CN114426831A - 一种生物聚合物粘度保有率体系及其制备方法与应用 - Google Patents
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Abstract
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种生物聚合物粘度保有率体系及其制备方法与应用。所述体系的组成及组份如下：生物聚合物1质量份，增强剂0.1‑0.5质量份，调节剂0.02‑0.1质量份，保护剂6‑12质量份，水余量。其中，所述的生物聚合物为温轮胶、硬葡聚糖、韦兰胶、黄原胶和可得然胶中的一种，增强剂为氯化钙、氯化镁、氯化铝及硼砂中的一种，调节剂为酒石酸、柠檬酸、乳酸，乙酰丙酮和EDTA中的一种，保护剂为汽油、煤油、柴油和溶剂油中的一种。本发明的体系能够实现生物聚合物粘度保有率，粘度保有率达到90％以上，保证了高温高盐油藏应用的有效性，实现了高温高盐提高采收率的突破，应用前景广阔。
Description
技术领域
本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种生物聚合物粘度保有率体系及其制备方法与应用。
背景技术
生物聚合物是微生物产生的一种高分子粘弹性物质，具有安全无毒，耐温、耐盐特性，生物聚合物在石油领域中的研究和应用主要是三次采油、钻井液、完井液、修井液、压裂液等方面，在油田开发中应用潜力巨大。生物聚合物之所以具有较好的耐温耐盐性主要是由于生物聚合物分子中含有—COO—、—OH等强极性基团，在盐水溶液中，金属阳离子能够与侧链上的羧酸基团发生静电效应，中和电荷，从而降低了侧链的排斥作用，促使侧链能够更加容易与主链缠绕、生物聚合物分子更易聚集。而且生物聚合物不同侧链吸附盐水中的Ca2+、K+、Na+等离子通过分子内和分子间的盐桥作用连接分子链，将会强化生物聚合物结构的稳定性，是生物聚合物表现出更佳的耐盐特性。
尽管生物聚合物具有较好的耐温耐盐特性和较高的粘弹性，但是在没有任何保护的情况下，生物聚合物容易受微生物降解的影响，特别是油藏条件下厌氧菌中SRB还原产生的硫离子对其降解作用明显，而且厌氧菌常常附着在油藏岩石孔隙壁面形成生物膜，生物膜覆盖保护厌氧菌，产生很强的抗杀菌能力。常用的杀菌剂如甲醛、丙烯醛、二氯苯酚钠、五氯苯酚钠等效果不显著，而且容易造成环境污染。因此，如何提高生物聚合物自身的粘度，同时又能够抑制SRB对生物聚合物的降解，将进一步提高生物聚合物现场应用效果。经文献检索，关于保粘的专利主要涉及的是驱油用聚丙烯酰胺的粘度保持，而且主要是通过化学杀菌和生物竞争抑制的方法进行保粘，针对生物聚合物的粘度保持及应用的专利并没有相关的报道。
CN110724513A公开了一种驱油用聚合物溶液粘度稳定剂及其制制备方法，所述稳定剂组成包括溶剂及添加剂；所述添加剂为抗氧剂、抗盐剂或杀菌剂中的至少两种；所述抗氧剂是硫基乙醇、硫脲、硫代二丙酸、硫代硫酸钠、碘化钾、2-羟基乙胺或丙酮中的至少一种；所述抗盐剂是乙二胺四乙酸或其盐、羟基亚乙基二膦酸或其盐、聚丙烯酸或柠檬酸钠中的至少一种；所述杀菌剂是N,N-二甲基二硫代氨基甲酸钠、二硫氰基甲烷、2,2-二溴-3-次氮基丙酰胺、2-硝基-2-溴-1，3-丙二醇、戊二醛或异噻唑啉酮中的至少一种；解决聚合物溶液在聚驱过程中粘度损失大的问题。
CN108251090A公开了一种聚驱粘损抑制剂及其使用方法。所述驱粘损抑制剂包括：硝酸盐还原菌Alccligenes sp.JNS05发酵液20-50wt％、硝酸钾0.1-0.5wt％、磷酸二氢钾0.1-0.5％、钼酸钠0.1-0.2％、黄腐酸钾0.1-0.2％。所述硝酸盐还原菌Alccligenessp.JNS05保藏编号为CCTCC No.M2013573。本发明提供的粘损抑制剂能够解决采油过程中聚合物注入粘度损失大，粘度保留率较低的问题。注入本发明的粘损抑制剂，可大幅降低聚合物在配注系统中的粘度损失，提高注入井井口粘度值。
