本發(fā)明屬于石油開(kāi)采技術(shù)領(lǐng)域，尤其涉及一種用于高滲透油藏的驅(qū)油體系及驅(qū)油方法。
背景技術(shù)：
對(duì)于高滲(滲透率≥500md)油藏，由于油層孔喉及裂縫尺寸較大，油、水黏度差異大，長(zhǎng)期水驅(qū)開(kāi)發(fā)使油層中逐漸形成高滲通道或大孔道，使地層壓力場(chǎng)、流線場(chǎng)形成定勢(shì)，油水井間形成水流優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致水驅(qū)含水量上升快、采收率低，水驅(qū)波及體積難以提高，油藏依靠常規(guī)注水技術(shù)難以大幅度提高采收率；針對(duì)上述矛盾，需要探索新的技術(shù)達(dá)到油田開(kāi)發(fā)及增產(chǎn)的目的。化學(xué)驅(qū)則是作為三次采油的重要技術(shù)手段受到了廣泛關(guān)注。其中，聚合物驅(qū)通過(guò)加入天然或者合成的水溶性高分子，增加了驅(qū)替液粘度，降低驅(qū)替液和被驅(qū)替液的流度比，調(diào)整吸水剖面、擴(kuò)大波及效率，進(jìn)而達(dá)到提高采收率的目的；表面活性劑驅(qū)被認(rèn)為是能有效地降低地層中原油和水的界面張力，提高驅(qū)油效率、適用范圍廣、最具發(fā)展前景；堿水驅(qū)通過(guò)加入堿與原油反應(yīng)，生成一類具有表面活性的物質(zhì)來(lái)降低油水界面張力，提高驅(qū)油效率。相比之下，聚合物驅(qū)具有施工方便、用量少、成本低等諸多優(yōu)點(diǎn)，是目前國(guó)內(nèi)應(yīng)用范圍較廣的提高采收率手段，因此，開(kāi)發(fā)出性能優(yōu)良的聚合物是目前研究的重點(diǎn)。但表面活性劑驅(qū)與堿水驅(qū)也具有聚合物驅(qū)無(wú)法替代的作用，在聚合物驅(qū)油體系中加入表面活性劑或堿配制成二元、三元體系的方法來(lái)降低成本，充分發(fā)揮表面活性劑及堿降低界面張力提高洗油效率和聚合物改善吸水剖面的性能優(yōu)勢(shì)，也受到了廣泛的關(guān)注。
在聚合物驅(qū)的實(shí)際應(yīng)用中，對(duì)于滲透率高的油藏，往往需要采用高分子量高粘度的聚合物體系進(jìn)行開(kāi)發(fā)。天然高分子受到時(shí)令及地區(qū)限制且成本較高，熱穩(wěn)定性和生物穩(wěn)定性相對(duì)較差，易發(fā)生降解，因此在高溫高鹽油藏中的應(yīng)用受到限制；合成高分子中應(yīng)用最廣泛的聚丙烯酰胺雖然能夠在一定程度上提高水溶液粘度，但其在施工過(guò)程中很容易由于強(qiáng)剪切作用使分子長(zhǎng)鏈發(fā)生機(jī)械降解；易受到地層環(huán)境(溫度、礦化度等)影響，存在以下問(wèn)題：1)在高溫高礦化度條件下應(yīng)用時(shí),溫度較高時(shí)聚丙烯酰胺的水解嚴(yán)重；2)地層溫度超過(guò)75℃后，隨著地層溫度升高，水解聚丙烯酰胺沉淀形成加快；3)高溫高鹽易導(dǎo)致水解聚丙烯酰胺從水溶液中沉淀出來(lái),并且水解度越高這種現(xiàn)象越顯著；4)溶液粘度對(duì)溫度和鹽度非常敏感，在高溫高鹽環(huán)境中溶液的保留粘度很低。故而聚丙烯酰胺在稍苛刻油藏條件下應(yīng)用受到極大限制。重要的是，受油藏條件影響，高滲油藏一般用于驅(qū)油的聚合物分子量及粘度較高，能建立真實(shí)的高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)；聚丙烯酰胺要獲得較高粘度，必須增大聚合物濃度及分子量，成本大幅增加。由于決定其分子線團(tuán)尺寸可調(diào)節(jié)參數(shù)較為單一，與高孔高滲油藏孔喉匹配性較差，建立的阻力系數(shù)，殘余阻力系數(shù)較小，無(wú)法較好起到擴(kuò)大波及體積封堵水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道的作用。加入表面活性劑及堿配制成二元(三元)體系時(shí)，聚丙烯酰胺與絕大多數(shù)表面活性劑、堿作用其粘度及彈性都會(huì)不同程度的降低，進(jìn)而降低流度控制能力(產(chǎn)生負(fù)協(xié)同效應(yīng))。針對(duì)以上問(wèn)題，普通聚丙烯酰胺由于其只能調(diào)節(jié)分子量和水解度且調(diào)節(jié)范圍有限，在其現(xiàn)有分子結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上已經(jīng)很難進(jìn)一步克服，因此，不能滿足高滲油田的高效開(kāi)發(fā)需求。
技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
有鑒于此，本發(fā)明要解決的技術(shù)問(wèn)題在于提供一種用于高滲透油藏的驅(qū)油體系及驅(qū)油方法，該驅(qū)油體系用量小，性能優(yōu)越，能夠建立真實(shí)的高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，且能夠大幅度提高高滲油藏水驅(qū)及聚驅(qū)采收率。
本發(fā)明提供了一種用于高滲油藏的驅(qū)油體系，包括締合聚合物；所述締合聚合物的分子量為198.7～4021.5萬(wàn)；以摩爾百分?jǐn)?shù)計(jì)，所述締合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水單體與0～14.79％的功能單體聚合得到；所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度為400～3500mg/l；
所述疏水單體選自n-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯、氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季銨鹽、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸鹽、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯與丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中的一種或多種；
所述功能單體選自含有端烯基的磺酸衍生物及其磺酸鹽衍生物與含有端烯基的雜環(huán)衍生物中的一種或多種。
優(yōu)選的，所述n-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季銨鹽、丙烯酸烷基磺酸及其磺酸鹽、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、丙烯酸聚氧乙烯烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯與氟取代的甲基丙烯酸烷基酯中烷基的碳原子數(shù)各自獨(dú)立地為4～40。
優(yōu)選的，所述功能單體選自2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸及其磺酸鹽、乙烯基磺酸及其磺酸鹽、苯乙烯基磺酸及其磺酸鹽與n-乙烯基-2-吡咯烷酮中的一種或多種。
優(yōu)選的，還包括表面活性劑；所述表面活性劑的質(zhì)量為締合聚合物質(zhì)量的0.001％～0.76％。
優(yōu)選的，所述表面活性劑為石油磺酸鹽類陰離子表面活性劑、烷基苯磺酸鹽類陰離子表面活性劑、α-烯烴磺酸鹽類陰離子表活劑、甜菜堿類兩性表活劑、烷醇酰胺類非離子表活劑，非離子型雙子表面活性劑、陰離子型雙子表面活性劑、烷基萘磺酸鹽、木質(zhì)素磺酸鹽、植物油羧酸鹽、石油羧酸鹽、生物類表面活性劑與復(fù)合表面活性劑中的一種或多種。
優(yōu)選的，還包括堿性物質(zhì)；所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量為締合聚合物質(zhì)量的0.09％～2.2％。
優(yōu)選的，所述堿性物質(zhì)為naoh、na2co3與胺類有機(jī)堿中的一種或多種。
優(yōu)選的，所述高滲油藏的水測(cè)滲透率為a，500md≤a≤9880md。
本發(fā)明還提供了一種高滲油藏的驅(qū)油方法，采用上述用于高滲油藏的驅(qū)油體系進(jìn)行驅(qū)油。
