CN107189773A - 一种采油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种采油方法。该方法包括以下步骤：以同时满足以下四点要求为标准选择驱油剂：1)驱油剂不含高分子聚合物；2)驱油剂的粘度随盐度变化曲线具有单峰型特征；3)驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的单峰对应的盐度范围大于或等于油藏内地层水的盐度范围；4)驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值略低于油藏内地层水的最低盐度值；通过向油藏注入所选择的驱油剂以采出原油。本发明的采油方法主要用于开采已经历水驱开采阶段的油田中的原油，本发明的方法所选择的驱油剂在油藏中不同区域的粘度产生差异，该方法与现有水驱、化学驱和气驱的采油方法相比，能够扩大驱油剂在油藏中的波及范围，提高油田开发效果。
Description
技术领域
本发明涉及采油工艺领域的一种采油方法，具体涉及一种在不同渗透率的油藏部位中驱油剂具有不同粘度特征，以提高采油效果的采油方法。
背景技术
在石油开采领域，驱油剂的粘度是影响开采效果和石油采收率的重要因素。一般而言，驱油剂粘度越高，则能够波及到的油藏范围越广，开采效果和采收率就越好。但是当粘度升高到一定阈值后，由于注入的驱油剂过于黏稠，将使开采效果和采收率降低。这个粘度阈值与油藏的渗透率是强正相关的，一般渗透率越高，适宜注入驱油剂的粘度上限就越高。对于理论上处处均质的油藏，内部每个位置的渗透率是相等的，根据渗透率可以直接选择注入驱油剂的适宜粘度，但在现实中，由于沉积、成藏和构造等地质因素的影响，实际油藏的各个位置的渗透率并不相同，甚至在许多情况下差异很大，几乎无法找到能够适应所有位置的驱油剂粘度标准，这是制约现代油田开发效果的主要原因之一。
对于上述问题，目前工业界普遍采取的是下限策略，即选择一个统一的较低的驱油剂粘度。该策略能够尽量避免油藏中渗透率较低的位置发生堵塞，但带来的问题是，对于渗透率较高的部位，由于选取的驱油剂粘度远低于可发生堵塞的粘度阈值，使这些部位的驱油效果并不理想。如果选用的驱油剂粘度高于下限策略粘度，那么将会有局部油藏发生堵塞，总体驱油效果低于下限策略。
归根到底，上述困境的技术原因是因为现有的所有驱油剂都难以在油藏中表现出不同的粘度，以适应不同的油藏渗透率。因此有必要发展出一种采油方法，在驱油过程中驱油剂粘度可以在不同渗透率的油藏部位发生改变，以适应这种渗透率差异。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种采油方法。该方法是一种在不同渗透率的油藏部位中驱油剂具有不同粘度特征，以提高采油效果的采油方法。
为了达到上述目的，本发明提供了一种采油方法，该方法包括以下步骤：
(1)以同时满足以下四点要求为标准选择驱油剂：
1)驱油剂不含高分子聚合物；
2)驱油剂的粘度随盐度变化曲线具有单峰型特征；
3)驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的单峰对应的盐度范围大于或等于油藏内地层水的盐度范围；
4)驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值略低于油藏内地层水的最低盐度值；
(2)通过注入井向油藏注入所选择的驱油剂，并从采油井采出原油，以开采油田中的原油。
根据本发明的具体实施方式，优选地，上述方法进一步包括步骤(3)：采油生产中保持产出液盐度的监测，如发现盐度发生较大的变化，以至于不再满足步骤(1)中的四点要求，则再次测定地层水盐度的分布范围，并根据驱油剂的粘度随盐度变化曲线筛选出符合步骤(1)中的四点要求的驱油剂以替换目前的驱油剂，如此重复直至油田报废。
在上述方法中，优选地，驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值低于油藏内地层水的最低盐度值2000ppm以内。
