CN115851251A - 一种压裂驱油剂及其制备方法和应用 - Google Patents
一种压裂驱油剂及其制备方法和应用 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供了一种压裂驱油剂及其制备方法和应用，所述压裂驱油剂包括活性组分和助剂，所述活性组分包括脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂和重烷基苯磺酸盐；所述制备方法包括：依次混合活性组分和助剂得到所述压裂驱油剂；所述压裂驱油剂在驱替低渗油藏和/或致密油藏中原油时，界面张力低，渗吸和洗油效率高，乳化性适中，能有效改变岩石润湿性，提高采收率明显；所述压裂驱油剂在目标储层中吸附量低，长期稳定性较好，压裂驱油剂对压裂液的成胶性、粘度、流变性等性能影响小，主要成分由成熟的工业产品调配制取，在实际生产中推广周期短，投入成本低。
Description
技术领域
本发明专利属于化工技术领域，涉及采油工程和油藏工程方面，尤其涉及一种压裂驱油剂及其制备方法和应用。
背景技术
随着油气田开发的不断深入，许多油田进入了开发的中后期阶段，低渗透油藏成为了老油田增产的重要领域。但低渗透油气藏由于储层物性差、地层能量低、渗透率低、自然产能低、常规投产见效慢、油藏改造难度大等特征，直接制约了低渗透油气藏的经济开发。这部分储层常常伴有自然发育裂缝或通过储层改造后形成岩块基质—裂缝系统，裂缝起到导流传能作用，而岩块基质起到储油储能作用。由于裂缝渗透率与基质岩块渗透率的显著差异，在常规水驱作业中常常存在水动力联系差，水窜水淹，流体非达西流的特征导致“注不进、采不出”等难题，给低渗透油藏的开发带来了巨大挑战。为此，研究者对低渗油藏的采油机理进行了再认识，将低渗油藏和中高渗油藏区别对待，认为低渗透油藏不应依靠单纯水驱提高采收率，而应当重视渗吸驱油机理在低渗透油藏采油中的重要作用。
CN107828397A公开了一种驱油剂及其制备方法和应用，驱油剂的制备方法：1)高分子聚合物制备：先将聚山梨酯、烷基酚聚氧乙烯醚、甲苯、亲油丙烯基单体混合制得油相混合溶液；在水中加入一定质量比例亲水丙烯基单体，制得水相溶液；然后，将水相溶液加入到油相溶液中，在氮气保护下加入引发剂进行聚合反应，制得高分子聚合物：2)表面活性剂制备：依次将两性表面活性剂、非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂按一定质量比例加入搅拌，制得表面活性剂。3)驱油剂制备：将表面活性剂按比例加入制得的高分子聚合物中进行反应，制得驱油剂。该发明的驱油剂是一种实现减阻与高表面活性的一剂双效的驱油剂，能够使滞留的压裂液发挥渗吸替油作用。但是该发明提出的驱油剂配置过程复杂，而且不具备压裂的作用。
CN112961663A公开了一种驱油型压裂液及其制备方法，属于油田化学领域。该驱油型压裂液，以质量百分比计，由以下成分组成：肌胶0.25-0.3％：超低界面张力表面活性剂0.5-0.8％、氯化钾1.0-3.0％、杀菌剂0.1％～0.5％，余量为水。该驱油型压裂液针对注水开发的油井，重复改造时利用驱油型压裂液扩散进入水驱通道，返排时具有一定的驱(洗)特征，提高水驱开发油藏重复压裂时压裂液破胶液的洗油效率。其制备方法包括以下步骤：取肌胶、超低界面张力表面活性剂、氯化钾、杀菌剂和水进行混合，搅拌均匀后得到驱油型压裂液。该制备方法简单，易于现场快速配制，使用方便，且压裂-驱油协同进行。但是该方案中压裂剂与驱油剂的配伍性有不足之处。
CN111454706A公开了一种压裂液用环烷基石油磺酸盐复配驱油剂及其制备方法，该压裂液用环烷基石油磺酸盐复配驱油剂，原料包括环烷基石油磺酸盐、乙二胺四乙酸二钠、余量为压裂液，将环烷基石油磺酸盐与水混合，将环烷基石油磺酸盐溶液、乙二胺四乙酸二钠加入压裂液中混合均匀，得到压裂液用环烷基石油磺酸盐复配驱油剂。该发明以环烷基石油磺酸盐作为表面活性剂与压裂液进行复配，得到的压裂液用环烷基石油磺酸盐复配驱油剂能够在较宽的钙离子质量浓度范围内具有超低的界面张力，克服了现有开采方式单一导致原油采收率低的问题，该发明能够最大限度的提高原油采收率，原料成本低且简单易得，具有安全、高效的特点。但是该方案原料过多，制备工艺较为复杂。
针对低渗透油藏的渗吸采油，传统工艺是先注入压裂液进行压裂，关井憋压造缝，之后进行返排作业，最后进行抽吸采油作业。这样生产工序复杂，时间跨度大，而且传统压裂过程中破胶不彻底，压裂液与地层不配伍等现象又会导致对地层不同程度的伤害，对后续的驱油造成一定困难，一些驱油剂又存在与压裂液配伍性不好，洗油效率不高的缺陷。
因此，需要提出一种洗油效率更高，配伍性更好，制备工艺简单的压裂驱油剂。
发明内容
针对现有技术存在的配伍性不好、采收率不高等问题，本发明提出了一种压裂驱油剂及其制备方法和应用，有效提高了驱油剂、压裂液和地层之间的配伍性，制备工艺简单，原料易得。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
第一方面，本发明提供了一种压裂驱油剂，所述压裂驱油剂包括活性组分和助剂，所述活性组分包括脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂和重烷基苯磺酸盐。
本发明以重烷基苯磺酸盐、脂肪醇聚氧乙烯醚类表活剂及现有压裂液复配作为驱油用化学剂，以重烷基苯磺酸盐、脂肪醇聚氧乙烯醚类表活剂得到的复配，具有较强的改变岩石润湿性能力，界面张力较低，可提高原油采收率10％以上。非离子脂肪醇聚氧乙烯醚类表活剂的加入提高了的耐盐度，重烷基苯磺酸盐原料简单易得，大大降低了生产成本。
