本發(fā)明涉及采油工藝領(lǐng)域的一種采油方法，具體涉及一種在不同滲透率的油藏部位中驅(qū)油劑具有不同粘度特征，以提高采油效果的采油方法。

背景技術(shù)：

在石油開采領(lǐng)域，驅(qū)油劑的粘度是影響開采效果和石油采收率的重要因素。一般而言，驅(qū)油劑粘度越高，則能夠波及到的油藏范圍越廣，開采效果和采收率就越好。但是當(dāng)粘度升高到一定閾值后，由于注入的驅(qū)油劑過于黏稠，將使開采效果和采收率降低。這個(gè)粘度閾值與油藏的滲透率是強(qiáng)正相關(guān)的，一般滲透率越高，適宜注入驅(qū)油劑的粘度上限就越高。對于理論上處處均質(zhì)的油藏，內(nèi)部每個(gè)位置的滲透率是相等的，根據(jù)滲透率可以直接選擇注入驅(qū)油劑的適宜粘度，但在現(xiàn)實(shí)中，由于沉積、成藏和構(gòu)造等地質(zhì)因素的影響，實(shí)際油藏的各個(gè)位置的滲透率并不相同，甚至在許多情況下差異很大，幾乎無法找到能夠適應(yīng)所有位置的驅(qū)油劑粘度標(biāo)準(zhǔn)，這是制約現(xiàn)代油田開發(fā)效果的主要原因之一。

對于上述問題，目前工業(yè)界普遍采取的是下限策略，即選擇一個(gè)統(tǒng)一的較低的驅(qū)油劑粘度。該策略能夠盡量避免油藏中滲透率較低的位置發(fā)生堵塞，但帶來的問題是，對于滲透率較高的部位，由于選取的驅(qū)油劑粘度遠(yuǎn)低于可發(fā)生堵塞的粘度閾值，使這些部位的驅(qū)油效果并不理想。如果選用的驅(qū)油劑粘度高于下限策略粘度，那么將會(huì)有局部油藏發(fā)生堵塞，總體驅(qū)油效果低于下限策略。

歸根到底，上述困境的技術(shù)原因是因?yàn)楝F(xiàn)有的所有驅(qū)油劑都難以在油藏中表現(xiàn)出不同的粘度，以適應(yīng)不同的油藏滲透率。因此有必要發(fā)展出一種采油方法，在驅(qū)油過程中驅(qū)油劑粘度可以在不同滲透率的油藏部位發(fā)生改變，以適應(yīng)這種滲透率差異。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

為解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明的目的在于提供一種采油方法。該方法是一種在不同滲透率的油藏部位中驅(qū)油劑具有不同粘度特征，以提高采油效果的采油方法。

為了達(dá)到上述目的，本發(fā)明提供了一種采油方法，該方法包括以下步驟：

(1)以同時(shí)滿足以下四點(diǎn)要求為標(biāo)準(zhǔn)選擇驅(qū)油劑：

1)驅(qū)油劑不含高分子聚合物；

2)驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線具有單峰型特征；

3)驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的單峰對應(yīng)的鹽度范圍大于或等于油藏內(nèi)地層水的鹽度范圍；

4)驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的粘度峰值對應(yīng)的鹽度值略低于油藏內(nèi)地層水的最低鹽度值；

(2)通過注入井向油藏注入所選擇的驅(qū)油劑，并從采油井采出原油，以開采油田中的原油。

根據(jù)本發(fā)明的具體實(shí)施方式，優(yōu)選地，上述方法進(jìn)一步包括步驟(3)：采油生產(chǎn)中保持產(chǎn)出液鹽度的監(jiān)測，如發(fā)現(xiàn)鹽度發(fā)生較大的變化，以至于不再滿足步驟(1)中的四點(diǎn)要求，則再次測定地層水鹽度的分布范圍，并根據(jù)驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線篩選出符合步驟(1)中的四點(diǎn)要求的驅(qū)油劑以替換目前的驅(qū)油劑，如此重復(fù)直至油田報(bào)廢。

