CN117165274A - 非均相复合驱油体系及其应用和驱油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油气田开发领域，公开了一种非均相复合驱油体系及其应用和驱油方法。所述非均相复合驱油体系包括：在地下油藏条件下呈气体状态的气相、在地下油藏条件下呈液体状态的液相和在地下油藏条件下呈固体状态的固相；其中，所述气相与所述液相的体积比为1:4‑4:1；所述固相包括软固相和硬固相，所述软固相与所述硬固相的重量比为10:1‑1:10。本发明的非均相复合驱油体系可用于石油开采中。本发明的非均相复合驱油体系能够形成气/液界面、气/固界面、液/固界面、气/液/固界面等多相界面，能够与油藏孔隙更好的匹配，形成的渗流阻力明显大于单一的非均相复合驱油体系，能够更好的扩大波及系数，提高采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，具体涉及非均相复合驱油体系及其应用和驱油方法。
背景技术
目前，驱油体系可以分为两大类：一类是均相体系，包括聚合物、二元复合驱体系、三元复合驱体系，其主要是通过在水相中加入化学剂，化学剂溶于水相，改变水相性质，达到扩大波及系数和提高洗油效率的目的，从而提高采收率；第二类是非均相体系，主要是在连续相中加入非连续相，利用相间界面作用形成的毛管力，增加渗流阻力，达到扩大波及系数的目的，也可以协同加入表面活性剂，降低界面张力，提高洗油效率，从而大幅度提高采收率。
粘弹性颗粒驱油剂是一种具有“部分交联、部分支化”独特分子结构的新型颗粒型驱油剂，基于粘弹性颗粒驱油剂构筑的非均相化学驱油方法为高含水、高采出程度、强非均质油藏大幅度提高采收率提供了有效途径，是继聚合物驱、三元复合驱、二元复合驱之后又一个新的、具有国际领先水平的技术创新，对老油田持续稳产具有深远的战略意义。
现有技术公开了一种由聚合物、粘弹性颗粒驱油剂(B-PPG)和表面活性剂组成的非均相复合驱油体系(孙焕泉，《聚合物驱后井网调整与非均相复合驱先导试验方案及矿场应用》[J]，油气地质与采收率，2014)，该体系应用后可提高采收率13.6％。现有技术还公开了一种粘弹性颗粒驱油剂(PPG)、聚合物和表面活性剂非均相复合驱油体系(崔晓红，《新型非均相复合驱油方法》[J]，石油学报，2011)，该体系具有比聚合物驱更强的扩大波及体系能力和与复合驱相似的洗油能力，在胜利油田高温高盐和聚合物驱后条件下取得比聚合物驱和二元复合驱更好的驱替效果。以上使用液相和固相二者构成非均相体系，要达到较好的扩大波及系数、提高采收率效果，需要固相具有较好的变形、运移、通过能力，这就要求在特定大小的驱替压差下特定尺寸的粘弹性固相颗粒能够变形通过特定大小的孔喉，从而运移到油藏的深部，发挥堵调的作用，扩大波及系数，提高油藏采收率。因而确保采收率效果的关键是准确优选粘弹性固相颗粒尺寸，实现粘弹性固相颗粒尺寸与孔喉尺寸匹配。但是从现场实施的效果来看，要想实现以上二者的精准匹配非常困难，甚至是不可能实现的，这主要是因为油藏孔喉尺寸分布具有很强的非均质性，针对目标油藏有效选择粘弹性颗粒驱油剂的方法尚不完善，很难确定粘弹性固相颗粒尺寸。因此，有必要对非均相复合驱油体系进行优化。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术存在的气液非均相体系或者液固非均相体系无法实现大幅提高采收率的问题，提供非均相复合驱油体系及其应用和驱油方法，该体系的注入能够大幅度扩大波及系数，大幅度提高采收率。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种非均相复合驱油体系，所述非均相复合驱油体系包括：在地下油藏条件下呈气体状态的气相、在地下油藏条件下呈液体状态的液相和在地下油藏条件下呈固体状态的固相；其中，所述气相与所述液相的体积比为1:4-4:1；所述固相包括软固相和硬固相，所述软固相与所述硬固相的重量比为10:1-1:10。
