CN113563506A - 一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂及其制备方法和应用 - Google Patents

一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂及其制备方法和应用 Download PDF

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Abstract

本发明属于调驱剂技术领域，具体涉及一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂及其制备方法和应用。在本发明中，温敏单体和共聚单体在交联剂和引发剂的共同作用下，进行无皂乳液聚合反应，生成互穿插网络结构的凝胶；同时，无机成胶剂在反应过程中通过溶剂化作用被包裹进互穿插网络结构凝胶中。利用本发明提供的制备方法得到的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂，分散后在岩心运移过程中受热体积逐渐收缩，沿程释放出无机成胶剂，无机成胶剂与计划调驱储层地层水中的高价钙镁离子反应生成原位无机凝胶，进而实现无机凝胶深部调驱功效，有效避免井筒堵塞或近井地带储层伤害。

Description

一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂及其制备方法和应用
技术领域
本发明属于调驱剂技术领域，具体涉及一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂及其制备方法和应用。
背景技术
油田利用Na2O·mSiO2溶液可与地层水中的Ca2+、Mg2+形成水化硅酸盐凝胶的特性，取得了良好的无机凝胶调驱效果。与常规聚合物类有机凝胶相比，无机凝胶骨架刚性较强，在储层高渗透层或大孔道滞留后，可有效增加中低渗透层或中小孔道的吸液量，有利于实现扩大波及体积的目的。国内科研工作者以Na2O·mSiO2、NaOH等为主要原料研制合成出了新型硅酸盐(铁磊磊,于萌,刘文辉,等.一种新型深部调驱用无机复合转向剂的研制及性能评价[J].石油与天然气化工,2018,47(4):62-67.)，可与高矿化度地层水或模拟注入水形成高强度的无机凝胶，并以涂层方式吸附于储层岩石骨架表面，进而减小孔道过流断面，提升流动阻力。然而，该新型硅酸盐中Na2O·mSiO2溶液与Ca2+、Mg2+间的反应具有一触即凝特性，在应用现场时常造成井筒堵塞或近井地带储层伤害的问题。虽然应用过程中交替注入工艺可在一定程度缓解井筒堵塞或近井地带储层伤害的问题，但仍无法从根本上高效调控储层内部硅酸盐溶液与Ca2+、Mg2+间的反应速率，井筒堵塞或近井地带储层伤害仍不可避免。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂及其制备方法，本发明提供的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂在储层运移过程中受热体积逐渐收缩，沿程释放出无机成胶剂，无机成胶剂与地层水中的钙镁离子反应原位生成无机凝胶，进而实现无机凝胶深部调驱功效，可以有效避免井筒堵塞或近井地带储层伤害。
为了实现上述发明的目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂的制备方法，包括以下步骤：
将无机成胶剂、温敏单体、共聚单体、交联剂、引发剂和水混合，将所得的反应液在保护气条件下进行无皂乳液聚合反应，得到温敏凝胶颗粒；
将所述温敏凝胶颗粒超声分散，得到所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂。
优选的，所述无机成胶剂包括Na2O·mSiO2；
所述温敏单体包括N-异丙基丙烯酰胺和/或羟丙基甲基纤维素；
所述共聚单体包括丙烯酰胺和/或丙烯酸；
所述交联剂包括N-N'亚甲基双丙烯酰胺；
所述引发剂包括过硫酸钾或过硫酸铵。
优选的，所述温敏单体、共聚单体、交联剂和引发剂的质量比为(70～700)：(70～700)：(2～6)：(2～6)；
所述无机成胶剂的物质的量与温敏单体的质量的比为(8～24)mol：(7～70)g。
优选的，所述无机成胶剂以无机成胶剂水溶液的形式使用，所述无机成胶剂水溶液的浓度为0.4～1.2mol/L；
所述温敏单体以温敏单体水溶液的形式使用，所述温敏单体水溶液的质量百分比浓度为2～20％；
所述共聚单体以共聚单体水溶液的形式使用，所述共聚单体水溶液的质量百分比浓度为2～20％；
所述交联剂以交联剂水溶液的形式使用，所述交联剂水溶液的质量百分比浓度为0.4～1.2％；
所述引发剂以引发剂水溶液的形式使用，所述引发剂水溶液的质量百分比浓度为0.4～1.2％；
所述无机成胶剂水溶液、温敏单体水溶液、共聚单体水溶液、交联剂水溶液和引发剂水溶液的体积比为4：7：7：1：1。
