的储层(在从井约数米距离的半径内)中的水的迁移率产生影响，但是并不影响储层规模的水驱替的整体效力。因此，关于烃采收率增加的益处受到很大的限制。

第二，在US3,965,986中所描述的方法，其设想注入胶态二氧化硅和在随后的时间注入表面活性剂(试剂)，这不保证在最终的渗透率改性化合物中的试剂的完全转化。使用该注入程序，实际上，可以合理地预测该试剂将不会完全且均匀地彼此混合。

考虑到上述的本领域的现有技术和新储层越来越有限的可获得性，在油抽提工业中，迫切需要找到允许增加油田生产率的更有效的烃采收方法。特别地，需要找到可应用于成熟储层(即处于高级采出阶段)的采收方法，相对于用本领域现有技术的方法可获得的那些烃，其允许达到更高的烃采收率。

本发明的目的是克服现有技术暴露出的缺点。

因此，本发明的目标是用于从储层中采收油的方法，包括以下阶段：

a)向至少一部分包含油的地下储层中注入一定体积具有受控释放屏障物质的微米(纳米)结构流体，所述微米(纳米)结构流体包含由以下组成的微胶囊的水性分散体：

-包含岩层的绝对渗透率的改性物质的核，该岩层包含所述储层；

-包覆所述核的不溶于水的保护壳；

b)用具有降低或抑制所述岩层的绝对渗透率的所述改性物质阻塞所述岩层的颗粒间的多孔空间。

c)通过进一步注入驱替流体，优选水，从所述储层的剩余部分中采收所述油。

根据优选的方面，本发明的方法可特别地应用于其中通过注入水已经驱替和采出高渗透部分中包含的初始的油的油储层。

本发明的第二个目标是由下列组成的微胶囊：

-包含油储层的岩层的绝对渗透率的改性物质的核,

-包覆所述核的不溶于水的保护壳。

本发明的其它目标涉及包含上述微胶囊的水性分散体的微米(纳米)结构流体，和它在用于从储层中采收油的上述方法中的用途。

在下面的描述中，将参考用于从地下储层中采收油的本发明的方法的应用。

为更好地理解本发明的特征，将在描述中参考下列图：

-图1，其表示在缺少和在存在(虚线)屏障物质的注入下，油产量(Qo)(以m³ _ST/天计)的流量曲线和水对总液体产量的分数值(Tm)与时间(t)的关系的数学模拟的结果;

-图2，其表示在缺少和在存在屏障物质的注入下，累积油产量曲线(Np)与时间(t)的关系的数学模拟的结果;

-图3，作为图1的一种替代情况，其表示在缺少和在存在屏障物质的注入下，油产量(Qo)(m³ _ST/天)的流量曲线和水对总液体采出量的分数值(Tm)与时间(t)的关系的数学模拟的结果;

-图4，作为图2的一种替代情况，其表示在缺少和在存在屏障物质的注入下，累积油产量曲线(Np)与时间(t)的关系的数学模拟的结果。

本发明的目标方法允许增加来自存在强地质非均质性的含油地层的采收效率，对该含油地层而言简单地注入水将是不适合的，或在任何情况下将只允许驱替来自储层的某些部分的油。

本发明的方法是基于降低以对流体的高渗透性为特征的部分储层的渗透率。部分或完全降低储层的第一高渗透部分的流体渗透率，使能够随后向具有较低渗透率的相同储层的第二部分中注入驱替流体。因此驱替流体可作用于存在于储层的上述第二部分中的油级分(fraction)，从而向采出井驱替它。

依照本发明，通过向底土中注入微胶囊(阶段a)获得渗透率的降低，该微胶囊包含在原位引起适于对包含储层的岩层的绝对渗透率进行改性的化学或物理现象的物质。将该微胶囊以水性分散体的形式注入到底土中。

用于通过用不互溶的流体(优选水)驱替的改进的油采收的注入井可用于实施注入：它们或是有意地钻出的注入井，或是转变为注入井的采出井。

一旦到达待待对其渗透率进行改性的储层部分，作为化学或物理转变的结果，微胶囊释放它们的核内容物，从而原位形成能够阻塞储层岩石的颗粒间多孔空间的物质(阶段b)。在以下描述中，封阻流体流过岩层的连通孔的渗透率改性物质，也以表达“屏障物质”来表示。

