CN111334276A - 一种适用于高温低盐油藏的驱油剂及驱油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种适用于高温低盐油藏的驱油剂及驱油方法，该驱油剂为疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂的复合体系，该体系能够在油藏储层中与原油形成长期稳定的中间相微乳液，且具有超低界面张力性能。本发明还公开了高温低盐油藏用驱油体系，除了上述驱油剂外，还包括聚合物和驱油助剂，通过控制上述各组分种类和含量，使其互相配合，协同作用，能够大幅提高石油采收率，可实现比水驱提高采收率30％OOIP以上的良好效果。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学驱油技术领域，具体涉及一种适用于高温、低盐度油藏的高效驱油剂及驱油方法。
背景技术
在含油储层中，油被束缚在狭窄的孔隙中，一般采用注水或水驱方式开采原油，标准程序是用泵将水通过一个或多个注入井注入储层，油、水和气的混合物通过采出井流出。水驱的理论采收率(即采出量占原始地质储量的百分数)为20～40％，这意味着水驱结束后，依然有60～80％的原油被束缚在储层中。目前，多采用三次采油的(EOR)方法来提高水驱后原油的采收率，该方法特指通过向地下注入化学剂来开采原油。
表面活性剂驱油技术是将表面活性剂加入到注入水中，通过降低油水界面张力提高洗油能力来改善驱油效率的一种提高采收率的方法，其提高采收率效果好、适用范围广，具有较大的发展潜力。但是，在实际应用过程中，受到储层中原油性质、储层温度、孔隙度、渗透率和润湿特性等因素的影响，表面活性剂对石油采收率的提升效果有时并不显著，尤其在高温下(70℃以上)表活剂性能不稳定，易失效，且现有的表面活性剂成本高、种类少、普适性不强，极大地限制了表面活性剂驱油技术在采用中的应用。
因此，有必要提供一种适用于高温(70℃以上)、低盐度油藏的驱油剂，使其能够实现比水驱提高30％OOIP以上大幅提高石油采收率的目的。
发明内容
为了克服上述问题，本发明人进行了锐意研究，结果发现：将特定种类和配比的疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂进行混合，形成的驱油剂与原油接触后能够形成稳定的中相微乳液，中间相与油相和水相间具有极低的界面张力(小于10-3mN/m)，便于原油的采出；此外注入化学剂(包括表面活性剂、聚合物、驱油助剂)驱油方法，成本低廉，操作方便，适用于高温(70℃以上)、低盐度的油藏驱油，能够实现30％OOIP以上的原油增量采油，从而完成了本发明。
具体来说，本发明的目的在于提供以下方面：
本发明提供了一种适用于高温低盐油藏的驱油剂，其中，所述驱油剂包括疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂。
本发明还提供了一种适用于高温低盐油藏的驱油体系，优选包括上述的驱油剂，其中，所述驱油体系还包括驱油助剂，优选地，所述驱油体系还包括聚合物。
本发明还提供了一种驱油方法，其中，所述方法包括向油藏中注入驱油剂或驱油体系的步骤。
本发明还提供了一种上述驱油剂或驱油体系在高温低盐油藏驱油中的应用，其中，所述油藏的温度高于70℃，盐度低于2g/L。
本发明所具有的有益效果包括：
(1)本发明提供的驱油剂，各个表面活性剂组分相互配合，协同作用，在70℃以上油藏中形成的中相微乳液具有超低界面张力，且稳定性强，能够长期保持中相微乳液状态，能够比水驱提高30％OOIP以上的原油采收率；
(2)本发明提供的驱油体系，驱油剂、聚合物、驱油助剂的种类特定，配比在一定范围内，能够大幅提高油藏驱油效率，且在高温下稳定，对环境无害；
(3)本发明提供的驱油方法，成本低廉，操作方便，适用范围广，对地层的危害小，便于油藏的后续开采。
附图说明
图1示出本发明实施例1中界面张力与碳酸钠浓度的关系图；
图2示出本发明实施例2中界面张力与碳酸钠浓度的关系图；
图3示出本发明实施例3中界面张力与碳酸钠浓度的关系图；
图4示出本发明实施例4中界面张力与碳酸钠浓度的关系图。
