專利名稱：用于提高高溫高鹽油藏采收率的驅(qū)油方法
技術領域：
本發(fā)明涉及一種用于提高高溫高鹽油藏采收率的驅(qū)油方法。
背景技術：
石油是一種重要的能源和化工原料，同時也是國家的重要戰(zhàn)略物資，對國民經(jīng)濟的發(fā)展具有舉足輕重的影響，素有“工業(yè)血液”之稱。石油作為一種非再生的化石能源，是目前所使用的最主要的一種能源，并且消耗量在總能源中所占的比例逐年增加。石油采收率不僅是石油工業(yè)界，而且是整個社會普遍關心的問題。目前石油開采面臨的問題有一，供需矛盾突出，石油需求量越大越大，新油田越來越少；二，枯竭油藏中還剩留有大量原油。一次采油可采出10 25%地下原油，二次采油可采出15 25%地下原油，即一次采油和二次采油只采出25 50%地下原油。為了保證石油長期穩(wěn)定供應、滿足人類的需求，必須研究和發(fā)展提高石油采收率技術，三次采油通過強化采油措施，可使原油采收率再提高6 20%，甚至更多。聚合物驅(qū)是三次采油的主要技術方法，驅(qū)油機理清楚，工藝相對簡單，技術日趨成熟，是一項有效的提高采收率技術措施。聚合物的驅(qū)油機理主要是利用水溶性聚丙烯酰胺分子鏈的粘度，改善驅(qū)替液的流度比，提高驅(qū)替效率和波及體積，從而達到提高采收率的目的。文獻CN1865299, CN1498908A, CN1746198, CNlOl157736A, CN1542027, CN101(^9107，CN101(^9099及CN101514M0A從聚丙烯酰胺聚合的引發(fā)體系、聚合方法及水
解方法的幾方面進行了研究，雖然通過各種途徑在提高陰離子型聚丙烯酰胺的分子量或溶解速度方面有了較大改進，但在耐溫抗鹽性能方面較少關注，但是這些制備方法較為復雜、 工藝條件苛刻，聚合物的耐溫抗鹽性能也難于達到三次采油用丙烯酰胺類聚合物的技術指標。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明所要解決的技術問題是現(xiàn)有技術中含聚合物的驅(qū)油劑存在耐溫抗鹽性能不能滿足三次采油要求、驅(qū)油效率低的問題，提供一種用于提高高溫高鹽油藏采收率的驅(qū)油方法，該方法將含驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺組合物用于驅(qū)油過程中，具有使用濃度低，在高溫高鹽條件下驅(qū)油效率高的特點。為了解決上述技術問題，本發(fā)明采用的技術方案如下一種用于提高高溫高鹽油藏采收率的驅(qū)油方法，將驅(qū)油用的組合物在驅(qū)油溫度> 85°C，總礦化度> 10000mg/L，鈣離子和鎂離子的總量大于400 mg/L的注入水條件下，使地下脫水原油與驅(qū)油組合物接觸，將巖心中的原油充分驅(qū)替出來，其中所述的驅(qū)油組合物以重量百分比計包括以下組份(1)0. 01 3. 0%的驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺；(2)0. 01 5. 0%的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽表面活性劑；(3)92. 0 99. 98%的油田注入水；其中(1)組分驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺以重量分數(shù)計包括以下組分
a) 1 10份無機納米材料選自碳納米管、納米氧化鋅、納米氧化硅或納米氧化鈦；b) 90 99份聚丙烯酰胺。上述技術方案中，驅(qū)油溫度優(yōu)選為80 90°C，所述的注入水總礦化度優(yōu)選為 10000 30000mg/L，鈣離子和鎂離子的總量優(yōu)選200 1000mg/L ；所述的表面活性劑選自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽型陰-非表面活性劑，分子通式為RO(CH2CH2O)nCH2COOM,脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽中R的碳原子數(shù)為12 18，η為乙氧基團EO的加合數(shù)，選自2 8中的任意一個整數(shù)，金屬離子M選自鉀、鈉或鋰。