CN115711112A - 一种聚合物驱用降压增注体系及增注方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种聚合物驱用降压增注体系及增注方法，所述降压增注体系由硅烷偶联剂、分散剂和配液水组成，它能够将油藏近井储层孔隙表面的润湿性改变为超疏水状态；所述硅烷偶联剂具有疏水有机官能基团，所述分散剂为表面活性剂。所述增注方法是使用本发明提供的降压增注体系对油藏近井储层孔隙表面进行改性，使储层孔隙表面润湿性由亲水性改变为超疏水性。本发明提供的降压增注体系和方法通过对近井储层孔隙表面进行超疏水原位改性，可大幅度降低聚合物吸附量及其渗流阻力，从而降低聚合物驱的聚合物注入压力，提高聚合物注入能力，最终提高聚合物驱的效果。
Description
技术领域
本发明涉及聚合物驱增注技术领域，具体涉及一种聚合物驱用降压增注体系及增注方法。
背景技术
聚合物驱是一种提高采收率的方法，是油田增储上产和稳油控水的重要技术之一，它使用聚合物作为添加剂，通过聚合物溶液增加水的粘度，改善水油的流度比、提高波及系数，从而提高原油采收率。作为研究较早的一项三次釆油技术，聚合物驱油技术在室内实验和现场试验中均取得了良好的驱油效果，并逐渐在大规模的工业推广。在各大油田，聚合物驱三次采油的工业化应用规模逐年上升，对提高油田釆收率、控制油田产量递减、改善油田高含水后期开发效果起着重要作用。
然而聚合物驱采油技术在为油田增产带来技术突破的同时，问题也随之而来，因为随着聚合物的不断注入，聚合物在储层中建立的阻力半径逐渐增大，聚合物的注入压力逐渐升高，注入浓度、注入速度、注入量被迫下调，油田总体聚合物注入状况逐年变差，导致聚合物驱实施效果受到影响。造成聚合物注入压力逐渐升高的原因主要有两方面，一方面，随着聚合物的不断注入，聚合物在多孔介质建立阻力的距离越来越大，势必会造成注入压力的升高，这是聚驱所需要的也是不可避免的；另一方面，注聚过程中，由于聚合物与储层矿物的相互作用，在驱替液必经之路的近井地带容易形成吸附、滞留，建立起一定的残余阻力系数，降低地层水相渗透率，并在长期注入过程中与配液水的无机盐等成分形成架桥，降低孔喉半径甚至堵塞孔喉，导致注入压力升高。
在聚合物驱增注技术领域，技术人员进行了不少研究以提高聚合物的注入性。比如，通过注入牺牲剂或化学改性剂的方式来降低聚合物在近井地带的吸附量；或者通过注入解堵剂的方式来解除吸附在储层孔隙表面的聚合物或者已经在孔喉形成堵塞的聚合物，从而达到提高聚合物注入性的技术效果。但注入解堵剂的方式只可以暂时缓解聚合物配注量过低的情况，随着聚合物的不断注入，近井地带会再次堵塞，并且注入解堵剂会影响驱油剂粘度，同时聚合物在多孔介质建立阻力的半径逐渐增大，注入压力不断升高，还是会逐渐降低聚合物的配注量或者注入浓度。
现有的牺牲剂一般是阳离子表面活性剂或者小分子醇类，其作用原理是通过该类物质与地层的优先吸附，降低聚合物在近井储层的吸附量。但牺牲剂与地层的吸附为物理吸附，它们以分子间作用力的方式结合，相对结合力较弱，在后续聚合物驱冲刷过程中容易脱落、解吸，失去防聚合物吸附的功能。因此化学改性剂针对牺牲剂吸附稳定性较弱的问题进行了改善。例如专利CN112210361A公开了一种提高驱油聚合物注入性的化学增注体系，它由有机硅牺牲剂和助剂组成，其化学增注体系作为牺牲剂，通过与地层发生化学作用吸附于地层表面，吸附稳定性强，同时因其通过改变储层润湿性使得后续注入的聚合物几乎不吸附。专利CN111119819A公开了一种降低注聚驱油水井聚合物吸附的方法，也是通过对储层进行强亲水化学改性，将储层砂体表面改性为强水湿表面，使储层优先与水结合，进而在储层亲水表面与聚合物之间形成一层水膜，降低注聚驱过程中聚合物的吸附量。上述两件专利都是通过降低聚合物吸附量来提高聚合物注入性，但是由于聚合物在实际注入过程中是径向渗流，其在近井储层的渗流速度非常快，因此其在近井储层会产生非常大的渗流阻力，导致近井储层建立的阻力非常高，进而导致整体的注入压力较高，因此在径向流状态下，仅降低聚合物吸附量对聚合物注入压力的降低幅度是较小的。
