一种降粘驱油组合物和复合驱油剂

摘要

本发明涉及一种降粘驱油组合物和复合驱油剂，属于采油技术领域。本发明的降粘驱油组合物主要由降粘剂和流度控制剂组成；所述降粘剂和流度控制剂的质量比为0.2～1.7:0.05～0.4。本发明的降粘驱油组合物中的流度控制剂和降粘剂通过协同作用可大幅度提高高矿化度稠油油藏的采收率。本发明的降粘驱油组合物为降粘剂与流度控制剂形成的复合驱油体系，应用于稠油油藏时，具有较好的降低原油粘度与提高采收率的能力。

权利要求

1.一种降粘驱油组合物，其特征在于，主要由降粘剂和流度控制剂组成；所述降粘剂和流度控制剂的质量比为3:2；所述降粘剂由表面活性剂和增溶剂组成，所述表面活性剂和增溶剂的质量比为2:1，所述表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，所述增溶剂为乙醇，所述流度控制剂为聚丙烯酰胺；

所述聚丙烯酰胺的分子量为2000万‑2500万，水解度为15%‑20%。

2.一种复合驱油剂在油田采油中的应用，所述复合驱油剂包括水和如权利要求1所述的降粘驱油组合物，所述应用满足下列条件之一：（1）原油粘度为200‑3000mPa·s；

（2）矿化度为10000mg/L～80000mg/L。

说明书

一种降粘驱油组合物和复合驱油剂

技术领域

[0001] 本发明涉及一种降粘驱油组合物和复合驱油剂，属于采油技术领域。

背景技术

[0002] 目前，注水开发是油田最常用的提高采收率和保持油藏压力的方法。注水开发通常是经济有效的，而且比其他方式更容易在油田实现和推广。但是水驱只能提高采收率20％‑40％。由于稠油含有较多的胶质沥青质，因此稠油粘度大密度高，水驱开发时水油流度比大，导致水的波及系数低，原油采收率低。

[0003] 聚合物驱也是一种常用的提高石油采收率的技术手段，其基本原理是通过聚合物来提高水相粘度，从而降低水油流度比、提高波及系数。虽然聚合物驱对常规原油油藏有明显的降水增油效果，但对粘度较高的稠油油藏驱油效果较差，这主要有两方面的原因：首先，开发稠油油藏需要的聚合物粘度更高，但在高盐油藏条件下，常规聚丙烯酰胺聚合物受到高盐的降解作用，聚合物的粘度大幅度降低，导致聚合物对水相的增粘效果很有限。其次，由于稠油的粘滞力较强，聚合物很难把岩石孔隙中的剩余油驱出。单独使用常规聚合物难以满足我国胜利、河南、新疆等油田高盐稠油油藏高效开发的需要。

[0004] 表面活性剂作为驱油剂，能够降低油水界面张力、改变岩石表面的润湿性，因此表面活性剂能够提高驱替液的洗油效率，但由于稠油的粘滞力较强，表面活性剂产生的界面降低的程度并不能产生足够的动力使剩余油从岩石孔隙中驱出。

发明内容

[0005] 本发明的目的在于提供一种可用于高矿化度稠油油藏的的降粘驱油组合物。

[0006] 本发明的另一个目的在于提供一种复合驱油剂。

[0007] 为了实现上述目的，本发明的降粘驱油组合物所采用的技术方案是：

[0008] 一种降粘驱油组合物，主要由降粘剂和流度控制剂组成；所述降粘剂和流度控制剂的质量比为0.2～1.7:0.05～0.4。

[0009] 本发明的降粘驱油组合物具有降粘效果好、与地层配伍性好的优点，在高矿化度条件下可与原油形成稳定的乳状液驱油体系，降粘驱油组合物中的降粘剂通过乳化分散作用可以降低被驱替相的粘度，改善稠油流动性，降低水油流度比，提高驱油效率，另外，降粘驱油组合物中的流度控制剂可改善驱替相粘度，进一步缩小水油流度比，扩大驱剂波及体积，起到一定的调剖作用。降粘驱油组合物中的流度控制剂和降粘剂通过协同作用可大幅度提高高矿化度稠油油藏的采收率。

[0010] 进一步优选地，所述降粘剂和流度控制剂的质量比为0.3～0.7:0.1～0.4。

[0011] 优选地，所述降粘剂主要由表面活性剂和增溶剂组成。

[0012] 优选地，所述表面活性剂和增溶剂的质量比为0.1～1:0.1～0.5。

[0013] 进一步优选地，所述表面活性剂和增溶剂的质量比为1:0.5。

[0014] 优选地，所述表面活性剂选自C10‑C14烷基聚氧乙烯醚硫酸盐、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐、失水山梨醇脂肪酸酯、烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或任意组合。

