CN113201322A

CN113201322A - 一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法及其应用

Info

Publication number: CN113201322A
Application number: CN202110557996.6A
Authority: CN
Inventors: 李亮
Original assignee: Shaanxi Jiuxin Petroleum Engineering Technology Co ltd
Current assignee: Shaanxi Jiuxin Petroleum Engineering Technology Co ltd
Priority date: 2021-05-21
Filing date: 2021-05-21
Publication date: 2021-08-03

Abstract

本发明涉及一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法及其应用，所述纳米去油剂包括以下原料：所述原料按百分比为：纳米黑卡0.005‑0.006％、一次溶液0.01‑0.015％、瓜尔粉0.45‑0.55％和交联剂0.55‑0.65％，其余为水；本发明中纳米黑卡的片状特征与油/水界面形成“面‑面”接触，极大的增强了界面作用，使用浓度0.005wt％就能发挥智能找油、渗吸、剥离油膜、乳化降黏以及聚并油墙等多重功能，在低渗稀油及常规稠油油藏中具有极大的应用潜力，可实现油藏深部调驱，智能控水，使得油田的含水率大幅度下降。

Description

一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法及其应用

技术领域

本发明涉及油田驱油剂技术领域，特别涉及一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法及其应用。

背景技术

随着油田开发的逐渐深入，聚合物驱、ASP复合驱等化学驱技术在我国开发应用已达40年，大部分中、高渗油田均已进入高含水阶段，“低效循环”严重，采出液70％来自厚度仅占20％左右的优势渗流通道，形成“控不住水，采不出油”的状态。

近年来，低渗储量已成为产量的重要支撑，占比为新增储量80％，动用规模逐年增加，但是，难动用储量也在大幅增加，注水困难，采出程度低，形成了“注不进水，采不出油”的状态。

化学驱在我国获得了巨大的成功，但是，随着应用对象逐渐由常规油藏转向物性较差的低渗储层后，更小的孔隙尺度与更大的比表面积导致传统化学驱油体系遇到了严重的挑战：ASP体系的碱垢与无碱SP体系的吸附滞留，使得化学驱体系原有的技术优势大打折扣，必须探求能够突破这些困难限制的新型驱油新体系。

为此，提出一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法及其应用。

在背景技术中公开的上述信息仅用于加强对本发明的背景的理解，因此其可能包含没有形成为本领域普通技术人员所知晓的现有技术的信息。

发明内容

有鉴于此，本发明实施例希望提供一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法及其应用，以解决或缓解现有技术中存在的技术问题，至少提供一种有益的选择。

本发明实施例的技术方案是这样实现的：一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法，所述纳米去油剂包括以下原料：

所述原料按百分比为：埃洛石粉0.08-0.12％、纳米二氧化硅0.06-0.09％、改性剂0.003-0.005％、活性剂0.002-0.006％、纳米黑卡0.005-0.006％、一次溶液0.01-0.015％、瓜尔粉0.45-0.55％和交联剂0.55-0.65％，其余为水；