此外，专利CN112342004A公开了一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂及聚合物驱方法，所述疏水改性剂由有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂和水组成，其利用有机硅烷偶联剂在活化剂存在的条件下对砂岩表面进行疏水改性，疏水改性过程中，有机硅烷偶联剂的水解产物与地层反应，反应后砂岩表面改变为疏水状态，润湿性发生反转，进而可以显著降低聚合物的吸附量。由于其主要目的还是降低聚合物吸附量，进而改善解堵效果，因此上述疏水改性剂对储层孔隙表面的改性程度有限，改性后接触角在120～137°之间，对聚合物吸附量的降低值为85.2～87.1％，疏水改性剂及改性方法对储层孔隙表面的疏水改性效果和防止聚合物吸附的效果仍有待提高。并且该疏水改性剂中互溶剂使用异丙醇或乙醇，为易燃液体，在配制使用过程中存在安全隐患。
发明内容
针对上述背景技术中提出的问题，本申请的目的在于提供一种更加安全的聚合物驱用降压增注体系及增注方法，通过对近井储层孔隙表面进行超疏水改性，进一步降低聚合物的吸附量，降低聚合物溶液在近井储层的渗流阻力，从而缓解聚合物驱的注入压力，提高聚合物驱的效果。
为解决以上技术问题，本发明首先提供了一种聚合物驱用降压增注体系，它由硅烷偶联剂、分散剂和配液水组成；所述硅烷偶联剂具有超疏水有机官能基团，所述分散剂为表面活性剂。所述聚合物驱用降压增注体系能够将油藏近井储层孔隙表面的润湿性改变为超疏水状态。
本发明提供的降压增注体系中，硅烷偶联剂水解后与储层孔隙表面的羟基通过脱水缩合反应将硅烷偶联剂的疏水官能基团稳定的接枝到孔隙表面，硅烷偶联剂一端通过化学键合稳定的与储层孔隙表面相连，而疏水基团则与渗流通道中的流体接触。这样通过硅烷偶联剂对近井储层孔隙表面的润湿性状态进行改变，一方面不仅可以屏蔽孔隙表面的羟基层，屏蔽孔隙表面吸附位点，同时孔隙表面表现为硅烷偶联剂疏水基团的非极性，不会与聚合物发生相互作用，降低聚合物吸附量，避免聚合物分子与配液水中的无机盐等成分在孔喉表面吸附架桥，导致孔喉半径及水相渗透率降低，甚至堵塞孔喉，注入压力升高；另一更重要的方面，改变了近井储层孔隙表面的润湿性，将近井储层孔隙表面润湿性由亲水状态改变为超疏水状态，聚合物在储层孔隙表面的接触角大于150°，水流不会像在亲水表面那样发生润湿展铺，而是形成向外的球状面，向孔道中间收缩，固-液接触面积小，液体的粘性减小，水流在孔隙表面产生“滑移效应”，降低聚合物溶液在近井储层高流速下的流动阻力，进而降低聚合物在近井储层的注入压力。
进一步的，上述聚合物驱用降压增注体系中，所述硅烷偶联剂的质量浓度为0.8～2％，所述分散剂的质量浓度为0.3～0.8％。
优选的是，具有疏水官能基团的硅烷偶联剂包括甲基异丙烯氧基硅烷、3-二乙烯三胺丙基甲基二甲氧基硅烷、3-(2,3环氧丙氧)丙基三甲氧基硅烷和3-巯丙基三乙氧基硅烷，本发明降压增注体系中硅烷偶联剂可以从中选择一种或多种使用。
在本发明降压增注体系中，分散剂的主要作用是分散油溶性的硅烷偶联剂，选择表面活性剂就可实现。优选的是，表面活性剂选自椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基糖苷APG0810中的一种或多种。
进一步的，所述配液水的矿化度为0～1000mg/L，可以为清水或油藏产出低矿化度水。
本发明降压增注体系适用储层温度为40～90℃，储层为砂岩储层。
