一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法与流程

本发明涉及一种提高低渗透油藏石油采收率的方法，属于石油开采技术领域，具体为一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法。

背景技术：

低渗透石油探明储量和原油产量逐年增多，截至2010年，中石油累计低渗透石油储量占总探明石油储量的40.6％，近3年的73％新增石油储量为低渗透储量。在全国石油远景剩余资源中，低渗透储量也占剩余资源总量的54％。低渗透储量已成为目前新区产能建设和油田上产的主体。但低渗透储层渗透率小、流体受约束力大、流动性差，且非均质程度远远大于中高渗透性油藏，使低渗透油藏开采效果较差。低渗透油藏属于低渗透、低产能、低丰度的“三低”油藏，现阶段采收率只有20％，远低于中、高渗透油藏的采收率。而在中、高渗透油藏已成功推广应用的聚合物驱、二元复合驱和三元复合驱等大幅度提高采收率的技术，由于聚合物的粘度高导致注入压力大，因而无法应用于低渗透油藏。

表面活性剂驱被认为是可以较大幅度提高采收率、适用范围广、最具发展前景的一种化学剂。国内外三次采油用的表面活性剂工业化产品主要有两大类：一是石油磺酸盐为主的表面活性剂，二是烷基苯磺酸盐为主的表面活性剂，这两类表面活性剂原料都取自原油，原料来源广、数量大，因而也是国内外三次采油用量最大的表面活性剂。但低渗透油藏单独表面活性剂驱，在水驱基础上提高采收率不高，原因在于表面活性剂驱替后，会在储层中形成优势通道，导致储层波及范围变小，留下有大量的剩余油。

纳微米聚合物颗粒调驱技术是近年来发展起来的一项新型的油藏深部调驱堵水技术，它是提高低渗透油田开发效果的主要手段之一。其调驱机理为：纳微米聚合物颗粒水溶液具有降低大渗透率孔道中的流动速度，达到降大不降小，调整流场流速，使因非均质引起的流动速度分布得到明显的改变，从而达到更大的扩大波及体积作用，更好地开采中小孔道中的剩余油。纳微米聚合物颗粒具有体积小、水化膨胀、变形、流动性好的特点，可以进入低渗透孔隙通道，使其实现调整孔道中的流体流动速度和状态，实现液流改向和逐级调驱，达到提高油藏采收率的目的。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法，利用此方法应用于低渗透油藏，具有注入性能好，在地层温度下提高原油采收率高的优点。

为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法，该方法应用于低渗透油藏，将纳微米聚合物颗粒分散水溶液与表面活性剂水溶液以不同的段塞组合方式交替注入，提高驱油效率，所述低渗透油藏的渗透率在1-50mD范围。

作为优选，所述纳微米聚合物颗粒分散水溶液与表面活性剂水溶液总段塞注入量为0.2-0.6PV。

作为优选，所述纳微米聚合物颗粒分散水溶液段塞注入量为0.05-0.3PV。

作为优选，所述表面活性剂水溶液段塞注入量为0.05-0.3PV。

作为优选，所述纳微米聚合物颗粒分散水溶液段塞和表面活性剂水溶液段塞交替注入次数为1-3。

作为优选，所述纳微米聚合物颗粒分散水溶液中包括纳微米聚合物颗粒，颗粒直径为250-360nm，浓度为500-2000mg/L，以及分散剂聚乙二醇，浓度为0.1wt％，其余为水。

作为优选，所述表面活性剂水溶液中包括表面活性剂，浓度为0.05-0.5wt％，其余为水。

作为优选，所述纳微米聚合物颗粒为丙烯酰胺/丙烯酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚聚合物颗粒，制备步骤为：

(1)取丙烯酰胺1.5mol，丙烯酸1.5mol，2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸4.5mol，加入到单口圆底烧瓶中，往瓶中加入54.75mol乙腈溶剂，充分混合；

(2)超声分散后，往圆底烧瓶中加入0.12molN，N-亚甲基双丙烯酰胺，0.0105mol偶氮二异丁腈，同时超声混合均匀；

(3)将反应液加入圆底烧瓶中，并置于恒温油浴锅中，油浴锅温度保持在95℃，反应液温度由常温升至沸腾，保持沸腾状态20min；

(4)待反应液由无色变成淡蓝色，再逐渐变成乳白色，然后调节油浴锅温度至110℃，其回流比保持为2，反应95min；

(5)蒸馏出全部溶剂后，将瓶底粉末用乙醇分散、清洗和离心，在60℃的烘箱中干燥15h，烘干充分研磨后，即得到纳微米聚合物颗粒。

作为优选，所述表面活性剂为利用餐厨废弃油脂制备得到的生物油羟基磺酸盐，制备步骤为：

(1)煎炸油经加工提纯，获得处理油脂，所述处理油脂为多种甘油三酯的混合物；

(2)将加工提纯的煎炸油与1，2-二氯乙烷按体积比为1:2混合于装有磁力转子、冷凝管、温度计的三口烧瓶中，三口烧瓶置于集热式恒温加热磁力搅拌器中，快速搅拌10-20min，使餐厨废弃油脂完全溶解，得到浅棕色的混合溶液；