上述申请均是针对聚丙烯酰胺的保粘，且具有制备工艺复杂和制备成本高的特点，而且所使用的化学药剂对环境容易造成危害。即使部分发明专利提出利用硝酸盐还原菌生物抑制的方法进行聚合物保粘，也是仅解决了入井之前的粘度损失，未能实现在油藏中深部的有效保粘。还有化学类聚合物体系自身对高温高盐油藏未能实现完全的突破，在高温高盐油藏中受钙、镁等离子的影响，自身粘度损失很大，无法实现高效驱油。所以，利用生物聚合物自身耐温耐盐的特性，进一步保持其粘弹特性的基础上，实现生物聚合物能够在油藏深部高效驱油，从而大幅度提高油藏采收率。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术的不足而提供了一种生物聚合物粘度保有率体系及其制备方法与应用，通过该方法能够进一步提高生物聚合物的粘度，保证生物聚合物在高温高盐油藏中有效应用，实现高温高盐油藏进一步提高采收率。
因此，为了实现上述目的，一方面，本发明提供了一种生物聚合物粘度保有率体系，所述体系的组成及组份如下：
其中，所述的生物聚合物为温轮胶、硬葡聚糖、韦兰胶、黄原胶和可得然胶中的一种，增强剂为氯化钙、氯化镁、氯化铝及硼砂中的一种。
所述的调节剂为酒石酸、柠檬酸、乳酸，乙酰丙酮和EDTA中的一种，保护剂为汽油、煤油、柴油和溶剂油中的一种。
另一方面，本发明提供了一种生物聚合物粘度保有率体系的制备方法，所述的制备方法包括以下步骤，但不限于以下步骤：
(1)生物聚合物溶解分散溶液的配制；
(2)生物聚合物增强体系的制备；
(3)生物聚合物保粘体系的制备。
第三个方面，本发明提供了一种生物聚合物粘度保有率体系的应用，所述的应用，具体步骤如下：
(1)试验区块的筛选；
(2)生物聚合物粘度保有率体系注入量的确定；
(3)现场试验及效果跟踪。
本发明公开了一种生物聚合物粘度保有率体系，首先该体系中的生物聚合物由于其自身特殊的结构特性能够适应高温高盐的油藏，克服化学类聚合物体系高温高盐油藏适应性差的缺点，并能够产生明显的驱油效果。其次利用生物聚合物增强剂和调节剂建立生物聚合物网状分子结构，实现生物聚合物自身粘度的提升，增强抗降解的能力；利用生物聚合物保护剂形成生物聚合物包覆膜，阻隔SRB菌种对生物聚合物的接触，降低生物聚合物的被降解的概率，同时由于汽油、煤油、柴油或溶剂油等该类保护剂溶解原油的性能较强，因此可以降低原油的粘度，降低油水流度比，提高原油的流动性能；最后生物聚合物增强体系中含有氧化剂，即使SRB突破生物保护剂的包覆膜，也能够通过氧化剂的作用消除SRB产生的还原性硫离子的影响，提高生物聚合物粘度的稳定，降低粘度的损失率，损失率小于1％，从而实现生物聚合物高效的驱油效果。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)生物聚合物为微生物发酵产品，属于纯天然物质，不存在对环境的污染及危害；
(2)生物聚合物自身具有高效的耐温耐盐特性，克服了常规化学类聚合物无法实现高温高盐油藏应用的限制；
(3)生物聚合物粘度保有率体系能够实现生物聚合物稳定的粘度保有率，保有率达到90％以上，保证了高温高盐油藏应用的有效性，实现了高温高盐提高采收率的突破，提高采收率大于18％，应用前景广阔。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
根据本发明的第一方面，本发明提供了一种生物聚合物粘度保有率体系，所述体系的组成及组份如下：
其中，所述的生物聚合物为温轮胶、硬葡聚糖、韦兰胶、黄原胶和可得然胶中的一种，优选为温轮胶或硬葡聚糖。
所述的增强剂为氯化钙、氯化镁、氯化铝及硼砂中的一种，优选为氯化铝或硼砂。
所述的调节剂为酒石酸、柠檬酸、乳酸，乙酰丙酮和EDTA中的一种，优选为酒石酸或乙酰丙酮。