优选地，所述脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂包括沙索公司生产的非离子表面活性剂G12-7N。
优选地，所述重烷基苯磺酸盐包括兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂5#。
作为本发明的一种优选的技术方案，所述重烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂的复配质量比例为5:5-19:1，优选为8:2-12:1，例如可以是5:5、6:4、7:3、8:2、9:1、10:1、12:1、15:1、18:1或19:1，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
当复配比例为5:5-19:1时，体系界面张力在10-2-10-3mN/m范围，较低的界面张力极大的降低了原油的毛细管阻力，利于原油启动；且复配比例为5:5-19:1时，体系具有较强的改变岩石润湿性能力，可将岩石润湿性由油湿状态改性至水湿状态，利于原油从岩石上剥离。
优选地，所述脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂占所述压裂驱油剂总质量的0.01-0.03％，例如可以是0.01％、0.015％、0.02％、0.025％或0.03％，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述重烷基苯磺酸盐占所述压裂驱油剂总质量的0.09-0.27％，例如可以是0.09％、0.14％、0.18％、0.23％或0.27％，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。当重烷基苯磺酸盐浓度为0.09-0.27％、脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂浓度为0.01-0.03％时，非离子表面活性剂中非极性分子通过疏水效应易于“插入”到排列较为疏松的离子表面活性剂吸附层中，从而降低头基的静电斥力，增加表面疏水链密度，从而提高体系降低界面张力的能力；当压裂驱油剂体系总浓度超过0.3％时，体系降低界面张力的能力会有所下降，不利于原油开采，且开采成本会增加。
作为本发明的一种优选的技术方案，所述助剂包括滑溜水压裂液和/或瓜尔胶压裂液。
优选地，所述滑溜水压裂液占压裂驱油剂总质量的0.03-0.8％，例如可以是0.03％、0.04％、0.05％、0.06％、0.07％、0.08％、0.09％、0.1％、0.2％、0.3％、0.4％、0.5％、0.6％、0.7％或0.8％，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，加入所述活性组分后的压裂驱油剂，粘度降低率≤5％，例如可以是5％、4.5％、4％、3.5％、3％、2.5％、2％或1％，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述瓜尔胶压裂液包括线性瓜尔胶压裂液和/或冻胶压裂液。
优选地，所述瓜尔胶压裂液由瓜尔胶粉配置。
优选地，所述瓜尔胶粉包括羧甲基瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶等。
优选地，所述瓜尔胶类压裂液占压裂驱油剂总质量的0.20-0.40％，例如可以是0.20％、0.22％、0.25％、0.28％、0.30％、0.32％、0.35％、0.38％或0.40％，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述助剂还包括调节剂，优选为氢氧化钠和/或碳酸钠。
优选地，所述助剂包括交联剂，优选为铬交联剂、有机硼交联剂或有机钛交联剂中的任意一种或两种以上的组合，其中典型但非限制性的组合为铬交联剂和有机硼交联剂的组合、铬交联剂和有机钛交联剂的组合、有机硼交联剂和有机钛交联剂的组合等，但并不仅限于所列举的组合，该范围内其他未列举的组合同样适用。
优选地，所述交联剂占所述压裂驱油剂总质量的0.08-0.15％，例如可以是0.08％、0.09％、0.1％、0.11％、0.12％、0.13％、0.14％或0.15％，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明的一种优选的技术方案，所述活性组分的油水界面张力为10-2-10- 3mN/m，优选为2×10-3-9×10-3mN/m，例如可以是10-3mN/m、2×10-3mN/m、3×10-3mN/m、5×10-3mN/m、7×10-3mN/m、8×10-3mN/m、9×10-3mN/m或10-2mN/m，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
油水界面的张力，所述油相为油田现场的脱水原油，所述水相为活性组分。
第二方面，本发明提供第一方面所述的压裂驱油剂的制备方法，作为本发明的一种优选的技术方案，混合重烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂，一次搅拌后得到所述压裂驱油剂的活性组分，再加入助剂，得到所述压裂驱油剂；