本发明第二方面提供前述的非均相复合驱油体系在石油开采中的应用。
本发明第三方面提供一种驱油方法，所述驱油方法包括：向目标油藏中注入前述的非均相复合驱油体系，在目标油藏中形成由气/固界面、气/液界面、液/固界面和气/液/固界面组成的多相。
通过上述技术方案，本发明所取得的有益技术效果如下：
1、本发明的非均相复合驱油体系能够形成气/固界面、气/液界面、液/固界面、气/液/固界面等多相界面。本发明的非均相复合驱油体系注入时，孔隙内存在气液、液固、气固界面，此时的渗流阻力约为气液、气固、液固和气液固多相毛管力的2倍，渗流阻力明显大于单一的非均相复合驱油体系，能够更好的扩大波及系数，提高采收率。
2、本发明的非均相复合驱油体系通过孔喉时，由于相界面的存在，形成附加的毛管阻力，增加了注入介质的渗流阻力，可以大幅度扩大波及系数，提高采收率。以液固非均相复合驱油体系为例，当固体颗粒通过岩石孔隙时，固相两端存在液固界面，从而形成附加的毛管阻力，只有当注入压力大于两端附加的毛管阻力时，固相才能变形通过孔喉，此时的渗流阻力约为液固两相毛管力的2倍，渗流阻力较大。
3、本发明的非均相复合驱油体系包括气相、液相、软固相和硬固相，与固相和液相相比，气相具有较好的弹性，变形能力更强。在注入过程中，一方面，部分气相可以附着于固相表面，相当于给固相穿上了“软衣服”，确保了固相具有很好的弹性，能够实现很好的变形通过能力；另一方面，部分气相与固相协同运移，相当于给固相加上了“海绵垫子”，以上两方面的作用较好的增加了固相的弹性，在筛选粘弹性固相颗粒时，可选颗粒的尺寸范围变大，利于现场实施和保障提高油藏采收率效果。
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。
本发明第一方面提供一种非均相复合驱油体系，所述非均相复合驱油体系包括：在地下油藏条件下呈气体状态的气相、在地下油藏条件下呈液体状态的液相和在地下油藏条件下呈固体状态的固相；其中，所述气相与所述液相的体积比为1:4-4:1；所述固相包括软固相和硬固相，所述软固相与所述硬固相的重量比为10:1-1:10。
在本发明中，随着软固相的增多，软固相能够变形通过孔喉，有利于对油藏深部的封堵；随着硬固相的增多，对极端储层(出砂导致地下亏空严重)具有较好的封堵效果。所述固相包括软固相和硬固相，软固相通过弹性模量和粒径大小进行优选，硬固相通过粒径进行优选。
本发明的非均相复合驱油体系能够形成气/液界面、气/固界面、液/固界面、气/液/固界面等多相界面,能够明显增加渗流阻力，扩大波及体积。该非均相复合驱油体系通过孔喉时，由于相界面的存在，形成附加的毛管阻力，增加了注入介质的渗流阻力，可以大幅度扩大波及系数，提高采收率。以液固非均相复合驱油体系为例，当固体颗粒通过岩石孔隙时，固相两端存在液固界面，从而形成附加的毛管阻力，只有当注入压力大于两端附加的毛管阻力时，固相才能变形通过孔喉，此时的渗流阻力约为液固两相毛管力的2倍，渗流阻力较大。