所述的保护剂为汽油、煤油、柴油和溶剂油中的一种，优选为煤油或溶剂油。
在本发明中，优选地，所述体系的组成及组份如下：
在本发明中，优选地，为了进一步提高生物聚合物的粘度保有率，所述体系还包括如下组成及组份：
氧化剂 0.05-0.2质量份。
所述的氧化剂为次氯酸钠、亚氯酸钠、重铬酸钾、高锰酸钾中的一种，优选为亚氯酸钠或高锰酸钾。
另一方面，本发明提供了一种生物聚合物粘度保有率体系的制备方法，所述的制备方法包括以下步骤，但不限于以下步骤：
(1)生物聚合物溶解分散溶液的配制；
(2)生物聚合物增强体系的制备；
(3)生物聚合物保粘体系的制备。
在本发明中，优选地，所述的生物聚合物溶解分散溶液的配置，具体步骤如下：
(1)将生物聚合物边搅拌边缓慢加入到50％的水中，搅拌速度为30-50转/min，搅拌时间为5-10min，得到生物聚合物溶液；
(2)将搅拌速度提升至100-200转/min，继续搅拌60-90min，得到生物聚合物的溶解分散溶液。
优选情况下，所述的生物聚合物增强体系的制备，具体步骤如下：
(1)首先将增强剂放入剩余的水中，利用磁力搅拌器在转速50-100转/min条件下，常温搅拌20-30min，得到增强剂溶液；
(2)将调节剂添加到上述增强剂溶液中，常温下在转速50-100转/min条件下，搅拌10-20min，得到生物聚合物增强体系。
优选地，所述的生物聚合物保粘体系的制备，具体步骤如下：
(1)将生物聚合物溶解分散溶液与生物聚合物增强体系进行混合，利用磁力搅拌器在转速100-200转/min条件下，常温搅拌30-50min，得到混合溶液；
(2)向上述混合溶液中加入保护剂，利用磁力搅拌器在转速200-300转/min条件下，常温搅拌30-60min；然后升温至45-50℃，搅拌速度升至300-350转/min，搅拌60-90min后自然降温，得到生物聚合物保粘体系。
在本发明中，优选地，所述制备方法的步骤(2)中还包括氧化剂加入步骤，具体步骤如下：将氧化剂添加到生物聚合物增强体系中，常温下在转速50-100转/min条件下，搅拌5-10min。
第三个方面，本发明提供了一种生物聚合物粘度保有率体系的应用，所述的应用，具体步骤如下：
(1)试验区块的筛选；
(2)生物聚合物粘度保有率体系注入量的确定；
(3)现场试验及效果跟踪。
在本发明中，优选地，所述试验区块的筛选条件为油藏温度T，80℃＜T＜110℃；油藏压力＜20MPa；地层水矿化度M，50000mg/L＜M＜200000mg/L；地层渗透率＞100×10-3μm2，地下原油粘度＜1000mPa·s。
优选情况下，所述的生物聚合物粘度保有率体系注入量Q为：
Q＝3.14×L2RФβ
式中：Q—生物聚合物粘度保有率体系注入量，m3；
R—油藏厚度，m；
L—注水井与油井之间的距离，m；
Ф—油藏的孔隙度，无量纲；
β—校正系数，0.3-0.6。
优选地，所述的现场试验及效果跟踪是指按照上述确定生物聚合物粘度保有率体系从试验区块的注水井中注入，跟踪对应油井的含水降低值和平均日增油量。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
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，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
下面将结合具体实施例对本发明作进一步的说明。
在本发明中，所用的装置或设备均为所属领域已知的常规装置或设备，均可购得。
以下实施例和对比例中，在没有特别说明的情况下，所使用的各种试剂均为来自商购的化学纯试剂。
实施例1：生物聚合物保粘体系A1及其制备方法
1、生物聚合物保粘体系A1的组成和组分如下：
2、生物聚合物保粘体系A1的制备
