CN112708405A

CN112708405A - 一种一体化调驱剂及其制备方法和应用

Info

Publication number: CN112708405A
Application number: CN202011606645.1A
Authority: CN
Inventors: 赵聪; 吴文炜; 王耀国
Original assignee: Ningbo Fengcheng Advanced Energy Materials Research Institute Co Ltd
Current assignee: Ningbo Fengcheng Advanced Energy Materials Research Institute Co Ltd
Priority date: 2020-12-30
Filing date: 2020-12-30
Publication date: 2021-04-27
Anticipated expiration: 2040-12-30
Also published as: CN112708405B

Abstract

本申请公开了一种一体化调驱剂及其制备方法和应用，所述调驱剂包括堵剂、表面活性剂、纳米活性剂、助剂和水；堵剂为改性蒙脱土。本申请所提供的一体化调剖剂，不但能够发挥扩大水驱波及体积、提高洗油效率，真正实现调驱一体化，兼具封堵及洗油功能。本申请一体化调剖剂制备方法简单，在常温下短时间内即可制备完成，解决了现有调驱剂制备工艺复杂、现场施工困难等实际问题，对改善水驱开发效果、实现油田控水稳油具有重要意义和经济价值。

Description

一种一体化调驱剂及其制备方法和应用

技术领域

本申请涉及一种一体化调驱剂及其制备方法和应用，属于原油开采技术领域。

背景技术

随着油田注水开发的深入，国内大部分油田进入中、后期开发阶段，综合含水率迅速上升，储层受到注入水的冲刷导致非均质性越来越强，油、水井之间出现大孔道，特别容易造成注入水沿高渗层迅速突进，水驱控制程度较低，层间层内干扰严重，剩余油高度分散，控水稳油综合治理难度越来越大，亟待解决。调驱技术作为一项改善水驱开发效果、控水稳油实现油藏稳产的重要技术措施，已经在国内外高含水油田得到成功应用。

调驱技术是在现有注入水工艺条件下，向水窜现象严重的主力油层平面或剖面注入调剖调驱化学剂，依据自然选择原理，化学剂优先进入吸水能力强的层段或方向，通过吸附、沉淀、发挥堵塞效应和液流转向作用，使层内水驱效应发生了改变，一方面抑制水窜使其他方向的油井见效，另一方面均衡各油层吸水能力，增加吸水层或吸水层厚度；主力吸水层吸水量的减少，对应油井高压产液层产液量下降，油层压力降低，减少了对低压、低渗透层的干扰或抑制，使各产液层在合理的流压下均衡出液，层间矛盾得到缓解，油井产油量增加含水下降。

常用调驱技术主要有凝胶类调驱技术和聚合物微球调驱技术。其中凝胶调驱技术包括：①胶态分散凝胶调驱技术：胶态分散凝胶调驱技术主要的作用是提高波及效率，此外还有油藏内部流体改向技术的特点；②弱凝胶调驱技术：弱凝胶是指是指利用低浓度聚合物形成，通过分子交联，黏度在1000mPa·s～3000mPa·s的弱交联体系。弱胶凝深部调驱剂主要是将聚丙烯酰胺作为原料，交联剂主要是树脂、醛类等；③预交联体膨型颗粒调驱技术：预交联体膨型颗粒调驱技术主要是通过交联高聚物组成的吸水性树脂颗粒进行作业的技术，它具有抗温抗盐的性能，而且施工操作起来比较方便；④超强吸水颗粒型凝胶调驱技术：超强吸水颗粒型凝胶调驱技术是利用吸水性官能团的颗粒凝胶进行作业的技术，该颗粒凝胶主要是由阴离子单体、阳离子单体等，通过引发剂和交联剂的作用，随后采用聚合、交联等合成，然后经过一系列的工艺过程，从而完善。聚合物微球采用不同聚合方法制备不同粒径级别聚合物微球调驱剂，粒径级别包括毫米级、微米级、亚微米级及纳米级，它具有“注得进、能移动”的特点，可顺利进入地层深部，膨胀后微球依靠架桥理论对孔喉逐级调堵，依靠粘滞力控制流度，达到扩大水驱波及体积，提高原油采收率的目的。

