本发明属于油田化学驱油技术领域，涉及一种含聚合物和纳米乳液的复合无碱驱油剂及驱油方法。
技术背景
随着世界能源需求的不断增加，石油的有效开发利用已引起人们的极大重视，对石油的开采效率的要求也越来越高。常规的才有方法（一次采油和二次采油）一般仅能采出地质储量的1/3，利用三次采油技术提高油藏的采收率已成为石油开采研究的重大课题。化学驱是三次采油技术中非常重要并大规模实施的技术。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱以及聚合物、碱、表面活性剂组合技术。
聚合物、表面活性剂和碱形成的三元复合驱油技术已经在中外进行了矿场试验，取得了良好的驱油效果。但是碱的加入导致矿场试验中容易出现地层伤害，造成储层渗透率降低，而且采出液乳化严重，难以分离。聚合物和表活剂形成的二元复合驱工艺中没有使用碱，可以避免上述问题的发生，但是由于未使用碱，造成原油与水之间达不到较低的界面张力，从而影响了驱油效果。
利用化学驱手段提高原油采收率需要考虑波及系数和驱油效率两方面的影响因素。表面活性剂驱能够降低油水界面张力，提高洗油效果；聚合物驱通过提高波及系数来提高采收率。聚合物和表面活性剂形成的二元复合驱工艺中没有使用碱，造成原油与水之间达不到较低的界面张力，降低了洗油效果，从而影响了驱油效果。使用纳米乳液代替表面活性剂就可以解决这一问题，纳米乳液既可以依靠降低油水界面张力，又可以利用其自身对油的增溶性能来达到较好的洗油效果。因此，聚合物和纳米乳液的二元复合驱可以在无碱的条件下也能实现较好的驱油效果。
技术实现要素：
本发明所要解决的技术问题之一是现有的无碱的聚合物/表面活性剂复合驱油剂驱油效率差的问题，提供一种含聚合物和纳米乳液的复合无碱驱油剂。该复合无碱驱油剂组成中不含有碱，不会引起地层伤害，造成储层渗透率降低，同时在较低的使用浓度下，在高温条件下具有较好的驱油效果。
本发明所要解决的技术问题之二是提供一种采用上述技术问题之一所述的复合无碱驱油剂的驱油方法。
为解决上述技术问题之一，本发明提供的技术方案如下：一种含聚合物和纳米乳液的复合无碱驱油剂，按质量百分比该复合无碱驱油剂含有下列组分：
（1）0.01-2份的纳米乳液;
（2）0.01-1份的聚合物；
（3）97-99.9份的水；
所述纳米乳液是由分散相、阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、两性离子表面活性剂、非离子表面活性剂以及低碳醇组成；所述分散相为烷烃、液体石蜡或白油；所述的阴离子表面活性剂是磺酸盐或羧酸盐；所述的阳离子表面活性剂是季铵盐；所述的两性离子表面活性剂是含有磺酸基团的甜菜碱类表面活性剂；所述的非离子表面活性剂为聚乙氧基化脂肪醇；所述的低碳醇为c1-c4的醇。所述的聚合物为粘均分子量为800万-2000万的聚丙烯酰胺。
上述技术方案中，所述的纳米乳液按质量百分比含有如下组份：
分散相0.01%-10%
阴离子表面活性剂5%-15%
阳离子表面活性剂5%-20%
两性离子表面活性剂10%-30%
非离子表面活性剂5%-10%
低碳醇0.5%-15%
其余为水。
所述分散相为己烷、庚烷、辛烷、癸烷、正十二烷、正十四烷、正十六烷、液体石蜡或白油。
所述阴离子表面活性剂为石油磺酸盐、石油羧酸盐、烷基苯磺酸盐、烷基磺酸盐、木质素磺酸盐的一种或多种的组合。
所述阳离子表面活性剂为季铵盐类阳离子表面活性剂，包括但不局限于十二烷基三甲基氯化铵、十二烷基三甲基溴化铵、十二烷基二甲基苄基氯化铵、十二烷基二甲基苄基溴化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基溴化铵、十六烷基二甲基苄基氯化铵、十六烷基二甲基苄基溴化铵、十八烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基溴化铵、十八烷基二甲基苄基氯化铵、十八烷基二甲基苄基溴化铵中的一种或几种的组合。
所述含有磺酸基团的甜菜碱类表面活性剂选自磺乙基甜菜碱、磺丙基甜菜碱、羟基磺丙基甜菜碱、烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱的一种或多种的组合，所述磺乙基甜菜碱的结构通式为：ch3(ch2)nn+(ch3)2(ch)2so3，式中n=7~17；所述磺丙基甜菜碱的结构通式为：ch3(ch2)nconh(ch2)3n+(ch3)2(ch)3so3，式中n=7~17；所述磺基甜菜碱羟基磺丙基甜菜碱的结构通式为：ch3(ch2)nn+(ch3)2ch2ch(oh)ch2so3，式中n=7~17；所述烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱的结构通式为：ch3(ch2)nconh(ch2)3n+(ch3)2ch2ch(oh)ch2so3式中n=7~17。