在上述方法中，优选地，所选择的驱油剂是一溶剂与溶质的混合物，所述溶剂一般为水，所述溶质可以是单一溶质，也可以是多组分的溶质，并且所述溶质在所述驱油剂中的重量含量为0.1％到50％。
在上述方法中，优选地，所选择的驱油剂的粘度随盐度变化的变化范围在0.1mPa·s至2×108mPa·s。
在上述方法中，优选地，所选择的驱油剂在一个大气压、温度25℃、盐度为NaCl质量浓度200ppm的条件下的粘度范围为0.1mPa·s至50mPa·s。在本发明中，1ppm＝1mg/L。
在上述方法中，优选地，所选择的驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的单峰对应的盐度范围为1×103mg/L到1×106mg/L。
在上述方法中，优选地，所选择的驱油剂的粘度随盐度变化曲线具有单峰型特征的表现为：在其他条件不变的情况下，在盐度从1×103mg/L增加到1×106mg/L的过程中，驱油剂的粘度先后经历了由低变高和由高变低的两个变化趋势，这两个变化是连续的，范围均在1×103mg/L到1×106mg/L。
在上述方法中，优选地，重量份计，所选择的驱油剂的原料组成包括：主剂0.5-10份、缔合剂0.5-5份、增效剂0.5-2份，以及水83-98.5份以补充至100份。
在上述方法中，优选地，所述驱油剂中的所述主剂为通式为R1CON(R2OH)(R3OH)的酰胺型非离子表面活性剂中的一种或几种的组合，式中，R1为烃基或取代苯基，R2OH为羟烷基、羟苯基、取代羟苯基或羟环烷基，R3OH为羟烷基、羟苯基、取代羟苯基或羟环烷基；
更优选地，R1所代表的烃基选自碳数为1-38的直链烃基、碳数为1-38的支链烃基、碳数为6-38的芳香烃基以及碳数为3-38的环烃基，并且所述烃基为饱和烃基或不饱和烃基；进一步优选地，所述碳数为3-38的环烃基为碳数为6-38的环烷基；
R1所代表的取代苯基中的取代基选自卤族元素、氨基、硝基、羟基、醛基、羧基、卤族元素取代或未取代的碳数为1-38的直链烃基与支链烃基、碳数为0-38的酮基以及碳数为0-38的烷氧基；进一步优选地，R1所代表的取代苯基中的取代位的数量为1-5个，各取代基之间的位置关系是邻位、间位和对位中的一种或几种的组合；
R2OH与R3OH所代表的羟烷基各自独立地选自碳数为1-6的直链羟烷基以及碳数为1-6的支链羟烷基；
R2OH与R3OH所代表的取代羟苯基中的取代基各自独立地选自碳数为1-4的直链烷基与支链烷基、卤族元素、氨基、硝基、羟基、醛基、酮基、烷氧基以及羧基；进一步优选地，R2OH与R3OH所代表的取代羟苯基中的取代位的数量各自独立地为1-5个，各取代基之间的位置关系是邻位、间位和对位中的一种或几种的组合；
R2OH与R3OH所代表的羟环烷基各自独立地选自碳数为6-10的羟环烷基；
尤其优选地，所述R1为碳数为1-38的饱和脂肪烃基、碳数为1-38的不饱和脂肪烃基、卤代苯基或卤代甲苯基，并且所述R2OH与R3OH各自独立地选自羟甲基、羟乙基、羟丙基以及羟异丙基。
在上述方法中，优选地，所述驱油剂中的所述缔合剂为阴离子表面活性剂；更优选地，所述缔合剂为聚氧乙烯型阴离子表面活性剂；进一步优选地，所述聚氧乙烯型阴离子表面活性剂为取代的聚氧乙烯醚硫酸盐和/或取代的聚氧乙烯醚磺酸盐；尤其优选地，取代的聚氧乙烯醚硫酸盐和取代的聚氧乙烯醚磺酸盐中的取代基各自独立地选自碳数为1-38的烷氧基以及碳数为6-38的烷基苯氧基。
在上述方法中，优选地，所述驱油剂中的所述增效剂为烃基硫酸盐；更优选地，所述增效剂为碳数为8-30的烷基硫酸盐。
在上述方法中，优选地，以重量份计，所述驱油剂的原料组成包括：主剂0.5-5份、缔合剂1-3份、增效剂0.5-1份，以及水91-98份以补充至100份。
