CN111004614A - 一种油藏驱油的组合物及驱油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种油藏驱油的组合物及驱油方法，该组合物包括：改变目标油藏矿化度的第一物质，所述第一物质的注入量为0.5‑3PV；与目标油藏中原油形成中相微乳液的三元复合体系，所述三元复合体系的注入量为0.1‑0.4PV；防止三元复合体系被稀释的第二物质，所述第二物质的注入量为0.05‑0.3PV；改变目标油藏矿化度的第三物质，所述第三物质的注入量为0.5‑4PV。该组合物和方法在油藏驱油各个阶段注入的物质能够相互配合，协同作用，与油藏中原油产生超低界面张力，并进一步形成中相微乳液，可以大幅提高采收率，使采收率超过90％。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学驱油技术领域，特别涉及一种用于油藏驱油用的中相微乳组合物及驱油方法。
背景技术
国内外油田经过分层注水、分层采出等一系列强化采油措施，使油田水驱最终采收率达到40％左右，还有大量剩余油存留地下。上世纪40年代，美国、加拿大等国家就开始探索研究化学驱提高采收率技术。大庆油田从上世纪60年代就开始化学驱的实验室研究，并于1972年开展了第一个聚合物驱先导性现场试验，1992年开展了聚合物驱工业性矿场试验，1995年实现了聚合物驱工业化推广应用，工业化区块平均提高采收率12个百分点以上。在聚合物驱取得重大成功的基础上，为了更大幅度的提高采收率，进一步发展了三元复合驱技术。1991年开展了三元复合驱先导及扩大性现场试验，2014年三元复合驱工业化推广应用，工业化区块平均提高采收率18个百分点以上。国内外油田水驱后，再聚合物驱或三元复合驱后油藏采收率分别到达52％或58％，但仍有大量剩余油残留在油藏中。
因此，有必要研究一种可以提高油藏采收率的驱油剂，进一步提高油藏采收率，使其超过60％甚至可以达到90％。
由于上述问题，本发明提供了一种用于油藏驱油的组合物及使用该组合物的驱油方法。
发明内容
为了解决上述问题，本发明人进行了锐意研究，结果发现：油藏水驱或盐水驱油之后分步加入的三元复合体系、第二物质和第三物质形成了微乳液驱，可以提高原油的采收率，从而完成了本发明。
本发明的目的在于提供以下方面：
第一方面，本发明提供一种油藏驱油的组合物，该组合物包括：
改变目标油藏矿化度的第一物质；所述第一物质的注入量为0.5-3PV；
与目标油藏中原油形成中相微乳液的三元复合体系；所述三元复合体系的注入量为0.1-0.4PV；
其中，PV为目标油藏的孔隙体积；
该组合物还包括：防止三元复合体系被稀释的第二物质；所述第二物质的注入量为0.05-0.3PV；
改变目标油藏矿化度的第三物质；所述第三物质的注入量为0.5-4PV。
其中，所述第一物质、三元复合体系、第二物质和第三物质先后注入到目标油藏中，且均能驱替目标油藏中原油，
优选地，所述第一物质和第三物质包括水或碱(或盐)水；
所述第二物质为聚合物、盐和水组成的聚合物水溶液，优选其粘度为目标油藏中原油粘度的3-6倍；
所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺和/或疏水缔合聚合物，其中，所述疏水缔合聚合物包括N-烷基丙烯酰胺-co-丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-丙烯酸酯和丙烯酰胺-co-苯乙烯中的一种或多种；-co-表示无规则共聚物。
所述碱(或盐)为氯化钠、氯化钙、氯化钾、碳酸钠、氢氧化钠、硫酸钠和/或碳酸氢钠中的一种或多种。
其中，三元复合体系包含表面活性剂、碱(或盐)和聚合物，
所述表面活性剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、乙烯吡咯烷酮、脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚、二乙醇酰胺硬脂酸甘油单酯、烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐和/或脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐中的一种或多种；
所述碱(或盐)为氢氧化钾、碳酸钾、碳酸钠、碳酸氢钠或氢氧化钠；
所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺和/或疏水缔合聚合物。
其中，按照第一预设规则获取所述三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度，所述第一预设规则包括：
固定三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度，固定三元复合体系中聚合物的粘度，改变三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度，使三元复合体系溶液均匀透明，且与所述目标油藏原油的界面张力低于0.01mN/m。
进一步地，按照第二预设规则获取所述三元复合体系中聚合物的粘度，所述第二预设规则包括：
三元复合体系中聚合物的粘度为所述目标油藏中原油粘度的3-5倍，优选所述三元复合体系中聚合物的粘度为所述目标油藏中原油粘度的3倍。
进一步地，按照第三预设规则获取三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度，所述第三预设规则包括：
按照第一预设规则和第二预设规则确定三元复合体系中表面活性剂的类型和浓度，以及三元复合体系中聚合物的粘度后，改变三元复合体系中碱的种类和浓度，使三元复合体系溶液与原油混合形成的微乳液中增溶的油、水量相等，且微乳液与油相、水相界面张力相等。
优选地，三元复合体系与原油混合形成的微乳液为中相微乳液；三元复合体系与原油混合的体积比根据目标油藏的水驱后的采收率确定。
进一步地，按照第四预设规则获取所述第一物质、第二物质和/或第三物质中盐的类型和浓度，所述第四预设规则包括：
第一物质、第二物质和第三物质中盐的种类为三元复合体系中碱(或盐)的种类；
第一物质的盐浓度大于等于三元复合体系中碱(或盐)的浓度；
第二物质的盐浓度小于等于三元复合体系中碱(或盐)的浓度，大于等于三元复合体系中碱(或盐)浓度的0.25倍；
第三物质的盐浓度小于等于所述第二物质的盐浓度。
其中，所述第一物质为碳酸钠水溶液，碳酸钠的重量百分比为0-4wt％，优选为1-3.5wt％；
所述三元复合体系中，表面活性剂为质量比为1：1的烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐复配体系，或表面活性剂为烷基苯磺酸钠；表面活性剂复配体系的含量为0.1-0.5wt％，优选为0.3wt％；
所述三元复合体系中，聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，聚合物的粘度为目标油藏中原油粘度的3-3.5倍；
所述三元复合体系中，碱为碳酸钠，含量为0.5-3wt％，优选为1.5-2.5wt％；
