CN102464977B

CN102464977B - 用于提高高温高盐油藏采收率的驱油方法

Info

Publication number: CN102464977B
Application number: CN201010552260.1A
Authority: CN
Inventors: 蔡红; 夏燕敏; 陈安猛; 宋晓芳
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Shanghai Research Institute of Petrochemical Technology
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Shanghai Research Institute of Petrochemical Technology
Priority date: 2010-11-17
Filing date: 2010-11-17
Publication date: 2014-03-26
Anticipated expiration: 2030-11-17
Also published as: CN102464977A

Abstract

本发明涉及一种用于提高高温高盐油藏采收率的驱油方法，主要解决现有技术中含聚合物的驱油剂存在耐温抗盐性能差、驱油效率低的问题。本发明通过一种用于提高高温高盐油藏采收率的驱油方法，使地下脱水原油与驱油组合物接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的驱油方法以重量百分比计包括以下组份：(1)0.01～3.0％的驱油用无机纳米复合聚丙烯酰胺；(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；(3)92.0～99.98％的油田注入水；其中(1)组分为驱油用无机纳米复合聚丙烯酰胺，以重量分数计包括以下组分：a)1～10份无机纳米材料选自碳纳米管、纳米氧化锌、纳米氧化硅或纳米氧化钛；b)90～99份聚丙烯酰胺；(2)组分的分子通式为RO(CH₂CH₂O)_nCH₂COOM，式中：R为C₁₂～C₁₈的烷基，n为乙氧基团EO的加合数，为2～8中的任意一个整数的技术方案，较好地解决了该问题，可用于高温高盐油藏的三次采油生产中。

Description

用于提高高温高盐油藏采收率的驱油方法

技术领域

本发明涉及一种用于提高高温高盐油藏采收率的驱油方法。

背景技术

石油是一种重要的能源和化工原料，同时也是国家的重要战略物资，对国民经济的发展具有举足轻重的影响，素有“工业血液”之称。石油作为一种非再生的化石能源，是目前所使用的最主要的一种能源，并且消耗量在总能源中所占的比例逐年增加。石油采收率不仅是石油工业界，而且是整个社会普遍关心的问题。目前石油开采面临的问题有一，供需矛盾突出，石油需求量越大越大，新油田越来越少；二，枯竭油藏中还剩留有大量原油。一次采油可采出10～25％地下原油，二次采油可采出15～25％地下原油，即一次采油和二次采油只采出25～50％地下原油。为了保证石油长期稳定供应、满足人类的需求，必须研究和发展提高石油采收率技术，三次采油通过强化采油措施，可使原油采收率再提高6～20％，甚至更多。聚合物驱是三次采油的主要技术方法，驱油机理清楚，工艺相对简单，技术日趋成熟，是一项有效的提高采收率技术措施。聚合物的驱油机理主要是利用水溶性聚丙烯酰胺分子链的粘度，改善驱替液的流度比，提高驱替效率和波及体积，从而达到提高采收率的目的。

文献CN1865299，CN1498908A，CN1746198，CN101157736A，CN1542027，CN101029107，CN101029099及CN101514240A从聚丙烯酰胺聚合的引发体系、聚合方法及水解方法的几方面进行了研究，虽然通过各种途径在提高阴离子型聚丙烯酰胺的分子量或溶解速度方面有了较大改进，但在耐温抗盐性能方面较少关注，但是这些制备方法较为复杂、工艺条件苛刻，聚合物的耐温抗盐性能也难于达到三次采油用丙烯酰胺类聚合物的技术指标。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是现有技术中含聚合物的驱油剂存在耐温抗盐性能不能满足三次采油要求、驱油效率低的问题，提供一种用于提高高温高盐油藏采收率的驱油方法，该方法将含驱油用无机纳米复合聚丙烯酰胺组合物用于驱油过程中，具有使用浓度低，在高温高盐条件下驱油效率高的特点。

为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案如下：一种用于提高高温高盐油藏采收率的驱油方法，将驱油用的组合物在驱油温度≥85℃，总矿化度≥10000mg/L，钙离子和镁离子的总量大于400 mg/L的注入水条件下，使地下脱水原油与驱油组合物接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的驱油组合物以重量百分比计包括以下组份：

