CN102465688A - 用于提高高温高盐油藏三次采油采收率的驱油方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种用于提高高温高盐油藏三次采油采收率的驱油方法，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三次采油采收率的驱油方法，在驱油温度60～70℃，总矿化度≥20000mg/L，钙离子和镁离子的总量大于500mg/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，其中所述的驱油方法以重量百分比计包括以下组份：(1)0.01～5.0％的磺化耐温抗盐共聚物；(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；(3)90.0～99.98％的注入水；本发明的技术方案，较好地解决了该问题，可用于油田的三次采油生产中。

Description

用于提高高温高盐油藏三次采油采收率的驱油方法

技术领域

本发明涉及一种用于提高高温高盐油藏三次采油采收率的驱油方法。

背景技术

随着世界经济的发展，石油的社会需求量不断增加，而石油储量不断减少。石油作为不可再生的资源正变得越来越宝贵。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(POR)可采出10～25％地下原油，二次采油(SOR)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(EOR)通过强化采油措施，可使原油采收率再提高6～20％，甚至更多。

国内各大油田经过一次、二次采油，原油含水率不断增加，部分大油田先后进入三次采油阶段。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。

由于三次采油周期长，深层油井温度高，因此，三次采油用聚合物必须有良好的增粘、耐温、抗盐性，性能稳定。而目前所使用的部分水解聚丙烯酰胺在高温高盐条件下，极易水解，从而造成羧基含量增加，聚合物分子链卷曲，增粘效果急剧降低，另外油藏中的高价金属离子(如Ca²⁺、Mg²⁺)易使部分水解聚丙烯酰胺发生沉淀，从而更进一步降低了部分水解聚丙烯酰胺的增粘效果，因而很难满足深部二、三类油藏高温高矿化度的需求。近年来，国内外三次采油用耐温抗盐聚合物的研究可分为两大方向，即超高分子量部分水解聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺的化学改性。聚丙烯酰胺的化学改性大多通过引入其他单体共聚的方式来进行。

专利CN 1814637A公开了一种耐温抗盐聚丙烯酰胺的制备方法，引入三种耐温耐盐单体与丙烯酰胺共聚，合成了丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/甲基丙烯酸/二甲基二烯丙基氯化铵四元共聚物、丙烯酰胺/2-丙烯酰胺及-2-甲基丙磺酸/衣康酸/丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵四元共聚物等耐温耐盐共聚物，这些聚合物确实提高了的产品的耐温耐盐性能，但是只能满足矿化度低于10000mg/L、温度低于65℃的条件下，不能满足更高温度和矿化度条件下的应用需求。

专利CN 1876751A公开了一种辫状梳形抗盐聚合物增稠剂，这种增稠剂耐温耐盐性能比梳形耐温耐盐共聚物增稠剂要好，而且分子量较低，在大庆清水(总矿化度1000mg/L，其中钙镁离子15mg/L)、大庆污水(总矿化度4000mg/L，其中钙镁离子60mg/L)、大港污水(总矿化度5024mg/L，其中钙镁离子60mg/L)中的增粘效果优于普通聚丙烯酰胺产品和梳形抗盐聚合物工业品，可以适应大庆二类油藏三次采油的要求，但仍然无法满足10000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺为200mg/L以上矿化度油藏中三次采油的要求。

而近年来，有关超高分子量阴离子型聚丙烯酰胺的研究主要集中在引发体系、聚合方法及水解方法的改进等。如CN1865299、CN 1498908A、CN1746198、CN101157736A和CN1240799等都是研究了聚合工艺、引发工艺及水解工艺等，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，有些工艺或方法较为复杂，工业生产或在三次采油实际应用上会受到一些限制。

目前三次采油中，针对一类油藏(温度＜70℃，矿化度＜1×10⁴mg/L)的聚合物容易制备，而满足二类油藏(温度70～80℃，矿化度1～3×10⁴)、三类油藏(温度＞80℃，矿化度＞3×10⁴)及胜利油田海上油藏(温度60～70℃，矿化度～3×10⁴mg/L)要求的聚合物则很少，不是性能不稳定，就是引入共聚单体的数量和/或含量太多，导致价格太高。所以，针对那些高温高盐的苛刻油藏，我们理应寻求一种具有较好水解稳定性，且在盐水中具有较高溶液表观粘度的聚合物，且该聚合物引入的共聚单体的数量和含量都要少。本发明所述的正是适合于高温高盐的聚合物及其制备方法、二元复合及其在三次采油中的应用。

