本发明涉及一种低渗透油田自转向复合调驱体系及其制备方法，属于三次采油用油田化学品技术领域，针对低渗-特低渗油藏非均质和大孔道裂缝油藏开发效果和采收率显著，是一种适用于低渗透油田调驱增产的化学剂。
背景技术：
低渗透油田一般具有“低渗、低压、低产”特点，为了达到油井高产、稳产的目的，实施注水开发。当水驱开发进入中后期，由于地层天然微裂缝、压裂裂缝及非均质性等情况严重，导致水驱油效率降低，油藏采出程度锐减，主向井水淹严重，侧向井驱替效果不理想。为此，针对低渗透油田窜流通道类型和窜流能力，调驱仍是最有效的方法之一，调驱可以封堵高渗流通道，改善后续水驱方向，大幅度提高采收率。
目前常用的调剖体系为凝胶、颗粒体系以及泡沫体系，针对目前常规调驱体系很难适应低渗透油田渗流通道小，喉道半径小、注入压力高、高钙高矿化度、设备复杂、占地面积达，造成封堵强度有限，有效期较短，为此，针对目前低渗透油田调剖存在的问题，改善水驱开发效果，解决老油田含水率高的问题，因此研制出一种适应性更强、封堵效果更好、有效体积更大、有效期更长、改善水驱开发效果更好、安全环保的新型调驱技术体系。
技术实现要素：
本发明解决的技术问题是提供了一种低渗透油田自转向复合调驱体系及其制备方法，通过封堵高渗透条带扩大波及体积、增大存水率，降低油水界面张力提高洗油效率，为此类油藏注水开发中后期实现长期稳定，进一步提高采收率探索新的技术途径。
本发明的技术方案为：一种低渗透油田自转向复合调驱体系，所述的调驱体系原料主要包括以下质量比的组分：0.10-0.60％两性聚丙烯酰胺、0.05-0.45％间苯二酚、0.05-0.30％六次甲基四胺，1-8％氯化铵、0.5-3.5％亚硝酸钠、1-6％驱油微生物、余量为水。
进一步的，所述的调驱体系原料主要包括以下质量比的组分：0.20-0.40％部分水解两性聚丙烯酰胺、0.15-0.30％间苯二酚、0.10-0.20％六次甲基四胺，2-4％氯化铵、1.5-2.5％亚硝酸钠、2-3％驱油微生物、余量为水。
进一步的，所述的两性聚丙烯酰胺是通过水溶液聚合法制得相对分子质量大于>1500×104，聚合度为20×104，水解度>25％的部分水解的两性聚丙烯酰胺，所述的部分水解的两性聚丙烯酰胺的制备方法为：将丙烯酰胺单体、丙烯酸单体、蒸馏水按照1:2:10的质量比混合，用10％的氢氧化钠溶液调节pH值为6.5-7.5，通氮15分钟得到混合溶液，然后加入混合溶液体积2-3％的过硫酸铵和0.5-1.5％的偶氮二异丁腈，最后加入混合溶液体积3-5％的亚硫酸氢钠，用玻璃棒搅拌均匀，用塑料薄膜密封，室温下放置24小时,则得丙烯酰胺单体和丙烯酸单体共聚体，再加入共聚体4-6倍体积的水，并加热到50-60℃，搅拌稀释成聚丙烯酰胺溶液，将所述的聚丙烯酰胺溶液加入到恒温水浴中容器中,保持温度40-50℃10-20min，加入聚丙烯酰胺溶液体积1-5％的甲醛和二甲胺(摩尔比为1：1.2)的预混液(提前20分钟在30以下混合),反应30min后，在20℃下加入聚丙烯酰胺溶液体积4-8％的硫酸二甲酯，反应1小时后出料，加入所述料体积0.2-0.6％的亚硫酸氢钠，即制得所述的部分水解的两性聚丙烯酰胺。
进一步的，所述的驱油微生物为针对低渗透油田优选的本源微生物，主要为未培养的微生物，属于α、γ、δ、ε变形杆菌的假单胞菌属、硫酸盐还原菌属、氨基杆菌属等和拟杆菌纲的拟杆菌属，具有较好的驱油效率。