與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明提供了一種用于高滲油藏的驅(qū)油體系包括締合聚合物；所述締合聚合物的分子量為198.7～4021.5萬(wàn)；以摩爾百分?jǐn)?shù)計(jì)，所述締合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水單體與0～14.79％的功能單體聚合得到；所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度為400～3500mg/l；所述疏水單體選自n-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯、氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季銨鹽、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸鹽、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯與丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中的一種或多種；所述功能單體選自含有端烯基的磺酸衍生物及其磺酸鹽衍生物與含有端烯基的雜環(huán)衍生物中的一種或多種。與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明采用在聚合物分子上引入少量疏水基團(tuán)及功能單體得到的締合聚合物作為驅(qū)油體系，在聚合物分子鏈上引入少量疏水單體及功能單體得到的締合聚合物，隨著疏水基團(tuán)的引入，這些大分子內(nèi)或分子間的疏水基團(tuán)在水溶液中由于疏水作用而相互締合，形成可逆三維空間動(dòng)態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，從而在較低濃度時(shí)能具有較高的粘度及彈性，顯著節(jié)約成本，由于疏水單體的引入，驅(qū)油時(shí)能夠建立高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，有效降低相對(duì)高滲區(qū)域或者裂縫滲透率，具有較好的“調(diào)驅(qū)”效果，改善后續(xù)注入水波及效率；這種可逆網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)具有在強(qiáng)烈剪切作用下被拆散而當(dāng)剪切作用減小或消失時(shí)得以恢復(fù)的特性，解決了傳統(tǒng)聚合物受強(qiáng)剪切作用不可逆轉(zhuǎn)損失粘度的問(wèn)題；功能單體引入及締合空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)強(qiáng)度隨著溶液極性增加而增加，使得體系具有良好的抗溫抗鹽抗剪切及老化穩(wěn)定性，對(duì)高滲油藏有更好的改善油水流度比作用，可通過(guò)疏水單體含量、種類及分子量變化改變分子線團(tuán)尺寸，從而與高孔高滲孔喉相匹配，封堵高滲水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道，改善注入水波及效率；由于溶液中三維空間動(dòng)態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)的存在，體系彈性大幅升高，提高聚合物微觀驅(qū)油效率，從而能更好的提高高滲油藏的水驅(qū)后采收率；加入表面活性劑及堿配制成二元(三元)體系時(shí)，在保證締合聚合物優(yōu)勢(shì)的同時(shí)，能夠大幅度提高體系粘度及彈性等性能(產(chǎn)生正協(xié)同效應(yīng))，且加入的表面活性劑及堿能夠大幅度提高體系洗油效率，從而在高含水，高采出程度的高滲油藏條件下能夠大幅度提高水驅(qū)及聚驅(qū)采收率。
實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，本發(fā)明提供的用于高滲油藏的溶液濃度介于200～3500mg/l之間，粘度10.6～1515.3mpa.s，機(jī)械剪切粘度保留率為48.56％～99.69％，90天老化粘度保留率為40.91％～99.89％，阻力系數(shù)為5.3～789.9，殘余阻力系數(shù)為1.7～279.7，提高采收率程度為10.71％～38.02％。
具體實(shí)施方式
下面將結(jié)合本發(fā)明實(shí)施例，對(duì)本發(fā)明實(shí)施例中的技術(shù)方案進(jìn)行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實(shí)施例僅僅是本發(fā)明一部分實(shí)施例，而不是全部的實(shí)施例?；诒景l(fā)明中的實(shí)施例，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員在沒(méi)有做出創(chuàng)造性勞動(dòng)前提下所獲得的所有其他實(shí)施例，都屬于本發(fā)明保護(hù)的范圍。
本發(fā)明提供一種用于高滲油藏的驅(qū)油體系，包括締合聚合物；所述締合聚合物的分子量為198.7～4021.5萬(wàn)；以摩爾百分?jǐn)?shù)計(jì)，所述締合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水單體與0～14.79％的功能單體聚合得到；所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度為400～3500mg/l；所述疏水單體選自n-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯、氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季銨鹽、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸鹽、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯與丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中的一種或多種；所述功能單體選自含有端烯基的磺酸衍生物及其磺酸鹽衍生物與含有端烯基的雜環(huán)衍生物中的一種或多種。
在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述締合聚合物的分子量?jī)?yōu)選為198.7萬(wàn)；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述締合聚合物的分子量?jī)?yōu)選為511.2萬(wàn)；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述締合聚合物的分子量?jī)?yōu)選為1533萬(wàn)；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述締合聚合物的分子量?jī)?yōu)選為3988萬(wàn)；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述締合聚合物的分子量?jī)?yōu)選為4013萬(wàn)；在本發(fā)明提供的另一些實(shí)施例中，所述締合聚合物的分子量?jī)?yōu)選為3877萬(wàn)。
在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述疏水單體的含量?jī)?yōu)選為4.63％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述疏水單體的含量?jī)?yōu)選為9.96％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述疏水單體的含量?jī)?yōu)選為0.63％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述疏水單體的含量?jī)?yōu)選為0.11％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述疏水單體的含量?jī)?yōu)選為0.36％；在本發(fā)明提供的另一些實(shí)施例中，所述疏水單體的含量?jī)?yōu)選為3.59％。