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中的聚合物耐温耐盐性能差，引入单体数量及含量较多造成价格贵，不能满足三次采油要求、驱油效率低的问题，提供一种用于提高三次采油采收率的驱油方法，该方法将含有磺化耐温抗盐共聚物的组合物用于驱油过程中，具有耐温耐盐性能尤其是抗盐性能好、引入单体及含量少的优点，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三次采油采收率的驱油方法，将驱油用的组合物在驱油温度60～70℃，总矿化度≥20000mg/L，钙离子和镁离子的总量大于500mg/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，其中所述的驱油用组合物以重量百分比计包括以下组份：

(1)0.01～5.0％的磺化耐温抗盐共聚物；

(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；

(3)90.0～99.98％的注入水；

其中(1)组分的分子通式为：

式中，R₁、R₂均为H或C₁～C₄的烷基，z是CH₂的数目，为1～18中的任意一个整数，x、y、m分别是丙烯酰胺、水解丙烯酰胺、带有较大侧基上含磺酸基团的单体的结构单元摩尔数，x∶y∶m＝74.9～98.9∶1～25∶0.1～24.1；分子量为1500～2400万，在矿化度高于30000mg/L，其中钙镁离子浓度大于1600mg/L、温度达70℃的高温高矿化度条件下的盐水中，表观粘度≥21mPa·s，75℃的高温老化后的粘度保留率在85％以上。

上述技术方案中，带有较大侧基上含磺酸基团的单体是丙烯酰胺基烷烃磺酸，选自2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺基十二烷(或十四烷、十六烷、十八烷等)磺酸，优选为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸；丙烯酰胺、水解丙烯酰胺、带有较大侧基上含磺酸基团的单体的结构单元摩尔数比优选x∶y∶m＝77.1～94.7∶5～22.6∶0.3～17.9；注入水总矿化度优选为20000～36000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺优选为500～1800mg/L；表面活性剂优选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的碳原子数优选为16，n为乙氧基团EO的加合数优选为4，金属离子M优选为钠。

此驱油方法具体包括以下步骤：

a)将所需量的带有较大侧基上含磺酸基团的单体溶于水，并用氢氧化钠中和，得到溶液I；

b)向溶液I中加入所需量的丙烯酰胺，将丙烯酰胺、带有较大侧基上含磺酸基团的单体配成总质量浓度为10～45w.t.％的水溶液II；

c)向溶液II中通氮气脱氧5～90分钟，于0～25℃温度下，加入占单体质量0.001～3％的复合引发体系，得到溶液III；其中复合引发体系以重量百分比计，包括以下组分：(A)15～85％的氧化剂，(B)5～75％的还原剂，(C)10～80％的叔胺类功能性单体；

d)向溶液III中通氮气脱氧5～90分钟，于0～25度温度下，引发15～90分钟，再升温到30～60℃，继续恒温反应1～15小时，得到的胶体状产物I；

e)向胶体状产物I中加入所需量的质量浓度为1～30％的碱液，升温至75～95℃，于此温度下水解0.5～5小时，得到胶体状产物II；

f)将胶体状产物II干燥、粉碎、过筛后，制得粉末状油田用磺化耐温抗盐共聚物；

g)将所需量的磺化耐温抗盐共聚物、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的组合物，以重量百分比计，磺化耐温抗盐共聚物、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水的配比为0.01～5.0％∶0.01～5.0％∶90.0～99.98％；

h)先以总矿化度为20000～36000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺为500～1800mg/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75～90℃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(f)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，加入的丙烯酰胺与丙烯酰胺基烷烃磺酸的质量比优选为80～99∶20～1；单体溶液中丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸总的质量分数优选15～35％；复合引发体系浓度优选占单体质量分数0.003～1.5％；复合引发体系中氧化剂优选过硫酸钾和过硫酸铵，还原剂优选亚硫酸氢钠，叔胺类功能单体优选甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯；复合引发体系加入顺序优选为叔胺类功能单体、氧化剂、还原剂；引发温度优选5～15℃，引发时间优选30～60分钟；聚合温度优选30～50℃，聚合反应时间优选4～12小时；碱液优选为氢氧化钠溶液，浓度优选5～15％，水解温度优选80～90℃，水解时间优选1～3小时。

