CN106350035A - 长链叔胺作为水‑co2交替驱中水相原位增粘剂的应用 - Google Patents
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Abstract
长链叔胺作为水—CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用，所述长链叔胺的结构式如下：其中，R1为长链烃基，其中可能含有碳碳双键‑C＝C‑；R2为酰胺基、酯基或亚甲基；n＝0、1、2、3、4或5。将长链叔胺作为增黏剂添加到水‑CO2交替驱所用的水相中，所述长链叔胺在水相中的质量浓度为1％～10％。本发明能在不增加水相注入压力的条件下提高水‑CO2交替驱的效率和原油采收率，并降低成本。
Description
技术领域
本发明属于原油开采技术领域，具体涉及长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用。
背景技术
所公开的现有技术中，长链叔胺这类物质并不单独使用，其常常以表面活性剂制备过程中的中间体形式出现，如作为制备表面活性剂甜菜碱的中间体。
在原油开采中，常采用水—气交替驱(Water-alternate-gas，简称WAG)，最常用的WAG是水—CO2交替驱。但在CO2段塞驱替过程中，由于CO2黏度极低，其不仅不易降低驱替液和原油之间的流度比，而且更易优先进入高渗层，从而无法扩大波及体积。目前增黏CO2的方法是在CO2中添加能使其黏度增加的聚合物、表面活性剂等，而常用的增黏剂多为含氟化合物，不仅合成复杂、价格昂贵、不易推广，并且对CO2相的黏度的增幅极为有限，难以有效封堵漏失层和发挥CO2扩大波及体积的作用。同样道理，纯水相由于黏度低也容易造成指进和优先进入高渗通道而无法扩大波及体积。目前常用的办法是向水相中预先加入聚合物增黏剂，但这会使注入压力急剧增加造成施工困难。因此，目前水-CO2交替驱技术中无论增黏CO2还是增黏水相都有其各自不利于水-CO2交替驱应用和发展的弊端。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用，以便在不增加水相注入压力的条件下提高水-CO2交替驱的效率及原油采收率，并降低成本。
本发明所述长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用，所述长链叔胺的结构式如下：
其中，R1为长链烃基，其中可能含有碳碳双键-C＝C-；R2为酰胺基、酯基或亚甲基；n＝0、1、2、3、4或5。
上述长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用，具体操作是将长链叔胺作为增黏剂添加到水-CO2交替驱所用的水相中，所述长链叔胺在水相中的质量浓度为1％～10％。
上述长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用，所述长链叔胺为芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺、芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺、十八烷基二甲基叔胺、二十烷基二甲基叔胺、二十二烷基二甲基叔胺中的一种，它们的结构式分别如下：
芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝21，R2基团为酰胺基，n＝3；
油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝17，R2基团为酰胺基，n＝2；
花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝19，R2基团为酰胺基，n＝4；
芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝21，R2基团为酯基，n＝3；
油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝17，R2基团为酯基，n＝2；
花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝19，R2基团为酯基，n＝4；
十八烷基二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝17，R2基团为亚甲基，n＝0；
二十烷基二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝19，R2基团为亚甲基，n＝0；
二十二烷基二甲基叔胺结构式：
该结构式中，R1含碳数＝21，R2基团为亚甲基，n＝0。
所述长链叔胺中，R2基团为酰胺基的长链叔胺可通过公开号为CN101618302、名称为“一种脂肪酸酰胺基羧基甜菜碱表面活性剂及其制备方法”中公开的制备方法制备得到，或于市场购买。
所述长链叔胺中R2基团为酯基的长链叔胺可通过下述方法制得：
(1)根据R基团为某一种具体酯基时的长链脂肪酸的结构式，按照摩尔比1：(1～5)将长链脂肪酸结构式中对应的脂肪酸与SOCl2混合，加入适量的CH2Cl2作为溶剂(反应介质)，或不加溶剂直接加热熔融后，在20～90℃卤化反应4～12h，停止反应，除去过量的SOCl2及CH2Cl2，得到棕色液体即为长链脂肪酰氯。
(2)将步骤(1)所得长链脂肪酰氯与长链脂肪酸结构式中对应的N,N-二甲基烷基醇(N,N-二甲基乙基醇、N,N-二甲基丙基醇、N,N-二甲基丁基醇或N,N-二甲基戊基醇)按摩尔比1：(0.8～2.0)，以乙腈为溶剂(反应介质)，在冰水浴冷却的条件下，反应2～12h，得到微黄色固体初产物，纯化后得到R2基团为酯基的长链叔胺。
所述长链叔胺中R2基团为亚甲基的长链叔胺可通过文献“叔胺类化合物的合成新方法.周红军等.西华师范大学学报(自然科学版),2007,28,307-310”中公开的制备方法制备得到。
