一种自适应流度控制体系及其在高温高盐油藏的应用制造技术

本发明专利技术公开了一种自适应流度控制体系及其在高温高盐油藏的应用，该自适应流度控制体系，以重量百分比计，包括以下组分：烷基醇酰胺0.1~0.4%，糖苷型表面活性剂0.05~0.3%，多元醇0.01~0.1%，其余为水。所述自适应流度控制体系在高温高盐油藏的应用，高温高盐油藏的性质如下：温度90~140℃，水的矿化度3.0~22×10

【技术实现步骤摘要】
一种自适应流度控制体系及其在高温高盐油藏的应用
本专利技术涉及一种自适应流度控制体系及其在高温高盐油藏中的应用，属油田化学和油田开采

技术介绍
注水开发中、后期的油藏，受油水流度的不利影响，水沿着高渗透层指进，绕流通过高含油区域，大量的原油未波及，水驱采出程度低。据统计，我国陆上油田经过弹性能量采油和水驱采油，原油的采出程度不足40％(何江川等,油田开发战略与接替技术[J],石油学报,2012,33(3):519-525)。在这些高含水油田中，高温(高于90℃)高盐(地层水矿化度高于30000mg/L)Ⅲ类油藏占有相当大的比重，总探明地质储量超过80亿吨。聚合物驱是我国发展三采技术的重要领域。聚合物驱油已形成完整的配套技术，并已在大庆、胜利等大油田工业性推广；聚合物/表面活性剂驱、(弱)碱/聚合物/表面活性剂驱油技术获得重大突破，先导性试验获得成功。目前聚合物为流度控制的化学驱主要面临的技术难题有两个：一是高温高盐Ⅲ类油藏如何有效提高化学驱的效果，由于受高矿化度和高温的影响，以及聚合物的产品性能限制，目前Ⅲ类油藏的聚合物驱还没取得明显的效果。相对于聚合物驱，乳状液提高采收率具有独特的优点，一是乳状液驱油效率不受温度的影响，二是乳状液用于流度控制，成本较低。因此，乳化液驱油技术是解决高温高盐Ⅲ类油藏采收率的一项关键技术。雷雨希等人(雷雨希等,乳状液在岩心中调剖能力及影响因素研究[J].当代化工,2016,45(3):485-487)对比了乳状液驱和聚合物驱，发现在柱状岩心中，乳状液可以对孔喉有效的封堵，起到的调剖效果要比相同粘度的聚合物溶液好很多。2016年，宣英龙等人(宣英龙等.低渗常规稠油油藏乳化降粘剂的研究[J].应用化工,2015,44(1):48-52)对比了水驱后分别注入聚合物和乳化剂/聚合物二元段塞的采收率，发现采收率分别提高10.5％和25.4％。乳化复合驱不仅能扩大波及体积，还能降低油水界面张力，乳化原油，提高驱油效率。周亚洲等人(周亚洲等.高含水后期乳状液的驱油效果与作用机理分析[J].油田化学,2016,33(2):285-290)对比了乳状液驱与同界面张力表面活性剂驱的驱油效果，发现乳状液驱比同界面张力的表面活性剂驱提高采收率。表面活性剂驱调整剖面的作用较小，且注入表面活性剂后期高渗透油层产液反而比水驱更高，发生表面活性剂窜流现象，这也是表面活性剂驱不能大幅度提高采收率的最重要的原因。乳状液提高采收率的两种原理：(1)使用乳状液之后，会在一定程度将大孔喉堵塞，使其出现分流，可以提高其本身的波及系数，减少绕流之后的原油量；(2)运用乳状液，可以通过其本身的侧向挤油和刮油两种功能，提高洗油的效率，让边缘部分残余油的饱和度持续降低。低渗透的岩心比高渗透的岩心发生乳化时机要早，且乳状液的颜色较深，乳化效果好。与此同时，在相同渗透率的情况下，中含水率岩心比高含水率岩心发生乳化时机早，乳化效果较好。对于均质岩心，乳化体系比未乳化体系采收率可提高5～10％；对于非均质岩心，乳化体系比未乳化体系提高采收率高5％左右。乳状液波及效率的大小与非均质多孔介质的渗透率级差密切相关，这主要是由于乳状液波及效率受乳状液粒径与多孔介质孔径之间匹配关系的影响。一些研究者认为渗透率级差越大，具有相同性质的乳状液的波及效率越低。另外一些研究者认为岩心渗透率变异系数越大，乳状液驱阶段原油采出程度越高、高渗透层产液下降幅度越大。高渗透油层由于孔喉直径较大，乳状液在高渗透油层中运移时，聚并较多，形成的乳状液粒径较大，大粒径的乳状液更多地以变形的方式通过岩心喉道，低渗透油层由于孔喉直径较小，乳状液在低渗透油层中运移时，所受剪切应力比高渗透油层大，形成的乳状液粒径较小，且破裂较多，因此，粒径较大的乳状液在高渗透油层中运移，高渗透油层压力上升较快，迫使乳化剂溶液进入中低渗透油层，驱替中低渗透油层的残余油。
技术实现思路