本发明的另一目的是提供一种聚合物驱用增注方法，它是将本发明提供的降压增注体系注入到近井储层，通过将储层孔隙表面的润湿性改变为超疏水状态，达到降低聚合物注入压力，提高聚合物注入性的效果，所述增注方法包括具体目标油藏聚合物驱注聚前的增注方法和注聚后的增注方法。其中，降压增注体系的制备方法影响着硅烷偶联剂在其中的分散均匀性，从而影响硅烷偶联剂与孔隙表面的反应程度，而注入温度、注入速度和注入量保证了水解后的硅烷偶联剂可快速与孔隙表面的羟基发生脱水缩合反应，防止偶联剂分子发生自聚现象，保证了硅烷偶联剂与孔隙表面的脱水缩合反应效果，而对近井储层进行预处理使羟基裸露出来也进一步加强了硅烷偶联剂的脱水缩合反应效果。
注聚井注聚前的增注方法具体包括以下步骤：
(1)对近井储层进行预处理：配制质量浓度为0.5％的HCl溶液，向近井储层中注入5PV的HCl溶液，再注入5PV的清水，清洗掉近井孔隙表面的杂质，熟化6h，使储层的温度达到初始温度；使用HCl溶液及清水可以清洗储层表面由于长期注水形成的水垢等杂质使储层表面的羟基裸露出来；HCl溶液和清水的注入速度由储层条件(近井地带改性储层临界半径处的渗流速度)决定，以保证HCl溶液和清水的清洗效果。
(2)向近井储层注入降压增注体系：首先配制降压增注体系，保持降压增注体系搅拌的状态，从井口注入8～12PV的降压増注体系，注入温度为40～60℃，然后通过水驱将井筒内的降压増注体系顶替进储层近井渗流通道；降压增注体系的注入速度由储层条件(近井地带改性储层临界半径处的渗流速度)决定，以保证水解后的硅烷偶联剂可快速与孔隙表面的羟基发生脱水缩合反应，防止偶联剂分子发生自聚现象，同时也保证硅烷偶联剂与孔隙表面羟基有足够的反应时间。
所述降压增注体系的制备方法为根据降压增注体系中各物质的质量浓度计算硅烷偶联剂、分散剂、配液水的加量，先将配液水加热至40～60℃后再加入分散剂搅拌均匀，最后加入硅烷偶联剂搅拌均匀得到降压增注体系；降压増注体系的温度保持在40～60℃，保持搅拌。
(3)降压增注体系注入完成后，在目标油藏温度下熟化24～48h后，再继续注入目标油藏聚合物驱用聚合物。
注聚井注聚后的增注方法具体包括以下步骤：
(1)对近井储层进行预处理：先注入8PV的清水，再注入5PV的氧化剂，以解除储层孔隙表面吸附的聚合物；所述氧化剂选自过硫酸盐、过氧化物、次氯酸钠中的一种或多种；清水和氧化剂的注入速度由储层条件(近井地带改性储层临界半径处的渗流速度)决定，以保证储层孔隙表面聚合物的解除效果。
配制质量浓度为0.5％的HCl溶液，先向近井储层中注入5PV的HCl溶液，再注入5PV的清水，清洗掉近井孔隙表面的杂质，使储层孔隙表面羟基裸露出来；熟化6h，使孔隙的温度达到初始温度；HCl溶液和清水的注入速度由储层条件(近井地带改性储层临界半径处的渗流速度)决定，以保证HCl溶液和清水的清洗效果。
(2)向近井储层注入降压增注体系：首先配制降压增注体系，保持降压增注体系搅拌的状态，从井口注入8～12PV的降压増注体系，注入温度为40～60℃，然后通过水驱将井筒内的降压増注体系顶替进近井储层；降压增注体系的注入速度由储层条件(近井地带改性储层临界半径处的渗流速度)决定，以保证水解后的硅烷偶联剂可快速与孔隙表面的羟基发生脱水缩合反应，防止偶联剂分子发生自聚现象，同时也保证硅烷偶联剂与孔隙表面羟基有足够的反应时间。
所述降压增注体系的制备方法为根据降压增注体系中各物质的质量浓度计算硅烷偶联剂、分散剂、配液水的加量，先将配液水加热至40～60℃后再加入分散剂搅拌均匀，最后加入硅烷偶联剂搅拌均匀得到降压增注体系；降压増注体系的温度保持在40～60℃，保持搅拌。
(3)降压增注体系注入完成后，在目标油藏温度下熟化24～48h后，再继续注入目标油藏聚合物驱用聚合物。
上述PV的含义为近井地带改性储层半径范围内的孔隙体积。