此驅(qū)油方法具體操作步驟包括以下步驟a)將所需量的丙烯酰胺單體配成質(zhì)量濃度為10 40%的水溶液A ；b)向溶液A中加入丙烯酰胺單體重量0. 1 10%的無機納米材料，得到溶液B ；c)將溶液B放入超聲池，超聲10 60分鐘，并同時通氮除氧10 40分鐘；d)加入相對于單體質(zhì)量濃度0. 02 5%的復合引發(fā)體系組合物，得溶液C ；e)向溶液C中通氮除氧10 40分鐘后，在5 25°C下引發(fā)，聚合2 10小時后得膠狀產(chǎn)物A ；f)將膠狀產(chǎn)物A剪碎后加入質(zhì)量濃度5 50%的堿液進行水解反應1 5小時， 其中溫度為80 95°C，得膠狀產(chǎn)物B ；g)將膠狀產(chǎn)物B經(jīng)干燥、粉碎、過篩后得細顆粒狀無機納米復合聚丙烯酰胺；h)將所需量的無機納米復合聚丙烯酰胺、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽及注入水均勻混合，5 35°C攪拌1 3小時，得到所需的組合物，以重量百分比計，陰離子型聚丙烯酰胺、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽及注入水的配比為0.01 3.0% 0.01 5. 0% 92. 0 99. 98 ；i)先以總礦化度為10000 30000mg/L、Ca2++Mg2+為200 1000mg/L的注入水將巖心飽和，測定巖心的孔隙體積(PV)，然后以脫水原油進行飽和，于80 90°C溫度下進行模擬驅(qū)油試驗先水驅(qū)至含水92%，轉(zhuǎn)注0. 3pv (巖心孔隙體積)步驟(h)合成的驅(qū)油用組合物后，水驅(qū)至含水99%，計算提高原油采收率的百分數(shù)。上述技術方案中，復合引發(fā)體系組合物，以重量百分比計包括以下組分 (a) 0. 5 20%的過硫酸鹽；(b) 0. 1 40%的亞硫酸鹽；(c) 0. 5 20%的由NR1R2R3代表的叔胺類化合物或由N+R4R5R6R7代表的季銨類化合物或由NH2Ii8代表的脂肪胺類化合物，式中 R1 R7均選自C1 C14直鏈或支鏈烷基或烷基衍生物，&選自C1 C18直鏈或支鏈烷基或烷基衍生物。本發(fā)明所制備的驅(qū)油用組合物，由于采用了驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺，因其無機納米組分以納米尺寸或分子水平均勻地分散在聚丙烯酰胺基體中形成超細的結(jié)構(gòu)相，其復合材料的性質(zhì)比其相應的宏觀或微米級復合材料均有較大的改善，可以有效改善驅(qū)油用聚丙烯酰胺的耐溫抗鹽性能。本發(fā)明用超聲分散的方法實現(xiàn)了無機納米材料的均勻分散，然后通過原位聚合將無機納米材料引入驅(qū)油用聚合物中，制備了驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺。采用本發(fā)明的制備方法所制備的驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺，分子量彡2000萬，在85°C鹽水中的表觀粘度彡18mPa · s (鹽水總礦化度彡IOOOOmg · L—1左右， Ca2++Mg2+ ≥ 400mg · L-1)。采用本發(fā)明的用于提高三次采油采收率的驅(qū)油方法，可用于地層溫度80 90°C、總礦化度為10000 30000mg/L，鈣離子和鎂離子的總量為200 1000mg/L的勝利油田勝坨二區(qū)原油和水，以用量0. 1 0. 3wt%無機納米復合聚丙烯酰胺與0. 1 0. 3wt%脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽形成上述組合物驅(qū)油劑，測定了該驅(qū)油劑水溶液與勝利油田勝坨二區(qū)原油之間的動態(tài)界面張力值，可達10_3 10_4mN/m的超低界面張力，經(jīng)物理模擬驅(qū)替試驗室內(nèi)評價在高溫、高鹽油藏上該驅(qū)油劑能在水驅(qū)基礎上(水驅(qū)提高原油采收率達40. 6% )提高原油采收率可達19. 2%，取得了較好的技術效果。下面通過實施例對本發(fā)明作進一步闡述。
