本发明属于油气田化学技术领域，具体涉及一种低渗透油田用驱油剂，主要用于提高以砂岩为主的低渗透、特低渗透和超低渗透储层原油的采收率。此外，本发明还涉及该驱油剂的制备方法与应用。
背景技术：
随着全球对油气资源需求量的不断增加，非常规油气资源在油气资源中所占的比重越来越大，油气资源的勘探开发重心逐步向非常规的超低渗透油气藏转移。目前，我国低渗油藏探明储量达总储量的70％以上，是未来开发的重点和难点。然而经过长期注水开发，我国的主要油田已进入中高含水期，进入高含水期开采之后，产油量递减加快，注水驱采收率一般在10～18％，采收率低下，如果主要用提高产液量的办法来保持产油量的不降或少降，则液油比增长速度急剧加快，产水量大幅度增加。
目前使用的驱油剂产品广谱性差，往往是适用于一个层位而不适用另一个层位。再者，驱油剂产品性能受制于石油磺酸盐的质量，国内石油磺酸盐主要来源于胜利石化、塔里木石化和大庆石化等，由于所采用的石油馏分不同，造成产品性能在使用时不稳定。
为解决油田生产技术上和经济上的实际问题，提高原油最终采收率，则需要研制出一种具有广谱性的，产品性能稳定的，具备较高洗油效率的新型驱油剂。这种驱油剂能够降低油水界面张力，改变油藏润湿性，应具有在油藏岩石表面的吸附量小，吸附损失较小，使用浓度低，成本低，驱油率高等优点。
技术实现要素：
本发明要解决的技术问题：现有驱油剂产品普适性差；产品因石油磺酸盐的来源不同而性能不稳定；同时，现有驱油剂产品并不能很好地适用于鄂尔多斯盆地长2、长4+5、长6、长8等主力油藏。
为解决上述问题，本发明创造性地提供了一种具有较高洗油效率的新型广谱驱油剂，以提高原油的采收率，尤其用于提高鄂尔多斯盆地低渗透、特低渗透和超低渗透储层原油的采收率。本发明所述的驱油剂能够降低油水界面张力，改变油藏润湿性，具有在油藏岩石表面的吸附量小、吸附损失较小、使用浓度低、成本低、驱油率高等优点。
具体而言，本发明采取如下的技术方案。
一种低渗透油田用驱油剂，用于提高低渗透储层原油的采收率，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：
作为本发明实施例的优选，所述复合引发剂为亚硫酸钠与十二水合硫酸铝钾的混合物，亚硫酸钠与十二水合硫酸铝钾的质量比为2:3。
作为本发明实施例的优选，所述助排剂选用十二烷基二甲基氧化胺；或椰油基氧化胺；或十二烷基二甲基氧化胺和椰油基氧化胺的混合物，十二烷基二甲基氧化胺和椰油基氧化胺的质量比为1:2。
另一方面，本发明给出了所述低渗透油田用驱油剂的制备方法，按投料量占比称取所述物料聚丙烯酰胺、助排剂、复合引发剂、乙醇和水，将所述物料投入反应釜中，在常温下搅拌反应4h即得所述驱油剂。
采用所述的制备方法所得驱油剂浓度0.5％、25℃条件下的界面张力小于5×10-3mn/m，ph范围为6～8。具体而言，所述驱油剂产品的质量达到表1所示的技术指标。
表1驱油剂产品技术指标
还有，本发明给出了所述的低渗透油田用驱油剂的应用，用于提高鄂尔多斯盆地低渗透储层原油的采收率，适用储层温度不低于50℃，所述驱油剂用量为注水量的0.5～1％。
与现有驱油剂产品相比，本发明所述低渗透油田用驱油剂，至少具有下述的有益效果或优点。
本发明所述驱油剂由聚丙烯酰胺、助排剂、复合引发剂、乙醇和水组成。助排剂选用十二烷基二甲基氧化胺；或椰油基氧化胺；或十二烷基二甲基氧化胺和椰油基氧化胺的混合物。复合引发剂为亚硫酸钠与十二水合硫酸铝钾的混合物。本发明所述驱油剂的驱油机理不同于常规化学剂不同，驱油剂分子通过化学吸附粘附在岩石表面形成完整、连续超薄膜，降低原油和岩石表面间的粘附力或剥落吸附在孔喉表面包裹游离态原油的水膜，从而提高原油采收率。
本发明所述驱油剂具有超低界面张力，界面张力小于5×10-3mn/m，界面张力比常规驱油剂降低99％以上，具有很好的润湿能力和渗透能力。本发明所述驱油剂主要用于提高以砂岩为主的低渗储层原油的采收率。