所述第二物质为部分水解聚丙烯酰胺、碳酸钠和水组成的溶液，所述部分水解聚丙烯酰胺的粘度为目标油藏中原油粘度的4-4.5倍，碳酸钠的重量百分比为0.1-2.5wt％；
所述第三物质为碳酸钠和水组成的溶液，碳酸钠的重量百分比为0-2wt％。
本发明还提供了一种使用上所述组合物驱油的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
向目标油藏注入第一物质，所述第一物质的注入量为0.5-3PV，优选为2.5-3PV；采收原油；
向目标油藏注入三元复合体系，所述三元复合体系的注入量为0.1-0.4PV，优选为0.3-0.4PV；采收原油；
向目标油藏注入第二物质，所述第二物质的注入量为0.05-0.3PV，优选为0.2-0.3PV；采收原油；
向所述目标油藏注入第三物质，所述第三物质的注入量为0.5-4PV，优选为3-4PV；采收原油。
在所述驱油方法中，
分别按照第一、第二和第三预设规则获取三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度、聚合物的粘度，碱的种类和浓度，
按照第四预设规则获取第一物质、第二物质和/或第三物质中盐的类型和浓度。
根据本发明提供的油藏驱油的组合物及驱油方法，具有以下
有益效果：
(1)该组合物和方法在各个阶段注入的物质能够相互配合，协同作用，在油藏中形成的中相微乳液具有超低界面张力，且长期形成中相微乳液，可以大幅提高采收率，使采收率超过90％；
(2)本发明的中相微乳液驱油方法的驱油体系的浓度明显低于普通微乳液驱油方法，其中表面活性剂质量分数仅为0.3％。另外，本发明通过控制第一物质、三元复合体系、第二物质和第三物质中盐的种类和含量，可以保证中相微乳液在油藏中长期存在；
(3)本发明依次向油藏注入第一物质、三元复合体系、第二物质和第三物质，各个阶段所注入的物质能够相互配合，协同作用，在油藏中长期形成具有超低界面张力的中相微乳液，中相微乳液可以大幅提高油藏驱油效率；
(4)本发明提供的驱油组合物和驱油方法成本低、废液处理难度小，对地层的危害小，便利油藏的后续采集。
附图说明
图1示出实施例1中不同三元复合体系溶液的溶解性能；
图2示出实施例1中三元复合体系与大庆原油的界面张力图；
图3示出实施例3中不同碳酸钠浓度的三元复合体系与原油混合的相态结果；
图4示出实施例3中不同碳酸钠浓度的三元复合体系与原油混合的相态实验活度图；
图5示出实施例3中不同碳酸钠浓度的三元复合体系与原油混合的中相微乳液中油水的增溶指数；
图6示出实施例3中不同碳酸钠浓度的三元复合体系与原油混合的中相微乳液的界面张力值。
具体实施方式
下面通过对本发明进行详细说明，本发明的特点和优点将随着这些示例性说明而变得更为清楚、明确。这里作为“示例性”所说明的任何实施例不必解释为优于或好于其它实施例。
以下详述本发明。
本发明提供了一种油藏驱油用组合物，所述组合物可适用于多种不同地理条件的油藏。
本发明提供的油藏驱油用组合物包括：
第一物质，向目标油藏注入后用于驱替目标油藏中的原油和改变目标油藏中的矿化度。
所述第一物质的注入量为0.5-3PV，优选为1-3PV，更优选为2.5-3PV；其中，PV为所述目标油藏的孔隙体积。
所述组合物中还包括三元复合体系，向目标油藏注入后与目标油藏中的原油形成微乳液从而驱替目标油藏中的原油；优选三元复合体系和目标油藏中的原油形成中相微乳液驱替目标油藏中的原油。
所述三元复合体系包括表面活性剂、碱(或盐)、聚合物和水。原油加入三元复合体系混合后分层，形成上层的油层、中间的微乳液层、下层的水层，所述中相微乳液是指中间的微乳液层。
油藏中矿化度会影响三元复合体系中表面活性剂降低界面张力的能力，优选加入的第一物质和三元复合体系中的碱(或盐)都可以降低油藏中矿化度的影响，有利于提高三元复合体系中表面活性剂的增溶或乳化作用。
三元复合体系中，聚合物可以提高三元复合体系的粘度和稠度，降低表面活性剂和碱(或盐)的扩散速率，提高了水包油乳状液的稳定性，有利于扩大中相微乳液中的体积；还可以提高三元复合体系的浸润性，进一步降低原油的表面张力，从而提高原油采收率。聚合物还可以与二价金属离子反应，保护了表面活性剂的活性。
基于大庆油田的特性，为了保持表面活性剂的作用，有必要调节油藏地下水的pH值和含盐量。优选地，第一物质具有碱性；更优选地，三元复合体系中的碱(或盐)也具有碱性。
其中，三元复合体系的注入量为0.1-0.4PV，优选为0.3-0.4PV。
所述组合物中还包括第二物质，其注入目标油藏后可以防止三元复合体系被稀释和驱替目标油藏中的原油。
在油藏中注入三元复合体系后，三元复合体系在油藏中向产出井缓慢运移。优选第二物质注入时三元复合体系仍在油藏中运移，第二物质紧跟在三元复合体系后面均匀推进其向前运移。
所述第二物质的注入量为0.05-0.3PV；优选为0.2-0.3PV。
所述组合物中还包括第三物质，其注入目标油藏后可以驱替目标油藏中的原油和改变目标油藏中的矿化度，最大程度保持油藏中的三元复合体系与原油形成中相微乳液或下相微乳液，同时降低矿化度对油藏后续开发的影响。
所述第三物质的注入量为0.5-4PV；优选为1-4PV，更优选为3-4PV。
其中，所述第一物质和第三物质可以为水或盐(或碱)水溶液；当为盐(或碱)水溶液时，第一物质和第三物质中的盐(或碱)为氯化钠、氯化钙、氯化钾、碳酸钠、碳酸钾、氢氧化钾、氢氧化钠、硫酸钠和/或碳酸氢钠一种或多种。
在一种优选的实施方式中，所述第一物质为水。
在一种优选的实施方式中，所述第一物质为碳酸钠水溶液，碳酸钠的重量百分比为0-4wt％，优选为1-3.5wt％，最好为2-3wt％，例如2wt％、2.5wt％或3wt％。
不受任何理论的束缚，在研究中意外地发现，在油藏驱油组合物的第一物质中添加助剂，有助于降低三元复合体系的吸附量，还可以降低原油和油藏岩石表面的吸附力和原油界面张力，提高洗油率提高采油率。
所述助剂选自十八烷基二羟乙基氧化胺、十四烷基二羟乙基氧化胺、十八酰胺丙基氧化胺或月桂酰胺丙基氧化胺。优选所述助剂为十八烷基二羟乙基氧化胺，其具有微弱的碱性，富有电子，可以提高与原油中烃基氢的结合力，从而降低原油的界面张力。
在一种更优选的实施方式中，所述第一物质为十八烷基二羟乙基氧化胺、碳酸钠和水组成的溶液，其中碳酸钠的重量百分比为1-4wt％，例如2wt％、2.5wt％或3wt％；十八烷基二羟乙基氧化胺的重量百分比为0.05～0.5％，例如0.08wt％或0.03wt％。
本发明中，在三元复合体系中的表面活性剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、乙烯吡咯烷酮、脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚、二乙醇酰胺硬脂酸甘油单酯、烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐和/或脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐中的一种或多种；
