CN119505075A 相渗改善剂、含其的压裂液体系及各自的制备方法和应用 （中国石油天然气股份有限公司）

单体2丙烯酰胺基2甲基丙磺酸AMPS、阳离子单体A为十四烷基二甲基烯丙基氯化铵、十六烷基二甲基烯丙基氯化铵和十八烷基二甲基烯丙基氯化铵中的至少一种；阳离子型疏水单体B为三甲基氯化铵和丙烯酰氧乙基二甲基苄基氯化22.根据权利要求1所述的相渗改善剂，其特征在于，3.根据权利要求1所述的相渗改善剂，其特征0.4wt.所述还原剂用量为丙烯酰胺AM的0.2_0.6wt.％。9.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，所述水解剂的用量按照理论水解度时间为4_12h；所述水解反应温度为80_120℃,水解反应时间为1_4h；所述干燥温度为80_12.根据权利要求11所述的压裂液体系，其特征在于，按质量百分比计，包括：0.4_所述助排剂为氟碳类表面活性剂，包括全氟癸基醚类氟碳表面活性剂和/或全氟癸基聚氧316.根据权利要求15所述的制备方法，其特征在于，所述搅拌过程转速400_800rad/改善剂为权利要求1_4任一所述的相渗改善剂或权利要求5_10任一所述的制备方法制备得4[0004]中国发明专利申请CN1614193A公开了一种利用相渗透率改善剂提高采收率的压但以上稳油控水技术采用的交联体系和水泥等对低渗透油藏具有一[0005]中国发明专利CN111574992B公开了一种酸化压裂用纳米相渗改善剂及其制备方5而成，该体系减阻率可达72.5可降低水相渗透率80％以上油相渗透率降低率为15％左[0011]所述阳离子型疏水单体A为十四烷基二甲基烯丙基氯化铵、十六烷基二甲基烯丙[0012]所述阳离子型疏水单体B为甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、丙烯酰氧乙基三甲[0016]②使用的阳离子型疏水单体A为高效缔合型缔合单体，所制备的相渗改善剂在浓6[0018]总的来说本发明相渗改善剂分子结构的独特性使其在岩石孔隙表面吸附能力强、[0021](1)将丙烯酰胺AM、功能单体2_丙烯酰胺基_2_甲基丙磺酸AMPS加入到去离子水7[0047]所述助排剂为氟碳类表面活性剂，包括全氟癸基醚类氟碳表面活性剂和/或全氟丙烯醚类破乳剂和聚氧乙烯聚氧丙烯醚类破乳或上述制备方法制备得到的压裂液体系在油气田水力压[0056]1、本发明所制备的相渗改善剂，分子结构的独特性赋予了相渗改善剂优异的性[0057]2、本发明的相渗改善剂在破胶前后以及包含破胶前后的相渗改善剂的压裂液体[0062]一、相渗改善剂黏均分子量测试参考SY/T5862_2020《驱油用聚合物技术要求》[0063]二、相渗改善剂或其压裂液体系的稳油控水效果评价方法在参考SY/T5107_2016[0065](2)以恒定的流速向岩心中注入模拟原油，测定束缚水饱和度下的油相渗透率[0066](3)以恒定的流速向岩心中注入模拟盐水，测定残余油饱和度下的水相渗透率8[0072](9)单次注入模拟盐水结束后，以恒定的流速向岩心中注入模拟原油，测定步骤[0073](10)以恒定的流速向岩心中注入模拟盐水，测定步骤(8)中累计注入模拟盐水后[0076]将水相渗透率降低率与油相渗透率降低率的比值M0作为稳油控水效果评价指标，[0079](2)加入18.75g十八烷基二甲基烯丙基氯化铵(丙烯酰胺AM用量的7.5wt.％)，9基_2_甲基丙磺酸AMPS(丙烯酰胺AM用量的20wt.％)后搅拌均匀，加入9.66g氢氧化钠调节[0103](2)加入6.25g十八烷基二甲基烯丙基氯化铵(丙烯酰胺AM用量的2.5wt.％)，[0107]实施例6：相渗改善剂B—AM/十八烷基二甲基烯丙基氯化铵/AMPS/NaAA共聚物的[0110]实施例7：相渗改善剂C—AM/甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵/AMPS/NaAA共聚物[0119]压裂液体系配方：0.4％增稠剂(黏均分子量≥2500万的水溶性聚丙烯酰胺)、例7只含一种阳离子型疏水单体的共聚物即相渗改善剂B、C的水相和油相渗透率降低比值施例8制备的未含阳离子单体的AM/AMPS/NaAA共聚物即相渗改善剂D稳油控水效果明显较[0132]通过表2可以看出：实施例1制备的相渗改善剂A系列在充分破胶后仍然具有较为优异的稳油控水性能，其水相渗透率降低幅度大于90油相渗透率降低幅度低于10降通过表3可以看出：含相渗改善剂A的压裂液体系A对水相透率降低幅度低幅度低于50油相渗透率降低幅度约为30稳油控水效果较差