CN116410724A - 一种驱油剂及其制备方法与应用 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种驱油剂及其制备方法与应用，该驱油剂由以下重量百分比的原料制成：石油磺酸盐有效含量0.15‑0.25％，脂肽发酵液0.3‑0.5％，聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.06‑0.25％，余量为溶剂。本发明的驱油剂是一种耐盐无碱、安全稳定并兼具环保性的生物/化学二元表面活性剂复合体系，能够显著提高采收率，应用注入水矿化度范围更广。

Description

一种驱油剂及其制备方法与应用
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种驱油剂及其制备方法与应用。
背景技术
石油作为“工业血液”，是世界上重要的不可再生资源之一。随着社会经济迅猛发展，科学技术水平不断进步，人民对石油的需求也在不断上升。与此同时，石油矿藏分布却正在发生深刻改变，老油田采出程度高、能量衰减加快、含水上升、稳产难度日益加大，高含水区块的产油量占油田总产量的50-60％，新发现和未开采的石油资源又普遍难以开采，对开采技术提出了更高要求。经历利用天然能量进行开采的一次采油、注水开采的二次采油之后，仍有大量原油残留于地层，利用物理、化学和生物方法对于这部分原油进行开发的三次采油目前成为提高采收率的重要技术手段。
在三次采油技术中常用的驱油剂主要为化学合成驱油剂，碱/表面活性剂/聚合物三元复合体系的应用较为常见，其中又包括由重烷基苯磺酸盐、聚合物、氢氧化钠组成的强碱三元体系和石油磺酸盐、聚合物、碳酸钠组成的弱碱三元体系。三元复合驱中都有碱的存在，而碱能引起地层黏土的分散和运移，导致地层渗透率下降，与油层流体及岩石矿物反应，形成碱垢，对地层造成伤害；碱也会造成生产设备管线腐蚀与结垢，造成生产井出现卡泵、堵塞等问题。近年来驱油用表面活性剂技术发展很快，原来加入碱才能达到超低界面张力的三元复合驱体系在去掉碱后也能保持超低界面张力和高驱油效率，消除了碱溶蚀、结垢对油藏的伤害，提高了举升效率，减轻了地面采出液的处理难度，聚合物-表面活性剂二元驱提高采收率技术得到了较快发展。
目前常用的聚合物-表面活性剂二元驱多全部使用化学表活剂，存在化学表活剂用量大、成本较高、供应短缺问题，影响规模性应用；而单一化学表活剂普遍存在抗吸附能力差、乳液稳定性差等问题；与有碱存在的三元复合体系相比，聚合物-表活剂二元复合驱达到超低界面张力难度更大，目前常用的二元复合驱体系表活剂为石油磺酸盐，聚合物多用聚丙烯酰胺类，由于聚合物粘度较高的特性，二元驱体系经常存在加入聚合物后界面张力有所上升的情况，因此无碱的二元体系对表面活性剂的要求更高；二元驱体系的高粘度能够降低驱替水流度，增加注入水粘度，产生较低的粘度比，从而提高体系的波及效率，是二元驱提高采收率的原理之一，目前二元复合驱体系溶解度和粘度对不同矿化度水较为敏感，限制了驱油体系的适用范围。
发明内容
为克服现有驱油剂成本高采收率低，且常使用碱破坏地层的问题，本发明的目的在于提供一种驱油剂及其制备方法与应用，该驱油剂是一种耐盐无碱、安全稳定并兼具环保性的生物/化学二元表面活性剂复合体系，本发明的驱油剂能够显著提高采收率，应用注入水矿化度范围更广。
为达到上述目的，本发明第一方面提供驱油剂，该驱油剂由以下重量百分比的原料制成：石油磺酸盐有效含量0.15-0.25％，脂肽发酵液0.3-0.5％，聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.06-0.25％，余量为溶剂。
在本发明中，相比于单一的特定浓度的石油磺酸盐或者脂肽驱油体系，本发明采用石油磺酸盐和脂肽协同复配来降低界面张力、改善地层润湿性、提高原油乳化效果、提高复合体系抗吸附能力，实现剩余油从地层孔隙中的剥离。脂肽与石油磺酸盐复配时，由于电性特征、空间结构和氢键作用，加大了界面上表面活性剂分子密度，使得二者分子结合更加紧密，界面表活剂分子自由度降低，界面层结构稳定，促进了脂肽和石油磺酸盐的协同作用，提高了表界面活性。