目前常用的调驱技术在油田的实际应用中取得了显著的效果，但也存在一些不足。地下交联型调剖剂在油层中难于运移且交联时间较难控制，起不到深部调剖的作用，特别是地下交联型调剖体系由多组分构成，地层岩石对体系各组分的吸附程度不同，造成体系在地下各组分最佳配比发生变化，从而导致不成胶或成胶效果差。同时该体系成胶前黏度受地层温度和矿化度的影响严重，因而也影响其成胶后体系的强度；颗粒性调剖剂的粒径较大，可以对注水井附近油藏中进行封堵，但是水会绕流进入到高渗透层，因此地下交联型及颗粒型调剖剂的提高采收率的效果均不理想；聚合物微球剂是目前深部调驱的研究热点之一，但其制备难度较大，工艺繁杂且成本较高；在施工方面，由于自身性质原因，大部分调驱体系存在施工车辆多、场地要求大、施工复杂、费用高等问题。

发明内容

根据本申请的一个方面，提供了一种调驱剂，该调驱剂包括改性蒙脱土和纳米活性体系，解决了大部分调驱剂制备难度大、配制工艺复杂、现场施工困难的问题。

所述调驱剂包括堵剂、表面活性剂、纳米活性剂、助剂和水；

所述堵剂为改性蒙脱土。

可选地，表面活性剂包括阳离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂；

阳离子型表面活性剂为季铵盐类化合物；

阴离子型表面活性剂选自硫酸酯盐、磺酸盐中的至少一种。

可选地，阳离子型表面活性剂选自十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十二烷基三甲基溴化铵、十六烷基三甲基溴化铵中的至少一种；

所述硫酸酯盐选自十二烷基硫酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐中的至少一种；

所述磺酸盐选自α-烯烃磺酸盐、石油磺酸盐中的至少一种。

可选地，以质量百分比计，所述调驱剂中各物质的用量关系为：

1-3％改性蒙脱土、5-30％阳离子型表面活性剂、10-20％阴离子型表面活性剂、0.1-0.3％纳米活性剂、1-10％助剂，其余为水。

优选地，以质量百分比计，所述调驱剂中各物质的用量关系为：1-2％改性蒙脱土、10-20％阳离子型表面活性剂、10-20％阴离子型表面活性剂、0.1-0.2％纳米活性剂、1-5％助剂，其余为水。

进一步优选地，以质量百分比计，所述调驱剂中各物质的用量关系为：1％改性蒙脱土、20％阳离子型表面活性剂、15％阴离子型表面活性剂、0.1％纳米活性剂、5％助剂，其余为水。

具体地，调驱剂中，改性蒙脱土的用量可独立选自1％、1.5％、2％、2.5％、3％，或上述两点之间的任意点值。

具体地，调驱剂中，阳离子型表面活性剂的用量下限可独立选自5％、8％、10％、15％、18％；阳离子型表面活性剂的用量上限可独立选自20％、22％、25％、28％、30％。

具体地，调驱剂中，阴离子型表面活性剂的用量下限可独立选自10％、11％、12％、13％、15％；阴离子型表面活性剂的用量上限可独立选自16％、17％、18％、19％、20％。

具体地，调驱剂中，纳米活性剂的用量可独立选自0.1％、0.15％、0.2％、0.25％、0.3％，或上述两点之间的任意点值。

具体地，调驱剂中，助剂的用量可独立选自1％、2％、3％、4％、5％，或上述两点之间的任意点值。

可选地，纳米活性剂为亲油改性的氧化石墨烯。

纳米活性剂的获取或制备方法可参照公开号为CN201910538982.2的专利。

可选地，助剂选自聚乙二醇、甲醇、乙醇、丙三醇中的至少一种。

助剂在调驱剂中起到助溶、消泡的作用。

可选地，改性蒙脱土通过对蒙脱土进行有机聚合接枝改性得到；

优选地，改性蒙脱土的粒径为纳米级。

由于天然蒙脱土的水溶性差，且性能不稳定，不能直接适用于调驱剂堵剂，本申请通过对蒙脱土进行改性，使其具有良好的水溶性和稳定性；且调剖剂中选用纳米级的改性蒙脱土，能够使体系具有更好的注入性，防止在调驱体系在开发过程中出现注不进的情况。