本发明所述长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用，原理如下：
长链叔胺的水分散液或悬浊液为牛顿流体，外观为白色不透明乳液，表观黏度约为1～5mPa·s，是利于注入的低黏流体，适合常规泵注。该类分散液在遇到CO2后发生化学反应形成透明的黏弹性流体，表观黏度可超过10万mPa·s。在两个CO2段塞之间注入含有长链叔胺的水段塞，在水段塞遇到前置或后置CO2段塞后，其中所含的长链叔胺被CO2溶于水产生的碳酸质子化，转变为长链阳离子表面活性剂，继而自组装形成相互缠结的三维空间网状的蠕虫状胶束，水相宏观上表现出黏弹性。增黏后的水段塞不仅可以降低水油流度比，避免发生指进现象，而且能封堵高渗层，使后续CO2段塞或水段塞能顺利进入中、低渗透区，能进一步扩大波及体积，提高后续水-CO2交替驱效率，最终提高原油采收率。当采收率提高幅度不明显时，可继续重复水段塞和CO2段塞交替注入，使后续CO2段塞或水段塞能顺利进入低渗透区。
上述长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用中，根据油藏温度、CO2压力、注入速率和周期，以及施工的具体要求调节长链叔胺水溶液(增黏剂溶液)浓度。
上述长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用中，可以根据现场应用要求和油藏环境，参考剪切速率、CO2压力、温度和盐含量等因素对水相增黏行为的影响采取合适的采油工艺。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1、本发明为长链叔胺发掘了新的用途，开拓了一个新的应用领域；此前长链叔胺通常不单独使用，多用作制备阳离子或两性离子表面活性剂的中间体。
2、本发明为水-CO2交替驱采油提供了一种新的水相增黏剂和增黏方法。
3、由于长链叔胺成本低、来源广，本发明所述应用有利于降低水-CO2交替驱的成本，避免了现有增黏CO2带来的高成本问题。
4、由于含长链叔胺的水相表观黏度仅为1～5mPa·s，是便于注入的低黏流体，因而本发明所述应用有效解决了现有增黏水相带来的注入压力增加问题。
5、由于添加了长链叔胺的水相注入后形成的水段塞与CO2段塞发生反应可实现原位增黏，从而封堵大孔道，提高波及系数，使后续的水气交替驱效率更高，因而本发明所述应用可提高原油采收率。
附图说明
图1为实施例1中不同剪切速率下增黏剂溶液的黏度随时间的变化曲线。
图2为实施例3中不同CO2压力下增黏剂溶液的黏度随时间的变化曲线。
图3为实施例4中增黏剂溶液的黏度随溶液中盐含量的变化曲线。
图4为实施例5中增黏剂溶液的黏度随溶液中增黏剂浓度的变化曲线。
图5为实施例6和对比例中提高的采收率、流动压力随增注入体积的变化曲线(图中a为流动压力随注入体积的变化曲线，b为增加的采收率随注入体积的变化曲线)。
具体实施方式
下面通过具体实施方式对本发明所述长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用做进一步说明。
以下实施例中，所用长链叔胺为芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺、芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺、十八烷基二甲基叔胺、二十烷基二甲基叔胺或二十二烷基二甲基叔胺，均为发明人按照发明内容中所述方法合成。
实施例1
高温高压、CO2氛围下增黏剂溶液增黏能力实验。
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)流变测试系统：安东帕MCR302流变仪(奥地利)，CC25高温高压测试组件，最高压力15MPa，最高温度300℃。
(5)流变测试参数：剪切速率10s–1～200s–1，模拟油藏温度60℃，CO2压力5MPa，增黏剂溶液中芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度2％。
实验目的：采用流变仪测试剪切速率对增黏剂溶液增黏能力的影响，供正式施工选择合适的采油工艺时参考。
实验程序及结果：在恒定温度(60℃)、恒定CO2压力(5MPa)、不同剪切速率的条件下连续监测增黏剂溶液黏度的变化。实验结果见表1和图1。
表1
实验结果分析：
剪切速率在10～200s–1变化时，增黏剂溶液稳定黏度逐步降低，符合黏弹性流体的特征；随着剪切速率增大，CO2与增黏剂反应频率增大，增黏所需时间逐步减短。
实施例2
高温高压、CO2氛围下增黏剂溶液增黏能力实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)流变测试系统：安东帕MCR302流变仪(奥地利)，CC25高温高压测试组件，最高压力15MPa，最高温度300℃。
(5)流变测试参数：剪切速率100s–1，模拟油藏温度40～80℃，CO2压力5MPa，增黏剂溶液中芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度2％。
实验目的：采用流变仪测试温度对增黏剂溶液增黏能力的影响，供正式施工选择合适的采油工艺时参考。
实验程序及结果：在不同温度、恒定CO2压力(5MPa)、恒定剪切速率(100s–1)的条件下连续监测增黏剂溶液黏度的变化。实验结果见表2。
表2
| 序号 | 温度(℃) | 稳定黏度(mPa·s) | 增黏时间(min) |
| 1 | 40 | 82 | 20 |
| 2 | 50 | 67 | 34 |
| 3 | 60 | 62 | 36 |
| 4 | 70 | 61 | 40 |
| 5 | 80 | 39 | 46 |
实验结果分析：
温度在40～80℃变化时，增黏剂溶液的稳定黏度逐步降低，符合阿伦尼乌斯定律；随着温度的提高，CO2更难扩散进入增黏剂溶液，增黏所需时间逐步增长。
实施例3
