微观非均质调驱剂及其制备方法与流程

本发明涉及一种微观非均质调驱剂及其制备方法。

背景技术

目前，国内外油田大多采取注水开发方式，由于储层自身非均质性以及长期高强度注入水冲刷和破坏作用，致使油藏高渗透层渗透率和储层非均质性进一步增加，造成注入水或驱油剂沿优势通道突进，形成低效或无效循环，最终降低油藏中低渗透层波和效率以及采收率。因此，高含水开发期油藏深部液流转向技术已经成为提高采收率的关键技术。颗粒类微观非均质调驱剂与聚合物溶液相比较，具有“堵大不堵小”渗流特性，微观非均质调驱剂与携带液水产生“调”和“驱”协调效应，能够取得较好增油降水效果。此外，微观非均质调驱剂还具有缓膨效果，可以实现深部运移和膨胀封堵效果。因此，微观非均质调驱剂在提高高含水油藏采收率方面的作用愈来愈受到重视，具有广阔应用前景。现有微观非均质调驱剂膨胀倍数一般在5左右，距矿场生产实际需求还有一定差距，亟待开发缓膨时间更长、膨胀倍数更大的微观非均质调驱剂产品。

技术实现要素：

本发明的主要目的在于克服现有技术存在的上述缺点，而提供一种微观非均质调驱剂及其制法，其配方和工艺条件合理，有效提高微观非均质调驱剂缓膨时间和膨胀倍数。

本发明的目的是由以下技术方案实现的。

本发明微观非均质调驱剂，其特征在于，其是由抗温抗盐单体，主药剂、引发剂、交联剂、乳化剂、助剂、分散介质以及水进行聚合反应而成；其中抗温抗盐单体的重量百分比为1至5％、主药剂的重量百分比为10至30％、引发剂的重量百分比为0.1至0.3％、交联剂的重量百分比为0.05至0.1％、乳化剂的重量百分比为10至12％、分散介质的重量百分比为45至65％、助剂的重量百分比为0.1至1％、其余为水。

前述的微观非均质调驱剂，其中，所述抗温抗盐单体为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)；所述主药剂为丙烯酰胺(am)、α-甲基苯乙烯(α-mst)以及丙烯酸(aa)的混合物，其中丙烯酰胺(am)的重量百分比为80至90％，α-甲基苯乙烯(α-mst)的重量百分比为5至7％，丙烯酸(aa)为余量；所述助剂为氢氧化钠(naoh)；所述引发剂为过硫酸铵(aps)和亚硫酸钠(na2so3)的混合物，其中过硫酸铵(aps)、亚硫酸钠(na2so3)的重量比例为2：1；所述交联剂为n,n-亚甲基双丙烯酰胺(mba)；所述乳化剂为吐温(tween)-80与斯盘(span)-80的混合物，其中吐温80与斯盘80的重量比例为10：13；所述分散介质为液体石蜡；所述水为去离子水。

本发明的微观非均质调驱剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)配制种液

油相：按照配方比例依次称取液体石蜡，吐温-80和斯盘-80放置于小烧杯中搅拌均匀；

水相：另取一小烧杯，按照配方比例依次称取去离子水、抗温抗盐单体、主药剂、助剂(naoh)以及交联剂并放置在烧杯中溶解；

引发剂：取一定量去离子蒸馏水分别溶解一定量过硫酸铵(aps)和亚硫酸钠(na2so3)于两个小烧杯中，用保鲜膜封口备用；

将油相种液加入四颈烧瓶中搅拌，同时将水相种液逐滴滴入油相种液中，搅拌预乳化30min后开始升温，至一定温度时，向四颈烧瓶中充氮气保护30min，同时用针管逐滴滴入上述引发剂，反应1h；

(2)配制滴液

油相：按照配方比例依次称取液体石蜡，吐温-80和斯盘-80放置于小烧杯中搅拌均匀；

水相：另取一小烧杯，按照配方比例依次称取去离子水、抗温抗盐单体、主药剂、助剂(naoh)以及交联剂并放置在烧杯中溶解；

引发剂：取一定量去离子蒸馏水分别溶解一定量过硫酸铵(aps)和亚硫酸钠(na2so3)于两个小烧杯中，用保鲜膜封口备用；

将油相滴液置于烧杯中搅拌，同时将水相滴液逐滴滴入油相滴液中，搅拌预乳化30min。

(3)聚合反应

待种液反应1小时后，将预乳化30min后的滴液倒入恒压滴定漏斗中，将恒压滴定漏斗置于四颈烧瓶上，将滴液逐滴滴入盛有种液的四颈烧瓶中，同时充氮气保护30min，并用针管将滴液的引发剂分别逐滴滴入四颈烧瓶中。然后将各颈口堵住，反应四个小时，得到成品。