本发明提供的压裂驱油剂，制备方法简单，由成熟的工业产品调配制取，且成本低廉，在实际生产中易于推广。
作为本发明的一种优选的技术方案，所述一次搅拌的温度为10-40℃，优选为20-30℃，例如可以是10℃、15℃、20℃、25℃、30℃、35℃或40℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述一次搅拌的速度为300-500r/min，优选为350-450r/min，例如可以是350r/min、400r/min、450r/min或500r/min，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述一次搅拌的时间为2-10min，优选为4-8min，例如可以是2min、4min、6min、8min或10min，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述加入助剂包括：一次搅拌后加入调节剂调节活性组分的pH值。
优选地，所述调节剂为氢氧化钠和/或碳酸钠。
优选地，调节后的活性组分的pH值为9-11，优选为9.5-10.5，例如可以是9、9.5、10、10.5或11，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
瓜尔胶粉在酸性条件下会使其糖苷键水解，造成粘度下降，在pH值为9-11的碱性条件下，链段末端β-位的切断反应会降低瓜尔胶粉的水解效应，因此要确保调节后的活性组分的pH值位于9-11之间。
优选地，所述加入助剂还包括：所述调节后的活性组分与压裂液和/或瓜尔胶粉混合后进行二次搅拌，得到第一压裂驱油剂。
驱油压裂液要求驱油组分与压裂剂共同配制成体系，且需要经过压裂、渗透、破胶、返排等过程，为了在破胶后还能保持较高的界面活性和驱油效果，要求驱油组分的界面张力、稳定性、协同性等性能优异。本发明提供的压裂驱油剂中的活性组分，与大部分常见压裂剂的配伍性都较为出色，活性组分对高粘、低粘压裂液的粘度不造成明显影响，粘度差异率应低于5％、由体系配制的低粘压裂液降阻率不低于70％，满足现场降阻要求。
优选地，所述二次搅拌的温度为10-40℃，优选为20-30℃，例如可以是10℃、15℃、20℃、25℃、30℃、35℃或40℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述二次搅拌的速度为100-500r/min，优选为200-300r/min，例如可以是100r/min、150r/min、200r/min、250r/min、300r/min、350r/min、400r/min、450r/min或500r/min，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述二次搅拌的时间为10-30min，优选为15-25min，例如可以是10min、15min、20min、25min或30min，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明的一种优选的技术方案，所述加入助剂还包括：所述第一压裂驱油剂与交联剂混合后进行三次搅拌，得到第二压裂驱油剂。
优选地，所述第二压裂驱油剂的粘度比第二压裂驱油剂高。
优选地，所述第一压裂驱油剂的粘度为20mpa·s-120mpa·s，例如可以是20mpa·s、40mpa·s、60mpa·s、80mpa·s、100mpa·s或120mpa·s，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二压裂驱油剂的粘度为800mpa·s-1800mpa·s，例如可以是800mpa·s、1000mpa·s、1200mpa·s、1400mpa·s、1600mpa·s或1800mpa·s，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述交联剂的质量浓度为0.1-0.4％，优选为0.15-0.35％，例如可以是0.1％、0.15％、0.2％、0.25％、0.3％、0.35％或0.4％，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述三次搅拌的温度为60-100℃，优选为70-90℃，例如可以是60℃、70℃、80℃、90℃或100℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
第三方面，本发明提供第一方面所述的压裂驱油剂的应用，所述压裂驱油剂用于油藏中原油的驱替。
渗吸采油的传统工艺是先注入压裂液进行压裂，关井憋压造缝，之后进行返排作业，最后进行抽吸采油作业。这样生产工序复杂，时间跨度大，而且传统压裂过程中破胶不彻底，压裂液与地层不配伍等现象又会导致对地层不同程度的伤害，对后续的驱油造成一定困难，本发明采用第一方面所述的压裂驱油剂，能够将单井压裂工艺与焖井吞吐采油作业，化学助剂三采有机结合在一起，形成一整套连续的开发工艺，大大优化了采油效果，且具备很大的经济效益。
作为本发明的一种优选的技术方案，所述油藏为低渗油藏和/或致密油藏。
