本發(fā)明屬于石油開采技術(shù)領(lǐng)域，尤其涉及一種用于非均質(zhì)油藏的驅(qū)油體系及驅(qū)油方法。
背景技術(shù)：
隨著能源需求的急劇增加，非均質(zhì)儲層所占比例越來越多，引起了國內(nèi)外學(xué)者和石油公司的高度重視。儲層非均質(zhì)性是指儲層在環(huán)境及作用力的影響下，在空間分布及內(nèi)部儲集物性上存在不均勻的變化，它對油氣藏滲流及采收率有著明顯的影響。儲層非均質(zhì)性主要分為平面非均質(zhì)，儲層層內(nèi)及層間非均質(zhì)，平面上，注水開發(fā)期間注入水沿高滲透帶指進，致使高滲透帶水洗程度相當(dāng)高，而低滲透帶波及系數(shù)較小，注水收效較差，導(dǎo)致剩余油在平面上分布不均勻；儲層層內(nèi)及層間，各區(qū)域水淹程度差異較大，高滲透部位滲流速度較快，水淹程度較高，低滲透部位滲流速度較慢，水淹程度較低，剩余油相對富集；強非均質(zhì)儲層在縱向、平面以及不同儲層間高低滲分布復(fù)雜、矛盾突出，造成注水開發(fā)時，注入水易沿高滲透層及裂縫突進，產(chǎn)出井見水早，嚴(yán)重影響了非均質(zhì)油藏注水開發(fā)效果，亟需新的提高采收率方法。
對于非均質(zhì)油藏，化學(xué)驅(qū)中的聚合物驅(qū)以其優(yōu)異的性能，作為一種重要的方法得到了廣泛的關(guān)注。由于聚合物能夠增加驅(qū)替液粘度、改善流度比，封堵已經(jīng)形成的高滲流帶或裂縫，擴大水驅(qū)波及體積，降低相對高滲區(qū)域滲透率，調(diào)整非均質(zhì)地層注水剖面，動用低滲層，最終達(dá)到提高采收率的目的，具有相當(dāng)?shù)膽?yīng)用潛力。同時，化學(xué)驅(qū)中的表面活性劑驅(qū)及堿水驅(qū)能夠起到有效降低油水界面張力的作用，將其與聚合物驅(qū)復(fù)配形成聚/表二元、聚/表/堿三元體系。能夠充分發(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，降低成本，也受到了廣泛的關(guān)注。是目前研究的重點。
在聚合物驅(qū)的實際應(yīng)用中，對于非均質(zhì)油藏，天然高分子受到時令及地區(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，但其在施工過程中很容易由于強剪切作用使分子長鏈發(fā)生機械降解；易受到地層環(huán)境(溫度、礦化度等)影響，存在以下問題：1)在高溫高礦化度條件下應(yīng)用時,溫度較高時聚丙烯酰胺的水解嚴(yán)重；2)地層溫度超過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,并且水解度越高這種現(xiàn)象越顯著；4)溶液粘度對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，非均質(zhì)油藏一般用于驅(qū)油的聚合物應(yīng)當(dāng)滿足較低濃度下具有較高粘度，能建立較高的阻力系數(shù)及殘余阻力系數(shù)，且能夠根據(jù)儲層高低滲大小及滲透率極差情況進行聚合物分子量及分子線團尺寸調(diào)節(jié)等要求。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尺寸可調(diào)節(jié)參數(shù)較為單一，與非均質(zhì)油藏滲透率及滲透率極差匹配性較差，建立的阻力系數(shù)，殘余阻力系數(shù)較小，無法較好的降低相對高滲區(qū)域滲透率，調(diào)整非均質(zhì)地層注水剖面，擴大波及體積和封堵水驅(qū)竄進通道的作用。加入表面活性劑及堿配制成二元(三元)體系時，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不同程度的降低，進而降低流度控制能力(產(chǎn)生負(fù)協(xié)同效應(yīng))。針對以上問題，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)很難進一步克服，因此，不能滿足非均質(zhì)油田的高效開發(fā)需求。
技術(shù)實現(xiàn)要素：
有鑒于此，本發(fā)明要解決的技術(shù)問題在于提供一種用于非均質(zhì)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，能夠建立真實的高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，且能夠大幅度提高非均質(zhì)油藏水驅(qū)及聚驅(qū)采收率。
本發(fā)明提供了一種用于非均質(zhì)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103.6～4021.5萬；以摩爾百分?jǐn)?shù)計，所述締合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水單體與0～15.4％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％～2.1％。
優(yōu)選的，所述堿性物質(zhì)為naoh、na2co3與胺類有機堿中的一種或多種。
優(yōu)選的，所述非均質(zhì)油藏的滲透率極差為1.1～30.7。
本發(fā)明還提供了一種非均質(zhì)油藏的驅(qū)油方法，采用上述用于非均質(zhì)油藏的驅(qū)油體系進行驅(qū)油。
與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明提供了一種用于非均質(zhì)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103.6～4021.5萬；以摩爾百分?jǐn)?shù)計，所述締合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水單體與0～15.4％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，隨著疏水基團的引入，這些大分子內(nèi)或分子間的疏水基團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態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，從而在較低濃度時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)油時能夠建立高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，非均質(zhì)油藏提高水驅(qū)采收率，增加殘余阻力系數(shù)貢獻(xiàn)率大于增加阻力系數(shù)，高殘余阻力系數(shù)有利于降低高滲透層滲透率，調(diào)整非均質(zhì)地層注水剖面，封堵水驅(qū)竄進通道的作用，具有較好的“調(diào)驅(qū)”效果，改善后續(xù)注入水波及效率；這種可逆結(jié)構(gòu)具有在強烈
