一种油藏润湿性改善剂及其制备方法
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，具体涉及一种油藏润湿性改善剂及其制备方法。
背景技术
三次采油技术是提高石油采收率中最有效的一种手段，经过20多年研究与实践，中国化学驱的技术与规模等方面已排在世界前列，中高渗透率油藏聚合物及表活剂驱能提高采收率10％。三次采油技术使用的驱油剂主要有聚合物及表面活性剂两大类，利用水溶性聚合物强的增粘能力，在油藏中增加驱替相粘度，改善流度比，调节地层渗透率，以达到提高采收率目的；利用表面活性剂降低水溶液表面张力的能力，通过降低油水界面张力进而起到提高采收率的目的。经过多年油藏开采后，我国大部分油田原始油藏的总体采出程度只有40％左右，与此同时，随着勘探开发力度的不断加大，越来越多的低渗、特低渗油藏被发现，但低渗、特低渗油藏的开采难度巨大、开采效益都不及常规油田，如何利用好低渗、特低渗油藏中的剩余原油成为了关系我国经济能否继续快速发展的重要因素。
对于低渗透、特低渗砂岩油藏提高采收率技术，油层岩石的润湿性和体系间界面张力作为驱油过程中涉及的两个重要参数，对原油在地下的分布、流动以及开采程度发挥着关键作用。刘中云等2000年在《润湿性对采收率及相对渗透率的影响》中通过水驱实验证明亲水岩石采收率高于亲油岩石,而弱亲水岩石采收率最高，中性润湿性次之。姚凤英等认为将亲油油藏润湿性转变为亲水或中性润湿，有利于提高采收率。刘建英等2001年在《安塞特低渗透油藏表面活性剂驱油先导研究》中优选了相应复合驱油剂，该驱油剂对于降低界面张力的能力较强，同时具有较强的乳化活性。吴天江等2009年在《低渗透率岩石润湿性对驱油效率的影响》中认为油水流度比和毛细管压力是低渗透岩心润湿性影响驱油效率的主要因素。亲水岩石流度比大于亲油岩石，亲水性对提高采收率有利。强亲油孔隙壁面对原油有较强的附着张力使复合体系的油水界面张力不能完全活化残余油，因而采收率很低，岩石亲水性增强时采收率则逐渐提高。党海龙2017在《鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油研究》认为润湿性是影响渗吸驱油的最主要因素，岩石越亲水，驱油动力增加，驱油效果越好；边界条件对渗吸驱油的影响主要是因为改变了渗吸接触面积，渗吸接触面积越大，渗吸效果越好；黏度对渗吸的影响较大，随黏度的降低渗吸效果明显变好。
常规离子型、非离子型、高分子表面活性剂都具有降低界面张力、降低喉道处油滴的毛管压力、减小油滴运动阻力改变岩石表面的润湿性能力，同时还可以提高混合流体的渗流能力，提高驱油效率。杨剑等2018年《高效驱油表面活性剂的制备与应用研究》中说明在表面活性剂复配体系乳化系统中聚四氟乙烯板上的接触角为63°，具有很好的乳化性能和润湿性能，可将油/水界面张力降低至1.9×10-3mN/m，最终驱油效率达52.5％。范华波等2019年在《可提高渗吸效率的阴非离子型表面活性剂制备与性能评价》中以烷基醇聚氧乙烯醚和马来酸酐为原料合成了阴非离子型表面活性剂AN211，临界胶束浓度为0.052g/L，界面张力为3.37mN/m，可通过降低岩心表面Zeta电位改变其润湿性，实现润湿反转，其水溶液在岩心中的渗吸效率可达48％。