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一种可选择性作用稠化稀油调驱剂及其制备方法
技术领域
本发明涉及地球物理领域，具体为通过勘测来提高油田采收率技术，特别涉及一种用于油田可选择性作用稠化稀油调驱剂及其制备方法。
背景技术
在油田注水开发过程中，由于地层的非均质性，当注入水在油井突破后，注入水窜流和绕流严重，波及不到低渗透层，导致水驱开发层间、层内、平面矛盾突出，使得油井产出液含水率急剧上升，开发效果变差，不仅影响水驱效率，而且对采出液处理以及集输管道的防护造成一系列负面影响，严重影响着开发成本。为解决上述问题，深部调驱技术在油田开发中得到了广泛重视和发展。
国内外目前应用的调驱剂种类很多，包括：粘弹性弱凝胶类(王洪关等.一种粘弹性弱凝胶调驱剂CN101712865A)、泡沫类(李兆敏等.泡沫调驱剂、驱油体系以及驱油方法CN101314710)、聚合物微球类(周明等.一种核壳型聚合物微球调驱剂及制备方法CN102504793A)等调驱剂，但在现场应用中存在着以下缺点或不足：
(1)粘弹性弱凝胶类调驱剂成胶时间短，容易在近井地带形成封堵，无法达到深部调驱目的。泡沫类调驱剂存在发泡不易控制、地层条件下发泡难等问题。聚合物微球类调驱剂存在调驱能力弱，不适用于高孔、高渗储层等局限问题。
(2)注入的调驱剂对油水层均不能实现选择性封堵，即堵水而不堵油，而是笼统将油水层一起封堵，导致部分潜力油层无法启动生产。
(3)调驱剂注入地层后无法回收再利用，如果被油井采出，还需采取特殊方式进行处理，导致了深部调驱经济成本与操作成本居高不下。
因此，研发出一种不伤害储层、具有选择性、可回收再利用的低成本深部调驱剂及其注入控制系统对注水老油田提高采收率具有重要意义。
发明内容
本发明的目的在于提供一种可选择性作用稠化稀油调驱剂及其制备方法，其 是一种适用于注水开发油田深部调驱的稠化稀油体系。本发明提供的稠化稀油深部调驱剂具有注入过程粘度低、在油藏中与地层水接触粘度逐渐增加的特点，耐温性强，能在油藏中实现选择性封堵高渗透层，明显提高注水开发效果。
依据本发明的第一方面，本发明提供一种可选择性作用稠化稀油调驱剂，其由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占80％-99％，稠化剂成份占0.9％-12％，助剂成份占0.1％-8％；优选地，脱水稀油成份占80％-90％，稠化剂成份占5％-10％，助剂成份占5％-10％；进一步地，脱水稀油成份占99％，稠化剂成份占0.9％，助剂成份占0.1％。
其中，脱水稀油为经过脱水处理后的原油，含水率小于1％，50℃、常压下粘度小于50mPa.s。脱水稀油成份中饱和烃为35.12％、芳烃为32.75％非烃为13.41％沥青质为18.72％。稠化剂具体成分为失水山梨醇脂肪酸酯，HLB值为4.2。
优选地，助剂具体成分为司盘65，HLB值2.1。
依据本发明的第二方面，本发明提供一种制备上述可选择性作用稠化稀油调驱剂的方法，该深部调驱剂由脱水稀油、稠化剂和助剂组成，三者在地面混合在一起得到上述深部调驱剂。
进一步地，所述方法包括以下步骤：
第一步，在50℃、常压(0.1013MPa)下测试脱水原油的含水率和粘度，当含水率小于1％、粘度小于50mPa.s后，确定为该深部调驱剂用脱水原油；
第二步，在常温(30℃)、常压(0.1013MPa)下，依次向上述脱水原油中加入稠化剂、助剂，以100转/分钟的速度搅拌1小时，使其混合均匀，得到稠化稀油深部调驱剂。
与现有技术相比，本发明提供的稠化稀油深部调驱剂具有如下优点：
(1)稠化稀油调驱剂与凝胶类调驱剂不同，可以避免由于成胶过快而仅在近井地带发挥作用，该调驱剂注入地层后只有在与水接触后粘度才逐渐增加，因此更易于运移到地层深部，发挥调剖作用的距离更远。
(2)稠化稀油调驱剂具有遇水增粘、遇油不增粘特点，在油层与地下原油互溶，起到驱替作用；在水层可选择性封堵水层，加压后可流动。
(3)采用原油作为主要原料，在油田中原料来源广泛，且与油藏配伍性好，对储层无伤害、无污染。