按照本发明的设计，注入非均相复合驱油体系时，孔隙内存在气液、液固、气固界面，此时的渗流阻力约为气液、气固、液固和气液固多相毛管力的2倍，渗流阻力明显大于单一的非均相复合驱油体系，能够更好的扩大波及系数，提高采收率。
在一些实施方式中，在所述液相中，所述软固相的浓度为0-10％，所述硬固相的浓度为0-10％。
在本发明中，固相分为软固相和硬固相，以液相为载体(分散介质)，其中液相中软固相浓度为0-10％，硬固相的浓度为0-10％。
在一些实施方式中，所述软固相为粘弹性颗粒驱油剂(PPG)。
在本发明中，粘弹性颗粒驱油剂(PPG)的粘弹性可调控。
在一些优选实施方式中，所述软固相为具有交联-支化共存的分子结构的聚丙烯酰胺。
在本发明中，软固相具有交联-支化共存的分子结构，性能上兼具线型聚丙烯酰胺和交联聚丙烯酰胺二者优势：既具有优异的耐温抗盐、抗剪切、长期热稳定性，又具有优异的变形能力，可以在一定驱替压差下通过岩石孔喉向油藏深部运移。
在一些优选实施方式中，所述软固体的弹性模量为6-12Pa；所述软固相的粒径与储层平均孔喉直径之比为17-33。
在本发明中，储层平均孔喉直径通过压汞实验获得，表征储层孔喉的平均大小：
在一些优选实施方式中，所述软固体的粒径为20-200目。
在本发明中，软固相的颗粒粒径依据弹性模量、粒径与孔喉直径比选择。发明人经过大量的研究发现：弹性模量表征了材料在一定的应力作用下发生弹性变形的难易程度，弹性模量越大发生变形越难。在同样弹性模量和同样孔喉直径条件下，软固相颗粒粒径越大，通过孔喉的阻力越大，；例如，在储层平均孔喉直径为20-28μm，粒径与孔径比为17-33，弹性模量为6-12Pa时，软固相的颗粒粒径选择20-200目有更好的采油效果。
在一些实施方式中，所述硬固相选自粘土、石英砂、陶粒、煤粉、树脂包裹粘土、树脂包裹陶粒、树脂包裹石英砂、树脂包裹煤粉、岩屑、石棉、氧化铝、二氧化硅、活性炭、硫磺、碳纳米管、氧化铁、氧化钛、石墨烯、氧化锌中的至少一种。
在一些优选实施方式中，所述硬固相的粒径与储层平均孔喉直径之比为1:2-3。
在本发明中，硬固相的颗粒粒径选择与油藏岩石的孔隙尺寸相匹配，硬固相的颗粒尺寸设计按照“1/3架桥理论”进行。将储层的孔喉直径进行分类，设计采用硬固相进行封堵的储层。发明人通过大量的研究发现，硬固相的颗粒粒径介于1/3至1/2目标储层平均孔喉直径，通过架桥作用产生堵塞，增加渗流阻力，扩大波及系数。
在一些实施方式中，所述液相包括：水或化学剂水溶液。
在本发明中，化学剂选择能够溶于水相、并能够增加水相黏度的物质。
在一些优选实施方式中，所述化学剂水溶液中化学剂的浓度为500-3000mg/L。
在一些优选实施方式中，所述化学剂水溶液中所含化学剂选自部分水解聚丙烯酰胺、丙烯酰胺与烯类单体的共聚物、生物聚合物、纤维素醚化学物、聚乙烯吡咯烷酮和表面活性剂中的至少一种。
在本发明中，聚合物的加入可以改善油水流度比，扩大波及系数。表面活性剂的加入降低油水界面张力，提高驱油效率。
在一些优选实施方式中，所述烯类单体选自2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、苯乙烯或N-乙烯基-2-吡咯烷酮。
在一些优选实施方式中，所述生物聚合物选自黄胞胶、瓜胶和香豆胶中的至少一种。
在一些优选实施方式中，所述纤维素醚化学物选自羟丙基甲基纤维素、羟乙基纤维素和甲基纤维素中的至少一种。
在一些优选实施方式中，所述表面活性剂选自阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂或非离子表面活性剂。
