CN104449627A - 一种油层保护促进剂及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种油层保护促进剂及其制备方法，该油层保护促进剂包含以下重量百分比的组分：聚环氧氯丙烷-二甲胺0.1％～1.0％、氯化铵0.5％～2.0％、表面活性剂0.1％～0.5％、乙醇5％～15％，余量为水。本发明的油层保护促进剂，具有较高的防膨率和较强的耐冲刷度，同时可降低工作液的表面张力，提高了工作液的渗流能力；大幅降低了储层的水敏、水锁伤害，达到了保护储层免受外来工作液侵入伤害的目的，满足了低孔低渗储层施工作业过程中油层保护的要求，可用于油田生产过程中各种措施工作液，也可作为酸化、压裂、堵水、调剖等措施工作液中的一种添加剂，起到保护地层、防止作业过程中地层受到伤害的作用。

Description

一种油层保护促进剂及其制备方法

技术领域

本发明属于油田化学技术领域，具体涉及一种油层保护促进剂，同时还涉及一种油层保护促进剂的制备方法。

背景技术

油层损害是指钻井、完井、油井开发等过程中在储层井壁的周围能够造成流体产出和注入自然能力降低而最终造成储层或井壁周围渗透率下降的现象。在油田生产过程中，几乎所有的作业都有可能造成油气层损害，使油气井产量下降。油层损害的主要影响因素有：固相侵入；粘土水化膨胀；微粒运移形成无机或有机沉淀；贾敏效应或水锁；形成乳状液增加流动阻力；改变地层润湿性或油气水分布等。

油层损害的最主要原因是作业时井内液柱压力高于地层压力，使钻井液、完井液等井液中的滤液和固相颗粒大量侵入地层，引起油气层岩石的结构及性质发生改变，从而使井眼附近地带渗透率大大下降。在钻井、完井过程中，固相颗粒的运移、分散或地层不配伍的固相、液相都有可能产生储层周围附近地带的孔喉堵塞，从而造成流体流过介质的能力下降。油气层受到损害，轻则造成油气井产量下降，严重时可使油气层完全堵塞，得不到任何产能。

油层保护技术是针对油层损害机理，通过优化筛选施工作业方式和参数，优化筛选入井液体体系，从而避免或减轻油层损害的技术。一般情况下，针对增产措施的保护技术包括：优选压裂液或酸液配方，优选添加剂、支撑剂，添加粘土稳定剂，及时排液等；针对提高采收率措施的保护技术包括：控制注入水的水质，添加粘土防膨剂，控制聚合物质量，过滤注入液体等。

油层保护技术研究在我国始于八十年代初，近年来已在我国各大油田得到广泛重视，特别是在低孔低渗油田开发过程中，普遍使用油层保护技术并取得了良好的社会效益和经济效益。但是，国内油田目前面临后备储量资源不足，老区产量递减快，稳产难度大的严峻形势；转向物性较差的油层开发，针对低孔低渗储层或储层强水敏储层，在射孔、压井、洗井、检泵、酸化、压裂、堵水和调剖等措施作业过程中，不配伍的外来流体进入储层后会造成储层的敏感性伤害，致使产量或注入量降低。这些不配伍的外来流体进入地层后，将破坏储层原有的平衡状态，从而导致油层中的粘土矿物膨胀、分散和运移等堵塞地层孔喉，造成渗透率下降，影响产油或注水。现有的油层保护工作液，如粘土防膨剂、解堵剂、水锁解除剂，虽然也具有一定的油层保护作用，但是针对低孔低渗储层，油层保护作用不明显；现有油层保护工作液的防膨率、耐冲刷程度、表面张力等指标，已经无法满足低孔低渗储层现场施工的需要。

发明内容

本发明的目的是提供一种适用于低孔低渗储层保护的油层保护促进剂。

本发明的第二个目的是提供一种油层保护促进剂的制备方法。

为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：一种油层保护促进剂，包含以下重量百分比的组分：聚环氧氯丙烷-二甲胺0.1％～1.0％、氯化铵0.5％～2.0％、表面活性剂0.1％～0.5％、乙醇5％～15％，余量为水。

