CN108825188B - 一种提高原油产量和采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本公开提供了一种提高原油产量和采收率的方法，该方法包括：将油藏的多个注采井之中的至少一个注采井作为注水井，并向所述注水井中注入回注水以将油藏中的原油驱出，并且将该注水井以外的注采井中的至少一个作为采油井以采出原油，所述回注水中含有溶胀后粒径为10nm～300nm的纳米颗粒，且所述纳米颗粒在所述回注水中保持稳定分散不分层。通过上述技术方案，能够将原油的产量至少提高约50～300％。
Description
技术领域
本公开涉及应用化学领域，具体地，涉及一种提高原油产量和原油采收率的方法。
背景技术
目前，注水开发油田提高原油产量和采收率最为成熟有效的是注聚技术，即将部分水解聚丙烯酰胺或类似的聚合物溶液溶解于水中，利用线性高分子类溶液的粘度和剪切流变性，扩大水相在油藏的波及体积系数，实现油井含水的降低，并提高原油产量和采收率。但是，这项技术由于利用的是部分水解聚丙烯酰胺聚合物分子的溶液形态中线性聚合物分子在体相与剪切流变下分子之间相互作用力的不同，因此，受油藏的温度、矿化度、二价离子种类和总量、pH值、原油粘度，以及油藏的渗透率和非均质性限制，在低渗、特高温高盐油藏，极端非均质油藏等使用，效果受到极大影响，甚至完全无效。
在此基础上提出的，通过微交联或者全交联使聚合物粘度增强的其它一些技术，如聚合物交联凝胶，体膨体，聚合物微球，聚合物交联溶胶等技术也均在油田得到了采用，通过这些材料的高粘度，封堵水相渗流通道的孔喉，降低渗透率，使液流转向，希望实现扩大水相波及体积系数。但是，由于存在不可克服的注入性与封堵性的矛盾，并且在近井地带出现富集，现场使用效果证明，原油产量和采收效率的提高存在困难。
发明内容
本公开的目的是进一步提高原油产量和采收效率。
为了实现上述目的，本公开提供一种提高原油产量和采收率的方法，该方法包括：将油藏的多个注采井之中的至少一个注采井作为注水井，并向所述注水井中注入回注水以将油藏中的原油驱出，并且将该注水井以外的注采井中的至少一个作为采油井以采出原油，所述回注水中含有溶胀后粒径为10nm～300nm的纳米颗粒，且所述纳米颗粒在所述回注水中保持稳定分散不分层。
本公开的发明人经过多年潜心研究，认识到在油藏深部，水的渗流并不遵循达西定律，而是主要依靠多孔介质结构与水形成的毛管力形成非常缓慢的渗流，利用与水比重相当且在所述回注水中保持稳定分散不分层的粒径适当的纳米颗粒的布朗运动造成的水与岩石界面张力的降低，减小毛管力，从而实现水渗流能力的降低，从而有效地利用了回注水的能量，一方面避免了回注水的无效循环，另一方面也避免了回注水本身被封堵。
通过上述技术方案，能够提高原油产量和采收效率，直接地，可以增产至少约50～300％。
并且，本公开所提供的技术方案中，纳米颗粒跟随水流进入油藏深部，纳米颗粒的比重和尺寸在可以发生布朗运动的10nm～300nm范围内，在运移到渗流主要依靠孔隙结构与水形成的毛管力的油藏部位，发生布朗运动，降低水在孔隙中的渗流能力，但基本不堵塞孔喉。由此可以解决聚合物驱技术的油藏适应性问题，也就是说无论多么高温高盐，不管pH值是多少，不管回注水是否经过严格处理，均不会影响提高石油采收率的能力；由此也解决了以往交联聚合物、体膨体颗粒、聚合物微球技术等依靠封堵渗流通道孔喉材料存在的注入性与封堵效率之间矛盾的问题；此外，还可以采用在线注入，只要在注水管线上按照设计浓度配比注入纳米微球的量，即形成保持稳定分散不分层的胶体分散系并发挥降低渗透率且不堵塞孔喉的功能，设备简单，无需大量投资；只要根据回注水的组成调节纳米颗粒的功能性单体的组成与粒径，完全可以适应；由于降低水的渗流依靠纳米颗粒在有限尺寸孔隙中的布朗运动，只要水的渗流能力降低，含有纳米颗粒的水就会自动转向其它孔隙，是自适应和自我调节过程，因此，使用过程中无需严格控制浓度；同理，注入过程中无需像聚合物溶液那样大剂量连续注入，而是可以间歇式或段塞式注入，随时可以停下观察效果或者调整注入参数，非常有利于实现高投入产出比；同理，可以随时调整采油井的生产动态，实现高产。
