制备凝胶的组合物、凝胶及其制备方法和协同提高CO2原油采收率和地质封存率的方法

技术领域

本发明涉及原油驱替技术领域，具体地，涉及制备凝胶的组合物、凝胶及其制备方法和协同提高CO

背景技术

CO

为了解决CO

例如，水气交替注入法对于强非均质储层的适应能力较差，化学沉淀法形成的沉淀容易堵塞低渗地层，造成储层二次伤害。水泥、树脂由于其粘度高、流动性差因而无法注入地层深部，且储层伤害大。泡沫虽然具备良好的注入能力，但是很难长时间在地层中保持应有的稳定性，一旦泡沫液膜发生破裂，就会失去对CO

因此，亟需开发新技术，以克服现有技术的缺陷，对CO

凝胶作为应用范围最广的CO

然而现有技术中的凝胶耐酸性较差，在酸性条件下易于水解；且凝胶作用的地层多处于高压条件下，普通凝胶仍存在机械强度低等缺陷。

发明内容

本发明的目的是为了克服现有凝胶存在的机械强度低等缺陷，提供一种能够提高CO

为了实现上述目的，本发明的第一方面提供一种用于制备双网络CO

所述叔胺聚合物单体选自N-十二烷基丙烯酰胺、二甲氨基丙基甲基丙烯酰胺中的至少一种；

所述支撑单体选自2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、氯甲酸异戊酯中的至少一种；

所述伯胺聚合物单体选自丙烯酰胺、N-乙烯基甲酰胺中的至少一种；

在所述组分A中，相对于100重量份的所述叔胺聚合物单体，所述支撑单体的含量为5-15重量份，所述交联剂I的含量为10-20重量份，所述引发剂I的含量为0.03-0.2重量份，所述促进剂I的含量为0.03-0.2重量份；

在所述组分B中，相对于100重量份的所述伯胺聚合物单体，所述交联剂II的含量为0.3-1重量份，所述引发剂II的含量为0.03-0.2重量份，所述促进剂II的含量为0.03-0.2重量份；

在所述组合物中，所述组分A和所述组分B的含量重量比为1：20-50。

本发明的第二方面提供一种制备双网络CO

(1)在交联剂I、引发剂I、促进剂I和水的存在下，将叔胺聚合物单体和支撑单体进行第一反应，得到混合物I；

(2)在交联剂II、引发剂II、促进剂II和水的存在下，使伯胺聚合物单体在所述混合物I中进行第二反应，得到混合物II；

(3)在强化剂和水的存在下，将所述混合物II进行第三反应。

本发明的第三方面提供一种由前述第二方面中所述的方法制备得到的双网络CO

本发明的第四方面提供一种前述第三方面中所述的双网络CO

本发明的第五方面提供一种协同提高CO

该方法包括：将所述原料存储单元中的原料注入所述实验单元中的目标岩心中，通过所述数据采集单元和所述数据处理单元获得原油采收率和地质封存率，以确定所述水凝胶对目标油藏进行原油驱替时的注入速率、注入压力、注入浓度和颗粒直径。

本发明相对于现有技术至少具有以下优势：

(1)采用本发明提供的组合物制备得到的凝胶能够定向识别地层中的CO

(2)本发明提供的制备凝胶的方法具有操作简单的优点，同时，采用本发明提供的方法制备得到的凝胶具有性能稳定的优点，相较于现有的凝胶，本发明的凝胶具有更高的机械强度和优良的耐酸性；

(3)本发明提供的协同提高CO

附图说明

图1是本发明提供的双网络CO

图2是本发明提供的双网络CO

图3是本发明提供的双网络CO

图4是本发明提供的一种优选的CO

图5是本发明提供的双网络CO

图6是本发明提供的实施例1中的双网络CO

图7是本发明提供的凝胶强度等级标准示意图。

附图标记

101-自动泵；102a-第一六通阀；102b-第二六通阀；103a-地层水罐；103b-原油罐；103c-二氧化碳气体罐；103d-氮气罐；103e-水凝胶罐；104-流速调节器；105a-第一阀门；105b-第二阀门；

