一种致密油藏相渗调驱剂及其制备方法
阅读说明：本技术 一种致密油藏相渗调驱剂及其制备方法 (Compact oil reservoir phase-permeation profile control agent and preparation method thereof ) 是由 位建成 姜涛 赵文勋 李文坤 裴玉彬 张鹏志 于 2021-02-09 设计创作，主要内容包括：本发明涉及一种致密油藏相渗调驱剂及其制备方法,以物料重量百分数比计数,所述的相渗调驱剂配方包括以下成分：磺基甜菜碱两性表面活性剂5％～15％；超强相渗调节剂0.5％～5％,非离子表面活性剂5％～10％,助剂1％～5％；中间体0～0.5％,余量为水。本发明通过添加超强相渗调节剂,可以有效提高洗油效率以及水驱采收率。本发明还涉及所述相渗调驱剂的制备方法。(The invention relates to a compact oil reservoir phase permeation profile control agent and a preparation method thereof, wherein the profile control agent comprises the following components in percentage by weight: 5 to 15 percent of sulfobetaine amphoteric surfactant; 0.5-5% of super-strong phase permeation regulator, 5-10% of nonionic surfactant and 1-5% of auxiliary agent; 0-0.5% of intermediate and the balance of water. By adding the super strong phase permeation regulator, the oil washing efficiency and the water drive recovery ratio can be effectively improved. The invention also relates to a preparation method of the phase permeation profile control agent.)
技术领域
本发明涉及致密油藏相渗调驱剂及其制备方法，属于精细化学品和油气田开发技术领域。
背景技术
致密油储量丰富，是继页岩气之后非常规油气藏探勘开发领域的又一新热点，被石油工业界誉为“黑金”。但缺乏有效的开发技术手段，储量动用程度较低，致密油藏有效开发可在一定程度上有效缓解我国石油资源匮乏的现状。从开发程度及开发效果看，低渗透致密油气田的油气产量比重正在逐步增加，但是低渗透油藏的采收率相较于中高渗油藏的采收率一直处于一个较低的水平。
渗吸采油主要依靠毛管力实现吸液排油，渗吸过程是润湿相(通常指水相)流体通过毛细管力的作用进入多孔介质中，将非润湿相(油相)流体替换出来的过程，渗吸作用对提高致密油藏原油采收率具有重要的实践意义，可以进一步提高原油采收率。近年来，渗吸采油技术以其技术简单、操作费用低和增油效果较好而受到广大石油科技工作者的高度重视，有希望成为低油价条件下致密油藏开发有效措施之一。
岩心表面亲水性的增强、温度的升高以及原油黏度的降低，渗吸采收率均逐渐增大。对于致密油藏，亲水性较弱，而且渗吸驱油往往容易受到储层物性、界面张力、岩石润湿性，以及入井流体特征的影响，因此过程比较复杂，这无疑对致密油藏的原油采收提出了更大的挑战。故而如何改善渗吸液性能来增强渗吸过程中毛管力作用受到了油田工作者的高度重视。
将现有渗吸采油技术原理与常规驱油技术结合起来，开发使用超强渗吸剂与适用于致密油藏的表面活性剂驱替复配实现多功能调驱技术体系，使上述复杂过程简单化。调驱剂具有调节地层渗吸压力、调节油水流动阻力、调节岩心表界面张力等能力；具有原油剥离、脱落效率高，实现提高驱油率的效果。
发明内容
针对上述实际致密原油开采中面临的问题，本发明的目的在于提供一种基于相渗调节渗透剂的相渗调驱剂及其制备方法，该相渗调驱剂可以提高水/油相的渗透作用，提高渗吸率，实践中有利于提高洗油效率以及水驱采收率。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案为，一种致密油藏相渗调驱剂及其制备方法，其中致密油藏相渗调驱剂中，按质量百分比计，至少包括：磺基甜菜碱两性表面活性剂5％～15％；超强相渗调节剂0.5％～5％，非离子表面活性剂5％～10％；助剂0％～5％；中间体0～0.5％，余量为水。
所述相渗调节剂的结构示意图如下：
其中：R为C8～C12的烷基，氧乙烯基的个数n为3～5，中间碳链长m为4～6，X-为卤素负离子Cl-或Br-。。
制备过程包括以下步骤：
(1)脂肪胺聚氧乙烯醚与二卤代烷反应，蒸除溶剂后得到二烷基聚氧乙烯基二季铵盐中间体；
其中，聚氧乙烯醚脂肪叔胺中脂肪基R为C8～C12的烷基，聚氧乙烯醚的聚合度n＝3；二卤代烷为1,4-二氯丁烷、1，4-二溴丁烷、1,6-二氯己烷、1，6-二溴己烷其中一种；反应物聚氧乙烯醚脂肪叔胺：二卤代烷的摩尔比为2:1.0～1.2，采用溶剂为水或者异丙醇-水溶液，所述异丙醇-水中异丙醇和水的体积比为1～2:1于80～110℃反应6～10小时
(2)中间体与卤代乙基磺酸钠在氢氧化钠存在下反应得到相渗调节渗透剂；
其中，溶剂为异丙醇-水溶液，于70～90℃反应5～8小时，用氢氧化钠水溶液保持体系pH值8～9反应溶剂异丙醇-水中异丙醇和水的体积比为2:1，卤代乙基磺酸钠为氯代乙基磺酸钠或者溴代乙基磺酸钠中的一种。