油田开发到中后期阶段即称为低渗油藏，低渗油藏正在成为老油田增产的重要领域；致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或者碳酸盐岩储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，一般无自然产能，需通过大规模压裂才能形成工业产能。针对这两种油藏渗透率低、岩石孔隙度小不易压裂、油藏开采难度大等共性特征，本发明第一方面提出的压裂驱油剂，能够突破常规压裂、采油作业中多次添加化学试剂的束缚，形成一套液体体系，兼具压裂、驱油双重功效。
优选地，所述油藏中岩石的气测孔隙度为5.8-7.2％，例如可以是5.8％、6.3％、6.7％、7.1％或7.2％，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述油藏中岩石的气测渗透率为0.45-0.53mD，例如可以是0.45mD、0.45mD、0.48mD、0.50mD、0.52mD或0.53mD，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
本发明中，活性组分确定的情况下，用来复配的助剂、调节剂种类多样，且都是市售产品，配置方便，复配得到的压裂驱油剂可以用于多种低渗油藏和致密油藏中原有的驱替，适配性高，适合广泛应用。
作为本发明的一种优选的技术方案，所述油藏中储层的静态吸附量低于10mg/g，例如可以是2mg/g、3mg/g、5mg/g、8mg/g或10mg/g，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，注入储层后压裂驱油剂的界面张力30天内不高于10-2mN/m，例如可以是10-3mN/m、2×10-3mN/m、3×10-3mN/m、5×10-3mN/m、7×10-3mN/m、8×10-3mN/m或9×10-3mN/m，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
(1)本发明提供的压裂驱油剂，较地层水提高的渗吸效率大于10％，洗油效率达到25％以上，界面张力低于5×10-2mN/m，乳化综合指数在0.1-0.2之间，能有效改变岩石润湿性，提高采收率明显；
(2)本发明提供的压裂驱油剂与配套的压裂液配伍性较好，压裂驱油剂对压裂液的成胶性、粘度、流变性等性能影响小，在原油中加入所述压裂驱油剂后，粘度差异率小于5％，常见的清洁压裂液对该压驱剂的驱油性能影响小；
(3)本发明提供的压裂驱油剂的制备方法简单，原料都是成熟工业品，廉价易得，可以在油田现场作业的复杂环境下进行快速配置；
(4)本发明提供的压裂驱油剂在应用于油藏中原油驱替时，在目标储层中吸附量低，长期稳定性较好，在实际生产中推广周期短，投入成本低。
附图说明
图1为本发明实施例1提供的压裂驱油剂不同渗吸状态下T2谱图。
具体实施方式
为便于理解本发明，本发明列举实施例如下。本领域技术人员应该明了，所述实施例仅仅是帮助理解本发明，不应视为对本发明的具体限制。
术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”等的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
下面通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。
在一个具体实施方式中，本发明提供了一种压裂驱油剂的制备方法，方法具体包括：
混合重烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂，10-40℃，300-500r/min下搅拌2-10min后得到所述压裂驱油剂的活性组分，加入调节剂调节pH值为9-11，再加入压裂液和/或瓜尔胶，10-40℃，100-500r/min下搅拌10-30min，得到所述压裂驱油剂。
在另一个具体实施方式中，本发明提供了一种压裂驱油剂，原料按重量百分含量计包括：脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂0.01-0.03％，重烷基苯磺酸盐0.09-0.27％，氢氧化钠0.005％-0.01％和/或碳酸钠0.008％-0.015％，余量为压裂液。
在一个具体实施方式中，本发明提供了一种压裂驱油剂的制备方法，方法具体包括：
混合重烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂，10-40℃、300-500r/min下搅拌2-10min后得到所述压裂驱油剂的活性组分，加入调节剂调节pH值为9-11，再加入压裂液和/或瓜尔胶，10-40℃、100-500r/min下搅拌10-30min，再加入交联剂，80℃下搅拌得到所述压裂驱油剂。
在另一个具体实施方式中，本发明提供了一种压裂驱油剂，原料按重量百分含量计包括：脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂0.01-0.03％，重烷基苯磺酸盐0.09-0.27％，交联剂0.1-0.4％，氢氧化钠0.005％-0.01％和/或碳酸钠0.008％-0.015％，余量为压裂液。
需明确的是，采用了本发明实施例提供的工艺或进行了常规数据的替换或变化均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
实施例1
本实施例提供一种压裂驱油剂，所述压裂驱油剂的原料按重量百分含量计包括：沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.02％，兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.18％，碳酸钠：0.012％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的瓜尔胶类压裂液。