[0015] 进一步优选地，所述C10‑C14烷基聚氧乙烯醚硫酸盐为月桂基聚氧乙烯醚硫酸钠。

[0016] 优选地，所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠。脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠又称为乙氧基化烷基硫酸钠，其结构式为RO(CH2CH2O)n‑SO3Na，R为C12‑15烷基，n＝2‑3。

[0017] 优选地，所述增溶剂选自乙醇、乙二醇、丙三醇、异丙醇中的一种或任意组合。

[0018] 进一步优选地，所述增溶剂为乙醇或乙二醇。

[0019] 优选地，所述降粘剂还包括界面稳定剂。界面稳定剂用于稳定降粘剂与稠油形成水包油型乳状液的界面。

[0020] 优选地，所述表面活性剂和界面稳定剂的质量比为0.1～1:0.05～0.2。本发明以表面活性剂为降粘剂的主要活性组分，以界面稳定剂和增溶剂为降粘剂的助剂，降粘剂通过乳化分散作用能够与稠油形成水包油型乳状液，有效降低稠油粘度。使油相在岩石孔隙中的粘滞力大幅下降。同时，降粘剂能够降低油水界面张力，使原油更易于流动，进一步提高驱油效率。

[0021] 进一步优选地，所述表面活性剂和界面稳定剂的质量比为0.4:0.1。

[0022] 优选地，所述界面稳定剂为羟丙基瓜胶。

[0023] 优选地，所述流度控制剂为黄原胶和/或聚丙烯酰胺。

[0024] 优选地，所述聚丙烯酰胺的分子量为2000万‑2500万，水解度为15‑20。聚丙烯酰胺可以通过商购获得，比如河南正佳能源环保股份有限公司生产的产品型号为ZLPAM31751的聚丙烯酰胺。

[0025] 本发明的复合驱油剂所采用的技术方案是：

[0026] 一种复合驱油剂，包括水和上述降粘驱油组合物。

[0027] 本发明的复合驱油剂为主要由水、降粘剂与流度控制剂形成的复合驱油体系，应用于稠油油藏时，具有较好的降低原油粘度与提高采收率的能力。

[0028] 优选地，所述复合驱油剂主要由表面活性剂、增溶剂、界面稳定剂、流度控制剂和水组成；所述表面活性剂、增溶剂、界面稳定剂和流度控制剂的重量百分比分别为0.1～1％、0.1～0.5％、0.05～0.2％和0.05～0.2％。

[0029] 优选地，所述复合驱油剂的制备方法，包括以下步骤：

[0030] (1)将降粘剂与水混合均匀，得到第一溶液；

[0031] (2)将流度控制剂与水混合均匀，得到第二溶液；

[0032] (3)将所述第一溶液与所述第二溶液混合均匀，得到复合驱油剂。

[0033] 优选地，步骤(3)中，所述第一溶液与所述第二溶液的体积比为1:1。

[0034] 优选地，步骤(1)、步骤(2)和步骤(3)中，所述混合均在室温下进行。

[0035] 本发明的复合驱油剂的制备方法操作简单，制备的复合驱油剂应用于稠油油藏时，具有较好的降低原油粘度与提高采收率的能力。

[0036] 上述复合驱油剂在油田采油中的应用。

[0037] 优选地，所述应用满足下列条件之一：

[0038] (1)原油粘度为200‑3000mPa·s；

[0039] (2)矿化度为10000mg/L～80000mg/L；

[0040] (3)油藏温度不大于60℃。

[0041] 本发明的复合驱油剂中的降粘剂可有效降低原油粘度，与总矿化度10000～80000mg/L的高矿化度水配伍性良好，且降低原油粘度的能力不受矿化度的影响，降粘剂与流度控制剂形成的复合驱油体系可以较好的降低原油粘度和提高采收率。

附图说明

[0042] 图1为春光油田春2‑04脱水原油中加入实施例7的复合驱油剂后形成的乳状液的微观图；

[0043] 图2为使用水驱与实施例9的复合驱油剂进行驱油实验的效果图。

具体实施方式

[0044] 以下结合具体实施方式对本发明的技术方案作进一步说明。需要指出的是，本实施例的目的是为了进一步对本发明进行阐述，并不是对本发明保护范围的限制。

[0045] 本发明实施例所用的原料：脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠由青岛优索化学科技有限公司生产，产品型号为24E2S；黄原胶由濮阳市金泰化工有限公司生产；聚丙烯酰胺由河南正佳能源环保股份有限公司生产，产品型号为ZLPAM31751(分子量为2000万‑2500万，水解度为15‑20)，羟丙基瓜胶由北京宝丰春石油技术有限公司生产。

