1.本发明涉及海上油田化学驱油剂技术领域，具体涉及一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法。
背景技术：
2.随着海上油田开发力度不断加大，中深层高温高盐油藏等难采储量占比逐年增加，目前探明储量达1.4
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8 m3。由于中深层高温高盐油藏埋藏深、渗透率低、孔隙度小、地层温度矿化度高，导致常规调驱剂面临“注得进的堵不住，堵得住的注不进”的困境：一般有机类调驱剂不能承耐高温、高矿化度，颗粒类堵剂不易进入地层，致使以往的堵调工艺难以实施；一般无机类调驱剂反应速度快、注入性差，只能对近井地带进行小规模处理，不易注入地层深部，无法实现大剂量深部增阻改流要求。
技术实现要素：
3.为了解决上述现有技术中的问题，本发明的目的是提供一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法。
4.一方面，本发明提供了一种适用于高温高盐油藏的调驱剂，以重量百分比计包括：沉淀主剂1%~8%，第一沉淀控制剂10%~30%，第二沉淀控制剂0.1%~2.0%，和余量的配液水；其中，所述沉淀主剂是可溶性硅酸盐。
5.可选地，所述调驱剂以重量百分比计包括：沉淀主剂3%~7%，第一沉淀控制剂20%~25%，第二沉淀控制剂0.5%~1.0%，和余量的配液水。
6.可选地，所述可溶性硅酸盐是硅酸钠、偏硅酸钠和偏硅酸钾中的任意一种或多种。
7.可选地，所述第一沉淀控制剂是萘磺酸盐甲醛缩合物、磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物和芳香族氨基磺酸盐聚合物中的任意一种或多种。
8.可选地，所述第一沉淀控制剂是芳烷基苯磺酸钠。
9.可选地，所述第二沉淀控制剂是乙二胺四亚甲基膦酸钠、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠和羟基乙叉二膦酸钠中的任意一种或多种。
10.可选地，所述第二沉淀控制剂是羟基乙叉二膦酸钠。
11.可选地，所述调驱剂应用于注入水或地层水中二价阳离子含量≥500mg/l的油田。
12.另一方面，本发明提供了上述的调驱剂的制备方法，包括：向配液水中加入第一沉淀控制剂，混合均匀得到第一溶液；向所述第一溶液中加入第二沉淀控制剂，混合均匀得到第二溶液；向所述第二溶液中加入沉淀主剂，混合均匀得到所述调驱剂。
13.由上述技术方案可知，本发明的适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法，至少具有如下有益效果：本发明的调驱剂可以利用高矿化度注入水中的阳离子生成纳微米级颗粒，并在向地层深部运移过程中逐渐聚并，形成微米级沉淀颗粒，从而逐级封堵水窜通道，实现深部液
流转向。
14.本发明的调驱剂耐温抗盐、注入性好、成本低廉、安全环保，可实现在线注入。
附图说明
15.通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。在附图中：图1显示了实施例1、实施例2和实施例3的调驱剂的注入性及封堵性评价结果；图2显示了实施例1调驱剂的改善分流率能力评价结果；图3显示了实施例1调驱剂的提高采收率效果；图4显示了实施例2调驱剂的改善分流率能力评价结果；图5显示了实施例2调驱剂的提高采收率效果；图6显示了实施例3调驱剂的改善分流率能力评价结果；图7显示了实施例3调驱剂的提高采收率效果；图8显示了应用例中a1井措施前后生产状况对比；图9显示了应用例中a2井措施前后生产状况对比。
具体实施方式
16.为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。除非另有说明，否则本发明中的技术术语都具有本领域技术人员通常理解的含义。
17.本发明提供了一种适用于高温高盐油藏的调驱剂，以重量百分比计包括：沉淀主剂1%~8%，优选3%~7%；第一沉淀控制剂10%~30%，优选20%~25%；第二沉淀控制剂0.1%~2.0%，优选0.5%~1.0%；和余量的配液水。