渗透率改性物质阻塞它们被注入的岩层的孔，因此担当流体通道的屏障。因为随后注入的驱替流体(阶段c)不可通过由屏障物质阻塞的部分岩石，因此使它强制流过具有较低渗透率的其它储层区，因此向采出井推动这些区内存在的油。

使用本发明的方法，可介入用于对地下岩层的渗透率进行改性的储层的面积可具有相关的尺寸，至多影响在注入井和(多个)采出井之间的部分储层中延续数百米的区域。这允许也可将驱替流体导入到具有较低渗透率的区中，因此相对于用本领域现有技术方法所获得的，增加油采收率。

现有技术中已知的屏障物质的实例是无机凝胶和有机凝胶(也称为聚合物凝胶)。在无机凝胶中，通过金属醇盐化合物的凝胶化所获得的凝胶，特别是烷氧基硅烷(Si醇盐)是特别有效的。

在有机凝胶中，通过丙烯酰胺和N,N'-亚甲基双丙烯酰胺的共聚获得的聚丙烯酰胺凝胶和通过淀粉与水的凝胶化所获得的淀粉基凝胶是特别优选的。

如前所述，本发明的目标，具有受控释放屏障物质的微米(纳米)结构流体由包含储层岩石的绝对渗透率改性物质的微胶囊的水性分散体组成。

一旦将它们注入到底土中，包含在流体中的微胶囊迁移到所需的位置，在此处它们释放核的内容物。

在本发明的方法的优选实施方案中，向底土中间断地注入对储层的绝对渗透率进行改性所需的微米(纳米)结构流体，即以连续体积注入，交替注入一定体积的水。

在该实施方案中，在注入第一体积的微米(纳米)结构流体之后，在储层的相同部分注入一定体积的水，其推动该体积的流体向着对其绝对渗透率进行改性的储层区。典型地，通过水的注入使注入到底土中的该第一体积的流体向着采出井附近迁移。

一旦它到达它的目的地，屏障物质从微胶囊中释放，根据各种可能的物理或化学的反应机制，且原位产生能够降低它已到达的岩石部分的渗透率的化合物。

按如上所述对岩层的绝对渗透率进行改性之后，将第二体积的微米(纳米)结构流体注入到储层中，且然后通过随后注入水的方式推动它，直至它到达通过注入的微米(纳米)结构流体的第一体积的作用已经对其渗透率进行改性的储层的第一部分附近。再一次，包含在流体的第二体积的微胶囊中的屏障物质释放，从而原位产生能够降低它已到达的岩层部分的渗透率的化合物。

重复交替注入微米(纳米)结构流体和水一次或多次，由于颗粒间的空间的阻塞，直至感兴趣的部分储层中对流体的渗透率(其初始时很高且在任何情况下高于矿化地层的其它部分或层中的渗透率)已经被完全抑制或在任何情况下充分地降低。

在此时，可继续该方法的阶段c，其通过注入优选水的驱替流体从而提供从储层的剩余部分中采收油。

微胶囊由包含屏障物质的核和覆盖整个核表面的壳组成。

形成壳的材料不溶于水。

微胶囊基本上具有球形形状且直径为0.01-30μm。

通过适当地选择与储层特征和注入井与采出井之间的距离相关的组成微胶囊的壳的材料和壳的厚度，可控制核的内容物模式和释放时间。释放时间还取决于暴露该微胶囊时的温度。

在本发明的第一个优选实施方案中，通过与储层中存在的油接触溶解微胶囊的保护壳，以受控形式释放核的内容物。溶解通过微胶囊的壳和储层中存在的油(至少等于残余油饱和度的量)之间的接触而发生。在该实施方案中，该壳是由可溶于油的材料制备。

在第二个优选实施方案中，一旦这些微胶囊穿透储层的高渗透性区并到达更暖的区，即温度高于微米(纳米)结构流体的注入温度的区，通过微胶囊的保护壳的热分解，以受控形式释放核的内容物。在更暖的区中，温度需等于或高于该壳材料的分解温度。

在第三个优选实施方案中，通过扩散通过保护壳，以受控形式在储层的高渗透性区释放核的内容物。为这个目的，该壳由对核中所含的屏障物质可渗透的材料制备；之后使该屏障物质以受控速率分布通过该壳。