本发明所制备的用于高温高盐油藏提高采收率的组合物中的磺化耐温抗盐共聚物，由于从降低聚合物中羧基含量和抑制聚合物中酰胺基团在高温高矿化度盐水中易水解的角度出发，在分子链中引入带有较大侧基上含磺酸基团的单体与丙烯酰胺共聚，通过此类单体的磺酸基团对盐的不敏感性，以及其较大的侧基对酰胺基团形成保护，从而提高聚合物的耐温耐盐性能尤其是抗盐性能，并且降低了以往技术中引入的单体数量及含量较高的问题，提供一种新的油田用磺化耐温抗盐共聚物及其制备方法。该共聚物引入单体数量及其含量少，在高温高矿化度下耐温耐盐性能尤其是抗盐性能提高，具有较强的增粘效果；该制备方法工艺流程较为简便，有利于工业化生产，经济性大大提高。该共聚物分子量＞2×10⁷，引入的单体仅一种，且其含量可小于20％(占共聚物质量分数)，在矿化度高于30000mg/L(其中钙镁离子浓度大于1600mg/L)、温度达70℃的高温高矿化度条件下的盐水中，表观粘度≥21mPa·s，75℃以上的高温老化后的粘度保留率在85％以上。且该共聚物制备方法工艺流程较为简便，有利于工业化生产。

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60～70℃、总矿化度为20000～36000mg/L，钙离子和镁离子的总量为500～1800mg/L的胜利油田海上油田原油和水，以用量0.1～0.5wt％磺化耐温抗盐共聚物与0.1～0.5wt％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海上油田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18.2％，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0.75份2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶于425份水中，在冰水浴的条件下用等摩尔的氢氧化钠将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中和；将74.25份的丙烯酰胺溶于上述的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中得到单体溶液，使丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的质量比为99∶1，两种单体总的质量分数为15％；然后将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为5℃，通氮气除氧30分钟；然后加入0.003％复合引发体系，依次为：0.6％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯0.3份、0.15％的过硫酸钾溶液0.23份、0.09％的亚硫酸氢钠溶液0.13份；反应30分钟后，升温到50℃，继续恒温聚合反应4小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为15％的氢氧化钠溶液63.0份，在80℃下，水解1小时，使得产物中丙烯酰胺、水解的丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的结构单元摩尔数之比为77.1∶22.6∶0.3，然后真空干燥，粉碎，即得到磺化耐温抗盐共聚物，红外光谱证明确为两者共聚物，分子量1.5×10⁷，引入仅一种单体，引入量仅1w.t.％，在矿化度31368mg/L(其中钙镁离子浓度1615mg/L)、温度达70℃的高温高矿化度条件下的盐水中表观粘度为21.2mPa·s，75℃老化后的粘度保留率为85.1％。

将所合成的磺化耐温抗盐共聚物0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.6wt％胜利油田海上油田注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度70℃、矿化度31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为21.2mPa.s；该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0056mN/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31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/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50.6％，然后以胜利油田海上IFA-8井脱水原油进行饱和，于60℃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(g)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16.9％。

【实施例2】

将8.75份2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶于325份水中，在冰水浴的条件下用等摩尔的氢氧化钠将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中和；将166.25份的丙烯酰胺溶于上述的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中得到单体溶液，使丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的质量比为95∶5，两种单体总的质量分数为35％；将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为15℃，通氮气除氧30分钟；然后加入1.5％的复合引发体系，依次为：5.25％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯5份、3.15％的过硫酸钾溶液12.5份、15.75％的亚硫酸氢钠溶液12.5份；反应40分钟后，升温到45℃，继续恒温聚合反应6小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为12.5％的氢氧化钠溶液149.7份，在90℃下，水解3小时，使得产物中丙烯酰胺、水解的丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的结构单元摩尔数之比为78.2∶20∶1.8，然后真空干燥，粉碎，即得到磺化耐温抗盐共聚物，红外光谱证明确为两者共聚物，分子量1.7×10⁷，引入仅一种单体，引入量仅5w.t.％，在矿化度31368mg/L(其中钙镁离子浓度1615mg/L)、温度达70℃的高温高矿化度条件下的盐水中表观粘度为21.4mPa·s，75℃老化后的粘度保留率为86.2％。

将所合成的磺化耐温抗盐共聚物0.25wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.35wt％和99.4wt％胜利油田海上油田注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度70℃、矿化度31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为24.3mPa.s.；该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0048mN/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31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/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50.4％，然后以胜利油田海上IFA-8井脱水原油进行饱和，于70℃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(g)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17.5％。

