CN103541701B - 用于提高高温油藏三次采油采收率的驱油方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种用于提高高温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油藏三次采油采收率的驱油方法,在驱油温度>90℃,总矿化度大约10000mg/L,钙离子和镁离子的总量大约100mg/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)0.01~3.0%的耐高温驱油用聚丙烯酰胺;(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%的注入水;的技术方案,较好地解决了该问题,可用于高温油藏的三次采油生产中。

Description

用于提高高温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油藏三次采油采收率的驱油方法。
背景技术
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。
近年来,有关耐温抗盐型聚丙烯酰胺的研究主要通过在聚合物主链上引入大侧基或刚性侧基提高聚合物的热稳定性、引入抑制水解的单体或对盐不敏感的单体进行共聚来提高聚合物的耐水解及抗盐性能,或通过疏水基团的疏水缔合作用来改善聚合物的耐温抗盐性能。但由于共聚单体的质量或价格使得聚合物难以达到高分子量或产品具有较高的成本,在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,能满足耐温抗盐要求的聚合物很少,不是价格太高就是性能不稳定,特别是不能满足矿化度10000mg/L左右,能耐90℃以上高温的聚合物。
蒙脱土(Montmorillonite,简称MMT)矿藏资源十分丰富,价格低廉,性能优良,可用于轻工、石油、冶金、沙漠治理、污水处理、药品等多种行业,被人们誉为“万能材料”。天然蒙脱土是一种层状结构、片状结晶的含水铝硅酸盐的土状矿物,主要成分为氧化硅和氧化铝, 晶胞平行叠置,属于2∶1型三层夹心结构,具有很高的刚性,层间不易滑移,这种特殊的晶体结构赋予蒙脱土独特的性质,如较大的表面活性、较高的阳离子交换能力、异常含水特征的层间表面、强烈改变液体流动特性的能力等。对其进行无机、有机或有机-无机复合改性处理后大大拓宽了应用领域,特别是在絮凝剂材料、聚合物复合材料方面有广泛应用。但是将改性的蒙脱土引入丙烯酰胺聚合中以提高聚合物的热稳定性却鲜见报道,经专利检索没有查到,只有少数文献在吸水性树脂或增稠剂等方面有有类似的研究。如舒小伟、沈上越等(中国粉体技术,2005,2:9-11)以N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,过硫酸钠为引发剂,采用水溶液法制备出高岭土复合聚丙烯酸-丙烯酰胺超吸水性树脂,高岭土的加入量为丙烯酸单体的50%;安景云、刘红宇等(河南化工,2008,31(3):19-20,30)使用AM、AA、AMPS 和钠基蒙脱土合成了一种具有较高抗电解质性能的增稠剂,蒙脱土含量在1%~5%的范围内。特别是将蒙脱土改性聚丙烯酰胺作为三次采油用驱油剂尚未见到报道。
本发明利用无机或有机改性蒙脱土与丙烯酰胺原位聚合后蒙脱土纳米层与聚丙烯酰胺分子链相互作用,提高了聚合物的耐热及稳定性,本发明所述的适合于耐高温驱油用聚合物的制备方法、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存在耐温抗盐及热稳定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油藏三次采油采收率的驱油方法。该方法将含耐高温驱油用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>90℃,总矿化度大约10000 mg/L,钙离子和镁离子的总量100 mg/L左右的注入水条件下,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%的耐高温驱油用聚丙烯酰胺;
(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%的注入水;
其中(1)组分耐高温驱油用聚丙烯酰胺按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量Mw测定(粘度法)测定特性粘数[η],并按[η]=3.73×10-4Mw0.66计算分子量为2504~3218万,在总矿化度为8730mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为48mg/L的水溶液中,1500mg/L聚合物浓度溶液在95℃、7.34s-1下的表观粘度为38.4~41.7mps。
上述技术方案中,驱油温度优选为90~95℃,所述的注入水总矿化度优选为5000~15000 mg/L,钙离子和镁离子的总量优选30~600 mg/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。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。
此驱油方法具体操作步骤包括以下步骤:
a) 将丙烯酰胺单体配成质量浓度为10~40%的水溶液Ⅰ;
b) 向溶液Ⅰ中加入丙烯酰胺单体重量0.05~5%的无机或有机改性蒙脱土,混合均匀后得到溶液Ⅱ;
c) 向溶液Ⅱ中通氮除氧10~40分钟后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Ⅲ;
d) 向溶液Ⅲ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Ⅰ;
e) 将胶状产物Ⅰ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Ⅱ;
f) 将胶状产物Ⅱ经干燥、粉碎、过筛后得细颗粒状耐高温型聚丙烯酰胺。
将所需量的阴离子型聚丙烯酰胺、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;
先以总矿化度为5000~15000mg/L、Ca2++Mg2+为30~600mg/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80~95℃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,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%的亚硫酸盐或酸式亚硫酸盐;(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;(d)10~80%的尿素、硫脲或氨水;(e)5~60%的乙二胺四乙酸二钠。
本发明所制备的用于提高高温油藏采收率的组合物,由于采用了复合引发体系组合物,并以优选的工艺与之配套,故反应平稳、有利于链增长,产物不仅分子量高,在一定矿化度的盐水中也表现出较高的表观粘度;其中添加的功能单体可能使聚合物形成较特殊的结构,使得其同时具有较好的耐温抗盐性能;采用了后水解工艺,聚合及水解反应都精确可控,能得到较高分子量和一定水解度的产品;改性蒙脱土由于含有多价金属离子或层状结构,可以在丙烯酰胺的原位聚合过程中提供络合点,产生分子间的物理交联或轻微的化学交联,形成一定的二维或三维结构,即使在较高的温度或矿化度下仍具有稳定的结构,大大提高了聚合物的耐热及稳定性。工艺流程较为简便,有利于工业化生产。使用本发明所提供的制备工艺制得的驱油用耐高温驱油用聚丙烯酰胺,分子量≧2500万,在盐水中的表观粘度≧38mPa·s(盐水总矿化度10000 mg·L-1左右,Ca2++Mg2+100 mg·L-1左右)。