剪切作用下被拆散而當(dāng)剪切作用減小或消失時得以恢復(fù)的特性，解決了傳統(tǒng)聚合物受強剪切作用不可逆轉(zhuǎn)損失粘度的問題；功能單體引入及締合空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)強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，對非均質(zhì)油藏有更好的改善油水流度比作用，可通過疏水單體含量、種類及分子量變化改變分子線團尺寸，從而與非均質(zhì)油藏滲透率及滲透率極差相匹配，保證注入性，提高驅(qū)油效率；由于溶液中三維空間動態(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，從而能更好的提高非均質(zhì)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，在保證締合聚合物優(yōu)勢的同時，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，從而在高含水的非均質(zhì)油藏條件下能夠大幅度提高水驅(qū)及聚驅(qū)采收率。
實驗結(jié)果表明，本發(fā)明提供的用于非均質(zhì)油藏的溶液濃度介于400～3500mg/l之間，粘度3.1～1696.7mpa.s，機械剪切粘度保留率為61.43％～99.13％，90天老化粘度保留率為60.90％～98.58％，含水率98％時采收率程度為12.13％～32.85％，提高采收率程度為15.25％～39.24％。
具體實施方式
下面將結(jié)合本發(fā)明實施例，對本發(fā)明實施例中的技術(shù)方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例僅僅是本發(fā)明一部分實施例，而不是全部的實施例?；诒景l(fā)明中的實施例，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員在沒有做出創(chuàng)造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發(fā)明保護的范圍。
本發(fā)明提供一種用于非均質(zhì)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103.6～4021.5萬；以摩爾百分?jǐn)?shù)計，所述締合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水單體與0～15.4％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)明提供的一些實施例中，所述締合聚合物的分子量優(yōu)選為103.6萬；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述締合聚合物的分子量優(yōu)選為201.5萬；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述締合聚合物的分子量優(yōu)選為603.8萬；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述締合聚合物的分子量優(yōu)選為587.4萬；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述締合聚合物的分子量優(yōu)選為1533萬；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述締合聚合物的分子量優(yōu)選為3988萬；在本發(fā)明提供的另一些實施例中，所述締合聚合物的分子量優(yōu)選為4002.8萬。
在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述疏水單體的含量優(yōu)選為0.12％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述疏水單體的含量優(yōu)選為3.2％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述疏水單體的含量優(yōu)選為0.89％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述疏水單體的含量優(yōu)選為6.24％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述疏水單體的含量優(yōu)選為4.63％；在本發(fā)明提供的另一些實施例中，所述疏水單體的含量優(yōu)選為9.96％。
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數(shù)各自獨立地優(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、n-苯乙基丙烯酰胺、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、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、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。
以摩爾百分?jǐn)?shù)計，所述締合聚合物中功能單體的含量優(yōu)選為2％～15％，更優(yōu)選為2.47％～14.79％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述功能單體的含量優(yōu)選為0％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述功能單體的含量優(yōu)選為15.4％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述功能單體的含量優(yōu)選為14.6％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述功能單體的含量優(yōu)選為2.47％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述功能單體的含量優(yōu)選為5.76％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述功能單體的含量優(yōu)選為6.11％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述功能單體的含量優(yōu)選為14.72％；在本發(fā)明提供的另一些實施例中，所述功能單體的含量優(yōu)選為8.83％。