18.在本发明中，沉淀主剂是可溶性硅酸盐，优选地，可溶性硅酸盐是硅酸钠、偏硅酸钠和偏硅酸钾中的任意一种或多种。
19.在本发明中，第一沉淀控制剂是萘磺酸盐甲醛缩合物、磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物和芳香族氨基磺酸盐聚合物中的任意一种或多种。在本发明中，萘磺酸盐甲醛缩合物、磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物和芳香族氨基磺酸盐聚合物都可以通过市场购买获得。本发明对第一沉淀控制剂无特殊要求，通过市场购买获得的萘磺酸盐甲醛缩合物、磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物和芳香族氨基磺酸盐聚合物都可以应用于本发明中。
20.具体地，萘磺酸盐甲醛缩合物例如是2-萘磺酸甲醛缩合物钠盐，例如可购买自绍兴浙创化工有限公司；磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物例如是三聚氰胺树脂磺酸钠，例如可购买自中和化学(山东)有限公司；芳香族氨基磺酸盐聚合物例如是芳烷基苯磺酸钠，例如可购买自新沂市飞皇化工有限公司。
21.发明人经过研究发现，缩合物聚合度太低，体积也小，吸附在硅酸钙/镁颗粒界面产生的空间位阻效应不足，无法有效控制硅酸钙/镁颗粒进一步聚并沉淀；缩合物聚合度太
高，耐温抗盐性能差，高温高盐条件下长链容易断裂，同样无法有效控制硅酸钙/镁颗粒聚并沉淀。经过大量实验研究，发明人发现第一沉淀控制剂的聚合度是9~10时，效果最佳。
22.优选地，第一沉淀控制剂是芳烷基苯磺酸钠。
23.在本发明中，第二沉淀控制剂是乙二胺四亚甲基膦酸钠、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠和羟基乙叉二膦酸钠中的任意一种或多种。优选地，第二沉淀控制剂是羟基乙叉二膦酸钠。在本发明中，乙二胺四亚甲基膦酸钠、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠和羟基乙叉二膦酸钠都可以通过市场购买获得。本发明对第二沉淀控制剂无特殊要求，通过市场购买获得的乙二胺四亚甲基膦酸钠、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠和羟基乙叉二膦酸钠都可以应用于本发明中。
24.发明人经过研究发现，在本发明中，沉淀主剂可与地层水中的钙镁离子反应生成纳米级硅酸钙/镁颗粒，第一沉淀控制剂可以吸附在生成的纳米级硅酸钙/镁颗粒表面，通过空间位阻抑制纳米颗粒聚并沉淀，第二沉淀控制剂可以吸附在生成的纳米级硅酸钙/镁颗粒表面，通过静电位阻抑制纳米颗粒聚并沉淀。
25.本发明的调驱剂应用于注入水或地层水中二价阳离子含量≥500mg/l的油田。
26.在本发明中，二价阳离子主要是指钙镁离子，发明人经过研究发现，二价阳离子含量小于500mg/l时无法与沉淀主剂反应生成足够量的硅酸钙/镁封堵高渗层，因此，本发明的调驱剂应用于注入水或地层水中二价阳离子含量≥500mg/l的油田。
27.本发明的调驱剂为母液，使用时应采用注入水进行稀释。例如，在调驱作业时，将本发明的调驱剂与注入水按照合适的比例进行注入。
28.本发明的调驱剂的制备方法依次包括：（1）按比例将配液水加入到搅拌罐，然后向搅拌罐中加入第一沉淀控制剂，搅拌混合均匀；（2）将第二沉淀控制剂加入到搅拌罐，搅拌混合均匀；（3）将沉淀主剂加入到搅拌罐，搅拌混合均匀，得到本发明的调驱剂。
29.第（1）步中配液水为清水，先加入第一沉淀控制剂，该物质溶解性最差，优先加入后充分搅拌，保证溶解完全；第（2）步加入第二沉淀控制剂，两种沉淀控制剂溶解后可以防止配液水中自带的钙镁离子与沉淀主剂反应聚并沉淀；第（3）步最后加入沉淀主剂。
30.实施例下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件，或按照商品说明书选择。下列实施例中涉及的原料均为常规市购获得。下列实施例中涉及的设备均为本领域常规设备。
31.实施例1本实施例的调驱剂的组成（重量%）：硅酸钠3%芳烷基苯磺酸钠25%乙二胺四亚甲基膦酸钠1.5%淡水补足100%。
