CN115058236A

CN115058236A - 一种生气速率可调的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系及其应用

Info

Publication number: CN115058236A
Application number: CN202210799218.2A
Authority: CN
Inventors: 胡科; 张健; 李先杰; 刘玉洋; 薛新生; 杨光; 赵文森; 张增华; 管错; 华朝
Original assignee: Beijing Research Center of CNOOC China Ltd; CNOOC China Ltd
Current assignee: Beijing Research Center of CNOOC China Ltd; CNOOC China Ltd
Priority date: 2022-07-08
Filing date: 2022-07-08
Publication date: 2022-09-16
Anticipated expiration: 2042-07-08
Also published as: CN115058236B

Abstract

本发明公开了一种生气速率可调的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系及其应用。深部调驱体系，由自交联自适应凝胶、自生气体系和起泡剂在水中制成；自交联自适应凝胶以分子间作用力形成交联点，分子间作用力包括氢键、配位键和物理缠结；自交联自适应凝胶的分子量为300～1200万，水解度为20～27mol％；微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系中，以水的量为100％计，其余组分的含量如下：自交联自适应凝胶0.4～2％；起泡剂0～0.8％；气液体积比为1：3～20。本发明通过自交联自适应凝胶—自生气或微泡“双重”作用实现地层深部运移并封堵，油田现场应用降水增油效果显著，体系具有较好的注入性和深部运移能力(起压低、见效晚)，为油田调剖调驱提供了一种新的技术选择，进一步提高了实施效果。

Description

一种生气速率可调的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系及其应用

技术领域

本发明涉及一种生气速率可调的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系及其应用，属于油田调剖堵水用剂技术领域。

背景技术

储层非均质性是油田开发的主要矛盾之一。油层非均质性使水驱或化学驱波及系数降低，造成注水或注剂无效循环，从而导致最终采收率较不高。当前调堵剂中应用最多的是化学交联凝胶调剖体系，如冻胶、预交联凝胶颗粒及弱凝胶等，其在现场取得了较好的调堵效果。但在较大级差非均质油藏条件下，单一的靠传统化学交联凝胶体系还不够。

泡沫凝胶是一种气体均匀分散在凝胶中的分散体系，一般是由高分子聚合物溶液、交联剂(有机酚醛类、无机铬、硼等)、起泡剂、稳泡剂等在气体作用下发泡形成的，泡沫凝胶的出现进一步增强的凝胶类调剖堵剂的强度，它是在传统凝胶的基础上伴注气体形成的，凝胶的超强空间网状结构进一步增强了泡沫的液膜厚度和强度，加上泡沫的贾敏效应，使得泡沫凝胶是一种理想的选择性堵水调剖体系，一般使用气液比1：1以上效果最佳，使用气量大会有气窜的风险。为了增加气体分布均一度，自生气泡沫凝胶也随之出现。

聚合物在交联剂、助交联剂等添加剂的作用下，形成具有一定强度的空间网状结构的胶状物质，称之为化学交联凝胶。化学交联凝胶主要依靠高分子链段之间的化学键即共价键连接，交联点十分牢固，较难破坏。目前的泡沫凝胶均采用化学交联凝胶，如专利申请(CN102604606A)提供的是一种双酚醛树脂、乳酸铬两种交联剂形成的化学交联凝胶，专利申请(CN104342095B、CN108203579A、CN103834376B)均提供的是一种以有机铬为交联剂形成的化学交联凝胶，专利申请(CN108219761A)提供的是一种酚醛树脂为交联剂形成的化学交联凝胶。

以上泡沫凝胶中凝胶成分采用的均为化学交联凝胶，所以存在以下风险：无机类化学交联凝胶成胶快，易封堵在近丼地带，有机类化学交联凝胶成胶慢，地层深部成胶效果下降；高渗透带渗流速度快，成胶变慢，未成胶就远离目标位置；高剪切下聚合物分子量降低，胶体强度和弹性均下降；吸附及色谱分离导致组成发生变化，长时间渗流后成胶不能保证；成胶后不可逆性导致深入性差，长效稳定性差，易老化脱水破胶；化学交联凝胶强度大，成胶后形成的泡沫凝胶为刚性膜，流动性差，使得泡沫凝胶失去了泡沫运移、破灭、再生的特性。