前述的微观非均质调驱剂的制备方法，其中，所述抗温抗盐单体的重量百分比为1至5％、主药剂的重量百分比为10至30％、引发剂的重量百分比为0.1至0.3％、交联剂的重量百分比为0.05至0.1％、乳化剂的重量百分比为10至12％、分散介质的重量百分比为45至65％、助剂的重量百分比为0.1至1％、其余为去离子水。

前述的微观非均质调驱剂的制备方法，其中，所述抗温抗盐单体为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)；所述主药剂为丙烯酰胺(am)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)、α-甲基苯乙烯(α-mst)以及丙烯酸(aa)的混合物，其中丙烯酰胺(am)的重量百分比为80至90％，α-甲基苯乙烯(α-mst)的重量百分比为5至7％，丙烯酸(aa)为余量；所述助剂为氢氧化钠(naoh)；所述引发剂为过硫酸铵(aps)和亚硫酸钠(na2so3)的混合物，其中过硫酸铵(aps)、亚硫酸钠(na2so3)的重量比例为2：1；所述交联剂为n,n-亚甲基双丙烯酰胺(mba)；所述乳化剂为吐温(tween)-80和斯盘(span)-80的混合物，其中吐温80与斯盘80的重量比例为10：13；所述分散介质为液体石蜡；所述水为去离子水。

本发明微观非均质调驱剂及其制法的有益效果：该微观非均质调驱剂具有缓膨效果好、膨胀倍数大以及膨胀周期长的功效；且具有优良的耐温抗盐性、化学稳定性和注入性；可在油藏储层内实现深部运移和滞留，增加大孔道或高渗透条带渗流阻力，提高注入压力，促使后续驱油剂转向进入中低渗透层，扩大波及体积和提高采收率，为高含水油田提高采收率措施提供技术保障。

附图说明

图1为本发明微观非均质调驱剂材料红外光谱曲线图。

图2为本发明微观非均质调驱剂粒径中值与水化时间关系图。

图3为本发明微观非均质调驱剂膨胀倍数与水化时间关系图。

图中：微球1表示本次室内合成的微观非均质调驱剂，微球2、微球3表示现阶段常规用的微观非均质调驱剂。

附表说明

表1为本发明优化配方的正交实验表。

表2为本发明9组正交试验的具体配方组成。

表3为本发明微观非均质调驱剂粒径随水化时间的变化，反映其在地层水中的膨胀性能。

表4为本发明微观非均质调驱剂在岩心内的缓膨试验结果，反映其在多孔介质中的膨胀封堵效果。

表5为本发明微观非均质调驱剂在岩心中缓膨封堵实验时的传输运移效果。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明进行详细说明。

1、本发明微观非均质调驱剂，其是由抗温抗盐单体，主药剂、引发剂、交联剂、乳化剂、助剂、分散介质以及水进行聚合反应而成；其中抗温抗盐单体的重量百分比为1至5％、主药剂的重量百分比为10至30％、引发剂的重量百分比为0.1至0.3％、交联剂的重量百分比为0.05至0.1％、乳化剂的重量百分比为10至12％、分散介质的重量百分比为45至65％、助剂的重量百分比为0.1至1％、其余为水。其中，该抗温抗盐单体为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)；该主药剂为丙烯酰胺(am)、α-甲基苯乙烯(α-mst)以及丙烯酸(aa)的混合物，其中丙烯酰胺(am)的重量百分比为80至90％，α-甲基苯乙烯(α-mst)的重量百分比为5至7％，丙烯酸(aa)为余量；该助剂为氢氧化钠(naoh)；该引发剂为过硫酸铵(aps)和亚硫酸钠(na2so3)的混合物，其中过硫酸铵(aps)、亚硫酸钠(na2so3)的重量比例为2：1；该交联剂为n,n-亚甲基双丙烯酰胺(mba)；该乳化剂为吐温(tween)-80与斯盘(span)-80的混合物，其中吐温80与斯盘80的重量比例为10：13；该分散介质为液体石蜡；该水为去离子水。