所述疏水單體選自n-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯、氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季銨鹽、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸鹽、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯與丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中的一種或多種；其中，所述n-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季銨鹽、丙烯酸烷基磺酸及其磺酸鹽、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、丙烯酸聚氧乙烯烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯與氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季銨鹽、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸鹽、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯或丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中烷基的碳原子數(shù)各自獨(dú)立地為4～40，更優(yōu)選為4～30，再優(yōu)選為6～20。
所述n-烷基取代丙烯酰胺衍生物優(yōu)選含有苯環(huán)結(jié)構(gòu)的衍生物；所述烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯與丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中聚氧乙烯的聚合度各自獨(dú)立地優(yōu)選為7～20，更優(yōu)選為7～16；所述氟取代的丙烯酸烷基酯與氟取代的甲基丙烯酸烷基酯中氟原子的個(gè)數(shù)各自獨(dú)立地優(yōu)選為4～10，更優(yōu)選為6～8，最優(yōu)選為2-(n-乙基全氟磺酸胺)甲基丙烯酸乙酯或2-(n-乙基全氟辛烷)甲基丙烯酸丁酯；本發(fā)明中所述疏水單體最優(yōu)選為丙烯酸十二酯、丙烯酸十六酯、丙烯酸十八酯、甲基丙烯酸十二酯、甲基丙烯酸十六酯、甲基丙烯酸十八酯、n-十二烷基丙烯酰胺、n-十六烷基丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基二十五烷基磺酸鈉、n-辛基丙酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基二十二烷基磺酸鈉、n-十四烷基丙烯酰胺、n,n-二辛基丙烯酰胺、甲基丙烯酸六氟丁酯、甲基丙烯酸十四酯、十六烷基烯丙基二溴化四甲基乙二胺、2-丙烯酰胺基十四烷磺酸鈉、2-丙烯酰胺基-2-甲基十二烷磺酸鈉、壬基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、辛基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、十二烷基聚氧乙烯丙烯酸酯、十八烷基烯丙基二溴化四甲基乙二胺、十六烷基聚氧乙烯丙烯酸酯、n-十六烷基丙烯酰胺、n-辛基丙烯酰胺、十二烷基烯丙基二溴化四甲基丁二銨、十四烷基烯丙基二氯化四甲基丁二胺與(4-丙烯酰胺基)苯基正丁基二甲基溴化銨中的一種或多種。
在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述功能單體的含量?jī)?yōu)選為0％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述功能單體的含量?jī)?yōu)選為5.76％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述功能單體的含量?jī)?yōu)選為6.11％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述功能單體的含量?jī)?yōu)選為14.72％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述功能單體的含量?jī)?yōu)選為8.83％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述功能單體的含量?jī)?yōu)選為5.26％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述功能單體的含量?jī)?yōu)選為6.66％；在本發(fā)明提供的另一些實(shí)施例中，所述功能單體的含量?jī)?yōu)選為2.18％。
所述功能單體選自含有端烯基的磺酸衍生物及其磺酸鹽衍生物與含有端烯基的雜環(huán)衍生物中的一種或多種；所述功能單體的碳原子數(shù)優(yōu)選為2～20，更優(yōu)選為2～15，再優(yōu)選為2～10；本發(fā)明中，所述功能單體最優(yōu)選為2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸及其磺酸鹽、乙烯基磺酸及其磺酸鹽、苯乙烯基磺酸及其磺酸鹽與n-乙烯基-2-吡咯烷酮中的一種或多種。
本發(fā)明提供的用于高滲油藏的驅(qū)油體系；所述高滲油藏為本領(lǐng)域技術(shù)人員熟知的高滲油藏即可，并無(wú)特殊的限制，本發(fā)明中所述高滲油藏的水測(cè)滲透率為a，500md≤a≤9880md。
所述驅(qū)油體系包括締合聚合物，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度為400～3500mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1000mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1800mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1500mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為600mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1200mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為3000mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為3500mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為2200mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1400mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1600mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為3300mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為2300mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為2600mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1750mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為2100mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1600mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1500mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為3100mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為800mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為2200mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為2400mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1100mg/l；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為400mg/l；在本發(fā)明提供的另一些實(shí)施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為2000mg/l。