所述非离子表面活性剂聚乙氧基化脂肪醇的结构为r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数8-10的直链烷基，x为3-8。
所述的低碳醇为c1-c4的醇，优选但不局限于为甲醇、乙醇、异丙醇、正丁醇。
所述的聚丙烯酰胺的粘均分子量优选1000万-2000万。
所述的复合无碱驱油剂，以质量百分数计，包括纳米乳液0.01-0.3份。
所述的复合无碱驱油剂，以质量百分数计，包括聚合物0.03-0.2份。
所述的水可以是去离子水，也可以是含矿物质的水，其中含矿物质的水可以是自来水、河水或油田地层水。但从环境保护和经济因素考虑，优选油田地层水，油田地层水的总矿化度优选为3000-250000毫克/升。
为解决上述技术问题之二，本发明采用的技术方案如下：采用上述技术问题之一所述的复合无碱驱油剂的驱油方法，将所述复合无碱驱油剂在驱油温度40-150℃、总矿化度大于1000毫克/升油田地层水的条件下与含油地层接触，将所述含油地层的原油驱替出来。
上述技术方案中，所述驱油温度优选60-120℃，所述的油田地层水的总矿化度为3000-250000毫克/升。
本发明提供的复合无碱驱油剂可以避免由于碱的加入而导致的地层伤害，储层渗透率降低，采出液乳化严重，难以分离等问题。同时复合无碱驱油剂含有聚合物和纳米乳液，一方面利用纳米乳液既可以依靠降低油水界面张力，又可以利用纳米乳液自身对油的增溶性能来达到较好的洗油效果；另一方面聚合物的引入又能提高波及系数，二者的共同作用使得复合无碱驱油剂可以在无碱的条件下也能实现较好的驱油效果。
具体实施方式
实施例1
（1）按质量百分比，将10份正己烷、5份十二烷基苯磺酸钠、10份十六烷基三甲基氯化铵、10份烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱（具体结构为：ch3(ch2)nconh(ch2)3n+(ch3)2ch2ch(oh)ch2so3，其中n=10）、5份聚乙氧基化脂肪醇（具体结构为：r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数为8的直链烷基，x为3）、15份正丁醇和45份水混合均匀制得纳米乳液。
（2）再将0.1份的上述纳米乳液、0.2份的粘均分子量为1000万的聚丙烯酰胺和99.7份的江苏油田韦2区块地层水（tds23241毫克/升）搅拌均匀，得到一种均匀的复合无碱驱油剂。
采用tx500c旋转滴界面张力仪测定复合无碱驱油剂与江苏油田韦2区块油水界面张力，测试温度75℃。
岩心驱替试验在长度为30cm，直径为2.5cm的人工岩心上进行，驱替试验温度为75℃，先用江苏油田韦2区块地层水驱替至含水98%，再注入0.3pv的复合无碱驱油剂，再水驱至含水98%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同注入相同pv的聚丙烯酰胺相对比，结果如表1所示。
表1
实施例2
（1）按质量百分比，将1份正十六烷、15份石油磺酸盐、20份十八烷基三甲基氯化铵、30份羟基磺丙基甜菜碱（具体结构为：ch3(ch2)nn+(ch3)2ch2ch(oh)ch2so3，其中n=7）、10份聚乙氧基化脂肪醇（具体结构为：r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数为10的直链烷基，x为8）、1份甲醇和23份水混合均匀制得纳米乳液。
（2）再将0.01份的上述纳米乳液、1份的粘均分子量为2000万的聚丙烯酰胺和98.99份的江苏油田韦2区块地层水（tds23241毫克/升）搅拌均匀，得到一种均匀的复合无碱驱油剂。
采用tx500c旋转滴界面张力仪测定复合无碱驱油剂与江苏油田韦2区块油水界面张力，测试温度75℃。
岩心驱替试验在长度为30cm，直径为2.5cm的人工岩心上进行，驱替试验温度为75℃，先用江苏油田韦2区块地层水驱替至含水98%，再注入0.3pv的复合无碱驱油剂，再水驱至含水98%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同注入相同pv的聚丙烯酰胺相对比，结果如表2所示。