所述纳米驱油剂制配时，包括以下步骤：

S1、将纳米黑卡添加入卧式搅拌机内，添加一次溶液，转速为50-75r/min，搅拌时间为15-20min；

S2、加入瓜尔粉和交联剂，继续搅拌25-35min，得到混合物，备用；

S3、将纳米二氧化硅、改性剂和活性剂加入搅拌桶，转速为160-180r/min，搅拌45-55min，得到改性纳米二氧化硅；

S4、将改性纳米二氧化硅和埃洛石粉加入混合物内；

S5、低速加入水，搅拌至均匀，得到纳米驱油剂。

在一些实施例中，所述纳米黑卡为片状结构，纳米黑卡的尺寸为68-75nm ×95-97nm×1.6-1.8nm。

在一些实施例中，所述一次溶液为水，所述改性剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸混合。

在一些实施例中，所述交联剂为二叔丁基过氧化物、过氧化氢二异丙苯和二亚乙基三胺中的任意一种。

在一些实施例中，在所述S3中，水的加入速率为120-160L/min。

一种油田用提高采收率纳米驱油剂的应用，所述纳米驱油剂应用于碳酸盐岩油藏-裂缝/孔洞型调驱、砂岩油藏。

在一些实施例中，所述纳米驱油剂应用于碳酸盐岩油藏-裂缝/孔洞型调驱时，注入纳米驱油剂的同时，通入氮气与酸液。

在一些实施例中，所述纳米驱油剂应用于砂岩油藏时，注入纳米驱油剂的同时，通入二氧化碳。

本发明实施例由于采用以上技术方案，其具有以下优点：

一、本发明中纳米黑卡的片状特征与油/水界面形成“面-面”接触，极大的增强了界面作用，使用浓度0.005wt％就能发挥智能找油、渗吸、剥离油膜、乳化降黏以及聚并油墙等多重功能；且由于纳米黑卡尺寸小，可以顺利注入 1mD的低渗多孔介质，且动吸附滞留量仅为油田应用的常规磺酸盐活性剂的1/100，且具有耐高温(＞200℃)、耐高盐(＞24×104mg/L)的特性，在低渗稀油及常规稠油油藏中具有极大的应用潜力，可实现油藏深部调驱，智能控水，使得油田的含水率大幅度下降；

二、本发明纳米黑卡其以高效的洗油能力降低油与岩石的粘附力，将从岩石表面剥离下来的残余油快速乳化成微、纳米级乳液(＜10μm)携带运移(ASP 驱乳状液粒径平均值在40～50μm)，并通过间停注入黑卡使乳化油滴在大孔道中快速聚集成墙而调整流度，扩大波及，实现自调驱，从原子和分子层面对物质进行控制的纳米技术可望使石油和天然气采收率平均提高10％以上；

三、本发明通过纳米黑卡配合改性后的纳米二氧化硅，键合埃洛石粉发生润湿反转，由亲油状态变为亲水状态，使临界胶束浓度(CMC)下降，能够与油相近乎形成混相得相态，从而使得驱油液中更易形成胶束与微乳液，增加了剩余油的流动能力，大大提高原油采收率。

上述概述仅仅是为了说明书的目的，并不意图以任何方式进行限制。除上述描述的示意性的方面、实施方式和特征之外，通过参考附图和以下的详细描述，本发明进一步的方面、实施方式和特征将会是容易明白的。

附图说明

在附图中，除非另外规定，否则贯穿多个附图相同的附图标记表示相同或相似的部件或元素。这些附图不一定是按照比例绘制的。应该理解，这些附图仅描绘了根据本发明公开的一些实施方式，而不应将其视为是对本发明范围的限制。

图1为本发明的方法流程图；

图2为本发明实验例四的采用本发明驱油剂降低油田含水率的示意图；

图3为本发明实验例五的采用本发明驱油剂降低油田含水率的示意图。

具体实施方式

在下文中，仅简单地描述了某些示例性实施例。正如本领域技术人员可认识到的那样，在不脱离本发明的精神或范围的情况下，可通过各种不同方式修改所描述的实施例。因此，附图和描述被认为本质上是示例性的而非限制性的。

实施例一

如图1所示，本发明实施例提供了一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法，纳米去油剂包括以下原料：

原料按百分比为：埃洛石粉0.08％、纳米二氧化硅0.06％、改性剂0.003％、活性剂0.002％、纳米黑卡0.005％、一次溶液0.01％、瓜尔粉0.45％和交联剂 0.55％，其余为水；

纳米驱油剂制配时，包括以下步骤：

S1、将纳米黑卡添加入卧式搅拌机内，添加一次溶液，转速为50r/min，搅拌时间为15min；

S2、加入瓜尔粉和交联剂，继续搅拌25min，得到混合物，备用；

S3、将纳米二氧化硅、改性剂和活性剂加入搅拌桶，转速为160r/min，搅拌55min，得到改性纳米二氧化硅；丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸，加入表面含硫基的纳米SiO，搅拌均匀后，得到表面接枝AM-AMPS有机链的纳米SiO₂。