本发明的微观非均质调驱剂的制备方法，其包括以下步骤：

(1)配制种液

油相：按照配方比例依次称取液体石蜡，吐温-80和斯盘-80放置于小烧杯中搅拌均匀；

水相：另取一小烧杯，按照配方比例依次称取去离子水、抗温抗盐单体、主药剂、助剂(naoh)以及交联剂并放置在烧杯中溶解；

引发剂：取一定量去离子蒸馏水分别溶解一定量过硫酸铵(aps)和亚硫酸钠(na2so3)于两个小烧杯中，用保鲜膜封口备用；

将油相种液加入四颈烧瓶中搅拌，同时将水相种液逐滴滴入油相种液中，搅拌预乳化30min后开始升温，至一定温度时，向四颈烧瓶中充氮气保护30min，同时用针管逐滴滴入上述引发剂，反应1h；

(2)配制滴液

油相：按照配方比例依次称取液体石蜡，吐温-80和斯盘-80放置于小烧杯中搅拌均匀；

水相：另取一小烧杯，按照配方比例依次称取去离子水、抗温抗盐单体、主药剂、助剂(naoh)以及交联剂并放置在烧杯中溶解；

引发剂：取一定量去离子蒸馏水分别溶解一定量过硫酸铵(aps)和亚硫酸钠(na2so3)于两个小烧杯中，用保鲜膜封口备用；

将油相滴液置于烧杯中搅拌，同时将水相滴液逐滴滴入油相滴液中，搅拌预乳化30min。

(3)聚合反应

待种液反应1小时后，将预乳化30min后的滴液倒入恒压滴定漏斗中，将恒压滴定漏斗置于四颈烧瓶上，将滴液逐滴滴入盛有种液的四颈烧瓶中，同时充氮气保护30min，并用针管将滴液的引发剂分别逐滴滴入四颈烧瓶中。然后将各颈口堵住，反应四个小时，得到成品。

本发明的微观非均质调驱剂的制备方法，其中，该抗温抗盐单体的重量百分比为1至5％、主药剂的重量百分比为10至30％、引发剂的重量百分比为0.1至0.3％、交联剂的重量百分比为0.05至0.1％、乳化剂的重量百分比为10至12％、分散介质的重量百分比为45至65％、助剂的重量百分比为0.1至1％、其余为去离子水。该抗温抗盐单体为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)；该主药剂为丙烯酰胺(am)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)、α-甲基苯乙烯(α-mst)以及丙烯酸(aa)的混合物，其中丙烯酰胺(am)的重量百分比为80至90％，α-甲基苯乙烯(α-mst)的重量百分比为5至7％，丙烯酸(aa)为余量；该助剂为氢氧化钠(naoh)；该引发剂为过硫酸铵(aps)和亚硫酸钠(na2so3)的混合物，其中过硫酸铵(aps)、亚硫酸钠(na2so3)的重量比例为2：1；该交联剂为n,n-亚甲基双丙烯酰胺(mba)；该乳化剂为吐温(tween)-80和斯盘(span)-80的混合物，其中吐温80与斯盘80的重量比例为10：13；该分散介质为液体石蜡；该水为去离子水。

本发明微观非均质调驱剂产品性能表征。

(1)红外吸收光谱

①共聚物微观非均质调驱剂纯化

将乳液以体积比等于“1:10”比例放入无水乙醇中，充分搅拌进行破乳，在烧杯底部生成大量白色絮凝状沉淀。为除去微观非均质调驱剂表面吸附表面活性剂，经多次蒸馏水洗涤，抽滤后得到滤饼。再以体积比“1:5”的乙醇洗涤、抽滤，得到滤饼自然风干，得到白色粉末。以便后续红外测试。

采用正交试验方法。选定amps、乳化剂、引发剂和温度等为评价因素，选择4因素3水平正交试验表安排实验，见表1，配方组成见表2。

②红外光谱测试

采用nicoletmagna-ir750傅立叶红外分析测试仪,将提纯了的微观非均质调驱剂与溴化钾粉末研细压制成膜进行测试。

采用α-甲基苯乙烯(α-mst)和水溶性单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)和丙烯酰胺(am)以及丙烯酸(aa)四元共聚得到微观非均质调驱剂，然后进行红外光谱测试分析。

