CN109762543A - 一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂及其制备方法 - Google Patents

Abstract

一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，由质量分数为20％‑40％柴油和50％‑70％的去离子水作为两相总质量分数、油酸二乙醇酰胺占两相质量分数的1％‑5％、聚异丁烯丁二酰亚胺占两相质量分数的0.2％‑1％、十二烷基苯磺酸钠占两相质量分数的0.1％‑0.5％组成。将油酸二乙醇酰胺和聚异丁烯丁二酰亚胺溶于柴油中，并将溶有十二烷基苯磺酸钠的去离子水逐滴加入活性油中，在2000r/min搅拌速度下形成乳液暂堵酸化转向剂。该乳液暂堵酸化转向剂可在地层温度200℃、地层水矿化度20×10⁴mg/L的碳酸盐岩储层转向酸化中应用。

Description

一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂及制备方法，属于油田化学助剂技术领域。

背景技术

由于碳酸岩储层基质渗透率低，因此油气资源难以动用。且在钻井和生产过程中，由于钻井液的污染及其他颗粒物的堵塞容易导致基质及裂缝等渗流通道被堵塞，造成产能降低。为有效解除近井地带污染、沟通弱连通和不连通裂缝以及增强裂缝导流能力，常采用酸化技术对储层进行增产改造。但是对于边底水发育的储层，笼统注酸会造成油井大量见水，地层非均质性强的特点又使酸液沿高渗通道窜流，因此在施工地层中利用酸化转向技术进行均匀布酸是实现有效酸化，减少水层干扰的关键所在。

酸化转向技术分为化学转向和机械转向两种。化学转向技术较机械转向技术工艺简单、适应性强，因此得到广泛应用。目前使用的酸液转向体系主要有前置液暂堵剂体系、泡沫酸体系、稠化酸体系和自转向酸体系。碳酸岩储层高温高盐的特性使得泡沫体系稳定性变差，而稠化酸体系和自转向酸体系施工结束后容易因破胶不彻底而对地层二次伤害，也制约了其在近井地层使用。乳状液暂堵剂尤其是油包水乳状液对油水层具有选择性封堵及自破乳性能对地层无伤害并可回收使用的特点可很好适应近井地带转向酸化。

CN106543996A公开了一种酸化暂堵转向剂，以十二烷基苯磺酸钙为乳化剂，纳米SiO₂为界面稳定剂制备而成油包水乳状液，仅可适应90℃砂岩储层，且对该体系评价方法较为单一。随高温高盐碳酸盐岩油藏的开发，尤其是新疆地区超深井，油气储层温度可高达200℃，常规乳状液暂堵酸化转向剂应用受到限制，高温下易破乳，乳状液粘度值低，暂堵能力下降明显，甚至无法完成有效封堵；该转向剂用于高矿化度水条件下时，乳液稳定性差，自增粘能力有限，使得酸液难以进入低渗区域。

发明内容

根据现有技术中的不足，本发明提供一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，该酸化转向剂可在200℃的高温下保持良好的暂堵性能，保持体系均匀稳定，在矿化度高达20×10⁴mg/L的条件下保持不破乳，可以有效实现暂堵转向酸化和储层保护。

本发明提供一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂制备方法。

本发明提供一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂的使用方法。

一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，以柴油为油相，去离子水为水相，油酸二乙醇酰胺、聚异丁烯丁二酰亚胺、十二烷基苯磺酸钠为复配型乳化剂制备而成。

所述转向剂各组分含量以质量分数表示：

柴油质量分数为20-40％，去离子水质量分数为50-70％，油酸二乙醇酰胺质量分数为1-5％，聚异丁烯丁二酰亚胺的质量分数为0.2-1％，十二烷基苯磺酸钠的质量分数为0.1-0.5％。

优选的，所述耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂的质量分数为：柴油质量分数为30％，去离子水质量分数为66.9％，油酸二乙醇酰胺的质量分数为2％，聚异丁烯丁二酰亚胺的质量分数为0.8％，十二烷基苯磺酸钠的质量分数为0.3％。

优选的，所述柴油和去离子水的质量比为1:9-4:6，更优选是1.5:8.5-2.5:7.5，最优选是2:8-3:7。

所述耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂的使用温度为20-240℃，优选为100-200℃。

所述耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂可在最高矿化度20×10⁴mg/L的条件下正常使用。