通过适当地改变壳的化学组成，因此可准确同时控制屏障物质的前体在储层内部的释放位置以及屏障自身的形成速率。该屏障的形成速率还取决于涉及的化学或物理现象的类型(聚合、膨胀)。

为使微胶囊能够到达待对其绝对渗透率进行改性的储层的未改变区，构成该微胶囊壳的材料需不溶于水。不可溶材料的意思是在水中具有足够低溶解速率的材料，以确保可将微胶囊以水性分散体的形式注入到底土中。

构成壳的材料可选自本领域现有技术已知的大范围的聚合材料。聚合材料的实例是：聚乙二醇、聚丙烯酸酯、聚甲基丙烯酸酯、聚苯乙烯、纤维素、聚乳酸、聚(乳酸-共-二醇)共聚物。

使用通过UV辐射的方式可聚合的单官能的和多官能的丙烯酸树脂是特别优选的。

单官能的丙烯酸树脂是基于单不饱和的丙烯酸单体的树脂，例如，丙烯酸和甲基丙烯酸的酯类和酰胺，特别是甲基丙烯酸甲酯。根据本发明的多官能的丙烯酸树脂是包含多官能的丙烯酸单体例如多不饱和丙烯酸化合物的可交联树脂，例如乙二醇二甲基丙烯酸酯或甲基丙烯酸乙烯酯。根据本领域通常已知的，多官能的丙烯酸树脂同时包含单官能的和多官能的丙烯酸单体的混合物。

使用单官能的丙烯酸树脂允许获得不溶于水但溶于油相的热塑性涂覆壳。

另一方面，通过使用多官能的丙烯酸树脂获得刚性壳，由于用这些树脂的聚合可获得高交联度，其同时在水和油中不溶。在这些微胶囊中，核的内容物是扩散通过壳的聚合材料而释放。可通过改变壳的厚度控制扩散速率。扩散速率还取决于核材料在壳材料中的扩散系数。

绝对渗透率改性物质的选择根据对流体流的屏障的所需类型而改变。

为通过原位形成无机凝胶以对储层的绝对渗透率进行改性，例如，核可由属于有机金属化合物组，特别是金属醇盐的化合物组成，其中金属选自例如Si、Al、Ti和Zr。该金属醇盐化合物优选地是烷氧基硅烷，更优选地选自四甲基原硅烷(TMOS)、四乙基原硅烷(TEOS)、三甲基甲氧基硅烷(TMMS)、甲基三甲氧基硅烷(MTMS)和甲基三乙氧基硅烷(MTES)的化合物。

特别地优选的Si醇盐化合物是不溶于水和微溶于油的TMOS。

根据已知为“溶胶-凝胶”过程的反应机制，当与水接触时上述的金属醇盐化合物转变为凝胶。所形成的无机凝胶对储层的渗透率进行改性。

无机凝胶的性能(例如刚性)和它们的形成过程(凝胶化)的速率取决于各种参数，例如屏障物质的性质、凝胶化过程的温度、水的盐度、pH值。

为控制和/或有利于凝胶化过程，核也可包含通常在本领域中使用的已知的凝胶体系中的类型的催化剂或其它添加剂，例如表面活性剂、稳定剂、消泡剂和pH缓冲剂。

为通过有机类别的聚合物凝胶的方式对岩层的绝对渗透率进行改性，单体和/或预聚物需在所需的岩层的位置与交联剂反应，以形成聚合物凝胶。

为该目的，本发明的目标，本方法设想注入包含具有由一种或多种单体和/或预聚物组成的核的微胶囊(单体微胶囊)和具有由交联剂组成的核的微胶囊(交联微胶囊)的水性分散体。

可在单独的水性分散体中将该单体微胶囊和交联微胶囊连续地或同时地注入到底土中，优选后者。

适合于本发明目的的单体和/或预聚物是例如丙烯酰胺、N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和部分水解的聚丙烯酰胺。

交联剂(也称为聚合引发剂)通常地由以下组成：金属化合物特别是Cr或Al的化合物、有机化合物例如醛类(戊二醛、甲醛)、苯酚、邻氨基苯甲酸、间氨基苯酚、乙酸苯酯和糠醇。