在一种优选的实施方式中，所述三元复合体系中，表面活性剂为质量比为1：0.5-3的烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐复配体系；更优选烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐的质量比为1：0.7-2，例如1:1。
在另一种优选的实施方式中，三元复合体系的表面活性剂为烷基苯磺酸钠，优选为十八烷基苯磺酸钠。
三元复合体系中表面活性剂的含量为0.1-0.5wt％，优选为0.3wt％。
所述烷基苯磺酸盐为钠盐、钙盐或铵盐，优选为钠盐或铵盐；所述脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐为钠盐。
其中，所述烷基苯磺酸盐包括十二烷基苯磺酸钠、十四烷基苯磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠和十八烷基苯磺酸钠中的一种或多种；优选为十六烷基苯磺酸钠或/和十八烷基苯磺酸钠；
所述脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐选自十二烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠、十四烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠、十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠和十八烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠中的一种或多种；优选为十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠或/和十八烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠。
在一种更优选的实施方式中，所述三元复合体系中还包含有助乳化剂，所述助乳化剂可以提高中相微乳液液膜的稳定性，提高微乳液的稳定性。
所述助乳化剂选自正丙醇、异丙醇、正丁醇、异丁醇、正戊醇、正己酸、甘油、聚甘油酯、聚山梨酯、聚氧乙烯脂肪酸酯、聚氧乙烯脂肪醇醚、蔗糖脂肪酸酯和单硬脂酸甘油酯；优选所述助乳化剂为正丁醇、正戊醇、甘油、聚山梨酯和单硬脂酸甘油酯；更优选所述助乳化剂为正戊醇或正丁醇。
所述助乳化剂的用量为表面活性剂用量的0.1-0.8倍，优选为0.2-0.5倍，例如0.3倍。
三元复合体系中的聚合物为部分水解聚丙烯酰胺和/或疏水缔合聚合物。
其中，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量为900-2000万、水解度为10-40％；所述疏水缔合聚合物为在聚合物亲水性大分子链上带有少量疏水基团的水溶性聚合物，包括N-烷基丙烯酰胺-co-丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-丙烯酸酯和丙烯酰胺-co-苯乙烯中的一种或多种。
优选所述三元复合体系中，聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，其分子量为1000-1800万，优选为1200-1600万；水解度为10-30％，优选为15-25％。
更优选地，所述三元复合体系中聚合物的粘度为目标油藏中原油粘度的3-5倍，优选为3-3.5倍。
三元复合体系中的碱(或盐)为氢氧化钾、碳酸钾、碳酸钠、碳酸氢钠或氢氧化钠。
在一种优选的实施方式中，在三元复合体系中，所述碱(或盐)为碳酸钠，其含量为0.5-3wt％，优选为1.5-2.5wt％；
在一种更优选的实施方式中，三元复合体系中碱(或盐)的含量为1.8-2.5wt％。
在本发明中，加入的第二物质可以保护三元复合体系防止被后续水稀释，保持三元复合体系的增溶效果，同时进一步降低油藏矿化度的影响。
所述第二物质优选具有较高的粘度，当其与三元复合体系直接接触时，可以推动三元复合体系段塞向产出井移动，并且不易产生指进现象，也不会对与其接触的三元复合体系产生稀释作用。
另外，当三元复合体系段塞运移出油藏后，仍有部分三元复合体系残留在油藏中，加入的第二物质可以保护残留的三元复合体系的粘度及增溶作用，使其与原油继续形成中相微乳液或下相微乳液。
优选地，所述第二物质为聚合物、盐(或碱)和水组成的聚合物水溶液，所述聚合物为二乙醇酰胺硬脂酸甘油单酯、部分水解聚丙烯酰胺和疏水缔合聚合物中的一种或多种；当第二物质中的聚合物为疏水缔合聚合物时，优选与三元复合体系中的疏水缔合聚合物的种类相同。
较好地，第二物质中的盐(或碱)为氯化钠、氯化钙、氯化钾、碳酸钠、碳酸钾、氢氧化钾、氢氧化钠、硫酸钠和/或碳酸氢钠一种或多种。
在一种优选的实施方式中，第二物质中的聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，优选所述聚合物的分子量为1200-1800万，更优选所述聚合物的分子量为1600-1800万，水解度为15-22％。
进一步地，在第二物质中所述聚合物水溶液粘度为所述目标油藏中原油粘度的3-6倍。
较好地，所述部分水解聚丙烯酰胺的粘度为目标油藏中原油粘度的4-4.5倍。
在一种优选的实施方式中，第二物质中的盐(或碱)为碳酸钠，其中，所述碳酸钠的重量百分比为0.1-2.5wt％，优选为0.5-2wt％。
在本发明中，所述第三物质为水或碳酸钠水溶液，在碳酸钠水溶液中碳酸钠的重量百分比为0-2wt％，优选为0-1wt％，或者为0-0.5wt％。
在第三物质中不添加聚合物和表面活性剂，使用物料少成本低，并且地层留存的第三物质对地层危害较小。
在一种更优选的实施方式中，在第一物质、三元复合体系、第二物质和第三物质中都用到了碳酸钠，碳酸钠有助于三元复合体系与原油形成中相微乳液，碳酸钠腐蚀性弱，有利于保护油藏储层、油井和管线，另外其碳酸根可以和油藏中的金属离子，如Ca2+、Mg2+、Ba2 +、Fe2+和Al3+，反应生成不溶物，从而降低油藏中地下水的矿化度、改变油藏孔隙结构。
在本发明中，按照第一预设规则得到三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度；
所述第一预设规则包括：
固定三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度，固定三元复合体系中聚合物粘度，改变三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度，使三元复合体系溶液均匀透明，且与所述目标油藏原油的界面张力低于0.01mN/m。
优选地，固定所述三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度，固定三元复合体系中聚合物的粘度，改变所述三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度配制系列不同三元复合体系溶液；