具體實施例方式實施例1將125g丙烯酰胺(AM)加入350g去離子水中，攪拌溶解均勻后，用5%質(zhì)量濃度的 NaOH溶液調(diào)節(jié)pH值至8，加入0. 125g碳納米管，超聲并控制水浴溫度為15°C，同時通入高純氮氣，超聲通氮30min后，依次加入1.25%甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液lg，1. 25%的過硫酸鉀水溶液lg，的亞硫酸氫鈉水溶液lg，1小時后將反應溫度逐漸升至40°C，反應5小時后得到凝膠狀聚合產(chǎn)物，切膠后加入10% NaOH水溶液140g，在90°C 水解反應2小時，然后在75°C下真空干燥6h，用粉碎機打碎篩分后取樣分析。按GB/T12005. 2-89聚丙烯酰胺固含量測定方法測試固含量為90. 5 %， 按GB/T12005. 8-89粉狀聚丙烯酰胺溶解速度測定方法測試溶解時間(90min， 按GB/T12005. 6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度測定方法測試水解度為20.6 %， 按GB/T12005. 10-92聚丙烯酰胺分子量測定(粘度法)測定特性粘數(shù)，并按[η]= 3. 73X IO-4Mwtl 66計算分子量為四80萬，1500mg/L聚合物濃度溶液在85°C、7. 34s"1下的表觀粘度為 19. 6mPa · s(鹽水總礦化度 19334mg · Λ Ca2++Mg2+ :514mg · Γ1)。將所合成的無機納米復合聚丙烯酰胺0. 15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽 (n = 4)0. 25襯％和99. 6wt%勝利油田勝坨二區(qū)勝注入水均勻混合，20°C攪拌2小時，得到所需的驅(qū)油用組合物。在溫度85°C、礦化度1933%ig/L、Ca2++Mg2+5Hmg/L的水中，測得此組合物的表觀粘度為20. 5mPa. s.；該組合物與勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油之間形成 0. 0058mN/m的超低界面張力。表觀粘度由美國Brookfield公司的BR00KFIELDIII型粘度計測定，界面張力由美國德克薩斯大學生產(chǎn)的T)(500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定。先以礦化度1933%ig/L、Ca2++Mg2+5Hmg/L的注入水將巖心(長度為30厘米，直徑為2.5厘米，滲透率為1.5微米2)飽和，測定巖心的孔隙體積(PV)為50.2%，然后以勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油進行飽和，于85°C恒溫下進行模擬驅(qū)油試驗先水驅(qū)至含水92%，測得水驅(qū)提高原油采收率40.2%，再轉(zhuǎn)注0. 3pv (巖心孔隙體積)步驟(i)合成的驅(qū)油用組合物后，水驅(qū)至含水99%，測得在水驅(qū)基礎上可以再提高原油采收率17.6%。實施例2先將125g丙烯酰胺(AM)加入370g去離子水中，攪拌溶解均勻后，用5%質(zhì)量濃度的NaOH溶液調(diào)節(jié)pH值至8，加入0. 125g納米氧化鋅，超聲并控制水浴溫度為15°C，同時通入高純氮氣，超聲通氮30min后，依次加入1. 25% β - 二甲氨基丙腈水溶液lg，1. 25%的過硫酸鈉水溶液lg，1. 69%的亞硫酸鉀水溶液lg，1小時后將反應溫度逐漸升至40°C，反應5 小時后得到凝膠狀聚合產(chǎn)物，切膠后加入10% NaOH水溶液140g，在90°C水解反應2小時，然后在75°C下真空干燥6h，用粉碎機打碎篩分后取樣分析。按GB/T12005. 2-89聚丙烯酰胺固含量測定方法測試固含量為89. 9 %， 按GB/T12005. 8-89粉狀聚丙烯酰胺溶解速度測定方法測試溶解時間(120min， 按GB/T12005. 6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度測定方法測試水解度為22. 