表2
实施例3
（1）按质量百分比，将0.1份白油、10份十二烷基磺酸钠、5份十二烷基三甲基氯化铵、20份烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱（具体结构为：ch3(ch2)nconh(ch2)3n+(ch3)2ch2ch(oh)ch2so3，其中n=17）、7份聚乙氧基化脂肪醇（具体结构为：r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数为10的直链烷基，x为4），5份异丙醇和52.9份水混合均匀制得纳米乳液。
（2）再将2份的上述纳米乳液、0.01份的粘均分子量为1200万的聚丙烯酰胺和97.99份的江苏油田韦2区块地层水（tds23241毫克/升）搅拌均匀，得到一种均匀的复合无碱驱油剂。
采用tx500c旋转滴界面张力仪测定复合无碱驱油剂与江苏油田韦2区块油水界面张力，测试温度75℃。
岩心驱替试验在长度为30cm，直径为2.5cm的人工岩心上进行，驱替试验温度为75℃，先用江苏油田韦2区块地层水驱替至含水98%，再注入0.3pv的复合无碱驱油剂，再水驱至含水98%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同注入相同pv的聚丙烯酰胺相对比，结果如表3所示。
表3
实施例4
（1）按质量百分比，将5份液体石蜡、10份石油羧酸盐、15份十八烷基三甲基氯化铵、25份磺乙基甜菜碱，（结构通式为：ch3(ch2)nn+(ch3)2(ch)2so3，其中n=15），5份聚乙氧基化脂肪醇（具体结构为：r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数为8的直链烷基，x为5），10份乙醇和30份水混合均匀制得纳米乳液。
（2）再将0.2份的上述纳米乳液、0.3份的粘均分子量为1500万的聚丙烯酰胺和99.5份的江苏油田韦2区块地层水（tds23241毫克/升）搅拌均匀，得到一种均匀的复合无碱驱油剂。
采用tx500c旋转滴界面张力仪测定复合无碱驱油剂与江苏油田韦2区块油水界面张力，测试温度75℃。
岩心驱替试验在长度为30cm，直径为2.5cm的人工岩心上进行，驱替试验温度为75℃，先用江苏油田韦2区块地层水驱替至含水98%，再注入0.3pv的复合无碱驱油剂，再水驱至含水98%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同注入相同pv的聚丙烯酰胺相对比，结果如表4所示。
表4
实施例5
（1）按质量百分比，将10份正十二烷、20份木质素磺酸盐、10份十六烷基二甲基苄基氯化铵、15份羟基磺丙基甜菜碱（具体结构为：ch3(ch2)nn+(ch3)2ch2ch(oh)ch2so3，其中n=12）、10份聚乙氧基化脂肪醇（具体结构为：r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数为10的直链烷基，x为6），15份正丁醇和20份水混合均匀制得纳米乳液。
（2）再将0.2份的上述纳米乳液、0.5份的粘均分子量为1800万的聚丙烯酰胺和99.3份的中原油田文南区块地层水（tds214043毫克/升）搅拌均匀，得到一种均匀的复合无碱驱油剂。
采用tx500c旋转滴界面张力仪测定复合无碱驱油剂与中原油田文南区块油水界面张力，测试温度90℃。
岩心驱替试验在长度为30cm，直径为2.5cm的人工岩心上进行，驱替试验温度为110℃，先用中原油田文南区块地层水驱替至含水98%，再注入0.3pv的复合无碱驱油剂，再水驱至含水98%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同注入相同pv的聚丙烯酰胺相对比，结果如表5所示。
表5
实施例6
（1）按质量百分比，将1份正十六烷、5份石油磺酸盐、20份十八烷基二甲基苄基溴化铵、10份磺丙基甜菜碱（具体结构为：ch3(ch2)nconh(ch2)3n+(ch3)2(ch)3so3，其中n=7）、5份聚乙氧基化脂肪醇（具体结构为：r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数为10的直链烷基，x为7），1份正丁醇和58份水混合均匀制得纳米乳液。