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90~95℃、总矿化度为5000~15000 mg/L,钙离子和镁离子的总量为30~600 mg/L的河南油田某区块原油和水,以用量0.1~0.3wt%耐高温型驱油用聚丙烯酰胺与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河南油田某区块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41.1%)提高原油采收率可达16.6%,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】
先将125g丙烯酰胺(AM)和0.125g钠基蒙脱土(Na-MMT)加入352g去离子水中,搅拌溶解均匀,用5%质量浓度的NaOH溶液调节pH值至8.5,并开始通入高纯氮气,30min后将水浴降温至15℃,然后依次加入1.25%尿素水溶液8g,0.9%乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)水溶液10g,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3小时后得到凝胶状聚合产物,切胶后加入10%NaOH水溶液120g,在90 ºC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88.5%,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17.6%,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]=3.73×10-4Mw0.66计算分子量为2519万,1500mg/L聚合物浓度溶液在95℃、7.34s-1下的表观粘度为41.1 mPa·s(盐水总矿化度8730mg·L-1,Ca2++Mg2+:48 mg·L-1),95℃老化30天后粘度保留率为98%。
将所合成的耐高温驱油用聚丙烯酰胺0.15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n=4)0.25wt%和99.6wt%河南油田江河注入水均匀混合,20℃搅拌2小时,得到所需的驱油用组合物。在温度95℃、矿化度8730mg/L、 Ca2++Mg2+48mg/L的水中,测得此组合物的表观粘度为41.3mPa.s.;该组合物与河南油田某区块脱水原油之间形成0.0072mN/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8730mg/L、Ca2++Mg2+48mg/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%,然后以河南油田Ⅶ下区块脱水原油进行饱和,于95℃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(f)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15.9%。
【实施例2】
先将125g丙烯酰胺(AM)和0.188g钠基蒙脱土(Na-MMT)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9.0,并开始通入高纯氮气,30min后将水浴降温至15℃,然后依次加入1.25%硫脲水溶液1g,0.81%乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)水溶液1g,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,0.5小时后将反应温度逐渐升至35℃,反应4小时后得到凝胶状聚合产物,切胶后加入10%NaOH水溶液120g,在90 ºC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87.9%,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16.5%,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]=3.73×10-4Mw0.66计算分子量为2504万,1500mg/L聚合物浓度溶液在95℃、7.34s-1下的表观粘度为38.8mPa·s(盐水总矿化度8730mg·L-1,Ca2++Mg2+:48mg·L-1),95℃老化30天后粘度保留率为96%。
将所合成的耐高温驱油用聚丙烯酰胺0.15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n=4)0.35wt%和99.5wt%河南油田江河注入水均匀混合,20℃搅拌2小时,得到所需的驱油用组合物。在温度95℃、矿化度8730mg/L、 Ca2++Mg2+48mg/L的水中,测得此组合物的表观粘度为39.1mPa.s.;该组合物与河南油田某区块脱水原油之间形成0.0063mN/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8730mg/L、Ca2++Mg2+48mg/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%,然后以河南油田Ⅶ下区块脱水原油进行饱和,于95℃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(f)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16.1%。
【实施例3】
先将125g丙烯酰胺(AM)和0.215g钠基蒙脱土(Na-MMT)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8.6,并开始通入高纯氮气,30min后将水浴降温至15℃,然后依次加入1.38%尿素水溶液1g,0.33%乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)水溶液1g,0.99%N,N-二甲基二烯丙基氯化铵水溶液1g,1.25%的过硫酸铵水溶液1g,2.63%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3.5小时后得到凝胶状聚合产物,切胶后加入10%NaOH水溶液120g,在90 ºC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15.6%,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]=3.73×10-4Mw0.66计算分子量为3218万,1500mg/L聚合物浓度溶液在95℃、7.34s-1下的表观粘度为38.8mPa·s(盐水总矿化度8730mg·L-1,Ca2++Mg2+:48mg·L-1),95℃老化30天后粘度保留率为102%。
将所合成的耐高温驱油用聚丙烯酰胺0.15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n=4)0.25wt%和99.6wt%河南油田江河注入水均匀混合,20℃搅拌2小时,得到所需的驱油用组合物。在温度95℃、矿化度8730mg/L、 Ca2++Mg2+48mg/L的水中,测得此组合物的表观粘度为39.8mPa.s.;该组合物与河南油田某区块脱水原油之间形成0.0062mN/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8730mg/L、Ca2++Mg2+48mg/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%,然后以河南油田Ⅶ下区块脱水原油进行饱和,于95℃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(f)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15.2%。
