CN106947454B - 一种用于高渗透油藏的驱油体系及驱油方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种用于高渗油藏的驱油体系包括缔合聚合物；所述缔合聚合物的分子量为198.7～4021.5万；以摩尔百分数计，所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水单体与0～14.79％的功能单体聚合得到；所述驱油体系中缔合聚合物的浓度为400～3500mg/L。与现有技术相比，本发明采用在聚合物分子链上引入少量疏水单体及功能单体得到的缔合聚合物，疏水基团在水溶液中相互缔合成空间网络结构，提高体系粘度，建立真实的高阻力系数及高残余阻力系数；功能单体引入及空间网络结构，对高渗油藏有更好的改善油水流度比作用，改善注入水波及效率，从而更好的提高高渗油藏采收率。

Description

一种用于高渗透油藏的驱油体系及驱油方法
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，尤其涉及一种用于高渗透油藏的驱油体系及驱油方法。
背景技术
对于高渗(渗透率≥500mD)油藏，由于油层孔喉及裂缝尺寸较大，油、水黏度差异大，长期水驱开发使油层中逐渐形成高渗通道或大孔道，使地层压力场、流线场形成定势，油水井间形成水流优势通道，导致水驱含水量上升快、采收率低，水驱波及体积难以提高，油藏依靠常规注水技术难以大幅度提高采收率；针对上述矛盾，需要探索新的技术达到油田开发及增产的目的。化学驱则是作为三次采油的重要技术手段受到了广泛关注。其中，聚合物驱通过加入天然或者合成的水溶性高分子，增加了驱替液粘度，降低驱替液和被驱替液的流度比，调整吸水剖面、扩大波及效率，进而达到提高采收率的目的；表面活性剂驱被认为是能有效地降低地层中原油和水的界面张力，提高驱油效率、适用范围广、最具发展前景；碱水驱通过加入碱与原油反应，生成一类具有表面活性的物质来降低油水界面张力，提高驱油效率。相比之下，聚合物驱具有施工方便、用量少、成本低等诸多优点，是目前国内应用范围较广的提高采收率手段，因此，开发出性能优良的聚合物是目前研究的重点。但表面活性剂驱与碱水驱也具有聚合物驱无法替代的作用，在聚合物驱油体系中加入表面活性剂或碱配制成二元、三元体系的方法来降低成本，充分发挥表面活性剂及碱降低界面张力提高洗油效率和聚合物改善吸水剖面的性能优势，也受到了广泛的关注。
在聚合物驱的实际应用中，对于渗透率高的油藏，往往需要采用高分子量高粘度的聚合物体系进行开发。天然高分子受到时令及地区限制且成本较高，热稳定性和生物稳定性相对较差，易发生降解，因此在高温高盐油藏中的应用受到限制；合成高分子中应用最广泛的聚丙烯酰胺虽然能够在一定程度上提高水溶液粘度，但其在施工过程中很容易由于强剪切作用使分子长链发生机械降解；易受到地层环境(温度、矿化度等)影响，存在以下问题：1) 在高温高矿化度条件下应用时,温度较高时聚丙烯酰胺的水解严重；2)地层温度超过75℃后，随着地层温度升高，水解聚丙烯酰胺沉淀形成加快；3)高温高盐易导致水解聚丙烯酰胺从水溶液中沉淀出来,并且水解度越高这种现象越显著；4)溶液粘度对温度和盐度非常敏感，在高温高盐环境中溶液的保留粘度很低。故而聚丙烯酰胺在稍苛刻油藏条件下应用受到极大限制。重要的是，受油藏条件影响，高渗油藏一般用于驱油的聚合物分子量及粘度较高，能建立真实的高阻力系数及高残余阻力系数；聚丙烯酰胺要获得较高粘度，必须增大聚合物浓度及分子量，成本大幅增加。由于决定其分子线团尺寸可调节参数较为单一，与高孔高渗油藏孔喉匹配性较差，建立的阻力系数，残余阻力系数较小，无法较好起到扩大波及体积封堵水驱优势通道的作用。加入表面活性剂及碱配制成二元(三元)体系时，聚丙烯酰胺与绝大多数表面活性剂、碱作用其粘度及弹性都会不同程度的降低，进而降低流度控制能力 (产生负协同效应)。针对以上问题，普通聚丙烯酰胺由于其只能调节分子量和水解度且调节范围有限，在其现有分子结构的基础上已经很难进一步克服，因此，不能满足高渗油田的高效开发需求。
发明内容
有鉴于此，本发明要解决的技术问题在于提供一种用于高渗透油藏的驱油体系及驱油方法，该驱油体系用量小，性能优越，能够建立真实的高阻力系数及高残余阻力系数，且能够大幅度提高高渗油藏水驱及聚驱采收率。
本发明提供了一种用于高渗油藏的驱油体系，包括缔合聚合物；所述缔合聚合物的分子量为198.7～4021.5万；以摩尔百分数计，所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水单体与0～14.79％的功能单体聚合得到；所述驱油体系中缔合聚合物的浓度为400～3500mg/L；
所述疏水单体选自N-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯、氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季铵盐、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸盐、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯与丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中的一种或多种；
所述功能单体选自含有端烯基的磺酸衍生物及其磺酸盐衍生物与含有端烯基的杂环衍生物中的一种或多种。
优选的，所述N-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季铵盐、丙烯酸烷基磺酸及其磺酸盐、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、丙烯酸聚氧乙烯烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯与氟取代的甲基丙烯酸烷基酯中烷基的碳原子数各自独立地为4～40。
优选的，所述功能单体选自2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸及其磺酸盐、乙烯基磺酸及其磺酸盐、苯乙烯基磺酸及其磺酸盐与N-乙烯基-2-吡咯烷酮中的一种或多种。
优选的，还包括表面活性剂；所述表面活性剂的质量为缔合聚合物质量的0.001％～0.76％。
优选的，所述表面活性剂为石油磺酸盐类阴离子表面活性剂、烷基苯磺酸盐类阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐类阴离子表活剂、甜菜碱类两性表活剂、烷醇酰胺类非离子表活剂，非离子型双子表面活性剂、阴离子型双子表面活性剂、烷基萘磺酸盐、木质素磺酸盐、植物油羧酸盐、石油羧酸盐、生物类表面活性剂与复合表面活性剂中的一种或多种。