发明内容

本发明的目的是提供一种生气速率可调的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系，通过自交联自适应凝胶—自生气或微泡“双重”作用实现地层深部运移并封堵，油田现场应用降水增油效果显著，体系具有较好的注入性和深部运移能力(起压低、见效晚)，为油田调剖调驱提供了一种新的技术选择，进一步提高了实施效果。

本发明根据驱油体系流变性，采用自交联自适应凝胶，相对于化学交联凝胶，自交联自适应凝胶主要依靠氢键、分子间作用力、配位键、物理缠结和疏水缔合等作用形成交联点，依靠自交联自适应作用形成具有一定强度的空间网状结构，示意图如图1所示。因为其交联方式的特殊性，自交联自适应凝胶同时还能具有良好的回复性和愈合性能，该凝胶组分单一，不需要添加交联剂和助交联剂即有凝胶的特性。

本发明结合自生气反应特点，通过调节催化剂浓度实现控制自生气的生气速率，由于自交联自适应凝胶的超强流变性和凝胶特性，在气液比较低的条件下依旧有很强的封堵性能(凝胶和气泡贾敏作用协同)，在此基础上形成微泡自交联自适应凝胶体系，可根据需要在地层不同深度释放气体，具有更强的深部运移能力和剖面调整能力。上述方法形成的微泡自交联自适应凝胶体系保留了泡沫体系运移、破灭、再生的特性。

本发明所述“微泡”是指气液比远小于1：1，气泡以“单胞胎”或“多胞胎”分散于连续相中。

具体地，本发明提供的生气速率可调的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系由自交联自适应凝胶、自生气体系和起泡剂在水中制成；

所述自交联自适应凝胶以分子间作用力形成交联点，所述分子间作用力包括氢键、配位键和物理缠结；

所述自交联自适应凝胶的分子量为300～1200万，水解度为20～27mol％；

所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系中，以所述水的量为100％计，其余组分的含量如下：

自交联自适应凝胶0.4～2％；起泡剂0～0.8％，但不为零；气液体积比为1～3～20，所述气液体积比是根据气体PVT公式计算为地层压力、温度条件下的气液比。

所述自交联自适应凝胶由丙烯酰胺、丙烯酸和疏水单体聚合得到；

所述疏水单体为(4-丙烯酰胺基)苯基十四烷基二甲基溴化铵、十八烷基烯丙基氯化铵和二十二烷基聚氧乙烯醚甲基丙烯酸酯中的一种或多种组合；

所述丙烯酰胺、所述丙烯酸与所述疏水单体的摩尔比为1：0.1～0.6：0.11～9.96；

优选地，所述自交联自适应凝胶的结构式如式Ⅰ所示：

式Ⅰ中，x、y、z表示聚合度，x：y：z＝1：0.2～0.4：1～10。

本发明自交联自适应凝胶的交联示意图如图1所示，以分子间作用力形成交联点，分子间作用力包括氢键、配位键和物理缠结，无需添加交联剂。

上述的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系中，所述自生气体系包括自生气药剂，或自生气药剂和催化剂的混合物；

所述自生气药剂为NH₄Cl和NaNO₂；

所述催化剂为草酸、乙酸、磷酸二氢钠、盐酸和酸酐中至少一种；

上述的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系中，所述起泡剂为阴离子起泡剂、两性起泡剂和非离子起泡剂中至少一种；

所述阴离子起泡剂包括硫酸盐型起泡剂、羧酸盐型起泡剂、磺酸盐型起泡剂；

所述硫酸盐型起泡剂具体可为十二烷基硫酸钠或脂肪醇醚硫酸钠；所述羧酸盐型起泡剂具体可为聚醚羧酸钠或N-酰基氨基羧酸钠；所述磺酸盐型起泡剂具体可为石油磺酸钠或烷基苯基磺酸钠；

所述两性起泡剂包括十六烷基二羟乙基氧化胺、十二烷基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二烷基甜菜碱、十八烷基羟丙基磺基甜菜碱、十八烷基磺酸甜菜碱和椰油酰胺甜菜碱；