(1)生物聚合物的溶解分散：将温轮胶放入50％的水中，利用磁力搅拌器在转速30转/min条件下，常温搅拌5min，得到生物聚合物初溶液；将磁力搅拌器转速提升至100转/min，继续搅拌60min，得到生物聚合物的溶解分散溶液。
(2)生物聚合物增强体系制备：首先将氯化铝放入剩余的水中，利用磁力搅拌器在转速50转/min条件下，常温搅拌20min；将强度调节剂酒石酸添加到上述溶液中，常温下在转速100转/min条件下，搅拌10min，得到生物聚合物增强体系。
(3)生物聚合物保粘体系制备：将生物聚合物溶解分散溶液与生物聚合物增强体系进行混合，利用磁力搅拌器在转速100转/min条件下，常温搅拌30min，得到混合溶液；向上述混合溶液中加入煤油，利用磁力搅拌器在转速200转/min条件下，常温搅拌30min，然后升温至50℃，搅拌速度升至300转/min，搅拌60min后自然降温，得到生物聚合物保粘体系A1。
实施例2：生物聚合物保粘体系A2及其制备方法
1、生物聚合物保粘体系A2的组成和组分如下：
2、生物聚合物保粘体系A2的制备
(1)生物聚合物的溶解分散：将硬葡聚糖放入50％的水中，利用磁力搅拌器在转速50转/min条件下，常温搅拌10min，得到生物聚合物初溶液；将磁力搅拌器转速提升至200转/min，继续搅拌90min，得到生物聚合物的溶解分散溶液。
(2)生物聚合物增强体系制备：首先将硼砂放入剩余的水中，利用磁力搅拌器在转速100转/min条件下，常温搅拌30min；将强度调节剂乙酰丙酮添加到上述溶液中，常温下在转速50转/min条件下，搅拌20min，得到生物聚合物增强体系。
(3)生物聚合物保粘体系制备：将生物聚合物溶解分散溶液与生物聚合物增强体系进行混合，利用磁力搅拌器在转速200转/min条件下，常温搅拌50min，得到混合溶液；向上述混合溶液中加入溶剂油，利用磁力搅拌器在转速300转/min条件下，常温搅拌60min，然后升温至45℃，搅拌速度升至350转/min，搅拌90min后自然降温，得到生物聚合物保粘体系A2。
实施例3：生物聚合物保粘体系A3及其制备方法
1、生物聚合物保粘体系A3的组成和组分如下：
2、生物聚合物保粘体系A3的制备
(1)生物聚合物的溶解分散：将黄原胶放入50％的水中，利用磁力搅拌器在转速40转/min条件下，常温搅拌8min，得到生物聚合物初溶液；将磁力搅拌器转速提升至150转/min，继续搅拌80min，得到生物聚合物的溶解分散溶液。
(2)生物聚合物增强体系制备：首先将氯化钙放入剩余的水中，利用磁力搅拌器在转速75转/min条件下，常温搅拌25min；将强度调节剂乳酸添加到上述溶液中，常温下在转速75转/min条件下，搅拌15min，得到生物聚合物增强体系。
(3)生物聚合物保粘体系制备：将生物聚合物溶解分散溶液与生物聚合物增强体系进行混合，利用磁力搅拌器在转速150转/min条件下，常温搅拌40min，得到混合溶液；向上述混合溶液中加入柴油，利用磁力搅拌器在转速250转/min条件下，常温搅拌45min，然后升温至47.5℃，搅拌速度升至325转/min，搅拌75min后自然降温，得到生物聚合物保粘体系A3。
实施例4：生物聚合物保粘体系A4及其制备方法
1、生物聚合物保粘体系A4的组成和组分如下：
2、生物聚合物保粘体系A4的制备
(1)生物聚合物的溶解分散：将温轮胶放入50％的水中，利用磁力搅拌器在转速30转/min条件下，常温搅拌5min，得到生物聚合物初溶液；将磁力搅拌器转速提升至100转/min，继续搅拌60min，得到生物聚合物的溶解分散溶液。
(2)生物聚合物增强体系制备：首先将氯化铝放入剩余的水中，利用磁力搅拌器在转速50转/min条件下，常温搅拌20min；将强度调节剂酒石酸添加到上述溶液中，常温下在转速100转/min条件下，搅拌10min；将氧化剂亚氯酸钠添加到上述混合溶液中，常温下在转速50转/min条件下，搅拌5min，得到生物聚合物增强体系。