本公开的其他特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本公开的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本公开，但并不构成对本公开的限制。在附图中：
图1是实施例1的纳米颗粒初始(未溶胀)的粒径分布。
图2是对比例1的纳米颗粒初始(未溶胀)的粒径分布。
图3是实施例1的纳米颗粒溶胀后的粒径分布。
图4是对比例1的纳米颗粒溶胀后的粒径分布。
具体实施方式
以下结合附图对本公开的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本公开，并不用于限制本公开。
本公开提供了一种提高原油产量和采收率的方法，该方法包括：将油藏的多个注采井之中的至少一个注采井作为注水井，并向所述注水井中注入回注水以将油藏中的原油驱出，并且将该注水井以外的注采井中的至少一个作为采油井以采出原油，所述回注水中含有溶胀后粒径为10nm～300nm的纳米颗粒，且所述纳米颗粒在所述回注水中保持稳定分散不分层。
其中，纳米颗粒的粒径是通过动态光散射或者透射电镜方法进行测定得到的粒径数值，是指充分分散溶胀后的粒径。其中，所述纳米颗粒在所述回注水中保持稳定分散不分层是指所述纳米颗粒在所述回注水中静置100小时以上不分层，优选静置200小时以上不分层，更优选静置300小时以上不分层。
可选地，其中，作为注水井的注采井可以为所述油藏的多个注采井之中的低部位注采井。所述油藏的多个注采井之中的低部位注采井可以通过已知的方法进行判断。
可选地，其中，所述回注水中含有粒径为50nm～220nm的纳米颗粒。
可选地，其中，所述纳米颗粒在所述回注水中形成胶体分散系；所述纳米颗粒的在所述回注水中表面带有电荷并且溶胀后具有较小的粒径。
可选地，其中，加入所述纳米颗粒的回注水，相比未加入所述纳米颗粒的回注水，能够将所述油藏的砂体的水渗透率下降70％以上且98％以下。
可选地，其中，所述回注水中，以重量计，所述纳米颗粒的含量为0.05％～0.5％，优选为0.08～0.15％。
可选地，其中，所述纳米颗粒的制备方法包括：将聚合单体的水溶液加入到油相介质中得到聚合反应体系并进行可见光光敏化聚合，得到聚合产物，然后将聚合产物分散在所述回注水中；所述聚合单体包括丙烯酰胺和改性单体，所述油相介质包括溶剂油和表面活性剂以及可见光引发剂。
其中，可见光光敏化聚合比较容易控制反应速度，是所述纳米颗粒能够具有10nm～300nm的合适粒径的原因。其中，所述纳米颗粒的在所述回注水中表面带有电荷并且溶胀后具有较小的粒径，因此能够在所述回注水中保持稳定分散不分层。
可选地，其中，所述聚合反应体系含有：20～50重量份的水，5～30重量份的丙烯酰胺、0～15重量份的所述改性单体，10～30重量份的溶剂油，20～40重量份的所述表面活性剂和0.001～1重量份的所述可见光引发剂；可见光光敏化聚合所用的光源为LED灯、氙灯、卤素灯、白炽灯或太阳光。
可选地，其中，所述聚合单体的水溶液中所述溶剂油为白油，所述改性单体包括对乙烯基苯磺酸、丙烯酸、甲基丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸甘油酯、季戊四醇丙烯酸酯和N,N’-亚甲基双丙烯酰胺中的至少一种，所述表面活性剂为脂肪族失水山梨醇酯、聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酯、曲拉通、辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10、脂肪醇聚氧乙烯醚和低分子量聚氧乙烯中至少一种，所述可见光引发剂为亚甲蓝、曙红、方酸、N,N-二乙基苄叉环烷烃酮和N,N-二甲基苄叉环烷烃酮中的至少一种。
