CN107245331A - 一种用于中渗透油藏的驱油体系及驱油方法 - Google Patents
一种用于中渗透油藏的驱油体系及驱油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107245331A CN107245331A CN201710194025.3A CN201710194025A CN107245331A CN 107245331 A CN107245331 A CN 107245331A CN 201710194025 A CN201710194025 A CN 201710194025A CN 107245331 A CN107245331 A CN 107245331A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- oil displacement
- displacement system
- surfactant
- polymer
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 145
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 title description 6
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 title description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 127
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 111
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 69
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 66
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 43
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 194
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 194
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 61
- -1 methacrylate Ester Chemical class 0.000 claims description 39
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 22
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 18
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 claims description 18
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 17
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 claims description 17
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 15
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 11
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 11
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical group [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 claims description 9
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 9
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 9
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 6
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 claims description 4
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 claims description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 claims description 3
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical class C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000004040 pyrrolidinones Chemical class 0.000 claims 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 55
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 37
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 37
- 238000010008 shearing Methods 0.000 abstract description 26
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 12
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 abstract description 9
- 230000032683 aging Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 41
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 39
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 25
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 22
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 20
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 18
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 16
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 14
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 14
- 229910002056 binary alloy Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 13
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 12
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 12
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 11
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 description 8
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 7
- 241000894007 species Species 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003708 ampul Substances 0.000 description 6
- 239000012452 mother liquor Substances 0.000 description 6
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 6
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 4
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 3
- 240000005373 Panax quinquefolius Species 0.000 description 3
- 125000003647 acryloyl group Chemical group O=C([*])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 3
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 3
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 3
- HVBSAKJJOYLTQU-UHFFFAOYSA-N 4-aminobenzenesulfonic acid Chemical compound NC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 HVBSAKJJOYLTQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N Butylmethacrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 2
- DCAYPVUWAIABOU-UHFFFAOYSA-N hexadecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC DCAYPVUWAIABOU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011206 ternary composite Substances 0.000 description 2
- 125000001637 1-naphthyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C2C(*)=C([H])C([H])=C([H])C2=C1[H] 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 1