[0046] 一、本发明的降粘驱油组合物的具体实施例如下：

[0047] 实施例1

[0048] 本实施例的降粘驱油组合物由降粘剂和流度控制剂组成；所述降粘剂和流度控制剂的质量比为3:2；所述降粘剂由表面活性剂和增溶剂组成，所述表面活性剂和增溶剂的质量比为2:1，所述表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，所述增溶剂为乙醇，所述流度控制剂为黄原胶。

[0049] 实施例2

[0050] 本实施例的降粘驱油组合物由降粘剂和流度控制剂组成；所述降粘剂和流度控制剂的质量比为3:1；所述降粘剂由表面活性剂和增溶剂组成，所述表面活性剂和增溶剂的质量比为2:1，所述表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，所述增溶剂为乙醇，所述流度控制剂为黄原胶。

[0051] 实施例3

[0052] 本实施例的降粘驱油组合物由降粘剂和流度控制剂组成；所述降粘剂和流度控制剂的质量比为3:4；所述降粘剂由表面活性剂和增溶剂组成，所述表面活性剂和增溶剂的质量比为2:1，所述表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，所述增溶剂为乙醇，所述流度控制剂为聚丙烯酰胺。

[0053] 实施例4

[0054] 本实施例的降粘驱油组合物由降粘剂和流度控制剂组成；所述降粘剂和流度控制剂的质量比为3:2；所述降粘剂由表面活性剂和增溶剂组成，所述表面活性剂和增溶剂的质量比为2:1，所述表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，所述增溶剂为乙醇，所述流度控制剂为聚丙烯酰胺。

[0055] 实施例5

[0056] 本实施例的降粘驱油组合物由降粘剂和流度控制剂组成；所述降粘剂和流度控制剂的质量比为7:1；所述降粘剂由表面活性剂、界面稳定剂和增溶剂组成，所述表面活性剂、界面稳定剂和增溶剂的质量比为4:1:2，所述表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，所述界面稳定剂为羟丙基瓜胶，所述增溶剂为乙醇，所述流度控制剂为聚丙烯酰胺。

[0057] 二、本发明的复合驱油剂的具体实施例如下：

[0058] 实施例6

[0059] 本实施例的复合驱油剂由实施例1的降粘驱油组合物与适量水混合而成，包括以下步骤：

[0060] (1)在40℃和常压条件下，将0.4g脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠和0.2g乙醇加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌1小时，得到第一溶液；

[0061] (2)将0.4g黄原胶加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌2小时，静置熟化3小时，得到第二溶液；

[0062] (3)将第一溶液与第二溶液混合均匀，即得复合驱油剂Q1。

[0063] 实施例7

[0064] 本实施例的复合驱油剂由实施例2的降粘驱油组合物与适量水混合而成，包括以下步骤：

[0065] (1)在40℃和常压条件下，将0.4g脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠和0.2g乙醇加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌1小时，得到第一溶液；

[0066] (2)将0.2g黄原胶加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌2小时，静置熟化3小时，得到第二溶液；

[0067] (3)将第一溶液与第二溶液混合均匀，即得复合驱油剂Q2。

[0068] 实施例8

[0069] 本实施例的复合驱油剂由实施例3的降粘驱油组合物与适量水混合而成，包括以下步骤：

[0070] (1)在40℃和常压条件下，将0.4g脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠和0.2g乙醇加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌1小时，得到第一溶液；

[0071] (2)将0.8g聚丙烯酰胺加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌2小时，静置熟化3小时，得到第二溶液；

[0072] (3)将第一溶液与第二溶液混合均匀，即得复合驱油剂Q3。

[0073] 实施例9

[0074] 本实施例的复合驱油剂由实施例4的降粘驱油组合物与适量水混合而成，包括以下步骤：

[0075] (1)在40℃和常压条件下，将0.4g脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠和0.2g乙醇加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌1小时，得到第一溶液；

[0076] (2)将0.4g聚丙烯酰胺加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌2小时，静置熟化3小时，得到第二溶液；