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)明提供的用于非均質(zhì)油藏的驅(qū)油體系；所述非均質(zhì)油藏為本領(lǐng)域技術(shù)人員熟知的非均質(zhì)油藏即可，并無特殊的限制，本發(fā)明中所述非均質(zhì)油藏的滲透率極差優(yōu)選為1.1～30.7。
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)明提供的一些實施例中，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)明提供的一些實施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為3200mg/l；在本發(fā)明提供的一些實施例中，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)明提供的一些實施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為1350mg/l；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為2500mg/l；在本發(fā)明提供的一些實施例中，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)明提供的另一些實施例中，所述驅(qū)油體系中締合聚合物的濃度優(yōu)選為2000mg/l。
本發(fā)明采用在聚合物分子上引入少量疏水基團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，隨著疏水基團的引入，這些大分子內(nèi)或分子間的疏水基團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態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，從而在較低濃度時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)油時能夠建立高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，非均質(zhì)油藏提高水驅(qū)采收率，增加殘余阻力系數(shù)貢獻(xiàn)率大于增加阻力系數(shù)，高殘余阻力系數(shù)有利于降低高滲透層滲透率，調(diào)整非均質(zhì)地層注水剖面，封堵水驅(qū)竄進通道的作用，具有較好的“調(diào)驅(qū)”效果，改善后續(xù)注入水波及效率；這種可逆結(jié)構(gòu)具有在強烈剪切作用下被拆散而當(dāng)剪切作用減小或消失時得以恢復(fù)的特性，解決了傳統(tǒng)聚合物受強剪切作用不可逆轉(zhuǎn)損失粘度的問題；功能單體引入及締合空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)強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，對非均質(zhì)油藏有更好的改善油水流度比作用，可通過疏水單體含量、種類及分子量變化改變分子線團尺寸，從而與非均質(zhì)油藏滲透率及滲透率極差相匹配，保證注入性，提高驅(qū)油效率；由于溶液中三維空間動態(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，從而能更好的提高非均質(zhì)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，在保證締合聚合物優(yōu)勢的同時，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，從而在高含水的非均質(zhì)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)明提供的一些實施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.05％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.12％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.69％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，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)明提供的一些實施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.69％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.15％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.0098％；在本發(fā)明提供的另一些實施例中，所述表面活性劑優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.73％。