201-岩心夹持器；202-第三阀门；203-回压阀；204-恒温箱；

301-数据采集装置；302-气相色谱仪；303-第四阀门；304-质量传感装置；

401-称量装置；402-油气分离装置；403a-第五阀门；403b-第六阀门；404-二氧化碳回收装置；405-原油回收装置。

具体实施方式

在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。

如前所述，本发明的第一方面提供了一种用于制备双网络CO

所述叔胺聚合物单体选自N-十二烷基丙烯酰胺、二甲氨基丙基甲基丙烯酰胺中的至少一种；

所述支撑单体选自2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、氯甲酸异戊酯中的至少一种；

所述伯胺聚合物单体选自丙烯酰胺、N-乙烯基甲酰胺中的至少一种；

在所述组分A中，相对于100重量份的所述叔胺聚合物单体，所述支撑单体的含量为5-15重量份，所述交联剂I的含量为10-20重量份，所述引发剂I的含量为0.03-0.2重量份，所述促进剂I的含量为0.03-0.2重量份；

在所述组分B中，相对于100重量份的所述伯胺聚合物单体，所述交联剂II的含量为0.3-1重量份，所述引发剂II的含量为0.03-0.2重量份，所述促进剂II的含量为0.03-0.2重量份；

在所述组合物中，所述组分A和所述组分B的含量重量比为1：20-50。

优选地，所述交联剂I选自硅藻土、锂藻土中的至少一种。

优选情况下，所述交联剂II选自N,N'-亚甲基双丙烯酰胺、2-酮戊二酸中的至少一种。

更加优选地，所述交联剂II为含量重量比为1-5：1的N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和2-酮戊二酸的组合。本发明的发明人发现，该优选情况下，制备得到的凝胶具有更好的机械强度和耐酸性。

优选地，所述引发剂I和所述引发剂II各自独立地选自过硫酸铵、过硫酸钾、过硫酸钠中的至少一种。

根据一种特别优选的实施方式，所述促进剂I和所述促进剂II均为四甲基乙二胺。

如前所述，本发明的第二方面提供了一种制备双网络CO

(1)在交联剂I、引发剂I、促进剂I和水的存在下，将叔胺聚合物单体和支撑单体进行第一反应，得到混合物I；

(2)在交联剂II、引发剂II、促进剂II和水的存在下，使伯胺聚合物单体在所述混合物I中进行第二反应，得到混合物II；

(3)在强化剂和水的存在下，将所述混合物II进行第三反应。

本发明中，步骤(1)、步骤(2)和步骤(3)中的水均充当溶剂，对其用量没有特别的限制，本领域技术人员可以根据本领域已知技术手段进行选择，本发明的后文中示例性地提供一种特别优选的具体实施方式，本领域技术人员不应理解为对本发明的限制。

优选地，所述强化剂选自氯化钙、氯化镁、氯化铜中的至少一种。

需要说明的是，本发明对所述强化剂与所述混合物II的用量比没有特别的限制，只要能够使得所述混合物II能够浸没于强化剂溶液中即可，示例性地，所述强化剂溶液的浓度可以为0.01-0.05mol/L。

根据一种优选的实施方式，所述第一反应和所述第二反应的条件各自独立地包括：温度为30-40℃，时间为24-72h。本发明的发明人发现，该优选情况下获得的凝胶具有更好的机械强度和耐酸性。

根据另一种优选的实施方式，所述第三反应的条件包括：温度为20-40℃，时间为1-3h。

根据一种特别优选的实施方式，所述双网络CO

(1)无氧条件下，将所述交联剂I与所述水进行第一混合，得到混合液I；将所述混合液I、所述引发剂I、所述促进剂I、所述叔胺聚合物单体和所述支撑单体进行第二混合，得到混合液II；密封条件下，将所述混合液II进行第一反应；得到混合物I；

(2)将所述交联剂II、所述引发剂II、所述促进剂II、所述水和所述伯胺聚合物单体进行第三混合，得到混合液III；密封条件下，将所述混合物I于所述混合液III中于0-5℃条件下进行溶胀后再进行第二反应，得到混合物II；

