CN116285919A - 一种低油相渣油乳液调驱剂及其使用方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种低油相渣油乳液调驱剂及其使用方法，涉及油田化学技术领域，该调驱剂的原料包括：油相、乳化剂、活化剂和水；其中，油相为渣油；活化剂为纳米粒子。本发明还提供了上述渣油乳液的制备方法以及采用上述渣油乳液的调驱方法。本发明所提供的渣油乳液调驱剂制备及使用方法简单，成本低廉，稳定性优异，可至少稳定180天不破乳，显著延长了调驱作业的有效期，有利于大幅提高原油采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学技术领域，具体涉及一种低油相渣油乳液调驱剂及其使用方法。
背景技术
由于长期注水开发，我国东部大多数油藏区块已出现严重的储层平面和纵向非均质性，因而导致吸水剖面和采液剖面不均，油田开发中存在含水率上升过快、产量快速递减的问题，采出液含水率达到90％以上。因此，稳油控水成为改善油藏开发效果亟需解决的技术难题。
利用化学剂先调剖后驱油(调驱)是目前改善储层非均质性、提高采收率的主要方法。目前油田应用的调剖剂主要有颗粒堵剂、冻胶堵剂、聚合物微球堵剂、泡沫堵剂、乳状液等，化学驱油剂主要有表面活性剂、碱、聚合物所构成的复合体系以及泡沫、乳状液等。由于乳状液具有优异的封堵效果及驱油能力，水包油乳状液作为调驱剂近年来应用越来越多。然而，目前使用的水包油乳状液中油相比例较高，通常高于40％，而且油相一般为煤油、柴油、稀原油等轻质油，因而造成乳状液成本过高，乳状液调驱剂无法获得大规模的推广应用。此外，利用常规表面活性剂难以形成低油相(≤10％)高稳定性的水包油乳状液，加之受油田现场配制条件的限制，低油相高稳定性的水包油乳状液在油田现场施工时更是难以获得，因此研制一种低廉易得的低油相水包油乳状液对于乳状液调驱剂的大规模推广应用具有重要的意义。
专利CN201610911535.3提供了一种水平井堵水用水包油乳状液及其制备方法，该发明涉及一种水平井堵水用水包油乳状液,其特征在于,所述的乳状液由稠油、去离子水、水溶性表面活性剂、油溶性表面活性剂和稳定剂组成。该发明得到的产品初始粘度低于10mPa.s,封堵率达到85％以上,堵水效果良好；但该发明存在油相含量较高的问题，容易发生破乳，不利于延迟调驱作业的有效期，封堵作用减弱。
专利CN112048350.A提供了一种以高浓度废水为原料生产的乳化油及其制备方法和应用，该发明中的乳化油包括：基础油50-65、乳化油6-12份、防锈缓释剂13-20份、极压剂4-8份、三乙醇胺4-8份；制备方法包括将基础油加入容器中，进行加热搅拌，当温度升至70℃时，加入乳化剂、部分防锈剂，30min后加入极压剂、油性剂、部分防锈剂、三乙醇胺和增溶剂，反应得到所需乳化油。将得到的乳化油作为切削液、磨削液、钻孔冷却液，通过调配不同成分的含量得到应用广泛的乳化油，不仅解决了高浓水废水的污染问题，而且使其得到有效利用，变废为宝。但该发明以乳化油主要作为切削液、磨削液、钻孔冷却液，且油相含量较高，对于油水井的调驱作业尚未有应用。
论文：高升油田稠化油缓速乳化堵水技术(潘建华，石油地质与工程，2015)具体公开了根据高升采油厂稠油的特点,筛选出了稠化油缓速乳化堵水所需要的缓速乳化剂，该体系油相为柴油，含量在50％左右，在70℃下，该体系6个月内,黏度一直维持在12000mPa.s；但该文章介绍的是一种以柴油为油相制备的乳状液，目前使用的水包油乳状液中油相比例较高，通常高于40％，因而造成乳状液成本过高，乳状液调驱剂无法获得大规模的推广应用。
针对现有技术调驱剂成本高、封堵作用弱以及不适用油水井的问题，寻找一种制备及使用方法简单，成本低廉，稳定性优异、有利于大幅提高原油采收率的调驱剂十分关键。
发明内容
本发明针对现有技术存在的问题，提供了一种低油相渣油乳液调驱剂及其使用方法，该渣油乳液调驱剂制备及使用方法简单，成本低廉，稳定性优异，可至少稳定180天不破乳，显著延长了调驱作业的有效期，有利于大幅提高原油采收率。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