- UAVPWOZJNWWILD-UHFFFAOYSA-N CC(C)(C)C(C)(C)C.Cl.Cl Chemical compound CC(C)(C)C(C)(C)C.Cl.Cl UAVPWOZJNWWILD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JMXPALFMYADUFT-UHFFFAOYSA-N CCCCCCCCCCCCCC.[Na] Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC.[Na] JMXPALFMYADUFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N ammonium bromide Chemical compound [NH4+].[Br-] SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- GMSCBRSQMRDRCD-UHFFFAOYSA-N dodecyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOC(=O)C(C)=C GMSCBRSQMRDRCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229920006225 ethylene-methyl acrylate Polymers 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- JRUSUOGPILMFBM-UHFFFAOYSA-N n,n-dioctylprop-2-enamide Chemical class CCCCCCCCN(C(=O)C=C)CCCCCCCC JRUSUOGPILMFBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YMRDXPCIIDUQFY-UHFFFAOYSA-N n-(2-phenylethyl)prop-2-enamide Chemical class C=CC(=O)NCCC1=CC=CC=C1 YMRDXPCIIDUQFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AWGZKFQMWZYCHF-UHFFFAOYSA-N n-octylprop-2-enamide Chemical class CCCCCCCCNC(=O)C=C AWGZKFQMWZYCHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- HMZGPNHSPWNGEP-UHFFFAOYSA-N octadecyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCOC(=O)C(C)=C HMZGPNHSPWNGEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N propionamide Chemical compound CCC(N)=O QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940080818 propionamide Drugs 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229950000244 sulfanilic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 125000003698 tetramethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/14—Double emulsions, i.e. oil-in-water-in-oil emulsions or water-in-oil-in-water emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
本发明提供了一种用于中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182.3~3521万;以摩尔百分数计,所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.12%~9.2%的疏水单体与0~16.08%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,在水溶液中缔合成具有一定强度但又可逆的空间网络结构,从而大幅度提高体系粘度,建立高的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,因此使得体系具有良好的抗温抗盐抗剪切及老化稳定性,对中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,从而更好的提高中渗油藏采收率。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域,尤其涉及一种用于中渗透油藏的驱油体系及驱油方法。
背景技术
国内外老油田已先后进入开发后期,中渗透油藏经过长期水驱开发,含水率迅速上升,含水率高达80%以上,如利用现有的注水技术进行开发,提高采收率的难度相当大,油田开发经济效益差,这就迫切需要发展新的石油开发技术,使未动用的储量得以有效开发,从而大幅度提高老油田的采收率和己探明油气资源的动用率,以满足国民经济发展和国家石油安全的需求。针对以上问题,需要调整水溶液体系性能来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,达到提高采收率的目的;表面活性剂驱被认为是能大大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、具有发展前景;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,开发出具有优良性质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,对于渗透率中等的油藏,水驱开发时间较长,采出程度及含水率一般较高,往往需要采用性能优越且成本较低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炮眼强烈剪切作用使分子长链发生断裂;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。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,无法起到有效扩大波及体积和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活剂、碱作用其粘度及弹性都会不同程度的降低,流度控制能力降低(产生负协同效应)。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,针对以上问题,在其现有分子结构的基础上已经很难进一步克服,因此,不能满足中渗油田高效开发需求。
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中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,且能够大幅度提高中渗油藏水驱及聚驱采收率。
本发明提供了一种用于中渗油藏的驱油体系,包括缔合聚合物;所述缔合聚合物的分子量为182.3~3521万;以摩尔百分数计,所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.12%~9.2%的疏水单体与0~16.08%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%~0.73%。
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0.08%~2.1%。
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,所述中渗油藏的水测渗透率为a,50mD≤a<500mD。
本发明还提供一种中渗油藏的驱油方法,采用用于中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中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182.3~3521万;以摩尔百分数计,所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.12%~9.2%的疏水单体与0~16.08%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,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,从而在较低分子量及较低浓度时能具有较高的粘度及弹性,成本较低;这种可逆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;分子线团聚集体能够可逆变形,在保证油藏良好注入性的情况下,由于疏水单体的引入,建立真实的高阻力系数及高残余阻力系数,有效降低相对高渗区域渗透率,具有较好的调整剖面效果,改善后续注入水波及效率;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;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,从而在更宽渗透率范围内与中渗油藏孔喉相匹配,保证聚合物注入性且能深部传导驱油;对中渗油藏有更好的改善油水流度比作用,改善后续注入水波及效率;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,从而能更好的提高中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,高采出程度的中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,本发明提供的用于低渗油藏的溶液浓度介于400~3500mg/L之间,粘度3.4~505.7mPa.s,机械剪切粘度保留率为60.95%~99.39%,90天老化粘度保留率为55.53%~97.49%,阻力系数为3.2~669.2,残余阻力系数为2.1~211.9,提高采收率程度为8.15%~40.77%。
