本发明涉及一种油田注水用抗盐型纳米乳液增注剂及其制备方法。
背景技术：
：低渗透油藏由于油层孔隙度低，孔喉细小，比表面大，渗流时表面分子力、毛管力等对渗流起到实质性的影响。高比表面的这些特性对流体产生明显影响，使得渗流过程不同于中高渗油藏，出现了比达西渗流更复杂、更强烈的一些作用力，造成了对地层流体的流度、视粘度、流动效率等参数的影响程度加大，微毛细孔道内液体的滞留、孔隙结构复杂程度的增强，使得孔喉控制作用加大，出现了渗透能力随压力梯度改变的非线性流动。造成低渗透油田在开采过程中存在注水压力过高、水注不进、油采不出的技术瓶颈，严重制约了低渗透油藏的开发。只有做好降压增注工作，控制好注水压力，低渗透油田的开发才能正常进行。目前国内在解决低渗透油藏注水井注入困难的主要措施也是采用酸化技术、活性水增注。酸化增注措施在低渗透油藏普遍存在有效期短、处理半径小等问题。同时重复措施效果差，对远距离污染及孔喉等的堵塞所造成的注水压力高等问题无法解决。另外，这些措施都会对储层造成二次污染，严重者能进一步恶化注水开发效果。活性水增注是利用合适的表面活性剂及助剂，通过降低油水界面张力、改变岩石的润湿性、抑制黏土膨胀及细菌生长等，提高注入水的渗流能力，达到低渗透油田降压增注的目的。但是油田现场的地层条件复杂，存在着地层水的矿化度高、二价离子含量高的现象，而高的矿化度和二价离子浓度会降低表面活性剂的性能，使其降低油水界面张力的性能变差，降低活性水的增注效果，抗盐性能的不足也制约了活性水增注技术的推广应用。目前关于纳米乳液的研究报道较多，而其在油田开发的实际应用中较少，本文设计了一种低渗透油藏注水用抗盐型纳米乳液增注体系，良好的抗盐性能使其在高矿化度的地层条件下仍能起到增注作用。纳米尺度的微观结构，使其能够渗入到低渗透油藏孔道内部，并能够吸附到低渗透油藏地层岩石的表面，改善地层表面的润湿性，同时其又具有较低的界面张力，剥离孔道上的油膜，解除注水井近井地带的污染堵塞，疏通地层恢复油井供液能力，实现油井的正常注水。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种油田注水用抗盐型纳米乳液增注剂，通过改善地层润湿性，降低油水界面张力，剥离孔道上的油膜，增大有效注水通道，从而改善渗流环境，提高水相渗透率，降低注水压力，达到增注的目的。本发明所采取的技术方案为：提供一种油田注水用抗盐型纳米乳液增注剂，该纳米乳液增注剂包含以下几种组分，质量分数为0.01%-10%的分散相，质量分数为0.5%-15%的非离子表面活性剂、质量分数为1%-25%的阴离子表面活性剂，质量分数为5%-40%的两性离子表面活性剂，其余部分为水。用于油田增注的纳米乳液制备方法是：在5-40℃下，首先将水和阴离子表面活性剂通过磁力搅拌器，以100-500rpm的搅拌速度搅拌均匀，再向体系中加入非离子表面活性剂，以100-500rpm的搅拌速度搅拌一段时间，待搅拌均匀后再入两性离子表面活性剂，再以100-500rpm的搅拌速度搅拌一段时间，待搅拌均匀后滴加分散相，同时保持100-500rpm的搅拌速度搅拌5-60min，即可得到外观透明的纳米乳液。所述分散相为不溶于水的碳链为4-12的醇类物质以及它们的组合。所述阴离子表面活性剂为为磺酸盐类阴离子表面活性剂。所述的两性离子表面活性剂为磺基甜菜碱类两性离子表面活性剂，包括但不局限于磺乙基甜菜碱、磺丙基甜菜碱、羟基磺丙基甜菜碱、羟丙基磺基甜菜碱以及它们的组合物。所述非离子表面活性剂为聚乙氧基化脂肪醇，结构通式为RO(CH2CH2O)xH，，其中R为碳数为10的直链烷基，x为3-9。所述纳米乳液增注剂可用于低渗透油藏的注水开发，提高地层的水相渗透率，降低注水压力，达到油田注水井增注的目的。本发明所公开的纳米乳液平均粒径小于100nm，其制备方法简单，具有良好的增注性能。室内岩心驱替试验结果表明：0.1%-0.2%的纳米乳液可将驱替压力降低10%以上。具体实施方式实施例1称取10.00g十二烷基磺酸钠和22.00g水于烧杯中，在磁力搅拌器上以200rpm搅拌30min使体系搅拌均匀，再称取6.00g聚乙氧基化脂肪醇（结构为RO(CH2CH2O)xH，其中R为碳数为10的直链烷基，x为3）加入烧杯中、以200rpm的搅拌速度搅拌一段时间直至体系搅拌均匀，此时再称取10.00g十二烷基乙氧基磺基甜菜碱加入烧杯中，继续以200rpm的搅拌速度搅拌一段时间直至体系搅拌均匀，缓慢滴加2.00g正辛醇，待滴加完全后，保持磁力搅拌器搅拌速度200rpm，搅拌30min，即可得到外观澄清透明的纳米乳液。