一种温敏盐敏型驱油组合物和驱替液及其制备方法及应用与流程

本发明属于油田开发化学驱提高采收率领域，更具体地，涉及一种温敏盐敏型驱油组合物和驱替液及其制备方法及应用。

背景技术：

目前我国大部分油田处于开发中后期，含水率迅速上升，甚至高达90％以上，现有的注水技术己难以满足油田的需要。提高原油采收率主要从两个方面达到效果，一方面是提高注入流体在油层中的波及系数，主要的办法是改善油藏的非均质性或者减小驱替相的流度，稳定驱替前沿，一般采取调剖或者通过增加驱替流体的粘度来实现；另一个方面就是提高洗油效率，主要的方法是改变岩石表面的润湿性和减少毛细管现象的不利影响，降低残余油饱和度，利用表面活性剂降低油水界面张力来实现。近年来，聚合物驱技术已成为我国提高石油采收率比较成熟完善的实用技术，矿场先导试验大多获得成功，大庆油田已进入了大面积工业化推广应用阶段，中石化胜利油田、河南油田也都开展过聚合物驱技术研究，并在矿场取得很好的效果。

聚合物是化学驱最为重要的技术，通过在注入水中加入水溶性聚合物，增大驱替相粘度，调整油水流度比，扩大驱替相波及体积，增强洗油效率，即可大幅提高驱油效率。聚合物驱操作简单，成本较低，可以与调剖堵水剂相结合使用，兼具一定的渗透率调节作用。作为合成类水溶性高分子，聚丙烯酰胺及其衍生物为主的合成类聚合物是目前化学驱中应用最广泛，取得效果最为突出的聚合物驱油剂。

部分水解聚丙烯酰胺(hpam)由于其良好的水溶性、原料的易得性、成本的低廉性而成为应用最广泛的三次采油用聚合物，但随着三次采油转向高温、高盐、低渗透油藏，现有的hpam由于存在如下问题已难以满足应用要求：(1)抗盐性差(注入水或地层水中的na⁺、k⁺等一价无机阳离子会对hpam赖以增粘的-coo^－产生静电屏蔽作用，导致hpam线团卷曲，宏观上则表现为粘度大幅度降低；ca²⁺、mg²⁺等高价金属阳离子还易与-coo^－络合而生成沉淀，导致增粘效果彻底丧失)；(2)耐温性差(在高于75℃时，hpam中的酰胺基链节会进一步水解生成-coo^－，因此容易与ca²⁺、mg²⁺等高价金属离子发生络合作用而发生相分离)；(3)剪切稳定性差(由于hpam是线性高分子，且分子量高达1500万以上，因此在地面配注及通过油藏多孔介质时都极易受到剪切和拉伸作用，从而使其分子量降低和分子量分布变宽，极大地影响驱油效率)。针对hpam的这些不足，国内外研究人员主要通过在hpam分子结构中引入so3^-等基团而增强耐盐性，以及尽可能增大hpam的分子量来提高其在受高温、高盐影响后的保留粘度。这两种方法虽然取得了一定的成效，但未能从根本上解决问题。

中国专利申请cn200510021764.x公开了一种复合阳离子疏水缔合水溶性聚合物，该聚合物具有疏水缔合水溶性聚合物盐增粘的特性，共聚物的溶解速度比传统的疏水缔合水溶性聚合物更快，克服了传统疏水缔合水溶性聚合物的溶解速度慢、溶解性能差的缺点，并且增加了复合阳离子聚合物的增粘性。中国专利申请cn201010593594公开了一种粘度可调交联聚合物驱油剂及其制备方法，所述驱油剂中包括聚合物、交联剂、粘度调节剂和配制水，其中配制成的交联聚合物驱油剂中聚合物浓度为500-1000mg/l；交联剂浓度为30-120mg/l；粘度调节剂浓度为0-8mg/l；配制水：ph值在7.5-8.5。其制备方法为：在聚合物溶液中加入交联剂溶液，搅拌均匀，再加入粘度调节剂溶液，搅拌均匀，并通过调节交联剂和交联助剂的用量来调节交联聚合物驱油剂的粘度。中国专利申请cn201510484051公开了一种三元胺参与合成的交联型聚合物驱油剂及其制备方法，其原料组成组分主要包括丙烯酰胺、过硫酸钾、亚硫酸氢钠和五甲基二乙烯三胺；其制备方法：将原料各组分分别溶于不少于其配方量1.0倍质量份的去离子水中，配制各组分的溶液；将丙烯酰胺溶液、五甲基二乙烯三胺溶液加入反应器中，在搅拌、10～30℃下通入氮气除去排出容器中的氧气，加入过硫酸钾溶液和亚硫酸氢钠溶液，待反应体系开始聚合，粘度明显增加，停止通入氮气与搅拌，聚合反应至温度恒定，即制备得到胶状驱油剂。

