一种稠油的开采方法

技术领域

本申请涉及一种稠油的开采方法，属于石油开采技术领域。

背景技术

目前，我国已处于三次采油阶段，化学驱是三次采油提升采收率的主要措施之一。化学驱主要包括聚合物驱、表面活性剂驱、二元复合驱、三元复合驱等，但只能针对黏度低于150mPa·s的低黏油藏，对于高黏油藏，无法采用化学驱的方式提升采收率。由于三元复合驱中的碱会导致管线、泵产生腐蚀、结垢和采出液出现乳化严重、破乳难等问题，所以化学驱还是以二元复合驱为主，即聚合物+表面活性剂驱，若能将只具有低界面张力的表面活性剂替换为不仅具有低界面张力还具有降黏作用的降黏驱油剂，则化学驱也可对黏度高于150mPa·s的高黏稠油起到提升采收率的作用。

目前，针对黏度高于150mPa·s的稠油，主要采用热采的开采方式，包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和火烧油层等。蒸汽吞吐是目前最成熟的热采技术之一，就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。在固定的井网范围内，注汽井向地层注入蒸汽，降低稠油粘度并将其向油井驱替的过程称为蒸汽驱，通常被认为是蒸汽吞吐后期的有效接替技术，可以在蒸汽吞吐基础上大幅度提高原油采收率。蒸汽辅助重力泄油技术目前已经成为国际上超稠油开发的一项成熟技术，其原理是向注汽井中连续注入蒸汽，油层温度升高，原油粘度降低，原油被连续蒸汽驱至周围生产井中，最终被采出。火烧油层是油层本身产生热的一种热力采油方法，是指通过向地层中注入某种形式的氧化剂(氧气或空气)，然后引燃稠油自身，通过燃烧产生的巨大的热量，形成蒸汽驱动带，降低原油黏度，提高流动性，从而采出稠油的一项技术。

稠油热采过程中的吨油碳排放量要远大于水驱、化学驱等冷采过程。在所有热采方式中，蒸汽驱技术对应的吨油碳排放量最大，其次是蒸汽吞吐。在“双碳”目标背景下，以“高能耗、高碳排”为特征的传统热采方式面临着“提质增效和节能减排”双重挑战。针对黏度高于150mPa·s的高黏稠油，若将热采转为稠油降黏驱油剂驱的冷采则可大大降低碳排放。

发明内容

根据本申请的一个方面，提供了一种稠油的开采方法，使用稠油降黏驱油剂进行冷采，该稠油降黏驱油剂亲水基团体积和亲油基团体积相当，更容易分布在油水界面上，具有超低界面张力，可以剥离原油，剥离的原油可通过降黏驱油剂中的季铵基团、羟基基团、羧基基团的作用实现降黏，转变为低黏稠油。

本申请所述稠油的开采方法，其使用稠油降黏驱油剂进行冷采；

所述稠油降黏驱油剂，结构如式(1)所示：

其中R为C

可选地，所述稠油的粘度高于150mPa·s。

可选地，所述稠油的粘度为150～20000mPa·s。

可选地，所述稠油的粘度独立地选自150mPa·s、200mPa·s、500mPa·s、1000mPa·s、1500mPa·s、2000mPa·s、2500mPa·s、2700mPa·s、2800mPa·s、2900mPa·s、3000mPa·s、5000mPa·s、10000mPa·s、15000mPa·s、20000mPa·s中任一值或上述任意二者之间的范围值。