一旦该单体微胶囊和交联微胶囊到达所需的岩层位置，它们各自释放它们的核成分从而引发聚合。形成的聚合物凝胶阻塞岩层的多孔颗粒间的空间，从而封阻它对流体的渗透性。

在本发明的优选实施方案中，通过向底土中注入下列物质获得聚合物凝胶的原位形成:

-具有丙烯酰胺单体的核的单体微胶囊,

-具有N,N'-亚甲基双丙烯酰胺的核的单体微胶囊,

-具有过硫酸铵和四甲基乙二胺(TEMED)的核的交联微胶囊。过硫酸铵和TEMED担当聚合引发剂。

上述微胶囊具有溶于油的涂覆壳，优选地由聚丙烯酸酯制备的涂覆壳。

一旦各以上类型的微胶囊的核释放，聚合反应在岩层中引发，从而导致聚丙烯酰胺凝胶的形成。

在另一个优选实施方案中，核由淀粉组成。术语“淀粉”的意思是由葡萄糖单元组成的多糖，直链淀粉的特征是葡萄糖单元通过α(1-4)-糖苷键的方式结合到另一单元，支链淀粉的特征是通过α(1-6)-糖苷键的方式结合。

淀粉在室温下不溶于水，然而它在60-80℃的温度范围内开始凝胶化。与水性相接触的结果是，淀粉失去它的初始晶体结构且水分子通过氢键结合到直链淀粉和支链淀粉单元的暴露的羟基上，从而导致颗粒的膨胀。因为淀粉是天然来源的聚合物，它在本发明的方法中作为渗透率改性物质的用途具有不向底土中引入对环境潜在危险的物质的特别优点。

具有包含淀粉的核的微胶囊，优选地通过由溶于油的材料制备的保护壳、更优选地由聚丙烯酸酯制备的壳覆盖。

在另一个优选实施方案中，微胶囊具有用油可溶的聚合物壳、优选地由聚丙烯酸酯制备的壳覆盖的TMOS核。

根据本领域已知的封装方法制备微胶囊。封装技术用于制备微米或纳米胶囊,其用于应用于制药、化妆品、农用化学品领域中或在涂料组合物(油漆、油墨等)工业中的活性要素的受控释放。

为制备本发明的微胶囊，屏障物质的封装可包括包含用于形成微胶囊的壳所需的屏障物质和/或化合物的水包油微米或纳米乳液，或水包油包水微米或纳米乳液的制备阶段，随后是从各自的乳液中分离微胶囊的阶段。

在前体不溶于水(例如淀粉)的情况中，可通过淀粉在形成壳的材料的单体(有机相)中的分散体开始乳液聚合获得微胶囊。将该分散体加入到可包含乳液稳定剂例如两亲性表面活性剂例如聚羟基丁酸酯、聚氧乙烯十二烷基醚、十二烷基硫酸钠和泊洛沙姆例如聚(环氧乙烷-b-环氧丙烷)共聚物(已知为

的商品名)的水性相中。

有机相可由单体单独或单体在适合的有机溶剂中的溶液组成。通过将有机相添加到保持恒定搅动的水性相中实施混合。从该混合获得由分散在水性相中的有机相微小液滴组成的水包油乳液。可通过改变乳液组分的组成和浓度控制液滴的浓度和尺寸。

乳液聚合后，然后通过离心分离使液滴以微胶囊的形式与水性相分离，且然后用水洗涤且例如用冷冻干燥处理的方式经历干燥。也可通过沉淀使微胶囊与乳液分离。干燥结束时，微胶囊可用于制备待注入到底土中的水性分散体。

在水可溶性前体例如丙烯酰胺和N,N'-亚甲基双丙烯酰胺的情况下，可通过制备上面各化合物的水包油包水乳液获得封装。

可通过向包含乳液稳定剂化合物(例如，与在水不可溶的前体的封装的情况中描述的那些相同类型的)的连续的有机相(保持搅动)中滴加前体的水性溶液制备该水包油包水乳液。

然后进而将获得的油包水乳液与包含形成微胶囊的壳的化合物(例如丙烯酸丁酯或丙烯酸丙酯)的连续的水性相(保持搅动)混合，因此获得水包油包水乳液。乳液聚合后，通过离心分离微胶囊，用水洗涤且例如以冷冻干燥的方式经历干燥。