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％～2.1％。此時，驅(qū)油體系為asp三元復(fù)合驅(qū)，其主要驅(qū)油機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)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.09％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.27％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.83％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的2.1％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.85％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.12％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.35％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.18％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.89％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.35％；在本發(fā)明提供的一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的0.74％；在本發(fā)明提供的另一些實施例中，所述堿性物質(zhì)的質(zhì)量優(yōu)選為締合聚合物質(zhì)量的1.9％。
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，并無特殊的限制，本發(fā)明中優(yōu)選為naoh、na2co3與胺類有機堿中的一種或多種。
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，隨著疏水基團的引入，這些大分子內(nèi)或分子間的疏水基團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態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，從而在較低濃度時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)油時能夠建立高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，非均質(zhì)油藏提高水驅(qū)采收率，增加殘余阻力系數(shù)貢獻(xiàn)率大于增加阻力系數(shù)，高殘余阻力系數(shù)有利于降低高滲透層滲透率，調(diào)整非均質(zhì)地層注水剖面，封堵水驅(qū)竄進通道的作用，具有較好的“調(diào)驅(qū)”效果，改善后續(xù)注入水波及效率；這種可逆結(jié)構(gòu)具有在強烈剪切作用下被拆散而當(dāng)剪切作用減小或消失時得以恢復(fù)的特性，解決了傳統(tǒng)聚合物受強剪切作用不可逆轉(zhuǎn)損失粘度的問題；功能單體引入及締合空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)強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，對非均質(zhì)油藏有更好的改善油水流度比作用，可通過疏水單體含量、種類及分子量變化改變分子線團尺寸，從而與非均質(zhì)油藏滲透率及滲透率極差相匹配，保證注入性，提高驅(qū)油效率；由于溶液中三維空間動態(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，從而能更好的提高非均質(zhì)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，在保證締合聚合物優(yōu)勢的同時，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，從而在高含水的非均質(zhì)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)明還提供了一種非均質(zhì)油藏的驅(qū)油方法，采用上述用于非均質(zhì)油藏的驅(qū)油體系進行驅(qū)油。
為了進一步說明本發(fā)明，以下結(jié)合實施例對本發(fā)明提供的一種用于非均質(zhì)油藏的驅(qū)油體系及驅(qū)油方法進行詳細(xì)描述。
以下實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，其評價流程標(biāo)準(zhǔn)如下：
1.1配制聚合物母液
打開水浴鍋升溫至需求溫度，在燒杯中稱取計算量的水(配注水需先用500目篩網(wǎng)過濾)，并放入水浴鍋中，打開立式攪拌器，選擇合適轉(zhuǎn)速，使杯中的水形成漩渦進行預(yù)熱。稱取計算量的聚合物干粉，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溶液粘度測定
選用brookfield粘度計，取一定量的聚合物目標(biāo)溶液裝入盛樣筒中，在所需溫度下進行預(yù)熱。選取適當(dāng)轉(zhuǎn)子及轉(zhuǎn)速，測定3、5、8min粘度值后取平均數(shù)即得到目標(biāo)液粘度值。
1.4機械剪切保留率
取適量聚合物目標(biāo)液，測定溶液粘度(剪切前粘度)。采用waring攪拌器在i檔下對該溶液進行攪拌剪切30s后在常溫下靜置消泡。消泡完畢后取清液，測定其粘度(剪切后粘度)。機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
將測定了粘度的配置好的聚合物目標(biāo)溶液通氮氣進行除氧后，分裝至多個安瓿瓶中并高溫?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)測定
選取已經(jīng)測定好基本參數(shù)的天然巖心或者人造巖心，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)測定好基本參數(shù)的填砂管，放入升至實驗溫度的烘箱中加熱。
將實驗所用的水及配制好的聚合物目標(biāo)溶液進行過濾后裝入中間容器。采用精密泵先用適當(dāng)流速對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
非均質(zhì)油藏驅(qū)油實驗可采用人造多層非均質(zhì)巖心，并聯(lián)填沙管，并聯(lián)均質(zhì)人造巖心以及并聯(lián)天然巖心，以下以測定好各項參數(shù)的并聯(lián)人造方巖心驅(qū)油實驗為例：
首先連接好管路，設(shè)定烘箱溫度后，采用適宜流速分別對每根巖心(填沙管)進行飽和水作業(yè)。待飽和水結(jié)束后，進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，待飽和油過程結(jié)束后立即封閉巖心或者填砂管熟化一定時間，準(zhǔn)備進行水驅(qū)實驗。