高分子表活剂是一种新型单一组份的化学驱油剂，李强等以大庆炼化和上海海博的高分子表活剂研究发现：Ca2+和Mg2+更易于使高分子表活剂发生“分子内交联反应”，能使得高分子表活剂更适应高矿化度的油藏环境同时能在非均质油藏中起到更好的作用。胜利油田采油院研制的FSX型高表活剂在孤东薄层稠油区块现场实施3口井，取得了较好的增产效果，含水率最低降至84％，产油量最高6.70t/d，日产液量平均40.0m3/d，累计增油量800t以上。在大庆油田的现场试验中，高分子表活剂在聚合物驱后的油藏中，综合含水97.9％的油井的含水降至88.2％，最大日增油量21.8t，石油采收率增加10.8％，取得了优异的效果。罗莉涛等2015《聚表二元驱是最具有发展潜力的三次采油技术》聚表二元驱是具有巨大发展潜力的三次采油技术，聚表二元驱利用二者的协同效应，能够显著改善驱油效果，提高原油采收率。
为了进一步适应提高低渗特低渗油藏采收率技术发展，结合常规表面活性剂、高分子表面活性剂的优点，需研究一种低分子量一种油藏润湿性改善剂，使其即能够改善油藏润湿性、降低油水界面张力，同时又能够适当调整流度比，必将成为低渗特低渗油藏提高采收率技术发展的重要方向。
CN%20201510124420.5公开了一种耐温含氟高分子表面活性剂的制备方法，属于高分子阴离子聚合表面活性剂，聚合物分子基于丙烯酰胺等共聚，耐温80℃，耐盐；亲水支链使用烯丙基烷基酚聚氧乙烯醚，分子量分布较宽，共聚物分子结构不稳定；仅依靠大单体醚键吸附岩石，润湿性改善能力弱；支链无含氮杂环及苯环，溶解沥青能力差；属于阴-非离子高分子表面活性剂，依靠含氟疏水链增加疏水性，增强表界面性能；聚合物分子量大，不能适应低渗透油藏。
发明内容
为解决上述棘手问题，本发明公开了一种油藏润湿性改善剂及其制备方法，本发明针对低渗特低渗油藏，降低原油与岩石相互作用，改善油藏润湿性；增加原油与水分子间相互作用，提高原油增溶能力；适当调整流度比，提高低渗特低渗油藏驱油、吞吐效率，使油藏“透油阻水”，解决常规聚合物驱、表活剂吞吐等技术换油比低、现场液体配置复杂的难题，提高措施效益。
本发明第一方面提供了一种油藏润湿性改善剂的制备方法，包括如下步骤：
(1)准确称取反应物、还原剂、相转移剂和溶剂，所述反应物为含醚键或羟基亲水不饱和单体、含氮杂环不饱和单体、含苯环疏水不饱和单体，其中，反应物单体、还原剂、相转移剂摩尔比为n(含醚键或羟基亲水不饱和单体)：n(含氮杂环不饱和单体)：n(含苯环疏水不饱和单体):n(还原剂)：n(相转移剂)＝(4～18)：(1～2)：1：(0.06～0.20)：(2～6)；溶剂去离子水与含苯环疏水不饱和单体摩尔比为n(去离子水)：n(含苯环疏水不饱和单体)＝(87～159):1；
(2)先向反应容器中加入反应物、还原剂、相转移剂和70％摩尔份数的溶剂，搅拌均匀；按照引发剂与含苯环疏水不饱和单体摩尔比为n(引发剂)：n(含苯环疏水不饱和单体)＝(0.06～0.20):1，将引发剂溶于剩余30％摩尔份数溶剂中配置成引发剂溶液；
(3)将步骤(2)得到的引发剂溶液置于恒压滴液漏斗，通入氮气置换气体，然后加热升温到75℃～85℃，搅拌30分钟，将引发剂溶液缓慢滴加至反应容器中，滴加时间为1.5～2小时，滴加完毕后在75℃～85℃继续反应5～7小时，冷却至室温，可得到浅棕色油藏润湿性改善剂。
作为本发明的一种优选的实施方式，所述含醚键或羟基亲水不饱和单体包括甘油烯丙基醚、乙二醇单烯丙基醚、烯丙基聚氧乙烯甲基醚(n＝2～20)、烯丙基聚氧丙烯甲基醚(n＝2～20)、烯丙基聚氧乙烯醚(n＝2～20)和烯丙基聚氧丙烯醚(n＝2～20)。