测量所述系列不同三元复合体系溶液的溶解性能，以及所述系列不同三元复合体系与所述目标油藏中的原油的界面张力；
当所述三元复合体系溶液均匀透明、无浑浊沉淀，且所述三元复合体系与所述目标油藏原油的界面张力低于0.01mN/m时，对应的表面活性剂的类型和浓度为优选的三元复合体系中的表面活性剂的类型和浓度。
在第一预设规则中，碱(或盐)的类型和浓度会影响三元复合体系界面张力，聚合物种类和粘度不会影响三元复合体系界面张力。在第一预设规则中，预先设定碱(或盐)的种类和浓度，可以优选出对应的表面活性剂和浓度或浓度范围；如果需要选定其它的碱(或盐)，需要重复以上过程，得到对应的表面活性剂和浓度。
在本发明中，按照第二预设规则获取三元复合体系中聚合物的粘度；
所述第二预设规则包括：
在第二预设规则中，预先设定聚合物的种类。
三元复合体系中聚合物的粘度为所述目标油藏中原油粘度的3-5倍，优选所述三元复合体系中聚合物的粘度为所述目标油藏中原油粘度的3倍。
较好地，首先根据第二预设规则获取三元复合体系中聚合物的粘度后，再根据第一预设规则获取表面活性剂的种类和浓度。
在本发明中，按照第三预设规则获取三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度；
所述第三预设规则包括：
按照第一预设规则和第二预设规则确定三元复合体系中表面活性剂的类型和浓度，以及三元复合体系中聚合物的粘度后，改变三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度，使三元复合体系溶液与原油混合形成的微乳液中增溶的油、水量相等，且微乳液与油相、水相界面张力相等。
优选地，在第三预设规则中，预先设定碱(或盐)的种类。
优选地，按照第一预设规则和第二预设规则确定三元复合体系中表面活性剂的类型和浓度，三元复合体系中聚合物的粘度为目标油藏中原油粘度的3倍，改变三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度配制系列不同三元复合体系溶液；
根据目标油藏水驱后的采收率，确定三元复合体系溶液与原油的体积比；
将三元复合体系与原油混合形成微乳液，优选采用机械混合的方式形成微乳液。
进一步地，当三元复合体系与原油形成的微乳液为中相微乳液时，计算中相微乳液增溶油水量和中相微乳液与油水相界面张力。
优选地，通过公式(1)和(2)计算油水增溶指数，采用Huh(1979)方程(3)和(4)计算界面张力。
其中，σo为油增溶指数；
σw为水增溶指数；
VO为油增溶体积(ml)；
VW为水增溶体积(ml)；
VS为表面活性剂体积(ml)；
c是常数，为0.3；
γOM为中相与油相间界面张力(mN/m)；
γWM为中相与水相间界面张力(mN/m)。
当中相微乳液增溶油水量相等和中相微乳液与油水相界面张力相等时，对应的碱(或盐)的种类和浓度为优选的三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度。
优选地，本发明中，按照第四预设规则获取所述第一物质、第二物质和/或第三物质中盐的种类和浓度，使三元复合体系与原油在目标油藏中长期形成中相微乳液，大幅提高油藏采收率。
在一种优选的实施方式中，所述第四预设规则包括：
所述第一物质、第二物质和第三物质中盐(或碱)的种类为优选的三元复合体系中碱(或盐)的类型；
第一物质的盐(或碱)浓度大于等于三元复合体系中碱(或盐)的浓度；
第二物质的盐(或碱)浓度小于等于三元复合体系中碱(或盐)的浓度，大于等于优选的三元复合体系中碱浓度的0.25倍；
第三物质的盐(或碱)浓度小于等于第二物质的盐(或碱)浓度。
本发明提供的获取三元复合体系组成的方法简单实用，其中确定三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度的方法，可根据油藏采收率变化，及时改变三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度，保证三元复合体系与原油在油藏中形成中相微乳液。
本发明的中相微乳液驱油方法的驱油体系的浓度明显低于普通微乳液驱油方法，其中表面活性剂质量分数仅为0.1-0.5％，最优为0.3％。另外，本发明通过控制第一物质、三元复合体系、第二物质和第三物质中盐的种类和含量，可以保证中相微乳液在油藏中长期存在。
本发明还提供了一种使用上述油藏驱油用组合物驱油的方法，所述方法包括以下步骤：
向目标油藏注入第一物质，所述第一物质的注入量为0.5-3PV；
向目标油藏注入三元复合体系，所述三元复合体系的注入量为0.1-0.4PV；
向目标油藏注入第二物质，所述第二物质的注入量为0.05-0.3PV；
向所述目标油藏注入第三物质，所述第三物质的注入量为0.5-4PV。
优选地，向目标油藏注入第一物质时，所述第一物质中碳酸钠重量百分比为0-4wt％，优选为1-3.5wt％，最好为2-3wt％，例如2wt％、2.5wt％或3wt％的水溶液，第一物质的注入量为2.5-3PV；
优选地，向目标油藏注入三元复合体系时，三元复合体系中表面活性剂为烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐复配体系，二者的复配比例为1：0.5-3，优选为1：0.7-2，例如1:1。或者，表面活性剂为烷基苯磺酸钠，优选为十八烷基苯磺酸钠。
三元复合体系中表面活性剂的含量为0.1-0.5wt％，优选为0.3wt％；
三元复合体系中的助乳化剂为正戊醇或单硬脂酸甘油酯，优选为正戊醇，其含量为表面活性剂用量的0.5-2倍，优选为0.8-1.5倍，例如1.2倍。
三元复合体系中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，所述聚合物的粘度为目标油藏中原油粘度的3-3.5倍；
三元复合体系中碱(或盐)为碳酸钠，所述碳酸钠的含量为0.5-3wt％，优选为1.5-2.5wt％，最优选为1.8-2.5wt％；所述三元复合体系的注入量为0.3-0.4PV；
优选地，向目标油藏注入第二物质时，第二物质为部分水解聚丙烯酰胺、碳酸钠和水组成的水溶液；第二物质的注入量为0.2-0.3PV。
第二物质中部分水解聚丙烯酰胺的粘度为目标油藏中原油粘度的3-6倍，优选为4-4.5倍；碳酸钠的重量百分比为0.1-2.5wt％，优选为0.5-2wt％。
优选地，向目标油藏注入第三物质时，第三物质的注入量为3-4PV。
所述第三物质为碳酸钠和水组成的盐水，碳酸钠的重量百分比为0-2wt％，优选为0-1wt％，或者为0-0.5wt％。
其中，分别按照第一、第二和第三预设规则获取三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度、聚合物的粘度，碱的种类和浓度，
优选按照第四预设规则获取第一物质、第二物质和/或第三物质中盐的类型和浓度。
通过该组合物的使用，使得本发明在各个阶段注入的物质能够相互配合，协同作用，最大程度让三元复合体系与原油形成中相微乳液驱，还保证了油藏中残留的三元复合体系与原油也形成中相微乳液或水包油型微乳液驱，使在油藏中形成的中相微乳液具有超低界面张力，且长期形成中相微乳液，可以大幅提高采收率，使采收率超过90％。