在上述方法中，优选地，所述的驱油剂是通过以下步骤制备的：以重量份计，室温下在83-98.5份(更优选为91-98份)水中加入主剂0.5-10份(更优选为0.5-5份)后搅拌4-8小时，得到主剂水溶液，升温至38-42℃后向所述主剂水溶液中加入缔合剂0.5-5份(更优选为1-3份)，搅拌1-3小时，冷却至室温后，加入增效剂0.5-2份(更优选为0.5-1份)，搅拌1-3小时，再静置18-30小时，得到所述的驱油剂。
在上述方法中，优选地，所述油藏内地层水的盐度范围为1×103mg/L到1×106mg/L。
在上述方法中，所述注入井和所述采油井可以是直井，也可以是水平井，或一直井一水平井，并且对由多个注入井与采油井所构成的井网形式不作限制。
在上述方法中，优选地，所述油田为已经历水驱开采阶段的油田。更优选地，所述油田的平均含油饱和度为20％到80％，采出液含水率为0到95％。
在本发明的采油方法中，驱油剂的粘度随盐度变化涉及储层多孔介质的渗流机理，解释如下。对于未经历水驱开采的原始油田，油藏中不同部位、不同渗透率下的地层水盐度是比较接近的，而经历水驱开采后，由于渗流阻力差异，使油藏中不同渗透率部位的水洗程度不一样，高渗透率部位流经的水更多，水洗程度较高，低渗透率部位流经的水偏少，水洗程度较低。鉴于注入水的盐度远低于原始地层水盐度，因此水洗程度普遍较高的高渗透率部位盐度较低，而水洗程度普遍较低的低渗透率部位盐度较高。
本发明的采油方法的科学原理是分析上述水驱后油藏渗透率-水洗程度-地层水盐度的关联关系，实现方法是根据地层水盐度的分布范围，确定驱油剂的粘度随盐度变化曲线的特征值，筛选出符合该特征值的驱油剂，以实现驱油剂粘度与地层水盐度的匹配，达到驱油剂粘度与不同渗透率的匹配与联动，提高驱油效果。
采用本发明的方法后，驱油效果将会变好，再经过一段时间后，可能观察到采油井产出的地层水的盐度发生较大的变化，驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值不再略低于油藏内地层水的最低盐度值，而是显著低于油藏内地层水的最低盐度值2000ppm以上，此时驱油效果将变差，应再次测定地层水盐度的分布范围，根据驱油剂的粘度随盐度变化曲线筛选出符合步骤(1)中的四点要求的驱油剂以替换目前的驱油剂，如此重复直至油田报废。
通过本发明提供的采油方法，可以实现在驱油过程中驱油剂粘度在不同渗透率的油藏部位发生改变，较现有方法在渗流机理上具有创新性；还可以实现驱油剂在油藏中高渗透率的部位粘度较高，而在低渗透率的部位粘度较低，这样的采油方法能够从多孔介质渗流的机理上提高现有石油开采的效率，较现有方法在应用效果上具有创新性。本发明提供的采油方法解决了现有的驱油剂粘度特征单一，难以适应复杂油藏中不同部位渗透率的差异，驱油效果差的问题。该采油方法适用于水驱中、后期的普通低渗和中高渗的砂岩、砾岩油藏，以提高采收率，对于上述油藏中层内与平面非均质性较强的油藏尤其适用。并且，本发明的采油方法与现有水驱、化学驱和气驱的采油方法相比，具有在油藏中粘度可增减变化的优势，扩大驱油剂在油藏中的波及范围，提高油田开发效果。
附图说明
图1是本发明具体实施方式的采油方法的原理及步骤流程示意图。
图2是本发明的采油方法中的驱油剂粘度随盐度变化曲线及特征值的示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
根据本发明的具体实施方式，优选地，如图1所示，根据分析油藏渗透率-水洗程度-地层水盐度的关联关系的原理，本发明提供的采油方法可以包括以下步骤：
(1)确定油藏内地层水盐度的分布范围(可根据测井与采出液取样确定)；
(2)以同时满足以下四点要求为标准选择驱油剂：驱油剂不含高分子聚合物；驱油剂的粘度随盐度变化曲线具有单峰型特征；驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的单峰对应的盐度范围大于或等于油藏内地层水的盐度范围；驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值略低于油藏内地层水的最低盐度值，优选地，驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值低于油藏内地层水的最低盐度值2000ppm以内；