优选的，还包括碱性物质；所述碱性物质的质量为缔合聚合物质量的 0.09％～2.2％。
优选的，所述碱性物质为NaOH、Na2CO3与胺类有机碱中的一种或多种。
优选的，所述高渗油藏的水测渗透率为a，500mD≤a≤9880mD。
本发明还提供了一种高渗油藏的驱油方法，采用上述用于高渗油藏的驱油体系进行驱油。
与现有技术相比，本发明提供了一种用于高渗油藏的驱油体系包括缔合聚合物；所述缔合聚合物的分子量为198.7～4021.5万；以摩尔百分数计，所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水单体与0～14.79％的功能单体聚合得到；所述驱油体系中缔合聚合物的浓度为400～3500mg/L；所述疏水单体选自N-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯、氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季铵盐、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸盐、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯与丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中的一种或多种；所述功能单体选自含有端烯基的磺酸衍生物及其磺酸盐衍生物与含有端烯基的杂环衍生物中的一种或多种。与现有技术相比，本发明采用在聚合物分子上引入少量疏水基团及功能单体得到的缔合聚合物作为驱油体系，在聚合物分子链上引入少量疏水单体及功能单体得到的缔合聚合物，随着疏水基团的引入，这些大分子内或分子间的疏水基团在水溶液中由于疏水作用而相互缔合，形成可逆三维空间动态物理交联网络，从而在较低浓度时能具有较高的粘度及弹性，显著节约成本，由于疏水单体的引入，驱油时能够建立高阻力系数及高残余阻力系数，有效降低相对高渗区域或者裂缝渗透率，具有较好的“调驱”效果，改善后续注入水波及效率；这种可逆网络结构具有在强烈剪切作用下被拆散而当剪切作用减小或消失时得以恢复的特性，解决了传统聚合物受强剪切作用不可逆转损失粘度的问题；功能单体引入及缔合空间网络结构强度随着溶液极性增加而增加，使得体系具有良好的抗温抗盐抗剪切及老化稳定性，对高渗油藏有更好的改善油水流度比作用，可通过疏水单体含量、种类及分子量变化改变分子线团尺寸，从而与高孔高渗孔喉相匹配，封堵高渗水驱优势通道，改善注入水波及效率；由于溶液中三维空间动态物理交联网络的存在，体系弹性大幅升高，提高聚合物微观驱油效率，从而能更好的提高高渗油藏的水驱后采收率；加入表面活性剂及碱配制成二元(三元)体系时，在保证缔合聚合物优势的同时，能够大幅度提高体系粘度及弹性等性能(产生正协同效应)，且加入的表面活性剂及碱能够大幅度提高体系洗油效率，从而在高含水，高采出程度的高渗油藏条件下能够大幅度提高水驱及聚驱采收率。
实验结果表明，本发明提供的用于高渗油藏的溶液浓度介于200～3500 mg/L之间，粘度10.6～1515.3mPa.s，机械剪切粘度保留率为48.56％～99.69％， 90天老化粘度保留率为40.91％～99.89％，阻力系数为5.3～789.9，残余阻力系数为1.7～279.7，提高采收率程度为10.71％～38.02％。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供一种用于高渗油藏的驱油体系，包括缔合聚合物；所述缔合聚合物的分子量为198.7～4021.5万；以摩尔百分数计，所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水单体与0～14.79％的功能单体聚合得到；所述驱油体系中缔合聚合物的浓度为400～3500mg/L；所述疏水单体选自N-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯、氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季铵盐、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸盐、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯与丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中的一种或多种；所述功能单体选自含有端烯基的磺酸衍生物及其磺酸盐衍生物与含有端烯基的杂环衍生物中的一种或多种。
在本发明提供的一些实施例中，所述缔合聚合物的分子量优选为198.7 万；在本发明提供的一些实施例中，所述缔合聚合物的分子量优选为511.2万；在本发明提供的一些实施例中，所述缔合聚合物的分子量优选为1533万；在本发明提供的一些实施例中，所述缔合聚合物的分子量优选为3988万；在本发明提供的一些实施例中，所述缔合聚合物的分子量优选为4013万；在本发明提供的另一些实施例中，所述缔合聚合物的分子量优选为3877万。
在本发明提供的一些实施例中，所述疏水单体的含量优选为4.63％；在本发明提供的一些实施例中，所述疏水单体的含量优选为9.96％；在本发明提供的一些实施例中，所述疏水单体的含量优选为0.63％；在本发明提供的一些实施例中，所述疏水单体的含量优选为0.11％；在本发明提供的一些实施例中，所述疏水单体的含量优选为0.36％；在本发明提供的另一些实施例中，所述疏水单体的含量优选为3.59％。
所述疏水单体选自N-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯、氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季铵盐、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸盐、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯与丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中的一种或多种；其中，所述N-烷基取代丙烯酰胺及其衍生物、丙烯酸烷基酯、甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季铵盐、丙烯酸烷基磺酸及其磺酸盐、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、丙烯酸聚氧乙烯烷基酯、氟取代的丙烯酸烷基酯与氟取代的甲基丙烯酸烷基酯、烯丙基烷基季铵盐、丙烯酰胺烷基磺酸及其磺酸盐、烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯或丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中烷基的碳原子数各自独立地为4～40，更优选为4～30，再优选为6～20。