上述驱油剂均存在着在高温高盐油藏中聚合物耐温抗盐性能的不足的问题。

技术实现要素：

本发明的目的在于针对现有技术中在高温高盐(温度70～95℃或/和盐度30000～100000mg/l)油藏中聚合物耐温抗盐性能的不足的问题，提供一种应用于高温高盐油藏的驱替液，其具有利用油藏中的高温度和高盐度的特性，可增加驱替液的黏度，达到提高高温高盐油藏原油采收率的目的。

为了实现上述目的，本发明的第一方面提供一种温敏盐敏型驱油组合物，该温敏盐敏型驱油组合物包括：聚丙烯酰胺、温敏盐敏型化学剂、羟基磷灰石纳米粒子；

以聚丙烯酰胺的重量为基准，温敏盐敏型化学剂的含量为1～10wt％，羟基磷灰石纳米粒子的含量为0.1～1wt％。

根据本发明，所述温敏盐敏型化学剂是指其结构随体系温度和盐度改变而变化的化学剂。作为优选方案，所述温敏盐敏型化学剂选自聚n-烷基丙烯酰胺、n-环烷基丙烯酰胺、n-醇烷基丙烯酰胺和n-环氧烷基丙烯酰胺中的至少一种。更优选地，所述温敏盐敏型化学剂为聚n-烷基丙烯酰胺。

作为进一步的优选方案，所述聚n-烷基丙烯酰胺选自聚n-乙基丙烯酰胺、聚n-丙基丙烯酰胺、聚n-异丙基丙烯酰胺、聚n-羟丙基丙烯酰胺、聚n-环丙基丙烯酰胺、聚n-丁基丙烯酰胺、聚n,n-二乙基丙烯酰胺、聚n,n-二丙基丙烯酰胺和聚n,n-二丁基丙烯酰胺中的至少一种。

最优选地，所述聚n-烷基丙烯酰胺选自聚n-异丙基丙烯酰胺、聚n,n-二乙基丙烯酰胺、聚n-羟丙基丙烯酰胺、聚n-丁基丙烯酰胺和聚n,n-二丁基丙烯酰胺中的至少一种。选用上述聚n-烷基丙烯酰胺可保证所述温敏盐敏型驱油组合物在应用时具有较高的黏度并提高原油采收率。

作为优选方案，所述聚丙烯酰胺的分子量为(5～20)×10⁶g/mol，水解度为10～30％。所述聚丙烯酰胺可通过商购获得，如北京恒聚公司生产的聚丙烯酰胺。

作为优选方案，所述聚n-烷基丙烯酰胺的分子量为(0.1～10)×10⁵g/mol；

作为优选方案，所述羟基磷灰石纳米粒子的粒径为1～100nm，更优选为5～20nm，采用上述粒径范围的羟基磷灰石纳米粒子的有益之处在于：上述纳米级的粒子有利于驱油时的注入性。

本发明的第二方面提供上述的温敏盐敏型驱油组合物在高温油藏和/或高盐油藏中的应用。

进一步地，所述高温油藏的温度为70～95℃。

进一步地，所述高盐油藏的盐度为30000～100000mg/l。

本发明的第三方面提供一种驱替液，所述驱替液包括水和温敏盐敏型驱油组合物，所述温敏盐敏型驱油组合物为上述的温敏盐敏型驱油组合物。

作为优选方案，所述驱替液中：所述聚丙烯酰胺的浓度为1000～3000mg/l；所述温敏盐敏型化学剂的浓度为30～300mg/l；所述羟基磷灰石纳米粒子的浓度为3～30mg/l。更优选地，所述聚丙烯酰胺的浓度为1200～2000mg/l；所述温敏盐敏型化学剂的浓度为40～120mg/l；所述羟基磷灰石纳米粒子的浓度为8～40mg/l。

对于不同的油藏，本领域技术人员可根据需要及经验对驱替液中聚丙烯酰胺、温敏盐敏型化学剂及羟基磷灰石纳米粒子的浓度进行调整。

根据本发明，所述驱替液中，温敏盐敏型化学剂、羟基磷灰石纳米粒子与聚丙烯酰胺在混合溶液中发生相互作用，改变了水解体hpam的耐温抗盐性能，当温度和盐度在一定范围内增加时，驱替液的黏度随温度和盐度的增加而增加，有利于提高高温高盐(温度70～95℃或/和盐度30000～100000mg/l)油藏条件下的聚合物驱的石油采收率。

驱替液中的水可选用自来水、油藏水等本领域技术人员常规采用的水，从就地取材、节约资源角度出发，优选采用油藏水，也可采用不同浓度的氯化钠水溶液。更优选地，所述油藏水的盐度为30000～100000mg/l(相当于氯化钠水溶液的浓度为30000～100000mg/l)。