在本发明中，阴离子表面活性剂包括但不限于：石油磺酸盐、石油羧酸盐、木质素磺酸盐、烷基苯磺酸盐、合成烷基苯磺酸盐和聚氧乙烯醚磺酸盐中的至少一种。
阳离子表面活性剂包括但不限于：季铵盐型阳离子表面活性剂、胺盐型阳离子表面活性剂和杂环型阳离子表面活性剂中的至少一种。
非离子表面活性剂包括但不限于：脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚、脂肪酸聚氧乙烯酯、脂肪胺聚氧乙烯醚、烷基醇酰胺聚氧乙烯醚、嵌段聚氧乙烯-聚氧丙烯醚、烷基醇酰胺和烷基聚葡萄糖苷中的至少一种。
在一些优选实施方式中，所述化学剂水溶液中表面活性剂的质量百分含量为0.1-3％。
在一些实施方式中，所述液相还包括：起泡剂溶液，以所述体系的总重量计，所述起泡剂溶液的含量为0.05-0.5wt％。
在一些优选实施方式中，所述起泡剂溶液中所含起泡剂的质量百分含量为0.05-0.5％。
在一些优选实施方式中，所述起泡剂溶液中所含起泡剂选自α-烯烃磺酸钠、重烷基苯磺酸盐和石油磺酸盐中的至少一种。
在本发明中，在液相中添加起泡剂可在气液或者气固界面富集，形成气液或者气固稳定泡沫体系。
在一些实施方式中，所述气相选自空气、氮气、二氧化碳和天然气中的至少一种。
在一些实施方式中，所述气相与所述液相体积比为1:2-2:1。
本发明通过控制气相与液相的体积比，形成气液两相界面，增大渗流阻力，扩大波及体积。
在一些优选实施方式中，所述气相与所述软固相和硬固相之和的体积比为100-1000:1，优选为200-300:1。
在本发明的体系中加入气相的优势是：能够适应苛刻的油藏环境，并且在油藏中气体弹性比较强，能够有效补充软固相和硬固相不易变形通过的特点。
本发明第二方面提供前述的非均相复合驱油体系在石油开采中的应用。
本发明的非均相复合驱油体系主要适用于中高渗油藏，尤其适用于高温油藏、高盐油藏、高温高盐油藏、聚驱后油藏、强非均质性油藏等油藏类型。例如，在高温高盐油藏(温度大于60℃、矿化度大于10000mg/L)条件下，本驱油体系的气相和固相均具有良好的抗温耐盐性能，能够实现有效的驱油；针对非均质油藏及聚合物驱后油藏，存在明显的高渗透率条带，容易发生注入介质的窜流，本驱油体系为非均相体系，能够形成多相界面，有效改善非均质性，实现好的驱油效果。
本发明第三方面提供一种驱油方法，所述驱油方法包括：向目标油藏中注入前述的非均相复合驱油体系，在目标油藏中形成由气/固界面、气/液界面、液/固界面和气/液/固界面组成的多相。
本发明的非均相复合驱油体系包括：气相、液相和固相，以下实施方式中，除非有特殊的说明，固相均包括软固相和硬固相。
在非均相复合驱油体系注入过程中，气液固相优先采用共同注入方式，如果不具备共同注入的条件，也可以采用分段塞注入方式。
在本发明中，共同注入气相、液相和固相，利用地面混配装置将气相、液相和固相按照设计的比例均匀混合，混合体系可以连续注入，也可以分段塞注入。
在一些实施方式中，所述注入的过程包括：将气相、液相和固相进行混配，形成混合体系，然后将所述混合体系连续注入目标油藏中。
进一步地，所述连续注入具体包括如下步骤：
(1)根据气相在含有固相的液相中的溶解度曲线，确定气体完全溶解所需的最小压力；
具体的，测试气相在含有固相(包括软固相和/或硬固相)的液相中的溶解度曲线，得到不同压力条件下，气相在含有固相的液相中的溶解度，确定气体完全溶解所需的最小压力。