本发明提供了一种调驱剂，原料包括：油相、乳化剂、活化剂和水；所述油相为渣油；所述活化剂为纳米粒子。
进一步地，所述乳化剂包括脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、烷基糖苷和十八烷基三甲基溴化铵的一种或多种。
优选地，所述乳化剂为表面活性剂复配体系，具体为脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、烷基糖苷和十八烷基三甲基溴化铵。
进一步优选地，所述乳化剂为表面活性剂复配体系，具体为重量比为1：1-2：2-4的脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、烷基糖苷和十八烷基三甲基溴化铵。
进一步地，按重量百分比计，包括：5-15％渣油、0.5-1％乳化剂、0.1-1％纳米粒子和余量水。
进一步地，所述纳米粒子包括二氧化硅溶胶、氧化铝溶胶、二氧化钛溶胶三者之一或组合。
进一步地，所述渣油的软化点为21-46℃。
本发明提供了上述的调驱剂的制备方法，包括以下步骤：
(1)将油田注入水加热，将乳化剂和纳米粒子置于上述水中混合均匀，得到混合液；
(2)将渣油加热至流动状态，缓慢倒入步骤(1)得到的混合液中，即得渣油乳液。
在一些具体的实施方式中，所述调驱剂的制备方法，包括以下步骤：
(1)将一定量的油田注入水(矿化度≤10000mg/L)置于带有加热套的胶体磨中，将水温加热至80℃；按配比将表面活性剂及纳米粒子置于上述水中混合均匀。
(2)将渣油加热至流动状态，在持续搅拌条件下按配比缓慢倒入胶体磨中，10-15分钟后即可得到上述渣油乳液。
本发明还提供了上述的调驱剂在油藏调驱中的应用。
进一步地，所述应用具体包括以下步骤：
S1:当地层水矿化度高于30000mg/L时，将油田注入水作为预处理段塞注入地层，当地层水矿化度低于30000mg/L时，将渣油乳液直接注入地层；
S2:注入大粒径渣油乳液；所述大粒径具体指粒径>3μm；
S3:注入小粒径渣油乳液，最后利用油田注入水进行持续水驱；所述小粒径具体指粒径<2μm。
在一些具体的实施方式中所述应用，具体包括以下步骤：
S1:当地层水矿化度高于30000mg/L时，需用10～20m3的油田注入水(矿化度≤10000mg/L)作为预处理段塞泵入地层，注入压力≤10MPa，注入速度5～10m3/h，避免井筒周围地层水对渣油乳液造成破坏，导致注入压力过高，给连续施工带来不便。若地层水矿化度低于30000mg/L，可将渣油乳液直接注入地层。
S2:注入大粒径(粒径>3μm)渣油乳液，注入速度2～5m3/h，注入压力控制在低于地层破裂压力3MPa以下，设计处理半径为3～5m，渣油乳液注入量
其中，r为计划调剖半径(单位，m)，φ为目标油藏孔隙度(单位，％)，h为出水段长度(单位，m)，π＝3.14。
S3:注入大粒径渣油乳液后，以5～10m3/h的注入速度等量交替注入水及小粒径(粒径<2μm)渣油乳液，注入压力控制在低于地层破裂压力3MPa以下，小粒径渣油乳液注入量按下式计算：V＝8πhφ，其中，V为小粒径渣油乳液注入量(单位，m3)，h为出水段长度(单位，m)，φ为目标油藏孔隙度(单位，％)。最后利用油田注入水以相同的注入速度进行持续水驱。
本发明所取得的技术效果是：
1.本发明所使用的乳化剂为阴/阳/非离子表面活性剂复配体系，三者的协同作用使得渣油更容易乳化；同时，由于静电作用，表面活性剂在油水界面膜上排布更加均一，有利于低油相水包油乳状液的形成与稳定；此外，溶胶纳米粒子可与表面活性剂分子在油水界面膜上形成有序结构缔合体，该结构使得低油相乳状液更加稳定，因此该乳液可稳定180天不破乳，有利于延长调驱作业的有效期。
2.本发明可通过调整表面活性剂与纳米粒子的用量及比例来控制乳状液界面膜的粘弹性及厚度，进而起到调控乳化液滴稳定性及粒径的作用，最终可实现对不同条件(渗透率、孔隙度、温度、矿化度)油藏进行调驱的目的。
3.本发明所使用的油相为渣油，价格低廉且用量小；同时，乳液制备对乳化设备要求较低，乳液使用方法简单，因此使用该乳液进行调驱有利于降低作业成本。