1 %, 按GB/T12005. 10-92聚丙烯酰胺分子量測定(粘度法)測定特性粘數(shù)，并按[η]= 3. 73X IO-4Mw0'66計算分子量為2362萬，1500mg/L聚合物濃度溶液在85°C、7. 34s"1下的表觀粘度為 18. 2mPa · s(鹽水總礦化度 19334mg · Λ Ca2++Mg2+ :514mg · Γ1)。將所合成的無機納米復合聚丙烯酰胺0. 15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽 (n = 4)0. 25襯％和99. 6wt%勝利油田勝坨二區(qū)勝注入水均勻混合，20°C攪拌2小時，得到所需的驅(qū)油用組合物。在溫度85°C、礦化度1933%ig/L、Ca2++Mg2+5Hmg/L的水中，測得此組合物的表觀粘度為18. 8mPa. s.；該組合物與勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油之間形成 0. 0043mN/m的超低界面張力。表觀粘度由美國Brookfield公司的BR00KFIELDIII型粘度計測定，界面張力由美國德克薩斯大學生產(chǎn)的T)(500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定。先以礦化度1933%ig/L、Ca2++Mg2+5Hmg/L的注入水將巖心(長度為30厘米，直徑為2 5厘米，滲透率為1.5微米2)飽和，測定巖心的孔隙體積(PV)為51.8%，然后以勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油進行飽和，于85°C恒溫下進行模擬驅(qū)油試驗先水驅(qū)至含水92%，測得水驅(qū)提高原油采收率40.5%，再轉(zhuǎn)注0. 3pv (巖心孔隙體積)步驟(i)合成的驅(qū)油用組合物后，水驅(qū)至含水99%，測得在水驅(qū)基礎上可以再提高原油采收率16.2%。實施例3先將125g丙烯酰胺(AM)加入370g去離子水中，攪拌溶解均勻后，用5%質(zhì)量濃度的NaOH溶液調(diào)節(jié)pH值至8，加入0. 125g碳納米管，超聲并控制水浴溫度為15°C，同時通入高純氮氣，超聲通氮30min后，依次加入1. 25%甲基丙烯酸N，N- 二甲氨基乙酯(DMAEMA) 水溶液lg，1. 25%的過硫酸銨水溶液lg，2. 63%的亞硫酸氫鉀水溶液lg，1小時后將反應溫度逐漸升至40°C，反應5小時后得到凝膠狀聚合產(chǎn)物，切膠后加入10% NaOH水溶液140g， 在90°C水解反應2小時，然后在75°C下真空干燥他，用粉碎機打碎篩分后取樣分析。按GB/T12005. 2-89聚丙烯酰胺固含量測定方法測試固含量為89. 8 %， 按GB/T12005. 8-89粉狀聚丙烯酰胺溶解速度測定方法測試溶解時間(90min， 按GB/T12005. 6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度測定方法測試水解度為19.6 %， 按GB/T12005. 10-92聚丙烯酰胺分子量測定(粘度法)測定特性粘數(shù)，并按[η]= 3. 73X IO-4Mwtl 66計算分子量為2501萬，1500mg/L聚合物濃度溶液在85°C、7. 34s"1下的表觀粘度為 18. 6mPa · s(鹽水總礦化度 19334mg · Λ Ca2++Mg2+ :514mg · Γ1)。將所合成的無機納米復合聚丙烯酰胺0. 15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽 (n = 4)0. 25襯％和99. 6wt%勝利油田勝坨二區(qū)勝注入水均勻混合，20°C攪拌2小時，得到所需的驅(qū)油用組合物。在溫度80°C、礦化度1933%ig/L、Ca2++Mg2+5Hmg/L的水中，測得此組合物的表觀粘度為19. 2mPa. s.；該組合物與勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油之間形成 0. 0065mN/m的超低界面張力。表觀粘度由美國Brookfield公司的BR00KFIELDIII型粘度計測定，界面張力由美國德克薩斯大學生產(chǎn)的T)(500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定。先以礦化度1933%ig/L、Ca2++Mg2+514mg/L的注入水將巖心(長度為30厘米，直徑為2.5厘米，滲透率為1.5微米2)飽和，測定巖心的孔隙體積(PV)為51.6%，然后以勝利
