CN107646065B - 抑制水渗透到来自地下储层的烃类流体的抽提井中的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种抑制水渗透到来自地下储层的烃类流体的抽提井中的方法，该方法包括：a)向所述储层中注入至少一种处理流体，所述处理流体包含至少一种共聚物在有机溶剂中的至少一种乳液或一种分散体，所述共聚物来自：‑选自丙烯酸类单体或甲基丙烯酸类单体的第一单体，和‑包含至少一个乙烯不饱和度和至少一个聚氧乙烯链的第二单体。本发明还涉及可用于上述方法的共聚物的乳液和分散体。

Description

抑制水渗透到来自地下储层的烃类流体的抽提井中的方法
本发明涉及一种抑制水渗透到来自地下储层的烃类流体的抽提井(extractionwell)中的方法。
特别地，本发明涉及一种抑制水渗透到来自地下储层的烃类流体的抽提井中的方法，该方法包括向储层中注入处理流体，所述流体包含至少一种能够选择性吸收储层中存在储层水的化合物，并阻止储层水渗透到提取井中。将所述处理流体配制成使得注入的化合物仅与储层水相互作用，而不与束缚水(irreducible water)相互作用，以便不影响烃类流体的流动性。
出于本发明的目的，术语“烃类流体”(hydrocarbon fluid)是指包含烃或主要包含烃的流体，是以气态、液体或气液混合物的形式存在，具有天然来源，并存在于地下或海底岩层，如烃油或天然气。所述烃油可能含有分散或乳化形式的水。在本发明的下文中，术语“烃油”和“油”可互换使用。
出于本发明的目的，术语“束缚水”是指存在于含有烃类流体的岩层孔中的水分或存在于构成这种结构的岩石颗粒之间的空间里的水分；由于表面张力的作用，主要保持在这种结构中的束缚水在从岩层中抽提流体的过程中基本上不会去除。
出于本发明的目的，术语“储层水”是指存在于含有烃类流体的岩层内的水分，其可以在从岩层中抽提流体的过程中去除。所述储层水的形成，例如，可以由于来自位于储层附近含水层的水渗入或者来自为了向抽提井驱替所述流体向地下注入的水或蒸气的渗入。
根据本发明，在本说明书和权利要求书中使用的动词“包括或包含”及其所有派生术语也包括动词“组成”及其所有衍生形式的含义。
从地下储层提取的烃类流体伴随着水的存在意味着在油品抽提领域的巨大经济问题。
抽提烃类流体与水的混合物降低了所述流体本身的抽提效率，增加了水分离所需设备的成本和尺寸，增加了与流体抽提相关的总成本，最后产生了处理分离被烃污染的水的问题。
从油井中一起抽提烃类流体和水，也预示在提取操作要频繁地中断，以允许进行水渗透污染控制措施，在某些情况下，其可以在一定程度上涉及到提前关闭井，从而防止油藏的完全开采(例如，当油藏位于含水层附近时)。
在现有技术中，用于减少从油井中提取水的各种技术是众所周知的。这些技术之一提供了将化合物，例如聚合物、凝胶和泡沫，注入到储层岩层中，能够产生不渗透水的机械屏障，从而阻断水透过岩层流向提取井的优先通路。通常，机械屏障是通过两种或更多种单独注射试剂经原位反应形成阻挡化合物而获得的。
例如，US 3,965,986号公开了一种基于降低储层岩层中所选定层的水渗透率来提高油井产率的方法。通过首先将胶体二氧化硅的水性分散体注入到该层中，然后第二次注入含有表面活性剂的水溶液，以获得降低透水性的岩层的确定层。含有表面活性剂的水溶液与胶体二氧化硅之间的接触形成阻止该层的岩层孔隙的凝胶，从而降低了该层对水的渗透性。
WO 2012/090153号公开了一种将位于邻近含水层或顶部气体的地下储层烃类流体的提取井中“水锥形”和“气体锥形”现象减少的方法。
该方法包括将含有活性成分的处理流体注入到含水层(或顶部气体)中，所述处理流体具有在待提取的烃类流体密度与水(或顶部气体)密度之间的中间密度。由于密度不同，处理流体自发移动到烃类流体和水(或顶部气体)之间的接触界面。包含在处理流体中的活性成分在原位激活，在接触界面中形成化合物，所述化合物能够形成不渗透水的屏障。根据一个实施方案，在WO 2012/090153号中公开的方法是提供注射包含水包油或油包水乳液的第一处理流体，其中在乳液的分散有机相中所含的活性成分是单体(例如酰胺、丙烯酰胺、乙二醇)或预聚物(聚酰胺、聚丙烯酰胺、聚乙二醇)。然后将含有聚合引发剂的第二处理流体注入储层的相同位置，以引发单体或预聚物的聚合(原位活化)并形成不渗水的屏障。