【实施例3】

将10份2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶于400份水中，在冰水浴的条件下用等摩尔的氢氧化钠将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中和，再将90份的丙烯酰胺溶于上述的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中得到单体溶液，使丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的质量比为90∶10，两种单体总的质量分数为20％；将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为10℃，通氮气除氧45分钟；然后加入0.009％复合引发体系，依次为：0.27％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯1份、0.27％的过硫酸钾溶液1份、0.54％的亚硫酸氢钠溶液1份；反应60分钟后，升温到40℃，继续恒温聚合反应8小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为10％的氢氧化钠溶液76.0份，在90℃下，水解2小时，使得产物中丙烯酰胺、水解的丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的结构单元摩尔数之比为81.3∶15∶3.7，然后真空干燥，粉碎，即得到磺化耐温抗盐共聚物，红外光谱证明确为两者共聚物，分子量2.1×10⁷，引入仅一种单体，引入量仅10w.t.％，在矿化度31368mg/L(其中钙镁离子浓度1615mg/L)、温度达70℃的高温高矿化度条件下的盐水中表观粘度为21.6mPa·s，75℃老化后的粘度保留率为86.4％。

将所合成的磺化耐温抗盐共聚物0.35wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.4wt％胜利油田海上油田注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度70℃、矿化度31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为27.7mPa.s；该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0068mN/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31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/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％，然后以胜利油田海上IFA-8井脱水原油进行饱和，于65℃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40.3％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(g)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17.9％。

【实施例4】

将18.75份2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶于375份水中，在冰水浴的条件下用等摩尔的氢氧化钠将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中和，再将106.25份的丙烯酰胺溶于上述的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中得到单体溶液，使丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的质量比为85∶15，两种单体总的质量分数为25％；将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为5℃，通氮气除氧30分钟；然后加入0.15％的复合引发体系，依次为：0.45％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯1.25份、0.45％的过硫酸钾溶液1.25份、0.15％的亚硫酸氢钠溶液1.875份；反应50分钟后，升温到35℃，继续恒温聚合反应10小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为7.5％的氢氧化钠溶液79.7份，在85℃下，水解1小时，使得产物中丙烯酰胺、水解的丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的结构单元摩尔数之比为84.3∶10∶5.7，然后真空干燥，粉碎，即得到磺化耐温抗盐共聚物，红外光谱证明确为两者共聚物，分子量2.4×10⁷，引入仅一种单体，引入量仅15w.t.％，在矿化度31368mg/L(其中钙镁离子浓度1615mg/L)、温度达70℃以上的高温高矿化度条件下的盐水中表观粘度为22.4mPa·s，75℃老化后的粘度保留率为86.7％。

将所合成的磺化耐温抗盐共聚物0.50wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.40wt％和99.10wt％胜利油田海上油田注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度70℃、矿化度31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为32.8mPa.s.；该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0046mN/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31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/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50.8％，然后以胜利油田海上IFA-8井脱水原油进行饱和，于68℃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(g)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18.2％。

【实施例5】

将30份2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶于350份水中，在冰水浴的条件下用等摩尔的氢氧化钠将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中和，再将120份的丙烯酰胺溶于上述的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液中得到单体溶液，使丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的质量比为80∶20，两种单体总的质量分数为30％；将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为10℃，通氮气除氧30分钟；然后加入0.03％复合引发体系，依次为：0.45％甲基丙烯酸N，N-二甲氨基乙酯1份、0.76％的过硫酸钾溶液5份、0.23％的亚硫酸氢钠溶液1份；反应60分钟后，升温到30℃，继续恒温聚合反应12小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为5％的氢氧化钠溶液202.6份，在85℃下，水解1.5小时，使得产物中丙烯酰胺、水解的丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的结构单元摩尔数之比为77.1∶15∶7.9，然后真空干燥，粉碎，即得到磺化耐温抗盐共聚物，红外光谱证明确为两者共聚物，分子量2.2×10⁷，引入仅一种单体，引入量仅20w.t.％，在矿化度高于31368mg/L(其中钙镁离子浓度1615mg/L)、温度达70℃以上的高温高矿化度条件下的盐水中表观粘度为21.5mPa·s，75℃老化后的粘度保留率为86.6％。

