本發(fā)明屬于石油開采技術(shù)領(lǐng)域，尤其涉及一種用于低滲透油藏的驅(qū)油體系及驅(qū)油方法。
背景技術(shù)：
隨著石油勘探開發(fā)的進(jìn)行，低滲透油田在新探明儲量中所占的比例越來越大。低滲透油藏占據(jù)我國已發(fā)現(xiàn)的油氣田的一半以上，其產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模占到總量70％以上，低滲透油氣田已經(jīng)成為油氣開發(fā)建設(shè)的主戰(zhàn)場。低滲油藏由于其孔喉及裂縫尺寸較小，毛細(xì)管現(xiàn)象突出，油氣流動阻力大，導(dǎo)致其開發(fā)難度大，采收率低，因此如何更好地對其進(jìn)行開發(fā)，是目前研究的必然趨勢。
對于低滲油藏，化學(xué)驅(qū)中的聚合物驅(qū)作為一種重要的方法得到了廣泛的關(guān)注。隨著聚合物的加入，體系粘度上升，封堵已經(jīng)形成的高滲流帶或裂縫，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，調(diào)整地層注水剖面，具有相當(dāng)?shù)膽?yīng)用潛力。經(jīng)研究表明，只要滿足巖石孔喉半徑與聚合物分子線團(tuán)回旋半徑的匹配性，聚合物就不會堵塞油層。同時，聚合物驅(qū)較表面活性劑驅(qū)及堿水驅(qū)施工方便、用量少、成本低、效果好，因此，研制出匹配低滲油藏的聚合物來提高水驅(qū)后采收率是目前研究的重點。而表面活性劑或堿在提高采收率方面也具有相當(dāng)?shù)膬?yōu)勢，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，降低成本和聚合物改善吸水剖面的性能優(yōu)勢，也受到了廣泛的關(guān)注，具有較大潛力。
對于低滲油藏，聚合物分子量不宜過高，否則易堵塞地層使后續(xù)驅(qū)替液難以注入。天然高分子分子量不易控制，分解后易產(chǎn)生大量殘渣堵塞地層，不適于低滲透油藏的使用，且其受到時令及地區(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；聚丙烯酰胺作為成熟的合成高分子，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炮眼強(qiáng)烈剪切作用會使分子長鏈發(fā)生斷裂，造成驅(qū)替液粘度不可逆地?fù)p失；易受到地層環(huán)境(溫度、礦化度)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，由于低滲油藏中，聚合物分子量不宜過高，聚丙烯酰胺能夠較為簡單地降低分子量來匹配低滲地層，但分子量降低后其聚合物粘度較低，增大濃度驅(qū)油，成本勢必增加，而如果使用高分子量聚合物驅(qū)油，其分子線團(tuán)尺寸可能大于低滲油藏孔喉尺寸，容易堵塞地層，造成注入困難；且由于決定其分子線團(tuán)尺寸可調(diào)節(jié)參數(shù)較為單一，與低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，無法較好起到有效擴(kuò)大波及體積和封堵水驅(qū)優(yōu)勢通道的作用。加入表面活性劑及堿配制成二元(三元)體系時，與絕大多數(shù)表活劑、堿作用其粘度及粘彈性都會不同程度的降低(負(fù)協(xié)同效應(yīng))；且在低濃度低粘度下結(jié)構(gòu)弱、粘彈性差，流度控制能力降低。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(jìn)一步克服，因此，不能滿足低滲油田的高效開發(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低滲透油藏的驅(qū)油體系及驅(qū)油方法，該驅(qū)油體系用量小，性能優(yōu)越，能夠建立真實的高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，且能夠大幅度提高低滲油藏水驅(qū)及聚驅(qū)采收率。
本發(fā)明提供了一種用于低滲油藏的驅(qū)油體系，包括締合聚合物；所述締合聚合物的分子量為101.4～997.5萬；以摩爾百分?jǐn)?shù)計，所述締合聚合物由丙烯酰胺、0.09％～10.2％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200～3500mg/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％～0.73％。
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％～2.17％。
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，所述低滲油藏的水測滲透率為a，3mD≤a＜50mD。
本發(fā)明還提供了一種低滲油藏的驅(qū)油方法，采用上述用于低滲油藏的驅(qū)油體系進(jìn)行驅(qū)油。
與現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明提供了一種用于低滲油藏的驅(qū)油體系包括締合聚合物；所述締合聚合物的分子量為101.4～997.5萬；以摩爾百分?jǐn)?shù)計，所述締合聚合物由丙烯酰胺、0.09％～10.2％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200～3500mg/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，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態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，從而在較低分子量及較低濃度時能具有較高的粘度及彈性，節(jié)約成本，這種可逆結(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)損失粘度的問題；分子線團(tuán)聚集體能夠可逆變形，在保證油藏良好注入性的情況下，由于疏水單體的引入，建立真實的高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，有效降低相對高滲區(qū)域滲透率，具有較好的調(diào)整剖面效果，改善后續(xù)注入水波及效率；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；可通過疏水單體含量、種類及分子量變化改變分子線團(tuán)尺寸，從而在低分子量低濃度下與低滲油藏孔喉相匹配，保證聚合物注入性且能深部傳導(dǎo)驅(qū)油；對低滲油藏有更好的改善油水流度比作用，改善后續(xù)注入水波及效率；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，從而能更好的提高低滲油藏的水驅(qū)后采收率；加入表面活性劑及堿配制成二元(三元)體系時，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，高采出程度的低滲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)明提供的用于低滲油藏的溶液濃度介于200～3500mg/L之間，粘度3.2～250.0mPa.s，機(jī)械剪切粘度保留率為61.43％～97.00％，90天老化粘度保留率為56.80％～99.50％，阻力系數(shù)為84.0～764.2，殘余阻力系數(shù)為23.4～206.0，提高采收率程度為8.14％～26.93％。
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(jìn)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(hù)的范圍。
本發(fā)明提供一種用于低滲油藏的驅(qū)油體系，包括締合聚合物；所述締合聚合物的分子量為101.4～997.5萬；以摩爾百分?jǐn)?shù)計，所述締合聚合物由丙烯酰胺、0.09％～10.2％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200～3500mg/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112.4萬；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610.2萬；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996.7萬。
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0.1％；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0.83％；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3.6％；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4.25％；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4～20，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、甲基丙烯酸十二酯、甲基丙烯酸十六酯、N-十二烷基丙烯酰胺、N-十六烷基丙烯酰胺、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3.8％；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4.1％；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11.9％；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12.2％；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13.8％；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14.6％。
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(AMPS)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(NVP)中的一種或多種。