优选的，所述无皂乳液聚合反应的温度为70～80℃，时间为2～4h。
优选的，所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂的粒径≤3μm。
本发明还提供了上述技术方案所述制备方法得到的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂。
本发明还提供了上述技术方案所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂在采油驱油的应用。
优选的，所述应用包括以下步骤：
将所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水混合，得到预调剂；所述地层水为与计划调驱储层的地层中的水相同成分的水；
将所述预调剂注入待驱采地层进行调驱作业。
优选的，所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水的质量比为(1～6)：(80～100)。
本发明提供了一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂的制备方法，包括以下步骤：将无机成胶剂、温敏单体、共聚单体、交联剂、引发剂和水混合，将所得的反应液在保护气条件下进行无皂乳液聚合反应，得到温敏凝胶颗粒；将所述温敏凝胶颗粒超声分散，得到所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂。
在本发明中，温敏单体和共聚单体在交联剂和引发剂的共同作用下，进行无皂乳液聚合反应，生成互穿插网络结构凝胶；同时，无机成胶剂在反应过程中通过溶剂化作用被包裹进互穿插网络结构凝胶中。利用本发明提供的制备方法得到的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂，分散后在岩心运移过程中受热体积逐渐收缩，沿程释放出无机成胶剂，无机成胶剂与计划调驱储层地层水中的钙镁离子反应生成原位无机凝胶，进而实现无机凝胶深部调驱功效，有效避免井筒堵塞或近井地带储层伤害。
实验结果表明，本发明提供的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂具有优良的封堵性能，且井筒堵塞或近井地带储层伤害小。
具体实施方式
本发明提供了一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂的制备方法，包括以下步骤：
将无机成胶剂、温敏单体、共聚单体、交联剂、引发剂和水混合，将所得的反应液在保护气条件下进行无皂乳液聚合反应，得到温敏凝胶颗粒；
将所述温敏凝胶颗粒超声分散，得到所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂。
在本发明中，若无特殊说明，所述制备方法中各组分采用本领域技术人员熟知的市售商品。
本发明将无机成胶剂、温敏单体、共聚单体、交联剂、引发剂和水混合，将所得的反应液在保护气条件下进行无皂乳液聚合反应，得到温敏凝胶颗粒。
在本发明中，所述无机成胶剂优选包括Na2O·mSiO2。在本发明中，所述Na2O·mSiO2的m取值优选包括1.0、2.3和3.2中的一种或多种。在本发明中，所述无机成胶剂优选以无机成胶剂水溶液的形式使用，所述无机成胶剂水溶液的浓度优选为0.4～1.2mol/L，更优选为0.5～1.1mol/L，再优选为0.6～1mol/L。
在本发明中，所述温敏单体优选包括N-异丙基丙烯酰胺和/或羟丙基甲基纤维素。在本发明中，所述温敏单体优选以温敏单体水溶液的形式使用，所述温敏单体水溶液的质量百分比浓度优选为2～20％，更优选为4～18％，再优选为5～16％。
在本发明中，所述共聚单体优选包括丙烯酰胺和/或丙烯酸。在本发明中，所述共聚单体优选以共聚单体水溶液的形式使用，所述共聚单体水溶液的质量百分比浓度优选为2～20％，更优选为4～18％，再优选为5～16％。
在本发明中，所述交联剂优选包括N-N'亚甲基双丙烯酰胺。在本发明中，所述交联剂优选以交联剂水溶液的形式使用，所述交联剂水溶液的质量百分比浓度优选为0.4～1.2％，更优选为0.5～1.1％，再优选为0.6～1％。
在本发明中，所述引发剂优选包括过硫酸钾或过硫酸铵。在本发明中，所述引发剂优选以引发剂水溶液的形式使用，所述引发剂水溶液的质量百分比浓度优选为0.4～1.2％，更优选为0.5～1.1％，再优选为0.6～1％。
在本发明中，所述无机成胶剂水溶液、温敏单体水溶液、共聚单体水溶液、交联剂水溶液和引发剂水溶液的体积比优选为4：7：7：1：1。