所述非离子起泡剂包括烷基糖苷型起泡剂和氟碳型起泡剂，所述烷基糖苷型起泡剂具体可为APG0810或APG0814，所述氟碳型起泡剂具体可为全氟磺酸钠或全氟羧酸钠。

本发明还提供了所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系的使用方法，包括如下步骤：

S1、采用水配制所述自交联自适应凝胶和NH₄Cl的水溶液，或所述自交联自适应凝胶和NaNO₂的水溶液；

S2、采用水配制NaNO₂和催化剂的水溶液，或所述NH₄Cl和催化剂的水溶液；

所述NH₄Cl的最高浓度可配制45wt％，所述NaNO₂的最高浓度可配制35wt％；

S3、通过管线将步骤S1和S2得到的所述水溶液和所述起泡剂混合后注入目标井。

根据入井流体粘度或压力限制，可以采用不同的组合配制工艺，自交联自适应凝胶+NH₄Cl组合可降低自交联自适应凝胶表观粘度30％～50％，自交联自适应凝胶+NaNO₂组合可降低自交联自适应凝胶粘度表观10％～30％。

本发明微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系可降低自交联自适应凝胶初始粘度，有助于提高体系的注入性，待NH₄Cl和NaNO₂在地层反应后，自交联自适应凝胶粘度可恢复初始粘度，有利于提高体系的深部运移能力并增加在地层深部的封堵性能。

采用自生气体系形成时，具有可调节生气速率的功能，即所述自生气体系具有可调节生气速率的功能，催化剂摩尔浓度为0mol/L时，达到最高产气量时间为14天，催化剂摩尔浓度为0.001～0.004mol/L时，达到最高产气量时间为7～14天，催化剂摩尔浓度为0.004～0.02mol/L时，达到最高产气量时间约为2～7天，催化剂摩尔浓度为0.02～0.05mol/L时，达到最高产气量时间约为2小时～2天

当地层压力为常压时，所述水溶液中，所述NH₄Cl的质量浓度为0.011％～0.075％，所述NaNO₂的质量浓度为0.015％～0.103％，所述催化剂的摩尔浓度为0～0.05mol/L；

当地层压力为10MPa时，所述水溶液中，所述NH₄Cl的质量浓度为1.1％～7.5％，所述NaNO₂的质量浓度为1.5％～10.3％，所述催化剂的摩尔浓度为0～0.05mol/L。

当所述起泡剂为硫酸盐型起泡剂、羧酸盐型起泡剂、磺酸盐型起泡剂或十六烷基二羟乙基氧化胺起泡剂时，所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系适用于地层含油量为30％～70％的油田；

当所述起泡剂为十二烷基甜菜碱、十八烷基羟丙基磺基甜菜碱、十八烷基磺酸甜菜碱或烷基糖苷时，所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系适用于地层含油量为30％以下的油田。

所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系适用于地层温度45℃～100℃、渗透率达50×10³μm²的高渗透层。

所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系能降低油水界面张力至1×10^-2mN/m以下，具备一定的提高洗油效率的作用。

本发明具有如下有益技术效果：

①相比传统化学交联凝胶，自交联自适应凝胶无需添加交联剂，无成胶过程，保证体系在地层运移中始终是凝胶状态；②该体系不仅具备“堵”的功能，由于起泡剂降低界面张力的作用还具备一定的提高洗油效率的作用；③由于自交联自适应凝胶的加入，体系气液比较低形成微泡，大大降低了现场使用时气窜风险；④通过调节自生气的浓度，调控反应时间，可以实现该体系在地层深部反应生成气体并形成泡沫或微泡，有利于体系进入地层深部，克服了传统泡沫气液比高，地面发泡注入困难的问题，能够起到更好的深部调剖调驱效果；⑤由于自交联自适应凝胶的良好流变性，该体系能够始终保持泡沫体系的泡沫运移、破灭、再生的特性。

附图说明

图1为本发明自交联自适应凝胶的交联示意图。

图2为高温高压下(65℃/10MPa)本发明微泡自交联自适应凝胶体系的状态图。

图3为本发明生气速率可调的微泡自交联自适应凝胶体系随时间变化体积变化过程。

图4为用于观察微泡自交联自适应凝胶的微观驱替实验流程示意图。

图5是本发明微泡自交联自适应凝胶在模型中运移变化过程图。

图6是本发明微泡自交联自适应凝胶深部调驱现场配注流程图。

图7是本发明微泡自交联自适应凝胶深部调驱实施前后压降测试结果。

图8是本发明微泡自交联自适应凝胶深部调驱井组开采曲线(从上至下依次为日常油、日产液和含水率)。

图9是本发明微泡自交联自适应凝胶深部调驱实施前后吸水剖面对比。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