形成微胶囊的核的屏障物质在水性相或有机相中的浓度通常在相对于该相的总重量的0.1-50重量%范围内变化。

用于形成微胶囊的壳的物质在水性相或有机相中的浓度在相对于该相的总重量的0.01-25%范围内变化。

乳液稳定剂在水性相或有机相中的浓度在相对于该相的总重量的0.01-1%范围内变化。

如前面所述，在此情况下，可通过使用至少双官能的丙烯酸树脂的乳液聚合技术的方式，制备包含丙烯酸树脂刚性壳的微胶囊。

在包含丙烯酸树脂(例如环氧丙烯酸树脂)和适合的交联剂(例如光敏引发剂)的有机溶剂中，使屏障物质(例如TMOS)与溶液混合。优选的交联剂是季戊四醇三丙烯酸酯(PETA)，双酚A环氧二丙烯酸酯和二缩三丙二醇三丙烯酸酯。

该溶液可包含两亲性表面活性剂，例如3-甲基丙烯酰基氧基-2-羟基-丙烷-磺酸酯。

然后将该乳液暴露于UV辐射。UV辐射的结果是，在屏障物质液滴周围存在的丙烯酸树脂聚合从而形成丙烯酸聚合物的刚性涂覆壳。

上述封装技术可用本领域已知的设备实施。

可用于制备微胶囊的化学物质是本领域已知的且在市场上可获得。

为本发明的目的，微胶囊用于制备待注入到底土中的具有受控释放屏障物质的微米(纳米)结构流体。

以微胶囊水性分散体的形式制备该流体。

该流体是以浓缩的形式制备，且用水稀释直至获得用于其注入到含水层中的足够的粘度。该流体的粘度通常与水的粘度是可比的且在0.4-2cP的范围内变化。

屏障物质的量和因此待注入的微米(纳米)结构流体的量不仅关于渗透屏障所需的特性，还关于储层和含水层的其它特性(例如储层的几何形状、实施注入所通过的井的特性、岩层的渗透率、温度、油的粘度、水的盐度等)而变化。

使用油抽提工业领域中的设备和根据本领域已知的技术将该微米(纳米)结构流体注入到底土中。

本方法的阶段c)中注入的驱替流体优选水。

本发明的目标，本方法既可从储层开采的初始阶段应用，特别是如果预想从采油的最初始阶段注入水，或在开采已经启动时应用，因为在这两种情况中，可在已经驱替和采出油的区中封阻对流体的渗透性。

本发明方法优选地在具有最高渗透率的储层的区中存在的油已经采出之后应用。

可在高渗透率区重复注入微米(纳米)结构流体直到获得对于流体所注入其中的储层的特定部分所需的渗透率的降低。

优选通过位于从抽提井的100m-1,000m变化的距离处的注入井注入微米(纳米)结构流体。

注入策略需关于井-储层体系的几何特性、储层岩石的岩石物理性质和油的特性而特定地验证。

根据本发明方法的优选方面，在注入一定量的微米(纳米)结构流体后注入水，目的是同时促进在其中期望形成屏障的区(具有最高的渗透率)中流体的驱替和也获得油从包含它的岩层向着采出井的随后的驱替。微米(纳米)结构流体和水的连续注入步骤可重复数次，直至达到期望的储层开采。

本发明的目标，通过向底土中注入微胶囊获得渗透率的改性，不仅允许从具有较低渗透率的储层部分中采出油，还减少水的共采出，因此进一步增加了来自油田的油采收的总效率。

提供下面的实施方案的实施例仅用来说明本发明的目的，而不应认为是限制所附的权利要求所限定的保护范围。

实施例1

如下制备具有包含能够原位形成聚丙烯酰胺凝胶屏障和聚丙烯酸酯壳的物质的核的微胶囊。

制备在氯仿中的三种单独的溶液，分别包含20重量%的丙烯酰胺、15重量%的N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和2重量%的过硫酸铵和TEMED作为自由基引发剂(后面的百分数是指过硫酸铵和TEMED的和)。