聚丙烯酰胺聚合物是一种油田三次采油常用的线性高分子水溶性聚合物，分子量一般大于1×107，具有良好的水溶性，主要作用是增加驱油剂粘度，降低水-油流度比，提高驱油剂波及体系，此外，相比于仅有石油磺酸盐和脂肽的复配体系，发明人研究发现聚丙烯酰胺聚合物与石油磺酸盐和脂肽配伍时，由于表面活性剂分子以类似于胶束聚集体形式吸附于聚合物分子链上，聚合在链上的表活剂分子对后来的表活剂分子的结合又起到了促进作用，加入聚丙烯酰胺聚合物的复配体系界面张力可再次降低1-2个数量级。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，所述脂肽发酵液中脂肽有效含量≥50wt％。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，所述石油磺酸盐与所述脂肽的有效含量的比值为(0.8-1.2)：1，优选为1:1。
本发明对配方中的原料总量及各原料比例进行了选择，试验研究发现，经过多组不同比例试验验证，当有效脂肽含量与石油磺酸盐的比例为1:1时，驱油体系界面张力降幅最大，二者协同降低界面张力的效果最强，某原料含量过高或过低，并不利于较低界面张力的形成；石油磺酸盐与有效脂肽含量总量越大降低界面张力效果越好，但二者总和超过质量浓度0.5％时，界面张力降幅减小；聚丙烯酰胺凝胶选择的分子量过高使用浓度过大，体系粘度过高会成为界面张力降低过程中的阻碍，选择分子量过低使用浓度过小，水驱波及体系增加减小，不利于采收率的提高。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，所述溶剂的矿化度≤80000PPM。本发明研究了驱油剂与不同矿化度水的配伍性，经过试验验证，该驱油剂在使用油田注入水或采出水时，水样矿化度应低于80000PPM。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，所述溶剂选自水、油田注入水、油田采出水或地层模拟水。油田注入水、油田采出水或地层模拟水中主要含有Ca2+、Mg2 +、Na+、K+、Cl-、HCO3-、CO3 2-、SO4 2-等离子，各成分含量根据各个油田的实际情况而定。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，所述聚丙烯酰胺聚合物选自500-2500万分子量的聚合物。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，所述聚丙烯酰胺聚合物为500万分子量聚合物时，所述聚丙烯酰胺聚合物的重量百分比为0.10-0.25％。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，所述聚丙烯酰胺聚合物为1200万分子量聚合物时，所述聚丙烯酰胺聚合物的重量百分比为0.08-0.2％。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，所述聚丙烯酰胺聚合物为2500万分子量聚合物时，所述聚丙烯酰胺聚合物的重量百分比为0.06-0.15％。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，提供石油磺酸盐的原料中石油磺酸盐的有效含量≥50wt％。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，提供聚丙烯酰胺聚合物的原料中聚丙烯酰胺聚合物的有效含量≥90wt％。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，所述聚丙烯酰胺聚合物呈粉末状。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述驱油剂中，该驱油剂由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.2％；
脂肽发酵液(脂肽有效含量≥50wt％)0.4％；
1200万分子量聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.10％；
其余为水。
本发明第二方面提供一种上述驱油剂的制备方法，包括如下步骤：将石油磺酸盐、脂肽发酵液、聚丙烯酰胺聚合物与溶剂混合，搅拌至均匀无沉淀，得到所述驱油剂。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述聚丙烯酰胺聚合物呈粉末状时，所述制备方法包括如下步骤：
将石油磺酸盐、脂肽发酵液与溶剂混合，搅拌至均匀无沉淀，获得混合液；