下述实施例采用的自交联自适应凝胶按照下述方法制备：

将一定量的丙烯酰胺、丙烯酸、二十二烷基聚氧乙烯醚甲基丙烯酸酯，NaOH调节pH值至6～7，引发温度30～60℃，反应时间为240min，得到式Ⅰ所示的自交联自适应凝胶(其中，x：y：z＝1：0.2～0.4：1～10)，分子量为300～1200万，水解度为27mol％。

实施例1、微泡自交联自适应凝胶体系的状态

烧杯中加入模拟水搅拌，转速400r/min，加入0.6wt％自交联自适应凝胶，搅拌40min，依次加入0.4wt％脂肪醇醚硫酸钠，1.1wt％的NH₄Cl，1.5wt％的NaNO₂，0.005mol/L乙酸，继续搅拌5min即可。

本实施例制备的微泡自交联自适应凝胶体系在高温高压下(65℃/10MPa)的状态如图2所示，其中，左图是5h后的图片，右图是20天后的图片，可以看出，形成的微泡自交联自适应凝胶气泡以“单胞胎”或“多胞胎”分散于连续相中，且放置20天后形态依旧稳定，没有出现气泡聚集的现象。

本实施例制备的微泡自交联自适应凝胶体系随时间变化体积的变化(65℃)如图3所示，从左至右依次为2小时、5小时、8小时、12小时和24小时后的图片，可以看出，生气速率可调的微泡自交联自适应凝胶体系具有自发泡功能，无需借助外力或设备，形成的泡沫细腻均一。

实施例2、微泡自交联自适应凝胶体系封堵能力及耐冲刷性

实验模型：单根填砂管渗透率10000mD左右。

实验用水：模拟地层矿化水，矿化度9374.13mg/L。

实验用油：海上某油田原油与航空煤油按体积比7:2混合配制，粘度为70mpa.s；驱替实验步骤：

向填制好的填砂管中注入一定体积的微泡自交联自适应凝胶体系(“0.4％自交联自适应凝胶+0.4％起泡剂+自生气体系(催化剂摩尔浓度0.005mol/L，起泡剂脂肪醇醚硫酸钠、催化剂：乙酸)”)，注入速度3m/d，记录填砂管两端压力变化及流量变化；进行后续水驱，后续水驱速度3m/d，注水体积100PV。实验数据见表1。

表1冲刷对封堵效果的影响结果

实施例3、微泡自交联自适应凝胶体系在多孔介质中的形态变化观察

实验条件部分同实施例2，整个微观驱替实验流程包括三个部分：泵注系统、微观可视驱油模型、图像及压力采集系统。装置示意图见图4。

注入微泡自交联自适应凝胶体系配方：自交联自适应凝胶0.6wt％，起泡剂0.4wt％，催化剂浓度0.005mol/L，气液比1:3。

泡沫流体在多孔介质中流动时，会在地层中进行再生，通过实验记录的录像观察和分析可知，微泡自交联自适应凝胶体系在多孔介质中具备普通泡沫同样的再生的机理，见图5，左图、中图和右图依次为模型前端、模型中端和模型后端时的图片。

实施例4、油田现场实施工艺及降水增油效果

本发明中的体系适用于现场调剖调驱作业，具体包括注水井近井地带调剖、注水井深部调剖及注水井深部调驱作业，并在海上油田开展了一口井实施，其注入工艺和流程如下，见图6。

该注入井级差10.63，平均渗透率4D，最高渗透率达80D，井组含水率为84.35％，地层温度65℃，地层原油粘度70mpa.s。

按照配比，在线路①溶解罐中用油田生产水配制NH₄CL+催化剂，在线路②配注罐中用油田生产水配制自交联自适应凝胶+NaNO₂，在线路③直接加注起泡剂，三条线路的液体混合后进入目标井井筒。

第一阶段：气液比1:20，注入量300m³/d，注入5天，体系配方：0.4％～1％自交联自适应凝胶+0.0％～0.4％催化剂+0.6％起泡剂+0.7％亚硝酸钠+0.54％氯化铵；