所述N-烷基取代丙烯酰胺衍生物优选含有苯环结构的衍生物；所述烷基酚聚氧乙烯丙烯酸酯与丙烯酸聚氧乙烯烷基酯中聚氧乙烯的聚合度各自独立地优选为7～20，更优选为7～16；所述氟取代的丙烯酸烷基酯与氟取代的甲基丙烯酸烷基酯中氟原子的个数各自独立地优选为4～10，更优选为6～8，最优选为2-(N-乙基全氟磺酸胺)甲基丙烯酸乙酯或2-(N-乙基全氟辛烷)甲基丙烯酸丁酯；本发明中所述疏水单体最优选为丙烯酸十二酯、丙烯酸十六酯、丙烯酸十八酯、甲基丙烯酸十二酯、甲基丙烯酸十六酯、甲基丙烯酸十八酯、N-十二烷基丙烯酰胺、N-十六烷基丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基二十五烷基磺酸钠、N-辛基丙酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基二十二烷基磺酸钠、N-十四烷基丙烯酰胺、N,N-二辛基丙烯酰胺、甲基丙烯酸六氟丁酯、甲基丙烯酸十四酯、十六烷基烯丙基二溴化四甲基乙二胺、2-丙烯酰胺基十四烷磺酸钠、2- 丙烯酰胺基-2-甲基十二烷磺酸钠、壬基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、辛基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、十二烷基聚氧乙烯丙烯酸酯、十八烷基烯丙基二溴化四甲基乙二胺、十六烷基聚氧乙烯丙烯酸酯、N-十六烷基丙烯酰胺、N-辛基丙烯酰胺、十二烷基烯丙基二溴化四甲基丁二铵、十四烷基烯丙基二氯化四甲基丁二胺与(4-丙烯酰胺基)苯基正丁基二甲基溴化铵中的一种或多种。
在本发明提供的一些实施例中，所述功能单体的含量优选为0％；在本发明提供的一些实施例中，所述功能单体的含量优选为5.76％；在本发明提供的一些实施例中，所述功能单体的含量优选为6.11％；在本发明提供的一些实施例中，所述功能单体的含量优选为14.72％；在本发明提供的一些实施例中，所述功能单体的含量优选为8.83％；在本发明提供的一些实施例中，所述功能单体的含量优选为5.26％；在本发明提供的一些实施例中，所述功能单体的含量优选为6.66％；在本发明提供的另一些实施例中，所述功能单体的含量优选为2.18％。
所述功能单体选自含有端烯基的磺酸衍生物及其磺酸盐衍生物与含有端烯基的杂环衍生物中的一种或多种；所述功能单体的碳原子数优选为2～20，更优选为2～15，再优选为2～10；本发明中，所述功能单体最优选为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸及其磺酸盐、乙烯基磺酸及其磺酸盐、苯乙烯基磺酸及其磺酸盐与N-乙烯基-2-吡咯烷酮中的一种或多种。
本发明提供的用于高渗油藏的驱油体系；所述高渗油藏为本领域技术人员熟知的高渗油藏即可，并无特殊的限制，本发明中所述高渗油藏的水测渗透率为a，500mD≤a≤9880mD。
所述驱油体系包括缔合聚合物，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度为 400～3500mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1000mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1800mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1500mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为600mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1200mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为3000mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为3500mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为2200mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1400mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1600mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为3300mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为2300mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为2600mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1750mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为2100 mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1600mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1500mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为3100mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为800mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为2200mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为2400mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为1100mg/L；在本发明提供的一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为400 mg/L；在本发明提供的另一些实施例中，所述驱油体系中缔合聚合物的浓度优选为2000mg/L。