S4、将改性纳米二氧化硅和埃洛石粉加入混合物内，埃洛石粉和纳米二氧化硅不是简单的物理混合；而是发生了化学键合的作用，埃洛石粉和纳米二氧化硅发生了润湿反转；由亲油状态变为亲水状态，可大大提高原油采收率；

S5、低速加入水，搅拌至均匀，得到纳米驱油剂。

在一个实施例中，纳米黑卡为片状结构，纳米黑卡的尺寸为68nm×95nm ×1.6nm，纳米黑卡不同于目前普遍应用的二氧化硅球状纳米材料与油/水界面的“点-面”接触，黑卡的片状特征与油/水界面形成“面-面”接触，极大的增强了界面作用。

在一个实施例中，一次溶液为水，用于搅拌黑卡，使黑卡混合在一起。

在一个实施例中，交联剂为二叔丁基过氧化物、过氧化氢二异丙苯和二亚乙基三胺中的任意一种。

在一个实施例中，在S3中，水的加入速率为120L/min；缓慢加入水，搅拌均匀黑卡，确保下油藏时，均匀缓释。

一种油田用提高采收率纳米驱油剂的应用，纳米驱油剂应用于碳酸盐岩油藏-裂缝/孔洞型调驱、砂岩油藏。

在一个实施例中，纳米驱油剂应用于碳酸盐岩油藏-裂缝/孔洞型调驱时，注入纳米驱油剂的同时，通入氮气与酸液。

在一个实施例中，纳米驱油剂应用于砂岩油藏时，注入纳米驱油剂的同时，通入二氧化碳。

实验例二

如图1-3所示，本发明实施例提供了一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法，纳米去油剂包括以下原料：

原料按百分比为：埃洛石粉0.1％、纳米二氧化硅0.075％、改性剂0.004％、活性剂0.004％、纳米黑卡0.0055％、一次溶液0.013％、瓜尔粉0.5％和交联剂 0.6％，其余为水；

纳米驱油剂制配时，包括以下步骤：

S1、将纳米黑卡添加入卧式搅拌机内，添加一次溶液，转速为60r/min，搅拌时间为18min；

S2、加入瓜尔粉和交联剂，继续搅拌30min，得到混合物，备用；

S3、将纳米二氧化硅、改性剂和活性剂加入搅拌桶，转速为170r/min，搅拌50min，得到改性纳米二氧化硅；

S4、将改性纳米二氧化硅和埃洛石粉加入混合物内；

S5、低速加入水，搅拌至均匀，得到纳米驱油剂。

在一个实施例中，纳米黑卡为片状结构，纳米黑卡的尺寸为72nm×96nm ×1.7nm。

在一个实施例中，一次溶液为水，改性剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸混合。

在一个实施例中，在S3中，水的加入速率为140L/min。

实验例三

原料按百分比为：埃洛石粉0.12％、纳米二氧化硅0.09％、改性剂0.005％、活性剂0.006％、纳米黑卡0.6％、一次溶液0.015％、瓜尔粉0.55％和交联剂0.65％，其余为水；

纳米驱油剂制配时，包括以下步骤：

S1、将纳米黑卡添加入卧式搅拌机内，添加一次溶液，转速为50-75r/min，搅拌时间为20min；

S2、加入瓜尔粉和交联剂，继续搅拌35min，得到混合物，备用；

S3、将纳米二氧化硅、改性剂和活性剂加入搅拌桶，转速为180r/min，搅拌45min，得到改性纳米二氧化硅；

S4、将改性纳米二氧化硅和埃洛石粉加入混合物内；

S5、低速加入水，搅拌至均匀，得到纳米驱油剂。

在一个实施例中，纳米黑卡为片状结构，纳米黑卡的尺寸为75nm×97nm ×1.8nm。

在一个实施例中，在S3中，水的加入速率为160L/min。

实验例一

某缝洞型碳酸盐岩油藏矿场应用

某油田井一：矿化度24×104mg/L，原油粘度90000mPa·s(50℃)；井组暗河连通，局部充填，单元注水期间显示两方向受效，注黑卡不足一个月开始见效，由“1注(注入0.005％的黑卡溶液)2采(采油)”转为“1注4采”，共注入0.005％的黑卡溶液3150m³，最终增油3229吨，有效期10个月。

