CN108659808A

CN108659808A - Co2驱封窜体系和co2驱油的方法

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Publication number: CN108659808A
Application number: CN201810106627.3A
Authority: CN
Inventors: 由庆; 戴彩丽; 杨哲; 王磐; 刘逸飞; 方吉超; 高明伟; 赵光
Original assignee: China University of Petroleum East China; China University of Geosciences Beijing
Current assignee: China University of Petroleum East China; China University of Geosciences Beijing
Priority date: 2018-02-02
Filing date: 2018-02-02
Publication date: 2018-10-16
Anticipated expiration: 2038-02-02
Also published as: CN108659808B

Abstract

本发明涉及CO₂驱提高采收率领域，公开了一种CO₂驱封窜体系和CO₂驱油的方法，该CO₂驱封窜体系包括：3‑7wt％有机酸酰胺丙基二甲胺，0.5‑1wt％纳米聚合物微球，0.7‑1.2wt％可溶性硅酸盐，2‑3wt％助剂，以及87.8‑93.8wt％水。本发明的CO₂驱封窜体系在CO₂刺激下可以有效封堵CO₂气窜，提高原油采收率。

Description

CO2驱封窜体系和CO2驱油的方法

技术领域

本发明涉及CO₂驱提高采收率领域，具体涉及一种CO₂驱封窜体系和CO₂驱油的方法。

背景技术

随着石油经济的迅速发展，常规油田开采出来的石油越来越少，所以石油的深度开采和开采效率的提高变得尤为突出。近年来，以美国，加拿大等国家为代表的全球非常规油气资源的开发已经取得了一系列突破性进展。但是我国各大油田目前都基本处于开发中后期阶段，开发的重点正在逐渐向地层能量低、油藏埋藏深、渗透性差、注水难等的超低渗裂缝性油藏转移，使得超低渗裂缝性透油藏逐步成为各家油田公司开采的主阵地。

CO₂具有很好地流动能力和扩散能力，同时又可以降低界面张力，降低原油粘度，从而改善气驱过程中的流度比。因此CO₂驱油方式在提高超低渗裂缝性透油藏采收率方面表现出独特的优势。但是，与原油相比，CO₂具有较低的粘度和密度，在气驱过程中会发生粘性指进和重力分异现象，使注入的气体绕过被驱替的原油而发生窜流，降低了波及效率。在超低渗裂缝性油田开发现场上表现为某些井过早地发生气窜，引起产油量下降、气油比急剧上升等现象。因此，需要在驱油过程中向地层中引入封窜体系抑制这种粘性指近，扩大CO₂气体的波及体积，从而提高三次采油采收率。目前在解决CO₂驱油气窜问题的过程中，发展较成熟的方法是泡沫驱。向地层中注入起泡剂和CO₂，产生的泡沫体系能有效增加流体在裂缝中的流动阻力，控制气体在裂缝中的窜流，迫使注入流体进入到基质中，从而改善注入流体的波及体积和洗油效率，提高原油采收率。但是，在泡沫驱替中，由于泡沫属于热力学不稳定体系，因此，地层中产生泡沫都会面临稳定性较差的问题，同时泡沫的强度较低，这就使得泡沫驱的过程中难以实现长时间稳定的驱替。

发明内容

本发明的目的是为了克服现有技术存在的CO₂驱油过程中发生气窜的问题，提供一种CO₂驱封窜体系和CO₂驱油的方法。

为了实现上述目的，本发明一方面提供一种CO₂驱封窜体系，其中，该CO₂驱封窜体系包括：3-7wt％有机酸酰胺丙基二甲胺，0.5-1wt％纳米聚合物微球，0.7-1.2wt％可溶性硅酸盐，2-3wt％助剂，以及87.8-93.8wt％水。

本发明第二方面提供一种CO₂驱油的方法，其中，该方法包括：向油藏储层的裂缝中注入本发明的CO₂驱封窜体系，然后注入CO₂气体进行过顶替，待所述CO₂驱封窜体系形成胶束体系后，再向储层中持续注入CO₂进行驱油。