在本发明中所述温敏单体、共聚单体、交联剂和引发剂的质量比优选为(70～700)：(70～700)：(2～6)：(2～6)，更优选为(100～600)：(100～600)：(2.5～5.5)：(2.5～5.5)，再优选为(150～550)：(150～550)：(3～5)：(3～5)。在本发明中，所述无机成胶剂的物质的量与温敏单体的质量的比优选为(8～24)mol：(7～70)g，更优选为(10～22)mol：(10～65)g，再优选为(12～20)mol：(15～60)g。
在本发明中，所述保护气优选包括氮气。在本发明中，保护气有利于避免反应过程中氧气的影响，保证聚合反应正常进行。
在本发明中，所述无皂乳液聚合反应的温度优选为70～80℃，更优选为72～80℃；时间优选为2～4h，更优选为2.5～4h。
在本发明中，所述无皂乳液聚合反应优选在水浴或油浴的条件下进行；本发明对所述水浴或油浴没有特殊限定，采用本领域技术人员熟知的水浴或油浴即可。在本发明中，所述无皂乳液聚合反应优选在搅拌的条件下进行。在本发明中，所述搅拌的速率优选为200～500rpm，更优选为250～450rpm。
在本发明中，所述无皂聚合反应中，温敏单体、共聚单体先在引发剂、交联剂作用下形成互穿插网络结构凝胶，与此同时，无机成胶剂在反应过程中通过溶剂化作用被包裹进互穿插网络结构凝胶中。
无皂乳液聚合反应后，本发明优选将所得物料体系进行固液分离，所得固体物质为温敏凝胶颗粒。本发明对所述固液分离没有特殊限定，采用本领域技术人员熟知的固液分离即可，具体的，如过滤。
得到温敏凝胶颗粒后，本发明将所述温敏凝胶颗粒超声分散，得到所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂。
本发明对所述超声分散的超声频率没有特殊限定，采用本领域技术人员熟知的超声频率即可。在本发明中，所述超声分散的温度优选为3～5℃，更优选为3.5～4.5℃。在本发明中，所述超声分散优选在水浴条件下进行。在本发明中，所述超声分散的设备优选为超声波强力分散器。
本发明优选将所述温敏凝胶颗粒和地层水混合，再进行超声分散；所述地层水优选为与计划调驱储层的地层中的水相同成分的水。
在本发明中，所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂的粒径优选≤3μm。
本发明还提供了上述技术方案所述制备方法得到的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂。
本发明还提供了上述技术方案所述制备方法得到的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂在采油驱油的应用。
在本发明中，所述应用优选包括以下步骤：
将所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水混合，得到预调剂；所述地层水为与计划调驱储层的地层中的水相同成分的水；
将所述预调剂注入待驱采地层进行调驱作业。
本发明将所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水混合，得到预调剂。
在本发明中，所述地层水为与计划调驱储层的地层中的水相同成分的水。在本发明中，所述地层水优选直接取自计划调驱储层的地层中的水，或者依据计划调驱储层的地层中的水的组成配制得到。
在本发明中，所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水的质量比优选为(1～6)：(80～100)，更优选为(2～5)：(83～97)，再优选为(2.5～4.5)：(85～95)。
得到预调剂后，本发明将所述预调剂注入待驱采地层进行调驱作业。
本发明优选根据岩心渗透率，将预调剂注入1.5PV至饱和地层水中的岩心中，进行调驱作业。
本发明对所述注入的操作以及调驱作业没有特殊限定，采用本领域技术人员熟知的注入的操作和调驱作业即可。
在本发明中，所述注入的速率优选为0.1～3mL/min，更优选为0.5～2.5mL/min。
在本发明中，所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂在储层运移过程中受热体积逐渐收缩，沿程释放出无机成胶剂，无机成胶剂与地层水中的高价钙镁离子反应生成原位无机凝胶，进而实现无机凝胶深部调驱功效，可以有效避免井筒堵塞或近井地带储层伤害，降低岩心渗透率10～80％。
为了进一步说明本发明，下面结合实施例对本发明提供的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂及其制备方法和应用进行详细地描述，但不能将它们理解为对本发明保护范围的限定。显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例所用试剂均为市售。
实施例1
计划调驱储层为渤海油田；