驱油剂的粘度随盐度变化曲线及特征值示意图如图2所示，图中：μ0为盐度M0＝50ppm时的驱油剂粘度，μ1为驱油剂粘度峰值，M1为驱油剂粘度峰值时对应的盐度，μ2为盐度M2＝1×106ppm时的驱油剂粘度；
对于“驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的单峰对应的盐度范围大于或等于油藏内地层水的盐度范围；驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值略低于油藏内地层水的最低盐度值”的解释是：例如，如图2所示，驱油剂粘度随盐度变化曲线的单峰对应的盐度范围为M0到M2，峰值对应的盐度为M1；油藏内地层水的盐度范围为M3到M4；则需满足M0＜M3且M2≥M4(即驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的单峰对应的盐度范围大于或等于油藏内地层水的盐度范围)，并且还需满足M1略小于M3(即驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值略低于油藏内地层水的最低盐度值)，优选地，还需满足M3-M1<2000ppm(即驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值低于油藏内地层水的最低盐度值2000ppm以内)；
(3)通过注入井向油藏注入所选择的驱油剂，并从采油井采出原油，以开采油田中的原油；
(4)采油生产中保持产出液盐度的监测，如发现盐度发生较大的变化，以至于不再满足步骤(2)中的四点要求，则再次测定地层水盐度的分布范围，并根据驱油剂的粘度随盐度变化曲线筛选出符合步骤(2)中的四点要求的驱油剂以替换目前的驱油剂，如此重复直至油田报废。
采用本发明的采油方法，可以实现在驱油过程中驱油剂粘度在不同渗透率的油藏部位发生改变，使驱油剂在油藏中高渗透率的部位粘度较高，而在低渗透率的部位粘度较低，该采油方法能够从多孔介质渗流的机理上提高现有石油开采的效率。
以下参照具体的实施例来更详细的解释本发明，给出这些示例是为了解释的目的，而不意图限制本发明。
实施例1
以数值模拟方法研究了油藏区块采用本发明的采油方法的效果，其中油藏参数如下：油层厚度20m，面积5km2，孔隙度36％，渗透率500-1000mD，原始含油饱和度72％，原油地下粘度100mPa·s，原始地层水矿化度(盐度)60000ppm，注入水盐度3000ppm。
经过0.5倍孔隙体积的水驱后，平均含油饱和度为54％，地层水矿化度发生差异化，范围为16600ppm-58000ppm。此时水驱效果变差，产出液含水率89％，采油速度为0.6％。
选取某驱油剂，以重量份计，其原料组成为：主剂——C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)5份、缔合剂——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠3份、增效剂——十二烷基硫酸钠1份以及水91份。该驱油剂组合物是通过以下步骤制备的：以重量份计，室温下在91份水中加入主剂C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)5份后搅拌6小时，得到主剂水溶液，升温至38℃后向所述主剂水溶液中加入缔合剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠3份，搅拌2小时，冷却至室温后，加入增效剂十二烷基硫酸钠1份后搅拌2小时，静置24小时，得到一澄清透明溶液，即为所述的驱油剂。该驱油剂的粘度随盐度变化曲线的特征值是，μ0＝28mPa·s，μ1＝2.58×107mPa·s，μ2＝312mPa·s，M0＝50ppm，M1＝15375ppm，M2＝1×106ppm。注入该驱油剂0.2倍孔隙体积后，初期产出液含水率降至41％，采油速度升至1.8％，但末期效果变差，产出液含水率升至71％，采油速度降至0.9％，地层水矿化度分布变为23300ppm-52000ppm。