(3)生物聚合物保粘体系制备：将生物聚合物溶解分散溶液与生物聚合物增强体系进行混合，利用磁力搅拌器在转速100转/min条件下，常温搅拌30min，得到混合溶液；向上述混合溶液中加入煤油，利用磁力搅拌器在转速200转/min条件下，常温搅拌30min，然后升温至50℃，搅拌速度升至300转/min，搅拌60min后自然降温，得到生物聚合物保粘体系A4。
实施例5：生物聚合物保粘体系A5及其制备方法
1、生物聚合物保粘体系A5的组成和组分如下：
2、生物聚合物保粘体系A5的制备
(1)生物聚合物的溶解分散：将硬葡聚糖放入50％的水中，利用磁力搅拌器在转速50转/min条件下，常温搅拌10min，得到生物聚合物初溶液；将磁力搅拌器转速提升至200转/min，继续搅拌90min，得到生物聚合物的溶解分散溶液。
(2)生物聚合物增强体系制备：首先将硼砂放入剩余的水中，利用磁力搅拌器在转速100转/min条件下，常温搅拌30min；将强度调节剂乙酰丙酮添加到上述溶液中，常温下在转速50转/min条件下，搅拌20min，将氧化剂高锰酸钾添加到上述混合溶液中，常温下在转速100转/min条件下，搅拌10min，得到生物聚合物增强体系。
(3)生物聚合物保粘体系制备：将生物聚合物溶解分散溶液与生物聚合物增强体系进行混合，利用磁力搅拌器在转速200转/min条件下，常温搅拌50min，得到混合溶液；向上述混合溶液中加入溶剂油，利用磁力搅拌器在转速300转/min条件下，常温搅拌60min，然后升温至45℃，搅拌速度升至350转/min，搅拌90min后自然降温，得到生物聚合物保粘体系A5。
实施例6：生物聚合物保粘体系A6及其制备方法
1、生物聚合物保粘体系A6的组成和组分如下：
2、生物聚合物保粘体系A6的制备
(1)生物聚合物的溶解分散：将黄原胶放入50％的水中，利用磁力搅拌器在转速40转/min条件下，常温搅拌8min，得到生物聚合物初溶液；将磁力搅拌器转速提升至150转/min，继续搅拌80min，得到生物聚合物的溶解分散溶液。
(2)生物聚合物增强体系制备：首先将氯化钙放入剩余的水中，利用磁力搅拌器在转速75转/min条件下，常温搅拌25min；将强度调节剂乳酸添加到上述溶液中，常温下在转速75转/min条件下，搅拌15min，将氧化剂次氯酸钠添加到上述混合溶液中，常温下在转速75转/min条件下，搅拌7.5min，得到生物聚合物增强体系。
(3)生物聚合物保粘体系制备：将生物聚合物溶解分散溶液与生物聚合物增强体系进行混合，利用磁力搅拌器在转速150转/min条件下，常温搅拌40min，得到混合溶液；向上述混合溶液中加入柴油，利用磁力搅拌器在转速250转/min条件下，常温搅拌45min，然后升温至47.5℃，搅拌速度升至325转/min，搅拌75min后自然降温，得到生物聚合物保粘体系A6。
实施例7：保粘体系粘度保有率测试例
按如下方法测定生物聚合物保粘体系粘度保留率：
1、实验介质、仪器
(1)生物聚合物保粘体系：实施例1-6保粘体系A1-A6以及生物聚合物，其中保粘体系所用水为矿化度100000mg/L的高盐油田水；
(2)测试仪器：博乐飞DV-3T粘度计。
2、实验方法
(1)将上述保粘体系A1-A6以及生物聚合物装入密闭的厌氧瓶中，放置于90度烘箱中，分别放置15d，30d，45d。
(2)在放置到规定时间后测定不同保粘体系的粘度，测试温度和烘箱温度相同。
(3)根据保粘体系A1-A6以及生物聚合物粘度除以初始粘度计算得到粘度保留率。
按上述方法测得实施例的粘度保留率如下表1所示：
表1保粘体系A1-A6及生物聚合物的粘度保留率
实验测试结果表明：
保粘体系A1-A6在长时间高温高盐条件下保粘体系的粘度保有率均在90％以上，其中添加氧化剂保粘体系的粘度保有率达到95％以上，而生物聚合物粘度保留率较低，45d粘度保留率低于50％。