可选地，n为7-9任意整数。

所述稠油降黏驱油剂的制备方法，包括下面步骤：

(1)脂肪醇聚氧乙烯醚、环氧氯丙烷、溶剂、氢氧化钠的混合物I，反应I，得到中间产物I；

(2)中间产物I、二甲胺水溶液的混合物Ⅱ，反应Ⅱ，得到中间产物Ⅱ；

(3)中间产物Ⅱ、氯乙酸钠的混合物Ⅲ，反应Ⅲ，得到所述稠油降黏驱油剂；

所述脂肪醇聚氧乙烯醚的碳数为12～18。

合成路线如下：

可选地，所述步骤(1)中，脂肪醇聚氧乙烯醚与环氧氯丙烷的摩尔比为(1～1.3)：1。

具体地，所述步骤(1)中，脂肪醇聚氧乙烯醚与环氧氯丙烷的摩尔比为1.1:1。

可选地，所述步骤(1)中，氢氧化钠与环氧氯丙烷的摩尔比为(1-3)：1。

具体地，所述步骤(1)中，氢氧化钠与环氧氯丙烷的摩尔比为2：1。

可选地，所述步骤(1)中，溶剂为乙醇。

可选地，所述步骤(1)中，反应I的温度为60℃～80℃，反应I的时间2～3h。

可选地，所述步骤(2)中，二甲胺水溶液的浓度为20-60wt％。

可选地，所述步骤(2)中，中间产物I与二甲胺的摩尔比为1：(1.2～1.5)。

可选地，所述步骤(2)中，反应Ⅱ的温度为60℃～90℃，反应Ⅱ的时间1～2h。

可选地，所述步骤(3)中，中间产物II与氯乙酸钠的摩尔比为1：(1.1～1.2)。

可选地，所述步骤(3)中，反应Ⅲ的温度80℃～120℃，反应Ⅲ的时间6～8h。

本申请能产生的有益效果包括：

1)本申请所提供的稠油降黏驱油剂亲水基团体积和亲油基团体积相当，更容易分布在油水界面上，具有超低界面张力，可以剥离原油，剥离的原油可通过降黏驱油剂中的季铵基团、羟基基团、羧基基团的作用实现降黏，转变为低黏稠油。

2)本申请提供的稠油降黏驱油剂可对黏度高于150mPa·s的高黏原油通过降黏驱油的冷采方式提升采收率，大大降低热采的碳排放。

附图说明

图1为本申请实施例1的剂驱&后续水驱图；

图2为本申请实施例1的剂驱放大图；

图3为本申请对比例1的剂驱图；

图4为本申请对比例1的后续水驱图。

具体实施方式

下面结合实施例详述本申请，但本申请并不局限于这些实施例。

如无特别说明，本申请的实施例中的原料均通过商业途径购买。

本申请实施例和对比例中涉及到的脂肪醇聚氧乙烯醚中脂肪醇碳链长度为C12～C18。

实施例1稠油降黏驱油剂1#

(1)在装有搅拌器、冷凝回流装置的三口烧瓶中加入乙醇作为溶剂，再加入1.1mol脂肪醇聚氧乙烯醚(7)，2mol固体氢氧化钠，在70℃油浴锅中，以200r/min搅拌均匀，再采用滴加的方式加入1mol环氧氯丙烷，反应3h。

(2)再在上述三口烧瓶中加入1.2mol 30wt％的二甲胺水溶液，在70℃油浴锅中以200r/min搅拌速度，搅拌1h。反应完成后，蒸发去除乙醇。

(3)将上述产物再全部转移至装有搅拌器、冷凝回流装置的三口烧瓶中，油浴锅温度保持70℃，以200r/min的速度搅拌，再采用滴加的方式加入1.1mol 40wt％氯乙酸钠水溶液，并将温度升高至105℃，反应8h，冷却后加水稀释一倍即得稠油降黏驱油剂1#。

实施例2稠油降黏驱油剂2#

(1)在装有搅拌器、冷凝回流装置的三口烧瓶中加入乙醇作为溶剂，再加入1.1mol脂肪醇聚氧乙烯醚(9)，2mol固体氢氧化钠，在80℃油浴锅中，以200r/min搅拌均匀，再采用滴加的方式加入1mol环氧氯丙烷，反应3h。

(2)再在上述三口烧瓶中加入1.2mol 30wt％的二甲胺水溶液，在80℃油浴锅中以200r/min搅拌速度，搅拌1h。反应完成后，蒸发去除乙醇。

(3)将上述产物再全部转移至装有搅拌器、冷凝回流装置的三口烧瓶中，油浴锅保持80℃，以200r/min的速度搅拌，再采用滴加的方式加入1.1mol 40wt％氯乙酸钠水溶液，并将温度升高至105℃，反应8h，冷却后加水稀释一倍即得稠油降黏驱油剂2#。