作为本发明的一种优选的实施方式，所述含氮杂环不饱和单体包括N-乙烯基吡咯烷酮、2-乙烯基吡啶、4-乙烯基吡啶和N-乙烯基己内酰胺。
作为本发明的一种优选的实施方式，所述含苯环疏水不饱和单体包括乙烯基甲苯和苯乙烯。
作为本发明的一种优选的实施方式，还原剂包括苯磺酸钠、苯甲酸钠和水杨酸钠。
作为本发明的一种优选的实施方式，所述引发剂包括过硫酸铵、过硫酸钠和过硫酸钾。
作为本发明的一种优选的实施方式，所述相转移剂为丙二醇苯醚。
作为本发明的一种优选的实施方式，所述溶剂为去离子水。
本发明第二方面提供了采用上述方法制备得到的油藏润湿性改善剂，其反应方程通式为:
R1：多羟基烷基醚。
R2：吡咯烷酮基或含氮杂环基。
R3:苯基或己内酰胺基。
反应物摩尔比：a:b:c＝(4～18)：(1～2)：1。
作为本发明的一种优选的实施方式，所述油藏润湿性改善剂平均相对分子量为4万～5万。
本发明的有益效果：
本发明适用于温度105℃以内低渗特低渗油藏提高原油采收率技术，改善油藏润湿性，使油藏“透油阻水”，解决常规水驱、聚合物驱、表活剂吞吐换油比低、液体配置复杂等技术难题，室内物模实验换油比可提高10％～15％。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明实施例保护的范围。
实施例1
在装有搅拌器、恒压滴液漏斗、温度计、冷凝器四口烧瓶中通入氮气置换空气，加入适量反应物甘油烯丙基醚(AG)、N-乙烯基吡咯烷酮(NPV)、对甲基苯乙烯(PMS)，加入适量还原剂苯磺酸钠，加入适量相转移剂丙二醇苯醚，其中，反应物、还原剂、相转移剂摩尔比为n(甘油烯丙基醚)：n(N-乙烯基吡咯烷酮)：n(对甲基苯乙烯):n(苯磺酸钠)：n(丙二醇苯醚)＝6：1：1：0.08：2。溶剂去离子水与对甲基苯乙烯摩尔比为n(去离子水)：n(对甲基苯乙烯)＝87:1，向四口烧瓶中加入70％摩尔份数去离子水，在250转/分钟转速下搅拌30分钟。引发剂过硫酸铵与N-乙烯基吡咯烷酮摩尔比为n(过硫酸铵)：n(N-乙烯基吡咯烷酮)0.08:1，将过硫酸铵溶于剩余30％摩尔份数去离子水中，置于恒压滴液漏斗，通入氮气置换烧瓶中气体，搅拌加热，升温到75℃，搅拌30分钟，缓慢滴加过硫酸铵溶液，滴加时间2小时，滴加完毕后在75℃条件下继续反应5小时，冷却至室温，即可得到浅棕色润湿性改善剂甘油烯丙基醚-N-乙烯基吡咯烷酮-乙烯基甲苯共聚物(AG-NPV-PMS共聚物)溶液。
其中，反应物摩尔比：a:b:c＝6：1：1。
平均相对分子量：5万。
实施例2
在装有搅拌器、恒压滴液漏斗、温度计、冷凝器四口烧瓶中通入氮气置换空气，加入适量反应物乙二醇单烯丙基醚(AOE)、2-乙烯基吡啶(2VP)、对甲基苯乙烯(PMS)，加入适量还原剂苯磺酸钠，加入适量相转移剂丙二醇苯醚，其中，反应物、还原剂、相转移剂摩尔比为n(乙二醇单烯丙基醚)：n(2-乙烯基吡啶)：n(对甲基苯乙烯):n(苯磺酸钠)：n(丙二醇苯醚)＝18：2：1：0.2：6。溶剂去离子水与对甲基苯乙烯摩尔比为n(去离子水)：n(对甲基苯乙烯)＝114:1，向四口烧瓶中加入70％摩尔份数去离子水，在250转/分钟转速下搅拌均匀30分钟。引发剂过硫酸铵与对甲基苯乙烯摩尔比为n(过硫酸铵)：n(对甲基苯乙烯)＝0.2:1，将过硫酸铵溶于剩余30％摩尔份数去离子水中，置于恒压滴液漏斗，通入氮气置换烧瓶中气体，搅拌加热，升温到80℃，缓慢滴加过硫酸铵溶液，滴加时间2小时，滴加完毕后在80℃条件下继续反应6小时，冷却至室温，即可得到浅棕色润湿性改善剂乙二醇单烯丙基醚-2-乙烯基吡啶-乙烯基甲苯共聚物(AOE-2VP-PMS共聚物)溶液。