(2)微观非均质调驱剂粒径分布

采用油田模拟注入水配制5000mg/l微观非均质调驱剂溶液，置于65℃保温箱中，定期取样检测。检测前先搅拌10min～20min，再用医用注射器吸取少量样品滴到载玻片上，之后采用生物显微镜定期观测微观非均质调驱剂形态和尺寸，确定微观非均质调驱剂外观尺寸与水化时间关系，统计微观非均质调驱剂膨胀前后粒径分布。

(3)静态条件下微观非均质调驱剂缓膨效果

微观非均质调驱剂配制和储存仪器设备包括hj-6型多头磁力搅拌器、电子天平、烧杯、试管和hw-ⅲa型恒温箱等，微观非均质调驱剂配制后须立即开展粒径检测或岩心流动性实验，以减小放置时间对微观非均质调驱剂水化膨胀效果带来的影响。采用奥特光学仪器公司生产bds400倒置生物显微镜观测微观非均质调驱剂外观形态和尺寸分布及其变化规律。

取本方法合成微观非均质调驱剂样品“微观非均质调驱剂1”以及油田上广泛使用微观非均质调驱剂样品“微观非均质调驱剂2”和“微观非均质调驱剂3”进行缓膨性能测试，每个样品测试初期、24h、72h、120h、196h和240h等6个时刻，确定微观非均质调驱剂粒径和粒径分布与时间关系。

(4)岩心中微观非均质调驱剂缓膨效果

岩心驱替实验设备主要包括平流泵、压力传感器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于渤海油藏温度65℃恒温箱内。

微观非均质调驱剂缓膨能力实验步骤：①采用油田注入水配制设计浓度微观非均质调驱剂溶液，将微观非均质调驱剂溶液装入实时搅拌型中间容器内，保持中间容器内搅拌桨一直处于工作状态，以避免微观非均质调驱剂发生沉淀；②将平流泵、中间容器和岩心夹持器用管线连接，形成一个注采系统，除夹持器放置在油藏温度条件下恒温箱内，其它部件置于保温箱外；③提高夹持器环压压力到5mpa以上，确保环压压力大于注入压力1mpa以上；④启动平流泵，以3ml/min～6ml/min超高速度将设计pv(岩心孔隙体积倍数)数微观非均质调驱剂溶液注入岩心，停泵；⑤将岩心从夹持器取出，切掉岩心注入端1.5cm～3.0cm长度(消除微观非均质调驱剂在岩心端面附近区域滞留而形成的“桥堵”效应)，再将岩心按原状态放回夹持器；⑥以正常注入速度0.3ml/min进行水驱，记录初期水驱稳定时注入压差δp1；⑦夹持器继续保留在恒温箱内，进行后续水驱，水驱稳定后记录注入压差。

微观非均质调驱剂缓膨能力评价步骤：①从第三步所建立水驱“注入压差与速度关系曲线”上查获注入速度0.3ml/min或0.5ml/min对应注入压差δp0，微观非均质调驱剂封堵率：η＝(δp0-δp)/δp；②对比不同厂家或不同配方组成或不同合成工艺微观非均质调驱剂封堵率，确定不同微观非均质调驱剂在岩心孔隙内缓膨效果和性能相对优劣程度。

(5)微观非均质调驱剂封堵效果测试

向岩心(均质岩心，kg＝500×10^-3μm²～3000×10^-3μm²，注入水)中注入1.2pv微观非均质调驱剂溶液(微观非均质调驱剂1、微观非均质调驱剂2和微观非均质调驱剂3，浓度0.3％)，缓膨8d，后续水驱至压力稳定。

(6)微观非均质调驱剂传输运移能力测试

向岩心(均质岩心，kg＝3000×10-³μm²，注入水)中注入1.2pv微观非均质调驱剂(微观非均质调驱剂1、微观非均质调驱剂2和微观非均质调驱剂3，浓度0.3％)，记录每个测压点压力变化。缓膨8d，后续水驱至压力稳定，再次记录测压点压力变化。