特别优选地，可以先将丙烯酰胺和改性单体溶于水，用NaOH调pH至6.5～7.5，在常温(10～35℃)下一边搅拌一边缓慢滴加到包含溶剂油、表面活性剂以及可见光引发剂的油相体系中，形成完全透明的分散体系并且电导率低于2μS/m时，停止滴加水相溶液，继续搅拌2-10分钟。倒入可以封闭的玻璃试管，通氮气(99.999％高纯)30-60分钟，放置在与可见光引发剂吸收波长相匹配的可见光LED或者氙灯、卤素灯、白炽灯或太阳光下照射，直到体系不再放热。
其中，油藏的条件可以包括：温度、pH、总矿化度、其中钙镁离子总量、平均渗透率和原油在油藏中的粘度。可以根据油藏条件优化调整更优选合适的单体的水溶液的配方以获得更优选合适的纳米颗粒，例如：在低温、低矿化度、低钙镁离子总量、低pH时，增加丙烯酸的含量，降低2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的含量；在高温、高矿化度、高钙镁离子总量、高pH值时，降低丙烯酸的含量，增加对乙烯基苯磺酸和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的含量，同时提高多官能团交联剂(包括丙烯酸甘油酯、季戊四醇丙烯酸酯和N,N’-亚甲基双丙烯酰胺)的含量。可以经过实验室内模拟条件下进行的沉降实验来选择优选的单体的水溶液的配方以获得更优选合适的纳米颗粒。可以依据本公开给出的范围和实施例对单体的水溶液的配方进行调整。
可选地，其中，在该方法运行2-5个月后，如果出现如下A-C中的至少一种现象，A，采油井液量开始下降；B，采油井动液面或者浸没度下降；C、注水井压力轻微缓慢的上升，该方法还包括如下的X～Z的调整步骤中的至少一者：X，保持注水量下提高所述纳米颗粒在回注水中的浓度，但浓度不超过0.5％；Y、同时提高注水量并提高所述纳米颗粒在回注水中的浓度，但浓度不超过0.5％；Z、将另外的注采井作为注水井。
以下通过实施例进一步详细说明本发明。
实施例1
油藏位于普通注水开发油田中，其地质条件是湖相、河流相或三角洲沉积砂岩，储层平整，矿藏条件是温度25～80℃，pH＝6.8～7.6，总矿化度为1000～34000mg/L，其中钙镁离子总量为15～1500mg/L，平均渗透率为2000mD，原油在油藏中粘度为1～50cP。
依据此储层条件，最优选的所注入的回注水中纳米颗粒的合成配方为：水相组成，水28g，丙烯酰胺20g，丙烯酸0.5g，对乙烯基苯磺酸1g，AMPSNa5g，N,N’-亚甲基双丙烯酰胺200mg，季戊四醇丙烯酸酯5mg，用5％NaOH水溶液中和至pH＝7.0；油相组成：7号白油16g，脂肪族失水山梨醇酯8g，聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酯1g，脂肪醇聚氧乙烯醚1.5g，亚甲蓝200mg。
将水相在常温(10～35℃)下一边搅拌一边缓慢滴加到油相中，形成完全透明的分散体系并且电导率低于2μS/m时，停止滴加水相溶液，继续搅拌5分钟，倒入可以封闭的玻璃试管，通99.999％高纯氮气45分钟，用波长650nm的LED灯或者卤钨灯照射至体系不再发热。所得纳米颗粒的粒径中值用动态激光光散射测得为50nm，以0.1重量％添加入回注水中时，溶胀后的所得纳米颗粒的粒径中值用动态激光光散射测得为214nm，且所述纳米颗粒在所述回注水中静置10天保持稳定分散不分层。
经过多年的注水开发，此时油井含水95％。在回注水中以0.1重量％的浓度加入纳米颗粒注入注水井(该注水井为低部位注采井)，三个月时，采油井液量下降20％，原油产量保持不变，此时，调整注入水量，增注20％，液量逐步增加，原油产量增加，4个月时，液量恢复到措施前，含水下降到90％，原油产量增加一倍。保持注入和生产状态不变，一年时，采油井含水下降至85％，原油产量是措施前的3倍。此时，回注水中停止加所述纳米颗粒，效果继续保持一年以上，含水重新开始上升，恢复到95％的含水需要一年以上。