然后在保持恒定搅动下，将各有机溶液滴加到包含10重量%的丙烯酸丁酯、0.5重量%的十二烷基硫酸钠作为两亲性表面活性剂和1重量%的安息香型(benzoinic)自由基光敏引发剂的水性溶液中。

使各获得的乳液在惰性氛围中通过用UV灯辐射经历乳液聚合。

使在聚合结束时获得的微胶囊离心分离以使它们与液体分离。用水洗涤后，在低于0.1mbar的压力下和接近于-50℃的温度下通过冷冻干燥的方式使该微胶囊经历干燥。

实施例2

根据在实施例1中描述的程序制备具有淀粉核和聚丙烯酸酯壳的微胶囊。

有机相由30重量%的淀粉在包含15重量%的丙烯酸丁酯、0.5重量%的十二烷基硫酸钠作为两亲性表面活性剂和1重量%的安息香型自由基光敏引发剂的乙醇有机溶液中的悬浮液组成。

该有机相在搅动下滴加到包含0.5重量%的十二烷基硫酸钠作为两亲性表面活性剂的水性溶液(水性相)中

然后在惰性氛围中用紫外光源辐射该乳液，直至完成微胶囊的壳的聚合。

使在聚合结束时获得的微胶囊离心分离以使它们与液体分离。用水洗涤后，然后将该微胶囊在烘箱中在40℃下干燥。

实施例3

使用下面的乳液聚合程序制备具有包含四甲基原硅烷(TMOS)的核和丙烯酸聚合物的壳的微胶囊。

制备十二烷中的乳液，包含:

15重量%的TMOS；

15重量%的环氧丙烯酸树脂；

0.5重量%的3-甲基丙烯酰基氧基-2-羟基-丙烷-磺酸酯；

1重量%的安息香型自由基光敏引发剂(百分数指乳液的总重量)。

然后使该乳液经历UV辐射直至完成微胶囊的壳的聚合。通过离心分离微胶囊，洗涤且在低于0.1mbar的压力下和接近于-50℃的温度下用冷冻干燥的方式进行干燥。

实施例4

通过数学模型的方式模拟能够对储层的渗透率进行改性的屏障物质的原位释放，和随后向假设的、以高度的非均质性为特征的油储层的底土中注入水(水驱)的效力。

称作“ECLIPSE黑油”(由Schlumberger开发)的模拟软件估算以下两种不同情景中采收率(RF)的变化：具有高渗透率层的储层和具有高渗透率通道的储层。

采收率(RF)是预计采出的油的量与储层中初始存在的油的量的比。

情景1具有高渗透率的储层

用具有笛卡儿几何学的数学模型模拟位于2,000m深度，具有200bar初始压力和70℃温度的储层。认为该储层的延伸在x方向和在y方向都等于500m。数值模型由沿着x方向的50个单元格(cell)，沿着y方向的50个单元格和沿着垂直方向的15个单元格组成，该储层的总厚度等于15m。

考虑5点方案(注入井在中央和4个采出井位于模型的顶点)模拟水驱法。

注入包含微胶囊的水性分散体的模拟在采出的水相对油田中采出的总液体的分数等于0.85的时刻开始。

假设储层的下列岩石物理特性用于模拟：

-该储层的孔隙率等于20%,

-岩石压缩系数等于3·10^-5bar^-1。

在模拟中，岩层的水平绝对渗透率从30mD的最小值变化为1,500mD的最大值。

如下假设相对渗透率曲线的端点：

对于S_wi，k_ro,max=0.25

对于S_or，k_rw,max=0.30

其中k_ro,max和k_rw,max分别是对油(在束缚水饱和度)和水(在残余油饱和度)的最大相对渗透率，且其中S_wi和S_or分别是束缚水饱和度和残余油饱和度。

假设束缚水饱和度等于25%和假设残余油饱和度等于30%。

表1中显示表征储层油的参数。

表1

还假设储层压力从未达到泡点，使得储层中仅存在油(不存在游离气体)。

对于含水层，假设水密度等于1,000kg/m³，地层容量因数为1.03m³ _r/m³ _ST和水粘度值等于0.5cP。

情景2具有高渗透率通道的储层

在第二个情景中，模拟了交叉的高渗透率通道系统。认为储层的剩余部分是低渗透率的但具有高油含量的地层。

用具有笛卡儿几何学的数学模型模拟位于2,000m深度，具有200bar初始压力和70℃温度的储层。认为该储层的延伸在x方向和y方向都等于500m。数值模型由沿着x方向的50个单元格，沿着y方向的50个单元格和沿着垂直方向的5个单元格组成，该储层的总厚度等于6m。