本领域技术人员都知道，在近井地带的储层孔隙表面含有羟基，本发明提供的降压增注体系，通过硅烷偶联剂与储层孔隙表面的羟基发生脱水缩合反应，硅烷偶联剂以化学键的方式稳定的接枝在孔隙表面，硅烷偶联剂的疏水基团暴露在外层与孔隙中的流体接触，使得孔隙表面的羟基被屏蔽掉，孔隙表面表现为偶联剂的非极性，降低聚合物在孔隙表面的吸附量；硅烷偶联剂的疏水链接枝在孔隙表面后，孔隙表面的的润湿性由亲水转变为超疏水状态，可降低聚合物溶液在近井地带的流动阻力。
综上，相较现有技术，本发明具有以下优点：
(1)降压增注体系对近井储层的孔隙表面改性处理后，聚合物的静态吸附量可降低95％以上；可以避免聚合物分子与配液水中的无机盐等成分在孔喉表面吸附架桥，导致孔喉半径及水相渗透率降低，甚至堵塞孔喉，注入压力升高，延长注聚井堵塞周期；
(2)储层孔隙表面可变为超疏水状态，与水相的接触角可大于150°，水流不会像在亲水表面那样发生润湿展铺，而是形成向外的球状面，固-液接触面积小，液体的粘性减小，水流在孔隙表面产生“滑移效应”，有效降低聚合物在近井储层高流速下的渗流阻力；
(3)降压增注体系中硅烷偶联剂以化学键的方式稳定的接枝在孔隙表面，稳定性好，有效期长；
(4)经本发明增注方法处理后的储层孔隙表面为硅烷偶联剂的非极性基团，不会发生静电作用，适用于不同类型的聚合物；
(5)本发明提供的降压増注体系及增注方法在注聚前及注聚后均可实现对近井储层原位改性。
附图说明
图1为本发明实验例模拟近井储层径向流条件所采用的填砂管连接方式的示意图；
图2为本发明实验例所采用的物模实验装置的连接示意图。
附图标记：
1-Ф2.5×5cm填砂管；2-Ф2.5×10cm填砂管；3-Ф2.5×20cm填砂管；4-Ф2.5×30cm填砂管；5-进口；6-出口；7-连接管线；
21、22、23-中间容器；24-岩心夹持器；25-压力传感器；26-恒温箱；27-集液器；28-ISCO恒流泵；29-电脑控制系统。
具体实施方式
为了使本领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面结合具体的应用实施例和室内实验对本发明作进一步的详细说明。
一、本发明聚合物驱用降压增注体系的配制
以下实施例提供的降压增注体系的组分组成如下表所示(组分用量以质量浓度％表示，余量为配液水，配液水来自油藏产出的水或自来水)：
上述实施例提供的降压增注体系的配制方法为：根据降压增注体系中各物质的质量浓度计算硅烷偶联剂、分散剂、配液水的加量，配液罐中先加入配液水并加热至40～60℃，再加入分散剂搅拌均匀，最后加入硅烷偶联剂搅拌均匀得到降压增注体系；配液罐中降压増注体系温度保持在40～60℃，配液罐保持200r/min的转速搅拌。
二、本发明聚合物驱用降压增注体系和增注方法的室内实验及对比
2.1实验设备和条件
2.1.1降压增注体系
降压增注体系1(实施例1提供的降压增注体系，降压增注体系温度为60℃)；
降压增注体系2(实施例2提供的降压增注体系，降压增注体系温度为60℃)；
降压增注体系3(实施例3提供的降压增注体系，降压增注体系温度为60℃)；
降压增注体系4(实施例4提供的降压增注体系，降压增注体系温度为60℃)；
降压增注体系5(专利CN 112342004 A实施例1提供的疏水改性剂)；
降压增注体系6(专利CN 111119819 A实施例1提供的强亲水化学改性剂)。
2.1.2聚合物驱用聚合物
实验室自制分子量为1800万的聚丙烯酰胺。
2.1.3模拟目标油藏储层
准备与目标油藏渗透率接近的多孔介质，多孔介质为石英砂、人造岩心或天然岩心，石英砂充填至填砂管内，人造岩心或天然岩心装入岩心夹持器中以模拟目标油藏储层；
下述实验例采用80～100目石英砂充填至填砂管模拟目标油藏储层，模拟目标油藏储层的温度为60℃；
将多根不同规格的填砂管参照图1的连接方式通过连接管线7连接以模拟聚合物在近井储层径向流。所述填砂管的规格包括Ф2.5×5cm填砂管1，Ф2.5×10cm填砂管2，Ф2.5×20cm填砂管3和Ф2.5×30cm填砂管4。