实施例2
油藏位于普通注水开发油田中，其地质条件是湖相、河流相或三角洲沉积砂岩，储层平整，矿藏条件是温度25～80℃，pH＝7.8～8.4，总矿化度为1000～34000mg/L，其中钙镁离子总量为15～1500mg/L，平均渗透率为2000mD，原油在油藏中粘度为1～50cP。
依据此储层条件，最优选的所注入的回注水中纳米颗粒的合成配方为：水相组成，水28g，丙烯酰胺16g，丙烯酸0.5g，对乙烯基苯磺酸2g，AMPSNa7g，N,N’-亚甲基双丙烯酰胺200mg，季戊四醇丙烯酸酯5mg，用5％NaOH水溶液中和至pH＝7.0，；油相组成：7号白油16g，脂肪族失水山梨醇酯8g，聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酯1g，脂肪醇聚氧乙烯醚1.5g，曙红150mg。
将水相在常温(10～35℃)下一边搅拌一边缓慢滴加到油相中，形成完全透明的分散体系并且电导率低于2μS/m时，停止滴加水相溶液，继续搅拌5分钟，倒入可以封闭的玻璃试管，通99.999％高纯氮气45分钟，用波长为520nm的LED灯或者氙灯照射至体系不再发热。所得纳米颗粒的颗粒尺寸用动态激光光散射测得为60nm，以0.1重量％添加入回注水中时，溶胀后的所得纳米颗粒的粒径中值用动态激光光散射测得为200nm，且所述纳米颗粒在所述回注水中静置10天保持稳定分散不分层。
经过多年的注水开发，此时油井含水95％。在注水井以0.1重量％的浓度加入所述纳米颗粒注入，三个月时，油井液量下降15％，原油产量保持不变，此时，调整注入水量，增注15％，液量逐步增加，原油产量增加，4个月时，液量恢复到措施前，含水下降到90％，原油产量增加一倍。保持注入和生产状态不变，一年时，油井含水下降至87％，原油产量是措施前的2.5倍。此时，回注水中停止加所述纳米颗粒，效果继续保持一年以上，含水重新开始上升，恢复到95％的含水需要一年以上。
实施例3
油藏位于普通注水开发油田中，其地质条件是湖相、河流相或三角洲沉积砂岩，储层平整，矿藏条件是温度60～90℃，pH＝6.8～8.4，总矿化度为30000～85000mg/L，其中钙镁离子总量为15～1500mg/L，平均渗透率为300mD，最低渗透率为10mD，最大渗透率为1000mD，原油在油藏中粘度为1～20cP。
依据此储层条件，最优选的所注入的回注水中纳米颗粒的合成配方为：水相组成，水30g，丙烯酰胺15g，丙烯酸0.3g，对乙烯基苯磺酸3g，AMPSNa8g，N,N’-亚甲基双丙烯酰胺200mg，季戊四醇丙烯酸酯5mg，用5％NaOH水溶液中和至pH＝7.0；油相组成：7号白油17g，脂肪族失水山梨醇酯8.5g，聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酯0.5g，脂肪醇聚氧乙烯醚2.0g，N,N-二乙基苄叉环烷烃酮150mg。
将水相在常温(10～35℃)下一边搅拌一边缓慢滴加到油相中，形成完全透明的分散体系并且电导率低于2μS/m时，停止滴加水相溶液，继续搅拌5分钟，倒入可以封闭的玻璃试管，通99.999％高纯氮气45分钟，用波长为560nmLED灯或者氙灯照射至体系不再发热。所得纳米颗粒的颗粒尺寸用动态激光光散射测得为50nm，以0.1重量％添加入回注水中时，溶胀后的所得纳米颗粒的粒径中值用动态激光光散射测得为180nm，且所述纳米颗粒在所述回注水中静置10天保持稳定分散不分层。
经过多年的注水开发，此时油井含水80％。在注水井以0.08重量％的浓度加入纳米颗粒注入，三个月时，油井液量下降25％，原油产量保持不变，此时，调整注入水量，增注25％，液量逐步增加，原油产量增加，6个月时，液量恢复到措施前，含水下降到50％，原油产量增加1.5倍。保持注入和生产状态不变，一年时，油井含水下降至40％，原油产量是措施前的3倍。此时，注入水中停止加所述纳米颗粒，效果继续保持一年以上，含水重新开始上升，恢复到80％的含水需要一年以上。