6油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油進行飽和，于80°C恒溫下進行模擬驅(qū)油試驗先水驅(qū)至含水92%，測得水驅(qū)提高原油采收率40.6%，再轉(zhuǎn)注0. 3pv (巖心孔隙體積)步驟(i)合成的驅(qū)油用組合物后，水驅(qū)至含水99%，測得在水驅(qū)基礎上可以再提高原油采收率16.8%。實施例4先將125g丙烯酰胺(AM)加入369g去離子水中，攪拌溶解均勻后，用5%質(zhì)量濃度的NaOH溶液調(diào)節(jié)pH值至8，并將水浴降溫至15°C，然后開始通入高純氮氣，通氮30min 后，依次加入1. 56%甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液lg，1. 25%的過硫酸銨水溶液lg，0. 94%的亞硫酸鈉水溶液lg，1小時后將反應溫度逐漸升至40°C，反應5小時后得到凝膠狀聚合產(chǎn)物，切膠后加入10% NaOH水溶液140g，在90°C水解反應2小時，然后在75°C下真空干燥他，用粉碎機打碎篩分后取樣分析。按GB/T12005. 2-89聚丙烯酰胺固含量測定方法測試固含量為89. 8 %， 按GB/T12005. 8-89粉狀聚丙烯酰胺溶解速度測定方法測試溶解時間(90min， 按GB/T12005. 6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度測定方法測試水解度為21.4%， 按GB/T12005. 10-92聚丙烯酰胺分子量測定(粘度法)測定特性粘數(shù)，并按[η]= 3. 73X IO-4Mwtl 66計算分子量為觀35萬，1500mg/L聚合物濃度溶液在85°C、7. 34s"1下的表觀粘度為 19. 2mPa · s(鹽水總礦化度 19334mg · Λ Ca2++Mg2+ :514mg · Γ1)。將所合成的無機納米復合聚丙烯酰胺0. 15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽 (n = 4)0. 25襯％和99. 6wt%勝利油田勝坨二區(qū)勝注入水均勻混合，20°C攪拌2小時，得到所需的驅(qū)油用組合物。在溫度90°C、礦化度1933%ig/L、Ca2++Mg2+5Hmg/L的水中，測得此組合物的表觀粘度為19. 8mPa. s.；該組合物與勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油之間形成 0. 0052mN/m的超低界面張力。表觀粘度由美國Brookfield公司的BR00KFIELDIII型粘度計測定，界面張力由美國德克薩斯大學生產(chǎn)的T)(500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定。先以礦化度1933%ig/L、Ca2++Mg2+514mg/L的注入水將巖心(長度為30厘米，直徑為2.5厘米，滲透率為1.5微米2)飽和，測定巖心的孔隙體積(PV)為51.2%，然后以勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油進行飽和，于90°C恒溫下進行模擬驅(qū)油試驗先水驅(qū)至含水92%，測得水驅(qū)提高原油采收率40.4%，再轉(zhuǎn)注0. 3pv(巖心孔隙體積)步驟(i)合成的驅(qū)油用組合物后，水驅(qū)至含水99%，測得在水驅(qū)基礎上可以再提高原油采收率17.2%。實施例5先將125g丙烯酰胺(AM)加入372g去離子水中，攪拌溶解均勻后，用5%質(zhì)量濃度的NaOH溶液調(diào)節(jié)pH值至8，并將水浴降溫至15°C，然后開始通入高純氮氣，通氮30min 后，依次加入1. 