2.1.4储层改性半径
现场储层改性半径需要根据储层的实际条件进行设计(如井距、现场聚合物的注入排量及油层厚度等)，下述实验例根据近井地带径向流的模拟方式，将储层改性半径设计为10cm，即对图1所示的离进口最近的3根φ2.5×5cm填砂管内的多孔介质进行改性，以下所述PV均为改性半径为10cm的孔隙体积。
2.1.5石油化工领域常用的宏观物模实验装置
具体组成参见图2，所示部件序号和名称对应关系为：
21、22、23-中间容器；24-岩心夹持器；25-压力传感器；26-恒温箱；27-集液器；28-ISCO恒流泵；29-电脑控制系统。
按照图1连接方式将连接好的填砂管安装在图2中的岩心夹持器24处。
2.2实验方法
2.2.1未改性多孔介质的聚合物注入压力、静态吸附量及接触角测试
(1)将充填石英砂后的填砂管放入恒温烘箱中，恒温烘箱的温度设置与模拟目标油藏储层温度(60℃)一致，将填砂管中石英砂的温度预热至目标油藏储层温度，预热后的填砂管与恒流泵、中间容器等宏观物模实验装置参照图2连接好，向填砂管中注入50PV清水，模拟油藏水驱过程，关闭填砂管出入口，熟化6h，使填砂管中石英砂的温度恢复至60℃；
(2)向填砂管中注入100PV浓度为2000mg/L的聚合物，测试其在径向流条件下的注入压力，注入速度15mL/min；
(3)将80～100目石英砂均匀的平铺在载玻片上，采用DSA100接触角测量仪测试2000mg/L聚合物溶液在石英砂粉末表面的接触角；
(4)将80～100目石英砂加入浓度为2000mg/L的聚合物溶液，固液比为1:3，摇晃均匀后放入油藏温度下的烘箱中，每隔4h摇晃一次，吸附24h。离心后采用淀粉-碘化镉法测试得到吸附后聚合物浓度并计算聚合物的吸附量。
2.2.2聚合物注聚前使用降压增注体系处理后对聚合物注入压力、静态吸附量及接触角的测试
(1)将充填石英砂后的填砂管放入恒温烘箱中，恒温烘箱的温度设置与模拟目标油藏储层温度(60℃)一致，将填砂管中石英砂的温度预热至目标油藏储层温度，预热后的填砂管与恒流泵、中间容器等宏观物模实验装置参照图2连接好，向填砂管中注入50PV清水，模拟油藏水驱过程，关闭填砂管出入口，熟化6h，使填砂管中石英砂的温度恢复至60℃；
(2)配制浓度为0.5％的HCl溶液，装入中间容器中，以8mL/min流速向填砂管中注入5PV的HCl溶液，再以8mL/min的流速注入5PV的清水，关闭填砂管出入口，熟化6h，使填砂管中石英砂的温度恢复至60℃；
(3)以6～10mL/min的速度注入8～12PV的降压増注体系,降压增注体系注入完成后，关闭填砂管出入口，在目标油藏温度60℃下熟化24～48h；具体注入参数见下表：
| 注入速度(mL/min) | 注入体积(PV) | 熟化时间(h) | |
| 降压增注体系1 | 6 | 8 | 32 |
| 降压增注体系2 | 8 | 10 | 24 |
| 降压增注体系3 | 9 | 11 | 36 |
| 降压增注体系4 | 10 | 12 | 48 |
| 降压增注体系5 | 6 | 8 | 32 |
| 降压增注体系6 | 6 | 8 | 32 |
(4)熟化完成后，再注入100PV浓度为2000mg/L的聚合物，注入速度15mL/min，测试其在径向流条件下的注入压力；
(5)将降压增注体系处理过的半径为10cm内的石英砂取出用清水清洗干净并烘干，待用；
(6)将清洗烘干后石英砂均匀的平铺在载玻片上，采用DSA100接触角测量仪测试2000mg/L聚合物溶液在降压增注体系处理后的石英砂粉末表面的接触角；
(7)将清洗烘干后的石英砂加入浓度为2000mg/L的聚合物溶液中，固液比为1:3，摇晃均匀后放入油藏温度60℃下的烘箱中，每隔4h摇晃一次，吸附24h。离心后采用淀粉-碘化镉法测试得到吸附后聚合物浓度并计算聚合物的吸附量。