本發(fā)明提供的用于低滲油藏的驅(qū)油體系；所述低滲油藏為本領(lǐng)域技術(shù)人員熟知的低滲油藏即可，并無特殊的限制，本發(fā)明中所述低滲油藏的水測滲透率為a，3mD≤a＜50mD。
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200～3500mg/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500mg/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800mg/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700mg/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2800mg/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2000mg/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1200mg/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1300mg/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600mg/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3100mg/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800mg/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2400mg/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1100mg/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900mg/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3200mg/L。
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，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態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，從而在較低分子量及較低濃度時能具有較高的粘度及彈性，節(jié)約成本，這種可逆結(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)損失粘度的問題；分子線團(tuán)聚集體能夠可逆變形，在保證油藏良好注入性的情況下，由于疏水單體的引入，建立真實的高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，有效降低相對高滲區(qū)域滲透率，具有較好的調(diào)整剖面效果，改善后續(xù)注入水波及效率；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；可通過疏水單體含量、種類及分子量變化改變分子線團(tuán)尺寸，從而在低分子量低濃度下與低滲油藏孔喉相匹配，保證聚合物注入性且能深部傳導(dǎo)驅(qū)油；對低滲油藏有更好的改善油水流度比作用，改善后續(xù)注入水波及效率；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，從而能更好的提高低滲油藏的水驅(qū)后采收率；加入表面活性劑及堿配制成二元(三元)體系時，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，高采出程度的低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％～0.73％；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0.06％；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0.59％；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0.01％；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0.0098％；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0.73％；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0.09％；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0.096％。
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％～2.17％。此時，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2.17％；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1.9％；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0.77％；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1.57％；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0.15％；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2.17％；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1.8％；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0.1％；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0.31％。
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(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，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態(tài)物理交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，從而在較低分子量及較低濃度時能具有較高的粘度及彈性，節(jié)約成本，這種可逆結(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)損失粘度的問題；分子線團(tuán)聚集體能夠可逆變形，在保證油藏良好注入性的情況下，由于疏水單體的引入，建立真實的高阻力系數(shù)及高殘余阻力系數(shù)，有效降低相對高滲區(qū)域滲透率，具有較好的調(diào)整剖面效果，改善后續(xù)注入水波及效率；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；可通過疏水單體含量、種類及分子量變化改變分子線團(tuán)尺寸，從而在低分子量低濃度下與低滲油藏孔喉相匹配，保證聚合物注入性且能深部傳導(dǎo)驅(qū)油；對低滲油藏有更好的改善油水流度比作用，改善后續(xù)注入水波及效率；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，從而能更好的提高低滲油藏的水驅(qū)后采收率；加入表面活性劑及堿配制成二元(三元)體系時，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，高采出程度的低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)明還提供了一種低滲油藏的驅(qū)油方法，采用上述用于低滲油藏的驅(qū)油體系進(jìn)行驅(qū)油。
為了進(jìn)一步說明本發(fā)明，以下結(jié)合實施例對本發(fā)明提供的一種用于低滲透油藏的驅(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(jìn)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(jìn)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(jī)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(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。
1.5 90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(jìn)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(jìn)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
均質(zhì)油藏驅(qū)油實驗可采用均質(zhì)填沙管，人造均質(zhì)巖心以及天然巖心，以下以測定好各項參數(shù)的人造方巖心驅(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(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(jìn)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(jìn)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)；注聚時，當(dāng)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、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，得到評價低滲油藏滲透率為3mD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300萬的聚丙烯酰胺作為比較例1。
試驗條件：