实施例4
油藏位于渗注水开发油田中，其地质条件是湖相、河流相或三角洲沉积砂岩，储层平整，矿藏条件是温度60～90℃，pH＝6.8～7.4，总矿化度为50000～200000mg/L，其中钙镁离子总量为1500～6500mg/L，原油在油藏中粘度为0.5～5cP，平均渗透率为10mD。
依据此储层条件，所注入的回注水中纳米颗粒的合成配方为：水相组成，水26g，丙烯酰胺16g，丙烯酸0.1g，对乙烯基苯磺酸3g，AMPSNa 6g，N,N’-亚甲基双丙烯酰胺400mg，甘油醇丙烯酸酯3mg，用5％NaOH水溶液中和至pH＝7.0；油相组成：7号白油18g，脂肪族失水山梨醇酯9g，聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酯0.5g，脂肪醇聚氧乙烯醚2.0g，N,N-二乙基苄叉环烷烃酮150mg。
将水相在常温(10～35℃)下一边搅拌一边缓慢滴加到油相中，形成完全透明的分散体系并且电导率低于2μS/m时，停止滴加水相溶液，继续搅拌5分钟，倒入可以封闭的玻璃试管，通99.999％高纯氮气45分钟，用波长为560nm的LED灯或者氙灯照射至体系不再发热。所得纳米颗粒的颗粒尺寸用动态激光光散射测得为60nm，以0.1重量％添加入回注水中时，溶胀后的所得纳米颗粒的粒径中值用动态激光光散射测得为200nm，且所述纳米颗粒在所述回注水中静置10天保持稳定分散不分层。
经过多年的注水开发，此时油井含水70％。在注水井以0.1重量％的浓度加入纳米颗粒注入，三个月时，油井液量下降25％，原油产量保持不变，此时，调整注入水量，增注25％，液量逐步增加，原油产量增加，6个月时，液量恢复到措施前，含水下降到60％，原油产量增加13％。继续提高注水量，保持纳米颗粒的浓度不变，产液量开始上升，一年时，油井含水下降至55％，原油产量比措施前提高50％。此时，注入水中停止加纳米颗粒，效果继续保持一年以上，含水重新开始上升，恢复到70％的含水需要一年以上。
实施例5
油藏位于海上平台注水开发油田中，其地质条件是湖相、河流相或三角洲沉积砂岩，储层平整，矿藏条件是温度60～80℃，pH＝6.8～8.4，总矿化度为6000～40000mg/L，其中钙镁离子总量为600～1500mg/L，平均渗透率为3000mD，最低渗透率为500mD，最大渗透率为10000mD，原油在油藏中粘度为10～100cP。注入水为采出水与海水混合物。
依据此储层条件，最优选的所注入的回注水中纳米颗粒的合成配方为：水相组成，水20g，丙烯酰胺20g，丙烯酸1g，对乙烯基苯磺酸2g，AMPSNa5g，N,N’-亚甲基双丙烯酰胺400mg，季戊四醇丙烯酸酯3mg，用5％NaOH水溶液中和至pH＝7.0；油相组成：7号白油18g，脂肪族失水山梨醇酯7g，聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酯2g，脂肪醇聚氧乙烯醚1.5g，N,N-二乙基苄叉环烷烃酮200mg。
将水相在常温(10～35℃)下一边搅拌一边缓慢滴加到油相中，形成完全透明的分散体系并且电导率低于2μS/m时，停止滴加水相溶液，继续搅拌5分钟，倒入可以封闭的玻璃试管，通99.999％高纯氮气45分钟，用波长为560nm的LED灯或者氙灯照射至体系不再发热。所得纳米颗粒的颗粒尺寸用动态激光光散射测得为50nm，以0.1重量％添加入回注水中时，溶胀后的所得纳米颗粒的粒径中值用动态激光光散射测得为180nm，且所述纳米颗粒在所述回注水中静置10天保持稳定分散不分层。
经过多年的注水开发，此时油井含水80％。在注水井以0.15重量％的浓度加入纳米颗粒注入，一个月时，油井液量下降10％，原油产量保持不变，此时，调整注入水量，增注10％，液量逐步增加，原油产量增加，6个月时，液量恢复到措施前，含水下降到60％，原油产量增加2倍。保持注入和生产状态不变，一年时，油井含水下降至55％，原油产量是措施前的2.25倍。此时，注入水中停止加纳米颗粒，效果继续保持一年以上，含水重新开始上升，恢复到80％的含水需要一年以上。