2.2.3聚合物注聚后使用降压增注体系处理后对聚合物注入压力、静态吸附量及接触角的测试
(1)将充填石英砂后的填砂管放入恒温烘箱中，恒温烘箱的温度设置与模拟目标油藏储层温度(60℃)一致，将填砂管中石英砂的温度预热至目标油藏储层温度，预热后的填砂管与恒流泵、中间容器等宏观物模实验装置参照图2连接好，向填砂管中注入50PV清水，模拟油藏水驱过程，关闭填砂管出入口，熟化6h，使填砂管中石英砂的温度恢复至60℃；
(2)断开半径为10cm后的填砂管连接，对半径10cm范围内的填砂管注入5PV的2000mg/L聚合物，注入速度15mL/min；
(3)以8mL/min速度注入8PV的清水，再以6mL/min速度注入5PV的氧化剂次氯酸钠；
(4)将半径10cm内的填砂管与其它填砂管连接好；
(5)配制浓度为0.5％的HCl溶液，装入中间容器中，以6mL/min流速向填砂管中注入5PV的HCl溶液，再以8mL/min的流速注入5PV的清水，关闭填砂管出入口，熟化6h，使填砂管中石英砂的温度恢复至60℃；
(6)以6～10mL/min的速度注入8～12PV的降压増注体系,降压增注体系注入完成后，在目标油藏温度下熟化24～48h；具体参数见下表：
| 注入速度(mL/min) | 注入体积(PV) | 熟化时间(h) | |
| 降压增注体系1 | 6 | 8 | 32 |
| 降压增注体系2 | 8 | 10 | 24 |
| 降压增注体系3 | 9 | 11 | 36 |
| 降压增注体系4 | 10 | 12 | 48 |
| 降压增注体系5 | 6 | 8 | 32 |
| 降压增注体系6 | 6 | 8 | 32 |
(7)熟化完成后，再注入100PV(PV为半径为10cm的孔隙体积)浓度为2000mg/L的聚合物，注入速度15mL/min，测试其在径向流条件下的注入压力；
(8)将降压增注体系处理过的半径为10cm内的石英砂取出用清水清洗干净并烘干，待用；
(9)将清洗烘干后石英砂均匀的平铺在载玻片上，采用DSA100接触角测量仪测试2000mg/L聚合物溶液在降压增注体系处理后的石英砂粉末表面的接触角；
(10)将清洗烘干后石英砂加入浓度为2000mg/L的聚合物溶液，固液比为1:3，摇晃均匀后放入油藏温度60℃下的烘箱中，每隔4h摇晃一次，吸附24h。离心后采用淀粉-碘化镉法测试得到吸附后聚合物浓度并计算聚合物的吸附量。
2.2.4对比増注实验方法(未对填砂管内石英砂进行清洗)
2.2.4.1注聚前对比増注实验方法
将充填石英砂后的填砂管放入恒温烘箱中，恒温烘箱的温度设置与模拟目标油藏储层温度(60℃)一致，将填砂管中石英砂的温度预热至目标油藏储层温度，预热后的填砂管与恒流泵、中间容器等宏观物模实验装置参照图2连接好，向填砂管中注入50PV清水，模拟油藏水驱过程，关闭填砂管出入口，熟化6h，使填砂管中石英砂的温度恢复至60℃；
直接向填砂管中以6mL/min的速度注入8PV的降压增注体系1，降压增注体系1注入完成后，关闭填砂管出入口，在目标油藏温度60℃下熟化32h；
熟化完成后，再注入100PV浓度为2000mg/L的聚合物，注入速度15mL/min，测试其在径向流条件下的注入压力；
将降压增注体系1处理过的半径为10cm内的石英砂取出用清水清洗干净并烘干，平铺在载玻片上，采用DSA100接触角测量仪测试2000mg/L聚合物溶液在降压增注体系1处理后的石英砂粉末表面的接触角；将清洗烘干后的石英砂加入浓度为2000mg/L的聚合物溶液中，固液比为1:3，摇晃均匀后放入油藏温度60℃下的烘箱中，每隔4h摇晃一次，吸附24h。离心后采用淀粉-碘化镉法测试得到吸附后聚合物浓度并计算聚合物的吸附量。
2.2.4.2注聚后对比増注实验方法