将所合成的磺化耐温抗盐共聚物0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.35wt％和99.5wt％胜利油田海上油田胜注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度70℃、矿化度31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为21.5mPa.s.；该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0049mN/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31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/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50.5％，然后以胜利油田海上IFA-8井脱水原油进行饱和，于62℃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(g)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6】

同【实施例1】，不同之处以矿化度20000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1800mg/L的注入水代替矿化度31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/L的注入水，其余相同，测得此组合物的表观粘度为测得此组合物的表观粘度为21.7mPa.s；该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0047mN/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。

同【实施例1】，测得水驱能提高原油采收率40.4％，转注上述驱油组合物后可在水驱基础上在提高原油采收率17.4％。

【实施例7】

同【实施例1】，不同之处以矿化度23000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1200mg/L的注入水代替矿化度31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/L的注入水，其余相同，测得此组合物的表观粘度为测得此组合物的表观粘度为21.8mPa.s；该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0051mN/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。

同【实施例1】，测得水驱能提高原油采收率40.3％，转注上述驱油组合物后可在水驱基础上在提高原油采收率17.5％。

【实施例8】

同【实施例1】，不同之处以矿化度26000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺800mg/L的注入水代替矿化度31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/L的注入水，其余相同，测得此组合物的表观粘度为测得此组合物的表观粘度为21.5mPa.s；该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0049mN/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。

同【实施例1】，测得水驱能提高原油采收率40.5％，转注上述驱油组合物后可在水驱基础上在提高原油采收率17.1％。

【实施例9】

同【实施例1】，不同之处以矿化度30000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺500mg/L的注入水代替矿化度31368mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺1615mg/L的注入水，其余相同，测得此组合物的表观粘度为测得此组合物的表观粘度为21.3mPa.s；该组合物与胜利油田海上IFA-8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。

同【实施例1】，测得水驱能提高原油采收率40.2％，转注上述驱油组合物后可在水驱基础上在提高原油采收率17.0％。

【比较例1】

同【实施例1】，不同之处以0.15wt％的超高分子量聚丙烯酰胺(粘均分子量为2500万)替代0.15wt％上述的磺化耐温抗盐共聚物，其余相同，测得此组合物的表观粘度为10.6mPa.s，该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0645mN/m的界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROODFIELDII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。

同【实施例1】，测得水驱能提高原油采收率40.2％，转注上述驱油组合物后可在水驱基础上再提高原油采收率11.3％。

【比较例2】

同【实施例1】，不同之处以0.25wt％的石油磺酸钠(无锡炼油厂)替代0.25wt％脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐，其余相同，测得此组合物的表观粘度为17.6mPa.s，该组合物与胜利油田海上IFA-8井脱水原油之间形成0.0742mN/m的界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROODFIELDII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。

同【实施例1】，测得水驱能提高原油采收率40.5％，转注上述驱油组合物后可在水驱基础上再提高原油采收率14.7％。

Claims (4)

1.一种用于提高高温高盐油藏三次采油采收率的驱油方法，将驱油用的组合物在驱油温度60～70℃，总矿化度≥20000mg/L，钙离子和镁离子的总量大于500mg/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，其中所述的驱油用组合物以重量百分比计包括以下组份：

(1)0.01～5.0％的磺化耐温抗盐共聚物；

(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；

(3)90.0～99.98％的注入水；

其中(1)组分的分子通式为：

式中，R₁、R₂均为H或C₁～C₄的烷基，z是CH₂的数目，为1～18中的任意一个整数，x、y、m分别是丙烯酰胺、水解丙烯酰胺、带有较大侧基上含磺酸基团单体的结构单元摩尔数，x∶y∶m＝74.9～98.9∶1～25∶0.1～24.1；分子量为1500～2400万，在矿化度高于30000mg/L、其中钙镁离子浓度大于1600mg/L，温度达70℃的高温高矿化度条件下的盐水中，表观粘度≥21mPa·s，75℃的高温老化后的粘度保留率在85％以上。

2.根据权利要求1所述的用于提高高温高盐油藏三次采油采收率的驱油方法，其特征在于所述的磺化耐温抗盐共聚物中的带有较大侧基上含磺酸基团的单体为丙烯酰胺基烷烃磺酸。

3.根据权利要求1所述的用于提高高温高盐油藏三次采油采收率的驱油方法，其特征在于所述的注入水的总矿化度为20000～40000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺为500～1800mg/L。

4.根据权利要求1所述的用于提高高温高盐油藏三次采油采收率的驱油方法，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。