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中渗油藏的驱油体系,包括缔合聚合物;所述缔合聚合物的分子量为182.3~3521万;以摩尔百分数计,所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.12%~9.2%的疏水单体与0~16.08%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196.2万;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1589万;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1630万;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2504万;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3502万;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210.7万;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1520万;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2435万;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182.3万;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211.3万。
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0.15%;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1.98%;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0.12%;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0.72%;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0.14%;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5.97%;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0.43%;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9.2%;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0.31%;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4.00%;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2.33%;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1.28%;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5.12%;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0.33%。
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、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-苯乙基丙烯酰胺、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、[(1-萘基)甲基]丙烯酰胺、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、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-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0.04%;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0.16%;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0.06%;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3.9%;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6.7%;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15.22%;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3.14%;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14.82%;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16.08%;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3.4%;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5.93%;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6.14%;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6.37%;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15.78%;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15.22%。
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。
本发明提供的用于中渗油藏的驱油体系;所述中渗油藏为本领域技术人员熟知的中渗油藏即可,并无特殊的限制,本发明中所述中渗油藏的水测渗透率优选为a,50mD≤a<500mD。
所述驱油体系包括缔合聚合物,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400mg/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2500mg/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1300mg/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2800mg/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500mg/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3200mg/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2700mg/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1300mg/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,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,从而在较低分子量及较低浓度时能具有较高的粘度及弹性,成本较低;这种可逆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;分子线团聚集体能够可逆变形,在保证油藏良好注入性的情况下,由于疏水单体的引入,建立真实的高阻力系数及高残余阻力系数,有效降低相对高渗区域渗透率,具有较好的调整剖面效果,改善后续注入水波及效率;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;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,从而在更宽渗透率范围内与中渗油藏孔喉相匹配,保证聚合物注入性且能深部传导驱油;对中渗油藏有更好的改善油水流度比作用,改善后续注入水波及效率;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,从而能更好的提高中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,高采出程度的中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%~0.73%;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0.15%;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0.68%;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0.04%;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0.12%;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0.7%;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0.18%;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0.08%;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0.73%。
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0.08%~2.1%。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0.13%;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0.25%;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0.09%;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0.22%;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0.74%;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0.08%;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0.88%;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的0.15%。