(3)按照步骤(1)制备二烷基聚氧乙烯基二季铵盐中间体，按质量百分比称取各组分，搅拌均匀得到致密油藏相渗调驱剂。
优选的，所选磺基甜菜碱两性表面活性剂为烷基羟丙基磺基甜菜碱、烷基磺丙基甜菜碱、烷基乙氧基磺基甜菜碱其中一种或者几种的混合物。进一步优选，磺基甜菜碱两性表面活性剂中的烷基为C8～C14的烷基。
优选的，所选非离子表面活性剂为烷基酚聚氧乙烯醚或者脂肪醇聚氧乙烯醚其中一种。
优选的，烷基酚聚氧乙烯醚或者脂肪醇聚氧乙烯醚的氧乙烯基个数为7～15。
优选的，助剂为一元脂肪醇，最好为C2～C4的脂肪醇。
一种最优的致密油藏相渗调驱剂及其制备方法为称取9.0g十二烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱，1.0g超强相渗调节剂，7.0gAEO-9，3.0g乙醇，0.5g中间体，加水补足100g，搅拌均匀得到致密油藏相渗调驱剂。
本发明提供的致密油藏相渗调驱剂及其制备方法，0.5％～5％的致密油藏相渗调驱剂水溶液应用于致密原油开采过程中提高采收率的采油用化学用品。
本发明的优良效果如下：
(1)本发明原料易得，过程简单安全，生产过程成本低。
(2)本发明调驱剂中的相渗调节渗透剂，其结构含有磺酸基具有耐盐、耐温、临界胶束浓度低性能，对原油剥离性能好，在致密油藏相环境中使用，分子结构和化学性质稳定。相渗调节渗透剂结构中阳离子基团与地层吸附化学结合，长效性性好，阴离子基团营造强亲水性，多个基团增加渗透性，有利于原油剥离、脱落，控制烷烃链长有利于防止润湿反转，磺酸盐抗盐，耐温。
(3)本发明调驱剂中使用的相渗调节剂为多功能基团，稳定性好，与岩芯结合牢固，渗透性强，制备过程简单，易于规模化生产，不产生污染物质排放。
(4)本发明的调驱剂中，各种表面活性剂的复配以达到调节相渗能力，改变润湿性能，降低界面张力，提高驱替效率，降低油水流动阻力的综合功效，更有助于解除水锁，提高驱油率。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步的说明。
以下所述仅是本发明的优选实施方式,应当指出,本发明并不局限于下述方式,在不脱离本发明原理的前提下所作的进一步改进，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。所述原料及溶剂质均为普通市售产品。
本发明中接触角及表面张力测定方法：配制质量百分比为0.5％调驱剂水溶液，测定表面张力；将载玻片悬挂浸泡在上述溶液中，70℃老化42小时，取出，105℃干燥4小时，测定水润接触角。
实施例1
取5.0g十二烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱，3.0g超强相渗调节剂，10.0gOP-10，3.0g异丙醇，加水补足100g，搅拌均匀得到致密油藏相渗调驱剂。接触角66°，表面张力28.8mN/m。
实施例2
取10.0g十二烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱，1.5g超强相渗调节剂，5.0gAEO-9，5.0g正丁醇，加水补足100g，搅拌均匀得到致密油藏相渗调驱剂。接触角68°，表面张力28.5mN/m。
实施例3
取15.0g癸基二甲基羟丙基磺基甜菜碱，1.5g超强相渗调节剂，5.0gOP-10，加水补足100g，搅拌均匀得到致密油藏相渗调驱剂。接触角72°，表面张力28,2mN/m。
实施例4
取10.0g癸基二甲基磺丙基甜菜碱，1.0g超强相渗调节剂，7.0gOP-7，3.0g异丙醇，加水补足100g，搅拌均匀得到致密油藏相渗调驱剂。接触角63°，表面张力28.6mN/m。
实施例5
取5.0g十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱，5.0g超强相渗调节剂，5.0gAEO-9，1.0g异丙醇，加水补足100g，搅拌均匀得到致密油藏相渗调驱剂。接触角58°，表面张力28.4mN/m。
实施例6
取9.0g十二烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱，1.0g超强相渗调节剂，7.0gAEO-9，3.0g乙醇，0.5g中间体，加水补足100g，搅拌均匀得到致密油藏相渗调驱剂。接触角93°，表面张力29.1mN/m。
实施例7
对实施例1～6制备的致密油藏相渗调驱剂进一步进行解水锁、提高采收率效果测试实验。
实验方法：用一定浓度的调驱剂水溶液预先饱和岩芯，将饱和后的岩心置于岩芯夹持器中，在90℃下用煤油驱替，驱替排量为2ml/min，驱替至不再有水产出，记录最高(和平衡)驱替压力与最终驱出水的体积，计算水采出程度。然后用同样浓度的调驱剂水溶液驱油至含水98％，记录水驱油最高(和平衡)驱替压力与最终驱出油的体积，计算原油采出程度。
实验采用人造岩芯，渗透率为35～45μm2，孔隙体积为8.5～10ml，调驱剂水溶液为1％的实施例1～6致密油藏相渗调驱剂水溶液，对照组为1％KCl水溶液，实验结果见表1。
表1实施例1-6实验结果
若油驱渗析液压力低于对照组，采出程度越高于对照组，说明渗吸液具有解除水锁的作用，渗吸液提高油井产能的能力强。若水驱油压力低于对照组，岩心原油流动压力和油水两相流动压力降低，有利于提高原油产能的提高。水驱油采收率高于对照组，经渗吸液处理后可提高水驱波及效率和洗油效率。
扣除岩心一致性差异，由表1看出，本申请的致密油藏相渗调驱剂均具有较高的解水锁，降低油水流动阻力，较好的驱油效率。