(1)0.01～3.0％的驱油用无机纳米复合聚丙烯酰胺；

(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；

(3)92.0～99.98％的油田注入水；

其中(1)组分驱油用无机纳米复合聚丙烯酰胺以重量分数计包括以下组分：

a)1～10份无机纳米材料选自碳纳米管、纳米氧化锌、纳米氧化硅或纳米氧化钛；

b)90～99份聚丙烯酰胺。

上述技术方案中，驱油温度优选为80～90℃，所述的注入水总矿化度优选为10000～30000mg/L，钙离子和镁离子的总量优选200～1000mg/L；所述的表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐型阴-非表面活性剂，分子通式为RO(CH₂CH₂O)_nCH₂COOM，脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐中R的碳原子数为12～18，n为乙氧基团EO的加合数，选自2～8中的任意一个整数，金属离子M选自钾、钠或锂。

此驱油方法具体操作步骤包括以下步骤：

a)将所需量的丙烯酰胺单体配成质量浓度为10～40％的水溶液A；

b)向溶液A中加入丙烯酰胺单体重量0.1～10％的无机纳米材料，得到溶液B；

c)将溶液B放入超声池，超声10～60分钟，并同时通氮除氧10～40分钟；

d)加入相对于单体质量浓度0.02～5％的复合引发体系组合物，得溶液C；

e)向溶液C中通氮除氧10～40分钟后，在5～25℃下引发，聚合2～10小时后得胶状产物A；

f)将胶状产物A剪碎后加入质量浓度5～50％的碱液进行水解反应1～5小时，其中温度为80～95℃，得胶状产物B；

g)将胶状产物B经干燥、粉碎、过筛后得细颗粒状无机纳米复合聚丙烯酰胺；

h)将所需量的无机纳米复合聚丙烯酰胺、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水均匀混合，5～35℃搅拌1～3小时，得到所需的组合物，以重量百分比计，阴离子型聚丙烯酰胺、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水的配比为0.01～3.0％∶0.01～5.0％∶92.0～99.98；

i)先以总矿化度为10000～30000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺为200～1000mg/L的注入水将岩心饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)，然后以脱水原油进行饱和，于80～90℃温度下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(h)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，计算提高原油采收率的百分数。

上述技术方案中，复合引发体系组合物，以重量百分比计包括以下组分：(a)0.5～20％的过硫酸盐；(b)0.1～40％的亚硫酸盐；(c)0.5～20％的由NR₁R₂R₃代表的叔胺类化合物或由N⁺R₄R₅R₆R₇代表的季铵类化合物或由NH₂R₈代表的脂肪胺类化合物，式中R₁～R₇均选自C₁～C₁₄直链或支链烷基或烷基衍生物，R₈选自C₁～C₁₈直链或支链烷基或烷基衍生物。

本发明所制备的驱油用组合物，由于采用了驱油用无机纳米复合聚丙烯酰胺，因其无机纳米组分以纳米尺寸或分子水平均匀地分散在聚丙烯酰胺基体中形成超细的结构相，其复合材料的性质比其相应的宏观或微米级复合材料均有较大的改善，可以有效改善驱油用聚丙烯酰胺的耐温抗盐性能。本发明用超声分散的方法实现了无机纳米材料的均匀分散，然后通过原位聚合将无机纳米材料引入驱油用聚合物中，制备了驱油用无机纳米复合聚丙烯酰胺。采用本发明的制备方法所制备的驱油用无机纳米复合聚丙烯酰胺，分子量≥2000万，在85℃盐水中的表观粘度≥18mPa·s(盐水总矿化度≥10000mg·L^-1左右，Ca²⁺+Mg²⁺≥400mg·L^-1)。

采用本发明的用于提高三次采油采收率的驱油方法，可用于地层温度80～90℃、总矿化度为10000～30000mg/L，钙离子和镁离子的总量为200～1000mg/L的胜利油田胜坨二区原油和水，以用量0.1～0.3wt％无机纳米复合聚丙烯酰胺与0.1～0.3wt％脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐形成上述组合物驱油剂，测定了该驱油剂水溶液与胜利油田胜坨二区原油之间的动态界面张力值，可达10^-3～10^-4mN/m的超低界面张力，经物理模拟驱替试验室内评价在高温、高盐油藏上该驱油剂能在水驱基础上(水驱提高原油采收率达40.6％)提高原油采收率可达19.2％，取得了较好的技术效果。