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。
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,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,从而在较低分子量及较低浓度时能具有较高的粘度及弹性,成本较低;这种可逆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;分子线团聚集体能够可逆变形,在保证油藏良好注入性的情况下,由于疏水单体的引入,建立真实的高阻力系数及高残余阻力系数,有效降低相对高渗区域渗透率,具有较好的调整剖面效果,改善后续注入水波及效率;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;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,从而在更宽渗透率范围内与中渗油藏孔喉相匹配,保证聚合物注入性且能深部传导驱油;对中渗油藏有更好的改善油水流度比作用,改善后续注入水波及效率;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,从而能更好的提高中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,高采出程度的中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中渗油藏的驱油方法,采用上述用于中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中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,取计算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
将测定了粘度的配置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,得到评价中渗油藏渗透率为50mD时,驱油体系的性能测试结果见表2,驱油体系的组成见表1,并以分子量为1400万的聚丙烯酰胺作为比较例1。
实验条件:
温度:85℃;TDS:68000mg/L;钙镁离子:14000mg/L;原油粘度:250mPa.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 驱油体系的组成
表2 中渗油藏渗透率为50mD时驱油体系的性能测试结果
按照此标准评价驱油体系,得到评价中渗油藏渗透率为109mD时,驱油体系的性能测试结果见表4,驱油体系的组成见表3,并以分子量为1400万的聚丙烯酰胺作为比较例2。
实验条件:
温度:82℃;TDS:66000mg/L;钙镁离子:12000mg/L;原油粘度:300mPa.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 驱油体系的组成
表4 中渗油藏渗透率为109mD时驱油体系的性能测试结果
按照此标准评价驱油体系,得到评价中渗油藏渗透率为323mD时,驱油体系的性能测试结果见表6,驱油体系的组成见表5,并以分子量为1600万的聚丙烯酰胺作为比较例3。
实验条件:
温度:78℃;TDS:60000mg/L;钙镁离子:11000mg/L;原油粘度:1000mPa.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 驱油体系的组成
表6 中渗油藏渗透率为323mD时驱油体系的性能测试结果
按照此标准评价驱油体系,得到评价中渗油藏渗透率为499mD时,驱油体系的性能测试结果见表8,驱油体系的组成见表7,并以分子量为1800万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例4。
实验条件:
温度:83℃;TDS:58000mg/L;钙镁离子:9000mg/L;原油粘度:2500mPa.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 驱油体系的组成
表8 中渗油藏渗透率为499mD时驱油体系的性能测试结果
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,得到评价中渗油藏渗透率为50mD时,二元复合驱驱油体系的性能测试结果见表10,驱油体系的组成见表9,并以分子量为1400万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例5。
实验条件:
温度:85℃;TDS:68000mg/L;钙镁离子:14000mg/L;原油粘度:250mPa.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 驱油体系的组成
表10 中渗油藏渗透率为50mD时二元复合驱驱油体系的性能测试结果
按照此标准评价驱油体系,得到评价中渗油藏渗透率为109mD时,二元复合驱驱油体系的性能测试结果见表12,驱油体系的组成见表11,并以分子量为1400万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例6。
实验条件:
温度:82℃;TDS:66000mg/L;钙镁离子:12000mg/L;原油粘度:300mPa.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 驱油体系的组成
表12 中渗油藏渗透率为109mD时二元复合驱驱油体系的性能测试结果
按照此标准评价驱油体系,得到评价中渗油藏渗透率为323mD时,二元复合驱驱油体系的性能测试结果见表14,驱油体系的组成见表13,并以分子量为1600万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例7。
实验条件:
温度:78℃;TDS:60000mg/L;钙镁离子:11000mg/L;原油粘度:1000mPa.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 驱油体系的组成
表14 中渗油藏渗透率为323mD时二元复合驱驱油体系的性能测试结果
按照此标准评价驱油体系,得到评价中渗油藏渗透率为499mD时,二元复合驱驱油体系的性能测试结果见表16,驱油体系的组成见表15,并以分子量为1800万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例8。
实验条件:
温度:83℃;TDS:58000mg/L;钙镁离子:9000mg/L;原油粘度:2500mPa.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 驱油体系的组成
表16 中渗油藏渗透率为499mD时二元复合驱驱油体系的性能测试结果
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,得到评价中渗油藏渗透率为50mD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1400万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例9。
实验条件:
温度:85℃;TDS:68000mg/L;钙镁离子:14000mg/L;原油粘度:250mPa.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
表18 中渗油藏渗透率为50mD时三元复合驱驱油体系的性能测试结果
按照此标准评价驱油体系,得到评价中渗油藏渗透率为109mD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1400万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例10。
实验条件:
温度:82℃;TDS:66000mg/L;钙镁离子:12000mg/L;原油粘度:300mPa.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
表20 中渗油藏渗透率为109mD时三元复合驱驱油体系的性能测试结果
按照此标准评价驱油体系,得到评价中渗油藏渗透率为323mD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1600万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例11。
实验条件:
温度:78℃;TDS:60000mg/L;钙镁离子:11000mg/L;原油粘度:1000mPa.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
表22 中渗油藏渗透率为323mD时三元复合驱驱油体系的性能测试结果
按照此标准评价驱油体系,得到评价中渗油藏渗透率为499mD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1800万的聚丙烯酰胺(HPAM)作为比较例12。
实验条件:
温度:83℃;TDS:58000mg/L;钙镁离子:9000mg/L;原油粘度:2500mPa.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
表24 中渗油藏渗透率为499mD时三元复合驱驱油体系的性能测试结果
Claims (9)
1.一种用于中渗油藏的驱油体系,其特征在于,包括缔合聚合物;所述缔合聚合物的分子量为182.3~3521万;以摩尔百分数计,所述缔合聚合物由丙烯酰胺、0.12%~9.2%的疏水单体与0~16.08%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。
2.根据权利要求1所述的驱油体系,其特征在于,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。
3.根据权利要求1所述的驱油体系,其特征在于,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。
4.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%~0.73%。
5.根据权利要求4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、生物类表面活性剂与复合表面活性剂中的一种或多种。
6.根据权利要求4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0.08%~2.1%。
7.根据权利要求6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。
