一种双疏化学改性剂及其用途的制作方法

本发明属于石油开发领域，具体涉及一种双疏化学改性剂和该双疏化学改性剂在提高砂岩储层油水渗透率中的用途。

背景技术：

低渗油田开发在我国石油工业持续发展中的作用越来越重要，低渗油田开发的科学研究、技术攻关和现场试验都列入了国家重点和几大石油集团公司的重大项目，提高低渗油藏的采收率尤为迫切。对低渗透油藏储层开发，储层岩石的润湿性(亲水、亲油、弱亲水、强亲水等)和带电性能、原油的物性(粘度、密度、组成等)、油/水之间的界面张力，注入水的粘度、界面张力、毛细管力等对原油采收率有重要影响。

油藏岩石的润湿性决定了储层中油、水相对分布情况及毛细管力的大小和方向，并影响油、水相对渗透率，对采收率具有重要影响。现有研究表明：不同润湿类型低渗岩心的采收率是有差别的，其中强油湿岩心最低，强水湿岩心其次，中性润湿的采收率最高。在亲水低渗岩心中，毛细管力是驱油的动力，但因黏土吸水膨胀，产生的贾敏效应阻碍了原油在孔隙中流动，相对中性润湿岩心，其采收率不高；在中性润湿岩心中，由于产生的贾敏效应不显著，此外由于润湿滞后，毛细管力降低，水在孔隙中处于动力学稳定状态，提高了注入水的波及系数，从而提高了采收率；在低渗油湿性岩心中，毛细管力是驱油的阻力，同时又由于低渗油藏复杂的孔隙结构中的油水界面产生的毛细管力使得渗流阻力方向混乱，而且油膜影响着最终采收率，使得水驱采收率相对较低。

因此，亟需开发一种针对低渗透油藏的高采收率方法。

技术实现要素：

本发明要解决的技术问题是提供一种用于低渗透油藏，通过改变岩石润湿性从而提高油、水渗透率的双疏化学改性剂及其用途。

本发明的发明人研读现有技术发现，当油藏为中性润湿时，对提高原油采收率最有利。由此进行合理推测，当低渗透油藏为中性润湿时，对提高原油采收率将是有利的。继而通过实验研究，完成了本发明。

具体地，本发明提供一种双疏化学改性剂，该双疏化学改性剂由以下步骤制得：在惰性气体和第一有机溶剂存在下，将γ-(甲基丙烯酰氧基)丙基三甲氧基硅烷改性的纳米SiO₂与4-全氟(2-异丙基-1,3-二甲基-1-丁烯基)氧苯乙烯混合，然后再加入引发剂进行表面接枝反应。

本发明还提供该双疏化学改性剂在提高砂岩储层油水渗透率中的用途。

岩心双疏改性的目的是为了改善岩心的液相渗流能力，特别是对低渗透油藏来说尤为重要。本发明研究了低渗透的砂岩岩心经过双疏试剂改性岩心内的孔隙润湿性后，水相和油相渗流性能的变化情况。对于某一低渗透目标油藏条件，使用本发明的化学改性剂体系和实验方法处理低渗透砂岩岩心后，可以大幅度提高煤油和水相的渗透率。室内实验提高油、水相渗透率达50％以上。

附图说明

图1为实验岩心渗流系统示意图。

图2为处理前后岩心水注入压力变化曲线，其中，靠上的曲线为未处理，靠下的曲线为处理后。

图3为处理前后岩心水相渗流能力变化曲线。

图4为处理前后岩心油相渗流能力变化曲线。

附图标记说明

1-注入泵；2-中间容器；3-恒温箱；4-夹持器；5-环压泵；6-液体计量器；

7-六通阀；8-压力记录仪；9-实验岩心

具体实施方式

本发明提供一种双疏化学改性剂，该双疏化学改性剂由以下步骤制得：在惰性气体和第一有机溶剂存在下，将γ-(甲基丙烯酰氧基)丙基三甲氧基硅烷改性的纳米SiO₂与4-全氟(2-异丙基-1,3-二甲基-1-丁烯基)氧苯乙烯混合，然后再加入引发剂进行表面接枝反应。