反应物摩尔比：a:b:c＝18：2：1。
平均相对分子量：4万。
实施例3
在装有搅拌器、恒压滴液漏斗、温度计、冷凝器四口烧瓶中通入氮气置换空气，加入适量反应物烯丙基聚氧乙烯甲基醚(HPEG)(n＝10)、N-乙烯基己内酰胺(NVC)、苯乙烯(St)，加入适量还原剂苯磺酸钠，加入适量相转移剂丙二醇苯醚，其中，反应物、还原剂、相转移剂摩尔比为n(烯丙基聚氧乙烯甲基醚(n＝10))：n(N-乙烯基己内酰胺)：n(苯乙烯):n(苯磺酸钠)：n(丙二醇苯醚)＝4：1：1：0.06：2。溶剂去离子水与苯乙烯摩尔比为n(去离子水)：n(苯乙烯)＝159:1，向四口烧瓶中加入70％摩尔份数去离子水，在250转/分钟转速下搅拌30分钟。引发剂过硫酸铵与苯乙烯摩尔比为n(过硫酸铵)：n(苯乙烯)＝0.06:1，将过硫酸铵溶于剩余30％摩尔份数去离子水中，置于恒压滴液漏斗，通入氮气置换烧瓶中气体，搅拌加热，升温到85℃，缓慢滴加过硫酸铵溶液，滴加时间1.5小时，滴加完毕后在85℃条件下继续反应7小时，冷却至室温，即可得到浅棕色润湿性改善剂烯丙基聚氧乙烯甲基醚-N-乙烯基己内酰胺-苯乙烯共聚物(HPEG-NVC-St共聚物)溶液。
反应物摩尔比：a:b:c＝4：1：1。
平均相对分子量：4万。
实施例4
本实施例采用实施例1合成的润湿性改善剂配置的一种低渗油藏驱油注入液，其中润湿性改善剂中有效聚合物AG-NPV-PMS的质量浓度35％，低渗油藏驱油注入液按如下质量浓度配比：润湿性改善剂质量浓度0.857％(有效质量浓度0.3％)，余量为水。用配置的低渗油藏驱油注入液驱替亲油岩心，驱油效率较水驱提高12.5％；用OCA光学接触角测量仪测量接触角，岩心接触角从驱替前120.6°降低为90.2°，油湿程度大幅度降低；用TX500C全量程界面张力测量仪，在60℃、转速5000r/min下测定本实例配方溶液与WZ油田原油的界面张力，界面张力0.08mN/m，具有一定界面性能。将样品装入20ml的安瓿瓶内置于105℃烘箱内，分别测试5天、15天、30天、45天样品的界面张力，界面张力为10-2～10-1mN/m。
实施例5
TC油田X井组采用实施例4配方进行驱油现场试验，注入井段为(2152～2134)m，地层温度78℃，电测解释孔隙度13.4％、渗透率33.5×10-3μm2。累计注入润湿性改善剂180t，注入溶液2.1×104m3，实现了增油降水，有效控制了递减，受效井组日产油由10.1t上升到15.4t，累计增油0.77万吨，吨剂增油43吨/吨，提高采收率8.5％。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的实施例的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明的实施例进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明的实施例各实施例技术方案的范围。