水驅(qū)實驗時，先打開巖心出口，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，通過恒速泵向巖心中按照要求流速進行注水，收集出口端流出液，并隔一定時間記錄一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，計算出瞬時出液量、瞬時含水率、瞬時出油率、總采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；當(dāng)瞬時含水率達(dá)到要求轉(zhuǎn)注聚條件立即轉(zhuǎn)注聚。
聚合物驅(qū)時，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讀一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，并記錄計算出瞬時出液量、瞬時含水率、瞬時出油率、總采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；當(dāng)注入聚合物溶液累計出液量達(dá)到實驗要求的聚合物注入量時，立即轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。
后續(xù)水驅(qū)時，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，并記錄計算出瞬時出液量、瞬時含水率、瞬時出油率、總采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；驅(qū)替至無油產(chǎn)出或者含水率達(dá)到要求時，結(jié)束實驗。
將一定濃度的破乳劑加入油水分離器中混合均勻，實驗溫度下靜置24h后讀出分離器上下液面值，并計算此時的提高采收率值(此時總采收率減去前期水驅(qū)采收率)，與實驗剛結(jié)束時的提高采收率比較，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)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為3～51md，滲透率極差為17時，驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表2，驅(qū)油體系中聚合物的組成見表1，并以分子量為1000萬的聚丙烯酰胺作為比較例1。
實驗條件：
溫度：82℃；tds：75000mg/l；鈣鎂離子：12000mg/l；原油粘度：250mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為17時驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為452～504md滲透率極差為1.1時，驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表4，驅(qū)油體系中聚合物的組成見表3，并以分子量為1800萬的聚丙烯酰胺作為比較例2。
實驗條件：
溫度：80℃；tds：40000mg/l；鈣鎂離子：3500mg/l；原油粘度：500mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為1.1時驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為201～1042md，滲透率極差為5.2時，驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表6，驅(qū)油體系中聚合物的組成見表5，并以分子量為2000萬的聚丙烯酰胺作為比較例3。
實驗條件：
溫度：75℃；tds：32000mg/l；鈣鎂離子：2000mg/l；原油粘度：900mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為5.2時驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為324～9947md滲透率極差為30.7時，驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表8，驅(qū)油體系中聚合物組成見表7，并以分子量為2800萬的聚丙烯酰胺作為比較例4。
實驗條件：
溫度：70℃；tds：75000mg/l；鈣鎂離子：18000mg/l；原油粘度：2000mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為30.7時驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果
2、當(dāng)驅(qū)油體系包括締合聚合物與表面活性劑時，即為二元復(fù)合驅(qū)時，評價標(biāo)準(zhǔn)如下：
2.1配制聚合物母液
打開水浴鍋升溫至需求溫度，在燒杯中稱取計算量的水(配注水需先用500目篩網(wǎng)過濾)，并放入水浴鍋中，打開立式攪拌器，選擇合適轉(zhuǎn)速，使杯中的水形成漩渦進行預(yù)熱。稱取計算量的聚合物干粉，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，取適量聚合物母液并加入計算量的相應(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溶液粘度測定
選用brookfield粘度計，取一定量的二元體系目標(biāo)溶液裝入盛樣筒中，在所需溫度下進行預(yù)熱。選取適當(dāng)轉(zhuǎn)子及轉(zhuǎn)速，測定3、5、8min粘度值后取平均數(shù)即得到目標(biāo)液粘度值。
2.4機械剪切保留率
取適量二元體系目標(biāo)液，測定溶液粘度(剪切前粘度)。采用waring攪拌器在i檔下對該溶液進行攪拌剪切30s后在常溫下靜置消泡。消泡完畢后取清液，測定其粘度(剪切后粘度)。機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
將測定了粘度(初始粘度)的配置好的二元體系目標(biāo)溶液通氮氣進行除氧后，分裝至多個安瓿瓶中并高溫?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)測定
選取已經(jīng)測定好基本參數(shù)的天然巖心或者人造巖心，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)測定好基本參數(shù)的填砂管，放入升至實驗溫度的烘箱中加熱。
將實驗所用的水及配制好的二元體系目標(biāo)溶液進行過濾后裝入中間容器。采用精密泵先用適當(dāng)流速對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