本发明的CO₂驱封窜体系具有以下优点：

(1)本发明的CO₂驱封窜体系注入到油藏(尤其是超低渗裂缝性油藏)中，体系将优先进入到裂缝发育层，当通入CO₂时，在这部分区域形成高强度和高粘度的蠕虫状胶束结构，改善地层中的非均质性，抑制CO₂驱油过程中的气窜，从而提高波及体积，最终提高原油采收率；

(2)本发明的CO₂驱封窜体系具有粘度低(实施例1粘度为0.020Pas)、注入性好的特点，现场施工过程中可以很方便的注入到地层深处；

(3)本发明的CO₂驱封窜体系中的纳米聚合物微球和可溶性硅酸盐可以提高封窜体系的耐温性(80℃下实施例1中的体系粘度是5.5Pa·s，是通入CO₂之前的溶液粘度的275倍)；

(4)本发明的CO₂驱封窜体系中的主剂有机酸酰胺丙基二甲胺和助剂均为表面活性剂，可以降低超低渗裂缝性油藏中油水界面张力，提高超低渗裂缝性油藏的洗油效率；

(5)本发明的CO₂驱封窜体系中各组分均为环境友好型化学剂，它们不含任何有毒化学成分，有利于保护生态环境和现场施工人员的身体健康。

附图说明

图1是实施例1的80℃下CO₂驱封窜体系通入CO₂前后的粘度；

图2是封堵率实验装置图；

图3是实施例1的封堵率实验中岩心注入端压力的变化图。

附图标记说明

1 CO₂气源； 2 压力传感器；

3 干燥器； 4 气体流量计；

5 六通阀； 6 岩心夹持器；

7 中间容器； 8 ISCO泵；

9 烧杯； 10 烘箱；

11 手摇泵； 12 烧杯。

具体实施方式

在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。

本发明一方面提供一种CO₂驱封窜体系，其中，该CO₂驱封窜体系包括：3-7wt％(例如，3wt％、3.5wt％、4wt％、4.5wt％、5wt％、5.5wt％、6wt％、6.5wt％或7wt％)有机酸酰胺丙基二甲胺，0.5-1wt％(例如，0.5wt％、0.6wt％、0.7wt％、0.8wt％或0.9wt％)纳米聚合物微球，0.7-1.2wt％(例如，0.7wt％、0.8wt％、0.9wt％、1.0wt％、1.1wt％或1.2wt％)可溶性硅酸盐，2-3wt％(例如，2wt％、2.1wt％、2.2wt％、2.3wt％、2.4wt％、2.5wt％、2.6wt％、2.7wt％、2.8wt％、2.9wt％或3.0wt％)助剂，以及87.8-93.8wt％(例如，87.8wt％、88wt％、89wt％、90wt％、91wt％、92wt％、93wt％或93.8wt％)水。

本发明中，当CO₂与本发明的CO₂驱封窜体系发生相互作用后，会形成高粘度的蠕虫状胶束体系，封堵裂缝性地层，开发低渗透地层，从而智能控制地层中流体的流度，提高原油采收率。

本发明中，为了进一步提高CO₂驱封窜体系的封堵性能，优选地，所述可溶性硅酸盐的模数为1.5-3，进一步优选为2-2.85，最优选为2.3。

本发明中，所述可溶性硅酸盐可以为本领域的常规选择，例如，所述可溶性硅酸盐为硅酸钠、硅酸铝和硅酸铝钾中的至少一种，进一步优选为硅酸钠。

本发明中，所述纳米聚合物微球可以提高封窜体系的零剪切粘度，优选地，所述纳米聚合物微球为聚乙烯纳米微球、聚丙烯纳米微球和聚苯乙烯纳米微球中的至少一种，进一步优选为聚乙烯纳米微球。