本发明的第四方面提供所述驱替液的制备方法，该制备方法包括：

1)在搅拌条件下，将聚丙烯酰胺和温敏盐敏型化学剂与水混合，得到混合水溶液；

2)将羟基磷灰石纳米粒子在水中超声分散，得到羟基磷灰石纳米粒子分散液；

3)将羟基磷灰石纳米粒子分散液加入至聚丙烯酰胺和温敏盐敏型化学剂的混合水溶液中，搅拌混匀后得到所述驱替液。

作为优选方案，步骤3)中，搅拌的时间为10～30min。

本发明的有益效果：

本发明可应用于温度70～95℃、盐度30000～100000mg/l的油藏条件，上述条件下本发明的驱替液的黏度是普通耐温抗盐聚合物黏度2～10倍，室内聚合物驱替实验提高采收率15％左右。

本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

通过结合附图对本发明示例性实施方式进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显。

图1示出了本发明实施例1的驱替液及某市售耐温抗盐聚合物的黏度随温度变化曲线图。

图2示出了本发明实施例2、3、4的驱替液的黏度随盐度变化曲线。

图3示出了本发明实施例1的驱替液的黏度的长期热稳定性曲线。

具体实施方式

下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。

本发明实施例中，采用的聚丙烯酰胺购自北京恒聚公司，分子量为1200万g/mol，水解度为20％左右。

本发明实施例中，采用的聚n-烷基丙烯酰胺的分子量为(0.1～10)×10⁵g/mol，购自阿拉丁化学剂公司。采用的羟基磷灰石纳米粒子购自阿拉丁化学剂公司。

本发明实施例中，驱替液的黏度的长期热稳定性测试方式为：将安剖瓶中驱替液抽真空除氧，再充入氮气后密封保存于设定温度的烘箱中，保温一段时间后测定驱替液的黏度。

本发明实施例中，岩心驱替实验所用的岩心为贝雷砂岩，长为30cm、直径为2.5cm、渗透率为500md、孔隙体积为30ml。整个驱替实验在数字控温箱中进行，流体注入速度为0.3ml/min，注入量为0.5pv，实验温度为70℃。

实施例1

本实施例提供一种驱替液及其制备方法。

常温下将2mg粒径5nm的羟基磷灰石纳米粒子超声分散在6ml浓度为50000mg/l的nacl水溶液中，得到羟基磷灰石纳米粒子分散液。分别称量200mg的聚丙烯酰胺和10mg的聚n-异丙基丙烯酰胺(分子量为20000g/mol)混合溶解于100ml浓度为50000mg/l的nacl水溶液中，搅拌溶解2小时后，加入羟基磷灰石纳米粒子分散液，再搅拌30分钟后，得到驱替液s1，驱替液中溶质(羟基磷灰石纳米粒子、聚丙烯酰胺及聚n-异丙基丙烯酰胺)的浓度为2000mg/l。

用brookfield黏度计测定驱替液的黏度，剪切速率为6r/min。测量温度为20℃～100℃，黏度变化曲线如附图1所示，驱替液的黏度先降低，当超过临界温度后，驱替液黏度再随温度升高，90℃左右黏度达到最大，为51mpa·s左右。可见本发明的驱替液较耐温抗盐聚合物在高温高盐条件下有更好的增黏效果。

模拟油藏温度70℃，盐度50000mg/l条件下，2pv水驱后，注入0.5pv实施例1的驱替液，可提高原油采收率16％。

图3示出了本发明实施例1的驱替液的黏度的长期热稳定性曲线。70℃下，180天长期热稳定性实验数据表明：本实施例的驱替液的初始黏度保持在42mpa·s左右，保温15天后黏度有所增加，30天时达到50mpa·s左右，此后驱替液的黏度保持在50mpa·s左右。可见本发明的驱替液在高温高盐条件下有良好的增黏效果及良好的热稳定性。

对比例1

某市售耐温抗盐聚合物。

采用与实施例1相同的方法，对其黏度进行测试，黏度变化曲线如附图1所示，结果表明，该耐温抗盐聚合物的黏度随温度的升高而降低，从20℃的50mpa·s降低到100℃的5mpa·s。

实施例2

本实施例提供一种驱替液及其制备方法。

常温下将2mg粒径5nm的羟基磷灰石纳米粒子超声分散在6ml浓度为60000mg/l的nacl水溶液中，得到羟基磷灰石纳米粒子分散液。分别称量200mg的聚丙烯酰胺和10mg的聚n-异丙基丙烯酰胺(分子量为50000g/mol)混合溶解于100ml浓度为60000mg/l的nacl水溶液中，搅拌溶解2小时后，加入羟基磷灰石纳米粒子分散液，再搅拌30分钟后，得到驱替液s2，驱替液中溶质(羟基磷灰石纳米粒子、聚丙烯酰胺及聚n-异丙基丙烯酰胺)的浓度为2000mg/l。