其中，所述改性的纳米SiO₂与4-全氟(2-异丙基-1,3-二甲基-1-丁烯基)氧苯乙烯的重量比优选为1:2-5。

所述第一有机溶剂优选为丙酮、丁酮、戊酮和己酮中的至少一种，进一步优选为丁酮。

根据本发明，所述引发剂可以为本领域常规引发剂，优选为偶氮二异丁腈、偶氮二异庚腈和偶氮异丁氰基甲酰胺中的至少一种，所述引发剂与4-全氟(2-异丙基-1,3-二甲基-1-丁烯基)氧苯乙烯的重量比优选为1:10-20。

根据本发明，所述混合的条件优选包括：搅拌1-2小时，温度为60-70℃；所述表面接枝反应的条件优选包括：温度为60-70℃，时间为36-48h。

根据本发明，所述纳米SiO₂的粒径小于等于40nm。在此粒径范围内的纳米SiO₂制得的双疏改性剂能够进一步提高改性后岩心的液相渗透能力。

根据本发明，所述改性纳米SiO₂的制备方法优选包括以下步骤：

将γ-(甲基丙烯酰氧基)丙基三甲氧基硅烷、第二有机溶剂、纳米SiO₂混合均匀，过滤，高温干燥。

优选地，所述γ-(甲基丙烯酰氧基)丙基三甲氧基硅烷在第二有机溶剂中的浓度1-2mol/L；所述γ-(甲基丙烯酰氧基)丙基三甲氧基硅烷与纳米SiO₂的重量比为2-5:1；所述第二有机溶剂为丙酮、丁酮、戊酮和己酮中的至少一 种，进一步优选为丙酮。

所述混合均匀的条件例如为搅拌、超声等。

所述高温干燥的条件可以包括：温度为180-200℃，时间为4-6h。

本发明的双疏化学改性剂可用于改善岩心的液相渗流能力，从而提高砂岩储层油水渗透率。

采用如图1所示的实验装置在岩心夹持器内对低渗透砂岩岩心进行双疏改性实验，并对改性后的岩心进行油水相渗流性能测试。

首先将选定的实验岩心9(低渗透砂岩)安装在夹持器4中，双疏改性剂溶液和测量渗流性能的水相和煤油相分别装在不同的中间容器2中，通过注入泵1控制注入的改性试剂的量和速度，对夹持器4中的实验岩心9进行双疏改性处理，所述中间容器2与夹持器4中间设置有六通阀7。对比测量岩心改性处理前后或者处理过与未处理岩心的水相、油相渗流能力，通过注入泵和油、水相的中间容器2分别注入不同速率的水和煤油，通过压力记录仪8测量岩心入口和出口端压力差的变化情况，根据达西公式，对比考察岩心的液相渗流能力。其他实验条件相同的情况下，压力差和液相渗流成反比例关系。

根据本发明一种具体实施方式，实验保持恒温箱3在85℃，首先测量未处理的实验岩心9的水相渗流能力，以一定的速率注入水相，实时记录岩心入口和出口两端的压力差，待压力差基本稳定后，停止注水。然后通过注入泵1把注入化学改性剂溶液注入夹持器4中的低渗透砂岩岩心，通过环压泵5保持夹持器内的压力在10MPa以上，使夹持器4内的岩心经过化学改性剂处理24小时以上，打开夹持器4的出口，排出处理液至液体计量器6。再以相同的速率注入水相，实时记录岩心入口和出口两端的压力差。比较岩心处理前后，同样注水速率下的水相渗透率。

油相渗透率的比较方法为将实验岩心9均分为同样的两段，一段在85℃ 下，以一定的速率注入煤油相，实时记录岩心入口和出口两端的压力差。换另外一段岩心通过注入泵1把化学改性剂溶液注入夹持器中的低渗透砂岩岩心，并保持夹持器内的压力在10MPa以上，使夹持器内的岩心经过化学改性剂处理24小时以上，打开夹持器的出口，排出处理液。然后再以相同的速率注入煤油相，实时记录岩心入口和出口两端的压力差。比较岩心处理前后，同样注煤油速率下的油相渗透率。

实施例1

取4.5gγ-(甲基丙烯酰氧基)丙基三甲氧基硅烷(AH-570)加入到丙酮溶液中，AH-570的浓度为1.5mol/L，加入1.5g纳米SiO₂(粒径30nm)，搅匀，超声使之均匀分散，过滤，在高温烘箱中于200℃干燥4h，取出冷却后备用。在N₂保护下，取4-全氟(2-异丙基-1,3-二甲基-1-丁烯基)氧苯乙烯(FOSt)3.6g加入三颈烧瓶中，加入丁酮，再加入1.2g改性的纳米SiO₂进行表面接枝，搅拌lh，升温至60℃，加入偶氮二异丁睛，于60℃保温反应36h，实现引入低表面能物质与改变表面微观结构的目的，得到具有疏水疏油性的化学改性剂A。