（2）再将1份的上述纳米乳液、1份的粘均分子量为1800万的聚丙烯酰胺和98份的中原油田文南区块地层水（tds214043毫克/升）搅拌均匀，得到一种均匀的复合无碱驱油剂。
采用tx500c旋转滴界面张力仪测定复合无碱驱油剂与中原油田文南区块油水界面张力，测试温度90℃。
岩心驱替试验在长度为30cm，直径为2.5cm的人工岩心上进行，驱替试验温度为110℃，先用中原油田文南区块地层水驱替至含水98%，再注入0.3pv的复合无碱驱油剂，再水驱至含水98%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同注入相同pv的聚丙烯酰胺相对比，结果如表6所示。
表6
实施例7
（1）按质量百分比，将5份正辛烷、15份十二烷基苯磺酸钠、20份十六烷基三甲基溴化铵、10份烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱（具体结构为：ch3(ch2)nconh(ch2)3n+(ch3)2ch2ch(oh)ch2so3，其中n=8）、10份聚乙氧基化脂肪醇（具体结构为：r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数为8的直链烷基，x为8），5份正丁醇和35份水混合均匀制得纳米乳液。
（2）再将0.3份的上述纳米乳液、0.5份的粘均分子量为1800万的聚丙烯酰胺和99.2份的中原油田文南区块地层水（tds214043毫克/升）搅拌均匀，得到一种均匀的复合无碱驱油剂。
采用tx500c旋转滴界面张力仪测定复合无碱驱油剂与中原油田文南区块油水界面张力，测试温度90℃。
岩心驱替试验在长度为30cm，直径为2.5cm的人工岩心上进行，驱替试验温度为110℃，先用中原油田文南区块地层水驱替至含水98%，再注入0.3pv的复合无碱驱油剂，再水驱至含水98%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同注入相同pv的聚丙烯酰胺相对比，结果如表7所示。
表7
实施例8
（1）按质量百分比，将5份正己烷、10份石油羧酸盐、15份十六烷基三甲基氯化铵、20份羟基磺丙基甜菜碱（具体结构为：ch3(ch2)nn+(ch3)2ch2ch(oh)ch2so3，其中n=13）、5份聚乙氧基化脂肪醇（具体结构为：r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数为10的直链烷基，x为7），10份异丙醇和35份水混合均匀制得纳米乳液。
（2）再将0.5份的上述纳米乳液、0.3份的粘均分子量为1800万的聚丙烯酰胺和99.2份的中原油田文南区块地层水（tds214043毫克/升）搅拌均匀，得到一种均匀的复合无碱驱油剂。
采用tx500c旋转滴界面张力仪测定复合无碱驱油剂与中原油田文南区块油水界面张力，测试温度90℃。
岩心驱替试验在长度为30cm，直径为2.5cm的人工岩心上进行，驱替试验温度为110℃，先用中原油田文南区块地层水驱替至含水98%，再注入0.3pv的复合无碱驱油剂，再水驱至含水98%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同注入相同pv的聚丙烯酰胺相对比，结果如表8所示。
表8
实施例9
（1）按质量百分比，将5份正己烷、15份十二烷基苯磺酸钠、5份十六烷基三甲基溴化铵、10份烷基酰胺丙基羟丙基磺基甜菜碱（具体结构为：ch3(ch2)nconh(ch2)3n+(ch3)2ch2ch(oh)ch2so3，其中n=17）、5份聚乙氧基化脂肪醇（具体结构为：r-（o-c-c）x-oh，其中r为碳数为10的直链烷基，x为8），5份异丙醇和55份水混合均匀制得纳米乳液。
（2）再将0.8份的上述纳米乳液、0.4份的粘均分子量为1800万的聚丙烯酰胺和98.8份的中原油田文南区块地层水（tds214043毫克/升）搅拌均匀，得到一种均匀的复合无碱驱油剂。
采用tx500c旋转滴界面张力仪测定复合无碱驱油剂与中原油田文南区块油水界面张力，测试温度90℃。
岩心驱替试验在长度为30cm，直径为2.5cm的人工岩心上进行，驱替试验温度为110℃，先用中原油田文南区块地层水驱替至含水98%，再注入0.3pv的复合无碱驱油剂，再水驱至含水98%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同注入相同pv的聚丙烯酰胺相对比，结果如表9所示。
表9