非均質(zhì)油藏驅(qū)油實驗可采用人造多層非均質(zhì)巖心，并聯(lián)填沙管，并聯(lián)均質(zhì)人造巖心以及并聯(lián)天然巖心，以下以測定好各項參數(shù)的并聯(lián)人造方巖心驅(qū)油實驗為例：
首先連接好裝置管路，設(shè)定烘箱溫度后，采用適宜流速對巖心進行飽和水作業(yè)。待飽和水結(jié)束后，進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，計算孔隙體積及飽和油量；待飽和油過程結(jié)束后立即封閉填砂管熟化一定時間，準(zhǔn)備進行水驅(qū)實驗。水驅(qū)實驗時，先打開巖心出口，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，通過恒速泵向巖心中按照要求流速進行注水，收集出口端流出液，并隔一定時間記錄一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，計算出瞬時出液量、瞬時含水率、瞬時出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；當(dāng)瞬時含水率達(dá)到要求轉(zhuǎn)注聚條件立即轉(zhuǎn)注二元體系。
二元體系驅(qū)時，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讀一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，并記錄計算出瞬時出液量、瞬時含水率、瞬時出油率、總采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；當(dāng)注入二元體系溶液累計出液量達(dá)到實驗要求的二元體系注入量時，立即轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。
后續(xù)水驅(qū)時，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，并記錄計算出瞬時出液量、瞬時含水率、瞬時出油率、總采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；驅(qū)替至無油或者含水率達(dá)到要求值時，結(jié)束實驗。
將一定濃度的破乳劑加入油水分離器中混合均勻，實驗溫度下靜置24h后讀出分離器上下液面值，并計算此時的提高采收率值(此時總采收率減去前期水驅(qū)采收率)，與實驗剛結(jié)束時的提高采收率比較，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)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為3～51md，滲透率極差為17時，二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表10，驅(qū)油體系中聚合物的組成見表9，并以分子量為1000萬的聚丙烯酰胺作為比較例5。
實驗條件：
溫度：82℃；tds：75000mg/l；鈣鎂離子：12000mg/l；原油粘度：250mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為17時二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為452～504md滲透率極差為1.1時，二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表12，驅(qū)油體系中聚合物的組成見表11，并以分子量為1800萬的聚丙烯酰胺作為比較例6。
實驗條件：
溫度：80℃；tds：40000mg/l；鈣鎂離子：3500mg/l；原油粘度：500mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為1.1時二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為201～1042md滲透率極差為5.2時，二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表14，驅(qū)油體系中聚合物的組成見表13，并以分子量為2000萬的聚丙烯酰胺作為比較例7。
實驗條件：
溫度：75℃；tds：32000mg/l；鈣鎂離子：2000mg/l；原油粘度：900mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為5.2時二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為324～9947md滲透率極差為30.7時，二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表16，驅(qū)油體系中聚合物的組成見表15，并以分子量為2800萬的聚丙烯酰胺作為比較例8。
實驗條件：
溫度：70℃；tds：75000mg/l；鈣鎂離子：18000mg/l；原油粘度：2000mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為30.7時二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系性能測試結(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，即為三元復(fù)合驅(qū)時，評價標(biāo)準(zhǔn)如下：
3.1配制聚合物母液
打開水浴鍋升溫至需求溫度，在燒杯中稱取計算量的水(配注水需先用500目篩網(wǎng)過濾)，并放入水浴鍋中，打開立式攪拌器，選擇合適轉(zhuǎn)速，使杯中的水形成漩渦進行預(yù)熱。稱取計算量的聚合物干粉，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，取適量聚合物母液并加入計算量的相應(yīng)種類表面活性劑及堿的混合溶液、計算量的水，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溶液粘度測定
選用brookfield粘度計，取一定量的三元體系目標(biāo)溶液裝入盛樣筒中，在所需溫度下進行預(yù)熱。選取適當(dāng)轉(zhuǎn)子及轉(zhuǎn)速，測定3、5、8min粘度值后取平均數(shù)即得到目標(biāo)液粘度值。
3.4機械剪切保留率