将20mL浓度为1.2mol/L的Na2O·SiO2水溶液、35mL质量百分比浓度为5％的N-异丙基丙烯酰胺、3mL质量百分比浓度为3％的丙烯酰胺、2mL质量百分比浓度为2％的丙烯酸、5mL质量百分比浓度为0.8％的N-N'亚甲基双丙烯酰胺和5mL质量百分比浓度为0.6％的过硫酸铵混合，氮气条件下，在水浴80℃、搅拌速率为300rpm进行无皂乳液聚合反应4h，将所得物料过滤，所得固体物质为温敏凝胶颗粒；
将所得温敏凝胶颗粒置于100mL地层水中，低温水浴至3℃，超声分散，得到粒径为2μm的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂；所述地层水为与计划调驱储层中采集的地层水。
测试例1
计划驱采地层为渤海油田；
测试方法：选择水测渗透率1500mD人造岩心，抽真空饱和水后放置于岩心夹持器中并水测渗透率，采用实施例1得到的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水配制浓度为3000mg/L的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂溶液，按照0.2mL/min的速率注入1.5PV至1.2m岩心中，注完1.5PV后再次水测渗透率，实验完成后清洗管线并切去岩心注入端面0.3cm以消除实验误差，避免井筒堵塞以及近井地带储层伤害带来的封堵假象。
测试结果见表1。
表1测试例1测试结果
Figure BDA0003217298540000071
由表1可见，65℃条件下封堵率达到41.9％，注入过程岩心内部缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂原位生成的凝胶颗粒相变释放硅酸盐，不断与水中钙镁离子反应生成无机凝胶，进而协同凝胶颗粒提高封堵效果。
实施例2
计划调驱储层为南海油田；
将20mL浓度为1.0mol/L的Na2O·SiO2水溶液、35mL质量百分比浓度为10％的N-异丙基丙烯酰胺、3mL质量百分比浓度为5％的丙烯酰胺、2mL质量百分比浓度为5％的丙烯酸、5mL质量百分比浓度为1.0％的N-N'亚甲基双丙烯酰胺和5mL质量百分比浓度为1.0％的过硫酸铵混合，氮气条件下，在水浴75℃、搅拌速率为400rpm进行无皂乳液聚合反应4h，将所得物料过滤，所得固体物质为温敏凝胶颗粒；
将所得温敏凝胶颗粒置于100mL地层水中，低温水浴至3℃，超声分散，得到粒径为3μm的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂；所述地层水为与计划调驱储层中采集的地层水。
测试例2
计划驱采地层为南海油田；
测试方法：选择水测渗透率2000mD人造岩心，抽真空饱和水后放置于岩心夹持器中并水测渗透率，采用实施例2得到的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水配制浓度为4000mg/L的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂溶液，按照0.2mL/min的速率注入1.5PV至1.2m岩心中，注完1.5PV后再次水测渗透率，实验完成后清洗管线并切去岩心注入端面0.3cm以消除实验误差，避免井筒堵塞以及近井地带储层伤害带来的封堵假象。
测试结果见表2。
表2测试例2测试结果
Figure BDA0003217298540000081
由表2可见，70℃条件下封堵率达到53.21％，注入过程岩心内部缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂原位生成的凝胶颗粒相变释放硅酸盐，不断与水中钙镁离子反应生成无机凝胶，进而协同凝胶颗粒提高封堵效果。
实施例3
计划调驱储层为大港油田；
将20mL浓度为0.8mol/L的Na2O·mSiO2水溶液、35mL质量百分比浓度为4％的N-异丙基丙烯酰胺、3mL质量百分比浓度为3％的丙烯酰胺、2mL质量百分比浓度为3％的丙烯酸、5mL质量百分比浓度为0.5％的N-N'亚甲基双丙烯酰胺和5mL质量百分比浓度为0.5％的过硫酸铵混合，氮气条件下，在水浴70℃、搅拌速率为300rpm进行无皂乳液聚合反应3.5h，将所得物料过滤，所得固体物质为温敏凝胶颗粒；
将所得温敏凝胶颗粒置于100mL地层水中，低温水浴至3℃，超声分散，得到粒径为2μm的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂；所述地层水为与计划调驱储层中采集的地层水。
测试例3
计划驱采地层为大港油田；
测试方法：选择水测渗透率1000mD人造岩心，抽真空饱和水后放置于岩心夹持器中并水测渗透率，采用实施例3得到的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水配制浓度为2000mg/L的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂溶液，按照0.2mL/min的速率注入1.5PV至1.2m岩心中，注完1.5PV后再次水测渗透率，实验完成后清洗管线并切去岩心注入端面0.3cm以消除实验误差，避免井筒堵塞以及近井地带储层伤害带来的封堵假象。