本实施例还提供所述压裂驱油剂的制备方法，所述制备方法包括：
混合重烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂，30℃，400r/min下搅拌5min后得到所述压裂驱油剂的活性组分，加入碳酸钠调节pH值为10，再缓慢加入瓜尔胶粉，30℃，300r/min下搅拌20min，得到所述压裂驱油剂。
实施例2
本实施例提供一种压裂驱油剂，所述压裂驱油剂的原料按重量百分含量计包括：沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.01％，兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.09％，有机硼交联剂：0.2％，氢氧化钠：0.005％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的线性胍胶压裂液。
本实施例还提供所述压裂驱油剂的制备方法，所述制备方法包括：
混合重烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂，30℃，500r/min下搅拌2min后得到所述压裂驱油剂的活性组分，加入氢氧化钠调节pH值为9，再缓慢加入瓜尔胶粉，30℃，300r/min下搅拌20min，得到线性胍胶压裂液，线性胍胶压裂液静置2小时后，再加入有机硼交联剂：0.2％，80℃下搅拌得到所述压裂驱油剂，得到所述压裂驱油剂。
实施例3
本实施例提供一种压裂驱油剂，所述压裂驱油剂的原料按重量百分含量计包括：沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.03％，兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.27％，有机硼交联剂：0.3％，氢氧化钠：0.01％，余量为中国石油勘探开发研究院压裂酸化技术中心自制的滑溜水压裂液。
本实施例还提供所述压裂驱油剂的制备方法，所述制备方法包括：
混合重烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂，10℃，500r/min下搅拌2min后得到所述压裂驱油剂的活性组分，加入氢氧化钠调节pH值为8，再加入滑溜水压裂液，30℃，500r/min下搅拌10min，得到所述压裂驱油剂。
实施例4
与实施例1的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：原料按重量百分含量计包括：沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.005％，兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.045％，碳酸钠：0.012％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的瓜尔胶类压裂液。
实施例5
与实施例1的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：原料按重量百分含量计包括：沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.04％，兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.36％，碳酸钠：0.012％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的瓜尔胶类压裂液。
实施例6
与实施例1的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：原料按重量百分含量计包括：沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.02％，兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.015％，碳酸钠：0.012％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的瓜尔胶类压裂液。
实施例7
与实施例1的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：原料按重量百分含量计包括：兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.02％，沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.4％，碳酸钠：0.012％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的瓜尔胶类压裂液。
实施例8