某油田井二：前期已经注水50000方，油压、套压0MPa，单方向水窜；注黑卡2000方时，油压上升至4MPa(最高7.4MPa)，套压达7MPa(最高9.8MPa)，注黑卡不足一个月，3口邻井均受效，“1注1采”变为“1注3采”，四个月内，井组累积增油2023.6吨。

某油田井三：井间存在多级、多尺度通道，储集体沿断裂展布。在注入本驱油剂过程中，油压和套压持续爬升，注入前，油井含水率保持100％，产油量持续为0，当注入本驱油剂后，含水率由100％下降至0，自喷产油20吨/天。注本驱油剂前，井组产油量4吨/天，注入本驱油剂后，井组日产油量达到31 吨/天。

实验例二

某砂岩油藏矿场应用

(1)某油田一

油田属于低渗透油藏，地层平均渗透率为4.5mD，孔隙度为12.2％，油藏原油地下粘度是22.8mPa·s，原油中含胶质15.53％，含蜡16.98％。58-5和54-9 井各注入0.005％的黑卡溶液200方(其中，同时注入5366标方氮气)。在注入本纳米驱油剂17天后，各井开始见效。

①其中某油井组一属于“二线井”，无法统计到两个井组中，含水率由措施前的51.4％下降至3.9％；日产油量从措施前的1.8t提升至4.9t。

②其中某油井组二含水率由73％下降至54.7％，日产油量由1.7t提升至2.9t。

③其中某油井组三含水率由52.1％下降至15.1％，日产油量由2.3t提升至 4.5t。

持续受效时间4个月，井组累积增油700余吨。

(2)某油田二

试验区发育为三角洲外前缘亚相，主要沉积上下两个砂岩组共7个小层，平均单井发育砂岩层数4.9个，砂岩厚度6.3m，有效厚度层数3.6个，有效厚度3.9m，平均单层有效厚度1.1m。非均质性严重(K＝1.34～112.87mD)，低渗比例大。试验区共有2口注入井(肇52-44、肇53-43井)和5口采油井。注本驱油剂前，5口采油井平均单井日产液6.3t，日产油0.8t，含水87.1％；注本驱油剂30天后各井开始见效，同时注入压力上升2～3MPa，井区5口油井平均单井日产液7.1t，日产油从0.8t提升至1.5t，含水率从87.1％下降至79％，获得了明显的增油降水效果，截止2020年底，增油已达800吨。

(3)某油田三

储层平均孔隙度20.2％，双层开采，平均渗透率39.2mD；孔喉半径最大9.786 μm，一般1.374-2.445μm，油藏温度114℃；地面原油密度0.8908g/cm³，地下原油粘度49.3mPa·s，总矿化度42624mg/l，水型CaCl2；注水优势方向为辛 154-6、王588-平1、辛154-平1-侧平1井，突进趋势明显。二十天后邻井见效；共注黑卡3000方，注入压力由注水时的13MPa上升至17.3MPa，日增油4.3t，由“1注3采”转变为“1注6采”，目前增油近500吨，持续有效中。

实验例三

某油田G4断块孔隙度30.5％，渗透率2751mD，原油粘度 700-1845mPa.s(50C)，胶质沥青质含量26.06％，属普通稠油油藏。

人工举升采油，新井投产3天后不出液，注二氧化碳500方，2本驱油剂 300方，浓度0.005％，焖井7天后开井，开井初期产液5方/天，含水100％，后含水逐步下降，二十日后，日产液10方/天，含水40％。