56%甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液lg，1. 25%的過硫酸銨水溶液lg，0. 94%的亞硫酸鈉水溶液lg，1小時后將反應溫度逐漸升至40°C，反應5小時后得到凝膠狀聚合產(chǎn)物，切膠后加入10% NaOH水溶液140g，在90°C水解反應2小時，然后在75°C下真空干燥他，用粉碎機打碎篩分后取樣分析。按GB/T12005. 2-89聚丙烯酰胺固含量測定方法測試固含量為88. 9 %， 按GB/T12005. 8-89粉狀聚丙烯酰胺溶解速度測定方法測試溶解時間(90min， 按GB/T12005. 6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度測定方法測試水解度為21.8 %， 按GB/T12005. 10-92聚丙烯酰胺分子量測定(粘度法)測定特性粘數(shù)，并按[η]= 3. 73X IO-4Mwtl 66計算分子量為沈58萬，1500mg/L聚合物濃度溶液在85°C、7. 34s"1下的表觀粘度為 19. 2mPa · s(鹽水總礦化度 19334mg · Λ Ca2++Mg2+ :514mg · Γ1)。將所合成的無機納米復合聚丙烯酰胺0. 15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽 (n = 4)0. 25襯％和99. 6wt%勝利油田勝坨二區(qū)勝注入水均勻混合，20°C攪拌2小時，得到所需的驅(qū)油用組合物。在溫度80°C、礦化度11000mg/L、Ca2++Mg2+480mg/L的水中，測得此組合物的表觀粘度為21. 8mPa. s.；該組合物與勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油之間形成 0. 0052mN/m的超低界面張力。表觀粘度由美國Brookfield公司的BR00KFIELDIII型粘度計測定，界面張力由美國德克薩斯大學生產(chǎn)的T)(500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定。先以礦化度11000mg/L、Ca2++Mg2+480mg/L的注入水將巖心(長度為30厘米，直徑為2.5厘米，滲透率為1.5微米2)飽和，測定巖心的孔隙體積(PV)為51.2%，然后以勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油進行飽和，于90°C恒溫下進行模擬驅(qū)油試驗先水驅(qū)至含水92%，測得水驅(qū)提高原油采收率40.6%，再轉(zhuǎn)注0. 3pv (巖心孔隙體積)步驟(i)合成的驅(qū)油用組合物后，水驅(qū)至含水99%，測得在水驅(qū)基礎上可以再提高原油采收率19. 2%。實施例6先將125g丙烯酰胺(AM)加入360g去離子水中，攪拌溶解均勻后，用5%質(zhì)量濃度的NaOH溶液調(diào)節(jié)pH值至8，并將水浴降溫至15°C，然后開始通入高純氮氣，通氮30min 后，依次加入1. 56%甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液lg，1. 25%的過硫酸銨水溶液lg，0. 94%的亞硫酸鈉水溶液lg，1小時后將反應溫度逐漸升至40°C，反應5小時后得到凝膠狀聚合產(chǎn)物，切膠后加入10% NaOH水溶液140g，在90°C水解反應2小時，然后在75°C下真空干燥他，用粉碎機打碎篩分后取樣分析。按GB/T12005. 2-89聚丙烯酰胺固含量測定方法測試固含量為89. 2 %， 按GB/T12005. 8-89粉狀聚丙烯酰胺溶解速度測定方法測試溶解時間(90min， 按GB/T12005. 6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度測定方法測試水解度為20.4%， 按GB/T12005. 10-92聚丙烯酰胺分子量測定(粘度法)測定特性粘數(shù)，并按[n]= 3. 