(3)在所述强化剂和所述水的存在下，将所述混合物II进行第三反应，得到含有所述双网络CO

优选地，所述第一混合的条件包括：在搅拌条件下进行，且搅拌的转速为800-1200rpm，温度为30-40℃，时间为1-3h。

优选情况下，所述第二混合的条件包括：在搅拌条件下进行，且搅拌的转速为800-1200rpm，温度为30-40℃，时间为1-3h。

优选地，所述第三混合的条件包括：在搅拌条件下进行，且搅拌的转速为800-1200rpm，温度为20-40℃，时间为1-3h。

本发明中，还可以包括本领域已知的各种后处理方式，如固液分离、水洗、干燥等。示例性地，本发明中可以将含有所述双网络CO

图1是本发明提供的双网络CO

如前所述，本发明的第三方面提供了一种由前述第二方面中所述的方法制备得到的双网络CO

如前所述，本发明的第四方面提供了一种前述第三方面中所述的双网络CO

如前所述，本发明的第五方面提供了一种协同提高CO

该方法包括：将所述原料存储单元中的原料注入所述实验单元中的目标岩心中，通过所述数据采集单元和所述数据处理单元获得原油采收率和地质封存率，以确定所述水凝胶对目标油藏进行原油驱替时的注入速率、注入压力、注入浓度和颗粒直径。

优选地，所述原料存储单元中含有地层水罐、原油罐、二氧化碳气体罐、和水凝胶罐。

优选情况下，所述实验单元中含有岩心夹持器和恒温箱。

优选地，所述数据采集单元中含有数据采集装置、气相色谱仪和质量传感装置。

优选地，所述数据处理单元中含有称量装置、油气分离装置、二氧化碳回收装置和原油回收装置。

本发明提供的双网络CO

图4是本发明提供的一种优选的CO

将目标岩心抽为真空后，采用地层水饱和岩心后置于实验单元中的岩心夹持器201中，并将实验单元中的恒温箱204的温度调节至目标温度，持续恒温后开启原料存储单元中的自动泵101、第一阀门105a、第一六通阀102a和第二六通阀102b，以及实验单元中的第三阀门202和回压阀203，以及数据处理单元中的第六阀门403b，将原料存储单元中的原油罐103b中的地层原油通过流速调节器104对目标岩心进行油驱处理，直至目标岩心中无地层水流出，关闭自动泵101、第一阀门105a、第一六通阀102a、第二六通阀102b、第三阀门202、回压阀203和第六阀门403b，并对岩心进行老化处理；将数据处理单元中的原油回收装置405中的油水混合物进行离心处理后，通过数据处理单元中的称量装置401获得油水混合物中地层水和地层原油的质量；

开启自动泵101、第一阀门105a、第一六通阀102a、第二六通阀102b、第三阀门202、回压阀203和第六阀门403b，将地层水罐103a中的地层水通过流速调节器104对目标岩心进行油驱处理，直至目标岩心中无地层原油流出，关闭自动泵101、第一阀门105a、第一六通阀102a、第二六通阀102b、第三阀门202、回压阀203和第六阀门403b；通过称量装置401获得地层原油的质量，并计算得到水驱采收率；

开启自动泵101、第一阀门105a、第一六通阀102a、第二六通阀102b、第三阀门202、回压阀203、第六阀门403b和第五阀门403a，将原料存储单元中的二氧化碳气体罐103c中的二氧化碳通过流速调节器104对目标岩心进行气驱处理，并通过数据处理单元中的油气分离装置402对油气混合物进行分离处理，使得地层原油进入原油回收装置405中，二氧化碳进入数据处理单元中的二氧化碳回收装置404中；期间，每隔20s通过数据采集单元中的数据采集装置301记录不同时刻原油回收装置405中地层原油的质量以及质量传感装置304获得的二氧化碳回收装置404中CO

关闭第二六通阀102b和第三阀门202，开启数据采集单元中的第四阀门303，通过数据采集装置301记录数据采集单元中的气相色谱仪302获得的目标岩心中CO

调节回压阀203，同时关闭第四阀门303，开启第二阀门105b；将原料存储单元中的水凝胶罐103e中的水凝胶溶液通过流速调节器104注入目标岩心中，直至回压阀203入口端压力达到设定压力时，关闭第二阀门105b，停止注入水凝胶溶液；然后将二氧化碳气体罐103c中的二氧化碳通过流速调节器104对目标岩心进行气驱处理；期间，每隔20s通过数据采集装置301记录不同时刻原油回收装置405中地层原油的质量以及质量传感装置304获得的二氧化碳回收装置404中CO