在上述方法中，優(yōu)選地，驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的粘度峰值對應(yīng)的鹽度值低于油藏內(nèi)地層水的最低鹽度值2000ppm以內(nèi)。

在上述方法中，優(yōu)選地，所選擇的驅(qū)油劑是一溶劑與溶質(zhì)的混合物，所述溶劑一般為水，所述溶質(zhì)可以是單一溶質(zhì)，也可以是多組分的溶質(zhì)，并且所述溶質(zhì)在所述驅(qū)油劑中的重量含量為0.1％到50％。

在上述方法中，優(yōu)選地，所選擇的驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化的變化范圍在0.1mpa·s至2×10⁸mpa·s。

在上述方法中，優(yōu)選地，所選擇的驅(qū)油劑在一個(gè)大氣壓、溫度25℃、鹽度為nacl質(zhì)量濃度200ppm的條件下的粘度范圍為0.1mpa·s至50mpa·s。在本發(fā)明中，1ppm＝1mg/l。

在上述方法中，優(yōu)選地，所選擇的驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的單峰對應(yīng)的鹽度范圍為1×10³mg/l到1×10⁶mg/l。

在上述方法中，優(yōu)選地，所選擇的驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線具有單峰型特征的表現(xiàn)為：在其他條件不變的情況下，在鹽度從1×10³mg/l增加到1×10⁶mg/l的過程中，驅(qū)油劑的粘度先后經(jīng)歷了由低變高和由高變低的兩個(gè)變化趨勢，這兩個(gè)變化是連續(xù)的，范圍均在1×10³mg/l到1×10⁶mg/l。

在上述方法中，優(yōu)選地，重量份計(jì)，所選擇的驅(qū)油劑的原料組成包括：主劑0.5-10份、締合劑0.5-5份、增效劑0.5-2份，以及水83-98.5份以補(bǔ)充至100份。

在上述方法中，優(yōu)選地，所述驅(qū)油劑中的所述主劑為通式為r1con(r2oh)(r3oh)的酰胺型非離子表面活性劑中的一種或幾種的組合，式中，r1為烴基或取代苯基，r2oh為羥烷基、羥苯基、取代羥苯基或羥環(huán)烷基，r3oh為羥烷基、羥苯基、取代羥苯基或羥環(huán)烷基；

更優(yōu)選地，r1所代表的烴基選自碳數(shù)為1-38的直鏈烴基、碳數(shù)為1-38的支鏈烴基、碳數(shù)為6-38的芳香烴基以及碳數(shù)為3-38的環(huán)烴基，并且所述烴基為飽和烴基或不飽和烴基；進(jìn)一步優(yōu)選地，所述碳數(shù)為3-38的環(huán)烴基為碳數(shù)為6-38的環(huán)烷基；

r1所代表的取代苯基中的取代基選自鹵族元素、氨基、硝基、羥基、醛基、羧基、鹵族元素取代或未取代的碳數(shù)為1-38的直鏈烴基與支鏈烴基、碳數(shù)為0-38的酮基以及碳數(shù)為0-38的烷氧基；進(jìn)一步優(yōu)選地，r1所代表的取代苯基中的取代位的數(shù)量為1-5個(gè)，各取代基之間的位置關(guān)系是鄰位、間位和對位中的一種或幾種的組合；

r2oh與r3oh所代表的羥烷基各自獨(dú)立地選自碳數(shù)為1-6的直鏈羥烷基以及碳數(shù)為1-6的支鏈羥烷基；

r2oh與r3oh所代表的取代羥苯基中的取代基各自獨(dú)立地選自碳數(shù)為1-4的直鏈烷基與支鏈烷基、鹵族元素、氨基、硝基、羥基、醛基、酮基、烷氧基以及羧基；進(jìn)一步優(yōu)選地，r2oh與r3oh所代表的取代羥苯基中的取代位的數(shù)量各自獨(dú)立地為1-5個(gè)，各取代基之間的位置關(guān)系是鄰位、間位和對位中的一種或幾種的組合；

r2oh與r3oh所代表的羥環(huán)烷基各自獨(dú)立地選自碳數(shù)為6-10的羥環(huán)烷基；

尤其優(yōu)選地，所述r1為碳數(shù)為1-38的飽和脂肪烴基、碳數(shù)為1-38的不飽和脂肪烴基、鹵代苯基或鹵代甲苯基，并且所述r2oh與r3oh各自獨(dú)立地選自羥甲基、羥乙基、羥丙基以及羥異丙基。