73X IO-4Mwtl 66計算分子量為四35萬，1500mg/L聚合物濃度溶液在85°C、7. 34s"1下的表觀粘度為 19. 2mPa. s (鹽水總礦化度 19334mg · Λ Ca2++Mg2+ :514mg · Γ1)。將所合成的無機納米復合聚丙烯酰胺0. 15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽 (n = 4)0. 25襯％和99. 6wt%勝利油田勝坨二區(qū)勝注入水均勻混合，20°C攪拌2小時，得到所需的驅(qū)油用組合物。在溫度90°C、礦化度30000mg/L、Ca2++Mg2+860mg/L的水中，測得此組合物的表觀粘度為16. 8mPa. s.；該組合物與勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油之間形成 0. 0052mN/m的超低界面張力。表觀粘度由美國Brookfield公司的BR00KFIELDIII型粘度計測定，界面張力由美國德克薩斯大學生產(chǎn)的T)(500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定。先以礦化度30000mg/L、Ca2++Mg2+860mg/L的注入水將巖心(長度為30厘米，直徑為2.5厘米，滲透率為1.5微米2)飽和，測定巖心的孔隙體積(PV)為51.2%，然后以勝利油田勝坨二區(qū)0-141井脫水原油進行飽和，于90°C恒溫下進行模擬驅(qū)油試驗先水驅(qū)至含水92%，測得水驅(qū)提高原油采收率40.0%，再轉(zhuǎn)注0. 3pv (巖心孔隙體積)步驟(i)合成的驅(qū)油用組合物后，水驅(qū)至含水99%，測得在水驅(qū)基礎上可以再提高原油采收率16.6%。比較例1將125g丙烯酰胺單體加入355g去離子水中，攪拌均勻溶解完全后，用5%的NaOH 溶液調(diào)節(jié)PH值至8，然后通氮氣30min，并將水浴溫度調(diào)至15°C，分別加入1. 25%甲基丙烯
8酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液lg，1. 25wt%的過硫酸鉀水溶液lg，0. 963wt%的亞硫酸氫鈉水溶液lg，30min后將反應溫度逐漸升至40°C，反應證后取出膠塊，粉碎成顆粒狀后，加入10%的NaOH水溶液140克，在90°C下水解反應池，然后在75°C真空下干燥他，用粉碎機打碎篩分后取樣分析。按GBT12005. 2-89聚丙烯酰胺固含量測定方法測試固含量為88. 65 %， 按GBT12005. 6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度測定方法測試水解度為20. 3 %， 按GBT12005. 10-92聚丙烯酰胺分子量測定(粘度法)測定特性粘數(shù)，并按[η]= 3. 73Χ IO-4Mwtl 66計算分子量為1986萬，在總礦化度為1933%ig/L、其中鈣離子和鎂離子的總量為5Hmg/L的水溶液中，1 500mg/L聚合物濃度溶液在85°C、7. 34s—1下的表觀粘度為 10.2mps。同實施例1，測得水驅(qū)提高原油采收率40. 26%，轉(zhuǎn)注上述驅(qū)油用組合物后，測得在水驅(qū)基礎上可以再提高原油采收率10. 9%。比較例2將125g丙烯酰胺單體加入345g去離子水中，攪拌均勻溶解完全后，用5%的NaOH 溶液調(diào)節(jié)PH值至8，然后通氮氣30min，并將水浴溫度調(diào)至15°C，分別加入0. 125wt%的過硫酸鉀水溶液10g，0. 0963wt%的亞硫酸氫鈉水溶液10g，0. 125wt%&AIBI水溶液10g， 30min后將反應溫度逐漸升至40°C，反應證后取出膠塊，粉碎成顆粒狀后，加入10 %的 NaOH水溶液140克，在90°C下水解反應池，然后在75°C真空下干燥他，用粉碎機打碎篩分后取樣分析。按GBT12005. 2-89聚丙烯酰胺固含量測定方法測試固含量為87. 54 %， 按GBT12005. 6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度測定方法測試水解度為21. 