本发明中，所述纳米聚合物微球的粒径没有特别的要求，只要是纳米级的即可，例如，所述纳米聚合物微球粒径分布为10-100nm。

本发明中，所述有机酸酰胺丙基二甲胺可以为软脂酸酰胺丙基二甲胺、硬脂酸酰胺丙基二甲胺、油酸酰胺丙基二甲胺、芥酸酰胺丙基二甲胺和山嵛酸酰胺丙基二甲胺中的至少一种，优选为硬脂酸酰胺丙基二甲胺、油酸酰胺丙基二甲胺和芥酸酰胺丙基二甲胺中的至少一种。

本发明中，所述助剂可以为水杨酸盐、顺丁烯二酸、邻苯二甲酸、十二烷基磺酸盐、对甲苯磺酸盐和苯甲酸盐中的至少一种，优选为水杨酸盐和/或对甲苯磺酸盐。

本发明中，所述水优选为超纯水。

本发明的CO₂驱封窜体系的制备方法可以包括：先将有机酸酰胺丙基二甲胺和水配置成溶液，之后加入助剂、纳米聚合物微球和可溶性硅酸盐，均匀搅拌30min。

本发明中，所述CO₂驱封窜体系的封窜性能可以在如图2所示的封堵率实验装置图中实施。

具体地，CO₂驱封窜体系的封堵率测试方法可以为：

(1)装置的气密性检测和前期气驱：

进行CO₂密封性测试，以确认实验系统的整体密封性良好；向岩心夹持器6中以1mL/min的流量注入CO₂气体，当岩心夹持器6的采出端连接的烧杯9中出现持续且稳定的气泡时，开始记录岩心夹持器6注入端不同时刻的压力值，直至压力达到稳定状态，记录稳定的压力值P1；

(2)CO₂驱封窜体系的注入：

利用ISCO泵，以0.1mL/min的流量将一个PV的CO₂驱封窜体系注入到岩心之后，向岩心中以1mL/min的流量持续注入CO₂10分钟。循环注入5个周期，关闭岩心夹持器6的注入端和采出端，老化岩心8个小时；

(3)后续气驱：

以1mL/min的流量向岩心中注入CO₂气体，记录不同时刻的压力值直至达到稳定，记录稳定的压力值P2。

根据P1和P2计算封堵率，封堵率＝(P2―P1)/P2。

本发明中，CO₂驱封窜体系提高采收率效果的测试可以在如图2所示的装置中实施，不同的是，将烧杯9换成油水分离器。

具体地，CO₂驱封窜体系提高采收率效果的测试方法可以为：

(1)前期水驱和气驱：

①用真空抽滤装置饱和裂缝性岩心，并且称量饱和模拟油前后岩心的质量，得到岩心中饱和的模拟油质量M；

②做水驱油实验：以1mL/min的流量向岩心中注入模拟水，当岩心夹持器6采出端连接的油水分离器里面有油花出现时，开始记录岩心夹持器6注入端不同时刻的压力值，直至压力达到稳定状态。同时读取油水分离器中驱替出模拟油的体积，根据模拟油的密度计算出模拟油的质量m1；

③做CO₂驱油实验：以1mL/min的流量向岩心中注入CO₂，当岩心夹持器6采出端连接的油水分离器里面有油花或者气泡出现时，开始记录岩心夹持器注入端不同时刻的压力值，直至压力达到稳定状态。同时读取油水分离器中驱替出模拟油的体积，根据模拟油的密度计算出模拟油的质量m2；

(2)CO₂驱封窜体系的注入：

利用ISCO泵，以0.1mL/min的流量将一个PV的CO₂驱封窜体系注入到岩心之后，向岩心中以1mL/min的流量持续注入CO₂10分钟。循环注入5个周期。关闭岩心夹持器6注入端和采出端，老化岩心8个小时；

(3)后续气驱：

以1mL/min的流量向老化后的岩心注入CO₂气体，当岩心夹持器6采出端连接的油水分离器里面有油花或者气泡出现时，开始记录岩心夹持器6注入端不同时刻的压力值，直至压力达到稳定状态。同时读取油水分离器中驱替出模拟油的体积，根据模拟油的密度计算出模拟油的质量m3。