本领域已知的方法具有若干缺点。首先，降低抽提井中水分渗透的效果是短暂的。这意味着需经常中断抽提操作，以便允许将处理流体进一步注入储层，因此导致降低生产能力。
其次，根据现有技术已知的方法注入的化合物对储层水的选择性低。事实上，这样的化合物也可以与束缚的水或者分散的水或乳化的油水相互作用，同时也导致流体的流动性降低，从而降低其抽提产率。
第三，使用现有技术的方法抑制水渗透的效果是不可逆的。因此注入处理流体可能出现的错误意味着严重的经济损失(例如，提前关闭抽提井)。
考虑到上述现有技术，申请人的主要目的是提供一种有效地抑制水渗入烃类流体抽提井的方法，以减少抽提操作的中断，并且提高烃类流体的产率。
在此目的下，本发明的一个目的是提供一种抑制水渗透到烃类流体抽提井中的方法，所述方法能够降低抽提的水量，从而减少涉及从所述流体中分离水的操作和被烃污染的水处理的有关缺点。
本发明的第二个目的是提供一种抑制水渗透到烃类流体提取井中的方法，该方法可有效地用于具有不同地质特征的岩层为特征的储层。
申请人现已发现，可在下面公开内容中更好地说明所述目的和其它目的，所述目的和其他目的可以通过一种抑制水渗透到来自地下储层的烃类流体的抽提井中的方法来实现，该方法包括：
a)向所述储层中注入至少一种处理流体，所述处理流体包含至少一种共聚物在有机溶剂中的至少一种乳液或分散体，所述共聚物来自：
-选自丙烯酸类单体或甲基丙烯酸类单体的第一单体，和
-包含至少一个乙烯不饱和度和至少一个聚氧乙烯链的第二单体。
根据第二方面，本发明涉及至少一种共聚物在有机溶剂中的乳液或分散体，所述共聚物来自：
-选自丙烯酸类单体或甲基丙烯酸类单体的第一单体，和
-包含至少一个乙烯不饱和度和至少一个聚氧乙烯链的第二单体。
根据本发明的方法允许从地下储层提高烃类流体(例如烃油或天然气)的抽提效率。
根据本发明的方法可以有利地提高诸如烃油的液体流体和诸如天然气的气态流体的抽提效率。
根据本发明的方法是基于向储层注入处理流体，所述处理流体含有能够选择性地与储层水相互作用的聚合物，以增加储层水的粘度，并因此防止或至少减缓渗透到烃类流体的萃取井。
本发明的方法可以应用于具有不同地质特征的岩层。特别地，该方法适合于减少水渗透到主要是断裂的岩层或主要为多孔的岩层中。
所述注入到储层的处理流体包括至少一种有机溶剂和至少一种有机聚合物。所述有机聚合物是基本上不溶于水的聚合物，并且具有较高的吸水倾向。所述聚合物与水之间的接触导致聚合物膨胀形成三维结构(水凝胶)。
可用于本发明目的的聚合物是通过将至少一种第一丙烯酸类单体(主单体)与至少一种第二单体(共聚单体)聚合而获得的共聚物，所述第二单体包含至少一个乙烯不饱和度和至少一种聚氧乙烯链。
这些共聚物具有高吸水能力，并且在油或天然气储层中典型的水的温度和盐度条件(例如温度在50-90℃的范围内)下它们是稳定的。
特别地，上述共聚物一旦吸收水并形成水凝胶，就可以抵抗与高盐含量的水长时间接触，而不会发生显著的结构降解。
所述主单体是包含至少一个丙烯酸或甲基丙烯酸官能团的单体。
优选地，主单体选自丙烯酸和甲基丙烯酸。
优选地，丙烯酸或甲基丙烯酸的酸羧基至少部分地被中和，例如用金属离子，比如碱金属和碱土金属的离子或过渡金属离子。
优选地，中和的丙烯酸或甲基丙烯酸中羧基的量等于起始酸中羧基量的50％-90％，更优选等于55％-75％，甚至更优选等于60-70％。
所述共聚单体包含至少一个乙烯不饱和度和至少一个聚氧乙烯链。
共聚单体的优选实例是下面报告的具有式(I)的化合物
Figure BDA0001478580100000051
其中：
R1是H或CH3；
R2选自：H，C1-C4烷基，或丙烯酸酯基COCR3＝CH2，其中R3是H或CH3；
X是O或NH；
n为
Figure BDA0001478580100000052