实施例8：区块B1的应用
试验区块B1概况：区块的油层温度85℃，油层压力15.5MPa，渗透率300×10-3μm2，地层水矿化度62000mg/L，孔隙度23％，地下原油粘度120mPa·s，油水井间距250m，油层厚度4.5m，油井日产液量为60m3/d，日产油量6t/d，综合含水90％。利用本发明得到的生物聚合物保粘体系A1在该区块进行现场应用，具体步骤如下：
(1)试验区块的筛选
试验区块满足筛选条件：油藏温度80℃＜T＜110℃、油藏压力＜20MPa、地层水矿化度50000mg/L＜M＜200000mg/L、地层渗透率＞100×10-3μm2，地下原油粘度＜1000mPa·s。
(2)生物聚合物保粘体系A1注入量的确定
生物聚合物保粘体系注入量：
Q＝3.14×L2RФβ＝3.14×2502×4.5×0.23×0.3＝60936m3。
(3)现场试验效果跟踪
按照上述确定量的生物聚合物保粘体系注入试验油井，在生产参数不变的情况下，跟踪油井生产动态变化。结果表明对于油井产油量由原来的6t/d增加到10.5t/d，含水由原来的90％下降到82％，效果显著。
实施例9：区块B2的应用
试验区块B2概况：区块的油层温度95℃，油层压力17.5MPa，渗透率500×10-3μm2，地层水矿化度85000mg/L，孔隙度27％，地下原油粘度200mPa·s，油水井间距180m，油层厚度6m，综合含水85％，油井日产液量为26m3/d，日产油量3.9t/d。利用本发明得到的生物聚合物保粘体系A2在该区块开展现场应用，具体步骤如下：
(1)试验区块的筛选
试验区块满足筛选条件：油藏温度80℃＜T＜110℃、油藏压力＜20MPa、地层水矿化度50000mg/L＜M＜200000mg/L、地层渗透率＞100×10-3μm2，地下原油粘度＜1000mPa·s。
(2)生物聚合物保粘体系A2注入量的确定
生物聚合物保粘体系注入量：
Q＝3.14×L2RФβ＝3.14×1802×6×0.27×0.5＝82406m3。
(3)现场试验效果跟踪
按照上述确定量的生物聚合物保粘体系注入试验油井，在生产参数不变的情况下，跟踪油井生产动态变化。结果表明对于油井产油量由原来的3.9t/d增加到9.6t/d，含水由原来的85％下降到73％，效果显著。
实施例10：区块B3的应用
试验区块B3概况：区块的油层温度105℃，油层压力18MPa，渗透率350×10-3μm2，地层水矿化度145000mg/L，孔隙度20％，地下原油粘度360mPa·s，油水井间距110m，油层厚度5.5m，综合含水94％，油井日产液量为18m3/d，日产油量1.08t/d。利用本发明得到的生物聚合物保粘体系A3在该区块开展现场应用，具体步骤如下：
(1)试验区块的筛选
试验区块满足筛选条件：油藏温度80℃＜T＜110℃、油藏压力＜20MPa、地层水矿化度50000mg/L＜M＜200000mg/L、地层渗透率＞100×10-3μm2，地下原油粘度＜1000mPa·s。
(2)生物聚合物保粘体系A3注入量的确定
生物聚合物保粘体系注入量：
Q＝3.14×L2RФβ＝3.14×1102×5.5×0.2×0.6＝25076m3。
(3)现场试验效果跟踪
按照上述确定量的生物聚合物保粘体系注入试验油井，在生产参数不变的情况下，跟踪油井生产动态变化。结果表明对于油井产油量由原来的1.08t/d增加到3.6t/d，含水由原来的94％下降到82.5％，效果显著。
实施例11：区块B1的应用
试验区块B1概况：区块的油层温度85℃，油层压力15.5MPa，渗透率300×10-3μm2，地层水矿化度62000mg/L，孔隙度23％，地下原油粘度120mPa·s，油水井间距250m，油层厚度4.5m，油井日产液量为60m3/d，日产油量6t/d，综合含水90％。利用本发明得到的生物聚合物保粘体系A4在该区块进行现场应用，具体步骤如下：