具体实施方式
以下通过特定的具体实例说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点与功效。本发明还可以通过另外不同的具体实施方式加以实施或应用，本说明书中的各项细节也可以基于不同观点与应用，在没有背离本发明的精神下进行各种修饰或改变。
在进一步描述本发明具体实施方式之前，应理解，本发明的保护范围不局限于下述特定的具体实施方案；还应当理解，本发明实施例中使用的术语是为了描述特定的具体实施方案，而不是为了限制本发明的保护范围。
当实施例给出数值范围时，应理解，除非本发明另有说明，每个数值范围的两个端点以及两个端点之间任何一个数值均可选用。除非另外定义，本文中使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同意义。
值得说明的是，本发明中使用的原料均为普通市售产品，因此对其来源不做具体限定。
实施例1
将矿化度为5000mg/L的油田注入水置于带有加热套的胶体磨中，将水温加热至80℃，依次加入0.1g脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、0.2g烷基糖苷、0.3g十八烷基三甲基溴化铵、0.5g二氧化硅溶胶，在高转速条件下使其充分溶解，再将加热至流动状态的渣油按油水质量比为1:9的配比缓慢倒入胶体磨中，10分钟后即可得到渣油乳液。此法得到的渣油乳液的平均粒径为3.36μm，稳定时间为180天。
试验方法：利用实施例1中的渣油乳液进行调驱物模试验。通过物模试验来说明本实施例所述渣油乳液提高采收率的能力。本试验用的填砂管渗透率为2633mD，孔隙度为38.7％。物模试验分四步进行。第一步以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录水驱采收率为40.2％。第二步是以0.3ml/min的流速向填砂管中注入0.2PV(PV为填砂管孔隙体积)的大粒径渣油乳液。第三步是以0.5ml/min的流速交替注入注入水及小粒径渣油乳液，单次渣油乳液注入量为0.15PV，总注入量为0.3PV，记录累积采收率为61.3％。第四步是以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录累积采收率为80.8％。
实施例2
将矿化度为5000mg/L的油田注入水置于带有加热套的胶体磨中，将水温加热至80℃，依次加入0.2g脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、0.2g烷基糖苷、0.4g十八烷基三甲基溴化铵、0.3g二氧化硅溶胶、0.3g二氧化钛溶胶，在高转速条件下使其充分溶解，再将加热至流动状态的渣油按油水质量比为1:9的配比缓慢倒入胶体磨中，12分钟后即可得到渣油乳液。此法得到的渣油乳液的平均粒径为2.55μm，稳定时间为200天。
试验方法：利用实施例2中的渣油乳液进行调驱物模试验。通过物模试验来说明本实施例所述渣油乳液提高采收率的能力。本试验用的填砂管渗透率为2640mD，孔隙度为38.6％。物模试验分四步进行。第一步以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录水驱采收率为40.4％。第二步是以0.3ml/min的流速向填砂管中注入0.2PV(PV为填砂管孔隙体积)的大粒径渣油乳液。第三步是以0.5ml/min的流速交替注入注入水及小粒径渣油乳液，单次渣油乳液注入量为0.15PV，总注入量为0.3PV，记录累积采收率为61.6％。第四步是以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录累积采收率为81.6％。
实施例3
将矿化度为5000mg/L的油田注入水置于带有加热套的胶体磨中，将水温加热至80℃，依次加入0.2g脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、0.3g烷基糖苷、0.5g十八烷基三甲基溴化铵、0.4g二氧化硅溶胶、0.05g氧化铝溶胶、0.5g二氧化钛溶胶，在高转速条件下使其充分溶解，再将加热至流动状态的渣油按油水质量比为1:9的配比缓慢倒入胶体磨中，15分钟后即可得到渣油乳液。此法得到的渣油乳液的平均粒径为1.81μm，稳定时间为240天。