具体实施方式
下面通过优选实施方式和实施例对本发明进一步详细说明。通过这些说明，本发明的特点和优点将变得更为清楚明确。
在这里专用的词“示例性”意为“用作例子、实施例或说明性”。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。
本发明人发现，为了使表面活性剂驱油成功，首先，添加的表面活性剂必须在储层中产生所谓的中间相微乳液。其中，所述中间相微乳液是与油和水均平衡的微乳液。在储层中，注入含表面活性剂的溶液时应自发形成三相：油相(即存在于储层中的油)，中相微乳液(几乎包含所有添加的表面活性剂)和水相(即注入的水和地层水)。因此，在储层中会出现两个界面，一个在油和中相微乳液之间，另一个在中相微乳液和水相(通常称为盐水)之间。
其次，为了驱油成功，体系中的两种界面张力必须非常低，两种界面张力指的是油和中相微乳液之间的张力，以及中相微乳液和盐水之间的张力。对于大多数油藏而言，为了从狭窄的孔隙中驱出油，需要10-3mN/m甚至更低的界面张力值。
基于上述原则，本发明人经过大量研究，提供了一种适用于高温低盐油藏的驱油剂，所述驱油剂包括疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂。
在本发明中，所述高温优选为温度高于70℃的储层，所述低盐优选为油藏地层水的盐度低于2g/L，即本发明中提供的驱油剂优选适用于温度高于70℃、盐度低于2g/L的油藏。
根据本发明一种优选的实施方式，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂选自烷基链为16至24个碳原子的疏水烷基苯磺酸盐中的一种或多种。
其中，选择烷基链为16至24个碳原子的疏水烷基苯磺酸盐既能够保持表面活性剂的较好表面和界面活性，又能够使其具有适当的水溶性。当烷基链的碳原子数低于16时，表面活性剂的表面或界面活性较低，当烷基链的碳原子数高于24时，会导致表面活性剂的水溶性变差。
在进一步优选的实施方式中，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂为烷基链中平均碳原子数为18的疏水烷基苯磺酸盐。
本发明人发现，选择烷基链中平均碳原子数为18的疏水烷基苯磺酸盐作为表面活性剂，使得其表面和界面活性、水溶性均较好。
在更进一步优选的实施方式中，所述疏水烷基苯磺酸盐为钠盐、钙盐和铵盐中的一种或多种，优选为钠盐。
优选地，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂为烷基链中平均碳原子数为18的烷基苯磺酸钠。
根据本发明一种优选的实施方式，所述亲水磺酸盐表面活性剂选自亲水α-烯烃磺酸盐表面活性剂、亲水烷基磺酸盐表面活性剂、亲水烷基苯磺酸盐表面活性剂、亲水烷基萘磺酸盐表面活性剂、亲水石油磺酸盐表面活性剂、亲水木质素磺酸盐表面活性剂和亲水烷基甘油醚磺酸盐表面活性剂中的一种或多种。
优选地，所述亲水磺酸盐表面活性剂选自亲水α-烯烃磺酸盐表面活性剂、亲水烷基磺酸盐表面活性剂、亲水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水烷基萘磺酸盐表面活性剂中的一种或多种。
本发明人研究发现，上述亲水α-烯烃磺酸盐表面活性剂、亲水烷基磺酸盐表面活性剂、亲水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水烷基萘磺酸盐表面活性剂均具有水溶性好、表面和界面活性高、耐盐性能好的优点，同时在高温条件下具有较好的化学稳定性。
在一种优选的实施方式中，所述亲水α-烯烃磺酸盐表面活性剂选自分子中含有10～24个碳原子的α-烯烃磺酸盐中的一种或多种。
其中，所述亲水α-烯烃磺酸盐表面活性剂是通过线性α-烯烃磺化合成的。
本发明人研究发现，分子中含有10～24个碳原子的α-烯烃磺酸盐具有水溶性好、表面和界面活性高的特点。分子中碳原子数低于10时，α-烯烃磺酸盐的表面和界面活性变差，分子中碳原子数高于24时，α-烯烃磺酸盐的水溶性变差。