实验例四

如图2所示：

某油田注入黑卡溶液：200m³

注入方式：单独注入黑卡溶液，日注入30-50m³/d；

注入压力：开井11.0MPa，结束压力16.5MPa；

施工过程：开始注入黑卡溶液200m³，井口压力11.0-12.0MPa，施工期间一直压力没变化，白天施工夜间停泵，增加溶液地层乳化。

底层单位为三天，二十天后，受效井组效果：含水率73％下降到54.7％。

实施例五

如图3所示：

注入黑卡溶液:200m³，注入氮气:5366m³；

注入方式:气液同注；

注入压力:开井12.5MPa，结束压力16.5MPa；

施工过程:气液同注，井口压力大；

井口压力到16.5MPa时，停止注气，单独注入黑卡液溶液压井，压力降低后启动氮气。昼注夜停。

受效井组效果:含水率52.8％下降15.1％。

工作原理：通过实验例一至五数据可得知，通过采用本发明纳米驱油剂进行油田驱油工作，使得油田的含水率大幅度下降，本发明中纳米黑卡的片状特征与油/水界面形成“面-面”接触，极大的增强了界面作用，使用浓度0.005wt％就能发挥智能找油、渗吸、剥离油膜、乳化降黏以及聚并油墙等多重功能。且由于纳米黑卡尺寸小，可以顺利注入1mD的低渗多孔介质，且动吸附滞留量仅为油田应用的常规磺酸盐活性剂的1/100，且具有耐高温(＞200℃)、耐高盐 (＞24×104mg/L)的特性，在低渗稀油及常规稠油油藏中具有极大的应用潜力，可实现油藏深部调驱，智能控水，本发明纳米黑卡其驱油原理不同于ASP 三元或SP二元活性剂复合体系通过降低油/水界面张力、提高驱替相粘度发挥作用，而是以高效的洗油能力降低油与岩石的粘附力，将从岩石表面剥离下来的残余油快速乳化成微、纳米级乳液(＜10μm)携带运移(ASP驱乳状液粒径平均值在40～50μm)，并通过间停注入黑卡使乳化油滴在大孔道中快速聚集成墙而调整流度，扩大波及，实现自调驱，从原子和分子层面对物质进行控制的纳米技术可望使石油和天然气采收率平均提高10％以上。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到其各种变化或替换，这些都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。

Claims

1.一种油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法，其特征在于，所述纳米去油剂包括以下原料：

所述纳米驱油剂制配时，包括以下步骤：

S4、将改性纳米二氧化硅和埃洛石粉加入混合物内；

S5、低速加入水，搅拌至均匀，得到纳米驱油剂。

2.如权利要求1所述的油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法，其特征在于，所述纳米黑卡为片状结构，纳米黑卡的尺寸为68-75nm×95-97nm×1.6-1.8nm。

3.如权利要求1所述的油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法，其特征在于，所述一次溶液为水，所述改性剂为丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸混合。

4.如权利要求1所述的油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法，其特征在于，所述交联剂为二叔丁基过氧化物、过氧化氢二异丙苯和二亚乙基三胺中的任意一种。

5.如权利要求1所述的油田用提高采收率纳米驱油剂的制配方法，其特征在于，在所述S3中，水的加入速率为120-160L/min。

6.一种油田用提高采收率纳米驱油剂的应用，其特征在于，所述纳米驱油剂应用于碳酸盐岩油藏-裂缝/孔洞型调驱、砂岩油藏。

7.如权利要求6所述的油田用提高采收率纳米驱油剂的应用，其特征在于，所述纳米驱油剂应用于碳酸盐岩油藏-裂缝/孔洞型调驱时，注入纳米驱油剂的同时，通入氮气与酸液。

8.如权利要求6所述的油田用提高采收率纳米驱油剂的应用，其特征在于，所述纳米驱油剂应用于砂岩油藏时，注入纳米驱油剂的同时，通入二氧化碳。