都为水平的注入井和采出井位于模型中相对的位置。该模型模拟注入的水的流动，其基本上沿着通道流动，而不造成来自低渗透区的油的驱替。

在模拟中，注入包含微胶囊的水性分散体的模拟在采出的水相对油田中采出的总液体的分数等于0.90的时刻开始。

假设储层的下列岩石物理特征用于模拟:

-该储层的孔隙率等于20%,

-岩石的压缩系数等于3·10^-5bar^-1。

假设下面的水平绝对渗透率值从40mD到50,000mD，在模拟中改变该岩层的水平绝对渗透率。

如下假设相对渗透率曲线的端点:

对于S_wi，k_ro,max=1

对于S_or，k_rw,max=1

其中k_ro,max、k_rw,max、S_wi和S_or具有上面指出的含义。

假设临界水饱和度等于25%和假设残余油饱和度等于30%。

表2中显示表征储层油的参数。

表2

模拟和结果

为模拟微米(纳米)结构流体，使用黑油ECLIPSE软件的TRACERS选项，其允许作为分散在水中的示踪化合物的浓度模拟聚合物屏障物质的注入。该TRACERS选项还允许相对于注入的时刻待指定的聚合物的激活(颗粒间多孔空间的阻塞)的延迟。

假设注入到储层中的微米(纳米)结构流体的密度在两个情景中都等于1,000kg/m³，而它的粘度假设等于0.5cP。

微胶囊的激活与渗透率改性物质的释放和因此与储层中渗透率的降低效果的开始相一致。在模拟中，程序设计激活在情景1中注入后第90天，和在情景2中注入后第30天。在两种情景中，聚合物的注入之后是水注入时间段。

为模拟屏障化合物(聚合物)的效果，假设它的存在影响储层的绝对渗透率。通过建立屏障物质的限制浓度，使绝对渗透率降低的程度与屏障物质的浓度相关。

通过由软件计算出的屏障物质的浓度变化更新各单元格中的储层参数值，模拟包含在微胶囊中的屏障物质的原位释放之后的渗透率的逐渐降低。使用有意开发的第二处理程序，通过自动处理ECLIPSE软件的输出数据的方式获得储层的参数值的更新。该第二程序证实当各单元格中计算的浓度值超过指定的限制值时；当证实该条件时，第二程序通过以取决于聚合物的限制浓度和实际浓度之间的给定关系的降低因子乘以渗透率值，计算用于该单元格的新的绝对渗透率值。

持续模拟程序的计算直到模拟来自抽提井的连续采出对情景1持续7年和对情景2持续4年的时间段。

通过使用上面描述的计算模型，可评估相对于参比情景(未注入微米(纳米)结构流体)，在增加采收率和降低水采出方面，在高渗透率层或通道中水渗透率的降低效力。

通过数学模型方式的模拟结果显示，通过注入和随后原位形成屏障物质的层或通道的渗透率降低允许在所有的假设情景中采收率(RF)的增加。在图1-4中可观察到本发明的效力。

在图1中，曲线1a和1b指没有屏障物质注入(1a–实线)和具有屏障物质注入(1b–虚线)时，油产量的流量(Qo)(以m³ _ST/天计)与时间t(天)的关系的模拟。曲线1c和1d指没有屏障物质注入(1c–实线)和具有屏障物质注入(1d–虚线)时，在油田中相对于总液体产量的水分数值(Tm)与时间的关系。

图2显示没有屏障物质注入(曲线2a–实线)和具有屏障物质注入(曲线2b–虚线)时，累积油产量曲线(Np，以m³ _ST计)与时间t(天)的关系的模拟结果。

图1和2指根据情景1的模拟的情况。

在图3中，曲线3a和3b指没有屏障物质注入(3a–实线)和具有屏障物质注入(3b–虚线)时，油产量的流量(Qo)(以m³ _ST/天计)与时间t(天)的关系的模拟。曲线3c和3d指没有屏障物质注入(3c–实线)和具有屏障物质注入(3d–虚线)时，在油田中水相对于总液体产量的分数值(Tm)与时间的关系。