重新选取某驱油剂，以重量份计，其原料组成为：主剂——C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)2份、缔合剂——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠2份、增效剂——十二烷基硫酸钠1份以及水95份。该驱油剂组合物是通过以下步骤制备的：以重量份计，室温下在95份水中加入主剂C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)2份后搅拌6小时，得到主剂水溶液，升温至38℃后向所述主剂水溶液中加入缔合剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠2份，搅拌2小时，冷却至室温后，加入增效剂十二烷基硫酸钠1份后搅拌2小时，静置24小时，得到一澄清透明溶液，即为所述的驱油剂。该驱油剂的粘度随盐度变化曲线的特征值是，μ0＝4mPa·s，μ1＝4.3×105mPa·s，μ2＝33mPa·s，M0＝50ppm，M1＝22000ppm，M2＝1×106ppm。注入该驱油剂0.2倍孔隙体积后，初期产出液含水率降至46％，采油速度升至1.6％，但末期效果变差，产出液含水率升至78％，采油速度降至0.8％，地层水矿化度分布变为31000ppm-47000ppm。
重新选取某驱油剂，以重量份计，其原料组成为：主剂——C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)0.8份、缔合剂——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠1.2份、增效剂——十二烷基硫酸钠0.5份以及水97.5份。该驱油剂组合物是通过以下步骤制备的：以重量份计，室温下在97.5份水中加入主剂C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)0.8份后搅拌6小时，得到主剂水溶液，升温至38℃后向所述主剂水溶液中加入缔合剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠1.2份，搅拌2小时，冷却至室温后，加入增效剂十二烷基硫酸钠0.5份后搅拌2小时，静置24小时，得到一澄清透明溶液，即为所述的驱油剂。该驱油剂的粘度随盐度变化曲线的特征值是，μ0＝1.3mPa·s，μ1＝680mPa·s，μ2＝6mPa·s，M0＝50ppm，M1＝30400ppm，M2＝1×106ppm。注入该驱油剂0.2倍孔隙体积后，初期产出液含水率降至54％，采油速度升至1.3％，但末期效果变差，产出液含水率升至84％，采油速度降至0.7％，地层水矿化度分布变为37000ppm-43000ppm。
依照本采油方法，经过以上三轮调整措施，累积注入驱油剂0.6倍孔隙体积，预计提高水驱采收率25％。
为了从驱油体系注入粘度的角度对照常规采油方法，本发明进行了三组对比模拟实验，在与本方法相同的经过0.5倍孔隙体积的水驱后，分别注入粘度为28mPa·s、4mPa·s、1.3mPa·s的三种驱油剂(分别与本实施例中前述驱油剂的注入粘度μ0相等)，这三种驱油剂分别为浓度30ppm、5ppm和2ppm的1800万分子量部分水解聚丙烯酰胺的水溶液。注入量均各自为0.6倍孔隙体积。模拟实验结果表明，上述三种粘度的驱油剂，经过0.6倍孔隙体积的注入，分别提高水驱采收率仅2％。
为了从驱油体系在油藏中的粘度的角度对照常规采油方法，本发明进行了三组对比模拟实验，在与本方法相同的经过0.5倍孔隙体积的水驱后，分别注入粘度约为2.58×107mPa·s、4.3×105mPa·s、680mPa·s的三种驱油剂(分别与本实施例中前述驱油剂的注入粘度μ1相等)，这三种驱油剂分别为浓度7.4％、3.6％和0.9％的1800万分子量部分水解聚丙烯酰胺的水溶液。结果表明由于粘度太高无法注入，也起不到提高采收率的效果。