关闭第二六通阀102b和第三阀门202，开启第四阀门303，通过数据采集装置301记录气相色谱仪302获得的岩心中CO

以下将通过实例对本发明进行详细描述。

以下实例中，在没有特别说明的情况下，所采用的原料均为商购。

以下实例中，在没有特别说明的情况下，每重量份表示1g。

实施例1

本实施例中应用的组合物中各组分及其含量如下：

组分A：100重量份的N-十二烷基丙烯酰胺(叔胺聚合物单体)、5重量份的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(支撑单体)、10重量份的硅藻土(交联剂I)、0.05重量份的过硫酸铵(引发剂I)、0.05重量份的四甲基乙二胺(促进剂I)；

组分B：100重量份的丙烯酰胺(伯胺聚合物单体)、0.5重量份的N,N'-亚甲基双丙烯酰胺(交联剂II)、0.05重量份的过硫酸铵(引发剂II)、0.05重量份的四甲基乙二胺(促进剂II)；

组分A和组分B的含量重量比为1：30；

采用以下方法制备双网络CO

(1)无氧条件下，将交联剂I与水(1000重量份)进行第一混合，得到混合液I；第一混合的条件为：在搅拌条件下进行，且搅拌的转速为800rpm，温度为30℃，时间为2h；

将混合液I、引发剂I、促进剂I、叔胺聚合物单体和支撑单体进行第二混合，得到混合液II；第二混合的条件为：在搅拌条件下进行，且搅拌的转速为800rpm，温度为30℃，时间为2h；

密封条件下，将混合液II进行第一反应；得到混合物I；第一反应的条件为：温度为30℃，时间为24h；

(2)将交联剂II、引发剂II、促进剂II、水(1000重量份)和伯胺聚合物单体进行第三混合，得到混合液III；第三混合的条件为：在搅拌条件下进行，且搅拌的转速为800rpm，温度为30℃，时间为2h；

密封条件下，将混合物I于混合液III中于0℃条件下进行溶胀至液体完全被吸收后再进行第二反应，得到混合物II；第二反应的条件为：温度为30℃，时间为24h；

(3)将混合物II浸没于浓度为0.01mol/L的氯化钙水溶液(强化剂)中，进行第三反应，得到含有双网络CO

将上述溶液依次进行固液分离和水洗，得到水凝胶J1。

实施例2

本实施例采用与实施例1相似的配方和方法进行，所不同的是：

将N-十二烷基丙烯酰胺替换为等重量的二甲氨基丙基甲基丙烯酰胺，将2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸替换为等重量的氯甲酸异戊酯，将丙烯酰胺替换为等重量的N-乙烯基甲酰胺，其余条件均与实施例1相同，制备得到水凝胶J2。

实施例3

本实施例采用与实施例1相似的配方和方法进行，所不同的是：

将0.5重量份的N,N'-亚甲基双丙烯酰胺替换为0.25重量份的N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和0.25重量份的2-酮戊二酸的组合，其余条件均与实施例1相同，制备得到水凝胶J3。

实施例4

本实施例采用与实施例1相似的配方和方法进行，所不同的是：

将0.5重量份的N,N'-亚甲基双丙烯酰胺替换为0.45重量份的N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和0.05重量份的2-酮戊二酸的组合，其余条件均与实施例1相同，制备得到水凝胶J4。

实施例5

本实施例采用与实施例1相似的配方和方法进行，所不同的是：

将第一反应中的温度调整为50℃，其余条件均与实施例1相同，制备得到水凝胶J5。

对比例1

本对比例采用与实施例1相似的配方和方法进行，所不同的是：

将组分A和组分B的含量重量比为1：10，其余条件均与实施例1相同，制备得到水凝胶DJ1。

对比例2

本对比例采用与实施例1相似的配方和方法进行，所不同的是：

将2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的含量调整为1重量份，其余条件均与实施例1相同，制备得到水凝胶DJ2。