(3)按照餐厨废弃油脂与发烟硫酸体积比为7:1，室温下往三口烧瓶的混合溶液中缓慢滴入发烟硫酸，同时进行快速搅拌，计时开始滴入发烟硫酸10-15min后，升温至反应温度60℃，并保持反应4h；

(4)达到4h后，往反应溶液中滴入氨水进行水解中和反应，直到反应液不呈酸性时，停止滴加氨水，将反应液搅拌2-5min充分混合后，将产物倒入分液漏斗，用蒸馏水稀释溶液，振荡并搅拌均匀；

(5)经过10-15min静置后，分离得到生物油羟基磺酸盐的粗产品，将该粗产品在恒温水浴锅中利用模拟减压蒸馏装置减压蒸馏1.5-2h后，得到生物油羟基磺酸盐。

本发明的有益效果：本发明纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法，操作简单，发挥了非匀相溶液驱油方法波及体积大、逐级深度调剖能力强，以及活性水驱油方法储层大孔道中洗油效率高的优点。同时，解决了使用非匀相溶液驱油方法时储层大孔道中剩余原油较多，以及使用活性水驱油方法时容易导致水窜的问题。明显地提高了低渗透油藏的原油采收率，在水驱采收率基础上提高原油采收率大于12％。

附图说明

图1为实施例1的采出程度和含水率的变化曲线；

图2为实施例2的采出程度和含水率的变化曲线；

图3为实施例3的采出程度和含水率的变化曲线；

具体实施方式

下面通过具体实施例，对本发明的技术方案作进一步的具体说明。

本发明中，若非特指，所采用的原料和设备等均可从市场购得或是本领域常用的。下述实施例中的方法，如无特别说明，均为本领域的常规方法。

实施例1

一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法，利用岩心驱替装置进行室内模拟驱油实验，具体步骤如下：

(1)选择典型低渗透油藏区块的天然岩心，岩心渗透率为10.37×10^-3μm²，孔隙度为14.68％，直径为2.52cm，长度为12.45cm，岩心经洗油后，用烘箱在105℃烘12h，冷却至常温后，用抽真空饱和水装置抽真空8h，饱和地层模拟水，地层水的矿化度为5000mg/L；

(2)将饱和好地层水的岩心放入岩心夹持器，并连接好岩心驱替装置，排干管线中的空气。将夹持器置于恒温箱中，在地层模拟温度45℃下，以0.5mL/min的注入速度将脱气脱水原油恒速注入岩心，直到岩心夹持器出口不见出水为止，在出口端用带刻度的量筒进行接液，记录量筒中水的体积，计算得到岩心的原始含油饱和度为50.36％，出口端不见水后再驱替15-30min，造束缚水结束后，关闭驱替装置，拧紧岩心夹持器两端，在恒温状态下老化24h；(3)用地层水配制丙烯酰胺/丙烯酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚聚合物颗粒分散水溶液，纳微米聚合物颗粒直径为250-360nm，浓度为1000mg/L，分散剂聚乙二醇浓度为0.1wt％，用地层水配制生物油羟基磺酸盐表面活性剂水溶液，浓度为0.3wt％，将配制好的两种溶液置于两个中间容器；

(4)岩心老化24h后，在地层模拟温度45℃下，以0.5mL/min的注入速度恒速注入地层水，直到夹持器出口端含水率为98％以上，出口端用带刻度的量筒连续接液，并记录油和水的体积，此时计算得到水驱油效率为30.35％；

(5)在地层模拟温度45℃下，以0.5mL/min的注入速度恒速注入丙烯酰胺/丙烯酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚聚合物颗粒分散水溶液段塞，段塞注入量为0.3PV，之后以相同的速度恒速注入生物油羟基磺酸盐表面活性剂水溶液段塞，段塞注入量为0.3PV，交替注入1次，总段塞注入量为0.6PV，后续水驱至出口端含水率为98％以上，出口端用带刻度的量筒连续接液，并记录油和水的体积，此时计算得到总驱油效率为43.27％，在水驱的基础上提高采收率12.92％，驱替过程中采出程度和含水率的变化曲线见附图1。

实施例2

一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法，利用岩心驱替装置进行室内模拟驱油实验，具体步骤如下：