在本发明步骤中，通过气相在含有固相的液相中的溶解度曲线可以明确不同压力条件下，气相在含有固相的液相中的溶解度，也就是某一压力下，气体完全溶解的量；或者是固定气体完全溶解所需要的最小压力。
(2)将液相、软固相和硬固相进行混配，得到液固混合物；
(3)将所述液固混合物与气相进行混配，根据步骤(1)中得到的最小压力进行加压，使气相完全溶解在所述液固混合物中，然后逐渐降压至注入压力，在所述降压的过程中，气相逐渐从液相中析出，所述气相以软固相和硬固相为异质形核核心长大形成气泡，形成由气/固界面、液/固界面和气/液/固界面组成的多相。
在本步骤中，液固相与气相按照设计的比例进行混合，对照步骤(1)中固定气体量完全溶解所需要的压力，加压至需要的压力，使气相完全溶解进入含有软固相、硬固相的液相。然后，逐渐降压至设计的注入压力，降压的过程中，气体从液相中析出，此时，软固相和硬固相为气体析出形成气泡提供异质形核核心，气相静止于固相表面并以其为核心长大，在整个体系中形成气固、液固、气液固多相界面。
以下面具体的实施方式为例来说明，所述连续注入包括：将气相、软固相和硬固相以液相为载体，分散于液相中，其中，气相和液相的体积比为1:1，气相为二氧化碳，液相为清水，其中加入泡沫剂α-烯烃磺酸钠(浓度为0.2％)、聚丙烯酰胺(浓度为0.15％)、软固相(部分支化部分交联结构特点的聚丙烯酰胺粘弹性软固体颗粒，浓度为0.05％)、硬固相(煤粉，浓度为0.05％)，形成非均相复合驱油体系，按照设计的注入速度和注入压力进行连续注入。
在另一些实施方式中，所述注入的过程包括：
将所述气相、液相和固相进行混配，形成混合体系，然后将所述混合体系分段塞注入目标油藏中。
在一些优选的实施方式中，所述分段塞注入具体包括如下步骤：交替注入0.05-0.2PV的非均相复合驱油体系和0.05-0.2PV的地层水。
具体的，先注入0.05-0.2PV(优选为0.1PV)的非均相复合驱油体系，接着注入0.05-0.2PV(优选为0.1PV)的地层水，再注入0.05-0.2PV(优选为0.1PV)的非均相复合驱油体系，接着注入0.05-0.2PV(优选为0.1PV)的地层水，如此反复交替进行。
在本发明进行共同注入时，气相、液相和固相均匀分布，在驱油体系中形成气/液/固三相界面，充分发挥非均相复合驱油体系的多相界面作用，以利于获得较好的提高采收率效果。
在又一些实施方式中，所述注入的过程包括：先向目标油藏中注入液相，然后注入气相，形成泡沫体系；再依次注入液相，形成液相段塞，注入软固相，形成软固相段塞，注入硬固相，形成硬固相段塞，每个段塞的注入量为0.05-0.2PV，优选为0.1PV，重复以上操作3-5个轮次。
在本发明中，气相为泡沫体系，也就是气相与液相地下混合，即先注入液相段塞(例如，清水中加入浓度为0.2％的泡沫剂α-烯烃磺酸钠)，然后注入气相段塞(例如，二氧化碳)，此时在地下形成泡沫体系，呈现封堵效果，此时为气相封堵阶段；继续注入液相段塞(例如，浓度为0.15％的聚丙烯酰胺)，此时的液相相比之前的气相段塞封堵效果好，可以扩大波及，此时为液相封堵阶段；继续注入软固相段塞(例如，浓度为0.15％的聚丙烯酰胺和浓度为0.05％的聚丙烯酰胺粘弹性软固体颗粒)，此时的软固相相比之前的液相封堵效果好，能够继续扩大波及体积，此时为软固相封堵阶段；继续注入硬固相段塞(例如，浓度为0.15％的聚丙烯酰胺和浓度为0.05％的煤粉)，实现对高渗透层的硬固相封堵，持续扩大波及体积，每个段塞的注入量为0.1PV，重复以上操作3-5个轮次。
在一些实施方式中，所述目标油藏的温度为60℃-120℃，矿化度为3000mg/L-30000mg/L。