图4显示没有屏障物质注入(曲线4a–实线)和具有屏障物质注入(曲线4b–虚线)时，累积油产量曲线(Np，以m³ _ST计)与时间t(天)的关系的模拟结果。

图3和4指根据情景2的模拟的情况。

模拟结果表明，相对于各自的参比情景，其中应用之前没有任何渗透率改性化合物注入的水驱法，使用本发明的方法可获得在情景1中水驱7年之后采收率增加等于约36%，和在情景2中水驱4年之后增加等于约80%。

Claims

1.用于从储层中采收油的方法，包括以下阶段：

-包覆所述核的不溶于水的保护壳；

2.根据权利要求1的方法，其中所述核的内容物是通过与存在于储层中的所述油接触的所述保护壳的溶解以可控方式释放的。

3.根据权利要求1的方法，其中所述核的内容物是通过所述保护壳的热分解以可控方式释放的。

4.根据权利要求1的方法，其中所述核的内容物是通过扩散通过所述保护壳以可控方式释放的。

5.根据前述权利要求任一项的方法，特征在于将所述微米(纳米)结构流体注入到其中的所述部分储层，是在其中初始包含的油已经通过注入水驱替和采出的部分储层。

6.根据前述权利要求任一项的方法，特征在于在所述阶段a)之后和所述阶段c)之前它包括一定体积的水进入所述储层的相同部分的注入阶段，以向所述储层的预选的位置驱动所述体积的微米(纳米)结构流体。

7.根据前述权利要求的方法，特征在于在所述阶段c之前，所述微米(纳米)结构流体和水的注入阶段重复一次或数次。

8.根据前述权利要求任一项的方法，特征在于所述水性分散体包含具有由一种或多种单体和/或预聚物组成的核的微胶囊(单体微胶囊)和具有由交联剂组成的核的微胶囊(交联微胶囊)。

9.根据前述权利要求的方法，特征在于所述微米(纳米)结构流体是包含所述单体微胶囊和所述交联微胶囊的水性分散体。

10.微胶囊，其由以下组成：

-包含油储层的岩层绝对渗透率的改性物质的核；

-包覆所述核的不溶于水的保护壳。

11.根据前述权利要求的微胶囊，特征在于所述绝对渗透率的改性物质是金属醇盐，其中所述金属选自Si、Al、Ti和Zr，且优选地为烷氧基硅烷(Si醇盐)。

12.根据前述权利要求的微胶囊，特征在于所述绝对渗透率的改性物质是选自以下的烷氧基硅烷：四甲基原硅烷(TMOS)、四乙基原硅烷(TEOS)、三甲基甲氧基硅烷(TMMS)、甲基三甲氧基硅烷(MTMS)和甲基三乙氧基硅烷(MTES)。

13.根据权利要求10的微胶囊，特征在于所述核包含一种或多种单体或预聚物或它包含交联剂。

14.根据前述权利要求的微胶囊，特征在于所述单体和/或预聚物选自丙烯酰胺、N,N'-亚甲基双丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺。

15.根据权利要求13的微胶囊，特征在于所述交联剂选自Cr或Al的复合材料、戊二醛、甲醛、苯酚、邻氨基苯甲酸、间氨基苯酚、乙酸苯酯和糠醇。

16.根据权利要求10-15任一项的微胶囊，特征在于所述核由选自以下的聚合物组成：聚乙二醇、聚丙烯酸酯、聚甲基丙烯酸酯、聚苯乙烯、纤维素、聚乳酸、聚(乳酸-共-二醇)共聚物，优选聚丙烯酸酯。

17.根据权利要求10的微胶囊，特征在于

-所述核包含淀粉；

-所述涂覆壳由聚丙烯酸酯制备。

18.根据权利要求10的微胶囊，特征在于

-所述核包含四甲基原硅烷；

-所述涂覆壳由从单官能的或多官能的丙烯酸树脂开始的丙烯酸聚合物组成。

19.微米(纳米)结构流体，包含根据权利要求10-18一项或多项的微胶囊的水性分散体。

20.根据权利要求19的微米(纳米)结构流体，用于在根据权利要求1-9任一项的方法中。