8.根据权利要求1所述的驱油体系,其特征在于,所述中渗油藏的水测渗透率为a,50mD≤a<500mD。
9.一种中渗油藏的驱油方法,其特征在于,采用权利要求1~8任意一项所述的用于中渗油藏的驱油体系进行驱油。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201710194025.3A CN107245331B (zh) | 2017-03-28 | 2017-03-28 | 一种用于中渗透油藏的驱油体系及驱油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201710194025.3A CN107245331B (zh) | 2017-03-28 | 2017-03-28 | 一种用于中渗透油藏的驱油体系及驱油方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN107245331A true CN107245331A (zh) | 2017-10-13 |
CN107245331B CN107245331B (zh) | 2020-08-11 |
Family
ID=60016536
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201710194025.3A Active CN107245331B (zh) | 2017-03-28 | 2017-03-28 | 一种用于中渗透油藏的驱油体系及驱油方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN107245331B (zh) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111157073A (zh) * | 2020-01-19 | 2020-05-15 | 中国石油大学(北京) | 聚合物溶液在多孔介质中的滞留信息的测定方法及系统 |
CN112300769A (zh) * | 2020-02-12 | 2021-02-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 耐温型泡沫驱油剂、制备方法及其应用 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101492515A (zh) * | 2009-01-23 | 2009-07-29 | 成都理工大学 | 丙烯酰胺改性接枝共聚物及其制备方法和用途 |
CN104448127A (zh) * | 2013-09-24 | 2015-03-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于特高矿化度油藏的聚合物流度控制剂及其制备方法 |
CN104694110A (zh) * | 2015-02-02 | 2015-06-10 | 天津市浩宇助剂有限公司 | 一种疏水缔合型驱油剂 |
CN104892838A (zh) * | 2015-06-12 | 2015-09-09 | 中国石油大学(华东) | 一种耐温阴非两性疏水缔合共聚物及其制备方法 |
CN105505364A (zh) * | 2014-10-13 | 2016-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 高温高盐中低渗油藏提高采收率的驱油组合物及其制备方法和应用 |
CN105567208A (zh) * | 2014-10-13 | 2016-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 注入性改进的驱油用组合物及其制备方法和应用 |
-
2017
- 2017-03-28 CN CN201710194025.3A patent/CN107245331B/zh active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101492515A (zh) * | 2009-01-23 | 2009-07-29 | 成都理工大学 | 丙烯酰胺改性接枝共聚物及其制备方法和用途 |
CN104448127A (zh) * | 2013-09-24 | 2015-03-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于特高矿化度油藏的聚合物流度控制剂及其制备方法 |
CN105505364A (zh) * | 2014-10-13 | 2016-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 高温高盐中低渗油藏提高采收率的驱油组合物及其制备方法和应用 |
CN105567208A (zh) * | 2014-10-13 | 2016-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 注入性改进的驱油用组合物及其制备方法和应用 |
CN104694110A (zh) * | 2015-02-02 | 2015-06-10 | 天津市浩宇助剂有限公司 | 一种疏水缔合型驱油剂 |
CN104892838A (zh) * | 2015-06-12 | 2015-09-09 | 中国石油大学(华东) | 一种耐温阴非两性疏水缔合共聚物及其制备方法 |
Non-Patent Citations (4)
Title |
---|
刘平德等: "疏水缔合AM/C_(10)AM/AMPS三元共聚物的合成与盐水溶液粘度性能", 《油田化学》 * |
李小瑞等: "氟碳型两性聚丙烯酰胺驱油剂的制备与性能", 《石油学报(石油加工)》 * |
王晨等: "长链疏水缔合聚丙烯酰胺的合成及其溶液性能与室内驱油效果", 《日用化学工业》 * |
雒贵明等: "耐温抗盐驱油共聚物的合成", 《精细石油化工》 * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111157073A (zh) * | 2020-01-19 | 2020-05-15 | 中国石油大学(北京) | 聚合物溶液在多孔介质中的滞留信息的测定方法及系统 |
CN112300769A (zh) * | 2020-02-12 | 2021-02-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 耐温型泡沫驱油剂、制备方法及其应用 |
CN112300769B (zh) * | 2020-02-12 | 2022-08-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 耐温型泡沫驱油剂、制备方法及其应用 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN107245331B (zh) | 2020-08-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Xiangguo et al. | Enhanced oil recovery mechanisms of polymer flooding in a heterogeneous oil reservoir | |
CN104650828B (zh) | 润湿反转剂及其制备方法和储层保护剂组合物以及用于低渗透特低渗透储层的钻井液及应用 | |
CN104650823B (zh) | 高渗特高渗储层的保护剂组合物和钻井液及其应用 | |
CN104178102B (zh) | 一种可交联的抗高温无残渣多元共聚型压裂液及其制备方法 | |
CN104087275B (zh) | 一种抗高温高盐微细凝胶颗粒调剖剂及其制备方法和应用 | |
EA039739B1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва, содержащая (со)полимер гидратированной кристаллической формы 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, и способ осуществления гидроразрыва | |
CN103254883B (zh) | 一种用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油剂及驱油方法 | |
CN107418546A (zh) | 一种改变致密砂岩表面润湿性表面活性剂及其制备方法和应用 | |
CA2667286A1 (en) | Functional polymer for enhanced oil recovery | |
CN103965856A (zh) | 用于驱油的聚表二元体系及驱油方法 | |
CN102504794A (zh) | 一种疏水缔合聚合物—混合表面活性剂二元复合驱体系 | |
EP2738237B1 (en) | Amphiphilic macromolecule and use thereof | |
CN106967406A (zh) | 一种用于非均质油藏的驱油体系及驱油方法 | |
CN102952533A (zh) | 一种复合交联聚合物弱凝胶调驱剂及其制备方法 | |
CN109369848A (zh) | 一种功能型耐温抗盐调堵剂及其制备方法 | |
CN105331348A (zh) | 一种应用于低渗透油田的均相微乳液驱油剂及其制备方法 | |
CN106947454A (zh) | 一种用于高渗透油藏的驱油体系及驱油方法 | |
CN106867497A (zh) | 一种用于低渗透油藏的驱油体系及驱油方法 | |
CN109321224B (zh) | 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及交替注入驱油方法 | |
CN107245331A (zh) | 一种用于中渗透油藏的驱油体系及驱油方法 | |
CN109135711B (zh) | 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法 | |
CN103483497B (zh) | 一种物理吸附型选择性堵水剂及其合成方法 | |
CN109181672B (zh) | 单体电荷相同缔合聚合物复合驱油剂及交替注入驱油方法 | |
CN102850487A (zh) | 一种水溶性疏水缔合聚合物驱油剂及其合成方法 | |
Zhao et al. | Development, performance evaluation and enhanced oil recovery regulations of a zwitterionic viscoelastic surfactant fracturing-flooding system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |