一种驱替前缘突进锁定剂体系及其制备方法与流程

本发明属于石油化学
技术领域：
，具体涉及一种驱替前缘突进锁定剂体系及其制备方法。
背景技术：
：目前，我国的大部分油田进入了注水开发阶段的中后期，油井产水率高，采收率低，油田产量下降。究其原因，主要是由于水驱后期效果不理想，水相流度远远大于油相流度，并且二者间的流度比随着原油黏度的增大而增大，在水驱过程当中，极易出现指进现象，形成非活塞驱替，驱替前缘呈现出不规则的突进。特别是到了水驱后期阶段，水窜现象更加严重，不利的流度比导致驱替前缘突进，无法形成活塞驱替，波及效率大大降低。虽然在三次采油阶段，可以通过采用聚合物驱等技术手段增加驱替相的黏度，降低水油间的流度比，在一定程度上达到流度控制，增大波及效率的目的。但是，受限于地层中的各种复杂因素，如高温、高矿化度以及剪切作用等，聚合物溶液在地层中的实际黏度远远小于在地面配制时的黏度，从而使得聚合物的流度控制能力达不到预设的效果。因此，本申请利用前缘突进时已形成的渗流通道，将一种可控制前缘的药剂注入地层中，在驱替前缘突进处形成高黏度的半固态流体，锁定驱替前缘突进，从而迫使后续驱替相从其余方向推进，形成新的、更广阔、更均匀推进的驱替前缘。同时由于其自身接近于水的极低黏度，该药剂进入地层后主要延突进时已形成的渗流通道前行，基本不会进入非突进通道，因此该药剂能较为精准地锁定前缘突进，大大提高波及效率，从而进一步提高原油采收率。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种驱替前缘突进锁定剂体系，该锁定剂体系具有锁定前缘突进能力，其具有注入前及注入中黏度接近于水，到达目标位置后黏度极度增大形成半固态流体的特点，能很好地控制驱替前缘的突进，从而增大波及效率，提高油藏的原油采收率。为了达到上述技术目的，本发明具体通过以下技术方案实现：一种驱替前缘突进锁定剂体系，包括受体剂、配体剂和顶替剂的水溶液，所述的受体剂、配体剂和顶替剂水溶液的体积比为1:1:1，所述的受体剂和配体剂水溶液中总质量浓度为20％～25％，顶替剂水溶液中质量浓度为0.1％～0.15％。所述的受体剂由增稠剂、受体和引发剂组成，具体的，按照质量分数所述的受体剂包括以下组分：70％～82％丙烯酰胺(am)、12％～24％丙烯酸(aa)、0.5％～1.5％十六烷基烯丙基二甲基氯化铵、2.5％～4％烯丙基β环糊精、0.5％～1％偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐。所述的配体剂由增稠剂、配体和引发剂组成，具体的，按照质量分数所述的配体剂包括以下组分：70％～82％丙烯酰胺(am)、12％～24％丙烯酸(aa)、0.5％～1.5％十六烷基烯丙基二甲基氯化铵、2.5％～4％烯丙酰胺基金刚烷、0.5％～1％偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐。其中，丙烯酰胺(am)、丙烯酸(aa)、和十六烷基烯丙基二甲基氯化铵为增稠剂，烯丙基β环糊精为受体，烯丙酰胺基金刚烷为配体，偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐为引发剂。所述的烯丙基β环糊精的结构式为：所述的烯丙酰胺基金刚烷的结构式为：所述的顶替剂为聚丙烯酰胺(hpam)。本发明中所述的增稠剂在受体剂和配体剂中起增加黏度的作用，所述的受体烯丙基β环糊精由于自身是一个具有空腔的空间结构，可起到给配体提供可嵌合空腔的作用，所述的配体烯丙酰胺基金刚烷由于自身空间结构略小于烯丙基β环糊精的空腔，可起到与受体空腔嵌合的作用，所述的引发剂起到引发受体剂和配体剂原位聚合的作用在本发明的另一方面，提供了上述驱替前缘突进锁定剂体系的制备方法，包括以下步骤：1)将受体剂和配体剂分别溶于蒸馏水中，使得受体剂和配体剂在水中的组分总质量浓度为20％～25％，搅拌均匀；2)用氢氧化钠水溶液分别调节受体剂和配体剂的水溶液至ph为7～9，即得受体剂和配体剂的水溶液；3)将聚丙烯酰胺溶于蒸馏水中，使得聚丙烯酰胺的质量浓度为0.1％～0.15％，搅拌即得顶替剂水溶液。本发明所述的受体剂和配体剂在体系中的维持温度为25℃左右。如图1所示，本发明锁定剂体系中顶替剂将受体剂和配体剂顶替至驱替前缘突进处，起到减少二者在前行时损耗的作用，然后所述的受体剂和配体剂分别于目标位置在引发剂的作用下发生原位聚合，由极低黏度流体转变为带有一定黏度的流体。具体的，如图2所示，锁定剂为受体剂和配体剂在配体和受体的嵌合作用下进一步发生结合，生成具有高黏度的半固态产物，起到锁定驱替前缘突进，从而迫使后续驱替相从其余方向推进，形成新的、更广阔、更均匀推进的驱替前缘的作用。