本中相微乳液驱油方法的注入方式灵活多变，可以根据现场的实际情况进行调整，满足不同的需求。不污染环境，不损害地层，不含禁用药品。
本发明提供的中相微乳液驱油方法，在不增加表面活性剂浓度和聚合物粘度的条件下，驱油效果比三元复合驱效果好，至少多提高采收率20％以上。
实施例
实施例1
目标油藏为大庆油田，油藏温度为45℃，大庆原油粘度为10.4cp。按照第一预设规则获取三元复合体系中表面活性剂的类型、浓度。
第一预设规则具体包括以下步骤：
(1)固定三元复合体系中碱(或盐)为碳酸钠，碳酸钠的重量百分比为2wt％；固定三元复合体系中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量约为1200-1600万，水解度为20％，聚合物的粘度为目标油藏原油的3倍；选定三元复合体系中表面活性剂为十八烷基苯磺酸钠，或2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠，或表面活性剂为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠复配体系，复配比例为1:1。表面活性剂的重量百分比为0.1-0.5wt％；配制系列不同表面活性剂浓度的三元复合体系溶液。
(2)在目标油藏温度条件下，测量系列不同三元复合体系溶液的溶解性能；测量系列不同三元复合体系与目标油藏中原油的界面张力。
(3)当三元复合体系溶液均匀透明、无浑浊沉淀，且三元复合体系与目标油藏原油的界面张力低于0.01mN/m时，对应的表面活性剂的类型和浓度为优选的三元复合体系中的表面活性剂的类型和浓度。
用白色背景，黑色标记线作为溶解性能对照标准。由图1中可知，三元复合体系中表面活性剂为十八烷基苯磺酸钠，或表面活性剂为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠复配体系，复配比例为1:1，表面活性剂的重量百分比为0.1-0.5wt％，三元复合体系透明均匀、无沉淀现象，三元复合体系溶解性好。三元复合体系中表面活性剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠，表面活性剂的重量百分比为0.1-0.3wt％，三元复合体系透明均匀、无沉淀现象，三元复合体系溶解性好。另外，实验发现，当表面活性剂的重量百分比超过4wt％时，溶解度降低，出现浑浊现象，三元复合体系溶解性变差。
不同三元复合体系与大庆原油的界面张力结果如图2所示。图2可知，三元复合体系中表面活性剂为十八烷基苯磺酸钠，或表面活性剂为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠复配体系，复配比例为1:1，表面活性剂的重量百分比为0.1-0.5wt％时，三元复合体系与大庆原油形成的界面张力低于0.01mN/m，在表面活性剂的重量百分比为0.3wt％时，界面张力最低，接近0.001mN/m。三元复合体系中表面活性剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠，表面活性剂的重量百分比为0.1-0.5wt％时，三元复合体系与大庆原油形成的界面张力较高，不能形成超低界面张力。
优选出三元复合体系中表面活性剂为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠复配体系，复配比例为1:1，或表面活性剂为十八烷基苯磺酸钠，表面活性剂的最优重量百分比为0.3wt％。
实施例2
按照第二预设规则获取三元复合体系中聚合物的粘度；
第二预设规则包括以下步骤：
(1)选定三元复合体系中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量在1200-1600万，水解度为20％；
(2)选定三元复合体系中聚合物的粘度为所述目标油藏中原油粘度的3倍，原油粘度为10.4cp，聚合物形成的溶液粘度为31.2cp。
实施例3
按照第三预设规则获取三元复合体系中碱的类型和粘度。第三预设规则具体包括以下步骤：
(1)设定三元复合体系中表面活性剂为实施例1确定的十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠复配体系，复配比例为1:1，表面活性剂的重量百分比选用最佳值0.3wt％；
三元复合体系中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量在1200-1600万，水解度为20％，粘度为31.2cp；
选定三元复合体系中碱(或盐)为碳酸钠、碳酸氢钠或氢氧化钠，改变三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度配制系列不同三元复合体系溶液。
(2)根据目标油藏的采收率(或剩余油饱和度)，确定三元复合体系溶液与原油的体积比。大庆油田水驱采收率约为50％，剩余油饱和度约为50％，即大庆油田的地下油水比为1:1，确定三元复合体系溶液与原油的体积比为1:1。
(3)机械混合使三元复合体系溶液与原油形成微乳液。机械混合的具体操作为：
使用2ml玻璃移液管进行油水形成微乳液相态实验，用环氧树脂封堵移液管的下端，并在使用前保持移液管干燥。
不同三元复合体系溶液1mL，原油1mL，按照体积比1:1装入同一移液管中；移液管的上端同样用环氧树脂密封，静置至环氧树脂完全固化，确保移液管内液体不会在混合过程中泄露；在45℃条件下，以每分钟三转的速度将油水混合2小时，然后直立静置到相平衡为止。
(4)当三元复合体系与原油形成的微乳液为中相微乳液时，计算中相微乳液增溶油水量和中相微乳液与油水相界面张力。
(5)当中相微乳液增溶油水量相等和中相微乳液与油水相界面张力相等时，确定对应的碱的种类和浓度。
三元复合体系与原油混合形成的微乳液如图3所示，该微乳液相态活度图如图4所示。由图3和4可知，三元复合体系与原油形成中相微乳液时，三元复合体系中碱(或盐)为碳酸钠，碳酸钠重量百分比为1.75-2.05wt％。
根据各相体积和表面活性剂浓度计算油水增溶指数。其中，图5示出碳酸钠为碱(或盐)时的油水增溶指数，可知，在形成中相微乳液的碳酸钠浓度范围内(1.7～2.05wt％)，油水增溶指数超过10。
油水增溶指数计算方法为，例如：当三元复合体系中碱为碳酸钠，碳酸钠重量百分比为1.95wt％时，表面活性剂体积Vs为0.3％×1mL＝0.003ml；油增溶体积VO为0.06ml，水增溶体积VW为0.05ml；油增溶指数σo＝VO/Vs＝0.06/0.003＝20，水增溶指数σw＝VW/Vs＝0.05/0.003＝16.67。
根据油水增溶指数计算中相微乳液的界面张力。其中，图6示出碳酸钠为盐时中相微乳液的界面张力。由图6可知，在中相微乳液形成的碳酸钠浓度范围内(1.7～2.05wt％)，中相微乳液与油水界面张力均达到10-3mN/m。
中相微乳液的界面张力计算方法为，例如：当三元复合体系中碱(或盐)为碳酸钠，碳酸钠重量百分比为1.95wt％时，表面活性剂体积Vs为0.003ml；油增溶体积VO为0.06ml，水增溶体积VW为0.05ml；油增溶指数为20，水增溶指数为16.67。中相微乳液与油相间界面张力γOM＝0.3/σo 2＝0.3/202＝0.00075mN/m，其中常数c＝0.3；中相微乳液与水相间界面张力γWM＝0.3/σw 2＝0.3/16.672＝0.00108mN/m，其中常数c＝0.3。
当中相微乳液增溶油水量相等，且中相微乳液与油水相界面张力相等时，由图5和图6中相交点可知，此时，三元复合体系的碱(或盐)为碳酸钠，碳酸钠重量百分比为1.92wt％。
应用第三预设规则，三元复合体系中表面活性剂为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠，复配比例为1:1，表面活性剂的重量百分比为0.3wt％；三元复合体系中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为在1200-1600万，水解度为20％，粘度为31.2cp；三元复合体系中碱为碳酸钠；三元复合体系溶液与原油的体积比为1:1。当中相微乳液增溶油水量相等，且中相微乳液与油水相界面张力相等时，三元复合体系中碳酸钠重量百分比为1.92wt％。
实施例4
第一物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为2wt％。
三元复合体系中，表面活性剂为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠，复配比例为1:1，表面活性剂的重量百分比为0.3％。聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1200-1600万，水解度20％，目标油藏原油粘度为10.4cp，聚合物粘度为31.2cp。碱为碳酸钠，碳酸钠重量百分比为1.92wt％。
第二物质为部分水解聚丙烯酰胺和碳酸钠组成的水溶液，聚合物分子量为1600-1800万，水解度20％，聚合物粘度为目标油藏中原油粘度的4倍，为41.6cp；碳酸钠的重量百分比为0.5wt％。
第三物质为水。
实验用岩芯为贝雷砂岩岩芯，岩芯长度为15.24cm，直径为3.81cm。岩芯渗透率867mD，孔隙度23.8％，孔隙体积PV为41.4mL。大庆油田井口脱水脱气原油(45℃条件下粘度为35.9cp)与航空煤油混合，油相中含有73％原油和27％航空煤油(重量比)，配制了驱油实验用模拟油，45℃条件下油粘度为10.4cp。
岩芯在45℃条件下饱和模拟油。为使三元复合体系与原油形成中相微乳液驱，岩芯依次注入不同物质：
首先，注入2.7PV第一物质；
其次，注入0.3PV三元复合体系；
再次，注入0.2PV第二物质；
最后，注入3.4PV的第三物质。
驱油实验结果如表1所示，第一物质碳酸钠盐水驱为水驱过程，水驱采收率49.07％，三元复合体系、第二物质和第三物质驱替为微乳液驱过程，微乳液驱采收率累积达到48.22％，岩芯总采收率达到97.29％。
表1驱油实验结果
实施例5
第一物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为2.5wt％。
三元复合体系中，表面活性剂为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠复配体系，复配比例为1:1，表面活性剂的重量百分比为0.3％。聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1200-1600万，水解度20％，目标油藏原油粘度为10.4cp，聚合物粘度为31.2cp。碱为碳酸钠，碳酸钠重量百分比1.92wt％。
第二物质为部分水解聚丙烯酰胺和碳酸钠组成的水溶液，聚合物分子量为1200-1600万，水解度20％，粘度为目标油藏中原油粘度的4倍，为41.6cp；碳酸钠的重量百分比为0.5wt％。
第三物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为0.25wt％。
实验用岩芯为贝雷砂岩岩芯，岩芯长度为15.24cm，直径为3.81cm。岩芯渗透率790mD，孔隙度23.0％，孔隙体积PV为39.9mL。同实施例4方法配制驱油实验用模拟油，45℃条件下油粘度为10.4cp。
岩芯在45℃条件下饱和模拟油。为使三元复合体系与原油形成中相微乳液驱，岩芯依次注入不同物质：
首先，注入2.9PV第一物质；
其次，注入0.3PV三元复合体系；
再次，注入0.2PV第二物质；
最后，注入3.6PV的第三物质。
驱油实验结果如表2所示，第一物质为水驱过程，水驱采收率52.69％，三元复合体系、第二物质和第三物质驱替为微乳液驱过程，微乳液驱采收率累积达到39.41％，岩芯总采收率达92.10％。
表2驱油实验结果
实施例6
第一物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为3.0wt％。
三元复合体系中表面活性剂为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠复配体系，复配比例为1:1，表面活性剂的重量百分比为0.3％。聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1200-1600万，水解度20％，粘度为36.4cp。碱为碳酸钠，重量百分比为2wt％。
第二物质为部分水解聚丙烯酰胺和碳酸钠组成的水溶液，分子量为1600-1800万，水解度20％，聚合物粘度为目标油藏中原油粘度的4倍，为41.6cp；碳酸钠的重量百分比为1wt％，余量为水。
第三物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为0.5wt％。
实验用岩芯为贝雷砂岩岩芯，岩芯长度为15.24cm，直径为3.81cm。岩芯渗透率881mD，孔隙度22.6％，孔隙体积PV为39.3mL。同实施例4方法配制驱油实验用模拟油，45℃条件下油粘度为10.4cp。
岩芯在45℃条件下饱和模拟油。为使三元复合体系与原油形成中相微乳液驱，岩芯依次注入不同物质：
首先，注入2.8PV第一物质；
其次，注入0.3PV三元复合体系；
再次，注入0.2PV第二物质；
最后，注入3.4PV的第三物质。
驱油实验结果如表3所示，第一物质碳酸钠盐水驱为水驱过程，水驱采收率49.37％，三元复合体系、第二物质和第三物质驱替为微乳液驱过程，微乳液驱采收率累积达到49.49％，岩芯总采收率达到98.86％。
表3驱油实验结果
实施例7
第一物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为2wt％。
三元复合体系中表面活性剂为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠复配体系，复配比例为1:1，表面活性剂的重量百分比为0.3％。聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1200-1600万，水解度20％，粘度为31.2cp。三元复合体系中碱为碳酸钠，碳酸钠重量百分比1.8wt％。