一种低渗透油田自转向复合调驱体系的制备方法为：在反应釜中将所述重量比例的氯化铵溶解在所述重量比例的水中，加入所述重量比例的亚硝酸钠，搅拌混合均匀，再加入所述重量比例的两性聚丙烯酰胺充分搅拌至溶液无明显固体沉淀物，再用NaOH溶液调整pH为6.8-7.2，控制反应釜的温度在20-30℃，再加入所述重量比例的间苯二酚、六次甲基四胺，搅拌均匀后得到乳液，在反应釜中通入惰性气体，以置换反应体系的氧气，使乳液体系处于脱氧条件下，再将乳液匀速导入光照反应器，给从光照反应器中流出的乳液加入所述重量比例的本源微生物充分搅拌1小时后，即制成所述的低渗透油田自转向复合调驱体系。
进一步的，所述制备的调驱体系与地层流体具有较好的配伍性，耐矿化度达到104mg/L以上，界面张力降低率>70％，降粘率>30％，脱油效率>50％，堵水率>85％，堵油率<5％，室内驱油效率比水驱提高10％以上。
一种低渗透油田自转向复合调驱体系的使用方法：现场采用配液池人工加药方式，所需设备包括配液罐、清水罐、调驱泵、罐车、压力表等相关辅助设备，主要包括以下步骤：
a.起出境内原注水管柱，下通井规，通井至人工井底；
b.调驱管柱完成至设计深度，按规定安装井口，上紧井口所有螺栓；
c.链接正挤、反洗管线，正注管汇试压25MPa；
d.试挤清水，测不同排量、压力下的视吸水指数和压降曲线，确定工艺控制参数；
e.在配液罐中配制设计量的自转向复合调驱体系，并搅拌均匀；
f.以正注方式和设计排量向地层注入搅拌好的复合调驱体系；
g.顶替清水后关井候凝。
适用条件：油藏温度40-80℃
本发明的有益效果：本发明的复合调驱体系，在地面进行混合，注入地层中，经过物理和化学反应形成体积有效性大、强度较高的复合体系，因其强度在多相反应之后增加，能对低渗透油田优势通道形成有效的封堵，达到改善纵向非均质矛盾，防止注入水过早突破至生产井。同时在自生气体系的作用下，利用微生物代谢产生的生物表活剂的发泡作用，泡沫被形成的有机凝胶包裹，渗流通道中充填大量的自转向调驱体系薄膜，最终形成以弱凝胶为外相的自转向复合调驱体系，比沂水为外相的普通泡沫稳定性好，并且复合调驱体系在注入过程中，克服了体系在注入地层过程中由于成胶造成的注入压力上升较快，注入能力下降，难以实现深部封堵和高渗透条带漏失的缺点。调驱体系在地层温度条件下产生气泡，吸附在微裂缝、小孔道上，扩大了对孔隙喉道的封堵半径，提高了对产水孔道的封堵作用。
室内实验结果表明：按所述的质量比例配制的调驱体系及在较宽的温度范围和不同水质条件下具有较好的适应性。相同条件下，在调驱主体材料两性水解聚丙烯酰胺用量为0.30％时，溶液的体积较常规调驱体系增加50％以上，粘度提高30％以上。
具体实施方式
为便于对本发明的理解，下面将结合具体实施例为例做进一步的解释说明，实施例并不构成对本发明实施例的限定。
实施例1：一种低渗透油田自转向复合调驱体系，主要包括以下质量比的组分：0.3％两性聚丙烯酰胺、0.25％间苯二酚、0.15％六次甲基四胺，3％氯化铵、2％亚硝酸钠、2.5％本源驱油微生物，水为91.8％。
一种低渗透油田自转向复合调驱体系的制备方法为：在反应釜中将所述重量比例的氯化铵溶解在所述重量比例的水中，加入所述重量比例的亚硝酸钠，搅拌混合均匀，再加入所述重量比例的两性聚丙烯酰胺充分搅拌至溶液无明显固体沉淀物，再用NaOH溶液调整pH为7，控制反应釜的温度在25℃，再加入所述重量比例的间苯二酚、六次甲基四胺，搅拌均匀后得到乳液，在反应釜中通入惰性气体，以置换反应体系的氧气，使乳液体系处于脱氧条件下，再将乳液匀速导入光照反应器，给从光照反应器中流出的乳液加入所述重量比例的本源微生物充分搅拌1小时后，即制成所述的低渗透油田自转向复合调驱体系。
室内实验结果表明，在50℃时，复合调驱体系粘度只是聚合物本身的粘度，经过一定的反应和滞留时间之后，粘度稳步上升至180000mPa.s，体积逐渐增加50％以上。