32.（1）分散性和稳定性评价
取定量的本实施例的调驱剂滴加到定量的现场注入水中稀释50倍（边加边搅拌，注入水离子组成如表1），然后使用turbiscan稳定性分析仪测量调驱体系的初始粒径、最终粒径和稳定度指数，评价调驱体系的分散性和稳定性，实验结果如表2所示。
33.从表2中可以看出，本实施例的调驱剂在现场注入水中稀释均匀后，初始粒径仅为67.03nm，可顺利注入地层，体系的稳定度指数为8.56，体系在5天后出现沉淀，8天后完全沉淀，完全沉淀后的最终粒径为44.5μm，尺寸大小能够有效封堵地层孔喉。
34.（2）注入性及封堵性评价选取水测渗透率为50md的岩心，首先用注入水饱和。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至50倍，然后使用稀释后的调驱体系以1 ml/min 的速度水驱至岩心两端压差保持稳定，然后计算水测渗透率，评价调驱体系的注入性能。实验结果如图1所示。
35.注入调驱体系后，将岩心静置10天，然后进行后续水驱，测试残余阻力系数和封堵率，评价调驱体系的封堵性能，实验结果见表3。
36.在水驱和层内沉淀调驱阶段，注入阻力系数仅为1.00，表明体系注入性良好，可以快速向地层深部运移；注入调驱体系并静置10天后，进行后续水驱，此时调驱体系已经在岩心中充分沉淀，此时注入压力显著增高，残余阻力系数可达8.75，证明体系封堵强度很高，可以有效封堵地层深部的水窜通道。
37.（3）提高采收率能力评价选取渗透率为200md和1500md的岩心并联，饱和原油，然后使用注入水水驱至98%。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至50倍，然后将其注入岩心，注入后静置10天。最后再次后续水驱至98%，实验结果如图2和图3。
38.水驱阶段，高渗岩心和低渗岩心分流率约为92%和8%，注入调驱体系后继续水驱，高渗岩心和低渗岩心分流率变为78%和22%，水驱效果明显改善。从图3也可以看出，采收率可以在水驱基础上（54.4%）提高到67.3%，提高采收率效果显著。
39.实施例2本实施例的调驱剂的组成（重量%）：偏硅酸钠5%2-萘磺酸甲醛缩合物钠盐30%羟基乙叉二膦酸钠1.5%淡水补足100%。
40.（1）分散性及稳定性评价取定量的本实施例的调驱剂滴加到定量的现场注入水中稀释25倍（边加边搅拌，注入水离子组成如表1），然后使用turbiscan稳定性分析仪测量调驱体系的初始粒径、最终粒径和稳定度指数，评价调驱体系的分散性和稳定性，实验结果如表2所示。
41.从表2中可以看出，本实施例的调驱剂在现场注入水中稀释均匀后，初始粒径仅为93.03nm，可顺利注入地层，体系的稳定度指数为9.52，体系在3天后出现沉淀，7天后完全沉淀，完全沉淀后的最终粒径为42.8μm，尺寸大小能够有效封堵地层孔喉。
42.（2）注入性及封堵性评价选取水测渗透率为100md的岩心，首先用注入水饱和。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至25倍，然后使用稀释后的调驱体系以1 ml/min 的速度水驱至岩心两端压差保
持稳定，然后计算水测渗透率，评价调驱体系的注入性能，实验结果如图1所示。
43.注入调驱体系后，将岩心静置10天，然后进行后续水驱，测试残余阻力系数和封堵率，评价调驱体系的封堵性能，实验结果见表3。
44.在水驱和层内沉淀调驱阶段，注入阻力系数仅为2.00，表明体系注入性良好，可以快速向地层深部运移；注入调驱体系并静置10天后，进行后续水驱，此时调驱体系已经在岩心中充分沉淀，此时注入压力显著增高，残余阻力系数可达12.80，证明体系封堵强度很高，可以有效封堵地层深部的水窜通道。
45.（3）提高采收率能力评价选取渗透率为200md和3000md的岩心并联，饱和原油，然后使用注入水水驱至98%。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至25倍，然后将其注入岩心，注入后静置10天。最后再次后续水驱至98%，实验结果如图4和图5。