的整数，优选为
Figure BDA0001478580100000053
进一步优选为
Figure BDA0001478580100000054
根据一个优选的实施方案，在上述式(I)中，X是氧原子，因此共聚单体是丙烯酰胺单体。
根据另一个优选的实施方案，在上述式(I)中，X是NH基团，因此共聚单体是丙烯酰胺单体。
根据特别优选的实施方案，式(I)的单体仅具有一个烯属不饱和键，即在式(I)的单体中，R1为CH3，R2选自H和C1-C4烷基，X为O或NH，优选为O，n为
Figure BDA0001478580100000055
的整数。
通式(I)中X表示O且R1表示CH3的单体种类，在现有技术中也称为2-羟乙酯甲基丙烯酸-PEG(HEMA-PEG)。
根据另一个优选的实施方案，式(I)的共聚单体是双官能单体并且包含至少两个烯属不饱和基团。
根据另一优选实施方案，所述共聚单体是具有一个烯属不饱和度和两个烯属不饱和度的式(I)单体的混合物。
优选地，共聚单体的分子量在200Da-10000Da的范围内，更优选在500Da-5000Da的范围内，甚至更优选在1000Da-4000Da的范围内。
在本说明书中，聚合物分子量使用重均分子量(Mw)表示，重均分子量例如通过凝胶渗透色谱法(GPC)测定。
处理流体的有机溶剂具有通过穿过岩石中可能存在的烃油而将共聚物携带到与储层水接触的功能。
可用于本发明目的的有机溶剂基本上不溶于水，可溶于或部分溶于油。术语“基本上不溶于水”是指有机溶剂在25℃下在水中溶解度低于或等于5g/L，优选低于或等于1g/L。
术语“部分溶于油”是指有机溶剂在25℃下在油中的溶解度等于或高于100g/L。
优选地，溶剂在工作温度范围内处于液态，特别是在-5℃和90℃之间的范围内。溶剂可以是极性的，或者优选非极性的。
可用于本发明目的的溶剂的优选实例是：C6-C25烃类溶剂，更优选C10-C15脂族或芳族(例如煤油)烃类溶剂；碳原子总数为
Figure BDA0001478580100000061
的酰胺；碳原子总数为
Figure BDA0001478580100000062
的醇；碳原子总数为
Figure BDA0001478580100000063
的醚(例如己二醚，二辛醚，二苯醚)；碳原子总数为
Figure BDA0001478580100000064
的酯；碳原子总数为
Figure BDA0001478580100000065
的酮。
烃类溶剂是特别优选的，例如可以是商品名为LAMIX
Figure BDA0001478580100000066
(含有正构烷烃、异构烷烃、环状烃的C11-C14的烃类混合物(混合物中芳烃含量低于2重量％))和Versalis E-solv
Figure BDA0001478580100000067
(脂族和芳族烃类溶剂的混合物)的市售溶剂。
溶剂的其他实例是：石脑油，煤油馏分，柴油和生物柴油馏分，芳族溶剂如二甲苯、甲苯和四氢化萘。
所述处理流体可以包含两种或更多种有机溶剂的混合物。
根据本发明的优选实施方案，处理流体是油包水乳液(所谓的反相乳液)。
所述反相乳液包含至少一种水基不连续相和油基的连续相。不连续相以液滴的形式分散在连续相中。
在根据本发明的反相乳液中，油基连续相包含作为吸收性聚合物载体的有机溶剂或有机溶剂混合物。相反，不连续的水相包括在连续相中至少部分不混溶的水基流体和至少一种能够吸收水的共聚物。
所述反相乳液中共聚物的平均粒径优选在10-500纳米的范围内，更优选在50-300纳米的范围内，以应用于多孔基质地层中。
为了避免不连续相的液滴相互合并导致它们尺寸不期望的增加，所述反相乳液可以含有一种或多种乳化剂。优选地，乳化剂是表面活性剂化合物，优选非离子或阴离子表面活性剂，其中多数是市售产品。
反相乳液形式的处理流体优选用于抑制储层中水的渗透，所述储层中岩层主要为多孔型。通过反相乳液，具有纳米级尺寸的聚合物颗粒可以输送到岩层的孔内。由于有机溶剂与烃油的显著的混溶性，含有聚合物的不连续相液滴可能通过存在于岩层中的烃油移动，直到与储层水接触，而不会发生实质的改变。