据本申请的又一个方面，提供了上述调驱剂的制备方法，其特征在于，所述方法至少包括以下步骤：

S001、将表面活性剂加入水中，混合均匀后，分别加入纳米活性剂、助剂，混合得到纳米活性体系；

S002、将改性蒙脱土加入上述纳米活性体系中，混合得到调驱剂。

可选地，步骤S001和步骤S002中，所述混合的过程中，控制搅拌转速在300-500r/min。

根据本申请的又一个方面，提供了上述任一调驱剂、任一方法制备得到的调驱剂在原油开采中的应用。

本申请能产生的有益效果包括：

1)本申请所提供的一体化调剖剂，不但能够发挥扩大水驱波及体积、提高洗油效率，真正实现调驱一体化，兼具封堵及洗油功能。

2)本申请一体化调剖剂制备方法简单，在常温下短时间内即可制备完成，解决了现有调驱剂制备工艺复杂、现场施工困难等实际问题，对改善水驱开发效果、实现油田控水稳油具有重要意义和经济价值。

附图说明

图1为本申请实施例6中稀释液4的接触角测试结果；

图2为本申请实施例6中稀释液4的双管并联岩心驱替结果图；

图3为本申请实施例6中稀释液4的双管并联岩心驱替实验-高、低渗层分流率变化图。

具体实施方式

下面结合实施例详述本申请，但本申请并不局限于这些实施例。

如无特别说明，本申请的实施例中的原料均通过商业途径购买得到，其中改性蒙脱土购自广州亿峰化工科技有限公司；亲油改性的氧化石墨烯采用申请号为201910538982.2的中国专利所公开的方法制备得到。

具体地，亲油改性的氧化石墨烯制备方法为：

步骤1：配制纳米粒子水分散液：将外购的氧化石墨烯分散在蒸馏水中，浓度为1mg/mL；机械搅拌，500转/分钟，搅拌30分钟；搅拌均匀后超声剪切，剪切时间2h，功率40Hz；

步骤2：配制氢氧化钠水溶液：称取4g氢氧化钠溶解在100mL去离子水中，用玻璃棒搅拌至完全溶解；

步骤3：将氢氧化钠水溶液逐滴加入氧化石墨烯水分散液中，一边滴加一边搅拌，搅拌转速为300转/分钟，调节体系pH至8.5，搅拌30分钟，使氧化石墨烯表面羟基和羧基活化，体系pH值通过pH计进行测量；

步骤4：将氯代十二烷溶解在葵花油中，浓度为10mg/mL，机械搅拌均匀，500转/分钟，搅拌30分钟，搅拌过程中加入1mL乙醇促进氯代十二烷溶解；

步骤5：将氯代十二烷溶液滴加到氧化石墨烯水分散液中，氯代十二烷溶液和氧化石墨烯水分散液体积比为1：5，滴加过程需机械搅拌，搅拌转速为800转/分钟，室温下反应12h；

步骤6：配制盐酸溶液，取10mL盐酸用去离子水稀释成120ml，备用；

步骤7：将反应完成后产品用乙醇清洗，离心去除油相和水相，离心转速为5000转/分钟，离心时间10分钟/次，用乙醇清洗5次后，用去离子水稀释，用步骤6中盐酸溶液调节分散液pH为7，最后将产品水分散液在去离子水中透析8h以除去产品中钠离子和氯离子。