46.水驱阶段，高渗岩心和低渗岩心分流率约为90.5%和9.5%，注入调驱体系后继续水驱，高渗岩心和低渗岩心分流率变为60%和40%，水驱效果明显改善。从图5也可以看出，采收率可以在水驱基础上（52.0%）提高到68.1%，提高采收率效果显著。
47.实施例3本实施例的调驱剂的组成（重量%）：偏硅酸钾7%三聚氰胺树脂磺酸钠30%2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠1.0%淡水补足100%。
48.（1）分散性及稳定性评价取定量的本实施例的调驱剂滴加到定量的现场注入水中稀释100倍（边加边搅拌，注入水离子组成如表1），然后使用turbiscan稳定性分析仪测量调驱体系的初始粒径、最终粒径和稳定度指数，评价调驱体系的分散性和稳定性，实验结果如表2所示。
49.从表2中可以看出，本实施例的调驱剂在现场注入水中稀释均匀后，初始粒径仅为95.15nm，可顺利注入地层，体系的稳定度指数为6.87，体系在7天后出现沉淀，10天后完全沉淀，完全沉淀后的最终粒径为44.8μm，尺寸大小能够有效封堵地层孔喉。
50.（2）注入性及封堵性评价选取水测渗透率为150md的岩心，首先用注入水饱和。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至100倍，然后使用稀释后的调驱体系以1 ml/min 的速度水驱至岩心两端压差保持稳定，然后计算水测渗透率，评价调驱体系的注入性能，实验结果如图1所示。
51.注入调驱体系后，将岩心静置10天，然后进行后续水驱，测试残余阻力系数和封堵率，评价调驱体系的封堵性能，实验结果见表3。
52.在水驱和层内沉淀调驱阶段，注入阻力系数仅为1.25，表明体系注入性良好，可以快速向地层深部运移；注入调驱体系并静置10天后，进行后续水驱，此时调驱体系已经在岩心中充分沉淀，此时注入压力显著增高，残余阻力系数可达24.50，证明体系封堵强度很高，可以有效封堵地层深部的水窜通道。
53.（3）提高采收率能力评价选取渗透率为200md和5000md的岩心并联，饱和原油，然后使用注入水水驱至98%。
使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至100倍，然后将其注入岩心，注入后静置10天。最后再次后续水驱至98%，实验结果如图6和图7。
54.水驱阶段，高渗岩心和低渗岩心分流率约为96%和4%，注入调驱体系后继续水驱，高渗岩心和低渗岩心分流率变为48%和52%，水驱效果明显改善。从图7也可以看出，采收率可以在水驱基础上（61.5%）提高到78.3%，提高采收率效果显著。
55.表1 注入水离子含量分析（mg/l）表2 层内沉淀调驱体系实验统计表表3 调驱体系注入性及封堵性评价实验结果统计表应用例（秘密实验）w油田储层温度高达143℃，注水矿化度超过3
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104mg/l，渗透率为34~478md。该油田a井组为1注6采井网，受效油井中a1井和a2井含水已达到80%，而其它井含水很低（2.0%~23.7%），注水沿优势渗流通道窜进严重。
56.2020年10月9日开始对a井组开展层内沉淀调驱作业，使用实施例2的调驱剂，与注入水按照体积比1:99进行注入，累计注入量1.03万方。作业期间注入压力从15.3mpa缓慢上升至18.1mpa（平均上升速度为0.015mpa/天），a1井含水从施工前的82.2%降至62.3%（见图8），a2井含水从80.5%降至73.5%（见图9），井组日增油超25m
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，累计增油达到7675m
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，控水增油效果显著。
57.以上所述仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明做任何限制，凡是根据发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效结构变化，均仍属于本发明技术
方案的保护范围内。