对比例1

将脂肪醇聚氧乙烯醚(7)加水稀释至35wt％，并与与十二烷基二甲基甜菜碱按照1：1复配，即得稠油降黏驱油复配剂1#。

对比例2

将脂肪醇聚氧乙烯醚(9)加水稀释至35wt％，并与十二烷基二甲基甜菜碱按照1：1复配，即得稠油降黏驱油复配2#。

测试例1搅拌降黏

稠油降黏驱油剂对胜利稠8#稠油的搅拌降黏效果评价，具体包括以下几个步骤：

步骤(1)将旋转黏度计的测试量筒温度设置为60℃，恒温0.5h。将水浴锅温度设施为60℃，恒温0.5h。

步骤(2)将胜利稠8#脱水原油在60℃条件下的恒温水浴中，恒温静止1h，搅拌除去其中的气泡，将其倒入旋转粘度计的测量筒内的标志线处，测试其在60℃条件下转速为6rpm时的粘度μ

步骤(3)配制含3wt％NaCl和0.3wt％CaCl

步骤(4)称取14g(精确至0.1g)步骤(2)中的胜利稠8#脱水原油油样于烧杯中，加入6g(精确至0.1g)步骤(3)中配制的样品溶液，无需搅拌，放入60℃条件下的恒温水浴中，用橡皮筋和保鲜膜密封烧杯口,恒温静止2h。

步骤(5)保温结束后，使用顶置搅拌器在双叶搅拌桨下以250r/min搅拌1min后，迅速转移至旋转粘度计套筒中，在低转速(6rpm)条件下，用旋转粘度计测定步骤(4)中的油水混合液60℃的粘度μ。测试结果见表1。

搅拌降黏率按下式(1)计算：

式中：

f—搅拌降黏率；

μ

μ—加入样品后油水混合液的黏度，单位为毫帕秒(mPa·s)；测试例2搅拌降黏

按照测试例1的步骤(1)～(4)，除步骤(3)中采用的稠油降黏驱油剂为实施例2制备获得的稠油降黏驱油剂2#外，其他步骤及参数与测试例1一致，测试结果见表1。

测试例3搅拌降黏

按照测试例1的步骤(1)～(4)，除步骤(3)中采用的稠油降黏驱油剂为对比例1制备获得的稠油降黏驱油复配剂1#外，其他步骤及参数与测试例1一致，测试结果见表1。

测试例4搅拌降黏

按照测试例1的步骤(1)～(4)，除步骤(3)中采用的稠油降黏驱油剂为对比例2制备获得的稠油降黏驱油复配剂2#外，其他步骤及参数与测试例1一致，测试结果见表1。

表1搅拌降黏

从表1可以看出，稠油降黏驱油剂与稠油降黏驱油复配剂的搅拌降黏效果相当，搅拌降黏率均≥95％。

测试例5自然沉降脱水率

稠油降黏驱油剂对胜利稠8#稠油的自然沉降脱水率评价，具体包括以下几个步骤：

步骤(1)将胜利稠8#脱水原油在60℃条件下的恒温水浴中，恒温静止1h，搅拌除去其中的气泡。

步骤(2)配制含3wt％NaCl和0.3wt％CaCl

步骤(3)取步骤(2)中配制的样品溶液9mL放入50mL具塞量筒中，加入实验油样21mL，旋紧后置于60℃恒温干燥箱内，恒温1h后，读取量筒下部水相体积(精确至0.1mL)。

步骤(4)摇晃量筒使油水充分混合，置于60℃恒温干燥箱内，恒温1h后，读取下部水相体积(精确至0.1mL)。测试结果见表2。

自然沉降脱水率按下式(2)计算：

式中：

X—自然沉降脱水率；

V—油水混合液静置1h后的出水体积，单位为毫升(mL)；

V

测试例6自然沉降脱水率

按照测试例5的步骤(1)～(4)，除步骤(2)中采用的稠油降黏驱油剂为实施例2制备获得的稠油降黏驱油剂2#外，其他步骤及参数与测试例1一致，测试结果见表2。

测试例7自然沉降脱水率

按照测试例5的步骤(1)～(4)，除步骤(2)中采用的稠油降黏驱油剂为对比例1制备获得的稠油降黏驱油复配剂1#外，其他步骤及参数与测试例1一致，测试结果见表2。

测试例8自然沉降脱水率

按照测试例5的步骤(1)～(4)，除步骤(2)中采用的稠油降黏驱油剂为对比例1制备获得的稠油降黏驱油复配剂1#外，其他步骤及参数与测试例1一致，测试结果见表2。

表2自然沉降脱水率

从表2可以看出，稠油降黏驱油剂的自然沉降脱水率≥80％，而稠油降黏驱油复配剂自然沉降脱水率只有不到40％，主要由于非离子的强乳化作用，导致后期破乳困难，而稠油降黏驱油剂通过合成对结构设计优化，避免了过度乳化。