取適量三元體系目標(biāo)液，測定溶液粘度(剪切前粘度)。采用waring攪拌器在i檔下對該溶液進行攪拌剪切30s后在常溫下靜置消泡。消泡完畢后取清液，測定其粘度(剪切后粘度)。機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
將測定了粘度(初始粘度)的配置好的三元體系目標(biāo)溶液通氮氣進行除氧后，分裝至多個安瓿瓶中并高溫?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)測定
選取已經(jīng)測定好基本參數(shù)的天然巖心或者人造巖心，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)測定好基本參數(shù)的填砂管，放入升至實驗溫度的烘箱中加熱。
將實驗所用的水及配制好的三元體系目標(biāo)溶液進行過濾后裝入中間容器。采用精密泵先用適當(dāng)流速對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
非均質(zhì)油藏驅(qū)油實驗可采用人造多層非均質(zhì)巖心，并聯(lián)填沙管，并聯(lián)均質(zhì)人造巖心以及并聯(lián)天然巖心，以下以測定好各項參數(shù)的并聯(lián)人造方巖心驅(qū)油實驗為例：
首先連接好管路，設(shè)定烘箱溫度后，采用適宜流速對填砂管進行飽和水作業(yè)。待飽和水結(jié)束后，進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，待飽和油過程結(jié)束后立即封閉填砂管熟化一定時間，準(zhǔn)備進行水驅(qū)實驗。
水驅(qū)實驗時，先打開巖心出口，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，通過恒速泵向巖心中按照要求流速進行注水，收集出口端流出液，并隔一定時間記錄一次壓力、油水分離器上下液面、流出液體積，計算出瞬時出液量、瞬時含水率、瞬時出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；當(dāng)瞬時含水率達(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，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，并記錄計算出瞬時出液量、瞬時含水率、瞬時出油率、采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；注三元體系時，當(dāng)累計出液量達(dá)到實驗要求的三元體系注入量時，立即轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。
后續(xù)水驅(qū)時，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，并記錄計算出瞬時出液量、瞬時含水率、瞬時出油率、總采收率及注入孔隙體積倍數(shù)；驅(qū)替至無油或者含水率達(dá)到要求時，結(jié)束實驗。
將一定濃度的破乳劑加入油水分離器中混合均勻，實驗溫度下靜置24h后讀出分離器上下液面值，并計算此時的提高采收率值(此時總采收率減去前期水驅(qū)采收率)，與實驗剛結(jié)束時的提高采收率比較，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)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為3～51md，滲透率極差為17時，三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表18，驅(qū)油體系的組成見表17，并以分子量為1000萬的聚丙烯酰胺作為比較例9。
實驗條件：
溫度：82℃；tds：75000mg/l；鈣鎂離子：12000mg/l；原油粘度：250mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為17時二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為452～504md滲透率極差為1.1時，三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表20，驅(qū)油體系的組成見表19，并以分子量為1800萬的聚丙烯酰胺作為比較例10。
實驗條件：
溫度：80℃；tds：40000mg/l；鈣鎂離子：3500mg/l；原油粘度：500mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為1.1時三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系性能測試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為201～1042md滲透率極差為5.2時，三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表22，驅(qū)油體系的組成見表21，并以分子量為2000萬的聚丙烯酰胺作為比較例11。
實驗條件：
溫度：75℃；tds：32000mg/l；鈣鎂離子：2000mg/l；原油粘度：900mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為5.2時三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系性能測試結(jié)果
按照此標(biāo)準(zhǔn)評價驅(qū)油體系，得到評價非均質(zhì)油藏滲透率為324～9947md滲透率極差為30.7時，三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果見表24，驅(qū)油體系的組成見表23，并以分子量為2800萬的聚丙烯酰胺作為比較例12。
實驗條件：
溫度：70℃；tds：75000mg/l；鈣鎂離子：18000mg/l；原油粘度：2000mpa.s；巖心規(guī)格：并聯(lián)兩根4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d，提高水驅(qū)后采收率幅度，含水率98％時轉(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滲透率極差為30.7時三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系性能測試結(jié)果