與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明采用在聚合物分子上引入少量疏水基團(tuán)及功能單體得到的締合聚合物作為驅(qū)油體系，在聚合物分子鏈上引入少量疏水單體及功能單體得到的締合聚合物，隨著疏水基團(tuán)的引入，這些大分子內(nèi)或分子間的疏水基團(tuán)在水溶液中由于疏水作用而相互締合，形成可逆三維空間動(dòng)態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，從而在較低濃度時(shí)能具有較高的粘度及彈性，顯著節(jié)約成本，由于疏水單體的引入，驅(qū)油時(shí)能夠建立高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，有效降低相對(duì)高滲區(qū)域或者裂縫滲透率，具有較好的“調(diào)驅(qū)”效果，改善后續(xù)注入水波及效率；這種可逆網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)具有在強(qiáng)烈剪切作用下被拆散而當(dāng)剪切作用減小或消失時(shí)得以恢復(fù)的特性，解決了傳統(tǒng)聚合物受強(qiáng)剪切作用不可逆轉(zhuǎn)損失粘度的問(wèn)題；功能單體引入及締合空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)強(qiáng)度隨著溶液極性增加而增加，使得體系具有良好的抗溫抗鹽抗剪切及老化穩(wěn)定性，對(duì)高滲油藏有更好的改善油水流度比作用，可通過(guò)疏水單體含量、種類及分子量變化改變分子線團(tuán)尺寸，從而與高孔高滲孔喉相匹配，封堵高滲水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道，改善注入水波及效率；由于溶液中三維空間動(dòng)態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)的存在，體系彈性大幅升高，提高聚合物微觀驅(qū)油效率，從而能更好的提高高滲油藏的水驅(qū)后采收率；加入表面活性劑及堿配制成二元(三元)體系時(shí)，在保證締合聚合物優(yōu)勢(shì)的同時(shí)，能夠大幅度提高體系粘度及彈性等性能(產(chǎn)生正協(xié)同效應(yīng))，且加入的表面活性劑及堿能夠大幅度提高體系洗油效率，從而在高含水，高采出程度的高滲油藏條件下能夠大幅度提高水驅(qū)及聚驅(qū)采收率。
因此，本發(fā)明提供的驅(qū)油體系優(yōu)選還包括表面活性劑，所述表面活性劑的質(zhì)量為締合聚合物質(zhì)量的0.001％～0.76％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.13％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.096％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.098％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.71％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.011％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.65％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.017％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.09％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.76％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.001％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.18％；在本發(fā)明提供的另一些實(shí)施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.014％。
所述表明活性劑為本領(lǐng)域技術(shù)人員熟知的表面活性劑即可，并無(wú)特殊的限制，本發(fā)明中優(yōu)選為石油磺酸鹽類陰離子表面活性劑、烷基苯磺酸鹽類陰離子表面活性劑、α-烯烴磺酸鹽類陰離子表活劑、甜菜堿類兩性表活劑、烷醇酰胺類非離子表活劑，非離子型雙子表面活性劑、陰離子型雙子表面活性劑、烷基萘磺酸鹽、木質(zhì)素磺酸鹽、植物油羧酸鹽、石油羧酸鹽、生物類表面活性劑與復(fù)合表面活性劑中的一種或多種。
本發(fā)明提供的驅(qū)油體系優(yōu)選還包括堿性物質(zhì)，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量為締合聚合物質(zhì)量的0.09％～2.2％。此時(shí)，驅(qū)油體系為asp三元復(fù)合驅(qū)，其主要驅(qū)油機(jī)理是堿與原油中的酸性組分作用就地生成皂類，與加入的表面活性劑協(xié)同作用，產(chǎn)生超低界面張力；表面活性劑/聚合物體系中加入堿，堿與巖石表面的礦物產(chǎn)生離子交換，使巖石表面礦物組成發(fā)生變化，改善巖石顆粒表面電性，減少價(jià)格較高的表面活性劑和聚合物在巖石表面上的吸附、滯留損失，可使復(fù)合驅(qū)所需表面活性劑用量大大降低，節(jié)約成本。
在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.85％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.12％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.27％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.74％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的1.9％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.09％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.33％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的2.1％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.84％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的2.2％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.25％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.35％；在本發(fā)明提供的一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.18％；在本發(fā)明提供的另一些實(shí)施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量?jī)?yōu)選為締合聚合物質(zhì)量0.89％。