本专利技术的目的在于提供一种自适应流度控制体系，该体系在温度90～140℃、3.0～22×104mg/L矿化度的高含水油藏条件，与剩余(残余)油及原油发生乳化，形成粘度和水力学尺度自控的乳化液体系，通过贾敏效应实现驱替介质的流度控制并协同超低界面张力洗油，提高高温高盐油藏的采收率。本专利技术提供的自适应流度控制体系在宽范围的油藏温度、矿化度条件能够高效地改善注水开发效益，具有广阔的市场应用前景。为了达到上述目的，本专利技术提供以下技术方案。一种自适应流度控制体系，以重量百分比计，包括以下组分：烷基醇酰胺0.1～0.4％糖苷型表面活性剂0.05～0.3％多元醇0.01～0.1％其余为水。所述的自适应流度控制体系，所述烷基醇酰胺为N、N－双羟乙基烷基酰胺或N－羟乙基烷基酰胺，其结构式如下：R为C8-C16的直链；X为—CH2CH2OH或—CH3。所述的自适应流度控制体系，所述糖苷型表面活性剂，其结构式如下：R为C8-C16的直链；n为1或5。所述的自适应流度控制体系，所述多元醇为甘油、三羟甲基乙烷、季戊四醇、木糖醇或山梨醇，优选为甘油。所述的自适应流度控制体系，在组合物中，所述的烷基醇酰胺的重量百分比为0.1～0.4％，优选为0.2％；所述的糖苷型表面活性剂的重量百分比为0.05～0.3％，优选为0.15％；所述的多元醇的重量百分比为0.01～0.1％，优选为0.05％。所述的自适应流度控制体系在高温高盐油藏中的应用，高温高盐油藏的性质如下：温度90～140℃；水的矿化度3.0～22×104mg/L，其中二价离子大于500mg/L。与现有技术相比，本专利技术具有如下有益效果：自适应流度控制体系与原油的界面张力达10-2～10-3mN/m数量级；在含水率大于90％，油水比为1:1～1:9条件下，自适应流度控制体系在剪切诱导下与原油形成油包水(W/O)乳状液或水包油(O/W)乳状液或W/O与O/W的混合乳状液，乳状液的粘度是油藏条件水粘度的10倍及以上，实现驱替介质流度的自主控制；同时乳状液的尺度大小可控，能在油藏深部驻留，通过贾敏效应就地调控地层的非均质性，显著提高高温高盐油藏的采收率。本专利技术原材料均可从市场购买，原理可靠，经济效益突出，应用前景广阔。附图说明图1为本专利技术自适应流度控制体系的驱油效果图。图2为本专利技术自适应流度控制体系与原油形成乳化液的微观图。具体实施方式应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属
的普通技术人员通常理解的相同含义。下面结合实施例和附图对本专利技术做进一步说明，但不限制本专利技术。一种自适应流度控制体系的配制，包括如下步骤，按重量百分比计，配制99.6％矿化度为3.0～22×104mg/L的矿化水，搅拌1～2小时，确保充分溶解并混合均匀；向所配制的矿化水中依次加入0.2％的烷基醇酰胺，0.15％的糖苷型表面活性剂，0.05％的甘油，搅拌1～3小时，确保各组分充分溶解并均匀混合。应用上述体系的油藏条件：温度90～140℃；水的矿化度3.0～22×104mg/L，其中二价离子大于500mg/L。实施例1自适应流度控制体系的油水界面张力分别配制矿化度为30000mg/L(Ca2+、Mg2+浓度为500mg/L)及2本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种自适应流度控制体系，以重量百分比计，包括以下组分：烷基醇酰胺        0.1～0.4％糖苷型表面活性剂  0.05～0.3％多元醇            0.01～0.1％其余为水。

【技术特征摘要】
1.一种自适应流度控制体系，以重量百分比计，包括以下组分：烷基醇酰胺0.1～0.4％糖苷型表面活性剂0.05～0.3％多元醇0.01～0.1％其余为水。2.如权利要求1所述的自适应流度控制体系，其特征在于，所述烷基醇酰胺为N、N－双羟乙基烷基酰胺或N－羟乙基烷基酰胺，其结构式如下：R为C8-C16的直链；X为—CH2CH2OH或—CH3。3.如权利要求1所述的自适应流度控制体系，其特征在于，所述糖苷型表面活性剂，其结构式如下：R为C8-C16的直链；n为1或5。4.如权利要求1所述的自适应流度控制体系，其特征在于，所述多元醇为甘油、三羟甲基乙烷、季戊四醇、木糖醇或山梨醇。5.如权利要求1、2、3或4所述的自适应流度控制体系，其特征在于，所述烷基醇酰胺的重量百分比为0.2％，所述糖苷型表面活性剂...

【专利技术属性】
技术研发人员：蒲万芬，刘锐，杜代军，金发扬，杨洋，李亮，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川,51