封堵前的采收率＝(m1+m2)/M；封堵后采收率的提高值＝m3/M；封堵后的采收率＝(m1+m2+m3)/M。

本发明中，所述述油藏储层的温度优选为60-80℃。

以下将通过实施例对本发明进行详细描述。以下实施例中，

油酸酰胺丙基二甲胺来自上海银聪新材料科技有限公司，牌号为Winsono^TM.PKOO；

硬脂酸酰胺丙基二甲胺来自上海银聪新材料科技有限公司，牌号为Winsono^TMPKOS；

芥酸酰胺丙基二甲胺来自上海银聪新材料科技有限公司，牌号为Winsono^TM.PKOE；

对甲苯磺酸钠来自上海阿拉丁生化科技股份有限公司，牌号为T108370；

水杨酸钠来自上海阿拉丁生化科技股份有限公司，牌号为S104176；

邻苯二甲酸来自上海辅欣医药科技公司，牌号为FX-M-04279；

聚乙烯纳米微球来自天津市倍思乐色谱技术开发中心，粒径分布为50±5nm，牌号为Unibead 6-1-0005；

模数为2.0的硅酸钠来自邢台铂丰化工科技有限公司，牌号为BF1；

模数为2.30的硅酸钠来自邢台铂丰化工科技有限公司，牌号为BF2；

模数为2.85的硅酸铝来自邢台铂丰化工科技有限公司，牌号为BF3；

实施例1

取油酸酰胺丙基二甲胺0.40g加入到9.19g超纯水中，在磁力搅拌仪的搅拌条件下依次加入0.25g对甲苯磺酸钠、0.06g聚苯乙烯纳米微球、0.10g模数为2.0的硅酸钠，均匀搅拌30min，配置成CO₂驱封窜体系A1(粘度为0.020Pa·s)。

实施例2

取硬脂酸酰胺丙基二甲胺0.30g加入到9.24g超纯水中，在磁力搅拌仪的搅拌条件下依次加入0.3g水杨酸钠、0.05g聚丙烯纳米微球、0.12g模数为2.0的硅酸铝，均匀搅拌30min，配置成CO₂驱封窜体系A2(粘度为0.019Pa·s)。

实施例3

取芥酸酰胺丙基二甲胺0.70g加入到8.93g超纯水中，在磁力搅拌仪的搅拌条件下依次加入0.20g邻苯二甲酸、0.10g聚乙烯纳米微球、0.07g模数为2.85的硅酸铝钾，均匀搅拌30min，配置成CO₂驱封窜体系A3(粘度为0.021Pa·s)。

实施例4

按照实施例1的方法制备CO₂驱封窜体系，不同的是，硅酸钠的模数为2.85。得到CO₂驱封窜体系A4(粘度为0.020Pa·s)。

实施例5

按照实施例1的方法制备CO₂驱封窜体系，不同的是，硅酸钠的模数为1.5。得到CO₂驱封窜体系A5(粘度为0.020Pa·s)。

实施例6

按照实施例1的方法制备CO₂驱封窜体系，不同的是，硅酸钠的模数为3.0。得到CO₂驱封窜体系A6(粘度为0.020Pa·s)。

对比例1

按照实施例1的方法制备CO₂驱封窜体系，不同的是，制备过程中不加入聚苯乙烯纳米微球，具体为：取油酸酰胺丙基二甲胺0.4g加入到9.25g超纯水中，在磁力搅拌仪的搅拌条件下依次加入0.25g对甲苯磺酸钠、0.1g模数为2.30的硅酸钠，均匀搅拌30min，配置成CO₂驱封窜体系DA1(粘度为0.018Pa·s)。

对比例2

按照实施例1的方法制备CO₂驱封窜体系，不同的是，制备过程中不加入硅酸钠，具体为：取油酸酰胺丙基二甲胺0.4g加入到9.29g超纯水中，在磁力搅拌仪的搅拌条件下依次加入0.25g对甲苯磺酸钠、0.06g聚乙烯纳米微球，均匀搅拌30min，配置成CO₂驱封窜体系DA2(粘度为0.017Pa·s)。