(4)调驱剂主要成份为原油，注入地层后，随着油田不断开发，还可回采出来，进行再利用，同时采出液不需特殊处理，极大地降低了经济成本。
附图说明
图1为不同含水条件下稠化稀油调驱剂粘度的变化曲线；
图2为稠化稀油调驱剂的耐温曲线；
图3为稠化稀油调驱剂的流动特征曲线；
图4为稠化稀油调驱剂中原油回采率曲线；
图5为可选择性作用稠化稀油调驱剂注入控制系统的示意图；
图6为可选择性作用稠化稀油调驱剂注入控制系统的防雷击保护电路的电路图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，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，都属于本发明保护的范围。另外地，不应当将本发明的保护范围仅仅限制至下述具体结构或部件或具体参数。
本发明的目的还在于提供上述选择性作用稠化稀油深部调驱剂的详细配方，选择性作用稠化稀油深部调驱剂由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占80％-99％，稠化剂成份占0.9％-12％，助剂成份占0.1％-8％；优选地，脱水稀油成份占80％-90％，稠化剂成份占5％-10％，助剂成份占5％-10％；进一步地，脱水稀油成份占99％，稠化剂成份占0.9％，助剂成份占0.1％。
本发明提供的稠化稀油深部调驱剂中脱水稀油为经过脱水处理后的原油，含水率小于1％，50℃、常压下粘度小于50mPa.s。脱水稀油成份由以下几组分构成:

饱和烃，％芳烃，％非烃，％沥青质，％35.1232.7513.4118.72
本发明提供的稠化稀油深部调驱剂中稠化剂具体成分为失水山梨醇脂肪酸酯，HLB值为4.2，与原油混合后具有遇水乳化增粘特点。
本发明提供的稠化稀油深部调驱剂中助剂具体成分为司盘65，HLB值2.1，具有乳化、增稠、分散等性能，助于提高稠化效果。
本发明的目的还在于提供上述选择性作用稠化稀油深部调驱剂的制备方法，该深部调驱剂由脱水稀油、稠化剂和助剂组成，三者在地面混合在一起得到上述深部调驱剂。根据本发明的具体技术方案上述适用于注水开发油田稠化稀油深部调驱剂的制备方法可以包括以下步骤：
第一步，在50℃、常压(0.1013MPa)下测试脱水原油的含水率和粘度，当含水率小于1％、粘度小于50mPa.s后，确定为该深部调驱剂用脱水原油。
第二步，在常温(30℃)、常压(0.1013MPa)下，依次向上述脱水原油中加入稠化剂、助剂，以100转/分钟的速度搅拌1小时，使其混合均匀，得到稠化稀油深部调驱剂。
图5为可选择性作用稠化稀油调驱剂注入控制系统的示意图。所述注入控制系统由高压进水管系、助剂进料装置、稠化剂进料装置以及自动控制系统几大部分构成，其中高压进水管路1上依次安装了手动截止阀2、电动调节阀3、电磁流量计4和射流器5，在高压水流经射流器5时，产生的负压可将交联剂液体或者聚合物干粉吸入水管路中，加入调驱剂罐7内。调驱剂罐内安装有搅拌器6，可使进水和药剂充分混合。当罐内液位达到预先设定值时，自控程序停止运行，电动阀自动关闭，调驱剂自动配制完成。助剂进料装置的聚合物储罐9上安装料位开关10，出料口处安装下料开关11和螺旋进料器12，给料时聚合物落入料斗14，其上装有料位开关13，并通过软管与进水管路上的射流器5相连。螺旋进料器的驱动电机、变频器以及料位开关处接线至控制箱20。稠化剂进料装置在交联剂储罐15上安装了液位开关16，在出口处装有手动阀17，随后连接至计量泵18。进料时交联剂落入料斗19，料斗通过软管与进水管路上的射流器5相连。计量泵以及液位开关处接线至控制箱20。自动控制系统由人机界面单元，中央控制单元和检测单元组成，通过检测进水流量，对进水电动调节阀实施PID调节，实行手动控制盒自动控制两种方式，按照工艺要求，与交联剂和聚合物控制形成了连锁控制，完成了整套系统的自动控制。