与水的接触引起反相乳液的反转，导致释放共聚物颗粒，共聚物颗粒吸水，从而在原位形成水凝胶。水凝胶的形成导致吸收到岩层中的水的固定，从而减缓或阻止水流向抽提井。
此外，水凝胶颗粒通过彼此结合而相互作用，从而形成用作阻挡水流的屏障层。
为了实现反相乳化，必须使不连续相的液滴与相对较大量的水接触，液滴与束缚水(存在于与不连续形式的油接触的界面中并且比储层水的量少得多)或可能分散的水或油中乳化的水接触，不会导致聚合物的释放。因此，处理流体选择性地作用在储层水上，仅在水/油比足够高的岩层中起作用。
含有聚合物颗粒的反相乳液可以根据本领域技术人员已知的技术制备。
根据优选的制备方法，反相乳液可以通过将不连续水相滴加到包含至少一种有机溶剂中获得，所述不连续水相包括至少一种主单体、共聚单体和聚合引发剂的水溶液。将不连续相滴入连续相，将连续相维持在超声处理(例如通过超声波仪)或机械搅拌(例如通过静态混合器)下。
优选地，不连续相的重量与反相乳液的总重量之间的比例在5％-50％的范围内。
优选地，共聚单体的重量与主单体的重量之间的比例在5％-50％的范围内，优选在10％-35％的范围内，甚至更优选在20％-30％的范围内。
在聚合引发剂的存在下，主单体和共聚单体反应形成共聚物颗粒，这些共聚物颗粒被截留在形成乳液不连续相的液滴中。
通过调节超声能量或机械搅拌器中的剪切应力，可将聚合物颗粒的平均直径的最大值保持在期望的范围内。
聚合引发剂优选是可溶于或可分散于水中的化合物。可用于本发明目的的引发剂的实例为：含卤素原子、氢过氧化物、偶氮化合物和过硫酸盐的分子。
氧化还原引发剂是特别优选的。氧化还原引发剂包含两种能够通过氧化-还原反应(氧化还原反应)相互反应的化合物，生成启动聚合反应所需的自由基。可用作聚合引发剂的氧化还原对的例子是过硫酸盐/焦亚硫酸盐离子。
通过氧化还原对开始的聚合反应优选在0-30℃范围内的温度下进行。
聚合反应也可以通过使用经升温可活化的引发剂开始。
由升温开始的聚合反应优选在30℃-120℃范围内的温度下进行，这取决于所用引发剂的类型。
为了增加聚合物对储层中使用条件的结构抗性，所述聚合物优选是交联的。为此目的，反相乳液还包含交联剂，其优选加到含水不连续相中。
所述交联剂可以选自能够交联为制备共聚物而选择的单体和共聚单体的化合物。优选的交联剂是：N,N'-亚甲基-双丙烯酰胺，乙二醇二甲基丙烯酸酯，二乙烯基苯，聚乙二醇二丙烯酸酯，1,4-丁二醇二丙烯酸酯，三甲基丙烷三丙烯酸酯，1,4-双(4-乙烯基苯氧基)丁烷，双(2-甲基丙烯酰)氧乙基二硫化物。
可以通过调节制剂中的交联剂浓度来改变共聚物交联度。
优选地，交联剂的重量与单体(主单体+共聚单体)的总重量之比在0.2％-1％的范围内，优选在0.5％-0.9％的范围内。
连续相、不连续相或两者都可包含至少一种乳化剂以稳定乳液。
优选地，乳化剂是表面活性剂。
优选地，将乳化剂至少加入到油性连续相中。
相对于反相乳液的重量，乳化剂优选以2.5重量％-50重量％的范围内的总浓度存在于反相乳液中，更优选在10重量％-30重量％的范围内。
为了通过添加表面活性剂来调节乳液稳定性，可以有利地使用两种或更多种具有不同HLB(亲水-亲油平衡)值的表面活性剂。通过改变制剂中表面活性剂的重量比，可以获得所需的HLB值。优选地，含有表面活性剂的反相乳液的HLB值在4-15范围内，更优选在8-12范围内。
乳化剂也可以促进乳液反转，因此共聚物通过与水接触释放。为此，将至少一种表面活性剂，优选阴离子表面活性剂与单体一起加入不连续的水相中。优选地，不连续水相中存在的表面活性剂的量相对于乳液中存在的表面活性剂总量为0.1重量％至5重量％，更优选为1重量％至3重量％。
根据第二优选实施方案，所述处理流体是在至少一种有机溶剂中的共聚物颗粒分散体。
有机溶剂选自之前针对反相乳液的情况所述的溶剂。
分散体可以根据现有技术中已知的方法制备。
根据优选的制备方法，可以通过悬浮聚合技术制备含有共聚物的分散体。描述这种技术的实例如下：