对比例1
油藏位于普通注水开发油田中，其地质条件是湖相、河流相或三角洲沉积砂岩，储层平整，矿藏条件是温度25～80℃，pH＝6.8～7.6，总矿化度为1000～34000mg/L，其中钙镁离子总量为15～1500mg/L，平均渗透率为2000mD，原油在油藏中粘度为1～50cP。
依据此储层条件，所注入的回注水中纳米颗粒的合成配方为：水相组成，水28g，丙烯酰胺20g，丙烯酸0.5g，对乙烯基苯磺酸1g，AMPSNa 5g，N,N’-亚甲基双丙烯酰胺200mg，季戊四醇丙烯酸酯5mg，用5％NaOH水溶液中和至pH＝7.0；油相组成：7号白油16g，脂肪族失水山梨醇酯8g，聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酯1g，脂肪醇聚氧乙烯醚1.5g，偶氮二异丁腈1.0g。
将水相在常温(10～35℃)下一边搅拌一边缓慢滴加到油相中，形成完全透明的分散体系并且电导率低于2μS/m时，停止滴加水相溶液，继续搅拌5分钟，倒入可以封闭的玻璃试管，通99.999％高纯氮气45分钟，用波长1kW的高压汞灯照射至体系不再发热。所得纳米颗粒的粒径中值用动态激光光散射测得为50nm，以0.1重量％添加入回注水中时，溶胀后的所得纳米颗粒的粒径中值用动态激光光散射测得为1.004μm，且所述纳米颗粒在所述回注水中静置3小时即发生沉降分层。
与所述实施例1的纳米颗粒相比，对比例1的纳米颗粒由于在紫外光聚合过程中聚合速度快，所得产品粒径较大，实施例1和对比例1的纳米颗粒初始(未溶胀)平均粒径与粒径分布分别如图1和图2所示。
实施例1的纳米颗粒与对比例1的纳米颗粒分别在相同的模拟回注油田污水(34000mg/L，80℃)中浸泡10天后，纳米颗粒得到了充分溶胀，溶胀后用动态激光光散射测得粒径分别如图3和图4所示。溶胀后的实施例1所得纳米颗粒的粒径中值为214nm，溶胀后的对比例1所得纳米颗粒的粒径中值为1004nm。
经过多年的注水开发，此时油井含水95％。在回注水中以0.1重量％的浓度加入纳米颗粒注入注水井(该注水井为低部位注采井)，结果显示产量稳定，既没有明显的减产也没有明显的增产。
通过实施例1-5以及对比例1可见，本文的技术方案能够大幅度地提升采油效率。
以上结合附图详细描述了本公开的优选实施方式，但是，本公开并不限于上述实施方式中的具体细节，在本公开的技术构思范围内，可以对本公开的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本公开的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本公开对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本公开的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本公开的思想，其同样应当视为本公开所公开的内容。
Claims (12)
1.一种提高原油产量和采收率的方法，其特征在于，该方法包括：将油藏的多个注采井之中的至少一个注采井作为注水井，并向所述注水井中注入回注水以将油藏中的原油驱出，并且将该注水井以外的注采井中的至少一个作为采油井以采出原油，所述回注水中含有溶胀后粒径为10nm～300nm的纳米颗粒，且所述纳米颗粒在所述回注水中保持稳定分散不分层。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，作为注水井的注采井为所述油藏的多个注采井之中的低部位注采井。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述回注水中含有粒径为50nm～220nm的纳米颗粒。