第二物质为部分水解聚丙烯酰胺和碳酸钠组成的水溶液，聚合物分子量为1600-1800万，水解度20％，聚合物粘度为目标油藏中原油粘度的4倍，为41.6cp；碳酸钠的重量百分比为1.8wt％，余量为水。
第三物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为2wt％。
实验用岩芯为贝雷砂岩岩芯，岩芯长度为15.24cm，直径为3.81cm。岩芯渗透率815mD，孔隙度23.0％，孔隙体积PV为40mL。同实施例4方法配制驱油实验用模拟油，45℃条件下油粘度为10.4cp。
岩芯在45℃条件下饱和模拟油。为使三元复合体系与原油形成中相微乳液驱，岩芯依次注入不同物质：
首先，注入3.0PV第一物质；
其次，注入0.3PV三元复合体系；
再次，注入0.2PV第二物质；
最后，注入3.6PV的第三物质。
驱油实验结果如表4所示，第一物质碳酸钠盐水驱为水驱过程，水驱采收率51.68％，三元复合体系、第二物质和第三物质驱替为微乳液驱过程，微乳液驱采收率累积达到42.09％，岩芯总采收率达93.77％。
表4驱油实验结果
实施例8
第一物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为3wt％。
三元复合体系中表面活性剂为十八烷基苯磺酸钠，其重量百分比为0.3％。聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1200-1600万，水解度20％，聚合物粘度为31.2cp。三元复合体系中碱为碳酸钠，碳酸钠重量百分比2.5wt％。
第二物质为部分水解聚丙烯酰胺和碳酸钠组成的水溶液，聚合物分子量为1600-1800万，水解度20％，聚合物粘度为46.8cp；碳酸钠的重量百分比为2wt％，余量为水。
第三物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为1wt％。
实验用岩芯为贝雷砂岩岩芯，岩芯长度为15.11cm，直径为3.81cm。岩芯渗透率838mD，孔隙度22.7％，孔隙体积PV为39.1mL。同实施例4方法配制驱油实验用模拟油，45℃条件下油粘度为10.4cp。
岩芯在45℃条件下饱和模拟油。岩芯依次注入不同物质：
首先，注入2.5PV第一物质；
其次，注入0.25PV三元复合体系；
再次，注入0.3PV第二物质；
最后，注入3PV的第三物质。
驱油实验结果如表5所示，第一物质碳酸钠盐水驱为水驱过程，水驱采收率48.50％，三元复合体系、第二物质和第三物质驱替为三元复合驱过程，三元复合驱采收率累积达到岩芯总采收率达92.10％。
表5驱油实验结果
实施例9
第一物质中，十八烷基二羟乙基氧化胺的重量百分比为0.03wt％，碳酸钠的重量百分比为3wt％，其余为水。
三元复合体系中表面活性剂复配体系为十六烷基苯磺酸钠和十六烷基醇聚氧丙烯醚硫酸钠，复配比例为1:1，表面活性剂的重量百分比为0.3％。聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1200万，水解度20％，聚合物粘度为31.2cp。三元复合体系中碱为碳酸钠，碳酸钠重量百分比2wt％。第三物质中还包括0.06wt％的正戊醇。
第二物质为部分水解聚丙烯酰胺和碳酸钠组成的水溶液，聚合物分子量为1600-1800万，水解度20％，聚合物粘度为41.6cp；碳酸钠的重量百分比为1wt％，余量为水。
第三物质为碳酸钠组成的盐水，盐水中碳酸钠的重量百分比为0.3wt％。
实验用岩芯为贝雷砂岩岩芯，岩芯长度为15.11cm，直径为3.81cm。岩芯渗透率838mD，孔隙度23.4％，孔隙体积PV为40.3mL。同实施例4方法配制驱油实验用模拟油，45℃条件下油粘度为10.4cp。
岩芯在45℃条件下饱和模拟油。岩芯依次注入不同物质：
首先，注入2.9PV第一物质；
其次，注入0.35PV三元复合体系；
再次，注入0.25PV第二物质；
最后，注入3.5PV的第三物质。
驱油实验结果如表5所示，第一物质碳酸钠盐水驱为水驱过程，水驱采收率57.19％，三元复合体系、第二物质和第三物质驱替为三元复合驱过程，三元复合驱采收率累积达到41.95％，岩芯总采收率达99.14％。
表6驱油实验结果
实施例10
第一物质中，十八烷基二羟乙基氧化胺的重量百分比为0.08wt％，碳酸钠的重量百分比为2.5wt％，其余为水。
三元复合体系中表面活性剂为十八烷基苯磺酸钠，其重量百分比为0.3％。聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1200-1600万，水解度20％，聚合物粘度为41.6cp。三元复合体系中碱为碳酸钠，碳酸钠重量百分比2.5wt％。第三物质中还包括0.09wt％的正丁醇。
第二物质为部分水解聚丙烯酰胺和碳酸钠组成的水溶液，聚合物分子量为1600-1800万，水解度20％，聚合物粘度为41.6cp；碳酸钠的重量百分比为1.5wt％，余量为水。
第三物质为水。
实验用岩芯为贝雷砂岩岩芯，岩芯长度为15.11cm，直径为3.81cm。岩芯渗透率838mD，孔隙度22.6％，孔隙体积PV为38.9mL。同实施例4方法配制驱油实验用模拟油，45℃条件下油粘度为10.4cp。
岩芯在45℃条件下饱和模拟油。岩芯依次注入不同物质：
首先，注入2.8PV第一物质；
其次，注入0.34PV三元复合体系；
再次，注入0.22PV第二物质；
最后，注入3.7PV的第三物质。
驱油实验结果如表5所示，第一物质碳酸钠盐水驱为水驱过程，水驱采收率54.83％，三元复合体系、第二物质和第三物质驱替为三元复合驱过程，三元复合驱采收率累积达到44.43％，岩芯总采收率达99.26％。
表7驱油实验结果
以上结合具体实施方式和范例性实例对本发明进行了详细说明，不过这些说明并不能理解为对本发明的限制。本领域技术人员理解，在不偏离本发明精神和范围的情况下，可以对本发明技术方案及其实施方式进行多种等价替换、修饰或改进，这些均落入本发明的范围内。本发明的保护范围以权利要求为准。
Claims (10)
1.一种油藏驱油用的组合物，其特征在于，该组合物包括：
改变目标油藏矿化度的第一物质；所述第一物质的注入量为0.5-3PV；
与目标油藏中原油形成中相微乳液的三元复合体系；所述三元复合体系的注入量为0.1-0.4PV；
防止三元复合体系被稀释的第二物质；所述第二物质的注入量为0.05-0.3PV；
改变目标油藏矿化度的第三物质；所述第三物质的注入量为0.5-4PV；
其中，PV为目标油藏的孔隙体积。
2.根据权利要求1所述的组合物，其特征在于，
所述第一物质、三元复合体系、第二物质和第三物质先后注入到目标油藏中，且均能驱替目标油藏中原油，
所述第一物质和第三物质包括水或碱(或盐)水；
所述第二物质为聚合物、盐和水组成的聚合物水溶液，优选其粘度为目标油藏中原油粘度的3-6倍；
所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺和/或疏水缔合聚合物；