可以看出，本发明的采油方法能够对油藏不同部位的驱油剂粘度进行匹配控制，相比现有常规采油方法大幅度提高了石油采收率，并且较现有常规采油方法具有明显的注入性优势。
实施例2
以物理模拟方法研究了油藏区块采用本发明的采油方法的效果，其中油藏参数如下：油层长宽厚分别为1m、10cm、15cm，孔隙度34.3％，分三层，每层5cm厚，渗透率分别为200mD、500mD、1000mD，原始含油饱和度83％，原油地下粘度67mPa·s，原始地层水矿化度(盐度)60000ppm，注入水盐度3000ppm。
经过0.5倍孔隙体积的水驱后，平均含油饱和度为58％，地层水矿化度发生差异化，范围为13000ppm-54000ppm。此时水驱效果变差，产出液含水率92％，采油速度为0.4％。
选取某驱油剂，以重量份计，其原料组成为：主剂——C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)5份、缔合剂——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠2份、增效剂——十二烷基硫酸钠1份以及水92份。该驱油剂组合物是通过以下步骤制备的：以重量份计，室温下在92份水中加入主剂C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)5份后搅拌6小时，得到主剂水溶液，升温至38℃后向所述主剂水溶液中加入缔合剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠2份，搅拌2小时，冷却至室温后，加入增效剂十二烷基硫酸钠1份后搅拌2小时，静置24小时，得到一澄清透明溶液，即为所述的驱油剂。该驱油剂的粘度随盐度变化曲线的特征值是，μ0＝26mPa·s，μ1＝8.4×106mPa·s，μ2＝140mPa·s，M0＝50ppm，M1＝11500ppm，M2＝1×106ppm。注入该驱油剂0.2倍孔隙体积后，初期产出液含水率降至44％，采油速度升至1.5％，但末期效果变差，产出液含水率升至78％，采油速度降至0.6％，地层水矿化度分布变为22000ppm-49000ppm。
重新选取某驱油剂，以重量份计，其原料组成为：主剂——C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)2份、缔合剂——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠2.5份、增效剂——十二烷基硫酸钠0.8份以及水94.7份。该驱油剂组合物是通过以下步骤制备的：以重量份计，室温下在94.7份水中加入主剂C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)2份后搅拌6小时，得到主剂水溶液，升温至38℃后向所述主剂水溶液中加入缔合剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠2.5份，搅拌2小时，冷却至室温后，加入增效剂十二烷基硫酸钠0.8份后搅拌2小时，静置24小时，得到一澄清透明溶液，即为所述的驱油剂。该驱油剂的粘度随盐度变化曲线的特征值是，μ0＝6mPa·s，μ1＝2.7×105mPa·s，μ2＝43mPa·s，M0＝50ppm，M1＝21000ppm，M2＝1×106ppm。注入该驱油剂0.2倍孔隙体积后，初期产出液含水率降至52％，采油速度升至1.3％，但末期效果变差，产出液含水率升至82％，采油速度降至0.6％，地层水矿化度分布变为28000ppm-44000ppm。