[0077] (3)将第一溶液与第二溶液混合均匀，即得复合驱油剂Q4。

[0078] 实施例10

[0079] 本实施例的复合驱油剂由实施例5的降粘驱油组合物与适量水混合而成，包括以下步骤：

[0080] (1)在40℃和常压条件下，将0.4g脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、0.1g羟丙基瓜胶和0.2g乙醇加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌1小时，得到第一溶液；

[0081] (2)将0.1g聚丙烯酰胺加入到200mL春光油田春2区块地层水中(矿化度78000mg/L)，充分搅拌2小时，静置熟化3小时，得到第二溶液；

[0082] (3)将第一溶液与第二溶液混合均匀，即得复合驱油剂Q5。

[0083] 实验例1降粘实验

[0084] 分别将实施例6至实施例10的复合驱油剂以及春2‑04原油地层水与春光油田春2‑04脱水原油(地层温度为42℃，原油粘度约为390mPa·s)混合，通过测试春光油田春2‑04脱水原油中加入复合驱油剂后形成的乳状液的粘度以及计算原油降粘率来评价复合驱油剂的降粘性能，春光油田春2‑04脱水原油与不同复合驱油剂的体积比均为1:1，降粘后乳状液粘度采用ViscoseIQ流变仪在6r/min和42℃的条件下进行测试，结果如表1所示。从表1可以看出，本发明的复合驱油剂对春光油田春2‑04脱水原油的降粘率可达85％以上，粘度比从
600降低至1.8。图1为春光油田春2‑04脱水原油中加入实施例7的复合驱油剂Q2后形成的乳状液的微观图，从图1可以看出，春光油田春2‑04脱水原油中加入实施例7的复合驱油剂Q2后形成的乳状液中的油滴分散均匀，春光油田春2‑04脱水原油中加入复合驱油剂Q1、Q3、Q4和Q5后得到类似的结果。

[0085] 表1复合驱油剂降粘性能评价结果

[0086] 复合驱油剂 复合驱油剂粘度mPa·s 降粘后乳状液粘度mPa·s 原油降粘率％ 粘度比Q1 24.79 46.70 88.04 1.9Q2 11.48 23.31 94.03 2.0
Q3 23.45 52.00 86.68 2.2
Q4 10.88 25.50 93.47 2.3
Q5 11.15 20.36 94.79 1.8
水 0.65 390.00 0 600

[0087] 注：原油降粘率等于加入复合驱油剂后原油的粘度降低值与原油粘度的比值；粘度比等于原油中加入复合驱油剂后形成的乳状液的粘度与复合驱油剂的粘度的比值。

[0088] 实验例2驱油实验

[0089] 本实验例的实验用油为春光油田春2‑04井原油，本实验例的驱油实验步骤具体如下：

[0090] (1)制作 均质岩心填砂管模型。利用压砂装置将石英砂填充至填砂管，每次加砂15mL，填充压力为7.5MPa；

[0091] (2)测量模型孔隙体积及孔隙度。填砂前模型的体积记为V1，填砂后模型称量干重记为M1。将填充石英砂后的填砂管垂直放置并以1mL/min的注入速度注入蒸馏水，待出口端稳定出水后测量填砂管湿重M2，蒸馏水密度为ρ，则填砂管孔隙体积V2＝(M2‑M1)/ρ，填砂管孔隙度Φ＝(V2/V1)×100％；

[0092] (3)建立模型原始含油饱和度。打开装油中间容器，以1mL/min的注入速度向步骤(2)获得的含有蒸馏水的填砂管(蒸馏水达到饱和状态)中注入原油，待出口端产纯油，记录被油驱出水的体积V3，则模型的原始含油饱和度Sor＝(V3/V2)×100％；

[0093] (4)将步骤(3)获得的注入有原油的填砂管(原油含量处于饱和状态)开展水驱后注入不同复合驱油剂进行驱油实验，对比驱油效果。首先以1mL/min的流速开展地层水驱油实验，驱至产液含水率达到98％后，以1mL/min的流速分别注入不同复合驱油剂，驱至经济极限后停止实验，实验过程中，实时监测填砂管模型两端压差，记录出口端产水产液情况，并计算采收率。

[0094] 将实验结果列于表2，使用水驱与实施例9的复合驱油剂Q4进行驱油实验的效果图如图2所示，从表2和图2可以看出，水驱采收率为30％左右，注入本发明的复合驱油剂后，最终采收率达到55％以上，比水驱采收率提高了28％以上，达到了提高采收率的目的。

[0095] 表2驱油实验结果

[0096]

[0097] 注：总采收率为依次注入水驱和本发明的复合驱油剂后计算所得的采收率；采收率提高量为总采收率与水驱采收率的差值。