所述耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂可将渗透率在20×10^-3μm²以上的高渗层的渗透率降低95％以上，同时对渗透率在6×10^-3μm²以下的低渗透层的渗透率维持90％以上。

一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂的制备方法，包括以下步骤：

(1)按照质量分数将油酸二乙醇酰胺和聚异丁烯丁二酰亚胺加入柴油中，将十二烷基苯磺酸钠加入去离子水中，分别搅拌5-10分钟，均匀分散；

(2)将水相逐滴加入油相中，并以2000r/min的速度搅拌形成乳液暂堵转向剂。

所述耐温耐盐自增粘乳液作为酸化转向剂的使用方法：在地面配制耐温耐盐自增粘乳液，泵入酸化区域孔隙体积10-30％的地层水作为隔离段塞，随后将乳状液注入地层，其注入量为酸化区域孔隙体积的30-60％，乳液遇水后粘度增加，堵塞水层孔隙，待酸液注入后即可实现酸液在封堵地层的转向。从而对油气层实施有效酸化。

优选的，所述使用方法先泵入酸化区域孔隙体积20％的地层水作为隔离段塞，随后将乳状液注入地层，其注入量为酸化区域孔隙体积的40％，最后再使用地层水驱替该乳液。

本发明的有益效果是：

自增粘乳液暂堵酸化转向剂适应温度和矿化度范围广，最高温度可达200℃，最高矿化度可达20×10⁴mg/L；该转向剂高泵速下初始粘度低，注入能力强；进入地层后与高渗水区域地层水混合粘度增加，有效封堵高渗地层，实现酸液转向酸化；该转向剂还具有自破乳性能和遇油降粘的性能，可以保证转向剂在施工结束后顺利返排，不会对油层造成二次伤害。

附图说明

图1为95℃、170s^-1下乳状液粘度随油水比变化图；

图2为200℃下老化6h乳状液乳化率随油水比变化图；

图3为170s^-1下乳状液粘度随温度变化图；

图4为200℃高温老化30min后95℃下乳状液粘度随转速变化图；

图5为200℃高温老化30min后95℃下乳状液粘度随矿化度变化图；

图6为3号岩心酸液驱替曲线图；

图7为4号岩心乳液暂堵后酸液驱替曲线图。

具体实施方式：

下面结合实施例对本发明作进一步说明。

实施例1

耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂的制备：

分别称量10g、15g、20g、25g柴油，在柴油中溶解1g油酸二乙醇酰胺和0.2g聚异丁烯丁二酰亚胺，并搅拌使之分散均匀；称量40g、35g、30g、25g去离子水，在去离子水中溶解0.1g十二烷基苯磺酸钠，均匀分散；按照油水比2:8、3:7、4:6、5:5组合，将活性油在2000r/min转速下搅拌，逐滴滴加活性水，形成油包水乳状液。利用SNB-2粘度计测量95℃、170s^-1不同油水比乳状液粘度，测量结果如表1所示。

表1

油水比	2:8	3:7	4:6	5:5
					粘度/mPa·s	5789.8	302.7	102.5	38.4

利用上述制备的乳状液在200℃下老化6h,其乳化率结果如表2所示。

表2

油水比	2:8	3:7	4:6	5:5
					乳化率/％	94.5	91.4	65.4	9.8

由表1、表2及图1、图2可以看出，随油水比的降低，乳状液粘度和乳化率增加。当油水比低于3:7时，乳状液粘度大幅增加，其粘度高于5000mPa·s；当油水比高于3:7时，高温下乳状液乳化率大幅降低，基本失去高温暂堵能力。因此，为保证乳状液有效泵入地层及保持其稳定性，优选乳状液油水比为3:7。

实施例2

称量15g柴油，在柴油中溶解1g油酸二乙醇酰胺和0.2g聚异丁烯丁二酰亚胺，并搅拌使之分散均匀；称量35g去离子水，在去离子水中溶解0.15g十二烷基苯磺酸钠，均匀分散；将活性油在2000r/min转速下搅拌，逐滴滴加活性水，形成油包水乳状液。利用SNB-2粘度计测量170s^-1不同温度下乳状液粘度，测量结果如表3所示。

表3

温度/℃	25	50	60	70	80	90	95
								粘度/mPa·s	386.1	337.6	325.4	318.4	314.5	308.4	303.5

由表3及图3可以看出，随温度升高，乳状液粘度降低。由于所使用的SNB-2粘度计为水浴加热，在实验室条件下温度可稳定在95℃。当温度高于60℃时，暂堵剂粘度下降速率减缓，当温度达到95℃时其粘度仍高于300mPa·s，通过其粘度变化曲线可知，该乳状液具有良好的耐温性能。