所述堿性物質(zhì)為本領(lǐng)域技術(shù)人員熟知的堿性物質(zhì)即可，并無(wú)特殊的限制，本發(fā)明中優(yōu)選為naoh、na2co3與胺類有機(jī)堿中的一種或多種。
本發(fā)明采用在聚合物分子上引入少量疏水基團(tuán)及功能單體得到的締合聚合物作為驅(qū)油體系，在聚合物分子鏈上引入少量疏水單體及功能單體得到的締合聚合物，隨著疏水基團(tuán)的引入，這些大分子內(nèi)或分子間的疏水基團(tuán)在水溶液中由于疏水作用而相互締合，形成可逆三維空間動(dòng)態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，從而在較低濃度時(shí)能具有較高的粘度及彈性，顯著節(jié)約成本，由于疏水單體的引入，驅(qū)油時(shí)能夠建立高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，有效降低相對(duì)高滲區(qū)域或者裂縫滲透率，具有較好的“調(diào)驅(qū)”效果，改善后續(xù)注入水波及效率；這種可逆網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)具有在強(qiáng)烈剪切作用下被拆散而當(dāng)剪切作用減小或消失時(shí)得以恢復(fù)的特性，解決了傳統(tǒng)聚合物受強(qiáng)剪切作用不可逆轉(zhuǎn)損失粘度的問(wèn)題；功能單體引入及締合空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)強(qiáng)度隨著溶液極性增加而增加，使得體系具有良好的抗溫抗鹽抗剪切及老化穩(wěn)定性，對(duì)高滲油藏有更好的改善油水流度比作用，可通過(guò)疏水單體含量、種類及分子量變化改變分子線團(tuán)尺寸，從而與高孔高滲孔喉相匹配，封堵高滲水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道，改善注入水波及效率；由于溶液中三維空間動(dòng)態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)的存在，體系彈性大幅升高，提高聚合物微觀驅(qū)油效率，從而能更好的提高高滲油藏的水驅(qū)后采收率；加入表面活性劑及堿配制成二元(三元)體系時(shí)，在保證締合聚合物優(yōu)勢(shì)的同時(shí)，能夠大幅度提高體系粘度及彈性等性能(產(chǎn)生正協(xié)同效應(yīng))，且加入的表面活性劑及堿能夠大幅度提高體系洗油效率，從而在高含水，高采出程度的高滲油藏條件下能夠大幅度提高水驅(qū)及聚驅(qū)采收率。
本發(fā)明還提供了一種高滲油藏的驅(qū)油方法，采用上述用于高滲油藏的驅(qū)油體系進(jìn)行驅(qū)油。
為了進(jìn)一步說(shuō)明本發(fā)明，以下結(jié)合實(shí)施例對(duì)本發(fā)明提供的一種用于高滲透油藏的驅(qū)油體系及驅(qū)油方法進(jìn)行詳細(xì)描述。
以下實(shí)施例中所用的試劑均為市售。
1、當(dāng)驅(qū)油體系只包含締合聚合物與水時(shí)，其評(píng)價(jià)流程標(biāo)準(zhǔn)如下：
1.1配制聚合物母液
打開(kāi)水浴鍋升溫至需求溫度，在燒杯中稱取計(jì)算量的水(配注水需先用500目篩網(wǎng)過(guò)濾)，并放入水浴鍋中，打開(kāi)立式攪拌器，選擇合適轉(zhuǎn)速，使杯中的水形成漩渦進(jìn)行預(yù)熱。稱取計(jì)算量的聚合物干粉，沿漩渦壁均勻撒入，攪拌至溶解為所需濃度的母液。
1.2配制一定濃度的目標(biāo)液
根據(jù)需要，取適量聚合物母液并加入計(jì)算量的水，采用立式攪拌器在適當(dāng)轉(zhuǎn)速下攪拌1h，稀釋成所需濃度的目標(biāo)液即可。
1.3溶液粘度測(cè)定
選用brookfield粘度計(jì)，取一定量的聚合物目標(biāo)溶液裝入盛樣筒中，在所需溫度下進(jìn)行預(yù)熱。選取適當(dāng)轉(zhuǎn)子及轉(zhuǎn)速，測(cè)定3、5、8min粘度值后取平均數(shù)即得到目標(biāo)液粘度值。
1.4機(jī)械剪切保留率
取適量聚合物目標(biāo)液，測(cè)定溶液粘度(剪切前粘度)。采用waring攪拌器在i檔下對(duì)該溶液進(jìn)行攪拌剪切30s后在常溫下靜置消泡。消泡完畢后取清液，測(cè)定其粘度(剪切后粘度)。機(jī)械剪切保留率即為剪切后粘度與剪切前粘度之比。
1.590天老化粘度保留率
將測(cè)定了粘度的配制好的聚合物目標(biāo)溶液通氮?dú)膺M(jìn)行除氧后，分裝至多個(gè)安瓿瓶中并高溫?zé)Y(jié)封口，將安瓿瓶放置于相應(yīng)溫度的烘箱中，隔一定天數(shù)取出一支測(cè)定其粘度，比較90天內(nèi)聚合物目標(biāo)溶液粘度變化，其粘度保留率即為90天時(shí)溶液粘度與初始粘度的比值。
1.6阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)測(cè)定
選取已經(jīng)測(cè)定好基本參數(shù)的人造巖心或者天然巖心，并將其放入巖心夾持器中，加上適當(dāng)?shù)沫h(huán)壓；或者選取已經(jīng)測(cè)定好基本參數(shù)的填砂管，放入升至實(shí)驗(yàn)溫度的烘箱中加熱。
將實(shí)驗(yàn)所用的水及配制好的聚合物目標(biāo)溶液進(jìn)行過(guò)濾后裝入中間容器。采用精密泵先用適當(dāng)流速對(duì)巖心或者填砂管飽和水；飽和水完畢后，繼續(xù)注水至壓力穩(wěn)定p1；用與注水相同的流速注入聚合物目標(biāo)溶液至壓力值穩(wěn)定p2，出口流出液的粘度穩(wěn)定；最后再以相同速度注水至壓力平穩(wěn)p3。
阻力系數(shù)為p2與p1的比值。
殘余阻力系數(shù)為p3與p1的比值。
1.7提高采收率程度
均質(zhì)油藏驅(qū)油實(shí)驗(yàn)可采用均質(zhì)填沙管，人造均質(zhì)巖心以及天然巖心，以下以測(cè)定好各項(xiàng)參數(shù)的人造方巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)為例：
首先連接好裝置管路，設(shè)定烘箱溫度后，采用適宜流速對(duì)巖心進(jìn)行飽和水作業(yè)。待飽和水結(jié)束后，進(jìn)行飽和原油或者模擬油作業(yè)，收集流出液，記錄流出的油水體積，計(jì)算孔隙體積及飽和油量；待飽和油過(guò)程結(jié)束后立即封閉填砂管熟化一定時(shí)間，準(zhǔn)備進(jìn)行水驅(qū)實(shí)驗(yàn)。
水驅(qū)實(shí)驗(yàn)時(shí)，先打開(kāi)巖心出口，釋放出模型中自噴油至不再出油為止，記錄自噴油體積，并將其從飽和油量中扣除。將夾持器出口連接油水分離器，通過(guò)恒速泵向巖心中按照要求流速進(jìn)行注水，收集出口端流出液，并隔一定時(shí)間記錄一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，計(jì)算出瞬時(shí)出液量、瞬時(shí)含水率、瞬時(shí)出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；當(dāng)瞬時(shí)含水率達(dá)到要求轉(zhuǎn)注聚條件立即轉(zhuǎn)注聚。
聚合物驅(qū)時(shí)，停止注水，采用要求的流速注入聚合物，并在出口處收集液體。每10min讀取一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，并記錄計(jì)算出瞬時(shí)出液量、瞬時(shí)含水率、瞬時(shí)出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；注聚時(shí)，當(dāng)累計(jì)出液量達(dá)到實(shí)驗(yàn)要求的聚合物注入量時(shí)，立即轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。
后續(xù)水驅(qū)時(shí)，停止注入聚合物，按照要求流速注水，在出口端收集液體；每10min讀一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，并記錄計(jì)算出瞬時(shí)出液量、瞬時(shí)含水率、瞬時(shí)出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；驅(qū)替至無(wú)油產(chǎn)出或者含水率達(dá)到要求時(shí)，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。