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述纳米颗粒在所述回注水中形成胶体分散系。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其中，加入所述纳米颗粒的回注水，相比未加入所述纳米颗粒的回注水，能够将所述油藏的砂体的水渗透率下降70％以上且98％以下。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述回注水中，以重量计，所述纳米颗粒的含量为0.05％～0.5％。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，所述回注水中，以重量计，所述纳米颗粒的含量为0.08～0.15％。
8.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述纳米颗粒的制备方法包括：将聚合单体的水溶液加入到油相介质中得到聚合反应体系并进行可见光光敏化聚合，得到聚合产物，然后将聚合产物分散在所述回注水中；所述聚合单体包括丙烯酰胺和改性单体，所述油相介质包括溶剂油和表面活性剂以及可见光引发剂。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，所述聚合反应体系含有：20～50重量份的水，5～30重量份的丙烯酰胺、0～15重量份的所述改性单体，10～30重量份的溶剂油，20～40重量份的所述表面活性剂和0.001～1重量份的所述可见光引发剂；可见光光敏化聚合所用的光源为LED灯、氙灯、卤素灯、白炽灯或太阳光。
10.根据权利要求8所述的方法，其中，所述聚合单体的水溶液中所述溶剂油为白油，所述改性单体包括对乙烯基苯磺酸、丙烯酸、甲基丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸甘油酯、季戊四醇丙烯酸酯和N,N’-亚甲基双丙烯酰胺中的至少一种，所述表面活性剂为脂肪族失水山梨醇酯、聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酯、曲拉通、辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10、脂肪醇聚氧乙烯醚和低分子量聚氧乙烯中至少一种，所述可见光引发剂为亚甲蓝、曙红、方酸、N,N-二乙基苄叉环烷烃酮和N,N-二甲基苄叉环烷烃酮中的至少一种。
11.根据权利要求9所述的方法，其中，所述聚合单体的水溶液中所述溶剂油为白油，所述改性单体包括对乙烯基苯磺酸、丙烯酸、甲基丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸甘油酯、季戊四醇丙烯酸酯和N,N’-亚甲基双丙烯酰胺中的至少一种，所述表面活性剂为脂肪族失水山梨醇酯、聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酯、曲拉通、辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10、脂肪醇聚氧乙烯醚和低分子量聚氧乙烯中至少一种，所述可见光引发剂为亚甲蓝、曙红、方酸、N,N-二乙基苄叉环烷烃酮和N,N-二甲基苄叉环烷烃酮中的至少一种。
12.根据权利要求1所述的方法，其中，在该方法运行1-5个月后，如果出现如下A-C中的至少一种现象，A，采油井液量开始下降；B，采油井动液面或者浸没度下降；C、注水井压力轻微缓慢的上升，该方法还包括如下的X～Z的调整步骤中的至少一者：X，保持注水量下提高所述纳米颗粒在回注水中的浓度，但浓度不超过0.5％；Y、同时提高注水量并提高所述纳米颗粒在回注水中的浓度，但浓度不超过0.5％；Z、将另外的注采井作为注水井。
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