所述表面活性剂为氟碳表面活性剂。

所述氟碳表面活性剂的分子通式如式1所示：

其中，n为4～8的整数。优选的，n为6。

一种上述的油层保护促进剂的制备方法，包括下列步骤：

1)取配方量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、表面活性剂和乙醇，加入占油层保护促进剂质量百分比为40％～60％的水中，混合均匀后，得混合物；

2)取步骤1)所得混合物，加入配方量的氯化铵和剩余的水，混合均匀，即得。

本发明的油层保护促进剂，利用聚环氧氯丙烷-二甲胺和氯化铵作为长、短效粘土稳定剂，抑制储层中的粘土膨胀，防止储层水敏伤害，其防膨率能达到92％，且耐冲刷度是常规防膨剂的10倍以上；液体在储层毛管中流动受到毛管阻力，表面活性剂大幅降低液体在储层毛管孔隙的毛管阻力和油水间的界面张力，降低储层的水锁伤害，提高工作液的渗流能力；尤其是氟碳表面活性剂可使措施工作液的表面张力降低到相当低的值，最低能达到16.75mN/m(常规非离子表面活性剂表面张力为24～35mN/m)；乙醇作为互溶剂，能提高各组分的协调配伍性，使其体系长效稳定。

本发明的油层保护促进剂，包含聚环氧氯丙烷-二甲胺、氯化铵、表面活性剂、乙醇和水，各组分相互配合，协同作用，使油层保护促进剂具有较高的防膨率和较强的耐冲刷度，同时可降低工作液的表面张力，提高了工作液的渗流能力；通过长、短效的粘土稳定剂和表面活性剂的复合协同作用，大幅降低了储层的水敏、水锁伤害，达到保护储层免受外来工作液侵入伤害的目的，满足了低孔低渗储层施工作业过程中油层保护的要求，可用于油田生产过程中油水井的射孔、压井、洗井、检泵、注水井防膨预处理等措施工作液，也可作为酸化、压裂、堵水、调剖等措施工作液中的一种添加剂，起到保护地层、防止作业过程中地层受到伤害的作用。

本发明的油层保护促进剂，相比常规油层保护剂来说，防膨率高，达到92％，常规油层保护剂防膨率在70％～90％之间；降低表面张力的能力强，最低能达到16.75mN/m，常规非离子表面活性剂表面张力为24～35mN/m。室内岩心流动实验表明，本发明的油层保护促进剂的渗透率恢复能达到110％，常规的在75％～90％之间。该油层保护促进剂成本较低，与传统的油层保护剂相比，用量少，性能好，平均能降低单井措施成本1万元。

本发明的油层保护促进剂，可采用常规混合方法制备。使用时，直接将其泵入需要进行施工的层段，或者加入到酸液、压裂液等措施工作液中作为一种添加剂使用。

本发明的油层保护促进剂的制备方法，先将聚环氧氯丙烷-二甲胺、表面活性剂和乙醇与一部分水混合后，再加入氯化铵和剩余的水，所得油层保护促进剂分散均匀，性质稳定，具有防膨率高、降低表面张力的能力强、耐冲刷的特点；该方法工艺简单，操作方便，适合油田现场配制。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明作进一步的说明。

实施例1～5中涉及的原料均为市售商品。其中，所用氟碳表面活性剂的分子式如式2所示：

实施例1

本实施例的油层保护促进剂，包含以下重量百分比的组分：聚环氧氯丙烷-二甲胺0.2％、氯化铵0.5％、氟碳表面活性剂0.1％、乙醇5％，余量为水。

本实施例的油层保护促进剂的制备方法，包括下列步骤：

1)取配方量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、表面活性剂和乙醇，加入占油层保护促进剂质量百分比为40％的水中，混合均匀后，得混合物；