將一定濃度的破乳劑加入油水分離器中混合均勻，實(shí)驗(yàn)溫度下靜置24h后讀出分離器上下液面值，并計(jì)算此時(shí)的提高采收率值(此時(shí)總采收率減去前期水驅(qū)采收率)，與實(shí)驗(yàn)剛結(jié)束時(shí)的提高采收率比較，修正由于原油乳化可能導(dǎo)致的采收率誤差。
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為500md時(shí)，驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表2，驅(qū)油體系中聚合物的組成見(jiàn)表1，其中ampsna為2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸鈉；nvp為n-乙烯基-2-吡咯烷酮，并以分子量為1800萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例1。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：85℃；tds：40000mg/l；鈣鎂離子：4000mg/l；原油粘度：500mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表1驅(qū)油體系中聚合物的組成
表2高滲油藏滲透率為500md時(shí)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為1187md時(shí)，驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表4，驅(qū)油體系中聚合物的組成見(jiàn)表3，并以分子量為2000萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例2。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：80℃；tds：35000mg/l；鈣鎂離子：3000mg/l；原油粘度：800mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表3驅(qū)油體系中聚合物的組成
表4高滲油藏滲透率為1187md時(shí)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為4005md時(shí)，驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表6，驅(qū)油體系中聚合物的組成見(jiàn)表5，并以分子量為2500萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例3。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：73℃；tds：65000mg/l；鈣鎂離子：10000mg/l；原油粘度：2000mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表5驅(qū)油體系中聚合物的組成
表6高滲油藏滲透率為4005md時(shí)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為9880md時(shí)，驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表8，驅(qū)油體系中聚合物組成見(jiàn)表7，并以分子量為3500萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例4。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：65℃；tds：80000mg/l；鈣鎂離子：15000mg/l；原油粘度：6000mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表7驅(qū)油體系中聚合物的組成
表8高滲油藏滲透率為9880md時(shí)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果
2、當(dāng)驅(qū)油體系包括締合聚合物與表面活性劑時(shí)，即為二元復(fù)合驅(qū)時(shí)，評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)如下：
2.1配制聚合物母液
打開(kāi)水浴鍋升溫至需求溫度，在燒杯中稱取計(jì)算量的水(配注水需先用500目篩網(wǎng)過(guò)濾)，并放入水浴鍋中，打開(kāi)立式攪拌器，選擇合適轉(zhuǎn)速，使杯中的水形成漩渦進(jìn)行預(yù)熱。稱取計(jì)算量的聚合物干粉，沿漩渦壁均勻撒入，攪拌至溶解為所需濃度的母液。
2.2配制一定濃度的目標(biāo)液
根據(jù)需要，取計(jì)算量聚合物母液并加入計(jì)算量的相應(yīng)種類表面活性劑溶液及水，采用立式攪拌器在適當(dāng)轉(zhuǎn)速下攪拌1h，配制成所需濃度的二元體系目標(biāo)液即可。
2.3溶液粘度測(cè)定
選用brookfield粘度計(jì)，取一定量的二元體系目標(biāo)溶液裝入盛樣筒中，在所需溫度下進(jìn)行預(yù)熱。選取適當(dāng)轉(zhuǎn)子及轉(zhuǎn)速，測(cè)定3、5、8min粘度值后取平均數(shù)即得到目標(biāo)液粘度值。
2.4機(jī)械剪切保留率
取適量二元體系目標(biāo)液，測(cè)定溶液粘度(剪切前粘度)。采用waring攪拌器在i檔下對(duì)該溶液進(jìn)行攪拌剪切30s后在常溫下靜置消泡。消泡完畢后取清液，測(cè)定其粘度(剪切后粘度)。機(jī)械剪切保留率即為剪切后粘度與剪切前粘度之比。
2.590天老化粘度保留率
將測(cè)定了粘度(初始粘度)的配置好的二元體系目標(biāo)溶液通氮?dú)膺M(jìn)行除氧后，分裝至多個(gè)安瓿瓶中并高溫?zé)Y(jié)封口，將安瓿瓶放置于相應(yīng)溫度的烘箱中，隔一定天數(shù)取出一支測(cè)定其粘度，比較90天內(nèi)二元體系目標(biāo)溶液粘度變化，其粘度保留率即為90天時(shí)溶液粘度與初始粘度的比值。
2.6阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)測(cè)定
選取已經(jīng)測(cè)定好基本參數(shù)的人造巖心或者天然巖心，并將其放入巖心夾持器中，加上適當(dāng)?shù)沫h(huán)壓；或者選取已經(jīng)測(cè)定好基本參數(shù)的填砂管，放入升至實(shí)驗(yàn)溫度的烘箱中加熱。
將實(shí)驗(yàn)所用的水及配制好的二元體系目標(biāo)溶液進(jìn)行過(guò)濾后裝入中間容器。采用精密泵先用適當(dāng)流速對(duì)巖心或者填砂管飽和水；飽和水完畢后，繼續(xù)注水至壓力穩(wěn)定p1；用與注水相同的流速注入二元體系目標(biāo)溶液至壓力值穩(wěn)定p2，出口流出液的粘度穩(wěn)定；最后再以相同速度注水至壓力平穩(wěn)p3。
阻力系數(shù)為p2與p1的比值。
殘余阻力系數(shù)為p3與p1的比值。
2.7提高采收率程度
均質(zhì)油藏驅(qū)油實(shí)驗(yàn)可采用均質(zhì)填沙管，人造均質(zhì)巖心以及天然巖心，以下以測(cè)定好各項(xiàng)參數(shù)的人造方巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)為例：
首先連接好裝置管路，設(shè)定烘箱溫度后，采用適宜流速對(duì)巖心進(jìn)行飽和水作業(yè)。待飽和水結(jié)束后，進(jìn)行飽和原油或者模擬油作業(yè)，收集流出液，記錄流出的油水體積，計(jì)算孔隙體積及飽和油量；待飽和油過(guò)程結(jié)束后立即封閉填砂管熟化一定時(shí)間，準(zhǔn)備進(jìn)行水驅(qū)實(shí)驗(yàn)。