与现有技术相比，本发明采用在聚合物分子上引入少量疏水基团及功能单体得到的缔合聚合物作为驱油体系，在聚合物分子链上引入少量疏水单体及功能单体得到的缔合聚合物，随着疏水基团的引入，这些大分子内或分子间的疏水基团在水溶液中由于疏水作用而相互缔合，形成可逆三维空间动态物理交联网络，从而在较低浓度时能具有较高的粘度及弹性，显著节约成本，由于疏水单体的引入，驱油时能够建立高阻力系数及高残余阻力系数，有效降低相对高渗区域或者裂缝渗透率，具有较好的“调驱”效果，改善后续注入水波及效率；这种可逆网络结构具有在强烈剪切作用下被拆散而当剪切作用减小或消失时得以恢复的特性，解决了传统聚合物受强剪切作用不可逆转损失粘度的问题；功能单体引入及缔合空间网络结构强度随着溶液极性增加而增加，使得体系具有良好的抗温抗盐抗剪切及老化稳定性，对高渗油藏有更好的改善油水流度比作用，可通过疏水单体含量、种类及分子量变化改变分子线团尺寸，从而与高孔高渗孔喉相匹配，封堵高渗水驱优势通道，改善注入水波及效率；由于溶液中三维空间动态物理交联网络的存在，体系弹性大幅升高，提高聚合物微观驱油效率，从而能更好的提高高渗油藏的水驱后采收率；加入表面活性剂及碱配制成二元(三元)体系时，在保证缔合聚合物优势的同时，能够大幅度提高体系粘度及弹性等性能(产生正协同效应)，且加入的表面活性剂及碱能够大幅度提高体系洗油效率，从而在高含水，高采出程度的高渗油藏条件下能够大幅度提高水驱及聚驱采收率。
因此，本发明提供的驱油体系优选还包括表面活性剂，所述表面活性剂的质量为缔合聚合物质量的0.001％～0.76％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.13％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.096％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.098％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.71％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.011％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.65％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.017％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.09％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.76％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.001％；在本发明提供的一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.18％；在本发明提供的另一些实施例中，所述表面活性剂优选为缔合聚合物质量的0.014％。
所述表明活性剂为本领域技术人员熟知的表面活性剂即可，并无特殊的限制，本发明中优选为石油磺酸盐类阴离子表面活性剂、烷基苯磺酸盐类阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐类阴离子表活剂、甜菜碱类两性表活剂、烷醇酰胺类非离子表活剂，非离子型双子表面活性剂、阴离子型双子表面活性剂、烷基萘磺酸盐、木质素磺酸盐、植物油羧酸盐、石油羧酸盐、生物类表面活性剂与复合表面活性剂中的一种或多种。
本发明提供的驱油体系优选还包括碱性物质，所述碱性物质的质量为缔合聚合物质量的0.09％～2.2％。此时，驱油体系为ASP三元复合驱，其主要驱油机理是碱与原油中的酸性组分作用就地生成皂类，与加入的表面活性剂协同作用，产生超低界面张力；表面活性剂/聚合物体系中加入碱，碱与岩石表面的矿物产生离子交换，使岩石表面矿物组成发生变化，改善岩石颗粒表面电性，减少价格较高的表面活性剂和聚合物在岩石表面上的吸附、滞留损失，可使复合驱所需表面活性剂用量大大降低，节约成本。
在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.85％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.12％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.27％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.74％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的1.9％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.09％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.33％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的2.1％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.84％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的2.2％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.25％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.35％；在本发明提供的一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量的0.18％；在本发明提供的另一些实施例中，所述碱性物质的质量优选为缔合聚合物质量0.89％。
所述碱性物质为本领域技术人员熟知的碱性物质即可，并无特殊的限制，本发明中优选为NaOH、Na2CO3与胺类有机碱中的一种或多种。