将充填石英砂后的填砂管放入恒温烘箱中，恒温烘箱的温度设置与模拟目标油藏储层温度(60℃)一致，将填砂管中石英砂的温度预热至目标油藏储层温度，预热后的填砂管与恒流泵、中间容器等宏观物模实验装置参照图2连接好，向填砂管中注入50PV清水，模拟油藏水驱过程，关闭填砂管出入口，熟化6h，使填砂管中石英砂的温度恢复至60℃；断开半径为10cm后的填砂管连接，对半径10cm范围内的填砂管注入5PV的2000mg/L聚合物，注入速度15mL/min；
将半径10cm内的填砂管与其它填砂管连接好，直接向填砂管中以6 mL/min的速度注入8PV的降压増注体系1,降压增注体系1注入完成后，在目标油藏温度下熟化32h；
熟化完成后，再注入100PV(PV为半径为10cm的孔隙体积)浓度为2000mg/L的聚合物，注入速度15mL/min，测试其在径向流条件下的注入压力；
将降压增注体系1处理过的半径为10cm内的石英砂取出用清水清洗干净并烘干，待用；将清洗烘干后石英砂均匀的平铺在载玻片上，采用DSA100接触角测量仪测试2000mg/L聚合物溶液在降压增注体系1处理后的石英砂粉末表面的接触角；将清洗烘干后石英砂加入浓度为2000mg/L的聚合物溶液，固液比为1:3，摇晃均匀后放入油藏温度60℃下的烘箱中，每隔4h摇晃一次，吸附24h。离心后采用淀粉-碘化镉法测试得到吸附后聚合物浓度并计算聚合物的吸附量。
2.3实验结果
2.3.1未改性多孔介质的聚合物注入压力、静态吸附量及介质表面接触角
| 接触角(°) | 聚合物静态吸附量(ug/g) | 注入100PV聚合物的注入压力(MPa) |
| 0 | 652.7 | 7.82 |
聚合物在岩石矿物上的静态吸附是指聚合物溶液与岩石颗粒长期接触达到吸附平衡后，单位质量岩石颗粒所吸附的聚合物的量。
2.3.2改性多孔介质的聚合物注入压力、静态吸附量及介质表面接触角
从上表可以看出，本发明提供的降压增注体系对多孔介质表面进行改性后，聚合物溶液在改性后多孔介质表面的接触角可大于150°，多孔介质表面润湿性变为超疏水状态，聚合物的静态吸附量可降低90％以上，注聚前注入发明提供的降压增注体系可使注入压力降低50％以上，注聚后注入发明提供的降压增注体系可使注入压力降低47％以上；而降压增注体系5虽然可以降低聚合物吸附量，也可以将多孔介质表面润湿性改变为疏水状态，但其改性程度不够，聚合物吸附量降低幅度小于90％，多孔介质表面没有达到超疏水状态(接触角小于150°)，其聚合物注入压力降低幅度小于32％；而降压増注体系6对多孔介质处理后，孔隙表面仍然为强亲水表面，虽然它可以将聚合物的吸附量降低95％以上，但是其对聚合物的注入压力降低幅度仍然小于7％。因此，相比降低聚合物吸附量，降低聚合物在近井储层的渗流阻力对聚合物注入压力的影响更大，而降低渗流阻力最重要的是改变储层表面润湿性，使储层表面达到超疏水状态。
2.3.3降压増注体系1对比増注实验方法对多孔介质改性效果影响
在降压增注体系1注入前未对多孔介质表面进行清洗处理，降压增注体系1注入后，聚合物溶液在改性后多孔介质表面的接触角远低于经过清洗后再注入降压增注体系1得到的聚合物溶液在改性后多孔介质表面的接触角，尤其是在注聚后的条件下，由于在注聚过程中聚合物已经吸附在了孔隙表面，因此降压増注体系很难接枝在其表面，因此降压増注体系处理后，聚合物注入压力降低率远低于清洗后再注入降压增注体系1得到的数据，而聚合物静态吸附量由于注聚过程中聚合物已经吸附在了孔隙表面，因此再进行静态吸附实验时，实际测试出来的聚合物静态吸附量较低，对多孔介质表面进行清洗处理，有利于进一步提高砂岩孔隙表面的疏水改性效果和防止聚合物吸附的效果，进而提高注入压力的降低幅度。同时也说明増注方法对降压増注体系的改性效果具有重要的影响，增注方法中的小细节会直接影响到疏水改性程度，只有将降压増注体系与増注方法相结合才可将砂岩孔隙表面原位改性为超疏水状态。