2)取步骤1)所得混合物，加入配方量的氯化铵和剩余的水，混合均匀，即得。

实施例2

本实施例的油层保护促进剂，包含以下重量百分比的组分：聚环氧氯丙烷-二甲胺0.2％、氯化铵1.0％、氟碳表面活性剂0.2％、乙醇5％，余量为水。

本实施例的油层保护促进剂的制备方法，包括下列步骤：

1)取配方量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、表面活性剂和乙醇，加入占油层保护促进剂质量百分比为45％的水中，混合均匀后，得混合物；

2)取步骤1)所得混合物，加入配方量的氯化铵和剩余的水，混合均匀，即得。

实施例3

本实施例的油层保护促进剂，包含以下重量百分比的组分：聚环氧氯丙烷-二甲胺0.4％、氯化铵1.0％、氟碳表面活性剂0.2％、乙醇10％，余量为水。

本实施例的油层保护促进剂的制备方法，包括下列步骤：

1)取配方量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、表面活性剂和乙醇，加入占油层保护促进剂质量百分比为50％的水中，混合均匀后，得混合物；

2)取步骤1)所得混合物，加入配方量的氯化铵和剩余的水，混合均匀，即得。

实施例4

本实施例的油层保护促进剂，包含以下重量百分比的组分：聚环氧氯丙烷-二甲胺0.8％、氯化铵1.5％、氟碳表面活性剂0.3％、乙醇15％，余量为水。

本实施例的油层保护促进剂的制备方法，包括下列步骤：

1)取配方量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、表面活性剂和乙醇，加入占油层保护促进剂质量百分比为55％的水中，混合均匀后，得混合物；

2)取步骤1)所得混合物，加入配方量的氯化铵和剩余的水，混合均匀，即得。

实施例5

本实施例的油层保护促进剂，包含以下重量百分比的组分：聚环氧氯丙烷-二甲胺1.0％、氯化铵2.0％、氟碳表面活性剂0.5％、乙醇15％，余量为水。

本实施例的油层保护促进剂的制备方法，包括下列步骤：

1)取配方量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、表面活性剂和乙醇，加入占油层保护促进剂质量百分比为60％的水中，混合均匀后，得混合物；

2)取步骤1)所得混合物，加入配方量的氯化铵和剩余的水，混合均匀，即得。

实验例1

本实验例对实施例1-5所得油层保护促进剂的防膨率进行检测。检测方法按照《注水用粘土稳定剂性能评价方法》(SY/T 5971—94)进行，具体步骤如下：

①取0.50g膨润土粉，精确至0.01g，装入10ml离心管中，加入10ml油层保护促进剂，充分摇匀，在室温下存放2h，装入离心机内，在1500r/min下离心分离15min，读出膨润土膨胀后的体积V₁。

②重复上述操作，用10ml水取代油层保护促进剂，测定膨润土在水中的膨胀体积V₂，用10ml煤油取代油层保护促进剂，测定膨润土在煤油中的膨胀体积V₀。

③防膨率(B)的计算：B＝(V₂-V₁)*100/(V₂-V₀)。

防膨率的测定结果如表1所示。

表1实施例1-5所得油层保护促进剂的防膨率测定结果

油层保护促进剂	防膨率(％)
		实施例1	88.9
实施例2	91.8
		实施例3	90.3
实施例4	91.2
		实施例5	92.0

从表1可以看出，实施例1-5所得油层保护促进剂的防膨率均不低于88.9％，说明本发明的油层保护促进剂具有有益的防膨效果。

实验例2

本实验例对实施例1-5所得油层保护促进剂的降低表面张力能力进行检测。

实验方法：取清水为措施工作液，将实施例1-5所得油层保护促进剂分别加入清水中，制成油层保护剂促进剂质量百分含量为2％的测试工作液1-5，取三种含有不同非离子型表面活性剂的常规油层保护剂分别加入清水中，制成质量百分含量为2％的对比工作液1-3；分别测定测试工作液1-5、对比工作液1-3的表面张力；检测方法为白金版法；试验仪器：全自动表面张力仪，试验温度：23.6℃。