重新选取某驱油剂，以重量份计，其原料组成为：主剂——C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)0.5份、缔合剂——脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠1份、增效剂——十二烷基硫酸钠0.5份以及水98份。该驱油剂组合物是通过以下步骤制备的：以重量份计，室温下在98份水中加入主剂C12H25CON(C2H4OH)(C2H4OH)0.5份后搅拌6小时，得到主剂水溶液，升温至38℃后向所述主剂水溶液中加入缔合剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠1份，搅拌2小时，冷却至室温后，加入增效剂十二烷基硫酸钠0.5份后搅拌2小时，静置24小时，得到一澄清透明溶液，即为所述的驱油剂。该驱油剂的粘度随盐度变化曲线的特征值是，μ0＝0.9mPa·s，μ1＝260mPa·s，μ2＝2mPa·s，M0＝50ppm，M1＝27000ppm，M2＝1×106ppm。注入该驱油剂0.2倍孔隙体积后，初期产出液含水率降至58％，采油速度升至1％，但末期效果变差，产出液含水率升至87％，采油速度降至0.5％，地层水矿化度分布变为34000ppm-40000ppm。
依照本采油方法，经过以上三轮调整措施，累积注入驱油剂0.6倍孔隙体积，预计提高水驱采收率21％。
为了从驱油体系注入粘度的角度对照常规采油方法，本发明进行了三组对比模拟实验，在与本方法相同的经过0.5倍孔隙体积的水驱后，分别注入粘度为26mPa·s、6mPa·s、0.9mPa·s的三种驱油剂(分别与本实施例中前述驱油剂的注入粘度μ0相等)，这三种驱油剂分别为浓度22ppm、6ppm和0.5ppm的1800万分子量部分水解聚丙烯酰胺的水溶液。注入量均各自为0.6倍孔隙体积。模拟实验结果表明，上述三种粘度的驱油剂，经过0.6倍孔隙体积的注入，分别提高水驱采收率仅1％。
为了从驱油体系在油藏中的粘度的角度对照常规采油方法，本发明进行了三组对比模拟实验，在与本方法相同的经过0.5倍孔隙体积的水驱后，分别注入粘度约为8.4×106mPa·s、2.7×105mPa·s、260mPa·s的三种驱油剂(分别与本实施例中前述驱油剂的注入粘度μ1相等)，这三种驱油剂分别为浓度5.8％、3.2％和0.6％的1800万分子量部分水解聚丙烯酰胺的水溶液。结果表明由于粘度太高无法注入，也起不到提高采收率的效果。
可以看出，本发明的采油方法能够对油藏不同部位的驱油剂粘度进行匹配控制，相比现有常规采油方法大幅度提高了石油采收率，并且较现有常规采油方法具有明显的注入性优势。
Claims (12)
1.一种采油方法，该方法包括以下步骤：
(1)以同时满足以下四点要求为标准选择驱油剂：
1)驱油剂不含高分子聚合物；
2)驱油剂的粘度随盐度变化曲线具有单峰型特征；
3)驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的单峰对应的盐度范围大于或等于油藏内地层水的盐度范围；
4)驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值略低于油藏内地层水的最低盐度值；
(2)通过注入井向油藏注入所选择的驱油剂，并从采油井采出原油，以开采油田中的原油；
优选地，上述方法进一步包括步骤(3)：采油生产中保持产出液盐度的监测，如发现盐度发生较大的变化，以至于不再满足步骤(1)中的四点要求，则再次测定地层水盐度的分布范围，并根据驱油剂的粘度随盐度变化曲线筛选出符合步骤(1)中的四点要求的驱油剂以替换目前的驱油剂，如此重复直至油田报废。
2.根据权利要求1所述的采油方法，其中，驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的粘度峰值对应的盐度值低于油藏内地层水的最低盐度值2000ppm以内。
3.根据权利要求1所述的采油方法，其中，所选择的驱油剂是一溶剂与溶质的混合物，所述溶剂为水，所述溶质为单一溶质或多组分溶质，并且所述溶质在所述驱油剂中的重量含量为0.1％到50％。