在一些优选实施方式中，所述目标油藏为中高渗油藏、高温油藏、高盐油藏、高温高盐油藏、聚驱后油藏或强非均质性油藏。
在本发明中，非均相复合驱油体系的段塞大小、化学剂浓度、气相注入量和固相注入量等采用物理模拟实验优化，如果不具备物理模拟实验，可以按照油藏动态分析研究结论设计非均相复合驱段塞大小和化学剂浓度。
本发明提供的非均相复合驱油体系具有更好的采油效果，这是因为，与固相和液相相比，气相具有较好的弹性，变形能力更强。当同时注入气相、液相和固相时，一方面，部分气相可以附着于固相表面，相当于给固相穿上了“软衣服”，确保了固相具有很好的弹性，能够实现很好的变形通过能力；另一方面，部分气相与固相协同运移，相当于给固相加上了“海绵垫子”，以上两方面的作用较好的增加了固相的弹性，在筛选粘弹性固相颗粒时，可选颗粒的尺寸范围变大，利于现场实施和保障提高油藏采收率效果。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。在下述实施例和对比例中，以温度为80℃，矿化度为10000mg/L的高温高盐高钙镁油藏为研究对象，采用CMG软件对实施例和对比例的开采效果进行数值模拟研究。
以下实施例和对比例中，如无特殊说明，所涉及的试剂均为市售产品，均可以通过商业渠道购买获得。
以下实施例中，丙烯酰胺与丙烯类单体的共聚物选自丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物(北京恒聚集团公司)；
生物聚合物选自优选黄胞胶(鄂尔多斯市中轩生化股份有限公司)；
纤维素醚化学物选自羟丙基甲基纤维素(山东临沂绿森化工有限公司)；
起泡剂选自α-烯烃磺酸钠(河南信质化工产品有限公司)；
粘弹性颗粒驱油剂选自部分支化部分交联聚丙烯酰胺(胜利石油管理局有限公司)；
通过室内物理模拟驱油实验验证实验效果，模拟驱油实验装置，包括注入泵、中间容器、岩心夹持器、采出液收集几部分。实验时，将原油、油藏水、驱油剂、二氧化碳分别装入中间容器中。岩心装入岩心夹持器，渗透率为3000毫达西，长30cm，直径2.54cm。将岩心抽真空饱和水，根据饱和水量计算岩心孔隙度，用原油(50℃黏度145mPa·s)进行驱替岩心中的水，即饱和油，根据驱替出的水量计算饱和油量V饱和油。然后按照实验设计分别进行驱替，采出液中分离出原油量V采油量。计算得到采收率。
采收率＝V采油量/V饱和油*100％。
实施例1
水驱2PV，采收率43.3％，依次注入二氧化碳0.1PV、0.15％聚丙烯酰胺溶液0.1PV、0.15％聚丙烯酰胺+0.05％的粘弹性固体颗粒0.1PV，重复上述操作，共计注入2PV，转水驱。最终采收率67.3％，提高采收率24％。
实施例2
水驱2PV，采收率42.3％，然后依次0.2％起泡剂溶液0.1PV、二氧化碳0.1PV、0.15％聚丙烯酰胺溶液0.1PV、0.15％聚丙烯酰胺+0.05％的粘弹性固体颗粒0.1PV。重复上述操作，共计注入2PV，转水驱。最终采收率68.9％，提高采收率26.6％。
实施例3
水驱2PV，采收率42.8％，然后依次注入0.2％起泡剂溶液0.1PV、二氧化碳0.1PV、0.15％聚丙烯酰胺溶液0.1PV、0.15％聚丙烯酰胺+0.05％的粘弹性固体颗粒0.1PV、0.15％聚丙烯酰胺+0.05％的硬固体颗粒0.1PV。重复上述操作，共计注入2PV，转水驱。最终采收率77.9％，提高采收率35.1％。
实施例4