电动调节阀可控制管路的启闭并调节进水流量的大小；通过电磁流量计可获得进水的瞬时流量和累计进液量；高压水流经射流器时，可产生负压将药剂吸入调驱剂罐内。助剂进料装置主要由聚合物储罐9、螺旋进料器12和干粉料斗14组成。储罐上安装的料位开关10可实现物料低位报警功能。螺旋进料器的启闭由控制程序根据进水量和加料时间自动控制，可通过变频器调节螺旋轴转速改变加料量。给料时聚合物落入干粉料斗，料斗通过软管与进水管路上的射流器5在负压作用下将聚合物吸入。稠化剂进料装置由交联剂储罐15、计量泵18和交联剂料斗19组成。液位开关16实现液位低位报警功能。计量泵的启闭由控制程序根据进水量和加料时间自动控制，其进液速度可调。进料时交联剂落入料斗19，料斗通过软管与进水管路上的射流器5在负压作用下将交联剂吸入。
另外，可选择性作用稠化稀油调驱剂注入控制系统经常在野外使用，经常受到(自然)雷击而损坏，在本发明中与可选择性作用稠化稀油调驱剂注入控制系统配套使用的有防雷击电路，具体参见图6所示，图6可选择性作用稠化稀油调驱剂注入控制系统的防雷击保护电路的电路图。
该防雷击保护电路的设计思想为：采用两级复合型防雷结构，即由输入端口采用气体放电管作为第一级防雷保护，输出端口采用热敏电阻加瞬态电压抑制二极管作为第二级防雷保护。第一级防雷保护由两个气体放电管组成，分别进行共模防护与差模防护，通流能力达到10KV/500A，可将电压削弱到500V左右。第二级防雷保护由热敏电阻PTC和TVS管组成，热敏电阻起到限流作用，经TVS管二次限压后，电压被钳制在6.8V左右，从而保护了485模块电路。
经过多次试验，在本发明中使用了气体放电管采用陶瓷密闭封装，内部由两个或数个带间隙的金属电极，充以惰性气体(氩气或氖气)构成。气体放电管的工作原理是气体放电，当外加电压增大到超过气体的绝缘强度时，使气体放电管内的气体击穿，气体放电管两极间的间隙由原来的绝缘状态转化为导电状态，由高阻变成低阻，导通后放电管两极之间的电压维持在放电弧道所决定的残压水平，使电极两端的电压不超过击穿电压。气体放电管常用于多级保护电路中的第一级或前两级，起泄放雷电暂态过电流和限制过电压作用。优点：绝缘电阻很大，寄生电容很小，浪涌防护能力强，有较好的放电对称性，常用于通信线路的保护。
TVS管即瞬变电压抑制二极管，是在稳压管工艺基础上发展起来的一种新产品，当TVS管两端经受瞬间的高能量冲击时，它能以10^-12秒量级的速度，使其阻抗骤然降低，同时吸收高达数千瓦的浪涌功率，将其两端间的电压箝位在一个预定的数值上，从而有效地保护后面的电路元件免受各种瞬态高能量浪涌脉冲的冲击而损坏，其静电放电效应能释放超过10000V、60A以上的脉冲，并能持续10ms。TVS管具有响应时间快、瞬态功率大、电容低、漏电流低、击穿电压偏差小、箝位电压较易控制、无损坏极限、体积小、易于安装等优点，目前已广泛应用于计算机系统、通讯设备、消费类电子、电源、家用电器等各个领域。
参考附图5，具体给出了防雷击保护电路的电路图，气体放电管Q1和气体放电管Q2并联在485总线的两端，其中气体放电管Q2的G端接地；热敏电阻PTC1一端接485总线A端及气体放电管Q1和Q2、热敏电阻PTC1的另一端接注入控制系统485A端及瞬变电压抑制二极管TVS1和TVS2；热敏电阻PTC2一端接485总线B端及气体放电管Q1和Q2、热敏电阻PTC2的另一端接注入控制系统485B端及瞬变电压抑制二极管TVS1和TVS3；瞬变电压抑制二极管TVS1一端接热敏电阻PTC1及注入控制系统485A端、瞬变电压抑制二极管TVS1的另一端接热敏电阻PTC2及注入控制系统485B端；瞬变电压抑制二极管TVS2一端接瞬变电压抑制二极管TVS1及注入控制系统485A端、瞬变电压抑制二极管TVS2的另一端接瞬变电压抑制二极管TVS3及地端；瞬变电压抑制二极管TVS3一端接瞬变电压抑制二极管TVS1及注入控制系统485B端、瞬变电压抑制二极管TVS3的另一端接瞬变电压抑制二极管TVS2及地端。