因此本发明的超疏水改性体系及方法进一步的提高了砂岩孔隙表面的疏水改性效果和防止聚合物吸附的效果，进而本发明提供的降压增注体系和增注方法进一步提高了聚合物注入压力的降低幅度，因为本发明对孔隙表面进行了超疏水改性，而超疏水状态的孔隙表面，水流会形成向外的球状面，固-液接触面积小，液体的粘性减小，水流在孔隙表面产生“滑移效应”，可有效降低聚合物在近井地带高流速下的渗流阻力，进而进一步降低聚合物的注入压力。
以上仅是本发明的优选实施方式，应当指出的是，上述优选实施方式不应视为对本发明的限制，本发明的保护范围应当以权利要求所限定的范围为准。对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明的精神和范围内，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种聚合物驱用降压增注体系，其特征在于：所述降压增注体系由硅烷偶联剂、分散剂和配液水组成，它能够将油藏近井储层孔隙表面的润湿性改变为超疏水状态；所述硅烷偶联剂具有疏水有机官能基团，所述分散剂为表面活性剂。
2.根据权利要求1所述的一种聚合物驱用降压增注体系，其特征在于：所述硅烷偶联剂在所述聚合物驱用降压增注体系中的质量浓度为0.8～2％，所述分散剂在所述聚合物驱用降压增注体系中的质量浓度为0.3～0.8％。
3.根据权利要求1所述的一种聚合物驱用降压增注体系，其特征在于：所述硅烷偶联剂选自三甲基异丙烯氧基硅烷、3-二乙烯三胺丙基甲基二甲氧基硅烷、3-(2,3环氧丙氧)丙基三甲氧基硅烷、3-巯丙基三乙氧基硅烷中的一种或多种。
4.根据权利要求1所述的一种聚合物驱用降压增注体系，其特征在于：所述分散剂选自椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基糖苷APG0810中的一种或多种。
5.根据权利要求1所述的一种聚合物驱用降压增注体系，其特征在于：所述配液水的矿化度为0～1000mg/L。
6.一种聚合物驱用增注方法，其特征在于：使用权利要求1至5中任一项所述的聚合物驱用降压增注体系对油藏近井储层孔隙表面进行改性，使储层孔隙表面润湿性由亲水性改变为超疏水性。
7.根据权利要求6所述的一种聚合物驱用增注方法，其特征在于：所述增注方法使用在目标油藏聚合物驱注聚前，包括以下步骤：
(1)使用清洗液清洗近井储层使储层孔隙表面羟基裸露出来；
(2)向储层近井渗流通道注入聚合物驱用降压增注体系，所述聚合物驱用降压增注体系的注入温度为40～60℃，注入体积为近井地带所需改性储层半径范围内的孔隙体积的8～12倍，注入过程中降压增注体系保持恒温搅拌状态；
(3)聚合物驱用降压增注体系注入完成后，在目标油藏温度下熟化24～48h后，再继续注入目标油藏聚合物驱用聚合物。
8.根据权利要求7所述的一种聚合物驱用增注方法，其特征在于：所述步骤(1)中清洗液包括质量浓度0.5％的HCl溶液和清水，所述HCl溶液和清水的注入体积均为近井地带所需改性储层半径范围内的孔隙体积的5倍。
9.根据权利要求7或8所述的一种聚合物驱用增注方法，其特征在于：所述增注方法使用在目标油藏聚合物驱注聚后，所述步骤(1)在清洗液清洗储层前还包括使用氧化剂解除储层孔隙表面吸附的聚合物的步骤，所述氧化剂选自过硫酸盐、过氧化物、次氯酸钠中的一种或多种，注入体积为近井地带所需改性储层半径范围内的孔隙体积的5倍。
10.根据权利要求7所述的一种聚合物驱用增注方法，其特征在于：所述步骤(2)中聚合物驱用降压增注体系的制备方法为根据聚合物驱用降压增注体系中各物质的质量浓度计算硅烷偶联剂、分散剂、配液水的加量，先将配液水加热至40～60℃，再加入分散剂搅拌均匀，最后加入硅烷偶联剂搅拌均匀得到聚合物驱用降压增注体系。
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