本发明采用在聚合物分子上引入少量疏水基团及功能单体得到的缔合聚合物作为驱油体系，在聚合物分子链上引入少量疏水单体及功能单体得到的缔合聚合物，随着疏水基团的引入，这些大分子内或分子间的疏水基团在水溶液中由于疏水作用而相互缔合，形成可逆三维空间动态物理交联网络，从而在较低浓度时能具有较高的粘度及弹性，显著节约成本，由于疏水单体的引入，驱油时能够建立高阻力系数及高残余阻力系数，有效降低相对高渗区域或者裂缝渗透率，具有较好的“调驱”效果，改善后续注入水波及效率；这种可逆网络结构具有在强烈剪切作用下被拆散而当剪切作用减小或消失时得以恢复的特性，解决了传统聚合物受强剪切作用不可逆转损失粘度的问题；功能单体引入及缔合空间网络结构强度随着溶液极性增加而增加，使得体系具有良好的抗温抗盐抗剪切及老化稳定性，对高渗油藏有更好的改善油水流度比作用，可通过疏水单体含量、种类及分子量变化改变分子线团尺寸，从而与高孔高渗孔喉相匹配，封堵高渗水驱优势通道，改善注入水波及效率；由于溶液中三维空间动态物理交联网络的存在，体系弹性大幅升高，提高聚合物微观驱油效率，从而能更好的提高高渗油藏的水驱后采收率；加入表面活性剂及碱配制成二元(三元)体系时，在保证缔合聚合物优势的同时，能够大幅度提高体系粘度及弹性等性能(产生正协同效应)，且加入的表面活性剂及碱能够大幅度提高体系洗油效率，从而在高含水，高采出程度的高渗油藏条件下能够大幅度提高水驱及聚驱采收率。
本发明还提供了一种高渗油藏的驱油方法，采用上述用于高渗油藏的驱油体系进行驱油。
为了进一步说明本发明，以下结合实施例对本发明提供的一种用于高渗透油藏的驱油体系及驱油方法进行详细描述。
以下实施例中所用的试剂均为市售。
1、当驱油体系只包含缔合聚合物与水时，其评价流程标准如下：
1.1配制聚合物母液
打开水浴锅升温至需求温度，在烧杯中称取计算量的水(配注水需先用 500目筛网过滤)，并放入水浴锅中，打开立式搅拌器，选择合适转速，使杯中的水形成漩涡进行预热。称取计算量的聚合物干粉，沿漩涡壁均匀撒入，搅拌至溶解为所需浓度的母液。
1.2配制一定浓度的目标液
根据需要，取适量聚合物母液并加入计算量的水，采用立式搅拌器在适当转速下搅拌1h，稀释成所需浓度的目标液即可。
1.3溶液粘度测定
选用Brookfield粘度计，取一定量的聚合物目标溶液装入盛样筒中，在所需温度下进行预热。选取适当转子及转速，测定3、5、8min粘度值后取平均数即得到目标液粘度值。
1.4机械剪切保留率
取适量聚合物目标液，测定溶液粘度(剪切前粘度)。采用waring搅拌器在I档下对该溶液进行搅拌剪切30s后在常温下静置消泡。消泡完毕后取清液，测定其粘度(剪切后粘度)。机械剪切保留率即为剪切后粘度与剪切前粘度之比。
1.5 90天老化粘度保留率
将测定了粘度的配制好的聚合物目标溶液通氮气进行除氧后，分装至多个安瓿瓶中并高温烧结封口，将安瓿瓶放置于相应温度的烘箱中，隔一定天数取出一支测定其粘度，比较90天内聚合物目标溶液粘度变化，其粘度保留率即为90天时溶液粘度与初始粘度的比值。
1.6阻力系数与残余阻力系数测定
选取已经测定好基本参数的人造岩心或者天然岩心，并将其放入岩心夹持器中，加上适当的环压；或者选取已经测定好基本参数的填砂管，放入升至实验温度的烘箱中加热。
将实验所用的水及配制好的聚合物目标溶液进行过滤后装入中间容器。采用精密泵先用适当流速对岩心或者填砂管饱和水；饱和水完毕后，继续注水至压力稳定P1；用与注水相同的流速注入聚合物目标溶液至压力值稳定P2，出口流出液的粘度稳定；最后再以相同速度注水至压力平稳P3。
阻力系数为P2与P1的比值。
残余阻力系数为P3与P1的比值。
1.7提高采收率程度
均质油藏驱油实验可采用均质填沙管，人造均质岩心以及天然岩心，以下以测定好各项参数的人造方岩心驱油实验为例：
首先连接好装置管路，设定烘箱温度后，采用适宜流速对岩心进行饱和水作业。待饱和水结束后，进行饱和原油或者模拟油作业，收集流出液，记录流出的油水体积，计算孔隙体积及饱和油量；待饱和油过程结束后立即封闭填砂管熟化一定时间，准备进行水驱实验。
水驱实验时，先打开岩心出口，释放出模型中自喷油至不再出油为止，记录自喷油体积，并将其从饱和油量中扣除。将夹持器出口连接油水分离器，通过恒速泵向岩心中按照要求流速进行注水，收集出口端流出液，并隔一定时间记录一次压力、油水分离器上下液面、流出液体积，计算出瞬时出液量、瞬时含水率、瞬时出油率、采收率及注入孔隙体积倍数；当瞬时含水率达到要求转注聚条件立即转注聚。
聚合物驱时，停止注水，采用要求的流速注入聚合物，并在出口处收集液体。每10min读取一次压力、油水分离器上下液面、流出液体积，并记录计算出瞬时出液量、瞬时含水率、瞬时出油率、采收率及注入孔隙体积倍数；注聚时，当累计出液量达到实验要求的聚合物注入量时，立即转后续水驱。
后续水驱时，停止注入聚合物，按照要求流速注水，在出口端收集液体；每10min读一次压力、油水分离器上下液面、流出液体积，并记录计算出瞬时出液量、瞬时含水率、瞬时出油率、采收率及注入孔隙体积倍数；驱替至无油产出或者含水率达到要求时，结束实验。
将一定浓度的破乳剂加入油水分离器中混合均匀，实验温度下静置24h 后读出分离器上下液面值，并计算此时的提高采收率值(此时总采收率减去前期水驱采收率)，与实验刚结束时的提高采收率比较，修正由于原油乳化可能导致的采收率误差。
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为500mD时，驱油体系的性能测试结果见表2，驱油体系中聚合物的组成见表1，其中AMPSNa 为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠；NVP为N-乙烯基-2-吡咯烷酮，并以分子量为1800万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例1。
实验条件：
温度：85℃；TDS：40000mg/L；钙镁离子：4000mg/L；原油粘度：500 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表1驱油体系中聚合物的组成
Figure BDA0001256674570000111
Figure BDA0001256674570000121
表2高渗油藏渗透率为500mD时驱油体系的性能测试结果
Figure BDA0001256674570000122
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为1187mD时，驱油体系的性能测试结果见表4，驱油体系中聚合物的组成见表3，并以分子量为2000万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例2。