测试结果见表3。
表3测试例3测试结果
Figure BDA0003217298540000091
由表3可见，70℃条件下，注入过程岩心内部缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂原位生成的凝胶颗粒相变释放硅酸盐，不断与水中钙镁离子反应生成无机凝胶，进而协同凝胶颗粒提高封堵效果。
对比例1
Na2O·SiO2水溶液的浓度为0.05mol/L，其余技术手段与实施例1一致，得到调驱剂。
按照测试例1的方法对对比例1提供的调驱剂进行测试，测试结果见表4。
表4对比例1测试结果
Figure BDA0003217298540000101
由表4可见，65℃条件下，注入过程岩心内部凝胶颗粒虽然相变引起的体积收缩，可以释放硅酸盐以通过硅酸盐不断与水中钙镁离子反应生成无机凝胶，但因为硅酸盐浓度较低，形成的无机凝胶量有限；同时，凝胶颗粒体积收缩，二者综合作用造成封堵率低。
对比例2
Na2O·SiO2水溶液的浓度为0.07mol/L，其余技术手段与实施例2一致，得到调驱剂。
按照测试例2的方法对对比例2提供的调驱剂进行测试，测试结果见表5。
表5对比例2测试结果
Figure BDA0003217298540000102
由表5可见，70℃条件下，注入过程岩心内部凝胶颗粒虽然相变引起的体积收缩，可以释放硅酸盐以通过硅酸盐不断与水中钙镁离子反应生成无机凝胶，但因为硅酸盐浓度较低，形成的无机凝胶量有限；同时，凝胶颗粒体积收缩，二者综合作用造成封堵率低。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂的制备方法，包括以下步骤：
将无机成胶剂、温敏单体、共聚单体、交联剂、引发剂和水混合，将所得的反应液在保护气条件下进行无皂乳液聚合反应，得到温敏凝胶颗粒；
将所述温敏凝胶颗粒超声分散，得到所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂。
2.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，所述无机成胶剂包括Na2O·mSiO2；
所述温敏单体包括N-异丙基丙烯酰胺和/或羟丙基甲基纤维素；
所述共聚单体包括丙烯酰胺和/或丙烯酸；
所述交联剂包括N-N'亚甲基双丙烯酰胺；
所述引发剂包括过硫酸钾或过硫酸铵。
3.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，所述温敏单体、共聚单体、交联剂和引发剂的质量比为(70～700)：(70～700)：(2～6)：(2～6)；
所述无机成胶剂的物质的量与温敏单体的质量的比为(8～24)mol：(7～70)g。
4.根据权利要求1或2所述的制备方法，其特征在于，所述无机成胶剂以无机成胶剂水溶液的形式使用，所述无机成胶剂水溶液的浓度为0.4～1.2mol/L；
所述温敏单体以温敏单体水溶液的形式使用，所述温敏单体水溶液的质量百分比浓度为2～20％；
所述共聚单体以共聚单体水溶液的形式使用，所述共聚单体水溶液的质量百分比浓度为2～20％；
所述交联剂以交联剂水溶液的形式使用，所述交联剂水溶液的质量百分比浓度为0.4～1.2％；
所述引发剂以引发剂水溶液的形式使用，所述引发剂水溶液的质量百分比浓度为0.4～1.2％；
所述无机成胶剂水溶液、温敏单体水溶液、共聚单体水溶液、交联剂水溶液和引发剂水溶液的体积比为4：7：7：1：1。
5.根据权利要求1或3所述的制备方法，其特征在于，所述无皂乳液聚合反应的温度为70～80℃，时间为2～4h。
6.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂的粒径≤3μm。
7.权利要求1～6任一项所述制备方法得到的缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂。
8.权利要求7所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂在采油驱油的应用。
9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，所述应用包括以下步骤：
将所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水混合，得到预调剂；所述地层水为与计划调驱储层的地层中的水相同成分的水；
将所述预调剂注入待驱采地层进行调驱作业。
10.根据权利要求9所述的应用，其特征在于，所述缓释生成储层原位无机凝胶调驱剂和地层水的质量比为(1～6)：(80～100)。
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