本发明的有益效果为：本发明驱替前缘突进锁定剂，相比于现有的调整驱替前缘的化学药剂，具有以下优点：(1)体系中起锁定作用的组分受体剂和配体剂，二者黏度与水相近，为牛顿流体，在注入地层时不会引起注入压力进一步增高，具有良好的注入性，适用于各类渗透率油藏；(2)体系中起锁定作用的组分受体剂和配体剂，二者黏度与水相近，溶液抗剪切能力强，在经过近井地带时，几乎不受剪切作用的影响，黏度和有效成分的损失可忽略不计；(3)体系中起锁定作用的组分受体剂和配体剂具有良好的耐温抗盐性能，油藏温度越高，在引发剂的作用下二者原位聚合的速度越快，等待起效时间越短，且其中的十六烷基烯丙基二甲基氯化铵、烯丙基β环糊精和烯丙酰胺基金刚烷，能在二者原位聚合和嵌合的过程中，为体系增加疏水微区和空间位阻，大大提高体系的整体抗盐性。附图说明图1是本发明驱替前缘突进锁定体系的形成原理图；图2是本发明驱替前缘突进锁定剂工作状态图；图3是本发明实施例5驱替压力示图。具体实施方式下面将结合本发明具体的实施例，对本发明技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅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1本实施例提供了一种驱替前缘突进锁定剂体系，包括受体剂、配体剂和顶替剂的水溶液，受体剂、配体剂和顶替剂水溶液的体积比为1:1:1，受体剂水溶液中组分总质量浓度为25％，配体剂水溶液中组分总质量浓度为20％，顶替剂水溶液中组分总质量浓度为0.15％。具体本发明驱替前缘突进锁定剂体系，通过以下方法制备：(1)按质量分数准备好受体剂组分：70％丙烯酰胺(am)、24％丙烯酸(aa)、1.5％十六烷基烯丙基二甲基氯化铵、4％烯丙基β环糊精、0.5％偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐；(2)按质量分数准备好配体剂组分：70％丙烯酰胺(am)、24％丙烯酸(aa)、1.5％十六烷基烯丙基二甲基氯化铵、4％烯丙酰胺基金刚烷、1％偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐；(3)将受体剂和配体剂组分分别加入两个500ml的烧杯中；(2)向烧杯中分别倒入蒸馏水，打开电动搅拌器，定时搅拌30分钟，并在烧杯中放入电子温度计，维持体系的温度在常温25℃左右；(3)向装有受体剂和配体剂的烧杯中分别加入一定量的质量浓度为50％的氢氧化钠水溶液，使得体系的ph值处于7～9之间，待各个组分搅拌均匀即可得到受体剂和配体剂溶液；(4)将聚丙烯酰胺加入到500ml的烧杯中，倒入一定量的蒸馏水，使得部分水解的聚丙烯酰胺的组分质量浓度为0.15％，打开电动搅拌器，定时搅拌2小时，待搅拌均匀即为顶替剂。使用时，将配制好的受体剂、配体剂和顶替剂，按照1:1:1的溶液体积比，按先后顺序依次连续注入到岩心(或目的油层)中。实施例2本实施例提供了一种驱替前缘突进锁定剂体系，包括受体剂、配体剂和顶替剂的水溶液，受体剂、配体剂和顶替剂水溶液的体积比为1:1:1，受体剂水溶液中组分总质量浓度为20％，配体剂水溶液中组分总质量浓度为25％，顶替剂水溶液中组分总质量浓度为0.1％。具体本发明驱替前缘突进锁定剂体系，通过以下方法制备：(1)按质量分数准备好受体剂组分：82％丙烯酰胺(am)、14％丙烯酸(aa)、0.5％十六烷基烯丙基二甲基氯化铵、2.5％烯丙基β环糊精、1％偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐；(2)按质量分数准备好配体剂组分：82％丙烯酰胺(am)、14％丙烯酸(aa)、0.5％十六烷基烯丙基二甲基氯化铵、2.5％烯丙酰胺基金刚烷、1％偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐；(3)将受体剂和配体剂组分分别加入两个500ml的烧杯中；(2)向烧杯中分别倒入蒸馏水，打开电动搅拌器，定时搅拌30分钟，并在烧杯中放入电子温度计，维持体系的温度在常温25℃左右；(3)向装有受体剂和配体剂的烧杯中分别加入一定量的质量浓度为50％的氢氧化钠水溶液，使得体系的ph值处于7～9之间，待各个组分搅拌均匀即可得到受体剂和配体剂溶液；(4)将聚丙烯酰胺加入到500ml的烧杯中，倒入一定量的蒸馏水，使得部分水解的聚丙烯酰胺的组分质量浓度为0.1％，打开电动搅拌器，定时搅拌2小时，待搅拌均匀即为顶替剂。使用时，将配制好的受体剂、配体剂和顶替剂，按照1:1:1的溶液体积比，按先后顺序依次连续注入到岩心(或目的油层)中。