测试例9界面张力

稠油降黏驱油剂对胜利稠8#稠油的界面张力评价，具体包括以下几个步骤：

步骤(1)将旋转滴界面张力仪温度设置为60℃。

步骤(2)配制含3wt％NaCl和0.3wt％CaCl

步骤(3)将装好溶液与油样的玻璃管放入旋转滴界面张力仪保温30min。

步骤(4)启动旋转滴界面张力仪进行界面张力测试，测试2h停止测试，记录最低值。测试结果见表3。

测试例10界面张力

按照测试例9的步骤(1)～(4)，除步骤(2)中采用的稠油降黏驱油剂为实施例2制备获得的稠油降黏驱油剂2#外，其他步骤及参数与测试例1一致，测试结果见表3。

测试例11界面张力

按照测试例9的步骤(1)～(4)，除步骤(2)中采用的稠油降黏驱油剂为对比例1制备获得的稠油降黏驱油复配剂1#外，其他步骤及参数与测试例1一致，测试结果见表3。

测试例12界面张力

按照测试例9的步骤(1)～(4)，除步骤(2)中采用的稠油降黏驱油剂为对比例2制备获得的稠油降黏驱油复配剂2#外，其他步骤及参数与测试例1一致，测试结果见表3。

表3界面张力

从表3可以看出，稠油降黏驱油剂的界面张力可达10

测试例13驱替实验

稠油降黏驱油剂提升采收率驱替实验，具体包括以下几个步骤：

将实施例1中得到的稠油降黏驱油剂1#和聚合物配制成二元复合体系进行驱油效率评价，使用DNQP-1型石油驱替设备进行提高采收率测试。测试结果见表4。

测试方法为：

岩心水饱和：按设计购买岩心后，在105℃烘箱中干燥24h，称岩心干重，然后将岩心进行抽真空饱和模拟水，称出饱和水后岩心的质量，饱和水前后岩心的质量差除以模拟水密度即为该岩心的孔隙体积。

测渗透率：将饱和好的岩心装入岩心夹持器中，以1mL/min速度饱和水，待注入压力稳定后，测试岩心管的水相渗透率。

饱和油：将岩心管置于60℃的烘箱中饱和现场脱水原油，以0.1mL/min速度饱和油，岩心管饱和油至产出液不含水。记录出水量，计算饱和油的量，然后老化一夜。

水驱：老化完成后，以0.2mL/min速度进行水驱，记录岩心管产水量、产油量，计量岩心管的采出液，驱替至综合含水为98％以上时结束水驱。

注入二元复合体系：以0.2mL/min的速度注入设计的二元复合体系，注入量1PV，并记录岩心管的采出液、含水、含油变化。

后续水驱：以0.2mL/min速度驱替，记录岩心管的含水量、含油量、计算采收率，注入量1PV结束水驱。

测试例14驱替实验

将对比例1中得到的稠油降黏驱油复配剂1#和聚合物配制成二元复合体系进行驱油效率评价，使用DNQP-1型石油驱替设备进行提高采收率测试。测试方法参照实施例13，测试结果见表5。

表4实施例1驱替实验

其中，剂驱&后续水驱图见图1，剂驱放大图见图2,。

表5对比例1驱替实验

其中，剂驱图见图3，后续水驱图见图4。

从表4、表5及图1-4中可以看出，降黏驱油剂1#可以大大提升采收率，而降黏驱油复配剂1#虽然具有降黏效果，但不具备低张力，无法使岩心内部原油剥离下来，同时具有降黏性能及低张力的稠油降黏驱油剂可将剥离下来的稠油降黏，进而在聚合物的作用下采出，提升采收率。

以上所述，仅是本申请的几个实施例，并非对本申请做任何形式的限制，虽然本申请以较佳实施例揭示如上，然而并非用以限制本申请，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本申请技术方案的范围内，利用上述揭示的技术内容做出些许的变动或修饰均等同于等效实施案例，均属于技术方案范围内。