在上述方法中，優(yōu)選地，所述驅(qū)油劑中的所述締合劑為陰離子表面活性劑；更優(yōu)選地，所述締合劑為聚氧乙烯型陰離子表面活性劑；進(jìn)一步優(yōu)選地，所述聚氧乙烯型陰離子表面活性劑為取代的聚氧乙烯醚硫酸鹽和/或取代的聚氧乙烯醚磺酸鹽；尤其優(yōu)選地，取代的聚氧乙烯醚硫酸鹽和取代的聚氧乙烯醚磺酸鹽中的取代基各自獨(dú)立地選自碳數(shù)為1-38的烷氧基以及碳數(shù)為6-38的烷基苯氧基。

在上述方法中，優(yōu)選地，所述驅(qū)油劑中的所述增效劑為烴基硫酸鹽；更優(yōu)選地，所述增效劑為碳數(shù)為8-30的烷基硫酸鹽。

在上述方法中，優(yōu)選地，以重量份計(jì)，所述驅(qū)油劑的原料組成包括：主劑0.5-5份、締合劑1-3份、增效劑0.5-1份，以及水91-98份以補(bǔ)充至100份。

在上述方法中，優(yōu)選地，所述的驅(qū)油劑是通過以下步驟制備的：以重量份計(jì)，室溫下在83-98.5份(更優(yōu)選為91-98份)水中加入主劑0.5-10份(更優(yōu)選為0.5-5份)后攪拌4-8小時(shí)，得到主劑水溶液，升溫至38-42℃后向所述主劑水溶液中加入締合劑0.5-5份(更優(yōu)選為1-3份)，攪拌1-3小時(shí)，冷卻至室溫后，加入增效劑0.5-2份(更優(yōu)選為0.5-1份)，攪拌1-3小時(shí)，再靜置18-30小時(shí)，得到所述的驅(qū)油劑。

在上述方法中，優(yōu)選地，所述油藏內(nèi)地層水的鹽度范圍為1×10³mg/l到1×10⁶mg/l。

在上述方法中，所述注入井和所述采油井可以是直井，也可以是水平井，或一直井一水平井，并且對由多個(gè)注入井與采油井所構(gòu)成的井網(wǎng)形式不作限制。

在上述方法中，優(yōu)選地，所述油田為已經(jīng)歷水驅(qū)開采階段的油田。更優(yōu)選地，所述油田的平均含油飽和度為20％到80％，采出液含水率為0到95％。

在本發(fā)明的采油方法中，驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化涉及儲(chǔ)層多孔介質(zhì)的滲流機(jī)理，解釋如下。對于未經(jīng)歷水驅(qū)開采的原始油田，油藏中不同部位、不同滲透率下的地層水鹽度是比較接近的，而經(jīng)歷水驅(qū)開采后，由于滲流阻力差異，使油藏中不同滲透率部位的水洗程度不一樣，高滲透率部位流經(jīng)的水更多，水洗程度較高，低滲透率部位流經(jīng)的水偏少，水洗程度較低。鑒于注入水的鹽度遠(yuǎn)低于原始地層水鹽度，因此水洗程度普遍較高的高滲透率部位鹽度較低，而水洗程度普遍較低的低滲透率部位鹽度較高。

本發(fā)明的采油方法的科學(xué)原理是分析上述水驅(qū)后油藏滲透率-水洗程度-地層水鹽度的關(guān)聯(lián)關(guān)系，實(shí)現(xiàn)方法是根據(jù)地層水鹽度的分布范圍，確定驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線的特征值，篩選出符合該特征值的驅(qū)油劑，以實(shí)現(xiàn)驅(qū)油劑粘度與地層水鹽度的匹配，達(dá)到驅(qū)油劑粘度與不同滲透率的匹配與聯(lián)動(dòng)，提高驅(qū)油效果。

采用本發(fā)明的方法后，驅(qū)油效果將會(huì)變好，再經(jīng)過一段時(shí)間后，可能觀察到采油井產(chǎn)出的地層水的鹽度發(fā)生較大的變化，驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的粘度峰值對應(yīng)的鹽度值不再略低于油藏內(nèi)地層水的最低鹽度值，而是顯著低于油藏內(nèi)地層水的最低鹽度值2000ppm以上，此時(shí)驅(qū)油效果將變差，應(yīng)再次測定地層水鹽度的分布范圍，根據(jù)驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線篩選出符合步驟(1)中的四點(diǎn)要求的驅(qū)油劑以替換目前的驅(qū)油劑，如此重復(fù)直至油田報(bào)廢。

通過本發(fā)明提供的采油方法，可以實(shí)現(xiàn)在驅(qū)油過程中驅(qū)油劑粘度在不同滲透率的油藏部位發(fā)生改變，較現(xiàn)有方法在滲流機(jī)理上具有創(chuàng)新性；還可以實(shí)現(xiàn)驅(qū)油劑在油藏中高滲透率的部位粘度較高，而在低滲透率的部位粘度較低，這樣的采油方法能夠從多孔介質(zhì)滲流的機(jī)理上提高現(xiàn)有石油開采的效率，較現(xiàn)有方法在應(yīng)用效果上具有創(chuàng)新性。本發(fā)明提供的采油方法解決了現(xiàn)有的驅(qū)油劑粘度特征單一，難以適應(yīng)復(fù)雜油藏中不同部位滲透率的差異，驅(qū)油效果差的問題。該采油方法適用于水驅(qū)中、后期的普通低滲和中高滲的砂巖、礫巖油藏，以提高采收率，對于上述油藏中層內(nèi)與平面非均質(zhì)性較強(qiáng)的油藏尤其適用。并且，本發(fā)明的采油方法與現(xiàn)有水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)和氣驅(qū)的采油方法相比，具有在油藏中粘度可增減變化的優(yōu)勢，擴(kuò)大驅(qū)油劑在油藏中的波及范圍，提高油田開發(fā)效果。

附圖說明

圖1是本發(fā)明具體實(shí)施方式的采油方法的原理及步驟流程示意圖。

圖2是本發(fā)明的采油方法中的驅(qū)油劑粘度隨鹽度變化曲線及特征值的示意圖。

具體實(shí)施方式

為了對本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，現(xiàn)對本發(fā)明的技術(shù)方案進(jìn)行以下詳細(xì)說明，但不能理解為對本發(fā)明的可實(shí)施范圍的限定。

根據(jù)本發(fā)明的具體實(shí)施方式，優(yōu)選地，如圖1所示，根據(jù)分析油藏滲透率-水洗程度-地層水鹽度的關(guān)聯(lián)關(guān)系的原理，本發(fā)明提供的采油方法可以包括以下步驟：

(1)確定油藏內(nèi)地層水鹽度的分布范圍(可根據(jù)測井與采出液取樣確定)；

(2)以同時(shí)滿足以下四點(diǎn)要求為標(biāo)準(zhǔn)選擇驅(qū)油劑：驅(qū)油劑不含高分子聚合物；驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線具有單峰型特征；驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的單峰對應(yīng)的鹽度范圍大于或等于油藏內(nèi)地層水的鹽度范圍；驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的粘度峰值對應(yīng)的鹽度值略低于油藏內(nèi)地層水的最低鹽度值，優(yōu)選地，驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的粘度峰值對應(yīng)的鹽度值低于油藏內(nèi)地層水的最低鹽度值2000ppm以內(nèi)；

驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線及特征值示意圖如圖2所示，圖中：μ0為鹽度m0＝50ppm時(shí)的驅(qū)油劑粘度，μ1為驅(qū)油劑粘度峰值，m1為驅(qū)油劑粘度峰值時(shí)對應(yīng)的鹽度，μ2為鹽度m2＝1×10⁶ppm時(shí)的驅(qū)油劑粘度；

對于“驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的單峰對應(yīng)的鹽度范圍大于或等于油藏內(nèi)地層水的鹽度范圍；驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的粘度峰值對應(yīng)的鹽度值略低于油藏內(nèi)地層水的最低鹽度值”的解釋是：例如，如圖2所示，驅(qū)油劑粘度隨鹽度變化曲線的單峰對應(yīng)的鹽度范圍為m0到m2，峰值對應(yīng)的鹽度為m1；油藏內(nèi)地層水的鹽度范圍為m3到m4；則需滿足m0＜m3且m2≥m4(即驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的單峰對應(yīng)的鹽度范圍大于或等于油藏內(nèi)地層水的鹽度范圍)，并且還需滿足m1略小于m3(即驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的粘度峰值對應(yīng)的鹽度值略低于油藏內(nèi)地層水的最低鹽度值)，優(yōu)選地，還需滿足m3-m1<2000ppm(即驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線中的粘度峰值對應(yīng)的鹽度值低于油藏內(nèi)地層水的最低鹽度值2000ppm以內(nèi))；

(3)通過注入井向油藏注入所選擇的驅(qū)油劑，并從采油井采出原油，以開采油田中的原油；

(4)采油生產(chǎn)中保持產(chǎn)出液鹽度的監(jiān)測，如發(fā)現(xiàn)鹽度發(fā)生較大的變化，以至于不再滿足步驟(2)中的四點(diǎn)要求，則再次測定地層水鹽度的分布范圍，并根據(jù)驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線篩選出符合步驟(2)中的四點(diǎn)要求的驅(qū)油劑以替換目前的驅(qū)油劑，如此重復(fù)直至油田報(bào)廢。

采用本發(fā)明的采油方法，可以實(shí)現(xiàn)在驅(qū)油過程中驅(qū)油劑粘度在不同滲透率的油藏部位發(fā)生改變，使驅(qū)油劑在油藏中高滲透率的部位粘度較高，而在低滲透率的部位粘度較低，該采油方法能夠從多孔介質(zhì)滲流的機(jī)理上提高現(xiàn)有石油開采的效率。

以下參照具體的實(shí)施例來更詳細(xì)的解釋本發(fā)明，給出這些示例是為了解釋的目的，而不意圖限制本發(fā)明。

實(shí)施例1

以數(shù)值模擬方法研究了油藏區(qū)塊采用本發(fā)明的采油方法的效果，其中油藏參數(shù)如下：油層厚度20m，面積5km²，孔隙度36％，滲透率500-1000md，原始含油飽和度72％，原油地下粘度100mpa·s，原始地層水礦化度(鹽度)60000ppm，注入水鹽度3000ppm。

經(jīng)過0.5倍孔隙體積的水驅(qū)后，平均含油飽和度為54％，地層水礦化度發(fā)生差異化，范圍為16600ppm-58000ppm。此時(shí)水驅(qū)效果變差，產(chǎn)出液含水率89％，采油速度為0.6％。

選取某驅(qū)油劑，以重量份計(jì)，其原料組成為：主劑——c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)5份、締合劑——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉3份、增效劑——十二烷基硫酸鈉1份以及水91份。該驅(qū)油劑組合物是通過以下步驟制備的：以重量份計(jì)，室溫下在91份水中加入主劑c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)5份后攪拌6小時(shí)，得到主劑水溶液，升溫至38℃后向所述主劑水溶液中加入締合劑脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉3份，攪拌2小時(shí)，冷卻至室溫后，加入增效劑十二烷基硫酸鈉1份后攪拌2小時(shí)，靜置24小時(shí)，得到一澄清透明溶液，即為所述的驅(qū)油劑。該驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線的特征值是，μ0＝28mpa·s，μ1＝2.58×10⁷mpa·s，μ2＝312mpa·s，m0＝50ppm，m1＝15375ppm，m2＝1×10⁶ppm。注入該驅(qū)油劑0.2倍孔隙體積后，初期產(chǎn)出液含水率降至41％，采油速度升至1.8％，但末期效果變差，產(chǎn)出液含水率升至71％，采油速度降至0.9％，地層水礦化度分布變?yōu)?3300ppm-52000ppm。

重新選取某驅(qū)油劑，以重量份計(jì)，其原料組成為：主劑——c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)2份、締合劑——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉2份、增效劑——十二烷基硫酸鈉1份以及水95份。該驅(qū)油劑組合物是通過以下步驟制備的：以重量份計(jì)，室溫下在95份水中加入主劑c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)2份后攪拌6小時(shí)，得到主劑水溶液，升溫至38℃后向所述主劑水溶液中加入締合劑脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉2份，攪拌2小時(shí)，冷卻至室溫后，加入增效劑十二烷基硫酸鈉1份后攪拌2小時(shí)，靜置24小時(shí)，得到一澄清透明溶液，即為所述的驅(qū)油劑。該驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線的特征值是，μ0＝4mpa·s，μ1＝4.3×10⁵mpa·s，μ2＝33mpa·s，m0＝50ppm，m1＝22000ppm，m2＝1×10⁶ppm。注入該驅(qū)油劑0.2倍孔隙體積后，初期產(chǎn)出液含水率降至46％，采油速度升至1.6％，但末期效果變差，產(chǎn)出液含水率升至78％，采油速度降至0.8％，地層水礦化度分布變?yōu)?1000ppm-47000ppm。

重新選取某驅(qū)油劑，以重量份計(jì)，其原料組成為：主劑——c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)0.8份、締合劑——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉1.2份、增效劑——十二烷基硫酸鈉0.5份以及水97.5份。該驅(qū)油劑組合物是通過以下步驟制備的：以重量份計(jì)，室溫下在97.5份水中加入主劑c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)0.8份后攪拌6小時(shí)，得到主劑水溶液，升溫至38℃后向所述主劑水溶液中加入締合劑脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉1.2份，攪拌2小時(shí)，冷卻至室溫后，加入增效劑十二烷基硫酸鈉0.5份后攪拌2小時(shí)，靜置24小時(shí)，得到一澄清透明溶液，即為所述的驅(qū)油劑。該驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線的特征值是，μ0＝1.3mpa·s，μ1＝680mpa·s，μ2＝6mpa·s，m0＝50ppm，m1＝30400ppm，m2＝1×10⁶ppm。注入該驅(qū)油劑0.2倍孔隙體積后，初期產(chǎn)出液含水率降至54％，采油速度升至1.3％，但末期效果變差，產(chǎn)出液含水率升至84％，采油速度降至0.7％，地層水礦化度分布變?yōu)?7000ppm-43000ppm。

依照本采油方法，經(jīng)過以上三輪調(diào)整措施，累積注入驅(qū)油劑0.6倍孔隙體積，預(yù)計(jì)提高水驅(qū)采收率25％。

為了從驅(qū)油體系注入粘度的角度對照常規(guī)采油方法，本發(fā)明進(jìn)行了三組對比模擬實(shí)驗(yàn)，在與本方法相同的經(jīng)過0.5倍孔隙體積的水驅(qū)后，分別注入粘度為28mpa·s、4mpa·s、1.3mpa·s的三種驅(qū)油劑(分別與本實(shí)施例中前述驅(qū)油劑的注入粘度μ0相等)，這三種驅(qū)油劑分別為濃度30ppm、5ppm和2ppm的1800萬分子量部分水解聚丙烯酰胺的水溶液。注入量均各自為0.6倍孔隙體積。模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，上述三種粘度的驅(qū)油劑，經(jīng)過0.6倍孔隙體積的注入，分別提高水驅(qū)采收率僅2％。