高温高压、CO2氛围下增黏剂溶液增黏能力实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)流变测试系统：安东帕MCR302流变仪(奥地利)，CC25高温高压测试组件，最高压力15MPa，最高温度300℃。
(5)流变测试参数：剪切速率100s–1，模拟油藏温度60℃，CO2压力1～6MPa，增黏剂溶液中芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度2％。
实验目的：采用流变仪测试CO2压力对增黏剂溶液增黏能力的影响，供正式施工选择合适的采油工艺时参考。
实验程序及结果：在恒定温度(60℃)、不同CO2压力、恒定剪切速率(100s–1)的条件下连续监测增黏剂溶液黏度的变化。实验结果见表3和图2。
表3
| 序号 | CO2压力(MPa) | 稳定黏度(mPa·s) | 增黏时间(min) |
| 1 | 1 | 63 | 85 |
| 2 | 2 | 63 | 72 |
| 3 | 3 | 62 | 64 |
| 4 | 4 | 63 | 53 |
| 5 | 5 | 62 | 36 |
| 6 | 6 | 61 | 38 |
实验结果分析：
CO2压力在1～6MPa变化时，稳定黏度基本保持不变；随着CO2压力的提高，CO2更容易扩散进入增黏剂溶液，增黏所需时间逐步减短，表明可以通过调整CO2泵注压力调整增黏剂溶液增黏所需时间。
实施例4
高温高压、CO2氛围下增黏剂溶液增黏能力实验
实验条件：
(1)实验用水：模拟盐水，三次蒸馏水与分析纯NaCl按比例配制。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)流变测试系统：安东帕MCR302流变仪(奥地利)，CC25高温高压测试组件，最高压力15MPa，最高温度300℃。
(5)流变测试参数：剪切速率100s–1，模拟油藏温度60℃，CO2压力5MPa，NaCl质量浓度0％～5％，增黏剂溶液中芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺的质量浓度为2％。
实验目的：采用流变仪测试盐含量对增黏剂溶液增黏能力的影响，供正式施工选择合适的采油工艺时参考。
实验程序及结果：在恒定温度(60℃)、恒定CO2压力(5MPa)、恒定剪切速率(100s–1)的条件下连续监测增黏剂溶液黏度的变化。实验结果见图3。
实验结果分析：
NaCl含量在0％～5％变化时，溶液稳定黏度先升高后降低，符合常规蠕虫状胶束溶液与电解质含量的关系，表明芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺作为增黏剂能在一般油田水中应用。
实施例5
高温高压、CO2氛围下增黏剂溶液增黏能力实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％。
(4)流变测试系统：安东帕MCR302流变仪(奥地利)，CC25高温高压测试组件，最高压力15MPa，最高温度300℃。
(5)流变测试参数：剪切速率100s–1，模拟油藏温度60℃，CO2压力5MPa，增黏剂溶液中芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺的的质量浓度1％～10％。
实验目的：采用流变仪测试增黏剂浓度对增黏剂溶液增黏能力的影响，供正式施工选择合适的采油工艺时参考。
实验程序及结果：在恒定温度(60℃)、恒定CO2压力(5MPa)、恒定剪切速率(100s–1)的条件下连续监测增黏剂溶液黏度的变化。实验结果见图4。
实验结果分析：
增黏剂溶液中增黏剂质量浓度在1％～10％变化时，稳定黏度逐步增大，符合一般黏弹性流体规律，且稳定黏度随增黏剂浓度的变化基本呈线性关系，表明可以定量改变增黏剂的浓度达到所需黏度。
实施例6
增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％，水相中增黏剂的质量浓度为2％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(porous volume，PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV含增黏剂的水相，以此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果见图5，从图5可以看出，最大流动压力为0.13MPa，提高采收率为15.4％。
实施例7
增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％，水相中增黏剂的质量浓度为8％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV含增黏剂的水相，以此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果：最大流动压力0.08MPa，提高采收率为12.7％。
实施例8
增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％，水相中增黏剂的质量浓度为5％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV含增黏剂的水相，以此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果：最大流动压力0.11MPa，提高采收率为14.1％。
实施例9
增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：芥酸脂丙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％，水相中增黏剂的质量浓度为1.5％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积(porous volume，PV)。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV含增黏剂的水相，以此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果：最大流动压力0.14MPa，提高采收率为15.7％。