试验方法：利用实施例3中的渣油乳液进行调驱物模试验。通过物模试验来说明本实施例所述渣油乳液提高采收率的能力。本试验用的填砂管渗透率为2605mD，孔隙度为38.6％。物模试验分四步进行。第一步以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录水驱采收率为40.1％。第二步是以0.3ml/min的流速向填砂管中注入0.2PV(PV为填砂管孔隙体积)的大粒径渣油乳液。第三步是以0.5ml/min的流速交替注入注入水及小粒径渣油乳液，单次渣油乳液注入量为0.15PV，总注入量为0.3PV，记录累积采收率为61.9％。第四步是以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录累积采收率为82.4％。
对比例1
将矿化度为5000mg/L的油田注入水置于带有加热套的胶体磨中，将水温加热至80℃，依次加入0.2gOP-10、0.3gSpan80、0.5g十六烷基三甲基氯化铵、0.05g氧化铝溶胶、0.5g二氧化钛溶胶，在高转速条件下使其充分溶解，再将加热至流动状态的渣油按油水质量比为1:9的配比缓慢倒入胶体磨中，16分钟后即可得到渣油乳液。此法得到的渣油乳液的平均粒径为6.74μm，稳定时间为2天。
试验方法：利用对比例1中的渣油乳液进行调驱物模试验。通过物模试验来说明本实施例所述渣油乳液提高采收率的能力。本试验用的填砂管渗透率为2625mD，孔隙度为38.6％。物模试验分四步进行。第一步以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录水驱采收率为40.3％。第二步是以0.3ml/min的流速向填砂管中注入0.2PV(PV为填砂管孔隙体积)的大粒径渣油乳液。第三步是以0.5ml/min的流速交替注入注入水及小粒径渣油乳液，单次渣油乳液注入量为0.15PV，总注入量为0.3PV，记录累积采收率为55.3％。第四步是以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录累积采收率为70.2％。
对比例2
将矿化度为5000mg/L的油田注入水置于带有加热套的胶体磨中，将水温加热至80℃，依次加入0.5g脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、0.3g烷基糖苷、0.2g十八烷基三甲基溴化铵、0.4g二氧化硅溶胶、0.05g氧化铝溶胶、0.5g二氧化钛溶胶，在高转速条件下使其充分溶解，再将加热至流动状态的渣油按油水质量比为1:9的配比缓慢倒入胶体磨中，15分钟后即可得到渣油乳液。此法得到的渣油乳液的平均粒径为3.62μm，稳定时间为90天。
试验方法：利用对比例2中的渣油乳液进行调驱物模试验。通过物模试验来说明本实施例所述渣油乳液提高采收率的能力。本试验用的填砂管渗透率为2599mD，孔隙度为38.5％。物模试验分四步进行。第一步以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录水驱采收率为39.9％。第二步是以0.3ml/min的流速向填砂管中注入0.2PV(PV为填砂管孔隙体积)的大粒径渣油乳液。第三步是以0.5ml/min的流速交替注入注入水及小粒径渣油乳液，单次渣油乳液注入量为0.15PV，总注入量为0.3PV，记录累积采收率为57.7％。第四步是以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录累积采收率为76.4％。
对比例3