為了從驅(qū)油體系在油藏中的粘度的角度對照常規(guī)采油方法，本發(fā)明進(jìn)行了三組對比模擬實(shí)驗(yàn)，在與本方法相同的經(jīng)過0.5倍孔隙體積的水驅(qū)后，分別注入粘度約為2.58×10⁷mpa·s、4.3×10⁵mpa·s、680mpa·s的三種驅(qū)油劑(分別與本實(shí)施例中前述驅(qū)油劑的注入粘度μ1相等)，這三種驅(qū)油劑分別為濃度7.4％、3.6％和0.9％的1800萬分子量部分水解聚丙烯酰胺的水溶液。結(jié)果表明由于粘度太高無法注入，也起不到提高采收率的效果。

可以看出，本發(fā)明的采油方法能夠?qū)τ筒夭煌课坏尿?qū)油劑粘度進(jìn)行匹配控制，相比現(xiàn)有常規(guī)采油方法大幅度提高了石油采收率，并且較現(xiàn)有常規(guī)采油方法具有明顯的注入性優(yōu)勢。

實(shí)施例2

以物理模擬方法研究了油藏區(qū)塊采用本發(fā)明的采油方法的效果，其中油藏參數(shù)如下：油層長寬厚分別為1m、10cm、15cm，孔隙度34.3％，分三層，每層5cm厚，滲透率分別為200md、500md、1000md，原始含油飽和度83％，原油地下粘度67mpa·s，原始地層水礦化度(鹽度)60000ppm，注入水鹽度3000ppm。

經(jīng)過0.5倍孔隙體積的水驅(qū)后，平均含油飽和度為58％，地層水礦化度發(fā)生差異化，范圍為13000ppm-54000ppm。此時(shí)水驅(qū)效果變差，產(chǎn)出液含水率92％，采油速度為0.4％。

選取某驅(qū)油劑，以重量份計(jì)，其原料組成為：主劑——c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)5份、締合劑——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉2份、增效劑——十二烷基硫酸鈉1份以及水92份。該驅(qū)油劑組合物是通過以下步驟制備的：以重量份計(jì)，室溫下在92份水中加入主劑c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)5份后攪拌6小時(shí)，得到主劑水溶液，升溫至38℃后向所述主劑水溶液中加入締合劑脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉2份，攪拌2小時(shí)，冷卻至室溫后，加入增效劑十二烷基硫酸鈉1份后攪拌2小時(shí)，靜置24小時(shí)，得到一澄清透明溶液，即為所述的驅(qū)油劑。該驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線的特征值是，μ0＝26mpa·s，μ1＝8.4×10⁶mpa·s，μ2＝140mpa·s，m0＝50ppm，m1＝11500ppm，m2＝1×10⁶ppm。注入該驅(qū)油劑0.2倍孔隙體積后，初期產(chǎn)出液含水率降至44％，采油速度升至1.5％，但末期效果變差，產(chǎn)出液含水率升至78％，采油速度降至0.6％，地層水礦化度分布變?yōu)?2000ppm-49000ppm。

重新選取某驅(qū)油劑，以重量份計(jì)，其原料組成為：主劑——c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)2份、締合劑——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉2.5份、增效劑——十二烷基硫酸鈉0.8份以及水94.7份。該驅(qū)油劑組合物是通過以下步驟制備的：以重量份計(jì)，室溫下在94.7份水中加入主劑c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)2份后攪拌6小時(shí)，得到主劑水溶液，升溫至38℃后向所述主劑水溶液中加入締合劑脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉2.5份，攪拌2小時(shí)，冷卻至室溫后，加入增效劑十二烷基硫酸鈉0.8份后攪拌2小時(shí)，靜置24小時(shí)，得到一澄清透明溶液，即為所述的驅(qū)油劑。該驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線的特征值是，μ0＝6mpa·s，μ1＝2.7×10⁵mpa·s，μ2＝43mpa·s，m0＝50ppm，m1＝21000ppm，m2＝1×10⁶ppm。注入該驅(qū)油劑0.2倍孔隙體積后，初期產(chǎn)出液含水率降至52％，采油速度升至1.3％，但末期效果變差，產(chǎn)出液含水率升至82％，采油速度降至0.6％，地層水礦化度分布變?yōu)?8000ppm-44000ppm。