4.根据权利要求1所述的采油方法，其中，所选择的驱油剂的粘度随盐度变化的变化范围在0.1mPa·s至2×108mPa·s；优选地，所选择的驱油剂在一个大气压、温度25℃、盐度为NaCl质量浓度200ppm的条件下的粘度范围为0.1mPa·s至50mPa·s。
5.根据权利要求1所述的采油方法，其中，所选择的驱油剂的粘度随盐度变化曲线中的单峰对应的盐度范围为1×103mg/L到1×106mg/L。
6.根据权利要求1或5所述的采油方法，其中，所选择的驱油剂的粘度随盐度变化曲线具有单峰型特征的表现为：在其他条件不变的情况下，在盐度从1×103mg/L增加到1×106mg/L的过程中，驱油剂的粘度先后经历了由低变高和由高变低的两个变化趋势，这两个变化是连续的，范围均在1×103mg/L到1×106mg/L。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的采油方法，其中，以重量份计，所选择的驱油剂的原料组成包括：主剂0.5-10份、缔合剂0.5-5份、增效剂0.5-2份，以及水83-98.5份以补充至100份。
8.根据权利要求7所述的采油方法，其中，所述主剂为通式为R1CON(R2OH)(R3OH)的酰胺型非离子表面活性剂中的一种或几种的组合，式中，R1为烃基或取代苯基，R2OH为羟烷基、羟苯基、取代羟苯基或羟环烷基，R3OH为羟烷基、羟苯基、取代羟苯基或羟环烷基；
优选地，R1所代表的烃基选自碳数为1-38的直链烃基、碳数为1-38的支链烃基、碳数为6-38的芳香烃基以及碳数为3-38的环烃基，并且所述烃基为饱和烃基或不饱和烃基；更优选地，所述碳数为3-38的环烃基为碳数为6-38的环烷基；
R1所代表的取代苯基中的取代基选自卤族元素、氨基、硝基、羟基、醛基、羧基、卤族元素取代或未取代的碳数为1-38的直链烃基与支链烃基、碳数为0-38的酮基以及碳数为0-38的烷氧基；更优选地，R1所代表的取代苯基中的取代位的数量为1-5个，各取代基之间的位置关系是邻位、间位和对位中的一种或几种的组合；
R2OH与R3OH所代表的羟烷基各自独立地选自碳数为1-6的直链羟烷基以及碳数为1-6的支链羟烷基；
R2OH与R3OH所代表的取代羟苯基中的取代基各自独立地选自碳数为1-4的直链烷基与支链烷基、卤族元素、氨基、硝基、羟基、醛基、酮基、烷氧基以及羧基；更优选地，R2OH与R3OH所代表的取代羟苯基中的取代位的数量各自独立地为1-5个，各取代基之间的位置关系是邻位、间位和对位中的一种或几种的组合；
R2OH与R3OH所代表的羟环烷基各自独立地选自碳数为6-10的羟环烷基；
进一步优选地，所述R1为碳数为1-38的饱和脂肪烃基、碳数为1-38的不饱和脂肪烃基、卤代苯基或卤代甲苯基，并且所述R2OH与R3OH各自独立地选自羟甲基、羟乙基、羟丙基以及羟异丙基。
9.根据权利要求7所述的采油方法，其中，所述缔合剂为阴离子表面活性剂；
优选地，所述缔合剂为聚氧乙烯型阴离子表面活性剂；
更优选地，所述聚氧乙烯型阴离子表面活性剂为取代的聚氧乙烯醚硫酸盐和/或取代的聚氧乙烯醚磺酸盐；进一步优选地，取代的聚氧乙烯醚硫酸盐和取代的聚氧乙烯醚磺酸盐中的取代基各自独立地选自碳数为1-38的烷氧基以及碳数为6-38的烷基苯氧基。
10.根据权利要求7所述的采油方法，其中，所述增效剂为烃基硫酸盐；
优选地，所述增效剂为碳数为8-30的烷基硫酸盐。
11.根据权利要求1所述的采油方法，其中，所述油藏内地层水的盐度范围为1×103mg/L到1×106mg/L。
12.根据权利要求1所述的采油方法，其中，所述油田为已经历水驱开采阶段的油田；优选地，所述油田的平均含油饱和度为20％到80％，采出液含水率为0到95％。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
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