-极性溶剂中的分散聚合。(SAENZ,JM)；ASUA,JM(ASUA,JM).JOURNAL OF POLYMERSCIENCE PART A-POLYMER CHEMISTRY；
-极性溶剂中苯乙烯和丙烯酸丁酯的分散共聚。Saenz,JM(Saenz,JM)；Asua,JM(Asua,JM),JOURNAL OF POLYMER SCIENCE PART A-POLYMER CHEMISTRY
-关于悬浮聚合最新的研究综述。VivaldoLima,E(VivaldoLima,E)；Wood,PE(Wood,PE)；Hamielec,AE(Hamielec,AE)；Penlidis,A(Penlidis,A).INDUSTRIAL&ENGINEERING CHEMISTRY RESEARCH；
-超吸收性聚合物材料：综述。Zohuriaan-Mehr,MJ(Zohuriaan-Mehr,MohammadJ.)[1]；Kabiri,K(Kabiri,Kourosh)[1].IRANIAN POLYMER JOURNAL.
优选地，根据本发明的分散体中的共聚物颗粒，例如通过悬浮聚合获得的,平均直径在1-1000微米的范围内，优选在5-500微米的范围内，更优选在范围为10-200微米。
考虑到颗粒的微米尺寸，分散体中的聚合物颗粒如果不保持搅拌，则具有沉降的倾向。这样的行为可以有利地用于抑制水渗透到位于断裂岩层的提取井中。事实上，聚合物颗粒的微米尺寸与上述岩层中的断裂尺寸相当。因此，聚合物颗粒可以通过穿过可能存在的油，渗透到断层，到达油与水之间的界面。
实际上令人惊讶地发现，在通过油的沉淀过程中，聚合物在沉淀所需的时间里基本保持不变，既不会与有可能的束缚水相互作用，也不与可能的存在的分散水或油中乳化形式存在的水相互作用。一旦聚合物与储层水接触，就会对与聚合物接触的连续量的水进行吸收作用。
因此，即使在分散体在有机溶剂中的情况下，聚合物的释放以选择性方式发生，所述选择性方式仅在存在有水层存在的储层位置中。虽然不希望提出任何理论，但认为这是可能的，因为分散的或油乳化的水不会与微米颗粒以足够量的相互作用以激活结霜形成过程。当分散的或油乳化的水的浓度优选包含0至50％，更优选0至30重量％，甚至更优选0至20重量％时，可获得特别有利的结果。
微米颗粒的使用也使聚合物转移到储层水的效率更高。
此外，通过悬浮聚合的方法，相对于通过乳液聚合制得的(最多达5重量％)，可获得更浓的分散体(至多50重量％)。
根据本发明的方法既可以在开始从油层中提取烃类流体之前应用，也可以在当井已经在生产时，即当井已经开采时应用。
具体地说，该方法可以有利地应用于所谓的“成熟”的提取井，即适用于达到其生产能力上限的井，其特征在于提取烃类流体时伴随大量的水。
将处理流体注入储层可以通过装置和根据油提取工业领域众所周知的技术进行。
将处理流体注入储层可以通过烃类流体的提取井和通常存在于油田中的其它井(例如用于将蒸汽、水或其它流体注入到底土中的井(所谓的注射井))中进行。
因此，根据本发明的方法可用于烃类流体回收的二次和三次操作的情况中，无论是在停水处理中还是在构造处理中。
待注射的处理流体的量可以根据储层的具体地质构象而广泛地变化。
要注射的流体的量可以由本领域技术人员基于储层的地质特征和简单的通常在该领域中使用的常规实验试验来完全地确定。
在注射处理流体之后可能是注入驱替流体(例如，用于制备共聚物分散体的相同的有机溶剂或含有共聚物的油包水乳液)，以促进处理流体渗透到储层的岩层中。
在结束注入处理流体和可能的驱替流体时，可以开始或恢复从井中提取烃类流体。优选地，在开始提取烃类流体之前，期望一段足够的时间，以允许处理流体在聚合物颗粒已经接触到储层水时释放聚合物颗粒，从而实现期望抑制水流动的效果。
如果需要，可以中断烃类流体的提取，以进行处理流体的进一步注入，从而进一步提高提取井生产率。
有利地，根据本发明的处理流体注入作用至少是部分可逆的。由于水凝胶和酸化合物之间的接触，水凝胶吸收的水事实上可以再次从聚合物中排出。所述酸化合物，如无机酸(如盐酸)或有机酸(如甲酸)，可通过与处理流体相同的方法注入储层。