实施例2：一种低渗透油田自转向复合调驱体系岩心封堵实验
在室内模拟油藏条件，采用3种不同渗透率岩心对自转向复合调驱体系进行封堵实验，分别模拟孔隙油藏和裂缝油藏，分别取岩心渗透率为30、500、3000×10-3μm2左右的3种岩心。
采用不同渗透率岩心对实施例的自转向复合调驱体系封堵性能实验包括以下步骤：在60℃条件下，水测岩心渗透率后，向岩心正向注入0.3PV的自转向复合调驱体系(实验压力为15MPa)，恒温恒压48小时，使其发生反应，记录压力稳定时岩心两端的压力差，计算阻力系数，水测封堵后岩心渗透率，计算封堵率，反向注水，记录压力稳定时岩心两端的压力差及流量，计算实验后水相渗透率和残余阻力系数。
在此需要说明的是，阻力因子测定方法为针对同一岩心，在水测岩心渗透率时以一定注入速度向岩心注入模拟注入水，压力稳定时岩心两端的压力差ΔPW，水测渗透率为KW；再以相同速度注入复合调驱体系，压力稳定时记录岩心两端的压力差ΔP1，封堵后的渗透率为K1，则阻力因子为ΔP1与ΔPW的比值，封堵率为(KW-K1)/KW×100％；残余阻力因子为后续水驱过程岩心两端压力压力差ΔP2与ΔPW的比值，其中水相渗透率的计算公式参考SY/T 5345-2007中有效渗透率的公式。
表1
如表1所示，岩心渗透率越高，自转向复合调驱体系的阻力因子越高，阻力因子可达30-130，为自生泡沫的3-5倍，具有选择性封堵的特点；而自转向复合体系的残余阻力因子较凝胶高，表明自转向体系在岩心中的有效体积、滞留量较凝胶高，封堵效果好，有效期长的特点。
实施例3：一种低渗透油田自转向复合调驱体系岩心室内驱油效率
在室内模拟油藏条件，采用3种不同注入介质岩心对自转向复合调驱体系进行驱油实验，分别模拟不同注入介质驱油效率。
采用不同物性岩心对实施例的自转向复合调驱体系驱油性能实验包括以下步骤：在60℃条件下，抽真空饱和水，在物理模拟实验装置中，用环压跟踪模拟地层围压，驱替泵控制注入介质速度，在地层条件下，驱替泵驱替装有地层原油的中间容器，饱和油，模拟成藏过程，自动计量装置将油水分别进行定量。以一定的速度进行水驱，水驱至出口含水达98％以上，转注0.3PV自转向复合调驱体系，记录注入过程驱油效率情况，注入过程结束后，恒温恒压候凝48小时，转水驱至出口含水100％，计算驱油效率水。
表2
如表2所示，相比于自生泡沫和凝胶泡沫，自转向复合调驱体系具有较高的驱油效率，充分体现了该体系的调和驱的特点。
实施例4：一种低渗透油田自转向复合调驱体系自转向性能评价
在室内模拟油藏条件，采用双管并联，模拟不同物性条件下，体系自转向能力。
采用两支物性不同的岩心对实施例的自转向复合调驱体系自转向性能实验包括以下步骤：在60℃条件下，对物性的岩心抽真空饱和水，岩心驱替饱和油。将双管进行并联，，模拟不同水淹油层情况，以一定的速度水驱，水驱1PV后，转注0.3PV自转向复合调驱体系，候凝48小时，继续水驱，分别记录注入过程前后，计算两支岩心分流量V1和V2，自转向能力为后续水驱低渗岩心分流量和高渗岩心分流量的比值。
表3
如表3所示，体系具有较高的自转向能力，说明在地层条件下，体系能够实现对优势渗流通道的封堵，启动低渗透未动用储层，能够实现堵水不堵油，堵大不堵小的特点。
由于不同油藏的不同井地质特征各异，所以选用本发明进行处理时，需要进行有针对性的匹配实验，调整到最佳结果。
最后说明：采用上述技术方案是为了便于理解本发明的实施例，本发明还可以有其他实施例，本发明的保护范围并不限于此。在不背离本发明精神和实质的情况下，所属技术领域的技术人员当可根据本发明做出各种相应的改变和变形，但这些相应的改变和变形都属于本发明的权利要求的保护范围。