(1)试验区块的筛选
试验区块满足筛选条件：油藏温度80℃＜T＜110℃、油藏压力＜20MPa、地层水矿化度50000mg/L＜M＜200000mg/L、地层渗透率＞100×10-3μm2，地下原油粘度＜1000mPa·s。
(2)生物聚合物保粘体系A4注入量的确定
生物聚合物保粘体系注入量：
Q＝3.14×L2RФβ＝3.14×2502×4.5×0.23×0.3＝60936m3。
(3)现场试验效果跟踪
按照上述确定量的生物聚合物保粘体系注入试验油井，在生产参数不变的情况下，跟踪油井生产动态变化。结果表明对于油井产油量由原来的6t/d增加到16t/d，含水由原来的90％下降到73％，效果更加显著。
实施例12：区块B2的应用
试验区块B2概况：区块的油层温度95℃，油层压力17.5MPa，渗透率500×10-3μm2，地层水矿化度85000mg/L，孔隙度27％，地下原油粘度200mPa·s，油水井间距180m，油层厚度6m，综合含水85％，油井日产液量为26m3/d，日产油量3.9t/d。利用本发明得到的生物聚合物保粘体系A5在该区块开展现场应用，具体步骤如下：
(1)试验区块的筛选
试验区块满足筛选条件：油藏温度80℃＜T＜110℃、油藏压力＜20MPa、地层水矿化度50000mg/L＜M＜200000mg/L、地层渗透率＞100×10-3μm2，地下原油粘度＜1000mPa·s。
(2)生物聚合物保粘体系A5注入量的确定
生物聚合物保粘体系注入量：
Q＝3.14×L2RФβ＝3.14×1802×6×0.27×0.5＝82406m3。
(3)现场试验效果跟踪
按照上述确定量的生物聚合物保粘体系注入试验油井，在生产参数不变的情况下，跟踪油井生产动态变化。结果表明对于油井产油量由原来的3.9t/d增加到13.7t/d，含水由原来的85％下降到68％，效果更加显著。
实施例13：区块B3的应用
试验区块B3概况：区块的油层温度105℃，油层压力18MPa，渗透率350×10-3μm2，地层水矿化度145000mg/L，孔隙度20％，地下原油粘度360mPa·s，油水井间距110m，油层厚度5.5m，综合含水94％，油井日产液量为18m3/d，日产油量1.08t/d。利用本发明得到的生物聚合物保粘体系A6在该区块开展现场应用，具体步骤如下：
(1)试验区块的筛选
试验区块满足筛选条件：油藏温度80℃＜T＜110℃、油藏压力＜20MPa、地层水矿化度50000mg/L＜M＜200000mg/L、地层渗透率＞100×10-3μm2，地下原油粘度＜1000mPa·s。
(2)生物聚合物保粘体系A6注入量的确定
生物聚合物保粘体系注入量：
Q＝3.14×L2RФβ＝3.14×1102×5.5×0.2×0.6＝25076m3。
(3)现场试验效果跟踪
按照上述确定量的生物聚合物保粘体系注入试验油井，在生产参数不变的情况下，跟踪油井生产动态变化。结果表明对于油井产油量由原来的1.08t/d增加到7.5t/d，含水由原来的94％下降到76％，效果更加显著。
现场应用表明保粘体系A4-A6的现场应用效果要优于保粘体系A1-A3的现场应用效果，说明氧化剂的添加能够进一步保持生物聚合物体系的粘度，取得更好的现场效果。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (18)
1.一种生物聚合物粘度保有率体系，其特征在于，所述体系的组成及组份如下：
其中，所述的生物聚合物为温轮胶、硬葡聚糖、韦兰胶、黄原胶和可得然胶中的一种，增强剂为氯化钙、氯化镁、氯化铝及硼砂中的一种；
所述的调节剂为酒石酸、柠檬酸、乳酸，乙酰丙酮和EDTA中的一种，保护剂为汽油、煤油、柴油和溶剂油中的一种。
2.根据权利要求1所述生物聚合物粘度保有率体系，其特征在于，所述的生物聚合物为温轮胶或硬葡聚糖。