下面通过实施例对本发明作进一步阐述。

具体实施方式

【实施例1】

将125g丙烯酰胺(AM)加入350g去离子水中，搅拌溶解均匀后，用5％质量浓度的NaOH溶液调节pH值至8，加入0.125g碳纳米管，超声并控制水浴温度为15℃，同时通入高纯氮气，超声通氮30min后，依次加入1.25％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液1g，1.25％的过硫酸钾水溶液1g，1％的亚硫酸氢钠水溶液1g，1小时后将反应温度逐渐升至40℃，反应5小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10％NaOH水溶液140g，在90℃水解反应2小时，然后在75℃下真空干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为90.5％，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间≤90min，按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为20.6％，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2980万，1500mg/L聚合物浓度溶液在85℃、7.34s^-1下的表观粘度为19.6mPa·s(盐水总矿化度19334mg·L^-1，Ca²⁺+Mg²⁺：514mg·L^-1)。

将所合成的无机纳米复合聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.6wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，20℃搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度85℃、矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为20.5mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0058mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDIII型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为50.2％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于85℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.2％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(i)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率17.6％。

【实施例2】

先将125g丙烯酰胺(AM)加入370g去离子水中，搅拌溶解均匀后，用5％质量浓度的NaOH溶液调节pH值至8，加入0.125g纳米氧化锌，超声并控制水浴温度为15℃，同时通入高纯氮气，超声通氮30min后，依次加入1.25％β-二甲氨基丙腈水溶液1g，1.25％的过硫酸钠水溶液1g，1.69％的亚硫酸钾水溶液1g，1小时后将反应温度逐渐升至40℃，反应5小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10％NaOH水溶液140g，在90℃水解反应2小时，然后在75℃下真空干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为89.9％，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间≤120min，按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为22.1％，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2362万，1500mg/L聚合物浓度溶液在85℃、7.34s^-1下的表观粘度为18.2mPa·s(盐水总矿化度19334mg·L^-1，Ca²⁺+Mg²⁺：514mg·L^-1)。

将所合成的无机纳米复合聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.6wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，20℃搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度85℃、矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为18.8mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0043mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDIII型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2 5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.8％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于85℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.5％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(i)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率16.2％。

【实施例3】

先将125g丙烯酰胺(AM)加入370g去离子水中，搅拌溶解均匀后，用5％质量浓度的NaOH溶液调节pH值至8，加入0.125g碳纳米管，超声并控制水浴温度为15℃，同时通入高纯氮气，超声通氮30min后，依次加入1.25％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液1g，1.25％的过硫酸铵水溶液1g，2.63％的亚硫酸氢钾水溶液1g，1小时后将反应温度逐渐升至40℃，反应5小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10％NaOH水溶液140g，在90℃水解反应2小时，然后在75℃下真空干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为89.8％，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间≤90min，按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为19.6％，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2501万，1500mg/L聚合物浓度溶液在85℃、7.34s^-1下的表观粘度为18.6mPa·s(盐水总矿化度19334mg·L^-1，Ca²⁺+Mg²⁺：514mg·L^-1)。

将所合成的无机纳米复合聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.6wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，20℃搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度80℃、矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为19.2mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0065mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDIII型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.6％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于80℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.6％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(i)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率16.8％。

【实施例4】

先将125g丙烯酰胺(AM)加入369g去离子水中，搅拌溶解均匀后，用5％质量浓度的NaOH溶液调节pH值至8，并将水浴降温至15℃，然后开始通入高纯氮气，通氮30min后，依次加入1.56％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液1g，1.25％的过硫酸铵水溶液1g，0.94％的亚硫酸钠水溶液1g，1小时后将反应温度逐渐升至40℃，反应5小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10％NaOH水溶液140g，在90℃水解反应2小时，然后在75℃下真空干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为89.8％，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间≤90min，按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为21.4％，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2835万，1500mg/L聚合物浓度溶液在85℃、7.34s^-1下的表观粘度为19.2mPa·s(盐水总矿化度19334mg·L^-1，Ca²⁺+Mg²⁺：514mg·L^-1)。

将所合成的无机纳米复合聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.6wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，20℃搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度90℃、矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为19.8mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0052mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDIII型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.2％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于90℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.4％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(i)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率17.2％。

【实施例5】

先将125g丙烯酰胺(AM)加入372g去离子水中，搅拌溶解均匀后，用5％质量浓度的NaOH溶液调节pH值至8，并将水浴降温至15℃，然后开始通入高纯氮气，通氮30min后，依次加入1.56％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液1g，1.25％的过硫酸铵水溶液1g，0.94％的亚硫酸钠水溶液1g，1小时后将反应温度逐渐升至40℃，反应5小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10％NaOH水溶液140g，在90℃水解反应2小时，然后在75℃下真空干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为88.9％，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间≤90min，按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为21.8％，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2658万，1500mg/L聚合物浓度溶液在85℃、7.34s^-1下的表观粘度为19.2mPa·s(盐水总矿化度19334mg·L^-1，Ca²⁺+Mg²⁺：514mg·L^-1)。