可以利用根据本发明的水凝胶的这种性质，至少部分地避免将聚合物注入储层中可能的失误，例如，如果聚合物的注入引起油生产能力的劣化。
提供以下实施例目的仅用于说明本发明，不应认为是对所附权利要求限定的保护范围的限制。
实施例1-油包水乳液形式的处理流体
在三口烧瓶中通过加入64g煤油和1.44g混合物制备油基连续相，所述混合物由市售非离子表面活性剂SPAN80(HLB＝4.3)和TWEEN80(HLB＝15.0)组成。选择两种表面活性剂之间的重量百分比，使得聚合反应在配方的预定HLB值下发生。
在烧杯(becker)中通过将6.97g水、5g甲基丙烯酸与一定量的NaOH混合制备不连续的水相，所述NaOH的量是中和所需甲基丙烯酸度的函数。向中和后的甲基丙烯酸的溶液中加入2.5g 50％b.w.2-idrossietil甲基丙烯酸酯单体的水溶液(Sigma-Aldrich公司的HEMA-PEG，MW＝2000Da，42聚氧乙烯单元)，0.056g N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和0.239g过硫酸铵(一对氧化还原聚合引发剂的第一组分)。
将所述不连续的水相滴入所述油连续相中，从而通过超声波仪促进乳液的形成。混合物温度通过冰浴保持在0-5℃的范围内。超声处理20分钟后，加入溶解在0.5g水中的0.1992g焦亚硫酸钠(所述一对氧化还原聚合引发剂的第二组分)。聚合反应在所述一对氧化还原引发剂存在下于超声波浴中超声处理30分钟。
上述方法用于制备具有表1中报道的LS1-LS4组合物的油包水乳液。
通过上述方法制备LS5和LS6乳液，其中聚合反应也在阴离子表面活性剂(十二烷基硫酸钠(SDS))存在下于不连续水相中进行。
通过动态光散射(DLS)测量法测定乳液中聚合物的颗粒平均直径和多分散指数(PDI)(表2)
表1.乳液的组成
Figure BDA0001478580100000121
n.a.:不适用，由于存在阴离子表面活性剂
表2
Figure BDA0001478580100000131
n.a.:不适用，由于存在阴离子表面活性剂
结果表明，所得共聚物的颗粒平均直径在约
Figure BDA0001478580100000132
的范围内。多分散指数表明，粒子分布基本上是单一形式的。
所得到的乳液是稳定的。
通过将乳液引入含有水的小瓶中(乳液/水体积比为3:1)来评估通过与水的接触并随后释放聚合物的乳液反转的效果。用不同盐浓度的水重复测试。
在静态条件下接触一周后，将存在于小瓶中的较高油层进行热重分析，以确定存在的共聚物的量；在较低水层上，通过DLS分析测定共聚物的存在性和相关的PDI。
由于与水接触，在较高油层和较低水层之间的界面处，观察到形成具有粘稠稠度的发白层，这是由于集中吸水后形成的水凝胶颗粒。
通过与以下物质接触来评估乳液的相转化：(i)蒸馏水，(ii)“水-1”(Na+离子浓度＝9g/L；Ca++离子浓度＝0.53g/L；Mg++离子浓度＝1.2g/L)和(iii)“水-2”(Na+离子浓度＝34g/L；Ca++离子浓度＝5.8g/L；Mg++离子浓度＝0.6g/L)。
在样品LS4-LS6上进行的接触测试的结果报告在表3-5中。
表3.样品LS4
Figure BDA0001478580100000141
表4.样品LS5
Figure BDA0001478580100000142
表5.样品LS6
Figure BDA0001478580100000143
交联进入水相后的颗粒平均直径增加表明了聚合物释放并吸水的事实。
实验结果也显示出在所有情况下至少50％的共聚物颗粒从乳液移动到水相中。添加到含有单体的含水不连续相中的表面活性剂的量的增加(LS5和LS6)显著地促进了这种移动。
盐水中的PDI值高于蒸馏水中的值。这表明盐的存在促进聚合物颗粒之间的聚集体的形成。
实施例2-有机溶剂中的聚合物分散体
以下列方式制备有机溶剂中的聚合物颗粒分散体(D1)。