当雷击发生时，感应过电压由485总线A、B端口引入，气体放电管Q2进行共模保护，气体放电管Q1进行差模保护，此时过电压被大大削弱到500V左右。输入电压过大时，热敏电阻PTC和TVS管串联回路中的电流将变大，当此电流超过热敏电阻的动作电流时，热敏电阻的阻值迅速变大，使整个回路电流迅速变小，起到限流作用。电压过大时，TVS管的阻抗骤然降低，同时吸收一个大电流，使其两端的电压迅速降低，这样输入到注入控制系统485模块的电压就被钳制在6.8V左右，实现了防雷效果。在通信线路的最高测试标准10/700us，4KV环境中反复测试，防雷效果良好，注入控制系统工作稳定，没有出现死机、通信不成功等问题。
下面通过实施例对本发明进行进一步说明。
实施例1：稠化稀油深部调驱剂配制
配制实验用模拟地层水，配制水的离子含量见表1。称取脱水稀油198g，置于1000ml烧杯中，向烧杯中依次加入1.8g稠化剂、0.2g助剂，用搅拌器进行搅拌1小时，制得稠化稀油深部调驱剂。
表1配制水的离子含量

实施例2：不同含水条件下稠化稀油调驱剂粘度的变化
按照实施例1中配制稠化稀油深部调驱剂的方法，分别向调驱剂中加入地层模拟水，配制出不同含水(10％、30％、50％、70％、80％、90％)条件下稠化稀油调驱剂。置于温度为50℃的恒温箱中恒温，用Brookfield DV-Ⅱ旋转粘度计(温度50℃，剪切速率7.34s^-1)测定稠化稀油调驱剂的粘度。实验结果如图1所示，调驱剂中随着含水率升高，粘度明显增加，由初始30mPa.s上升到5000mPa.s。表明该调驱剂注入地层后随着与地层水不断接触，调驱剂含水逐渐升高，粘度增加，封堵高渗透层，使油藏液流深部转向，起到深部调驱作用。
实施例3：稠化稀油调驱剂的耐温性能
按照实施例2中配制稠化稀油调驱剂的方法，配制出含水为70％的稠化稀油调驱剂，分别装入6个广口瓶中，将广口瓶分别置于温度设置为不同温度(40℃、50℃、60℃、70℃、80℃、90℃)的恒温箱中，定期用用Brookfield DV-Ⅱ旋转粘度计(剪切速率7.34s^-1)测定稠化稀油调驱剂的粘度。实验结果如图2所示，随着温度升高，调驱剂粘度有所减弱，但是在80℃高温油藏中调驱剂粘度仍可保持2100mPa.s，说明该调驱剂具有较好的耐温性能，适用于高温油藏。
实施例4：稠化稀油调驱剂的流动特征
按照实施例2中的方法配制稠化稀油调驱剂，在50℃恒温箱中，将三维物理模型(30cm×4.5cm×4.5cm)充分饱和地层模拟水，然后以0.3ml/min速度注入调驱剂0.38倍孔隙体积，静置24h后，以0.3ml/min速度注入地层模拟水，记录实验过程中压力P1、P2、P3变化，如图3所示。实验结果显示，注水后P2、P3点压力明显增加，表明稠化稀油调驱剂遇水后粘度大幅增加，同时显示了较好的 流动能力，可运移到岩心远端，起到深部调驱效果。
实施例5：稠化稀油调驱剂中原油回采率
按照实施例4中的实验方法，记录实验过程中采出的原油量，直至出口端不出油为止。原油回采率曲线如图4所示，本发明的深部调驱剂中脱水稀油组分大部分可以回采出来，最终回采率为88.1％，极大地降低了试验成本。
实施例6：稠化稀油调驱剂与现用粘弹性弱凝胶类调驱剂性能参数对比
按照实施例2中配制稠化稀油调驱剂的方法，配制含水为70％的稠化稀油调驱剂，在80℃条件下，与粘弹性弱凝胶类调驱剂进行粘度、热稳定性、封堵效率、提高驱油效率、回采率等性能参数对比，如表1所示，本发明的稠化稀油调驱剂使用性能明显优于常规的粘弹性弱凝胶类调驱剂，可大幅度提高驱油效率。(表1为稠化稀油调驱剂与现用粘弹性弱凝胶类调驱剂性能参数对比)
表1
性能参数稠化稀油调驱剂粘弹性弱凝胶类调驱剂粘度，mPa.s2100576热稳定性，d305封堵效率，％92.580.7提高驱油效率，％28.513.1回采率，％82.55.3
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，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，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。本领域普通的技术人员可以理解，在不背离所附权利要求定义的本发明的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出各种各样的修改。