水驱2PV，采收率42.0％，将0.15％聚丙烯酰胺溶液、0.05％的粘弹性固体颗粒、0.05％的硬固体颗粒和0.2％起泡剂溶液共1PV与二氧化碳1PV充分混配，连续注入，共计注入2PV，后续继续水驱。最终采收率81.3％，提高采收率39.3％。
实施例5
水驱2PV，采收率42.0％，将0.15％聚丙烯酰胺溶液、0.05％的粘弹性固体颗粒、0.05％的硬固体颗粒和0.2％起泡剂溶液共0.1PV与二氧化碳0.1PV充分混配，与0.2PV水驱交替进行，共计注入2PV，后续继续水驱。最终采收率81％，提高采收率39％。
对比例1
水驱2PV，采收率41.6％，然后依次注入0.15％聚丙烯酰胺溶液0.1PV、0.2％起泡剂溶液0.1PV和二氧化碳0.1PV。重复上述操作，共计注入2PV，转水驱。最终采收率58.9％，提高采收率17.3％。
对比例2
水驱2PV，采收率42.5％，然后注入0.15％聚丙烯酰胺溶液共计注入2PV，转水驱。最终采收率54.9％，提高采收率12.4％。
对比例3
水驱2PV，采收率44.2.6％，然后注入0.2％起泡剂溶液0.1PV和二氧化碳0.1PV。重复上述操作，共计注入2PV，转水驱。最终采收率56.7％，提高采收率12.1％。
对比例4
水驱2PV，采收率43.1％，然后注入0.15％聚丙烯酰胺+0.05％的粘弹性固体颗粒，共计注入2PV，转水驱。最终采收率54.0％，提高采收率10.9％。
对比例5
水驱2PV，采收率43.4％，然后注入0.15％聚丙烯酰胺+0.05％的硬固体颗粒，共计注入2PV，转水驱。最终采收率53.5％，提高采收率10.1％。
将以上实施例和对比例中的相关参数列在表1中。
表1
通过表1的结果可以看出，非均相复合驱油体系和驱油方法都会对原油采收率产生影响。实施例4采用起泡剂溶液和二氧化碳、聚丙烯酰胺溶液、粘弹性固体颗粒、硬固体颗粒作为非均相复合驱油体系，通过将以上物质充分混配后，连续注入，最终采收率81.3％，提高采收率39.3％。通过对比可以发现，采用本发明的实施例5具有明显更好的效果。
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 (13)
1.一种非均相复合驱油体系，其特征在于，所述非均相复合驱油体系包括：在地下油藏条件下呈气体状态的气相、在地下油藏条件下呈液体状态的液相和在地下油藏条件下呈固体状态的固相；其中，所述气相与所述液相的体积比为1:4-4:1；所述固相包括软固相和硬固相，所述软固相与所述硬固相的重量比为10:1-1:10。
2.根据权利要求1所述的体系，其中，在所述液相中，所述软固相的浓度为0-10％，所述硬固相的浓度为0-10％。
3.根据权利要求1或2所述的体系，其中，所述软固相为粘弹性颗粒驱油剂；
优选地，所述软固相为具有交联-支化共存的分子结构的聚丙烯酰胺；
优选地，所述软固体的弹性模量为6-12Pa，所述软固相的粒径与储层平均孔喉直径之比为17-33；
优选地，所述软固体的粒径为20-200目。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的体系，其中，所述硬固相选自粘土、石英砂、陶粒、煤粉、树脂包裹粘土、树脂包裹陶粒、树脂包裹石英砂、树脂包裹煤粉、岩屑、石棉、氧化铝、二氧化硅、活性炭、硫磺、碳纳米管、氧化铁、氧化钛、石墨烯、氧化锌中的至少一种；
优选地，所述硬固相的粒径与储层平均孔喉直径之比为1:2-3。
5.根据权利要求1-4中任意一项所述的体系，其中，所述液相包括：水或化学剂水溶液；