实验条件：
温度：80℃；TDS：35000mg/L；钙镁离子：3000mg/L；原油粘度：800 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表3驱油体系中聚合物的组成
Figure BDA0001256674570000123
Figure BDA0001256674570000131
表4高渗油藏渗透率为1187mD时驱油体系的性能测试结果
Figure BDA0001256674570000132
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为4005mD时，驱油体系的性能测试结果见表6，驱油体系中聚合物的组成见表5，并以分子量为2500万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例3。
实验条件：
温度：73℃；TDS：65000mg/L；钙镁离子：10000mg/L；原油粘度：2000 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表5驱油体系中聚合物的组成
Figure BDA0001256674570000133
Figure BDA0001256674570000141
表6高渗油藏渗透率为4005mD时驱油体系的性能测试结果
Figure BDA0001256674570000142
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为9880mD时，驱油体系的性能测试结果见表8，驱油体系中聚合物组成见表7，并以分子量为 3500万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例4。
实验条件：
温度：65℃；TDS：80000mg/L；钙镁离子：15000mg/L；原油粘度：6000 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表7驱油体系中聚合物的组成
Figure BDA0001256674570000143
表8高渗油藏渗透率为9880mD时驱油体系的性能测试结果
Figure BDA0001256674570000151
2、当驱油体系包括缔合聚合物与表面活性剂时，即为二元复合驱时，评价标准如下：
2.1配制聚合物母液
打开水浴锅升温至需求温度，在烧杯中称取计算量的水(配注水需先用500目筛网过滤)，并放入水浴锅中，打开立式搅拌器，选择合适转速，使杯中的水形成漩涡进行预热。称取计算量的聚合物干粉，沿漩涡壁均匀撒入，搅拌至溶解为所需浓度的母液。
2.2配制一定浓度的目标液
根据需要，取计算量聚合物母液并加入计算量的相应种类表面活性剂溶液及水，采用立式搅拌器在适当转速下搅拌1h，配制成所需浓度的二元体系目标液即可。
2.3溶液粘度测定
选用Brookfield粘度计，取一定量的二元体系目标溶液装入盛样筒中，在所需温度下进行预热。选取适当转子及转速，测定3、5、8min粘度值后取平均数即得到目标液粘度值。
2.4机械剪切保留率
取适量二元体系目标液，测定溶液粘度(剪切前粘度)。采用waring搅拌器在I档下对该溶液进行搅拌剪切30s后在常温下静置消泡。消泡完毕后取清液，测定其粘度(剪切后粘度)。机械剪切保留率即为剪切后粘度与剪切前粘度之比。
2.5 90天老化粘度保留率
将测定了粘度(初始粘度)的配置好的二元体系目标溶液通氮气进行除氧后，分装至多个安瓿瓶中并高温烧结封口，将安瓿瓶放置于相应温度的烘箱中，隔一定天数取出一支测定其粘度，比较90天内二元体系目标溶液粘度变化，其粘度保留率即为90天时溶液粘度与初始粘度的比值。
2.6阻力系数与残余阻力系数测定
选取已经测定好基本参数的人造岩心或者天然岩心，并将其放入岩心夹持器中，加上适当的环压；或者选取已经测定好基本参数的填砂管，放入升至实验温度的烘箱中加热。
将实验所用的水及配制好的二元体系目标溶液进行过滤后装入中间容器。采用精密泵先用适当流速对岩心或者填砂管饱和水；饱和水完毕后，继续注水至压力稳定P1；用与注水相同的流速注入二元体系目标溶液至压力值稳定P2，出口流出液的粘度稳定；最后再以相同速度注水至压力平稳P3。
阻力系数为P2与P1的比值。
残余阻力系数为P3与P1的比值。
2.7提高采收率程度
均质油藏驱油实验可采用均质填沙管，人造均质岩心以及天然岩心，以下以测定好各项参数的人造方岩心驱油实验为例：
首先连接好装置管路，设定烘箱温度后，采用适宜流速对岩心进行饱和水作业。待饱和水结束后，进行饱和原油或者模拟油作业，收集流出液，记录流出的油水体积，计算孔隙体积及饱和油量；待饱和油过程结束后立即封闭填砂管熟化一定时间，准备进行水驱实验。
水驱实验时，先打开岩心出口，释放出模型中自喷油至不再出油为止，记录自喷油体积，并将其从饱和油量中扣除。将夹持器出口连接油水分离器，通过恒速泵向岩心中按照要求流速进行注水，收集出口端流出液，并隔一定时间记录一次压力、油水分离器上下液面、流出液体积，计算出瞬时出液量、瞬时含水率、瞬时出油率、采收率及注入孔隙体积倍数；当瞬时含水率达到要求转注聚条件立即转注二元体系。
转注二元体系时，停止注水，采用要求的流速注入二元体系，并在出口处收集液体。每10min读取一次压力、油水分离器上下液面、流出液体积，并记录计算出瞬时出液量、瞬时含水率、瞬时出油率、采收率及注入孔隙体积倍数；注二元体系时，当累计出液量达到实验要求的二元体系注入量时，立即转后续水驱。
后续水驱时，停止注入二元体系，按照要求流速注水，在出口端收集液体；每10min读一次压力、油水分离器上下液面、流出液体积，并记录计算出瞬时出液量、瞬时含水率、瞬时出油率、采收率及注入孔隙体积倍数；驱替至无油产出或者含水率达到要求时，结束实验。
将一定浓度的破乳剂加入油水分离器中混合均匀，实验温度下静置24h 后读出分离器上下液面值，并计算此时的提高采收率值(此时总采收率减去前期水驱采收率)，与实验刚结束时的提高采收率比较，修正由于原油乳化可能导致的采收率误差。
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为500mD时，二元复合驱驱油体系的性能测试结果见表10，驱油体系中聚合物的组成见表9，并以分子量为1800万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例5。
实验条件：