在三颈反应器中通过加入404g的Lamix 30,5.388g的Span 80和5.388g的Atlox4914(它们都是非脂溶性的非离子表面活性剂并具有空间作用)以制备油基连续相。通过叶轮的机械搅拌确保了这种表面活性剂的溶解。将体系升至70℃的反应温度。
另外，在烧杯中通过混合37.879g的甲基丙烯酸和43.749g的30重量％浓度的NaOH溶液，制成不连续的水相。甲基丙烯酸的中和在冰浴中进行。向中和的甲基丙烯酸溶液中加入25克的50％b.w单体2-羟乙基甲基丙烯酸酯(Sigma-Aldrich公司的HEMA-PEG，MW＝2,000Da，42聚氧乙烯单元)，0.379g的N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和0.253g的过硫酸铵(自由基引发剂)。向该水相中加入16.164g含33.33％b.w的Dowfax 2A1(空间阴离子表面活性剂)水溶液。
将不连续的水相注入所述三颈反应器中，然后进行真空-氮气惰化循环。反应在70℃的温度下共进行3小时。
分散体D1显示含有平均直径约15微米的共聚物颗粒。
油相穿透试验
以下列方式评价共聚物从有机溶剂中的分散体向烃油的移动效率和烃油向水相的移动效率。
将水(具有实施例1的“水-2”的组成)，烃油(由抽提井回收)和共聚物分散体引入高度为7cm，直径等于2cm的小瓶中，以便按照以下顺序(从上到下)交叠三层：乳液/油/水。
乳液/油/水的重量比为1:1:1。试验在室温和90℃下在静态条件(不搅拌)下进行。
在室温下观察到在约5小时内，聚合物颗粒在油中沉淀，并与水接触。
在90℃下，穿过油所需的时间为30分钟。此外，观察到共聚物颗粒穿过油而没有任何对分散或乳化吸水的影响，尽管在后者中可能出现。
老化测试
将分散体D1的一部分引入含有的实施例1的水-2的小瓶中，其重量比为1:1。在分散体和水接触之后，由于在该阶段中共聚物的穿透和随后的吸水，发生了水相粘度的显著增加。
将样品保存在90℃的炉子中保持一周。在炉子老化期结束时，样品的一致性基本保持不变。
水吸收效果的可逆性测试
将分散体D1的一部分引入含有的实施例1的水-2的小瓶中，其重量比为1:1，以得到水凝胶。
一旦水凝胶的形成结束，将盐酸引入小瓶中直到pH＝2。由于酸的加入，观察到水相粘度显著地降低。在加入甲酸直到pH＝2后观察到相同的行为。
在毛细管内使用有机溶剂聚合物分散体。
通过在毛细管中进行下列应用试验来模拟处理流体进入断裂岩层的行为。
将小瓶装入水-2样品并加至90℃。然后，将玻璃毛细管(内径2.5mm，长40cm)沿垂直方向插入小瓶中，以将其一端浸入水面以下。
然后通过注射器将分散体D1(8mL)的样品引入所述毛细管中。24小时后，在管的较低的部位，高于水位处，观察到形成高度约2cm的高粘度的相。
然后将分散体D1的第二部分(8mL)注入所述毛细管中，观察到：
i.粘性相的行为像塞子一样，在毛细管壁上表现出显著的粘附性；
ii.粘附性使得分散体第二部分的注入需要对注射器施加一定的压力；
iii.分散体的第二部分部分地替换第一部分，导致其一部分在小瓶中沉淀；
iv.两天之后，观察到水凝胶层上方出现水相；
v.通过将甲酸或盐酸注入毛细管中，可以消除从粘性相中产生的阻水效果。
实施例3
在部分断裂的储层中处理开孔的部分消耗的井中测试根据前述实施例2制备的聚合物分散体，以减少伴随油抽提过程中水的产量。
井深约3000米。井的总体积：19立方米。井底温度95-100℃。该井配备了一个人造起重泵系统Thomassen 5孔。油井处理前的平均生产条件如下：
油：5m3/d
水：20m3/d
流量：6m3/d
体积含水量[含水率：(产水体积)/(总体积)]为65％。
通过使用与前述实施例2相同比例的相同试剂和相同步骤，在不连续中试装置中制备20m3的聚合物分散体。分散体的固体(聚合物)含量为25％b.w.，平均颗粒尺寸约为15微米。
井停止生产后，按顺序将以下流体用泵(包括高压泵送设备)打入：
1.用于驱替水的10m3的干轻柴油(平均沸点170℃，密度0.907g/cc，水含量<500ppm b.w.)