3.根据权利要求1所述生物聚合物粘度保有率体系，其特征在于，所述的增强剂为氯化铝或硼砂。
4.根据权利要求1所述生物聚合物粘度保有率体系，其特征在于，所述的调节剂为酒石酸或乙酰丙酮。
5.根据权利要求1所述生物聚合物粘度保有率体系，其特征在于，所述的保护剂为煤油或溶剂油。
6.根据权利要求1所述生物聚合物粘度保有率体系，其特征在于，所述体系的组成及组份如下：
7.根据权利要求1所述生物聚合物粘度保有率体系，其特征在于，所述体系还包括如下组成及组份：
氧化剂 0.05-0.2质量份；
所述的氧化剂为次氯酸钠、亚氯酸钠、重铬酸钾和高锰酸钾中的一种。
8.根据权利要求7所述生物聚合物粘度保有率体系，其特征在于，所述的氧化剂为亚氯酸钠或高锰酸钾。
9.根据权利要求1-6任一项权利要求所述生物聚合物粘度保有率体系的制备方法，其特征在于，所述的制备方法包括以下步骤，但不限于以下步骤：
(1)生物聚合物溶解分散溶液的配制；
(2)生物聚合物增强体系的制备；
(3)生物聚合物保粘体系的制备。
10.根据权利要求9所述的制备方法，其特征在于，所述的生物聚合物的溶解分散，具体步骤如下：
(1)将生物聚合物边搅拌边缓慢加入到50％的水中，搅拌速度为30-50转/min，搅拌时间为5-10min，得到生物聚合物溶液；
(2)将搅拌速度提升至100-200转/min，继续搅拌60-90min，得到生物聚合物的溶解分散溶液。
11.根据权利要求9所述的制备方法，其特征在于，所述的生物聚合物增强体系的制备，具体步骤如下：
(1)首先将增强剂放入剩余的水中，利用磁力搅拌器在转速50-100转/min条件下，常温搅拌20-30min，得到增强剂溶液；
(2)将调节剂添加到上述增强剂溶液中，常温下在转速50-100转/min条件下，搅拌10-20min，得到生物聚合物增强体系。
12.根据权利要求9所述的制备方法，其特征在于，所述的生物聚合物保粘体系的制备，具体步骤如下：
(1)将生物聚合物溶解分散溶液与生物聚合物增强体系进行混合，利用磁力搅拌器在转速100-200转/min条件下，常温搅拌30-50min，得到混合溶液；
(2)向上述混合溶液中加入保护剂，利用磁力搅拌器在转速200-300转/min条件下，常温搅拌30-60min；然后升温至45-50℃，搅拌速度升至300-350转/min，搅拌60-90min后自然降温，得到生物聚合物保粘体系。
13.根据权利要求9所述的制备方法，其特征在于，所述制备方法的步骤(2)中还包括氧化剂加入步骤，具体步骤如下：将氧化剂添加到生物聚合物增强体系中，常温下在转速50-100转/min条件下，搅拌5-10min。
14.权利要求1-8任一项权利要求所述生物聚合物粘度保有率体系的应用。
15.根据权利要求14所述的应用，其特征在于，所述应用的具体步骤如下：
(1)试验区块的筛选；
(2)生物聚合物粘度保有率体系注入量的确定；
(3)现场试验及效果跟踪。
16.根据权利要求15所述的应用，其特征在于，所述试验区块的筛选条件为油藏温度T，80℃＜T＜110℃；油藏压力＜20MPa；地层水矿化度M，50000mg/L＜M＜200000mg/L；地层渗透率＞100×10-3μm2，地下原油粘度＜1000mPa·s。
17.根据权利要求15所述的应用，其特征在于，所述的生物聚合物粘度保有率体系注入量Q为：
Q＝3.14×L2RФβ
式中：Q—生物聚合物粘度保有率体系注入量，m3；
R—油藏厚度，m；
L—注水井与油井之间的距离，m；
Ф—油藏的孔隙度，无量纲；
β—校正系数，0.3-0.6。
18.根据权利要求15所述的应用，其特征在于，所述的现场试验及效果跟踪是指按照上述确定生物聚合物粘度保有率体系从试验区块的注水井中注入，跟踪对应油井的含水降低值和平均日增油量。
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