实施例2

取3gγ-(甲基丙烯酰氧基)丙基三甲氧基硅烷(AH-570)加入到丙酮溶液中，AH-570的浓度为1mol/L，加入1.5g纳米SiO₂(粒径40nm)，搅匀，超声使之均匀分散，过滤，在高温烘箱中于180℃干燥6h，取出冷却后备用。在N₂保护下，取4-全氟(2-异丙基-1,3-二甲基-1-丁烯基)氧苯乙烯(FOSt)2.4g加入三颈烧瓶中，加入丁酮，再加入1.2g改性的纳米SiO₂进行表面接枝，搅拌l.5h，升温至70℃，加入偶氮二异丁睛，于70℃保温反应42h，实现引入低表面能物质与改变表面微观结构的目的，得到具有疏水疏油性的化学改 性剂B。

实施例3

取7.5gγ-(甲基丙烯酰氧基)丙基三甲氧基硅烷(AH-570)加入到丙酮溶液中，AH-570的浓度为2mol/L，加入1.5g纳米SiO₂(粒径30nm)，搅匀，超声使之均匀分散，过滤，在高温烘箱中于190℃干燥5h，取出冷却后备用。在N₂保护下，取4-全氟(2-异丙基-1,3-二甲基-1-丁烯基)氧苯乙烯(FOSt)6g加入三颈烧瓶中，加入丁酮，再加入1.2g改性的纳米SiO₂进行表面接枝，搅拌2h，升温至65℃，加入偶氮二异丁睛，于65℃保温反应48h，实现引入低表面能物质与改变表面微观结构的目的，得到具有疏水疏油性的化学改性剂C。

测试例1

在如图1所示实验装置中对岩心进行双疏改性实验，并对改性后的岩心进行油水相渗流性能测试。

选用低渗透贝雷砂岩岩心，气测渗透率为40-50mD，岩心尺寸φ25×100mm。在85℃下，首先测量未处理的贝雷砂岩岩心水相渗流能力，以0.5mL/min的速率注入水相，实时记录岩心入口和出口两端的压力差。然后通过注入泵1把注入化学改性剂溶液注入夹持器4中的低渗透砂岩岩心，并保持夹持器4内的压力在10MPa以上，使夹持器4内的岩心经过化学改性剂处理24小时后，打开夹持器4的出口，排出处理液。然后再以同样0.5mL/min的速率注入水相，实时记录岩心入口和出口两端的压力差。比较岩心处理前后，同样注水速率下的水相渗透率，如图2和图3所示。实验结果表明水相渗流平稳后，岩心经过改性剂处理后的水相渗透率是未处理岩心的1.5倍，也即水相渗透率提高了50％。

测试例2

在如图1所示实验装置中对岩心进行双疏改性实验，并对改性后的岩心进行油水相渗流性能测试。

选用低渗透贝雷砂岩岩心，气测渗透率为40-50mD，岩心尺寸φ25×300mm，为了方便同条件下对比，将岩心切割为等长度的3段备用，每段长度约为100mm。一段不做任何处理，直接测试油相渗透率；第二段用于岩心改性处理，处理后再测量水相或者油相的渗透率；第三段为备用岩心。取一段100mm的贝雷砂岩岩心在85℃下，以0.2mL/min的速率注入煤油相，实时记录岩心入口和出口两端的压力差。换另外一段100mm的贝雷砂岩岩心固定在夹持器4中，通过注入泵1把化学改性剂溶液注入夹持器4中的岩心，并保持夹持器4内的压力在10MPa以上，使夹持器4内的岩心经过化学改性剂处理24小时，打开夹持器4的出口，排出处理液。然后再以同样0.2mL/min的速率注入煤油相，实时记录岩心入口和出口两端的压力差。比较两个同样的贝雷砂岩岩心在是否经过化学改性剂处理情况下，0.2mL/min注煤油速率下的油相渗透率，如图4所示。实验结果表明，油相渗流平稳后，岩心经过改性剂处理后的油相渗透率是未处理岩心的1.6倍，也即水相渗透率提高了60％。