实施例3本实施例提供了一种驱替前缘突进锁定剂体系，包括受体剂、配体剂和顶替剂的水溶液，受体剂、配体剂和顶替剂水溶液的体积比为1:1:1，受体剂水溶液中组分总质量浓度为25％，配体剂水溶液中组分总质量浓度为25％，顶替剂水溶液中组分总质量浓度为0.1％。具体本发明驱替前缘突进锁定剂体系，通过以下方法制备：(1)按质量分数准备好受体剂组分：80％丙烯酰胺(am)、14％丙烯酸(aa)、1.5％十六烷基烯丙基二甲基氯化铵、3.5％烯丙基β环糊精、1％偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐；(2)按质量分数准备好配体剂组分：80％丙烯酰胺(am)、14％丙烯酸(aa)、1.5％十六烷基烯丙基二甲基氯化铵、3.5％烯丙酰胺基金刚烷、1％偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐；(3)将受体剂和配体剂组分分别加入两个500ml的烧杯中；(2)向烧杯中分别倒入蒸馏水，打开电动搅拌器，定时搅拌30分钟，并在烧杯中放入电子温度计，维持体系的温度在常温25℃左右；(3)向装有受体剂和配体剂的烧杯中分别加入一定量的质量浓度为50％的氢氧化钠水溶液，使得体系的ph值处于7～9之间，待各个组分搅拌均匀即可得到受体剂和配体剂溶液；(4)将聚丙烯酰胺加入到500ml的烧杯中，倒入一定量的蒸馏水，使得部分水解的聚丙烯酰胺的组分质量浓度为0.1％，打开电动搅拌器，定时搅拌2小时，待搅拌均匀即为顶替剂。使用时，将配制好的受体剂、配体剂和顶替剂，按照1:1:1的溶液体积比，按先后顺序依次连续注入到岩心(或目的油层)中。实施例4本发明中涉及到的一种指种驱替前缘突进锁定剂，其由受体剂、配体剂和顶替剂组成。在实际使用时，需先按照实施例1中的方法将其由受体剂和配体剂配制成水溶液。将配制好的受体剂、配体剂和顶替剂溶液，按照1:1:1的溶液体积比，按先后顺序依次连续注入到模拟岩心(或目的油层)中。进入模拟岩心(或目的油层)后，带有一定黏度的顶替剂可将受体剂和配体剂顶替至驱替前缘突进处，并起到减少二者在前行时损耗的作用。在顶替剂的顶替作用下，受体剂和配体剂溶液到达驱替前缘突进处，分别于目标位置在引发剂的作用下发生原位聚合，由极低黏度流体转变为带有一定黏度的流体。转变后的受体剂和配体剂在配体和受体的嵌合作用下进一步发生结合，生成具有高黏度的半固态产物，即为锁定剂，起到锁定驱替前缘突进，从而迫使后续驱替相从其余方向推进，形成新的、更广阔、更均匀推进的驱替前缘的作用。实施例5本实施例提供了一种驱替前缘突进锁定剂体系，对其在饱和煤油的二维人造岩心模型中的驱替前缘突进锁定效果进行了测试。二维人造岩心模型尺寸为长30cm×宽30cm×高5cm，渗透率为0.5d，实验温度50℃。正方形顶面一角为带压力采集装置的注入端，相邻左右两角放置压力采集装置用以采集主流线两侧的压力，对角为出液端。具体测试步骤如下：蒸馏水以1ml/min速度从注入端进入岩心驱替，测定注入端和相邻两角的压力，出液端收集产出液，间隔30min读数记录油水含量，计算含水率，驱替直至出液端瞬时含水率达到90％；以1ml/min的速度先后注入上述锁定剂体系共0.3pv，注入完后封堵进出液端，放置2h，待锁定剂体系起效后，后续水驱；打开进出液端，蒸馏水以1ml/min注入速度驱替岩心模型，驱替直至出液端瞬时含水率达到95％，并计算采出程度。驱替压力如图3所示，各阶段采出程度表1所示。表1各阶段采出程度水驱阶段/％注入锁定剂阶段/％后续水驱阶段/％总采出程度/％30.56.825.162.4由压力曲线及采出程度可知，在水驱阶段，当含水率达到90％时，采出程度为30.5％，水驱压力平稳，此时主流通道已形成，注入的水经过主流通道从出液端流出，仅有少许的油被驱替出，此时水驱效率极低。注入锁定剂后，受体剂和配体剂因黏度与水接近，注入时沿着主流通道流动，压力不变，当带有一定黏度的顶替剂注入后，主流线及其左右两侧的压力均升高，此阶段采出程度为6.8％。等待2小时后，开始后续水驱，此时压力进一步升高，表明锁定剂已经起效，注入的水不再沿主流通道流动，而是绕过已形成的驱替前缘，从岩心的主流线左右两侧前行，形成新的驱替前缘，此阶段采出程度为25.1％，主要来自于岩心左右两侧的剩余油。总体而言，锁定剂对驱替前缘具有良好的锁定效果，能有效形成范围更大的驱替前缘，提高总采出程度。尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。当前第1页1 2 3 

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