重新選取某驅(qū)油劑，以重量份計(jì)，其原料組成為：主劑——c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)0.5份、締合劑——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉1份、增效劑——十二烷基硫酸鈉0.5份以及水98份。該驅(qū)油劑組合物是通過以下步驟制備的：以重量份計(jì)，室溫下在98份水中加入主劑c12h25con(c2h4oh)(c2h4oh)0.5份后攪拌6小時(shí)，得到主劑水溶液，升溫至38℃后向所述主劑水溶液中加入締合劑脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉1份，攪拌2小時(shí)，冷卻至室溫后，加入增效劑十二烷基硫酸鈉0.5份后攪拌2小時(shí)，靜置24小時(shí)，得到一澄清透明溶液，即為所述的驅(qū)油劑。該驅(qū)油劑的粘度隨鹽度變化曲線的特征值是，μ0＝0.9mpa·s，μ1＝260mpa·s，μ2＝2mpa·s，m0＝50ppm，m1＝27000ppm，m2＝1×10⁶ppm。注入該驅(qū)油劑0.2倍孔隙體積后，初期產(chǎn)出液含水率降至58％，采油速度升至1％，但末期效果變差，產(chǎn)出液含水率升至87％，采油速度降至0.5％，地層水礦化度分布變?yōu)?4000ppm-40000ppm。

依照本采油方法，經(jīng)過以上三輪調(diào)整措施，累積注入驅(qū)油劑0.6倍孔隙體積，預(yù)計(jì)提高水驅(qū)采收率21％。

為了從驅(qū)油體系注入粘度的角度對照常規(guī)采油方法，本發(fā)明進(jìn)行了三組對比模擬實(shí)驗(yàn)，在與本方法相同的經(jīng)過0.5倍孔隙體積的水驅(qū)后，分別注入粘度為26mpa·s、6mpa·s、0.9mpa·s的三種驅(qū)油劑(分別與本實(shí)施例中前述驅(qū)油劑的注入粘度μ0相等)，這三種驅(qū)油劑分別為濃度22ppm、6ppm和0.5ppm的1800萬分子量部分水解聚丙烯酰胺的水溶液。注入量均各自為0.6倍孔隙體積。模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，上述三種粘度的驅(qū)油劑，經(jīng)過0.6倍孔隙體積的注入，分別提高水驅(qū)采收率僅1％。

為了從驅(qū)油體系在油藏中的粘度的角度對照常規(guī)采油方法，本發(fā)明進(jìn)行了三組對比模擬實(shí)驗(yàn)，在與本方法相同的經(jīng)過0.5倍孔隙體積的水驅(qū)后，分別注入粘度約為8.4×10⁶mpa·s、2.7×10⁵mpa·s、260mpa·s的三種驅(qū)油劑(分別與本實(shí)施例中前述驅(qū)油劑的注入粘度μ1相等)，這三種驅(qū)油劑分別為濃度5.8％、3.2％和0.6％的1800萬分子量部分水解聚丙烯酰胺的水溶液。結(jié)果表明由于粘度太高無法注入，也起不到提高采收率的效果。

可以看出，本發(fā)明的采油方法能夠?qū)τ筒夭煌课坏尿?qū)油劑粘度進(jìn)行匹配控制，相比現(xiàn)有常規(guī)采油方法大幅度提高了石油采收率，并且較現(xiàn)有常規(guī)采油方法具有明顯的注入性優(yōu)勢。