与实施例2的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：原料按重量百分含量计包括：沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.01％，兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.09％，有机硼交联剂：0.05％，氢氧化钠：0.005％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的线性胍胶压裂液。
实施例9
与实施例2的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：原料按重量百分含量计包括：沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.01％，兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.09％，有机硼交联剂：0.5％，氢氧化钠：0.005％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的线性胍胶压裂液。
对比例1
与实施例1的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：海安石油化工厂生产的蓖麻油聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂：0.02％，兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#：0.18％，碳酸钠：0.012％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的瓜尔胶类压裂液。
对比例2
与实施例1的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N：0.02％，沙索公司生产的脂肪醇烷氧基化硫酸盐类阴离子表面活性剂：0.18％，碳酸钠：0.012％，余量为由亿邦化工有限公司生产的瓜尔胶粉配制的瓜尔胶类压裂液。
对比例3
与实施例1的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：不含兰州兴荣化工公司生产的阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#。
对比例4
与实施例1的制备方法基本相同，原料上的区别仅在于：不含沙索公司生产的脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N。
如图1所示，使用实施例1的方法制备出的压裂驱油剂，从图中可以看出，岩心中剩余油主要存在于中大孔中，小孔隙中剩余油较少，且孔喉连通性较差。自发渗吸时，在毛管力作为主要驱动力下，渗吸液优先进入中小孔进行油水置换，置换出的原油经大孔排出。岩心样品内中孔孔隙(0.1-10μm)对渗吸采出程度的贡献中占主导地位，而小孔和大孔孔隙对渗吸采出程度贡献较低。测试证明该驱油压裂液具有压裂、驱油的双重功效。
界面张力的测试方法：SY/T 6424-2014
较地层水提高的渗吸效率的测试方法：采用体积法对渗吸过程进行定量表征。将岩心抽真空饱和水在地层温度下饱和原油，并静置老化24小时后，放入装有压裂驱油剂溶液的渗吸瓶中，记录在不同时间下的渗吸情况。
洗油效率的测试方法：Q/SY 17583-2018
乳化综合指数的测试方法：参考Q/SY 1583-2013和GB/T 11543-2008标准，以乳化稳定性和乳化力对乳状液进行评价。
粘度的测试方法：SY/T 5107-2016
实施例1-9和对比例1-3得到的数据如表1所示。
表1
由表1中的数据看出：
(1)实施例1-5的压裂驱油剂的洗油效率＞28％，较地层水提高的渗吸效率＞8％，在原油中加入所述压裂驱油剂后，整个体系的界面张力低于5×10-2mN/m，粘度差异率＜5％，证明该压裂驱油剂的驱油效果优良；
(2)对比实施例1和实施例4-5可以看出，实施例4中表面活性剂的添加量低于0.01％，实施例5中表面活性剂的添加量高于0.03％，其添加后体系的界面张力＞1×10- 2mN/m，降低黏附功能力较弱，不利于油藏中原油启动，由此表明，本发明通过选用0.01-0.03％的非离子表面活性剂添加量，能够将原油驱出岩石缝隙；
(3)对比实施例1和实施例6-7可以看出，实施例6中非离子表面活性剂和重烷基苯磺酸盐的配比低于5:5，实施例7中非离子表面活性剂和重烷基苯磺酸盐的配比高于1:19，都会导致原油的界面张力远高于合理配比方案，由渗析效率低于7％，洗油效率低于25％也可以看出，实施例6-7配比的压裂驱油剂无法辅助采油，采用本发明中两种物质的的配比介于5:5-1:19之间，才能得到合理的界面张力，从而实现原油的驱替；
(4)对比实施例2和实施例8-9可以看出，实施例2和实施例8-9中由于加入了交联剂，因此体系的粘度远高于不加入交联剂的方案，又因为实施例8中交联剂的量低于0.1％，实施例9中交联剂的量高于0.4％，加入原油后，整个体系的粘度差异率高于5％，交联剂浓度不匹配严重影响了胍胶基液成胶性能，本发明通过添加0.1-0.4wt％的交联剂，节省了原料，降低了生产成本；
(5)综合实施例1和对比例1-2可以看出，采用其他物质配置活性组分并与助剂等复配，较地层水提高的渗吸效率低于7％，洗油效率低于20％，说明对比例1-4的配方提供的压裂驱油剂无法对原油进行有效驱替；