优选地，所述化学剂水溶液中化学剂的浓度为0.05-5％；
优选地，所述化学剂水溶液中所含化学剂选自部分水解聚丙烯酰胺、丙烯酰胺与烯类单体的共聚物、生物聚合物、纤维素醚化学物、聚乙烯吡咯烷酮和表面活性剂中的至少一种；
进一步优选地，所述烯类单体选自2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、苯乙烯或N-乙烯基-2-吡咯烷酮；和/或，
所述生物聚合物选自黄胞胶、瓜胶和香豆胶中的至少一种；和/或，
所述纤维素醚化学物选自羟丙基甲基纤维素、羟乙基纤维素和甲基纤维素中的至少一种；和/或，
所述表面活性剂选自阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂或非离子表面活性剂；优选地，所述化学剂水溶液中表面活性剂的质量百分含量为0.01-5％。
6.根据权利要求5所述的体系，其中，所述液相还包括：起泡剂溶液，以所述体系的总重量计，所述起泡剂溶液的含量为0.05-0.5％；
优选地，所述起泡剂溶液中所含起泡剂选自α-烯烃磺酸钠、重烷基苯磺酸盐和石油磺酸盐中的至少一种。
7.根据权利要求1-6中任意一项所述的体系，其中，所述气相选自空气、氮气、二氧化碳和天然气中的至少一种；
优选地，所述气相与所述液相体积比为1:2-2:1；
优选地，所述气相与所述软固相和硬固相之和的体积比为100-1000:1，优选为200-300。
8.权利要求1-7中任意一项所述的非均相复合驱油体系在石油开采中的应用。
9.一种驱油方法，其特征在于，所述驱油方法包括：向目标油藏中注入权利要求1-7中任意一项所述的非均相复合驱油体系，在目标油藏中形成由气/固界面、气/液界面、液/固界面和气/液/固界面组成的多相。
10.根据权利要求9所述的驱油方法，其中，所述注入的过程包括：将所述气相、液相和固相进行混配，形成混合体系，然后将所述混合体系连续注入目标油藏中；
优选地，所述连续注入具体包括如下步骤：
(1)根据气相在含有固相的液相中的溶解度曲线，确定气体完全溶解所需的最小压力；
(2)将液相、软固相和硬固相进行混配，得到液固混合物；
(3)将所述液固混合物与气相进行混配，根据步骤(1)中得到的最小压力进行加压，使气相完全溶解在所述液固混合物中，然后逐渐降压至注入压力，在所述降压的过程中，气相逐渐从液相中析出，所述气相以软固相和硬固相为异质形核核心长大形成气泡，形成由气/固界面、液/固界面和气/液/固界面组成的多相。
11.根据权利要求9所述的驱油方法，其中，所述注入的过程包括：
将所述气相、液相和固相进行混配，形成混合体系，然后将所述混合体系分段塞注入目标油藏中；
优选地，所述分段塞注入具体包括如下步骤：交替注入0.05-0.2PV的非均相复合驱油体系和0.05-0.2PV的地层水。
12.根据权利要求9所述的驱油方法，其中，所述注入的过程包括：先向目标油藏中注入液相，然后注入气相，形成泡沫体系；再注入液相，形成液相段塞，注入软固相，形成软固相段塞，注入硬固相，形成硬固相段塞，每个段塞的注入量为0.05-0.2PV，重复以上操作3-5个轮次。
13.根据权利要求9-12中任意一项所述的驱油方法，其中，所述目标油藏的温度为60℃-120℃，矿化度为3000mg/L-30000mg/L；
优选地，所述目标油藏为中高渗油藏、高温油藏、高盐油藏、高温高盐油藏、聚驱后油藏或强非均质性油藏。
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