实施例3

利用实施例2制备的乳液暂堵酸化转向剂，将该转向剂放置在200℃条件下高温老化30min后，测量在95℃下流变性能，其结果如表4所示。

表4

由表4和图4可以看出，随转速的增加，乳状液粘度减小。当转速高于30r/min时，乳状液粘度下降速率减缓，最终趋于稳定；当转速为10r/min时，其粘度高达879mPa·s，转速增加至99.9r/min时，其粘度下降至215mPa·s，即在高温高剪切速率条件下，乳状液粘度低，具有良好的泵注能力；乳状液进入地层后，随注入半径的增大，剪切速率降低，乳状液粘度迅速增加，使得注入阻力增大，乳状液因而可以滞留在地层中形成有效的封堵，实现后续注入液转向。

实施例4

利用实施例2制备四组乳液暂堵酸化转向剂，分别将该转向剂放置在50℃、100℃、150℃、200℃条件下高温老化30min后，测量其破乳电压，其结果如表5所示。

表5

温度/℃	50	100	150	200
					破乳电压/V	59	54	51	45

由表5可以看出，随温度升高，乳液暂堵转向剂破乳电压降低。破乳电压越高，表明乳液暂堵转向剂稳定性越好。破乳电压值需与乳化率值相结合，从而确定该乳状液稳定性。与实施例1表2中油水比为3:7的乳液暂堵剂乳化率相结合，200℃下乳状液破乳电压虽低于50℃破乳电压，但仍处于较高值，说明该转向剂在200℃条件下仍可保持稳定性。

实施例5

称量15g柴油，在柴油中溶解1g油酸二乙醇酰胺和0.2g聚异丁烯丁二酰亚胺，并搅拌使之分散均匀，按照该方法分别称量4组；将0.15g十二烷基苯磺酸钠，均匀分散于浓度分别为1×10⁴mg/L、5×10⁴mg/L、10×10⁴mg/L、15×10⁴mg/L、20×10⁴mg/L NaCl溶液中。将活性油在2000r/min转速下搅拌，逐滴滴加活性水，形成油”包水乳状液。

其中NaCl溶液的配制方法为：称量35g去离子水共4组，在去离子水中分别溶解0.35g、1.75g、3.5g、5.29g、7gNaCl，均匀分散后得到浓度分别为1×10⁴mg/L、5×10⁴mg/L、10×10⁴mg/L、15×10⁴mg/L、20×10⁴mg/L NaCl溶液。

将该乳液暂堵酸化转向剂放置在200℃条件下高温老化30min后，测量在95℃下粘度。其结果如表6所示。

表6

由表6和图5可知，当矿化度小于15×10⁴mg/L时，矿化度含量对乳状液粘度几乎没有影响；当矿化度高于15×10⁴mg/L时，随着矿化度增大，乳状液粘度增加。由于所使用乳化剂主剂为非离子型表面活性剂，离子型乳化剂含量较少，因此在一定矿化度条件下，其盐离子含量对乳状液粘度影响较小；然而，盐离子含量会增加水相密度，当含量超过15×10⁴mg/L时，密度对乳状液粘度的影响表现出来，乳状液粘度明显增加。高矿化度会增加乳状液粘度，从而增加该暂堵剂对高渗地层封堵能力。

实施例6

使用实施例2所制备的耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，对并联岩心进行暂堵驱替试验，通过测试地层水在不同岩心的分流量评价该乳状液暂堵能力：(1)岩心抽真空饱和20×10⁴mg/L矿化度水；(2)以3mL/min注入20×10⁴mg/L矿化度水，分别测定岩心1和岩心2水相渗透率；(3)对并联岩心以3mL/min注入20×10⁴mg/L矿化度水，测试其分水率；(4)对并联岩心以3mL/min注入0.4PV乳状液暂堵酸化转向剂对岩心进行封堵；(5)后续以3mL/min注入20×10⁴mg/L矿化度水，测定暂堵后并联岩心分水率(为通过单一岩性水流量与泵入水总流量的比值，％)；(6)以3mL/min注入20×10⁴mg/L矿化度水，分别测定岩心1和岩心2水相渗透率。