将粉末状的聚丙烯酰胺聚合物加入所述混合液中，搅拌均匀至充分溶胀无颗粒，得到所述驱油剂。
本发明所使用的聚丙烯酰胺聚合物为干粉，干粉更有利于储存和运输，在驱油剂的配制过程中更易于操作。
本发明第三方面提供一种上述驱油剂在石油驱油中的应用。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述应用中，在水驱段塞后，所述驱油剂单独驱油或与聚合物交替注入进行驱油。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述应用中，所述驱油剂单独驱油时，注入量为0.4-1PV。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述应用中，所述驱油剂与聚合物交替驱油时，依次注入聚合物形成前置段塞，再注入驱油剂形成主段塞，再次注入聚合物形成后置段塞，其中，主段塞的注入量为0.2-1PV，前置段塞和后置段塞的注入量分别为0.05-0.15PV。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述应用中，所述聚合物选自浓度为0.05-0.15wt％的聚丙烯酰胺聚合物，所述聚丙烯酰胺聚合物的分子量为500-2500万。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述应用中，所述聚合物为500万分子量聚丙烯酰胺聚合物时，其浓度为0.08-0.15wt％，所述聚合物为1200万分子量聚丙烯酰胺聚合物时，其浓度为0.06-0.12wt％，所述聚合物为2500万分子量聚丙烯酰胺聚合物时，其浓度为0.05-0.1％。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述应用中，在水驱段塞后，采用以下任一方案继续进行驱油：
方案一：单纯用所述复配生物/化学驱油剂配置段塞，用量0.4-1PV；
方案二：依次注入0.05-0.15wt％聚丙烯酰胺聚合物0.05-0.15PV(前置段塞)、复配生物/化学驱油剂0.2-1PV(主段塞)、0.05-0.15wt％聚丙烯酰胺聚合物0.05-0.15PV(后置段塞)。
方案二中，聚丙烯酰胺聚合物可选用500-2500万分子量聚合物，前置段塞和后置段塞使用500万分子量聚合物时，聚丙烯酰胺聚合物的用量重量百分比为0.08-0.15％，前置段塞和后置段塞使用1200万分子量聚合物时，聚丙烯酰胺聚合物用量的重量百分比为0.06-0.12％，前置段塞和后置段塞使用2500万分子量聚合物时，聚丙烯酰胺聚合物用量的重量百分比0.05-0.1％。
与现有技术相比，本发明的驱油剂及其制备方法与应用，具有如下有益效果：
(1)本发明的驱油剂能降油水界面张力降至超低界面张力，经油砂三次吸附后界面张力仍能达到超低界面张力，抗吸附能力强，乳化性能好，原油乳化液24小时候乳化系数高于70％，温度适应范围广，耐盐性能好，通过乳化剩余油，改善岩石润湿性等作用，可使得粘附在岩石表面的油膜快速剥离，促使分散的油滴汇并在岩石孔隙中流动和运移；
(2)本发明的驱油剂不添加强/弱碱成分，属于聚合物-表面活性剂二元驱提高采收率技术，保护地层和设施设备安全，减小了地面采出液的处理难度；
(3)本发明驱油剂粘度20-90mPa.s，驱油剂与乳化后的原油乳液共同起到调驱作用，扩大水驱波及体系，提高驱油效率，经过试验验证，含水下降可达24％，提高采收率可达19.8；
(4)本发明驱油剂的原料采用脂肽发酵液，其产量大成本低，相对于单纯使用石油磺酸盐的驱油剂，本发明的驱油剂药剂总成本降低20-30％，以油价45$/bbl计算，预测投入产出比1：4.54。
附图说明
图1为实验例1中实施例1-5、对比例1-5驱油体系的油水界面张力测试；
图2为实验例3中实施例1-5、对比例4驱油体系抗吸附性能测试；
图3为实验例4中实施例1、对比例4驱油体系在不同矿化度条件下粘度变化；
图4为实验例5中室内物理模拟驱油实验流程图；
图5为实验例5中实施例6的驱油体系室内物理模拟驱油曲线。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
为了使得本领域技术人员能够更清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案