优选地，所述亲水α-烯烃磺酸盐表面活性剂为分子中平均碳原子数为15的α-烯烃磺酸盐。
其中，平均碳原子数为15的α-烯烃磺酸盐具有较好水溶性，与疏水磺酸盐复配的复配体系水相稳定性高，同时使最佳碱浓度保持在适当范围。
更优选地，所述α-烯烃磺酸盐为钠盐、钾盐、铵盐和钙盐中的一种或多种，优选为α-烯烃磺酸钠盐。
例如，所述α-烯烃磺酸盐可以为α-烯烃磺酸钠、α-烯烃磺酸钾、α-烯烃磺酸铵和α-烯烃磺酸钙中的一种或多种。
在一种优选的实施方式中，所述亲水烷基磺酸盐表面活性剂选自分子中含有10至24个碳原子的烷基磺酸盐中的一种或多种。
其中，所述亲水烷基磺酸盐表面活性剂是通过链烷烃的磺氧化法合成的。
分子中含有10～24个碳原子的烷基磺酸盐具有水溶性好、表面和界面活性高的特点。碳原子数低于10时，表面和界面活性差，高于24时，水溶性相对变差。
优选地，所述亲水烷基磺酸盐表面活性剂为分子中平均碳原子数为14的烷基磺酸盐。
本发明人发现，分子中平均碳原子数为14的烷基磺酸盐具有水溶性好、表面和界面活性高的特点。
更优选地，所述烷基磺酸盐为钠盐、钾盐、铵盐中的一种或多种，优选为钠盐。
例如，所述烷基磺酸盐可以为烷基磺酸钠、烷基磺酸钾和烷基磺酸铵中的一种或多种。
在一种优选的实施方式中，所述亲水烷基苯磺酸盐表面活性剂选自分子中含有10至15个碳原子的烷基苯磺酸盐中的一种或多种。
本发明人研究发现，分子中碳原子数介于10～15的烷基苯磺酸盐具有水溶性好、表面和界面活性高的特点。碳原子数低于10时，表面和界面活性差，高于15时，水溶性相对变差。
优选地，所述亲水烷基苯磺酸盐表面活性剂为分子中平均碳原子数为12的烷基苯磺酸盐。
更优选地，所述烷基苯磺酸盐为钠盐、钾盐、钙盐和铵盐中的一种或多种，优选为钠盐。
例如，所述烷基苯磺酸盐可以为烷基苯磺酸钠、烷基苯磺酸钾、烷基苯磺酸钙和烷基苯磺酸铵中的一种或多种。
在一种优选的实施方式中，所述亲水烷基萘磺酸盐表面活性剂由烷基萘馏分或石油馏分磺化合成。
优选地，所述亲水烷基萘磺酸盐表面活性剂由烷基萘馏分或含有10～16个碳原子的石油馏分磺化合成。
更优选地，所述亲水烷基萘磺酸盐表面活性剂为分子中平均碳原子数为14的烷基萘磺酸盐。
其中，分子中平均碳原子数为14的烷基萘磺酸盐碳原子数为14烷基萘磺酸盐具有水溶性好、表面和界面活性高的特点。
还优选地，所述烷基萘磺酸盐选自钠盐、钾盐、钙盐和铵盐中的一种或多种，优选为钠盐。
例如，所述烷基萘磺酸盐可以为烷基萘磺酸钠、烷基萘磺酸钾、烷基萘磺酸铵和烷基萘磺酸钙中的一种或多种。
根据本发明一种优选的实施方式，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂的重量比为(90～30)：(10～70)，优选为(70～50)：(30～50)。
本发明人研究发现，当疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂按上述重量比混合时，既可以使复配体系具有较好降低油水界面张力的能力，又能使体系均一稳定。
优选地，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂的重量不低于亲水磺酸盐的重量。
更优选地，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂的重量比为70:30、65:35、60:40或50:50。
本发明所述的驱油剂，通过不同种类表面活性剂的复配，能够在温度高于70℃的储层中保持较高的稳定性，且使得中相微乳液与油相和水相之间的界面张力远低于10-3mN/m，显著提高原油采收率。
本发明人研究发现，在驱油过程中，在加入驱油剂的同时加入聚合物，能够提高表面活性剂的粘度，扩大油层波及效率。此外，在表面活性剂注入地层前或注入地层时加入驱油助剂(碱或盐)，能够从石油中产生表面活性的羧酸盐分子，以将储层岩石的润湿特性从油湿变为水湿，并可能在表面上产生负电荷，从而减少了在驱油过程中由于带负电荷的表面活性剂的吸附而造成的损失，进而提高驱油效果。
因此，本发明还提供了一种适用于高温低盐油藏的驱油体系，所述驱油体系包括上述的驱油剂，还包括驱油助剂，所述驱油助剂为碱或盐。
其中，驱油体系注入油藏中后分层，形成上层的油层、中间的微乳液层和下层的水层，进而驱替油藏中的原油。
根据本发明一种优选的实施方式，所述驱油助剂选自氯化钠、氯化钙、氯化钾、碳酸钠、氨水、碳酸钾、氢氧化钾、氢氧化钠、硫酸钠和碳酸氢钠一种或多种。
在进一步优选的实施方式中，所述驱油助剂选自碳酸钠、碳酸氢钠和氢氧化钠中的一种或多种，优选为碳酸钠。
本发明人研究发现，碳酸钠有助于驱油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、改变油藏孔隙度。
优选地，所述驱油体系还包括聚合物。
根据本发明一种优选的实施方式，所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺和/或生物聚合物，
所述生物聚合物包括黄原胶和/或Diutan。
优选地，所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺。
其中，所述Diutan为一种新型微生物多糖，具有增稠、悬浮、乳化及稳定等性能，可作为油田驱油的聚合物。所述Diutan为市售可得，如由美国CP Kelco公司购得。
在进一步优选的实施方式中，所述部分水解的聚丙烯酰胺的分子量为200～5000万，优选为500～2000万。
在更进一步优选的实施方式中，所述部分水解的聚丙烯酰胺的水解度为10～40，优选为20～35。
在本发明中，聚合物可以提高驱油体系的粘度和稠度，降低驱油剂(表面活性剂)和驱油助剂的扩散速率，提高水包油乳状液的稳定性，有利于扩大中层微乳液的体积；还可以提高驱油体系的浸润性，进一步降低原油的表面张力，提高原油采收率。此外，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。
驱油体系对油藏的驱出效果还取决于驱油剂、聚合物、驱油助剂的配比，根据本发明一种优选的实施方式，所述驱油体系中，驱油剂、聚合物和驱油助剂三者的浓度比为(0.1～0.5)：(0.1～0.5)：(1～3)。
其中，所述浓度为质量浓度。
本发明人经过大量研究发现，将驱油剂、聚合物和驱油助剂按照上述浓度比进行混合时，得到的驱油体系具有良好的水相稳定性、较强的抗吸附能力，且能够形成中相微乳液和理想的水相粘度。
在进一步优选的实施方式中，在驱油过程中，所述驱油剂的质量分数为0.1wt％～0.5wt％，优选为0.3wt％；
所述聚合物的质量分数为0.1wt％～0.5wt％，优选为0.25wt％；
所述驱油助剂的质量分数为1wt％～3wt％，优选为1.3wt％。
根据本发明一种优选的实施方式，所述驱油体系还包括后续聚合物段塞，以将含驱油剂的溶液向前推动通过储层。
其中，所述段塞，指从注入井注入、作为一个单元沿储层流动的一定数量的液体或化学剂溶液。
在本发明中，所述后续聚合物驱为将聚合物溶液用作增粘剂，其种类可以与驱油体系中的聚合物种类相同，也可以不同。
在进一步优选的实施方式中，所述后续聚合物段塞的粘度大于上述驱油体系中聚合物的粘度，优选是其的1～2倍。
本发明中所述的驱油体系，能够最大程度与储层中的原油形成中相微乳液，使在油藏中形成的中相微乳液具有超低界面张力，大幅提高采收率，相对于水驱能够实现30％OOIP以上的原油采收率。
本发明还提供了一种驱油方法，优选采用上述驱油剂或驱油体系进行，所述方法包括向油藏中注入驱油剂或驱油体系的步骤。
优选地，所述油藏的储层温度优选高于70℃，盐度优选低于2g/L。
根据本发明一种优选的实施方式，所述驱油方法包括以下步骤：
步骤1，进行前置水驱。
在本发明中，优选以2米/天的速度进行前置水驱，直至采出液含水99％以上。
同时，计算前置水驱阶段采收率和水驱后残余油饱和度。
步骤2，向油藏中注入驱油体系。
其中，优选向油藏中以0.5米/天的速度注入0.3PV的驱油体系。
根据本发明一种优选的实施方式，所述驱油体系包括驱油剂、聚合物和驱油助剂，
其中，所述驱油剂包括疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂；
所述驱油助剂为碱或盐。
在进一步优选的实施方式中，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂选自烷基链为16至24个碳原子的疏水烷基苯磺酸盐中的一种或多种；
所述亲水磺酸盐表面活性剂选自亲水α-烯烃磺酸盐表面活性剂、亲水烷基磺酸盐表面活性剂、亲水烷基苯磺酸盐表面活性剂、亲水烷基萘磺酸盐表面活性剂、亲水石油磺酸盐表面活性剂、亲水木质素磺酸盐表面活性剂和亲水烷基甘油醚磺酸盐表面活性剂中的一种或多种。
在更进一步优选的实施方式中，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂的重量比为(90～30)：(10～70)，优选为(70～50)：(30～50)。
根据本发明一种优选的实施方式，所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺和/或生物聚合物，
其中，所述生物聚合物包括黄原胶和/或Diutan。
在进一步优选的实施方式中，所述驱油助剂选自氯化钠、氯化钙、氯化钾、碳酸钠、氨水、碳酸钾、氢氧化钾、氢氧化钠、硫酸钠和碳酸氢钠一种或多种。
在更进一步优选的实施方式中，在驱油过程中，所述驱油剂的质量分数为0.1wt％～0.5wt％，优选为0.3wt％；
所述聚合物的质量分数为0.1wt％～0.5wt％，优选为0.25wt％；
所述驱油助剂的质量分数为1wt％～3wt％，优选为1.3wt％。
步骤3，进行后续聚合物驱油。
其中，优选以0.5米/天速度注入0.2PV后续聚合物段塞进行后续聚合物驱油。
在本发明中，向油藏中加入驱油体系和后续聚合物的方式属于化学驱油步骤。
步骤4，进行后续水驱。
本发明中，优选在完成化学驱油后，以0.5米/天的速度进行后续水驱，直至采出液含水99％以上。
同时，计算上述化学驱油阶段采收率和化学驱油后残余油饱和度。
本发明所述的驱油方法，适用范围广，不污染环境，不损害地层，驱油效果好。
本发明还提供了上述驱油剂或驱油体系在高温低盐油藏驱油中的应用，优选所述油藏的温度高于70℃，盐度低于2g/L。
实施例
以下通过具体实例进一步描述本发明，不过这些实例仅仅是范例性的，并不对本发明的保护范围构成任何限制。
实施例1
本实施例中，驱油剂由烷基链中平均碳原子数为18的烷基苯磺酸盐——
M产品(Pilot Chemical)和平均碳原子数为12的烷基苯磺酸盐——BIO-SOFT D-40产品(Stepan)组成，其中，二者的重量比为60:40。
将原油与水按体积比为50:50混合，模拟油藏条件下含油饱和度。
以上水相中含有驱油剂和碳酸钠，使得驱油剂在混合体系中的质量分数为0.3wt％，碳酸钠的质量分数为1.1wt％。
在油藏温度条件下混合油水体系后，静置使其平衡，中间相微乳液与水相和油相共存。
通过下式(1)和(2)计算油水增溶指数，通过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)。
经计算得出，微乳液相中油和水的增溶比均超过20，中间相和油相及水相之间的界面张力均达到10-4mN/m的数量级。
同时通过旋转滴法测量油相与微乳液相以及微乳液相与水相之间的界面张力，结果如图1所示。由图1可知，在本实施例中，碳酸钠的质量分数为1.1wt％，界面张力都达到10-4mN/m数量级，与上述相行为测试计算得出的界面张力值吻合。
由上述可知，由此可知，本实施例中所使用的驱油体系可提供超低的界面张力，该界面张力对于在注水后显著地调动残油至关重要。
进一步地，使用与储层岩心相似的渗透率和孔隙度的储层岩心和Berea砂岩岩心进行岩心驱替，具体地，岩心直径为3.8cm，长为30.5cm，水相渗透率为300～500毫达西，孔隙度为22％。
将0.30PV的ASP(A＝1.1％,S＝0.3％,P＝0.24％，ASP的粘度为25cp)和0.2PV的聚合物(水解聚丙烯酰胺，质量分数为0.25％,粘度为35cp)依次注入到多孔介质中，然后注入油田污水直至观察不到产油量。其中，采用水驱结果作为对比。
驱油结果显示，本发明所述驱油方法，其总采收率达到88％，与仅采用水驱的方法的52％采收率相比，本发明所述方法提高了36％OOIP采收率。
实施例2
本实施例中，驱油剂由烷基链中平均碳原子数为18的疏水烷基苯磺酸盐——十八烷基苯磺酸钠盐OBS-50产品(绿森化工)，和平均碳原子数为14的石蜡磺酸盐——MarlonPS-60产品(Sasol，Germany)组成，其中，二者的重量比为65:35。
将原油与水按体积比为50:50混合，模拟油藏条件下含油饱和度。
上述水相中含有驱油剂和碳酸钠，使得驱油剂在混合体系中的质量分数为0.3wt％，碳酸钠的质量分数为1.3wt％。
搅拌混合体系后，使其平衡，中间相微乳液与水相和油相共存。
通过下式(1)和(2)计算油水增溶指数，通过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)。
经计算得出，微乳液相中油和水的增溶比均超过15，中间相和油相及水相之间的界面张力均达到10-3mN/m的数量级。
同时通过旋转滴法测定油油水两相间界面张力，结果如图2所示。由图2可知，在本实施例中，碳酸钠的质量分数为1.3wt％，界面张力达到10-3mN/m数量级，与上述相行为测试计算得出的界面张力值吻合。
由上述可知，由此可知，本实施例中所使用的驱油体系可提供超低的界面张力，该界面张力对于在注水后显著地调动残油至关重要。
进一步地，使用与储层岩心相似的渗透率和孔隙度的储层岩心和Berea砂岩岩心进行岩心驱替，具体地，岩心直径为3.8cm，长为30.5cm，水相渗透率为300～500毫达西，孔隙度为22％。
将0.30PV的ASP(A＝1.3％,S＝0.3％,P＝0.25％，ASP的粘度为25cp)和0.2PV的聚合物(水解聚丙烯酰胺，质量分数为0.25％,粘度为35cp)依次注入到多孔介质中，然后注入油田污水直至观察不到产油量。其中，采用水驱结果作为对比。
驱油结果显示，本发明所述驱油方法，其总采收率达到82％，与仅采用水驱的方法的50％采收率相比，本发明所述驱油方法提高了32％OOIP采收率。
实施例3
本实施例中，驱油剂由烷基链中平均碳原子数为18的疏水烷基苯磺酸盐——
M(Pilot Chemical)，和平均碳原子数为15的亲水α-烯烃磺酸盐——CALSOFT AOS-40(Pilot Chemical)组成，其中，二者的重量比为70:30。
将原油与水溶液按体积比为50:50混合，模拟油藏条件下含油饱和度。
上述水溶液中含有驱油剂和碳酸钠，使得驱油剂在混合体系中的质量分数为0.3wt％，碳酸钠的质量分数为1.4wt％。
在油藏温度条件下搅拌混合体系后，使其平衡，并出现三相，经过分析可知，上相几乎是纯的油相，中间相是微乳液，而下相是几乎纯的水相。
通过旋转滴法测量油水两相间界面张力，并根据增溶指数计算油相与微乳液相以及微乳液相与水相之间的界面张力，结果如图3所示。由图3可知，在本实施例中，碳酸钠质量分数为1.4wt％，界面张力远低于10-3mN/m。由此可知，本实施例中所使用的驱油体系可提供超低的界面张力，该界面张力是从具有适当孔隙率和渗透率的储层中调集具有适当成分和粘度的油所需的。
进一步地，使用与储层岩心相似的渗透率和孔隙度的储层岩心和Berea砂岩岩心进行岩心驱替。其中，岩心直径为3.8cm，长为30.5cm，水相渗透率为300～500毫达西，孔隙度为22％。
将0.30PV的ASP(驱油体系)(碳酸钠(A)的质量分数为1.4％,驱油剂(S)的质量分数为0.3％,水解聚丙烯酰胺(P)的质量分数为0.25％，ASP的粘度为25cp)和0.2PV的后续聚合物段塞(水解聚丙烯酰胺，质量分数为0.25％,粘度为35cp)依次注入到多孔介质中，然后注入油田污水直至观察不到产油量。其中，采用水驱作为对照试验。
驱油结果显示，本发明所述驱油方法，其总采收率达到85％，与仅采用水驱的方法的50％采收率相比，本发明所述方法提高了35％OOIP采收率。
实施例4
本实施例中，驱油剂由烷基链中平均碳原子数为18的烷基苯磺酸盐——
M产品(Pilot Chemical)和平均碳原子数为14的烷基萘磺酸盐——Aerosol OS产品(Solvay公司)组成，其中，二者的重量比为50:50。
将原油与水按体积比为50:50混合，模拟油藏条件下含油饱和度。
上述水相中含有驱油剂和碳酸钠，使得驱油剂在混合体系中的质量分数为0.3wt％，碳酸钠的质量分数为1.3wt％。
搅拌混合体系后，使其平衡，中间相微乳液与水相和油相共存。
通过下式(1)和(2)计算油水增溶指数，通过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)。
经计算得出，微乳液相中油和水的增溶比均超过17，中间相和油相及水相之间的界面张力均达到10-3mN/m的数量级。
同时通过旋转滴法测量油水两相界面张力，结果如图4所示。由图4可知，在本实施例中，碳酸钠的质量分数为1.3wt％，界面张力都达到10-3mN/m数量级，与上述相行为测试计算得出的界面张力值吻合。
由上述可知，由此可知，本实施例中所使用的驱油体系可提供超低的界面张力，该界面张力对于在注水后显著地调动残油至关重要。
进一步地，使用与储层岩心相似的渗透率和孔隙度的储层岩心和Berea砂岩岩心进行岩心驱替，具体地，岩心直径为3.8cm，长为30.5cm，水相渗透率为300～500毫达西，孔隙度为22％。
将0.30PV的ASP(A＝1.3％,S＝0.3％,P＝0.25％，ASP的粘度为25cp)和0.2PV的聚合物(水解聚丙烯酰胺，质量分数为0.25％或者2500ppm,粘度为35cp)依次注入到多孔介质中，然后注入油田污水直至观察不到产油量。其中，采用水驱结果作为对比。
驱油结果显示，本发明所述驱油方法，其总采收率达到85％，与仅采用水驱的方法的52％采收率相比，本发明所述驱油方法提高了33％OOIP采收率。
综上可知，采用本发明提供的驱油体系和驱油方法，在储层温度高于70℃，盐度低于2g/L的油藏中，相较于现有技术中的水驱油方法，能够实现比水驱提高30％OOIP以上的采收率。
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。
Claims (10)
1.一种适用于高温低盐油藏的驱油剂，其特征在于，所述驱油剂包括疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂。
2.根据权利要求1所述的驱油剂，其特征在于，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂选自烷基链为16至24个碳原子的疏水烷基苯磺酸盐中的一种或多种。
3.根据权利要求1所述的驱油剂，其特征在于，所述亲水磺酸盐表面活性剂选自亲水α-烯烃磺酸盐表面活性剂、亲水烷基磺酸盐表面活性剂、亲水烷基苯磺酸盐表面活性剂、亲水烷基萘磺酸盐表面活性剂、亲水石油磺酸盐表面活性剂、亲水木质素磺酸盐表面活性剂和亲水烷基甘油醚磺酸盐表面活性剂中的一种或多种。
4.根据权利要求1所述的驱油剂，其特征在于，所述疏水烷基苯磺酸盐表面活性剂和亲水磺酸盐表面活性剂的重量比为(90～30)：(10～70)。
5.一种适用于高温低盐油藏的驱油体系，优选包括如权利要求1至4之一所述的驱油剂，其特征在于，所述驱油体系还包括驱油助剂，所述驱油助剂为碱或盐；
优选地，所述驱油体系还包括聚合物。
6.根据权利要求5所述的驱油体系，其特征在于，所述驱油助剂选自氯化钠、氯化钙、氯化钾、碳酸钠、氨水、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。
7.根据权利要求5所述的驱油体系，其特征在于，所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺、黄原胶和其他生物聚合物中的一种或多种。
8.根据权利要求5所述的驱油体系，其特征在于，所述驱油体系中，驱油剂、聚合物和驱油助剂三者的浓度比为(0.1～0.5)：(0.1～0.5)：(1～3)。
9.一种驱油方法，其特征在于，所述方法包括向油藏中注入驱油剂或驱油体系的步骤。
10.一种权利要求1至4之一所述的驱油剂或权利要求5～8之一所述的驱油体系在高温低盐油藏驱油中的应用，其特征在于，所述油藏的温度高于70℃，盐度低于2g/L。
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