32 %， 按GBT12005. 10-92聚丙烯酰胺分子量測定(粘度法)測定特性粘數(shù)，并按[η]= 3. 73 X IO-4Mw0'66計算分子量為2182萬，在總礦化度為1933%ig/L、其中鈣離子和鎂離子的總量為5Hmg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物濃度溶液在85°C、7. 34s—1下的表觀粘度為 10.9mps。同實施例1，測得水驅(qū)提高原油采收率40. 5%，轉(zhuǎn)注上述驅(qū)油用組合物后，測得在水驅(qū)基礎上可以再提高原油采收率11. 2%。
權(quán)利要求
1.一種用于提高高溫高鹽油藏采收率的驅(qū)油方法，將驅(qū)油用的組合物在驅(qū)油溫度彡85°C，總礦化度彡10000mg/L，鈣離子和鎂離子的總量大于400mg/L的注入水條件下，使地下脫水原油與驅(qū)油組合物接觸，將巖心中的原油充分驅(qū)替出來，其中所述的驅(qū)油組合物以重量百分比計包括以下組份(1)0.01 3. 0%的驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺；(2)0.01 5. 0%的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽表面活性劑；(3)92.0 99. 98%的油田注入水；其中(1)組分驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺以重量分數(shù)計包括以下組分a)1 10份無機納米材料選自碳納米管、納米氧化鋅、納米氧化硅或納米氧化鈦；b)90 99份聚丙烯酰胺。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的用于提高高溫高鹽油藏采收率的驅(qū)油方法，其特征在于所述的表面活性劑選自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽型陰-非表面活性劑，分子通式為RO(CH2CH2O) nCH2C00M。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的用于提高高溫高鹽油藏采收率的驅(qū)油方法，其特征在于所述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽中R的碳原子數(shù)為12 18，η為乙氧基團EO的加合數(shù)，選自 2 8中的任意一個整數(shù)，金屬離子M選自鉀、鈉或鋰。
全文摘要
本發(fā)明涉及一種用于提高高溫高鹽油藏采收率的驅(qū)油方法，主要解決現(xiàn)有技術中含聚合物的驅(qū)油劑存在耐溫抗鹽性能差、驅(qū)油效率低的問題。本發(fā)明通過一種用于提高高溫高鹽油藏采收率的驅(qū)油方法，使地下脫水原油與驅(qū)油組合物接觸，將巖心中的原油充分驅(qū)替出來，其中所述的驅(qū)油方法以重量百分比計包括以下組份(1)0.01～3.0％的驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺；(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸鹽表面活性劑；(3)92.0～99.98％的油田注入水；其中(1)組分為驅(qū)油用無機納米復合聚丙烯酰胺，以重量分數(shù)計包括以下組分a)1～10份無機納米材料選自碳納米管、納米氧化鋅、納米氧化硅或納米氧化鈦；b)90～99份聚丙烯酰胺；(2)組分的分子通式為RO(CH2CH2O)nCH2COOM，式中R為C12～C18的烷基，n為乙氧基團EO的加合數(shù)，為2～8中的任意一個整數(shù)的技術方案，較好地解決了該問題，可用于高溫高鹽油藏的三次采油生產(chǎn)中。
文檔編號C09K8/588GK102464977SQ201010552260
公開日2012年5月23日 申請日期2010年11月17日 優(yōu)先權(quán)日2010年11月17日
發(fā)明者夏燕敏, 宋曉芳, 蔡紅, 陳安猛 申請人:中國石油化工股份有限公司, 中國石油化工股份有限公司上海石油化工研究院