采用美国布鲁克海文仪器公司的ZetaPlus测定纳米乳液的液滴粒径，所制得的纳米乳液平均粒径为46.78nm。实施例2称取4.00g十二烷基苯磺酸钠和16.00g水于烧杯中，在磁力搅拌器上以200rpm搅拌30min使体系搅拌均匀，再称取7.00g聚乙氧基化脂肪醇（结构为RO(CH2CH2O)xH，其中R为碳数为10的直链烷基，x为9）加入烧杯中、以200rpm的搅拌速度搅拌一段时间直至体系搅拌均匀，此时再称取18.00g十六烷基二甲基磺丙基甜菜碱加入烧杯中，继续以200rpm的搅拌速度搅拌一段时间直至体系搅拌均匀，缓慢滴加5.00g正丁醇，待滴加完全后，保持磁力搅拌器搅拌速度200rpm，搅拌30min，即可得到外观澄清透明的纳米乳液。采用美国布鲁克海文仪器公司的ZetaPlus测定纳米乳液的液滴粒径，所制得的纳米乳液平均粒径为68.12nm。实施例3称取1.00g十六烷基磺酸钠和40.00g水于烧杯中，在磁力搅拌器上以200rpm搅拌30min使体系搅拌均匀，再称取2.00g聚乙氧基化脂肪醇（结构为RO(CH2CH2O)xH，其中R为碳数为10的直链烷基，x为4）加入烧杯中、以200rpm的搅拌速度搅拌一段时间直至体系搅拌均匀，此时再称取5.00g十二烷基羟丙基磺基甜菜碱加入烧杯中，继续以200rpm的搅拌速度搅拌一段时间直至体系搅拌均匀，缓慢滴加2.00g正十二醇，待滴加完全后，保持磁力搅拌器搅拌速度200rpm，搅拌30min，即可得到外观澄清透明的纳米乳液。采用美国布鲁克海文仪器公司的ZetaPlus测定纳米乳液的液滴粒径，所制得的纳米乳液平均粒径为56.20nm。实施例4称取5.00g十二烷基苯磺酸钙和29.00g水于烧杯中，在磁力搅拌器上以200rpm搅拌30min使体系搅拌均匀，再称取5.00g聚乙氧基化脂肪醇（结构为RO(CH2CH2O)xH，其中R为碳数为10的直链烷基，x为6）加入烧杯中、以200rpm的搅拌速度搅拌一段时间直至体系搅拌均匀，此时再称取10.00g十六烷酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱加入烧杯中，继续以200rpm的搅拌速度搅拌一段时间直至体系搅拌均匀，缓慢滴加2.00g正十二醇，待滴加完全后，保持磁力搅拌器搅拌速度200rpm，搅拌30min，即可得到外观澄清透明的纳米乳液。采用美国布鲁克海文仪器公司的ZetaPlus测定纳米乳液的液滴粒径，所制得的纳米乳液平均粒径为36.50nm。实施例5采用红河油田现场地层采出水（矿化度微60608.3ppm，其中含有6248ppm的Ca2+，410ppm的Mg2+）和模拟盐水（含有10%的NaCl和1.42%CaCl2的盐水溶液），分别将实施例1-4中制得的纳米乳液配制成质量浓度为0.2%的溶液，采用旋转滴油水界面张力仪TX500C测试溶液与红河油田现场原油的界面张力，结果如表1所示。表1纳米乳液与现场原油的界面张力乳液界面张力（mN/m）实施例11.23×10-2实施例27.60×10-3实施例32..15×10-2实施例41.86×10-2实施例6采用红河油田现场注入水溶解实施例1中制备的纳米乳液，制得质量浓度为0.2%的纳米乳液的现场注入水溶液，采用红河油田天然岩心（空气渗透率为0.558mD）进行室内岩心驱替试验，纳米乳液现场注入水溶液注入量为1孔隙体积，驱替压力由驱替前的3.253MPa降低到驱替后的2.852MPa，压降为12.3%。实施例7采用红河油田现场注入水溶解实施例2中制备的纳米乳液，制得质量浓度为0.1%的纳米乳液的现场注入水溶液，采用红河油田天然岩心（空气渗透率为0.506mD）进行室内岩心驱替试验，纳米乳液现场注入水溶液注入量为2孔隙体积，驱替压力由驱替前的3.857MPa降低到驱替后的3.215MPa，压降为16.6%。实施例8采用红河油田现场注入水溶解实施例3中制备的纳米乳液，制得质量浓度为0.2%的纳米乳液的现场注入水溶液，采用红河油田天然岩心（空气渗透率为0.252mD）进行室内岩心驱替试验，纳米乳液现场注入水溶液注入量为2孔隙体积，驱替压力由驱替前的6.795MPa降低到驱替后的5.823MPa，压降为14.3%。实施例9采用红河油田现场注入水溶解实施例4中制备的纳米乳液，制得质量浓度为0.1%的纳米乳液的现场注入水溶液，采用红河油田天然岩心（空气渗透率为0.806mD）进行室内岩心驱替试验，纳米乳液现场注入水溶液注入量为5孔隙体积，驱替压力由驱替前的2.153MPa降低到驱替后的1.826MPa，压降为15.2%。当前第1页1 2 3