水驅(qū)實(shí)驗(yàn)時(shí)，先打開(kāi)巖心出口，釋放出模型中自噴油至不再出油為止，記錄自噴油體積，并將其從飽和油量中扣除。將夾持器出口連接油水分離器，通過(guò)恒速泵向巖心中按照要求流速進(jìn)行注水，收集出口端流出液，并隔一定時(shí)間記錄一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，計(jì)算出瞬時(shí)出液量、瞬時(shí)含水率、瞬時(shí)出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；當(dāng)瞬時(shí)含水率達(dá)到要求轉(zhuǎn)注聚條件立即轉(zhuǎn)注二元體系。
轉(zhuǎn)注二元體系時(shí)，停止注水，采用要求的流速注入二元體系，并在出口處收集液體。每10min讀取一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，并記錄計(jì)算出瞬時(shí)出液量、瞬時(shí)含水率、瞬時(shí)出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；注二元體系時(shí)，當(dāng)累計(jì)出液量達(dá)到實(shí)驗(yàn)要求的二元體系注入量時(shí)，立即轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。
后續(xù)水驅(qū)時(shí)，停止注入二元體系，按照要求流速注水，在出口端收集液體；每10min讀一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，并記錄計(jì)算出瞬時(shí)出液量、瞬時(shí)含水率、瞬時(shí)出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；驅(qū)替至無(wú)油產(chǎn)出或者含水率達(dá)到要求時(shí)，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。
將一定濃度的破乳劑加入油水分離器中混合均勻，實(shí)驗(yàn)溫度下靜置24h后讀出分離器上下液面值，并計(jì)算此時(shí)的提高采收率值(此時(shí)總采收率減去前期水驅(qū)采收率)，與實(shí)驗(yàn)剛結(jié)束時(shí)的提高采收率比較，修正由于原油乳化可能導(dǎo)致的采收率誤差。
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為500md時(shí)，二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表10，驅(qū)油體系中聚合物的組成見(jiàn)表9，并以分子量為1800萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例5。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：85℃；tds：40000mg/l；鈣鎂離子：4000mg/l；原油粘度：500mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表9驅(qū)油體系中聚合物的組成
表10高滲油藏滲透率為500md時(shí)二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為1187md時(shí)，二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表12，驅(qū)油體系中聚合物的組成見(jiàn)表11，并以分子量為2000萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例6。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：80℃；tds：35000mg/l；鈣鎂離子：3000mg/l；原油粘度：800mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表11驅(qū)油體系中聚合物的組成
表12高滲油藏滲透率為1187md時(shí)二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為4005md時(shí)，二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表14，驅(qū)油體系中聚合物的組成見(jiàn)表13，并以分子量為2500萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例7(和比較例3分子量及濃度一樣，但檢測(cè)結(jié)果不同，請(qǐng)核對(duì))。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：73℃；tds：65000mg/l；鈣鎂離子：10000mg/l；原油粘度：2000mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表13驅(qū)油體系中聚合物的組成
表14高滲油藏滲透率為4005md時(shí)二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為9880md時(shí)，二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表16，驅(qū)油體系中聚合物的組成見(jiàn)表15，并以分子量為3500萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例8。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：65℃；tds：80000mg/l；鈣鎂離子：15000mg/l；原油粘度：6000mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表15驅(qū)油體系中聚合物的組成
表16高滲油藏滲透率為9880md時(shí)二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系性能測(cè)試結(jié)果
3、當(dāng)驅(qū)油體系包括締合聚合物、表面活性劑與堿性物質(zhì)時(shí)，即為三元復(fù)合驅(qū)時(shí)，評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)如下：
3.1配制聚合物母液
打開(kāi)水浴鍋升溫至需求溫度，在燒杯中稱取計(jì)算量的水(配注水需先用500目篩網(wǎng)過(guò)濾)，并放入水浴鍋中，打開(kāi)立式攪拌器，選擇合適轉(zhuǎn)速，使杯中的水形成漩渦進(jìn)行預(yù)熱。稱取計(jì)算量的聚合物干粉，沿漩渦壁均勻撒入，攪拌至溶解為所需濃度的母液。
3.2配制一定濃度的目標(biāo)液
根據(jù)需要，取計(jì)算量聚合物母液并加入計(jì)算量的相應(yīng)種類表面活性劑及堿的混合溶液、計(jì)算量的水，采用立式攪拌器在適當(dāng)轉(zhuǎn)速下攪拌1h，配制成所需濃度的三元體系目標(biāo)液即可。
3.3溶液粘度測(cè)定
選用brookfield粘度計(jì)，取一定量的三元體系目標(biāo)溶液裝入盛樣筒中，在所需溫度下進(jìn)行預(yù)熱。選取適當(dāng)轉(zhuǎn)子及轉(zhuǎn)速，測(cè)定3、5、8min粘度值后取平均數(shù)即得到目標(biāo)液粘度值。
3.4機(jī)械剪切保留率
取適量三元體系目標(biāo)液，測(cè)定溶液粘度(剪切前粘度)。采用waring攪拌器在i檔下對(duì)該溶液進(jìn)行攪拌剪切30s后在常溫下靜置消泡。消泡完畢后取清液，測(cè)定其粘度(剪切后粘度)。機(jī)械剪切保留率即為剪切后粘度與剪切前粘度之比。
3.590天老化粘度保留率
將測(cè)定了粘度(初始粘度)的配置好的三元體系目標(biāo)溶液通氮?dú)膺M(jìn)行除氧后，分裝至多個(gè)安瓿瓶中并高溫?zé)Y(jié)封口，將安瓿瓶放置于相應(yīng)溫度的烘箱中，隔一定天數(shù)取出一支測(cè)定其粘度，比較90天內(nèi)三元體系目標(biāo)溶液粘度變化，其粘度保留率即為90天時(shí)溶液粘度與初始粘度的比值。