【实施例4】
先将125g丙烯酰胺(AM)和0.125g有机改性蒙脱土(O-MMT)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9.8,并开始通入高纯氮气,30min后将水浴降温至15℃,然后依次加入3.13%硫脲水溶液1g,1.04%氨水溶液1g ,2.5%乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)水溶液1g,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,1.5小时后将反应温度逐渐升至40℃,反应3小时后得到凝胶状聚合产物,切胶后加入10%NaOH水溶液115g,在90 ºC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87.9%,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16.4%,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]=3.73×10-4Mw0.66计算分子量为2616万,1500mg/L聚合物浓度溶液在95℃、7.34s-1下的表观粘度为39.8 mPa·s(盐水总矿化度8730mg·L-1,Ca2++Mg2+:48mg·L-1),95℃老化30天后粘度保留率为105%。
将所合成的耐高温驱油用聚丙烯酰胺0.15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n=4)0.40wt%和99.45wt%河南油田江河注入水均匀混合,15℃搅拌3小时,得到所需的驱油用组合物。在温度95℃、矿化度8730mg/L、 Ca2++Mg2+48mg/L的水中,测得此组合物的表观粘度为42.3mPa.s.;该组合物与河南油田某区块脱水原油之间形成0.0069mN/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8730mg/L、Ca2++Mg2+48mg/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%,然后以河南油田某区块脱水原油进行饱和,于95℃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(f)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0.125wt%的过硫酸钾水溶液10g,0.0963wt%的亚硫酸氢钠水溶液10g,30min后将反应温度逐渐升至45℃,反应4h后取出胶块,粉碎成颗粒状后,加入10%的NaOH水溶液120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17.3%,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]=3.73×10-4Mw0.66计算分子量为1963万,在总矿化度为8730mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为48mg/L的水溶液中,1500mg/L聚合物浓度溶液在95℃、7.34s-1下的表观粘度为26.2mps,95℃老化30天后粘度保留率为55%。
同【实施例1】,测得水驱提高原油采收率40.8%,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10.5%。
【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45℃,反应4h后取出胶块,粉碎成颗粒状后,加入10%的NaOH水溶液120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16.3%,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]=3.73×10-4Mw0.66计算分子量为2132万,在总矿化度为8730mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为48mg/L的水溶液中,1500mg/L聚合物浓度溶液在95℃、7.34s-1下的表观粘度为31.9mps,95℃老化30天后粘度保留率为69%
同【实施例1】,测得水驱提高原油采收率40.1%,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11.7%。

Claims (3)

1.一种用于提高高温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>90℃,总矿化度大约10000mg/L,钙离子和镁离子的总量100mg/L左右的注入水条件下,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%的耐高温驱油用聚丙烯酰胺;
(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%的注入水;
其中(1)组分耐高温驱油用聚丙烯酰胺按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量Mw测定(粘度法)测定特性粘数[η],并按[η]=3.73×10-4Mw0.66计算分子量为2504~3218万,在总矿化度为8730mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为48mg/L的水溶液中,1500mg/L聚合物浓度溶液在95℃、7.34s-1下的表观粘度为38.4~41.7mps;
所述耐高温驱油用聚丙烯酰胺的制备方法,包括以下步骤:
a)将丙烯酰胺单体配成质量浓度为10~40%的水溶液Ⅰ;
b)向溶液Ⅰ中加入丙烯酰胺单体重量0.05~5%的无机或有机改性蒙脱土,混合均匀后得到溶液Ⅱ;
c)向溶液Ⅱ中通氮除氧10~40分钟后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Ⅲ;
d)向溶液Ⅲ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Ⅰ;
e)将胶状产物Ⅰ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Ⅱ;
f)将胶状产物Ⅱ经干燥、粉碎、过筛后得细颗粒状耐高温型聚丙烯酰胺;
其中,所述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%的亚硫酸盐或酸式亚硫酸盐;(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;(d)10~80%的尿素、硫脲或氨水;(e)5~60%的乙二胺四乙酸二钠。
2.根据权利要求1所述的用于提高高温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5000~15000mg/L、Ca2++Mg2+为30~600mg/L。
3.根据权利要求1所述的用于提高高温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。
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