实施例1

按照质量百分比，称取1％改性蒙脱土、20％十二烷基三甲基氯化铵、15％α-烯烃磺酸盐、0.1％亲油改性的氧化石墨烯、5％聚乙二醇，其余为水。

将十二烷基三甲基氯化铵、α-烯烃磺酸盐加入水中，在常温条件下以400r/min的搅拌速度，搅拌30min混合搅拌均匀，得到混合液；

将亲油改性的氧化石墨烯、聚乙二醇加入混合液中，常温条件下以400r/min的搅拌速度搅拌30min混合搅拌均匀，即得到纳米活性体系。

将改性蒙脱土缓慢加入至纳米活性体系中，以400r/min的搅拌速度搅拌60min混合搅拌均匀，即得到一体化调驱剂。

实施例2

按照质量百分比，称取2％改性蒙脱土、10％十二烷基三甲基氯化铵、10％α-烯烃磺酸盐、0.2％亲油改性的氧化石墨烯、1％聚乙二醇，其余为水。其他条件与实施例1相同。

实施例3

按照质量百分比，称取1.5％改性蒙脱土、15％十六烷基三甲基氯化铵、20％十二烷基硫酸钠、0.15％亲油改性的氧化石墨烯、3％甲醇，其余为水。其他条件与实施例1相同。

实施例4

按照质量百分比，称取3％改性蒙脱土、30％十二烷基三甲基溴化铵、12％脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、0.1％亲油改性的氧化石墨烯、10％乙醇，其余为水。其他条件与实施例1相同。

实施例5

其他条件与实施例1相同，改变搅拌速度：发现搅拌速度较大时(>500r/min)，搅拌过程中泡沫较多，蒙脱土加入后由于体系粘度增加泡沫难以消除；搅拌速度较低时(<300r/min)，蒙脱土溶解较慢，增加整体配制时间。

实施例6

通过常规测试方法，做稳定测试(常温、目标油藏温度(55℃)、70℃、90℃)、粒径测试、油水界面张力测试、润湿性测试、粘度测试、双管并联岩心驱替实验。典型地以实施例1所得一体化调驱剂为例。

实验所用一体化调驱剂由上述实施例1所得调驱剂稀释而成，实验在模拟胜利油田某区块条件下进行，实验条件均为该区块的模拟条件，实验用水为根据该区块地层水例子组成配制成的模拟水(具体离子组成见下表)，实验用油为该区块采出原油。

表1胜利油田某区块注入水离子分析(单位/mg·L^-1)

HCO<sub>3</sub><sup>-</sup>	Cl<sup>-</sup>	Mg<sup>2+</sup>	Ca<sup>2+</sup>	SO<sub>4</sub><sup>2-</sup>	K<sup>+</sup>+Na<sup>+</sup>	总矿化度/mg·L<sup>-1</sup>	水型
								1281.4	16395.6	235.7	541.1	115.8	10108.5	28678.1	CaCl<sub>2</sub>

1、稀释样品

取实施例1所得样品用模拟水稀释不同倍数(10倍、20倍、30倍、50倍)，得到稀释液1～4。

2、稳定性测试

将稀释液1～4放置在常温25℃、55℃、70℃及高温90℃条件下进行稳定性观察，利用观察法和全能稳定性分析仪TURBISCAN Lab分析其稳定性。并每隔一段时间取出进行其他性能测试(粒径、界面张力测试等)，结果发现该调驱剂在常温或高温下90天均能保持性能稳定。

3、粒径测试

将稀释液1～4进行粒径测试，测试仪器为马尔文MS3000激光粒度仪。具体测试数据见表1。

4、界面张力测试

将稀释液1～4进行界面张力测试，测试仪器为TX-500C型旋转滴界面张力仪。测试方法为：将目标油藏原油加入到充满稀释液1的样品管中，将样品管放入界面张力仪中以5000r/min的转速测试30min，得到界面张力值。

稀释液1～4界面张力均可达10^-2mN/m以下。具体测试数据见表1。

5、粘度测试

对稀释液1～4进行粘度测试，测试仪器为DV2T型布氏粘度计。具体测试数据见表1。

表1不同稀释倍数性能测试结果

稀释倍数	界面张力，mN/m	粘度，cp	粒径，nm
				10	0.016	45.5	1182
20	0.006	32.2	856.9
				30	0.0056	21.8	625.5
50	0.0049	11.4	364