本发明所述驱油剂作为一种具有优良驱油效果的新型驱油剂，必将具有广阔的市场前景。随着低渗透油田的开发和老油田开发进入中后期，原油的采收率逐渐降低，严重影响油田的正常生产。本发明所述驱油剂主要针对鄂尔多斯盆地不同层位的原油和地层水作为测试介质，经在储层温度下测试地层原油和添加驱油剂的地层水的界面张力，具有显著效果，能够很好的提高洗油效率。本发明所述驱油剂用于提高鄂尔多斯盆地低渗透储层原油的采收率，适用于鄂尔多斯盆地长2、长4+5、长6、长8等主力油藏。
附图说明
图1实施例所述驱油剂的岩心的吸附量随注入体积的变化图。
具体实施方式
下面通过实例对本发明做进一步说明，需要说明的是下述的实例仅仅是本发明其中的例子，不代表本发明所限定的权利保护范围，本发明的权利保护范围以权利要求书为准。
实施例1
本实施例给出一种优选的所述驱油剂的组成，记为1#驱油剂，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：聚丙烯酰胺20％、十二烷基二甲基氧化胺25％、复合引发剂1％(亚硫酸钠与十二水合硫酸铝钾的质量比为2:3)、乙醇20％、水34％。
制备方法：将200kg聚丙烯酰胺、250kg十二烷基二甲基氧化胺、10kg复合引发剂(4kg亚硫酸钠、6kg十二水合硫酸铝钾)、200kg乙醇及340kg水，足量投入反应釜中，在常温下搅拌反应4h即可制得1#驱油剂产品。
实施例2
本实施例给出一种优选的所述驱油剂的组成，记为2#驱油剂，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：聚丙烯酰胺22％、椰油基氧化胺25％、复合引发剂2％(亚硫酸钠与十二水合硫酸铝钾的质量比为2:3)、乙醇25％、水26％。
制备方法：将220kg聚丙烯酰胺、250kg椰油基氧化胺、20kg复合引发剂(8kg亚硫酸钠、12kg十二水合硫酸铝钾)、250kg乙醇及260kg水，足量投入反应釜中，在常温下搅拌反应4h即可制得2#驱油剂产品。
实施例3
本实施例给出一种优选的所述驱油剂的组成，记为3#驱油剂，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：聚丙烯酰胺25％、十二烷基二甲基氧化胺和椰油基氧化胺的混合物30％(质量比为1:2)、复合引发剂3％(亚硫酸钠与十二水合硫酸铝钾的质量比为2:3)、乙醇30％、水12％。
制备方法：将250kg聚丙烯酰胺、300kg十二烷基二甲基氧化胺和椰油基氧化胺的混合物(100kg十二烷基二甲基氧化胺、200kg椰油基氧化胺)、30kg复合引发剂(12kg亚硫酸钠、18kg十二水合硫酸铝钾)、300kg乙醇及120kg水，足量投入反应釜中，在常温下搅拌反应4h即可制得2#驱油剂产品。
实施例4
本实施例给出一种优选的所述驱油剂的组成，记为4#驱油剂，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：聚丙烯酰胺23％、椰油基氧化胺27％、复合引发剂2％(亚硫酸钠与十二水合硫酸铝钾的质量比为2:3)、乙醇22％、水26％。
制备方法：将230kg聚丙烯酰胺、250kg椰油基氧化胺、20kg复合引发剂(8kg亚硫酸钠、12kg十二水合硫酸铝钾)、220kg乙醇及260kg水，足量投入反应釜中，在常温下搅拌反应4h即可制得4#驱油剂产品。
实施例5
本实施例给出一种优选的所述驱油剂的组成，记为5#驱油剂，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：聚丙烯酰胺20％、十二烷基二甲基氧化胺30％、复合引发剂1.5％(亚硫酸钠与十二水合硫酸铝钾的质量比为2:3)、乙醇23.5％、水25％。