3.6阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)測(cè)定
選取已經(jīng)測(cè)定好基本參數(shù)的人造巖心或者天然巖心，并將其放入巖心夾持器中，加上適當(dāng)?shù)沫h(huán)壓；或者選取已經(jīng)測(cè)定好基本參數(shù)的填砂管，放入升至實(shí)驗(yàn)溫度的烘箱中加熱。
將實(shí)驗(yàn)所用的水及配制好的三元體系目標(biāo)溶液進(jìn)行過(guò)濾后裝入中間容器。采用精密泵先用適當(dāng)流速對(duì)巖心或者填砂管飽和水；飽和水完畢后，繼續(xù)注水至壓力穩(wěn)定p1；用與注水相同的流速注入三元體系目標(biāo)溶液至壓力值穩(wěn)定p2，出口流出液的粘度穩(wěn)定；最后再以相同速度注水至壓力平穩(wěn)p3。
阻力系數(shù)為p2與p1的比值。
殘余阻力系數(shù)為p3與p1的比值。
3.7提高采收率程度
均質(zhì)油藏驅(qū)油實(shí)驗(yàn)可采用均質(zhì)填沙管，人造均質(zhì)巖心以及天然巖心，以下以測(cè)定好各項(xiàng)參數(shù)的人造方巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)為例：
首先連接好裝置管路，設(shè)定烘箱溫度后，采用適宜流速對(duì)巖心進(jìn)行飽和水作業(yè)。待飽和水結(jié)束后，進(jìn)行飽和原油或者模擬油作業(yè)，收集流出液，記錄流出的油水體積，計(jì)算孔隙體積及飽和油量；待飽和油過(guò)程結(jié)束后立即封閉填砂管熟化一定時(shí)間，準(zhǔn)備進(jìn)行水驅(qū)實(shí)驗(yàn)。
水驅(qū)實(shí)驗(yàn)時(shí)，先打開(kāi)巖心出口，釋放出模型中自噴油至不再出油為止，記錄自噴油體積，并將其從飽和油量中扣除。將夾持器出口連接油水分離器，通過(guò)恒速泵向巖心中按照要求流速進(jìn)行注水，收集出口端流出液，并隔一定時(shí)間記錄一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，計(jì)算出瞬時(shí)出液量、瞬時(shí)含水率、瞬時(shí)出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；當(dāng)瞬時(shí)含水率達(dá)到要求轉(zhuǎn)注聚條件立即轉(zhuǎn)注三元體系。
轉(zhuǎn)注三元體系時(shí)，停止注水，采用要求的流速注入三元體系，并在出口處收集液體。每10min讀取一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，并記錄計(jì)算出瞬時(shí)出液量、瞬時(shí)含水率、瞬時(shí)出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；注三元體系時(shí)，當(dāng)累計(jì)出液量達(dá)到實(shí)驗(yàn)要求的三元體系注入量時(shí)，立即轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。
后續(xù)水驅(qū)時(shí)，停止注入三元體系，按照要求流速注水，在出口端收集液體；每10min讀一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，并記錄計(jì)算出瞬時(shí)出液量、瞬時(shí)含水率、瞬時(shí)出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；驅(qū)替至無(wú)油產(chǎn)出或者含水率達(dá)到要求時(shí)，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。
將一定濃度的破乳劑加入油水分離器中混合均勻，實(shí)驗(yàn)溫度下靜置24h后讀出分離器上下液面值，并計(jì)算此時(shí)的提高采收率值(此時(shí)總采收率減去前期水驅(qū)采收率)，與實(shí)驗(yàn)剛結(jié)束時(shí)的提高采收率比較，修正由于原油乳化可能導(dǎo)致的采收率誤差。
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為500md時(shí)，三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表18，驅(qū)油體系的組成見(jiàn)表17，并以分子量為1800萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例9。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：85℃；tds：40000mg/l；鈣鎂離子：4000mg/l；原油粘度：500mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表17驅(qū)油體系的組成
表18高滲油藏滲透率為500md時(shí)二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為1187md時(shí)，三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表20，驅(qū)油體系的組成見(jiàn)表19，并以分子量為2000萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例10。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：80℃；tds：35000mg/l；鈣鎂離子：3000mg/l；原油粘度：800mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表19驅(qū)油體系的組成
表20高滲油藏滲透率為1187md時(shí)三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系性能測(cè)試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為4005md時(shí)，三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表22，驅(qū)油體系的組成見(jiàn)表21，并以分子量為2500萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例11。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：73℃；tds：65000mg/l；鈣鎂離子：10000mg/l；原油粘度：2000mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表21驅(qū)油體系的組成
表22高滲油藏滲透率為4005md時(shí)三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系性能測(cè)試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)驅(qū)油體系，得到評(píng)價(jià)高滲油藏滲透率為9880md時(shí)，三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表24，驅(qū)油體系的組成見(jiàn)表23，并以分子量為3500萬(wàn)的聚丙烯酰胺(hpam)作為比較例12。
實(shí)驗(yàn)條件：
溫度：65℃；tds：80000mg/l；鈣鎂離子：15000mg/l；原油粘度：6000mpa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測(cè)得體系的阻力系數(shù)rf，殘余阻力系數(shù)rrf，提高水驅(qū)采收率幅度，含水率98％時(shí)轉(zhuǎn)注聚0.3pv后繼續(xù)水驅(qū)至含水率98％。
表23驅(qū)油體系的組成
表24高滲油藏滲透率為9880md時(shí)三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系性能測(cè)試結(jié)果