6、接触角测试

对稀释液4进行接触角测试，测试仪器为KRUSS接触角测量仪。

测试方法为：将测试用的岩心片(基底)浸泡在调驱剂里面进行处理，然后进行接触角测试。测试结果图见图1，处理前水滴在岩心片上的接触角是59.38°经过调驱剂浸泡后，水滴接触角变为23.2°说明调驱剂有改善润湿性的效果(偏水湿)。

7、双管并联岩心驱替实验

实验在模拟胜利油田某区块条件下进行。

选取气测渗透率为800×10^-3μm²和200×10^-3μm²的天然岩心分别模拟高渗层和低渗层。先水驱至综合含水至98％结束，再分别注入0.3PV稀释液2和0.5PV稀释液4，最后继续进行后续水驱至含水率98％，每隔一段时间分别记录高渗岩心、低渗岩心的产液量、产水量、产油量及压力；其中PV是指注入量，注入量PV＝注入速度×注入时间/孔隙体积。

实验结果如表2及图2～3所示。可以看出本申请调驱剂封堵率可达96％，综合提高采收率25.48％，具有良好的提高采收率效果。同时调驱剂的注入也明显改善了高、低渗层的分流率，后续水驱阶段两层分流率接近，说明调驱剂有效改善了吸水剖面，使层间非均质性差异减弱。

表2

其他实施例所得调剖剂的实验结果与上述实验结果相近。

以上所述，仅是本申请的几个实施例，并非对本申请做任何形式的限制，虽然本申请以较佳实施例揭示如上，然而并非用以限制本申请，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本申请技术方案的范围内，利用上述揭示的技术内容做出些许的变动或修饰均等同于等效实施案例，均属于技术方案范围内。

Claims

1.一种一体化调驱剂，其特征在于，所述调驱剂包括堵剂、表面活性剂、纳米活性剂、助剂和水；

所述堵剂为改性蒙脱土。

2.根据权利要求1所述的调驱剂，其特征在于，所述表面活性剂包括阳离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂；

所述阳离子型表面活性剂为季铵盐类化合物；

所述阴离子型表面活性剂选自硫酸酯盐、磺酸盐中的至少一种。

3.根据权利要求2所述的调驱剂，其特征在于，所述季铵盐类化合物选自十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十二烷基三甲基溴化铵、十六烷基三甲基溴化铵中的至少一种；

所述磺酸盐选自α-烯烃磺酸盐、石油磺酸盐中的至少一种。

4.根据权利要求2所述的调驱剂，其特征在于，以质量百分比计，所述调驱剂中各物质的用量关系为：

5.根据权利要求1所述的调驱剂，其特征在于，所述纳米活性剂包括亲油改性的氧化石墨烯。

6.根据权利要求1所述的调驱剂，其特征在于，所述助剂选自醇类化合物、聚醇类化合物中的至少一种；

优选地，所述醇类化合物选自甲醇、乙醇、丙三醇中的至少一种；

所述聚醇类化合物选自聚乙二醇2000、聚乙二醇3000中的至少一种。

7.根据权利要求1所述的调驱剂，其特征在于，所述改性蒙脱土通过对蒙脱土进行有机聚合接枝改性得到；

优选地，所述改性蒙脱土的粒径为纳米级。

8.权利要求1-7任一项所述的调驱剂的制备方法，其特征在于，所述方法至少包括以下步骤：

S001、将表面活性剂、纳米活性剂、助剂和水混合，得到纳米活性体系；

S002、将改性蒙脱土加入所述纳米活性体系中，混合得到所述调驱剂。

9.根据权利要求8所述的制备方法，其特征在于，步骤S001和步骤S002中，所述混合的过程中，独立地控制搅拌转速在300-500r/min。

10.权利要求1-7任一项所述的调驱剂、权利要求8或9任一项所述方法制备得到的调驱剂在原油开采中的应用。