溫度：72℃；TDS：50000mg/L；鈣鎂離子：8000mg/L；原油粘度：100mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為3mD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，得到評價低滲油藏滲透率為12mD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600萬的聚丙烯酰胺作為比較例2。
試驗條件：
溫度：70℃；TDS：65000mg/L；鈣鎂離子：10000mg/L；原油粘度：120mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為12mD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，得到評價低滲油藏滲透率為23mD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800萬的聚丙烯酰胺作為比較例3。
試驗條件：
溫度：85℃；TDS：68000mg/L；鈣鎂離子：8000mg/L；原油粘度：150mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為23mD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，得到評價低滲油藏滲透率為49mD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1000萬的聚丙烯酰胺作為比較例4。
試驗條件：
溫度：78℃；TDS：72000mg/L；鈣鎂離子：15000mg/L；原油粘度：200mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為49mD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(jìn)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，取計算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(jìn)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(jī)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(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。
2.5 90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(jìn)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(jìn)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
均質(zhì)油藏驅(qū)油實驗可采用均質(zhì)填沙管，人造均質(zhì)巖心以及天然巖心，以下以測定好各項參數(shù)的人造方巖心驅(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(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(jìn)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(jìn)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。
轉(zhuǎn)注二元體系時，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)；注二元體系時，當(dāng)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、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，得到評價低滲油藏滲透率為3mD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300萬的聚丙烯酰胺作為比較例5。
試驗條件：
溫度：72℃；TDS：50000mg/L；鈣鎂離子：8000mg/L；原油粘度：100mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為3mD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，得到評價低滲油藏滲透率為12mD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600萬的聚丙烯酰胺作為比較例6。
試驗條件：
溫度：70℃；TDS：65000mg/L；鈣鎂離子：10000mg/L；原油粘度：120mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為12mD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，得到評價低滲油藏滲透率為23mD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800萬的聚丙烯酰胺作為比較例7。
試驗條件：
溫度：85℃；TDS：68000mg/L；鈣鎂離子：8000mg/L；原油粘度：150mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為23mD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，得到評價低滲油藏滲透率為49mD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1000萬的聚丙烯酰胺作為比較例8。
試驗條件：
溫度：78℃；TDS：72000mg/L；鈣鎂離子：15000mg/L；原油粘度：200mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為49mD時二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(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(jìn)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，取計算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(jìn)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(jī)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(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。
3.5 90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(jìn)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(jìn)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
均質(zhì)油藏驅(qū)油實驗可采用均質(zhì)填沙管，人造均質(zhì)巖心以及天然巖心，以下以測定好各項參數(shù)的人造方巖心驅(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(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(jìn)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(jìn)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、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，得到評價低滲油藏滲透率為3mD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300萬的聚丙烯酰胺作為比較例9，溶液濃度為3500mg/L。
試驗條件：
溫度：72℃；TDS：50000mg/L；鈣鎂離子：8000mg/L；原油粘度：100mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為3mD時三元復(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，得到評價低滲油藏滲透率為12mD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600萬的聚丙烯酰胺作為比較例10，溶液濃度為3500mg/L。
試驗條件：
溫度：70℃；TDS：65000mg/L；鈣鎂離子：10000mg/L；原油粘度：120mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為12mD時三元復(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，得到評價低滲油藏滲透率為23mD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800萬的聚丙烯酰胺作為比較例11，溶液濃度為3300mg/L。
試驗條件：
溫度：85℃；TDS：68000mg/L；鈣鎂離子：8000mg/L；原油粘度：150mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為23mD時三元復(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，得到評價低滲油藏滲透率為49mD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1000萬的聚丙烯酰胺作為比較例12，溶液濃度為3500mg/L。
試驗條件：
溫度：78℃；TDS：72000mg/L；鈣鎂離子：15000mg/L；原油粘度：200mPa.s；巖心規(guī)格：4.5×4.5×30cm人造巖心；注入速度3m/d下測得體系的阻力系數(shù)RF，殘余阻力系數(shù)RRF，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低滲油藏滲透率為49mD時三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油體系的性能測試結(jié)果