将所合成的无机纳米复合聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.6wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，20℃搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度80℃、矿化度11000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺480mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为21.8mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0052mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDIII型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度11000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺480mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.2％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于90℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.6％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(i)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率19.2％。

【实施例6】

先将125g丙烯酰胺(AM)加入360g去离子水中，搅拌溶解均匀后，用5％质量浓度的NaOH溶液调节pH值至8，并将水浴降温至15℃，然后开始通入高纯氮气，通氮30min后，依次加入1.56％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液1g，1.25％的过硫酸铵水溶液1g，0.94％的亚硫酸钠水溶液1g，1小时后将反应温度逐渐升至40℃，反应5小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10％NaOH水溶液140g，在90℃水解反应2小时，然后在75℃下真空干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为89.2％，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间≤90min，按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为20.4％，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2935万，1500mg/L聚合物浓度溶液在85℃、7.34s^-1下的表观粘度为19.2mPa.s(盐水总矿化度19334mg·L^-1，Ca²⁺+Mg²⁺：514mg·L^-1)。

将所合成的无机纳米复合聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.6wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，20℃搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度90℃、矿化度30000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺860mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为16.8mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0052mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDIII型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度30000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺860mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.2％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于90℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.0％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(i)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率16.6％。

【比较例1】

将125g丙烯酰胺单体加入355g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5％的NaOH溶液调节pH值至8，然后通氮气30min，并将水浴温度调至15℃，分别加入1.25％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液1g，1.25wt％的过硫酸钾水溶液1g，0.963wt％的亚硫酸氢钠水溶液1g，30min后将反应温度逐渐升至40℃，反应5h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10％的NaOH水溶液140克，在90℃下水解反应2h，然后在75℃真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为88.65％，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为20.3％，按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为1986万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1 500mg/L聚合物浓度溶液在85℃、7.34s^-1下的表观粘度为10.2mps。

同实施例1，测得水驱提高原油采收率40.26％，转注上述驱油用组合物后，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率10.9％。

【比较例2】

将125g丙烯酰胺单体加入345g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5％的NaOH溶液调节pH值至8，然后通氮气30min，并将水浴温度调至15℃，分别加入0.125wt％的过硫酸钾水溶液10g，0.0963wt％的亚硫酸氢钠水溶液10g，0.125wt％的AIBI水溶液10g，30min后将反应温度逐渐升至40℃，反应5h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10％的NaOH水溶液140克，在90℃下水解反应2h，然后在75℃真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为87.54％，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为21.32％，按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2182万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在85℃、7.34s^-1下的表观粘度为10.9mps。

同实施例1，测得水驱提高原油采收率40.5％，转注上述驱油用组合物后，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率11.2％。

Claims

1.一种用于提高高温高盐油藏采收率的驱油方法，将驱油用的组合物在驱油温度85～90℃，总矿化度10000～30000mg／L，钙离子和镁离子的总量400～1000mg／L的注入水条件下，使地下脱水原油与驱油组合物接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的驱油组合物以重量百分比计包括以下组份：

(1)0.01～3.0％的驱油用无机纳米复合聚丙烯酰胺；

(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；

(3)92.0～99.98％的油田注入水；

b)90～99份聚丙烯酰胺；

所述的驱油方法包括以下步骤：

h)将所需量的无机纳米复合聚丙烯酰胺、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水均匀混合，5～35℃搅拌1～3小时，得到所述的组合物；

i)先以总矿化度为10000～30000mg／L、钙离子和镁离子的总量为400～1000mg/L的注入水将岩心饱和，测定岩心的孔隙体积，用pv表示，然后以脱水原油进行饱和，于85～90℃温度下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，转注0.3pv步骤h)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，计算提高原油采收率的百分数。

2.根据权利要求1所述的用于提高高温高盐油藏采收率的驱油方法，其特征在于所述的表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐型阴-非表面活性剂，分子通式为RO(CH₂CH₂O)_nCH₂COOM；其中R的碳原子数为12～18，n为乙氧基团EO的加合数，选自2～8中的任意一个整数，金属离子M选自钾、钠或锂。