测试例

(1)CO₂驱封窜体系对CO₂的响应性能

分别向A1-A6和DA1-DA2中通入CO₂气体8min(以1mL/min的速度通入CO₂气体)，直到生成均匀稳定的高粘度状态的体系，密封后置于培养箱中至束缚气泡消失，此时得到稳定的胶束体系，用MARS-流变仪分别测得60℃、70℃、80℃下胶束体系的剪切粘度和剪切应力之间的关系，最终得到零剪切粘度。结果如表1所示。A1在80℃下通入CO₂前后的粘度如图1所示。

(2)CO₂驱封窜体系的封堵率

在图2所示的封堵率实验装置图中，按照上文中所述的封堵率测试方法测试CO₂驱封窜体系A1的封堵率，其中，岩心选择经过岩心劈裂技术制造的人造裂缝性岩心Y-1(基质渗透率0.40mD，孔隙度4.79％，孔隙体积1.60cm³)，烘箱中温度控制在80℃；

按照上述方法分别测试A2、A3、A4、A5、A6、DA1、DA2在人造裂缝性岩心Y-2(基质渗透率0.42mD，孔隙度4.60％，孔隙体积1.76cm³)、Y-3(基质渗透率0.43mD，孔隙度4.82％，孔隙体积1.70cm³)、Y-4(基质渗透率0.44mD，孔隙度4.80％，孔隙体积1.74cm³)、Y-5(基质渗透率0.45mD，孔隙度4.75％，孔隙体积1.79cm³)、Y-6(基质渗透率0.44mD，孔隙度4.69％，孔隙体积1.76cm³)、Y-7(基质渗透率0.42mD，孔隙度4.78％，孔隙体积1.77cm³)、Y-8(基质渗透率0.46mD，孔隙度4.65％，孔隙体积1.80cm³)、中的封堵率(由于人造裂缝性岩心是人工制造出来的，因此每个岩心的基质渗透率、孔隙度、孔隙体积会稍有差别，但是不影响对封堵率的效果比较)。结果如表2所示。图3显示出了注入A1前后的封堵率实验中岩心注入端压力的变化图。

(3)CO₂驱封窜体系提高采收率效果

按照上文中所述的提高采收率效果测试方法测试CO₂驱封窜体系A1提高采收率效果，其中岩心选择经过岩心劈裂技术制造的人造裂缝性岩心Y-9(基质渗透率0.45mD，孔隙度4.76％，孔隙体积1.86cm³)。实验中使用的模拟油密度为0.8g/cm³，烘箱中温度控制在80℃；

按照上述方法分别测试A2、A3、A4、A5、A6、DA1、DA2在人造裂缝性岩心Y-10(基质渗透率0.44mD，孔隙度4.65％，孔隙体积1.80cm³)、Y-11(基质渗透率0.46mD，孔隙度4.7％，孔隙体积1.75cm³)、Y-12(基质渗透率0.48mD，孔隙度4.74％，孔隙体积1.77cm³)、Y-13(基质渗透率0.45mD，孔隙度4.7％，孔隙体积1.76cm³)、Y-14(基质渗透率0.43mD，孔隙度4.74％，孔隙体积1.74cm³)、Y-15(基质渗透率0.48mD，孔隙度4.85％，孔隙体积1.85cm³)、Y-16(基质渗透率0.43mD，孔隙度4.59％，孔隙体积1.85cm³)中的提高采收率效果(由于人造裂缝性岩心是人工制造出来的，因此每个岩心的基质渗透率、孔隙度、孔隙体积会稍有差别，但是不影响对采收率的效果比较)。结果如表3所示。

表1

	60℃粘度/Pa·s	70℃粘度/Pa·s	80℃粘度/Pa·s
				A1	22	7.5	5.5
A2	20	7.0	5.0
				A3	21	7.3	5.2
A4	17	6.6	4.7
				A5	16	6.5	4.6
A6	15	6.4	4.5
				DA1	14	6.2	4.3
DA2	13	5.8	4.0