实施例1
本实施例提供一种生物/化学复合驱油剂及其制备方法，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.2％；
脂肽发酵液(脂肽有效含量≥50wt％)0.4％；
分子量1200万聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.10％；
剩余为水。
本实施例的生物/化学复合驱油剂的制备方法包括如下步骤：
在室温下，将石油磺酸盐、脂肽发酵液与水混合，搅拌至均匀无沉淀，获得混合液；
在室温下，将聚丙烯酰胺聚合物粉末加入均匀无沉淀的混合液，搅拌均匀至充分溶胀无颗粒，得到所述生物/化学复合驱油剂。
实施例2
本实施例提供一种生物/化学复合驱油剂及其制备方法，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.15％；
脂肽发酵液(脂肽有效含量≥50wt％)0.30％；
分子量1200万聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.10％；
剩余为水。
本实施例的生物/化学复合驱油剂的制备方法同实施例1。
实施例3
本实施例提供一种生物/化学复合驱油剂及其制备方法，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.25％；
脂肽发酵液(脂肽有效含量≥50wt％)0.50％；
分子量1200万聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.10％；
剩余为水。
本实施例的生物/化学复合驱油剂的制备方法同实施例1。
实施例4
本实施例提供一种生物/化学复合驱油剂及其制备方法，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.20％；
脂肽发酵液(脂肽有效含量≥50wt％)0.40％；
分子量2500万聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.10％；
剩余为水。
本实施例的生物/化学复合驱油剂的制备方法同实施例1。
实施例5
本实施例提供一种生物/化学复合驱油剂及其制备方法，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.20％；
脂肽发酵液(脂肽有效含量≥50wt％)0.40％；
分子量600万聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.15％；
剩余为水。
本实施例的生物/化学复合驱油剂的制备方法同实施例1。
实施例6
本实施例提供一种最优选的实施例1的驱油剂在石油驱油中的应用方法，该方法包括：
水驱段塞后，依次注入0.08wt％1200万分子量聚合物0.1PV(前置段塞)、实施例1的驱油剂0.5PV(主段塞)、0.08wt％1200万分子量聚合物0.1PV(后置段塞)。
对比例1
本对比例提供一种生物/化学复合驱油剂及其制备方法，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.10％；
脂肽发酵液0.20％；
分子量1200万聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.10％；
剩余为水。
本对比例的生物/化学复合驱油剂的制备方法同实施例1。
对比例2
一种生物/化学二元表面活性剂复合驱油剂，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.20％；
脂肽发酵液0.40％；
分子量2500万聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.25％；
剩余为水。
本对比例的生物/化学复合驱油剂的制备方法同实施例1。
对比例3
本对比例提供一种生物/化学复合驱油剂及其制备方法，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.2％；
脂肽发酵液0.4％；
剩余为水。
本对比例的生物/化学复合驱油剂的制备方法如下：
在室温下，将石油磺酸盐、脂肽发酵液与水混合，搅拌至均匀无沉淀，获得混合液，得到所述生物/化学复合驱油剂。