2.根据实施例2的方法制备的16m3聚合物分散体；
3.如在步骤1中的20m3的干轻柴油，用于驱替聚合物分散体到储层中。
在注射所述流体之后，将井保持关闭50小时，然后再次开始抽提，以便使聚合物颗粒沉降并与储层中的水接触并膨胀。
生产井再次开始生产。大约20天后，井的产量稳定在60m3/d左右，含水率约为40％(相对于处理前的初始条件下降20％)。整体平均产油量增加到30m3/d。相同的生产特性一直保持1年以上。
因此，根据本发明的方法在实践中非常有效地提高了油回收率并减少了部分消耗的油井中水分的产生。

Claims (17)

1.一种抑制水渗透到来自地下储层的烃类流体的抽提井中的方法，该方法包括：
a)向所述储层中注入至少一种处理流体，所述处理流体包含至少一种共聚物在有机溶剂中的至少一种反相乳液或一种分散体，所述共聚物来自：
-选自丙烯酸类单体或甲基丙烯酸类单体的第一单体，和
-包含至少一个乙烯不饱和度和至少一个聚氧乙烯链的第二单体,所述第二单体具有下式(I)的结构
Figure FDA0002657435040000011
其中：
R1是H或CH3；
R2是H，C1-C4烷基，或丙烯酸酯基COCR3＝CH2，其中R3是H或CH3；
X是O或NH；
n为4～500的整数,
其中所述第二单体的重量和所述第一单体的重量之比在10％-50％范围内，和其中所述有机溶剂在25℃下在水中溶解度低于或等于5g/L并且在25℃下在油中的溶解度等于或高于100g/L。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述第二单体具有式(I)的结构，其中：
R1是CH3；
R2选自H和C1-C4烷基；
X是O；
n为4～50的整数。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述第二单体的分子量在200-10,000Da的范围内。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述第一单体选自丙烯酸和甲基丙烯酸。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述丙烯酸或甲基丙烯酸至少部分用金属离子中和。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述共聚物是交联的。
7.根据权利要求1所述的方法，其中所述处理流体包括在所述有机溶剂中所述共聚物的油包水乳液，所述共聚物具有平均直径在10-500纳米范围内的颗粒。
8.根据权利要求1所述的方法，其中所述共聚物具有平均直径在1-1,000微米范围内的颗粒。
9.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述第二单体的重量与所述第一单体的重量之间的比例在10％-35％的范围内。
10.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述有机溶剂选自下列溶剂组成的组：脂族或芳族C6-C25烃类溶剂；碳原子总数为7～25的酰胺；碳原子总数为7～25的醇；碳原子总数为7～25的醚；碳原子总数为7-25的酯；碳原子总数为7～25的酮。
11.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述注入所述处理流体之后至少一次注入至少一种驱替流体。
12.根据权利要求1或2所述的方法，其包括从所述地下储层中提取所述烃类流体。
13.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述烃类流体是烃油。
14.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述第二单体的分子量在500-5,000Da的范围内。
15.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述第二单体的分子量在1,000-4,000Da的范围内。
16.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述第二单体的重量与所述第一单体的重量之间的比例在20％-30％的范围内。
17.至少一种共聚物在有机溶剂中的反相乳液或分散体，所述共聚物来自：
-选自丙烯酸类单体或甲基丙烯酸类单体的第一单体，和
-包含至少一个乙烯不饱和度和至少一个聚氧乙烯链的第二单体,所述第二单体具有下式(I)的结构
Figure FDA0002657435040000031
其中：
R1是H或CH3；
R2是H，C1-C4烷基，或丙烯酸酯基COCR3＝CH2，其中R3是H或CH3；
X是O或NH；
n为4～500的整数，
其中所述第二单体的重量和所述第一单体的重量之比在10％-50％范围内，和其中所述有机溶剂在25℃下在水中溶解度低于或等于5g/L并且在25℃下在油中的溶解度等于或高于100g/L。
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