将矿化度为5000mg/L的油田注入水置于带有加热套的胶体磨中，将水温加热至80℃，依次加入0.2g脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、0.3g烷基糖苷、0.5g十八烷基三甲基溴化铵、0.4g二氧化硅溶胶、0.05g氧化铝溶胶、0.5g二氧化钛溶胶，在高转速条件下使其充分溶解，再将加热至流动状态的稀油按油水质量比为1:9的配比缓慢倒入胶体磨中，15分钟后即可得到稀油乳液。此法得到的稀油乳液的平均粒径为2.64μm，稳定时间为60天。
试验方法：利用对比例3中的稀油乳液进行调驱物模试验。通过物模试验来说明本实施例所述稀油乳液提高采收率的能力。本试验用的填砂管渗透率为2644mD，孔隙度为38.7％。物模试验分四步进行。第一步以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录水驱采收率为40.3％。第二步是以0.3ml/min的流速向填砂管中注入0.2PV(PV为填砂管孔隙体积)的大粒径稀油乳液。第三步是以0.5ml/min的流速交替注入注入水及小粒径稀油乳液，单次稀油乳液注入量为0.15PV，总注入量为0.3PV，记录累积采收率为45.2％。第四步是以0.5ml/min的流速使用注入水进行水驱，驱至出口端含水率大于98％，停止水驱，记录累积采收率为53.2％。
通过流动试验可知，本文发明的渣油乳液可提高采收率40.6-42.3％，由此说明渣油乳液调驱剂具有优异的提高采收率能力。各实例具体的采收率提高量如下表所示：
表1
| 实例 | 采收率提高量(％) |
| 实施例1 | 40.6 |
| 实施例2 | 41.2 |
| 实施例3 | 42.3 |
| 对比例1 | 29.9 |
| 对比例2 | 36.5 |
| 对比例3 | 12.9 |
最后应当说明的是，以上内容仅用以说明本发明的技术方案，而非对本发明保护范围的限制，本领域的普通技术人员对本发明的技术方案进行的简单修改或者等同替换，均不脱离本发明技术方案的实质和范围。
Claims (10)
1.一种调驱剂，其特征在于：原料包括：油相、乳化剂、活化剂和水；所述油相为渣油；所述活化剂为纳米粒子。
2.根据权利要求1所述的调驱剂，其特征在于：所述乳化剂包括脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、烷基糖苷和十八烷基三甲基溴化铵的一种或多种。
3.根据权利要求2所述的调驱剂，其特征在于：所述乳化剂为表面活性剂复配体系，具体为脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、烷基糖苷和十八烷基三甲基溴化铵。
4.根据权利要求3所述的调驱剂，其特征在于：所述乳化剂为表面活性剂复配体系，具体为重量比为1：1-2：2-4的脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐、烷基糖苷和十八烷基三甲基溴化铵。
5.根据权利要求1所述的调驱剂，其特征在于：按重量百分比计，包括：5-15％渣油、0.5-1％乳化剂、0.1-1％纳米粒子和余量水。
6.根据权利要求1所述的调驱剂，其特征在于：所述纳米粒子包括二氧化硅溶胶、氧化铝溶胶、二氧化钛溶胶三者之一或组合。
7.根据权利要求1所述的调驱剂，其特征在于：所述渣油的软化点为21-46℃。
8.如权利要求1-7任一项所述的调驱剂的制备方法，其特征在于：包括以下步骤：
(1)将油田注入水加热，将乳化剂和纳米粒子置于上述水中混合均匀，得到混合液；
(2)将渣油加热至流动状态，缓慢倒入步骤(1)得到的混合液中，即得渣油乳液。
9.如权利要求1-7任一项所述的调驱剂在油藏调驱中的应用。
10.根据权利要求9所述的应用，其特征在于：具体包括以下步骤：
S1:当地层水矿化度高于30000mg/L时，将油田注入水作为预处理段塞注入地层，当地层水矿化度低于30000mg/L时，将渣油乳液直接注入地层；
S2:注入大粒径渣油乳液；所述大粒径具体指粒径>3μm；
S3:注入小粒径渣油乳液，最后利用油田注入水进行持续水驱；所述小粒径具体指粒径<2μm。
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2021
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