表7

由表7可知，乳液暂堵后高渗岩心渗透率降低92.3％，低渗岩心渗透率降低15.3％，而低渗岩心分水率提高8.2倍，成为主要渗流通道。该乳液暂堵酸化转向剂具有良好的封堵能力，可实现对高渗储层的封堵，从而改变其液相渗流通道，使注入液实现转向。

实施例7

使用实施例2所制备的耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化暂堵剂，通过测试岩心酸液驱替实验中压差变化，评价该酸液暂堵剂对酸液转向能力：(1)将制备的标准岩心称干重；(2)岩心抽真空饱和20×10⁴mg/L矿化度水并称量；(3)以3mL/min注入高矿化度水，测定岩心3和岩心4水相渗透率；(4)对岩心3以3mL/min注入15％酸液，测定岩心压差与注入量之间曲线；(4)对岩心4以3mL/min注入0.4PV乳状液对岩心进行封堵，并使用高矿化度水驱替该乳液；(5)对岩心4以3mL/min注入15％酸液，测定岩心压差与注入量之间曲线。

使用浓度为15％的盐酸进行酸液驱替时，其注入体积在2.0PV-3.0PV时其注入压力稳定在1.4MPa左右；当注酸体积超过3.0PV时，酸液突破岩心，形成高渗透通道，其驱替压力低于0.2MPa；注入乳状液后进行酸化时，酸液驱替压力高达3.18MPa；酸液注入体积为2PV时，实现第二次转向，到3PV时其压力到达又一峰值，为3.2MPa；随后酸液沿低渗基质流动，并且压力保持在1.0MPa以上；当注入酸液体积为7.4PV时，酸液突破岩心。表明该乳液可有效封堵高渗区域，提高酸液注入压力，使得酸液流向低渗区域，实现低渗区域的酸化；注入暂堵剂后酸液压力出现两次峰值，说明该乳液可实现酸液的连续多级转向。

表8

Claims (9)

1.一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，以柴油为油相，去离子水为水相，油酸二乙醇酰胺、聚异丁烯丁二酰亚胺、十二烷基苯磺酸钠为复配型乳化剂制备而成；所述转向剂各组分含量以质量分数表示：柴油质量分数为20-40％，去离子水质量分数为50-70％，油酸二乙醇酰胺质量分数为1-5％；聚异丁烯丁二酰亚胺质量分数为0.2-1％；十二烷基苯磺酸钠的质量分数为0.1-0.5％。

2.根据权利要求1所述的耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，其特征在于所述耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂的质量分数为：柴油质量分数为30％，去离子水质量分数为66.9％，油酸二乙醇酰胺的质量分数为2％，聚异丁烯丁二酰亚胺的质量分数为0.8％，十二烷基苯磺酸钠的质量分数为0.3％。

3.根据权利要求1所述的耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，其特征在于所述柴油和去离子水的质量比为1:9-4:6，更优选是1.5:8.5-2.5:7.5，最优选是2:8-3:7。

4.所述耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂的使用温度为20-240℃，优选为100-200℃。

5.根据权利要求1所述的耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，其特征在于所述耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂可在最高矿化度20×10⁴mg/L的条件下正常使用。

6.根据权利要求1所述的耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂，其特征在于所述耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂可将渗透率在20×10^-3μm²以上的高渗层的渗透率降低95％以上，同时对渗透率在6×10^-3μm²以下的低渗透层的渗透率维持90％以上。

7.根据权利要求1-6任一项所述的耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂的制备方法，包括以下步骤：

1)按照质量分数将油酸二乙醇酰胺和聚异丁烯丁二酰亚胺加入柴油中，将十二烷基苯磺酸钠加入去离子水中，分别搅拌5-10分钟，均匀分散；

2)将水相逐滴加入油相中，并以2000r/min的速度搅拌形成乳液暂堵转向剂。

8.根据权利要求1-6任一项所述的耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂的使用方法：包括以下步骤：在地面配制耐温耐盐自增粘乳液，泵入酸化区域孔隙体积10-30％的地层水作为隔离段塞；随后将乳状液注入地层，其注入量为酸化区域孔隙体积的30-60％，乳液遇水后粘度增加，堵塞水层孔隙；酸液注入后即可实现酸液在封堵地层的转向，从而对油气层实施有效酸化。

9.根据权利要求8所述的使用方法，其特征在于先泵入酸化区域孔隙体积20％的地层水作为隔离段塞，随后将乳状液注入地层，其注入量为酸化区域孔隙体积的40％，最后再使用地层水驱替该乳液。