用brookfield黏度计测定驱替液的黏度，剪切速率为6r/min。驱替液在70℃下的黏度随盐度变化曲线如附图2所示，驱替液的黏度随盐度增加明显增加，当盐度为30000mg/l时，黏度为32mpa·s，盐度达100000mg/l时，驱替液的黏度增加到了85mpa·s。

实施例3

本实施例提供一种驱替液及其制备方法。

与实施例2的不同之处在于，将聚n-异丙基丙烯酰胺替换为聚n,n-二乙基丙烯酰胺(分子量为50000g/mol，购自阿拉丁试剂公司)。得到驱替液s3。

用brookfield黏度计测定驱替液的黏度，剪切速率为6r/min。驱替液在60℃下的黏度随盐度变化曲线如附图2所示，驱替液的黏度随盐度增加而明显增加，当盐度为30000mg/l时，黏度为28mpa·s，盐度达100000mg/l时，驱替液的黏度增加到了70mpa·s。

实施例4

本实施例提供一种驱替液及其制备方法。

常温下将5mg粒径20nm的羟基磷灰石纳米粒子超声分散在35ml浓度为100000mg/l的nacl水溶液中，得到羟基磷灰石纳米粒子分散液。分别称量250mg的聚丙烯酰胺和15mg的聚n-羟丙基丙烯酰胺(分子量为100000g/mol)混合溶解于100ml浓度为100000mg/l的nacl水溶液中，搅拌溶解2小时后，加入羟基磷灰石纳米粒子分散液，再搅拌30分钟后，得到驱替液s4，驱替液中溶质(羟基磷灰石纳米粒子、聚丙烯酰胺及聚n-羟丙基丙烯酰胺的浓度为2000mg/l。

用brookfield黏度计测定驱替液的黏度，剪切速率为6r/min。驱替液在80℃下的黏度随盐度变化曲线如附图2所示，驱替液的黏度随盐度增加明显增加，当盐度为30000mg/l时，黏度为38mpa·s，盐度达100000mg/l时，驱替液的黏度增加到了92mpa·s。

实施例5

本实施例提供一种驱替液及其制备方法。

常温下将2mg粒径5nm的羟基磷灰石纳米粒子超声分散在10ml浓度为50000mg/l的nacl水溶液中，得到羟基磷灰石纳米粒子分散液。分别称量150mg的聚丙烯酰胺和10mg的聚n-丁基丙烯酰胺(分子量为20000g/mol)混合溶解于100ml浓度为50000mg/l的nacl水溶液中，搅拌溶解2小时后，加入羟基磷灰石纳米粒子分散液，再搅拌30分钟后，得到驱替液s5，驱替液中溶质(羟基磷灰石纳米粒子、聚丙烯酰胺及聚n-丁基丙烯酰胺)的浓度为1500mg/l。

用brookfield黏度计测定驱替液的黏度，剪切速率为6r/min。测量温度为20℃～100℃，驱替液黏度先降低，当超过临界温度后，驱替液黏度再随温度升高，90℃左右，驱替液黏度达到最大，为60mpa·s左右。可见本发明的驱替液在高温高盐条件下有较好的增黏效果。

实施例6

本实施例提供一种驱替液及其制备方法。

常温下将1mg粒径5nm的羟基磷灰石纳米粒子超声分散在4ml浓度为50000mg/l的nacl水溶液中，得到羟基磷灰石纳米粒子分散液。分别称量150mg的聚丙烯酰胺和5mg的聚n,n-二丁基丙烯酰胺(分子量为10000g/mol，购自阿拉丁试剂公司)混合溶解于100ml浓度为50000mg/l的nacl水溶液中，搅拌溶解2小时后，加入羟基磷灰石纳米粒子分散液，再搅拌30分钟后，得到驱替液s6，驱替液中溶质(羟基磷灰石纳米粒子、聚丙烯酰胺及聚n,n-二丁基丙烯酰胺)的浓度为1500mg/l。

用brookfield黏度计测定驱替液的黏度，剪切速率为6r/min。70℃下，驱替液的黏度为32mpa·s。

室内模拟驱油结果表明本实施例的驱替液可提高原油采收率14％。

以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。

起点商标作为专业知识产权交易平台，可以帮助大家解决很多问题，如果大家想要了解更多知产交易信息请点击 【在线咨询】或添加微信 【19522093243】与客服一对一沟通，为大家解决相关问题。

此文章来源于网络,如有侵权,请联系删除