检测结果如表2所示。

表2实施例1-5所得油层保护促进剂降低表面张力能力测定结果

从表2可以看出，清水的表面张力为73.2mN/m，使用含有非离子型表面活性剂的常规油层保护促进剂加入清水中(质量百分含量为2％)，其表面张力为26-35mN/m之间，而采用同样质量的实施例1-5所得油层保护促进剂加入清水中，表面张力能降低到16.75mN/m，说明本发明的油层保护促进剂具有出色的降低表面张力的作用。

实验例3

本实验例将实施例1-5所得油层保护促进剂在模拟地层温度(80℃)下通过岩心流动实验进行岩芯伤害解除评价实验。

实验步骤如下：

步骤一：岩芯抽空后用煤油进行饱和；

步骤二：在80℃下以固定流量正向通煤油，测煤油通过岩心的基础渗透率；

步骤三：在80℃下反向驱5PV清水；

步骤四：在80℃下正向以相同流量通煤油，测岩心伤害后的渗透率；

步骤五：在80℃下反向驱5PV油层保护促进剂，静置1h；

步骤六：在80℃下正向以相同流量通煤油，测岩心恢复后渗透率。

一般认为影响水锁的因素为外来液体的表面张力。我国绝大多数地层属于水湿性地层，当外来水相流体侵入油层孔道后，会把地层孔隙中的原油推向油层深部，并且在油水界面形成一个凹向油相的弯液面而产生毛管阻力。在毛细管中，当非润湿相(油相)驱替

润湿相(水相)时，润湿相将对非润湿相产生一附加毛细管阻力，毛细管阻力为：

$\mathrm{Pc}=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{r};$

式中：Pc—油(气)水间的毛细管力，mN；

σ—油(气)水间的表面张力，mN/m；

θ—油(气)水间的接触角；

r—毛细管半径，m。

若要降低毛管阻力，可通过降低水相的表面张力实现。

实验结果如表3所示。

表3岩芯伤害解除评价实验结果

煤油饱和岩芯，岩芯孔隙中均为油相，模拟储层原始条件，测得的基础渗透率，反向驱替清水，模拟油井在各种作业过程中外来流体进入地层，对地层造成水锁伤害，再驱替煤油，测量伤害后的油相渗透率。从表3可以看出，水锁伤害岩芯渗透率平均达到74.65％，接着通过岩芯驱替油层保护促进剂，解除水锁伤害。再用煤油驱替岩芯，测试解除水锁伤害后地层油相渗透率；解除水锁伤害后岩芯渗透率恢复达到101.5％，说明本发明的油层保护促进剂解除水锁伤害效果良好。

实验例4

本实验例对实施例1-3所得油层保护促进剂的长效稳定性进行评价，评价方法为：通过岩心流动实验，对比实施例1-3所得油层保护促进剂与常规油层保护剂耐冲刷程度，通过多PV体积的注入水后渗透率下降情况对比来进行评价。实验结果如表4所示。

表4实施例1-3所得油层保护促进剂的长效稳定性评价试验结果

从表4可以看出，岩心中注入实施例1-3所得油层保护促进剂后，再注清水对岩心渗透率基本无伤害，注清水20PV后渗透率仍保持在95％以上，注水180PV后渗透率平均保持在75％以上，达到了保护油层目的。而注常规防膨剂后注20PV清水，渗透率保持率仅为43％，说明常规防膨剂不耐冲刷，容易失效。

Claims (3)

1.一种油层保护促进剂，其特征在于：包含以下重量百分比的组分：聚环氧氯丙烷-二甲胺0.1％～1.0％、氯化铵0.5％～2.0％、表面活性剂0.1％～0.5％、乙醇5％～15％，余量为水。

2.根据权利要求1所述的油层保护促进剂，其特征在于：所述表面活性剂为氟碳表面活性剂。

3.一种如权利要求1所述的油层保护促进剂的制备方法，其特征在于：包括下列步骤：

1)取配方量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、表面活性剂和乙醇，加入占油层保护促进剂质量百分比为40％～60％的水中，混合均匀后，得混合物；

2)取步骤1)所得混合物，加入配方量的氯化铵和剩余的水，混合均匀，即得。