对比例4
本对比例提供一种化学表面活性剂驱油剂及其制备方法，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.4％；
分子量1200万聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.10％；
剩余为水。
本对比例的化学表面活性剂驱油剂制备方法包括如下步骤：
在室温下，将石油磺酸盐与水混合，搅拌至均匀无沉淀，获得混合液；
在室温下，将聚合物粉末加入均匀无沉淀的混合液，搅拌均匀至充分溶胀无颗粒，得到所述化学驱油剂。
对比例5
本对比例提供一种生物/化学复合驱油剂及其制备方法，该驱油剂是由以下重量百分比的原料制成：
石油磺酸盐有效含量0.2％；
鼠李糖脂发酵液0.4％；
分子量1200万聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.10％；
剩余为水。
本对比例中鼠李糖脂发酵液鼠李糖脂有效含量≥50％(wt)
本对比例的生物/化学复合驱油剂的制备方法包括如下步骤：
在室温下，将石油磺酸盐、鼠李糖脂发酵液与水混合，搅拌至均匀无沉淀，获得混合液；
在室温下，将聚合物粉末加入均匀无沉淀的混合液，搅拌均匀至充分溶胀无颗粒，得到所述生物/化学复合驱油剂。
在试验研究过程中，发明人研究了不同原料和配比含量的多种配方驱油剂，包括对比例1-4但不仅仅限于以下配方，但是其技术效果均远低于实施例1-5中的驱油剂所产生的技术效果。
实验例1
本实验例进行油水界面张力和粘度的测定。
能否形成超低界面张力是决定驱油效率、影响残余油开采的重要原因之一。提高采收率较好的驱油剂能够将油水界面张力降低到10-3mN/m。低界面张力驱油剂使得油滴更易发生变形而从岩石上剥离下来，扩散到水中形成聚并，提高流动能力，从而更容易被携带出来。聚丙烯酰胺聚合物溶液粘度较大，一方面能够通过提高水的波及系数提高原油采收率，另一方面能够降低油-水流度比从而提高驱油效率。驱油用聚合物溶液通常都属于高分子浓溶液，粘度随聚合物浓度增加而增加
1实验仪器与材料：
实验仪器：
界面张力测试使用美国GNG公司提供的型号为TX-500C旋滴界面张力仪测定原油-表面活性剂驱油体系间界面张力；粘度测试使用美国Brookfield公司提供的型号为DV-Ⅱ+型旋转粘度计。
驱油剂：实施例1-5，对比例1-5；
原油样品：取自大庆油田庆新采油厂，地层原油粘度9.24mPa.s，油层温度60℃。
水样：取自大庆油田注入水,矿化度3137mg/L；
2试验方法：
界面张力测定：设定温度60℃、转速5050r/min；用注射器将测量管充满待测试样品，微量注射器往测试管中部注入越0.5μL原油样品，塞上管塞，装入仪器旋转轴内并旋紧压帽。开启测量后调节仪器平衡，使得油滴始终处于测量管中部，测量界面张力值。
粘度测定：使用0号转子，设定温度60℃，取待测样品置于转子套筒中，装上转子，调整转速6r/min，稳定后读取粘度值。
3试验结果：
如表1、图1所示，与对比例1-5相比，实施例1-5中的驱油剂能够使得油水两相界面张力低至10-3mN/m-10-4mN/m,性能更为优越，符合驱油剂界面张力要求。驱油剂粘度在20mPa.s-90mPa.s之间，粘度随聚合物分子量增加或浓度增加而增加，可根据不同渗透率及不同原油粘度选择不同聚合物分子量及浓度。
表1驱油体系界面张力
Figure BDA0003453148230000101
Figure BDA0003453148230000111
实验例2
本实验例进行乳化系数(EI24)测定。
驱油剂的乳化作用是提高驱替能力和油藏最终采收率的重要机制之一，驱油剂与原油的乳化过程能有效剥离油膜,其乳化能力与油膜驱替效率间有很好的正相关关系，乳化能力强的驱油剂适合在高含水阶段进一步提高驱油效率。乳化能力常用乳化参数(EI24)表示。
1实验仪器与材料：
驱油剂：实施例1-5，对比例1-5；
原油样品：取自大庆油田庆新采油厂，地层原油粘度9.24mPa.s，油层温度60℃；
水样：取自大庆油田注入水,矿化度3137mg/L。
2试验方法：
配置一定量不同复配体系驱油剂，在具塞试管中加入5mL驱油体系、5mL脱水原油,采用均质器混合匀化，转速11000r/min,匀化时间1min，放入60℃恒温培养箱中静置，24小时后测量乳化系数，乳化层高度与液相总高度之比乘以100％即为乳化系数EI24。