第二阶段：气液比1:10，注入量300m³/d，注入5天，体系配方：0.4％-1％自交联自适应凝胶+0.0％～0.4％催化剂+0.6％起泡剂+1.7％亚硝酸钠+1.3％％氯化铵；

第三阶段：气液比1:5，注入量300m³/d，注入15天，体系配方：0.6％～1％自交联自适应凝胶+0.0％～0.4％催化剂+0.6％起泡剂+3.5％亚硝酸钠+2.7％氯化铵；

第四阶段：注入量500m³/d，注入10天，体系配方：0.4％～0.8％自交联自适应凝胶；

第五阶段：注入量800m³/d，后续水驱。

实施后，相同配注量情况下，该井注入压力由8.0Mpa上升至9.2Mpa。

从注入端看，作业后注入压力、视吸水指数、PI均变化不明显；从产出端看，井组待见效时间长(约2个月)，注入和产出端的动态“反应”有别于其他调剖调驱技术，分析认为自交联自适应凝胶及层内生气微泡“双重”作用机理使得体系具有较好的注入性(起压低)和深入性能(见效晚)，从而能在油井深部建立流动阻力，增油降水效果明显，均达到了本发明的目的。具体分析图见图7-图9。

Claims

1.一种生气速率可调的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系，由自交联自适应凝胶、自生气体系和起泡剂在水中制成；

自交联自适应凝胶0.4～2％；起泡剂0～0.8％，但不为零；气液体积比为1：3～20，所述气液体积比是根据气体PVT公式计算为地层压力、温度条件下的气液比。

2.根据权利要求1所述的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系，其特征在于：所述自交联自适应凝胶由丙烯酰胺、丙烯酸和疏水单体聚合得到；

所述疏水单体为(4-丙烯酰胺基)苯基十四烷基二甲基溴化铵、十八烷基烯丙基氯化铵和二十二烷基聚氧乙烯醚甲基丙烯酸酯中的一种或多种组合。

3.根据权利要求1或2所述的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系，其特征在于：所述自生气体系包括自生气药剂，或自生气药剂和催化剂的混合物；

所述自生气药剂为NH₄Cl和NaNO₂；

所述催化剂为草酸、乙酸、磷酸二氢钠、盐酸和酸酐中至少一种。

4.根据权利要求1-3中任一项所述的微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系，其特征在于：所述起泡剂为阴离子起泡剂、两性起泡剂和非离子起泡剂中至少一种；

所述非离子起泡剂包括烷基糖苷型起泡剂和氟碳型起泡剂。

5.权利要求1-4中任一项所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系的使用方法，包括如下步骤：

6.根据权利要求5所述的使用方法，其特征在于：当地层压力为常压时，所述水溶液中，所述NH₄Cl的质量浓度为0.011％～0.075％，所述NaNO₂的质量浓度为0.015％～0.103％，所述催化剂的摩尔浓度为0～0.05mol/L；

7.根据权利要求6所述的使用方法，其特征在于：所述自生气体系具有可调节生气速率的功能，当所述催化剂的摩尔浓度为0mol/L时，达到最高产气量时间为14天，当所述催化剂的摩尔浓度为0.001～0.004mol/L时，达到最高产气量时间为7～14天，当所述催化剂的摩尔浓度为0.004～0.02mol/L时，达到最高产气量时间约为2～7天，当所述催化剂的摩尔浓度0.02～0.05mol/L时，达到最高产气量时间约为2小时～2天。

8.权利要求1-4中任一项所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系在油田调剖、深部调剖及调驱中的应用。

9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于：当所述起泡剂为硫酸盐型起泡剂、羧酸盐型起泡剂、磺酸盐型起泡剂或十六烷基二羟乙基氧化胺起泡剂时，所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系适用于地层含油量为30％～70％的油田；

当所述起泡剂为十二烷基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二烷基甜菜碱、十八烷基羟丙基磺基甜菜碱、十八烷基磺酸甜菜碱或烷基糖苷时，所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系适用于地层含油量为30％以下的油田。

10.根据权利要求8或9所述的应用，其特征在于：所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系适用于地层温度45℃～100℃、渗透率达50×10³μm²的高渗透层；

所述微泡自交联自适应凝胶深部调驱体系能降低油水界面张力至1×10^-2mN/m以下。