结果分析

1、微观非均质调驱剂材料红外光谱分析

采用本方法合成微观非均质调驱剂(微观非均质调驱剂1)材料红外光谱图见图1。从图1可以看出，1659.81cm-¹和1452.86cm-¹附近谱带说明-nh-存在，在3190.52cm-¹处吸收峰是苯环不饱和碳氢伸缩振动峰，2924.74cm-¹处是-c-h的吸收峰，1035.62cm-¹和1121.67cm-¹处是-so3h特征吸收峰。由此说明，α-甲基苯乙烯(α-mst)疏水基团苯环和水溶性单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)的抗温抗盐基团磺酸基团均在微观非均质调驱剂材料上，表明成功发生了共聚反应。

如表1、表2所示，通过4因素3水平正交实验，得到9组样品，选取其中乳液稳定性较好的3种，分别为微观非均质调驱剂1、微观非均质调驱剂2和微观非均质调驱剂3进行后续实验表征。

2、微观非均质调驱剂粒径和粒径分布与时间关系

(1)微观非均质调驱剂粒径

微观非均质调驱剂1、微观非均质调驱剂2和微观非均质调驱剂3水化膨胀过程中不同时刻微观非均质调驱剂粒径测试结果(μm)汇总见表3。从表3可以看出，在3种微观非均质调驱剂中，水化72h后微观非均质调驱剂1粒径增加速度明显加快，240h后粒径变化幅度逐渐减小，最终粒径中值18μm，膨胀倍数超过10，明显高于其它2个微观非均质调驱剂样品。

(2)微观非均质调驱剂膨胀倍数

吸水膨胀倍数为微观非均质调驱剂吸水膨胀后粒径与吸水膨胀前粒径之比，反映微观非均质调驱剂吸水膨胀能力，其值越大，微观非均质调驱剂吸水膨胀能力越强，反之越弱。

膨胀倍数计算公式为

q＝(d2-d1)/d1(1)

式中，q—膨胀倍数，无因次；

d1和d2—为初始和膨胀后粒径，μm。

微观非均质调驱剂膨胀倍数(粒径中值)与时间关系见图2。从图2所示可以看出，随水化时间延长，微观非均质调驱剂粒径膨胀倍数增加，72h前膨胀速率较快，之后膨胀速度减缓。与其它微观非均质调驱剂相比较，72h后“微观非均质调驱剂1”粒径膨胀速率开始加快，192h后趋于稳定。从水化效果即膨胀倍数方面考虑，3种微观非均质调驱剂性能优劣关系：“微观非均质调驱剂1”优于“微观非均质调驱剂2”和“微观非均质调驱剂3”。

3、微观非均质调驱剂在岩心中缓膨效果

(1)微观非均质调驱剂封堵效果

微观非均质调驱剂岩心内缓膨封堵结果见表4。从表4可以看出，“微观非均质调驱剂1”阻力系数和残余阻力系数大于“微观非均质调驱剂2”和“微观非均质调驱剂3”。

(2)传输运移能力

微观非均质调驱剂1注入岩心各区间压力梯度与时间关系见表5。从表5可以看出，在微观非均质调驱剂注入过程中，离注入端愈近，压力梯度愈高。由于微观非均质调驱剂注入过程中岩心入口端附近区域存在“端面效应”，与其它区间相比较，入口与“测压点1”区间压力梯度值较高。在后续水驱阶段，与其它区间相比较，入口与“测压点1”区间压力梯度升高幅度也较大，表明该区域微观非均质调驱剂滞留量较大。“测压点3”处压力梯度几乎保持不变，表明微观非均质调驱剂还未运移到此处。

表1微球性能影响因素的正交试验表

表2正交试验具体配方组成

表3不同时刻微观非均质调驱剂粒径测试结果

表4微观非均质调驱剂岩心内缓膨封堵结果

表5微观非均质调驱剂传输运移能力

本实施例中未将进行说明的内容为现有技术，故不再进行赘述。

本发明制备的微观非均质调驱剂与现有微观非均质调驱剂相比较，具有以下优点：(1)膨胀倍数增加80％左右(如图3所示，其中“微观非均质调驱剂1”是采用本方法合成微观非均质调驱剂，“微观非均质调驱剂2”和“微观非均质调驱剂3”是目前油田上使用较为广泛的两种微观非均质调驱剂，下同。)可以提高封堵效果；(2)膨胀速度减慢10％左右(如图2所示)，增加微观非均质调驱剂储层内运移距离，提高微观非均质调驱剂深部液流转向效果；(3)微观非均质调驱剂缓膨时间和膨胀倍数不受溶剂水矿化度影响，耐温抗盐性较好。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案。