(1)选择典型低渗透油藏区块的天然岩心，岩心渗透率为11.62×10^-3μm²，孔隙度为16.78％，直径为2.54cm，长度为11.71cm，岩心经洗油后，用烘箱在105℃烘12h，冷却至常温后，用抽真空饱和水装置抽真空8h，饱和地层模拟水，地层水的矿化度为5000mg/L；

(2)将饱和好地层水的岩心放入岩心夹持器，并连接好岩心驱替装置，排干管线中的空气。将夹持器置于恒温箱中，在地层模拟温度45℃下，以0.5mL/min的注入速度将脱气脱水原油恒速注入岩心，直到岩心夹持器出口不见出水为止，在出口端用带刻度的量筒进行接液，记录量筒中水的体积，计算得到岩心的原始含油饱和度为55.83％，出口端不见水后再驱替15-30min，造束缚水结束后，关闭驱替装置，拧紧岩心夹持器两端，在恒温状态下老化24h；

(3)用地层水配制丙烯酰胺/丙烯酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚聚合物颗粒分散水溶液，纳微米聚合物颗粒直径为250-360nm，浓度为800mg/L，分散剂聚乙二醇浓度为0.1wt％，用地层水配制生物油羟基磺酸盐表面活性剂水溶液，浓度为0.1wt％，将配制好的两种溶液置于两个中间容器；

(4)岩心老化24h后，在地层模拟温度45℃下，以0.5mL/min的注入速度恒速注入地层水，直到夹持器出口端含水率为98％以上，出口端用带刻度的量筒连续接液，并记录油和水的体积，此时计算得到水驱油效率为38.95％；

(5)在地层模拟温度45℃下，以0.5mL/min的注入速度恒速注入丙烯酰胺/丙烯酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚聚合物颗粒分散水溶液段塞，段塞注入量为0.2PV，之后以相同的速度恒速注入生物油羟基磺酸盐表面活性剂水溶液段塞，段塞注入量为0.1PV，交替注入2次，总段塞注入量为0.6PV，后续水驱至出口端含水率为98％以上，出口端用带刻度的量筒连续接液，并记录油和水的体积，此时计算得到总驱油效率为55.26％，在水驱的基础上提高采收率16.31％，驱替过程中采出程度和含水率的变化曲线见附图2。

实施例3

一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法，利用岩心驱替装置进行室内模拟驱油实验，具体步骤如下：

(1)选择典型低渗透油藏区块的天然岩心，岩心渗透率为12.88×10^-3μm²，孔隙度为15.41％，直径为2.56cm，长度为13.06cm，岩心经洗油后，用烘箱在105℃烘12h，冷却至常温后，用抽真空饱和水装置抽真空8h，饱和地层模拟水，地层水的矿化度为5000mg/L；

(2)将饱和好地层水的岩心放入岩心夹持器，并连接好岩心驱替装置，排干管线中的空气。将夹持器置于恒温箱中，在地层模拟温度45℃下，以0.5mL/min的注入速度将脱气脱水原油恒速注入岩心，直到岩心夹持器出口不见出水为止，在出口端用带刻度的量筒进行接液，记录量筒中水的体积，计算得到岩心的原始含油饱和度为54.29％，出口端不见水后再驱替15-30min，造束缚水结束后，关闭驱替装置，拧紧岩心夹持器两端，在恒温状态下老化24h；

(3)用地层水配制丙烯酰胺/丙烯酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚聚合物颗粒分散水溶液，纳微米聚合物颗粒直径为250-360nm，浓度为500mg/L，分散剂聚乙二醇浓度为0.1wt％，用地层水配制生物油羟基磺酸盐表面活性剂水溶液，浓度为0.06wt％，将配制好的两种溶液置于两个中间容器；

(4)岩心老化24h后，在地层模拟温度45℃下，以0.5mL/min的注入速度恒速注入地层水，直到夹持器出口端含水率为98％以上，出口端用带刻度的量筒连续接液，并记录油和水的体积，此时计算得到水驱油效率为34.72％；

(5)在地层模拟温度45℃下，以0.5mL/min的注入速度恒速注入丙烯酰胺/丙烯酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚聚合物颗粒分散水溶液段塞，段塞注入量为0.1PV，之后以相同的速度恒速注入生物油羟基磺酸盐表面活性剂水溶液段塞，段塞注入量为0.1PV，交替注入3次，总段塞注入量为0.6PV，后续水驱至出口端含水率为98％以上，出口端用带刻度的量筒连续接液，并记录油和水的体积，此时计算得到总驱油效率为48.06％，在水驱的基础上提高采收率13.34％，驱替过程中采出程度和含水率的变化曲线见附图3。

以上所述的实施例只是本发明的一种较佳的方案，并非对本发明作任何形式上的限制，在不超出权利要求所记载的技术方案的前提下还有其它的变体及改型。