(6)综合实施例1和对比例3-4可以看出，对比例3单独使用脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂G12-7N，加入原油之后整个体系的界面张力高达82.4×10-2mN/m，较地层水提高的渗吸效率仅为1.33％，对比例4单独使用阴离子表面活性剂重烷基苯磺酸盐5#，加入原油之后整个体系的界面张力高达16.93×10-2mN/m，较地层水提高的渗吸效率仅为3.44％，且两种洗油效率液仅为16％以下，说明只有采用本发明中的两种物质进行范围内的配比，才能起到原油压裂驱替的效果。
综上所述，本发明提供的压裂驱油剂在驱替低渗油藏和/或致密油藏中原油时，界面张力低，渗吸和洗油效率高，乳化性适中，能有效改变岩石润湿性，提高采收率明显；所述压裂驱油剂在目标储层中吸附量低，长期稳定性较好，压裂驱油剂对压裂液的成胶性、粘度、流变性等性能影响小，主要成分由成熟的工业产品调配制取，在实际生产中推广周期短，投入成本低，适合工业生产使用。
申请人声明，以上所述仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，所属技术领域的技术人员应该明了，任何属于本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
Claims (10)
1.一种压裂驱油剂，其特征在于，所述压裂驱油剂包括活性组分和助剂，所述活性组分包括脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂和重烷基苯磺酸盐。
2.根据权利要求1所述的压裂驱油剂，其特征在于，所述重烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂的复配质量比例为5:5-19:1，优选为8:2-12:1；
优选地，所述脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂占所述压裂驱油剂总质量的0.01-0.03％；
优选地，所述重烷基苯磺酸盐占所述压裂驱油剂总质量的0.09-0.27％。
3.根据权利要求1或2所述的压裂驱油剂，其特征在于，所述助剂包括压裂液；
优选地，所述压裂液包括滑溜水压裂液或瓜尔胶压裂液；
优选地，所述滑溜水压裂液占压裂驱油剂总质量的0.03-0.8％；
优选地，所述瓜尔胶压裂液包括线性瓜尔胶压裂液和/或冻胶压裂液；
优选地，所述瓜尔胶压裂液由瓜尔胶粉配置；
优选地，所述瓜尔胶粉包括羧甲基瓜尔胶和/或羟丙基瓜尔胶；
优选地，所述瓜尔胶压裂液占压裂驱油剂总质量的0.20-0.40％；
优选地，所述助剂还包括调节剂，优选为氢氧化钠和/或碳酸钠；
优选地，所述助剂包括交联剂，优选为铬交联剂、有机硼交联剂或有机钛交联剂中的任意一种或两种以上的组合；
优选地，所述交联剂占所述压裂驱油剂总质量的0.08-0.15％。
4.根据权利要求1-3任一项所述的压裂驱油剂，其特征在于，所述活性组分的油水界面张力为10-2-10-3mN/m，优选为2×10-3-9×10-3mN/m。
5.一种根据权利要求1-4任一项所述的压裂驱油剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括：混合重烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂，一次搅拌后得到所述压裂驱油剂的活性组分，再加入助剂，得到所述压裂驱油剂。
6.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，所述一次搅拌的温度为10-40℃，优选为20-30℃；
优选地，所述一次搅拌的速度为300-500r/min，优选为350-450r/min；
优选地，所述一次搅拌的时间为2-10min，优选为4-8min；
优选地，所述加入助剂包括：一次搅拌后加入调节剂调节活性组分的pH值；
优选地，所述调节剂为氢氧化钠和/或碳酸钠；
优选地，调节后的活性组分的pH值为9-11，优选为9.5-10.5；
优选地，所述加入助剂还包括：调节后的活性组分与压裂液混合后进行二次搅拌，得到第一压裂驱油剂；
优选地，所述二次搅拌的温度为10-40℃，优选为20-30℃；
优选地，所述二次搅拌的速度为100-500r/min，优选为200-300r/min；
优选地，所述二次搅拌的时间为10-30min，优选为15-25min。
7.根据权利要求6所述的制备方法，其特征在于，所述加入助剂还包括：所述第一压裂驱油剂与交联剂混合后进行三次搅拌，得到第二压裂驱油剂；
优选地，所述第二压裂驱油剂的粘度比第二压裂驱油剂高；
优选地，所述交联剂占压裂驱油剂的质量浓度为0.1-0.4％，优选为0.15-0.35％；
优选地，所述三次搅拌的温度为60-100℃，优选为70-90℃。
8.一种根据权利要求1-4任一项所述的压裂驱油剂的应用，其特征在于，所述压裂驱油剂用于油藏中原油的驱替。
9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，所述油藏为低渗油藏和/或致密油藏；
优选地，所述油藏中岩石的气测孔隙度为5.8-7.2％；
优选地，所述油藏中岩石的气测渗透率为0.45-0.53mD。
10.根据权利要求8或9所述的应用，其特征在于，所述油藏中储层的静态吸附量低于10mg/g；
优选地，注入储层后活性组分的油水界面张力30天内不高于10-2mN/m。
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