所述碱(或盐)为氯化钠、氯化钙、氯化钾、碳酸钠、氢氧化钠、硫酸钠和/或碳酸氢钠中的一种或多种。
3.根据权利要求2所述的组合物，其特征在于，
所述三元复合体系包含表面活性剂、碱(或盐)和聚合物，
所述表面活性剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、乙烯吡咯烷酮、脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚、二乙醇酰胺硬脂酸甘油单酯、烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐和/或脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐中的一种或多种；
所述碱(或盐)为氢氧化钾、碳酸钾、碳酸钠、碳酸氢钠或氢氧化钠；
所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺和/或疏水缔合聚合物。
4.根据权利要求3所述的组合物，其特征在于，
按照第一预设规则获取所述三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度，所述第一预设规则包括：
固定三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度，固定三元复合体系中聚合物的粘度，改变三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度，使三元复合体系溶液均匀透明，且与所述目标油藏原油的界面张力低于0.01mN/m。
5.根据权利要求3所述的组合物，其特征在于，
按照第二预设规则获取所述三元复合体系中聚合物的粘度，所述第二预设规则包括：
三元复合体系中聚合物的粘度为所述目标油藏中原油粘度的3-5倍，优选所述三元复合体系中聚合物的粘度为所述目标油藏中原油粘度的3倍。
6.根据权利要求3所述的组合物，其特征在于，
按照第三预设规则获取三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度，所述第三预设规则包括：
按照第一预设规则和第二预设规则确定三元复合体系中表面活性剂的类型和浓度，以及三元复合体系中聚合物的粘度后，改变三元复合体系中碱(或盐)的种类和浓度，使三元复合体系溶液与原油混合形成的微乳液中增溶的油量、水量相等，且微乳液与油相、水相的界面张力相等；
优选地，
三元复合体系与原油混合形成的微乳液为中相微乳液；
三元复合体系与原油混合的体积比根据目标油藏的水驱后的采收率确定。
7.根据权利要求3所述的组合物，其特征在于，
按照第四预设规则获取所述第一物质、第二物质和/或第三物质中盐的类型和浓度，所述第四预设规则包括：
第一物质、第二物质和第三物质中盐的种类为三元复合体系中碱(或盐)的种类；
第一物质的盐浓度大于等于三元复合体系中碱(或盐)的浓度；
第二物质的盐浓度小于等于三元复合体系中碱(或盐)的浓度，大于等于三元复合体系中碱(或盐)浓度的0.25倍；
第三物质的盐浓度小于等于所述第二物质的盐浓度。
8.根据权利要求1至7之一所述的组合物，其特征在于，
所述第一物质为碳酸钠水溶液，碳酸钠的重量百分比为0-4wt％，优选为1-3.5wt％；
所述三元复合体系中，表面活性剂为质量比为1：1的烷基苯磺酸盐和脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐复配体系，或表面活性剂为烷基苯磺酸钠；表面活性剂复配体系的含量为0.1-0.5wt％；
所述三元复合体系中，聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，聚合物的粘度为目标油藏中原油粘度的3-3.5倍；
所述三元复合体系中，碱(或盐)为碳酸钠，含量为0.5-3wt％，优选为1.5-2.5wt％；
所述第二物质为部分水解聚丙烯酰胺、碳酸钠和水组成的溶液，所述部分水解聚丙烯酰胺的粘度为目标油藏中原油粘度的4-4.5倍，碳酸钠的重量百分比为0.1-2.5wt％；
所述第三物质为碳酸钠和水组成的溶液，碳酸钠的重量百分比为0-2wt％。
9.一种使用权利要求1至8之一所述组合物驱油的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
向目标油藏注入第一物质，所述第一物质的注入量为0.5-3PV，优选为2.5-3PV；采收原油；
向目标油藏注入三元复合体系，所述三元复合体系的注入量为0.1-0.4PV，优选为0.3-0.4PV；采收原油；
向目标油藏注入第二物质，所述第二物质的注入量为0.05-0.3PV，优选为0.2-0.3PV；采收原油；
向所述目标油藏注入第三物质，所述第三物质的注入量为0.5-4PV，优选为3-4PV；采收原油。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，
分别按照第一、第二和第三预设规则获取三元复合体系中表面活性剂的种类和浓度、聚合物的粘度，碱的种类和浓度，
按照第四预设规则获取第一物质、第二物质和/或第三物质中盐的类型和浓度。
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Denomination of invention: The invention relates to a composition for oil displacement in an oil reservoir and an oil displacement method Effective date of registration: 20220124 Granted publication date: 20201009 Pledgee: Shandong Fuxin Financing Guarantee Co.,Ltd. Pledgor: SHANDONG JINZHIRUI NEW MATERIAL TECHNOLOGY Co.,Ltd. Registration number: Y2022980000909 |
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Denomination of invention: Composition and oil displacement method for oil reservoir Effective date of registration: 20230201 Granted publication date: 20201009 Pledgee: Shandong Fuxin Financing Guarantee Co.,Ltd. Pledgor: SHANDONG JINZHIRUI NEW MATERIAL TECHNOLOGY Co.,Ltd. Registration number: Y2023980031886 |
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