温度：85℃；TDS：40000mg/L；钙镁离子：4000mg/L；原油粘度：500 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表9驱油体系中聚合物的组成
Figure BDA0001256674570000171
表10高渗油藏渗透率为500mD时二元复合驱驱油体系的性能测试结果
Figure BDA0001256674570000172
Figure BDA0001256674570000181
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为1187mD时，二元复合驱驱油体系的性能测试结果见表12，驱油体系中聚合物的组成见表11，并以分子量为2000万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例6。
实验条件：
温度：80℃；TDS：35000mg/L；钙镁离子：3000mg/L；原油粘度：800 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表11驱油体系中聚合物的组成
Figure BDA0001256674570000191
表12高渗油藏渗透率为1187mD时二元复合驱驱油体系的性能测试结果
Figure BDA0001256674570000192
Figure BDA0001256674570000201
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为4005mD时，二元复合驱驱油体系的性能测试结果见表14，驱油体系中聚合物的组成见表13，并以分子量为2500万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例7(和比较例3分子量及浓度一样，但检测结果不同，请核对)。
实验条件：
温度：73℃；TDS：65000mg/L；钙镁离子：10000mg/L；原油粘度：2000 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表13驱油体系中聚合物的组成
Figure BDA0001256674570000202
表14高渗油藏渗透率为4005mD时二元复合驱驱油体系的性能测试结果
Figure BDA0001256674570000211
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为9880mD时，二元复合驱驱油体系的性能测试结果见表16，驱油体系中聚合物的组成见表15，并以分子量为3500万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例8。
实验条件：
温度：65℃；TDS：80000mg/L；钙镁离子：15000mg/L；原油粘度：6000 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表15驱油体系中聚合物的组成
Figure BDA0001256674570000221
表16高渗油藏渗透率为9880mD时二元复合驱驱油体系性能测试结果
Figure BDA0001256674570000222
Figure BDA0001256674570000231
3、当驱油体系包括缔合聚合物、表面活性剂与碱性物质时，即为三元复合驱时，评价标准如下：
3.1配制聚合物母液
打开水浴锅升温至需求温度，在烧杯中称取计算量的水(配注水需先用 500目筛网过滤)，并放入水浴锅中，打开立式搅拌器，选择合适转速，使杯中的水形成漩涡进行预热。称取计算量的聚合物干粉，沿漩涡壁均匀撒入，搅拌至溶解为所需浓度的母液。
3.2配制一定浓度的目标液
根据需要，取计算量聚合物母液并加入计算量的相应种类表面活性剂及碱的混合溶液、计算量的水，采用立式搅拌器在适当转速下搅拌1h，配制成所需浓度的三元体系目标液即可。
3.3溶液粘度测定
选用Brookfield粘度计，取一定量的三元体系目标溶液装入盛样筒中，在所需温度下进行预热。选取适当转子及转速，测定3、5、8min粘度值后取平均数即得到目标液粘度值。
3.4机械剪切保留率
取适量三元体系目标液，测定溶液粘度(剪切前粘度)。采用waring搅拌器在I档下对该溶液进行搅拌剪切30s后在常温下静置消泡。消泡完毕后取清液，测定其粘度(剪切后粘度)。机械剪切保留率即为剪切后粘度与剪切前粘度之比。
3.5 90天老化粘度保留率
将测定了粘度(初始粘度)的配置好的三元体系目标溶液通氮气进行除氧后，分装至多个安瓿瓶中并高温烧结封口，将安瓿瓶放置于相应温度的烘箱中，隔一定天数取出一支测定其粘度，比较90天内三元体系目标溶液粘度变化，其粘度保留率即为90天时溶液粘度与初始粘度的比值。
3.6阻力系数与残余阻力系数测定
选取已经测定好基本参数的人造岩心或者天然岩心，并将其放入岩心夹持器中，加上适当的环压；或者选取已经测定好基本参数的填砂管，放入升至实验温度的烘箱中加热。
将实验所用的水及配制好的三元体系目标溶液进行过滤后装入中间容器。采用精密泵先用适当流速对岩心或者填砂管饱和水；饱和水完毕后，继续注水至压力稳定P1；用与注水相同的流速注入三元体系目标溶液至压力值稳定P2，出口流出液的粘度稳定；最后再以相同速度注水至压力平稳P3。
阻力系数为P2与P1的比值。
残余阻力系数为P3与P1的比值。
3.7提高采收率程度
均质油藏驱油实验可采用均质填沙管，人造均质岩心以及天然岩心，以下以测定好各项参数的人造方岩心驱油实验为例：
首先连接好装置管路，设定烘箱温度后，采用适宜流速对岩心进行饱和水作业。待饱和水结束后，进行饱和原油或者模拟油作业，收集流出液，记录流出的油水体积，计算孔隙体积及饱和油量；待饱和油过程结束后立即封闭填砂管熟化一定时间，准备进行水驱实验。
水驱实验时，先打开岩心出口，释放出模型中自喷油至不再出油为止，记录自喷油体积，并将其从饱和油量中扣除。将夹持器出口连接油水分离器，通过恒速泵向岩心中按照要求流速进行注水，收集出口端流出液，并隔一定时间记录一次压力、油水分离器上下液面、流出液体积，计算出瞬时出液量、瞬时含水率、瞬时出油率、采收率及注入孔隙体积倍数；当瞬时含水率达到要求转注聚条件立即转注三元体系。
转注三元体系时，停止注水，采用要求的流速注入三元体系，并在出口处收集液体。每10min读取一次压力、油水分离器上下液面、流出液体积，并记录计算出瞬时出液量、瞬时含水率、瞬时出油率、采收率及注入孔隙体积倍数；注三元体系时，当累计出液量达到实验要求的三元体系注入量时，立即转后续水驱。