制备方法：将200kg聚丙烯酰胺、300kg十二烷基二甲基氧化胺、15kg复合引发剂(6kg亚硫酸钠、9kg十二水合硫酸铝钾)、235kg乙醇及250kg水，足量投入反应釜中，在常温下搅拌反应4h即可制得5#驱油剂产品。
实施例6
本实施例给出一种优选的所述驱油剂的组成，记为6#驱油剂，以质量百分比计，各组分的投料量占比为：聚丙烯酰胺20％、十二烷基二甲基氧化胺和椰油基氧化胺的混合物22％(质量比为1:2)、复合引发剂3％(亚硫酸钠与十二水合硫酸铝钾的质量比为2:3)、乙醇25％、水30％。
制备方法：将200kg聚丙烯酰胺、220kg十二烷基二甲基氧化胺和椰油基氧化胺的混合物(73.3kg十二烷基二甲基氧化胺、146.7kg椰油基氧化胺)、30kg复合引发剂(12kg亚硫酸钠、18kg十二水合硫酸铝钾)、250kg乙醇及300kg水，足量投入反应釜中，在常温下搅拌反应4h即可制得6#驱油剂产品。
实施例7
驱油剂溶液界面张力的评价。不同浓度下驱油剂(1#、2#、3#)的界面张力测定结果见表2，从表2中可以发现，1#、2#、3#新型驱油剂降低界面张力的能力有了极大程度的提高，比常规驱油剂(界面张力0.1mn/m左右)的表面张力降低90％以上，最低达到5×10-3mn/m，当驱油剂溶液浓度大于0.5％时随着浓度的增加界面张力降低并不明显。
表2，驱油剂在不同浓度驱油剂溶液的界面张力(25℃)
实施例8
驱油剂吸附量的评价。动态吸附量是指在待测吸附剂在流动的条件下测定的吸附量。实验采用鄂尔多斯盆地长2岩心、气测渗透率为0.4×10-3μm2、孔隙度为13.0％，饱和油后放入岩心夹持器，用0.5％驱油剂溶液(4#、6#)驱替，同时采集驱替出的液体，由于孔隙体积较小为2.13ml，因此每2pv测量一次浓度，得到动态吸附量与注入体积的关系如图1所示。
从图1中可以看到，驱油剂溶液注入孔隙体积到12pv后，吸附逐渐达到平衡，最大吸附量为5.28mg/g砂。动态吸附量并没有明显增加，分析其原因主要因为，动态吸附是一个不断吸附又不断脱附的过程，直至吸附达到平衡。
实施例9
驱油剂的浸泡实验评价。
为便于观察驱油剂改善油砂表面润湿性的实际效果，进行了浸泡实验。为模拟驱油剂注入地层的状况，首先在驱油剂溶液中根据鄂尔多斯盆地的粘土矿物类型放入绿泥石、伊蒙混层和伊利石进行吸附，之后再放入油砂。
实验步骤如下：
①置浓度为0.5％的驱油剂溶液，以5:3:2的比例将绿泥石、伊蒙混层和伊利石的矿物粉放入溶液中，用玻璃棒搅拌至均匀混合。
②待溶液恢复澄清后，取上部清液作为浸泡用溶液。
③将未洗油天然油砂分别倒入模拟地层水和步骤②中的的驱油剂溶液中。
④将溶液放置在50℃条件下浸泡12h。
实验结果显示，油砂在两种不同溶液中浸泡后的形态差异巨大。驱油剂溶液中的油砂在超低界面张力的作用下，其表面附着的原油被剥离下来分散在溶液中或浮在溶液表面，整个溶液颜色变为黑色。而模拟地层水中的油砂没有明显变化，只有少量微小油滴脱离出来漂浮在地层水表面与烧杯结合处。
实施例8
驱油剂岩心驱替实验评价。驱油剂浓度为0.5％，在不同温度条件下进行实验，先将饱和油后岩心用水驱至含水90％以上，之后采用驱油剂溶液分别注入，然后进行后续水驱。实验结果见表3。
表3，驱油剂岩心驱替实验结果
实验结果(表3)显示，在驱油剂浓度为0.5％时，随着温度的不断升高，采收率程度在不断提高，达到35.4％，但高于80℃时，采收率不再明显增加。
本发明所述驱油剂ph值范围为6～8，其使用方法：按照日注水量计算其用量，一般用量为驱油剂与注水量质量比0.5～1.0％，直接加注在注入水中即可。本发明所述驱油剂主要针对适用于鄂尔多斯盆地长2，长4+5，长6，长8等主力油藏，具有较强的广谱性，适用性强，推广价值高。
上面结合实施例对本发明做了进一步的叙述，但本发明并不限于上述实施方式，在本领域的普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。