3试验结果：
10组复合驱油体系的乳化系数测试结果如表2所示，实施例1-5中的驱油剂乳化系数均高于对比例，乳化效果更好，实施例3总表面活性剂浓度最高，乳化效果最好，24小时后乳化系数稳定在71％。
表2驱油剂的乳化系数(EI24)
Figure BDA0003453148230000112
Figure BDA0003453148230000121
实验例3
本实验例进行抗吸附性能测试。
驱替过程中，表面活性剂会吸附在岩石、油砂的表面，造成表面活性剂在油藏中的大量损耗，不仅带来了直接的经济损失，也对驱替效果造成影响。同时，表面活性剂的组分被选择性吸附后，会出现色谱分离现象，从而降低驱油体系的溶液稳定性，降低驱油效率。因此抗吸附性能是评价驱油剂产品性能的重要指标之一。
1实验材料：
驱油剂：实施例1-5；对比例4
原油样品：取自大庆油田庆新采油厂；
水样：取自大庆油田注入水。
2试验方法：
a)称取10g油砂放入300mL具塞三角瓶中，按照质量1:9的固液比例加入相应质量的驱油剂溶液，摇晃至油砂和驱油剂溶液充分混合；
b)将具塞三角瓶用瓶塞及胶布密封，在60℃的恒温摇床中均速摇晃24h，静置30min至明显分层，取出上部液体；
c)测量上部液体与原油间的界面张力；
d)多次吸附时，可取上部液体，按照1:9的固液比例，重新加入油砂，重复上述步骤，直至界面张力达不到相应技术指标，记录吸附次数。
3试验结果：
使用驱油剂实施例1-5、对比例4后界面张力变化情况如图2所示，与对比例相比使用实施例可显著增加吸附液抗吸附次数，实施例1、3可保持吸附后三次界面张力仍达10- 3mN/m,其他实施例吸附两次后界面张力达10-3mN/m。
实验例4
本实验例测定不同矿化度对驱油剂粘度及溶解度的影响。
较高的聚合物溶液粘度有助于扩大波及体系，提高驱油效率，随着配置水矿化度的增加聚合物粘度会出现大幅降低甚至出现絮凝现象。近年来主要采用油田采出水配置驱油体系，由于采出水矿化度较地面清水高，对含有聚合物的驱油体系粘度和溶解度产生了较大影响，制约了驱油体系效率的发挥。本部分考察驱油体系是否含有脂肽对粘度和溶解度矿化度敏感性的影响。
1实验材料：
驱油剂：实施例1；对比例4
原油样品：取自大庆油田庆新采油厂；
水样：蒸馏水配置的不同浓度NaCl盐水。
2实验方法：
配置2g/L、3g/L、4g/L、5g/L、8g/L、10g/L、20g/L、40g/L、80g/L、120g/L、160g/LNaCl盐水,使用不同浓度盐水配置实施例1、对比例4，观察不同矿化度条件下驱油体系溶解效果，测试在不同矿化度条件下实验样品的粘度，粘度测试方法同上。
3实验结果：
对比例4在NaCl浓度超过80g/L时即出现絮凝，实施例1在NaCl浓度超过120g/L时出现絮凝，脂肽的加入减缓了石油磺酸盐体系溶解度对矿化度的敏感性。
测试不同矿化度实施例1和对比例4粘度，如表3、图3所示,实施例中脂肽的加入减缓了体系随矿化度增加的粘度耗损，矿化度相同时，加入相同分子量相同浓度聚合物，实施例1体系粘度均高于对比例4，说明本发明中脂肽的加入减缓了石油磺酸盐-聚合物体系粘度对矿化度的敏感性。
表3不同水样矿化度的驱油剂的粘度
Figure BDA0003453148230000131
Figure BDA0003453148230000141
实验例5
本实验例进行室内评价。
物理模拟驱油实验是在模拟油藏条件下，运用多孔介质岩心模型，进行模拟油田开发和提高采收率的驱替实验，获取驱油体系的采收率(在均质岩心模型上采收率值与驱油效率值等同)，是评价驱油效果不可缺少的手段，同时也是研究驱油机理的主要方法。
1实验材料：
驱油体系：实施例1-6；
原油样品：取自大庆油田庆新采油厂；
水样：取自大庆油田注入水；
岩心：渗透率170mD的均质胶结岩心。
2实验方法：
实验温度设定为油藏平均温度61.5℃，采用恒速法驱替，根据实验要求以及模型参数，驱替速度为1.0mL/min，原油进行了脱水处理。采用常规岩心驱替程序(流程图为图4)。
a)选择模型，并测量模型的尺寸。
b)气测渗透率；
c)抽真空饱和水，测量孔隙体积并计算出孔隙度Ф；
d)饱和油，建立束缚水，计算束缚水饱和度Swc；
e)用注入水进行驱油，至极限含水率98％停止水驱，计算水驱采收率；
f)分别注入0.5PV实施例1-5的生物/化学复合驱油剂或按实施例6使用要求注入实施例6的驱油体系，计算采收率；