实施例10
增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％，水相中增黏剂的质量浓度为7％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV含增黏剂的水相，以此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果：最大流动压力0.08MPa，提高采收率为12.5％。
实施例11
增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺，纯度≥99％，水相中增黏剂的质量浓度为4％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV含增黏剂的水相，以此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果：最大流动压力0.10MPa，提高采收率为13.1％。
实施例12
增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：十八烷基二甲基叔胺，纯度≥99％，水相中增黏剂的质量浓度为2％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV含增黏剂的水相，以此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果：最大流动压力0.09MPa，提高采收率为12.1％。
实施例13
增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：二十烷基二甲基叔胺，纯度≥99％，水相中增黏剂的质量浓度为2％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV含增黏剂的水相，以此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果：最大流动压力0.10MPa，提高采收率为12.3％。
实施例14
增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)增黏剂：二十二烷基二甲基叔胺，纯度≥99％，水相中增黏剂的质量浓度为2％。
(4)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(5)泡沫驱油装置。
(6)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究增黏剂增强水相黏度的水-CO2交替驱的驱油效果。
实验方法：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV含增黏剂的水相，以此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果：最大流动压力0.11MPa，提高采收率为12.7％。
对比例
传统水-CO2交替驱驱油实验
实验条件：
(1)实验用水：取自油田的普通注入水，矿化度4000mg/L。
(2)CO2：纯度99.9％，试剂级。
(3)三层非均质岩芯：4.5cm×4.5cm×30cm，气测渗透率为1200×10-3μm2左右，变异系数为0.72。
(4)泡沫驱油装置。
(5)模拟油：脱水原油和煤油混合物，黏度9.7mPa·s。
实验目的：研究传统水-CO2交替驱在本实验条件的驱油效果。
实验程序及结果：
①在45℃下将岩芯抽真空至–0.1MPa，向岩芯中注入水至饱和状态，此时注入水的体积即为岩心孔隙体积。向岩芯中注入模拟油至饱和状态并在45℃老化12h以上。
②用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
③依次注入0.1PV二氧化碳和0.1PV水，按此交替注入重复两次。
④用水进行水驱至驱出的油水混合物中水含量在98％以上(注入速度均为0.6mL/min)。
实验结果见图5，从图5可以看出，最大流动压力小于0.05MPa，提高采收率10.6％。
从上述对比例和实施例6～14可以看出，传统水-CO2交替驱的最大流动压力不超过0.05MPa，提高采收率仅为10.6％，使用本发明所述增粘剂的水-CO2交替驱，最大流动压力在0.08～0.14MPa，提高采收率可达15.7％。实验结果表明，本发明可大幅度增强水-CO2交替驱的效率，提高原油采收率。
Claims (3)
1.长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增粘剂的应用，所述长链叔胺的结构式如下：
其中，R1为长链烃基；R2为酰胺基、酯基或亚甲基；n＝0、1、2、3、4或5。
2.根据权利要求1所述长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用，其特征在于将长链叔胺作为增黏剂添加到水-CO2交替驱所用的水相中，所述长链叔胺在水相中的质量浓度为1％～10％。
3.根据权利要求1或2所述长链叔胺作为水-CO2交替驱中水相原位增黏剂的应用，其特征在于所述长链叔胺为芥酸酰胺丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酰胺乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酰胺丁基-N,N-二甲基叔胺、芥酸酯丙基-N,N-二甲基叔胺、油酸酯乙基-N,N-二甲基叔胺、花生油酸酯丁基-N,N-二甲基叔胺、十八烷基二甲基叔胺、二十烷基二甲基叔胺、二十二烷基二甲基叔胺中的一种。
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