由表1的结果可以看出，本发明的CO₂驱封窜体系在温度60-80℃下经CO₂刺激可以形成高粘度的胶束体。

另外，由实施例1-6的CO₂驱封窜体系的粘度数据可以看出，本发明的CO₂驱封窜体系的粘度较低，从而可以使得CO₂驱封窜体系在注入地层过程中具有较好的注入性。

从图1可以更直观的看出，本发明的粘度较低的CO₂驱封窜体系与CO₂作用后粘度明显提高。

表2

	堵前压力/kPa	堵后压力/kPa	封堵率/％
				A1	1.30	173	99.25
A2	1.31	150	99.12
				A3	1.30	162	99.19
A4	1.29	130	99.01
				A5	1.30	124	98.95
A6	1.31	122	98.93
				DA1	1.31	110	98.80
DA2	1.30	102	98.72

由表2可以看出，本发明的CO₂驱封窜体系经过CO₂刺激后对超低渗裂缝性岩心具有很好的封堵效果，适用于超低渗裂缝性油藏的CO₂驱油开采。

图3显示出了注入A1前后的封堵率实验中岩心注入端压力的变化图，注入A1后，CO₂气体在通过岩心时，一方面会与封窜体系发生反应，增强高粘弹性蠕虫状胶束的封堵效果，另一方面又会在驱动压力作用下冲击进而不同程度破坏已经形成的高粘弹性蠕虫状胶束体系，从而导致CO₂定流量注入条件下，随着气体的持续注入，注入压力出现波峰波谷交替出现的情况，当增强效果和破坏效果达到动态平衡，上游压力趋于稳定。

表3

由表3的结果可以看出，本发明的CO₂驱封窜体系可以明显提高CO₂驱的采收率。

以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims

1.一种CO₂驱封窜体系，其特征在于，该CO₂驱封窜体系包括：3-7wt％有机酸酰胺丙基二甲胺，0.5-1wt％纳米聚合物微球，0.7-1.2wt％可溶性硅酸盐，2-3wt％助剂，以及87.8-93.8wt％水。

2.根据权利要求1所述的CO₂驱封窜体系，其中，所述可溶性硅酸盐的模数为1.5-3，优选为2-2.85。

3.根据权利要求1或2所述的CO₂驱封窜体系，其中，所述可溶性硅酸盐为硅酸钠、硅酸铝和硅酸铝钾中的至少一种。

4.根据权利要求1所述的CO₂驱封窜体系，其中，所述纳米聚合物微球为聚乙烯纳米微球、聚丙烯纳米微球和聚苯乙烯纳米微球中的至少一种。

5.根据权利要求1或4所述的CO₂驱封窜体系，其中，所述纳米聚合物微球粒径分布为10-100nm。

6.根据权利要求1所述的CO₂驱封窜体系，其中，所述有机酸酰胺丙基二甲胺为软脂酸酰胺丙基二甲胺、硬脂酸酰胺丙基二甲胺、油酸酰胺丙基二甲胺、芥酸酰胺丙基二甲胺和山嵛酸酰胺丙基二甲胺中的至少一种。

7.根据权利要求6所述的CO₂驱封窜体系，其中，所述有机酸酰胺丙基二甲胺为硬脂酸酰胺丙基二甲胺、油酸酰胺丙基二甲胺和芥酸酰胺丙基二甲胺中的至少一种。

8.根据权利要求1所述的CO₂驱封窜体系，其中，所述助剂为水杨酸盐、顺丁烯二酸、邻苯二甲酸、十二烷基磺酸盐、对甲苯磺酸盐和苯甲酸盐中的至少一种。

9.一种CO₂驱油的方法，其特征在于，该方法包括：向油藏储层的裂缝中注入权利要求1-8中任意一项所述的CO₂驱封窜体系，然后注入CO₂气体进行过顶替，待所述CO₂驱封窜体系形成胶束体系后，再向储层中持续注入CO₂进行驱油。

10.根据权利要求9所述的方法，所述油藏储层的温度为60-80℃。