h)后续水驱至含水98％时停止实验，计算总采收率。
3实验结果：
实施例1-6室内物理模拟驱油效果如表4所示，针对模拟高含水岩心，实施例1-6的驱油体系显著提高了原油采收率，提高采收率14.89％-19.80％，多个实施例含水下降率超过20％。实施例6效果最佳，提高采收率19.80％,含水下降24％，实施例6模拟岩心驱油曲线如图5所示。实施例1-6均具有提高残余地层压力效果，其中实施例5提高压力40％。
表4驱油体系的驱油效果
组别 水驱采收率 最终采收率 提高采收率 含水率下降 残余阻力系数
实施例1 51.72 67.24 15.52 10 1.271
实施例2 41.67 56.67 15 10 1.349
实施例3 42.73 61.02 18.29 16 1.362
实施例4 52.17 67.39 15.22 12 1.089
实施例5 55.32 70.21 14.89 8 1.4
实施例6 57.45 77.25 19.8 24 1.061
本发明生物/化学复合驱油剂及其应用注入方式，在不使用任何碱类破坏地层条件下，可在天然岩心中可提高采收率19.8％，降低了化学表面活性剂的吸附，节约了成本，减弱了体系粘度和溶解性对矿化度的敏感性，扩大了体系应用范围。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质和原理下所作的改变、修饰、替代、组合，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种驱油剂，其特征在于，该驱油剂由以下重量百分比的原料制成：石油磺酸盐有效含量0.15-0.25％，脂肽发酵液0.3-0.5％，聚丙烯酰胺聚合物有效含量0.06-0.25％，余量为溶剂。
2.根据权利要求1所述的驱油剂，其特征在于，所述脂肽发酵液中脂肽的有效含量≥50wt％。
3.根据权利要求2所述的驱油剂，其特征在于，所述石油磺酸盐与所述脂肽的有效含量的比值为(0.8-1.2)：1，优选为1:1。
4.根据权利要求1所述的驱油剂，其特征在于，所述溶剂的矿化度≤80000PPM；
优选地，所述溶剂选自水、油田注入水、油田采出水或地层模拟水。
5.根据权利要求1所述的驱油剂，其特征在于，所述聚丙烯酰胺聚合物选自500-2500万分子量的聚合物；
优选地，所述聚丙烯酰胺聚合物为500万分子量聚合物时，所述聚丙烯酰胺聚合物的重量百分比为0.10-0.25％；
优选地，所述聚丙烯酰胺聚合物为1200万分子量聚合物时，所述聚丙烯酰胺聚合物的重量百分比为0.08-0.2％；
优选地，所述聚丙烯酰胺聚合物为2500万分子量聚合物时，所述聚丙烯酰胺聚合物的重量百分比为0.06-0.15％。
6.根据权利要求1所述的驱油剂，其特征在于，提供石油磺酸盐的原料中石油磺酸盐的有效含量≥50wt％；
优选地，提供聚丙烯酰胺聚合物的原料中聚丙烯酰胺聚合物的有效含量≥90wt％；
优选地，所述聚丙烯酰胺聚合物呈粉末状。
7.一种权利要求1-6任一项所述的驱油剂的制备方法，其特征在于，包括如下步骤：将石油磺酸盐、脂肽发酵液、聚丙烯酰胺聚合物与溶剂混合，搅拌至均匀无沉淀，得到所述驱油剂；
优选地，所述聚丙烯酰胺聚合物呈粉末状时，所述制备方法包括如下步骤：
将石油磺酸盐、脂肽发酵液与溶剂混合，搅拌至均匀无沉淀，获得混合液；
将粉末状的聚丙烯酰胺聚合物加入所述混合液中，搅拌均匀至充分溶胀无颗粒，得到所述驱油剂。
8.权利要求1-6任一项所述的驱油剂在石油驱油中的应用。
9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，在水驱段塞后，所述驱油剂单独驱油或与聚合物交替注入进行驱油。
10.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，所述驱油剂单独驱油时，注入量为0.4-1PV；
优选地，所述驱油剂与聚合物交替驱油时，依次注入聚合物形成前置段塞，再注入驱油剂形成主段塞，再次注入聚合物形成后置段塞，其中，主段塞的注入量为0.2-1PV，前置段塞和后置段塞的注入量分别为0.05-0.15PV；
优选地，所述聚合物选自浓度为0.05-0.15wt％的聚丙烯酰胺聚合物，所述聚丙烯酰胺聚合物的分子量为500-2500万。
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