后续水驱时，停止注入三元体系，按照要求流速注水，在出口端收集液体；每10min读一次压力、油水分离器上下液面、流出液体积，并记录计算出瞬时出液量、瞬时含水率、瞬时出油率、采收率及注入孔隙体积倍数；驱替至无油产出或者含水率达到要求时，结束实验。
将一定浓度的破乳剂加入油水分离器中混合均匀，实验温度下静置24h 后读出分离器上下液面值，并计算此时的提高采收率值(此时总采收率减去前期水驱采收率)，与实验刚结束时的提高采收率比较，修正由于原油乳化可能导致的采收率误差。
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为500mD时，三元复合驱驱油体系的性能测试结果见表18，驱油体系的组成见表17，并以分子量为1800万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例9。
实验条件：
温度：85℃；TDS：40000mg/L；钙镁离子：4000mg/L；原油粘度：500 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表17驱油体系的组成
Figure BDA0001256674570000251
表18高渗油藏渗透率为500mD时二元复合驱驱油体系的性能测试结果
Figure BDA0001256674570000261
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为1187mD时，三元复合驱驱油体系的性能测试结果见表20，驱油体系的组成见表19，并以分子量为2000万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例10。
实验条件：
温度：80℃；TDS：35000mg/L；钙镁离子：3000mg/L；原油粘度：800 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表19驱油体系的组成
Figure BDA0001256674570000262
Figure BDA0001256674570000271
表20高渗油藏渗透率为1187mD时三元复合驱驱油体系性能测试结果
Figure BDA0001256674570000272
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为4005mD时，三元复合驱驱油体系的性能测试结果见表22，驱油体系的组成见表21，并以分子量为2500万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例11。
实验条件：
温度：73℃；TDS：65000mg/L；钙镁离子：10000mg/L；原油粘度：2000 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表21驱油体系的组成
Figure BDA0001256674570000281
Figure BDA0001256674570000291
表22高渗油藏渗透率为4005mD时三元复合驱驱油体系性能测试结果
Figure BDA0001256674570000292
按照此标准评价驱油体系，得到评价高渗油藏渗透率为9880mD时，三元复合驱驱油体系的性能测试结果见表24，驱油体系的组成见表23，并以分子量为3500万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例12。
实验条件：
温度：65℃；TDS：80000mg/L；钙镁离子：15000mg/L；原油粘度：6000 mPa.s；岩心规格：4.5×4.5×30cm人造岩心；注入速度3m/d下测得体系的阻力系数RF，残余阻力系数RRF，提高水驱采收率幅度，含水率98％时转注聚 0.3PV后继续水驱至含水率98％。
表23驱油体系的组成
Figure BDA0001256674570000293
Figure BDA0001256674570000301
表24高渗油藏渗透率为9880mD时三元复合驱驱油体系性能测试结果
Figure BDA0001256674570000302
。

Claims (6)

1.一种用于高渗油藏的驱油体系，其特征在于，包括缔合聚合物；所述缔合聚合物的分子量为198.7～4021.5万；以摩尔百分数计，所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.11％～9.96％的疏水单体与2.18％～14.79％的功能单体聚合得到；所述驱油体系中缔合聚合物的浓度为400～3500mg/L；
所述疏水单体选自丙烯酸十二酯、丙烯酸十六酯、丙烯酸十八酯、甲基丙烯酸十二酯、甲基丙烯酸十六酯、甲基丙烯酸十八酯、N-十二烷基丙烯酰胺、N-十六烷基丙烯酰胺、N-十四烷基丙烯酰胺、N,N-二辛基丙烯酰胺、甲基丙烯酸六氟丁酯、甲基丙烯酸十四酯、壬基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、辛基酚聚氧乙烯丙烯酸酯、十二烷基聚氧乙烯丙烯酸酯、十六烷基聚氧乙烯丙烯酸酯、N-十六烷基丙烯酰胺与N-辛基丙烯酰胺中的一种或多种；
所述功能单体选自2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸及其磺酸盐、乙烯基磺酸及其磺酸盐、苯乙烯基磺酸及其磺酸盐与N-乙烯基-2-吡咯烷酮中的一种或多种；
所述高渗油藏的水测渗透率为a，500mD≤a≤9880mD。
2.根据权利要求1所述的驱油体系，其特征在于，还包括表面活性剂；所述表面活性剂的质量为缔合聚合物质量的0.001％～0.76％。
3.根据权利要求2所述的驱油体系，其特征在于，所述表面活性剂为石油磺酸盐类阴离子表面活性剂、烷基苯磺酸盐类阴离子表面活性剂、α-烯烃磺酸盐类阴离子表活剂、甜菜碱类两性表活剂、烷醇酰胺类非离子表活剂，非离子型双子表面活性剂、阴离子型双子表面活性剂、烷基萘磺酸盐、木质素磺酸盐、植物油羧酸盐、石油羧酸盐与生物类表面活性剂中的一种或多种。
4.根据权利要求2所述的驱油体系，其特征在于，还包括碱性物质；所述碱性物质的质量为缔合聚合物质量的0.09％～2.2％。
5.根据权利要求4所述的驱油体系，其特征在于，所述碱性物质为NaOH、Na2CO3与胺类有机碱中的一种或多种。
6.一种高渗油藏的驱油方法，其特征在于，采用权利要求1～5任意一项所述的用于高渗油藏的驱油体系进行驱油。
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