对比例3

本对比例采用与实施例1相似的配方和方法进行，所不同的是：

将硅藻土的含量调整为5重量份，其余条件均与实施例1相同，制备得到水凝胶DJ3。

测试例

将实施例和对比例制备得到的水凝胶参照以下方法进行性能测试，具体结果见表1：

机械强度：在外径为20mm，高度为150mm的圆底玻璃试管中配制14mL的浓度为6.67wt％的水凝胶水溶液，将玻璃试管进行180°翻转后，观察水凝胶水溶液的流动情况，并按照表2和图7中的标准进行等级划分；

耐酸性能：将水凝胶浸泡于水中，并使其溶胀至质量不再增加，记录此时水凝胶的质量m

定义水凝胶的质量保持率为α，且α＝m

图7是本发明提供的凝胶强度等级标准示意图。图7中，各玻璃试管的状态为进行180°翻转后的状态。

表1

表2

应用例1

将实施例1制备得到的水凝胶作为封堵剂，并采用图4所示的岩心驱替实验装置进行岩心CO

将带有裂缝的砂岩岩心(岩心的截面直径D＝2.5cm，长度L＝20.4cm，总的孔隙度

将原油回收装置405中的油水混合物进行离心处理后，通过称量装置401获得油水混合物中地层水的质量m

m

开启自动泵101、第一阀门105a、第一六通阀102a、第二六通阀102b、第三阀门202、回压阀203和第六阀门403b，将地层水罐103a中的密度ρ

通过称量装置401获得地层原油的质量m

R

开启自动泵101、第一阀门105a、第一六通阀102a、第二六通阀102b、第三阀门202、回压阀203、第六阀门403b和第五阀门403a，将二氧化碳气体罐103c中的二氧化碳通过流速调节器104以1mL/min的注入速度对岩心进行气驱处理，并通过油气分离装置402对油气混合物进行分离处理，使得地层原油进入原油回收装置405中，二氧化碳进入二氧化碳回收装置404中；

期间，每隔20s通过数据采集装置301记录不同时刻原油回收装置405中地层原油的质量m

GOR

关闭第二六通阀102b和第三阀门202，开启第四阀门303，通过数据采集装置301记录气相色谱仪302获得的岩心中CO

S

R

将实施例1制备得到的水凝胶制备成平均粒径为0.5mm的颗粒，并用蒸馏水配制成浓度为0.05kg/L的溶液，调节回压阀203以控制出口端的压力为5MPa，同时关闭第四阀门303，开启第二阀门105b；

将水凝胶罐103e中的水凝胶溶液通过流速调节器104以0.5mL/min的注入速度注入岩心中，直至回压阀203入口端压力达到15MPa时，关闭第二阀门105b，停止注入凝胶；2h后将二氧化碳气体罐103c中的二氧化碳通过流速调节器104以1mL/min的注入速度对岩心进行气驱处理；

期间，每隔20s通过数据采集装置301记录不同时刻原油回收装置405中地层原油的质量m′

GOR′

关闭第二六通阀102b和第三阀门202，开启第四阀门303，通过数据采集装置301记录气相色谱仪302获得的岩心中CO

S′

R′

应用例2

将实施例1制备得到的水凝胶作为封堵剂，采用数值模拟的方法进行油藏CO

建立封闭边界的规模为315m×315m×10m的单层概念油藏，油藏中布置两口平行水平井(注入井和生产井)，井距为300m，井的水平段长度为300m。井的水平段位于储层中部，且储层中存在三条宽度分别为9m的高渗透通道，高渗透通道贯穿注入井和生产井；其中，油藏的初始含油饱和度为0.56，储层渗透率为3mD，高渗透通道渗透率为10D；

向注入井中注入CO

向注入井中注入平均粒径为0.5mm、浓度为0.5kg/L水凝胶溶液，封堵高渗透通道的一半长度后，然后向注入井中注入CO

通过表1的结果可以看出，采用本发明提供的组合物及其制备方法制备得到的水凝胶具有更高的机械强度和优良的耐酸性。采用本发明提供的水凝胶作为封堵剂时，同时配合本发明提供的方法获得的水凝胶注入参数，能够明显协同提高油藏的CO

本发明中实施例1-5中的双网络CO

从图6中可以看出，CO

以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。