CN102373049A

CN102373049A - 用于提高三次采油采收率的驱油方法

Info

Publication number: CN102373049A
Application number: CN2010102601508A
Authority: CN
Inventors: 夏燕敏; 陈安猛; 蔡红; 宋晓芳
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Shanghai Research Institute of Petrochemical Technology
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Shanghai Research Institute of Petrochemical Technology
Priority date: 2010-08-23
Filing date: 2010-08-23
Publication date: 2012-03-14
Anticipated expiration: 2030-08-23
Also published as: CN102373049B

Abstract

本发明涉及一种用于提高三次采油采收率的驱油方法，主要解决现有技术中含聚合物的驱油剂存在耐温抗盐性能差、驱油效率低的问题。本发明通过一种用于提高三次采油采收率的驱油方法，在驱油温度＞70℃，总矿化度大约20000mg/L，钙离子和镁离子的总量大于500mg/L的注入水条件下，使地下脱水原油与驱油组合物接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的驱油方法以重量百分比计包括以下组份：(1)0.01～3.0％的耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺；(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；(3)92.0～99.98％的注入水的技术方案，较好地解决了该问题，可用于油田的三次采油生产中。

Description

用于提高三次采油采收率的驱油方法

技术领域

本发明涉及一种用于提高三次采油采收率的驱油方法。

背景技术

世界经济迅猛发展，对能源尤其是石油的需求量不断增加。因此，提高油田的原油采收率(EOR)日益成为国际上石油企业经营规划的一个重要组成部分。

国内各大油田经过一次、二次采油，原油含水率不断增加，部分大油田先后进入三次采油阶段。三次采油是指在利用天然能量进行开采和传统的用人工增补能量(注水、注气)之后，利用物理的、化学的、生物的新技术进行尾矿采油的开发方式。主要通过注入化学物质、蒸汽、气(混相)或微生物等，从而改变驱替相和油水界面性质或原油物理性质。聚合物驱是三次采油的主要技术方法，驱油机理清楚，工艺相对简单，技术日趋成熟，是一项有效的提高采收率技术措施。聚合物的驱油机理主要是利用水溶性聚丙烯酰胺分子链的粘度，改善驱替液的流度比，提高驱替效率和波及体积，从而达到提高采收率的目的。

由于三次采油周期长，深层油井温度高，因此，三次采油用聚合物必须有良好的增粘、耐温、抗盐性，性能稳定。另外油藏中的高价金属离子(如Ca²⁺、Mg²⁺)易使PAM发生相分离，从而降低了PAM的增粘效果；此外在剪切作用下PAM容易发生分子链断裂，从而导致溶液粘度大幅度降低，因而很难满足深部二、三类油藏高温高矿化度的需求。近年来，国内外三次采油用耐温抗盐聚合物的研究可分为两大方向，即超高分子量聚合物和聚合物的化学改性。高相对分子质量的阴离子型聚丙烯酰胺是目前提高原油采收率中应用最广泛的一种聚合物，它可由聚丙烯酰胺在碱性条件下水解而成，也可通过丙稀酰胺和丙烯酸共聚得到。

近年来，有关阴离子型聚丙烯酰胺的研究主要集中在引发体系、聚合方法及水解方法的改进等。CN1865299和CN 1498908A通过三段复合引发体系引发剂的协同效应完成聚合反应，胶体粉碎后加入固体碱在水解器中进行水解；CN1746198采用共水解工艺，多元引发多种助剂一步法反应，分子量2073～2317万；CN101157736A引入了多元水溶偶氮引发剂、各种助剂，需超低温引发聚合；CN1240799加入过量固体碱与聚合物胶粒混合，在高温高湿下完成后水解反应；CN1542027采用了三元引发体系及碳酸氢钠与碳酸钠的混合物作为水解剂，并加入了碳酸氢铵作为发泡剂，产物的残单较低。CN101029107及CN101029099所述工艺在0℃下引发，加入经包衣处理的水解剂共水解，紫外辐射方式引发聚合，聚合物胶块造粒后加固体碱或喷加高浓度碱液作为水解剂，通过微波辐射方式快速完成水解反应；CN101514240A采用了水溶液分散聚合，得到的产物为22～30％的水溶液，分子量只有120～1400万。由以上专利可以看出，虽然通过各种途径在提高阴离子型聚丙烯酰胺的分子量或溶解速度方面有了较大改进，但在耐温抗盐性能方面较少关注，有些工艺或方法较为复杂，工业生产或在三次采油实际应用上会受到一些限制。目前三次采油中，能满足耐温抗盐要求的聚合物则很少，不是价格太高就是性能不稳定。所以，针对那些高温高盐的苛刻油藏，我们理应寻求一种具有足够高的分子量，且在盐水中具有较高溶液表观粘度的聚合物，并且其制备方法要具备工业生产可行性。本发明所述的正是适合于高温高盐的聚合物制备方法、二元复合及其在三次采油中的应用。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是现有技术中含聚合物的驱油剂存在耐温抗盐性能不能满足三次采油要求、驱油效率低的问题，提供一种用于提高三次采油采收率的驱油方法。该方法将含耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺组合物用于驱油过程中，具有使用浓度低，在高温高盐条件下驱油效率高的特点。

为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案如下：一种用于提高三次采油采收率的驱油方法，将驱油用的组合物在驱油温度＞70℃，总矿化度大约20000mg/L，钙离子和镁离子的总量大于500mg/L的注入水条件下，使地下脱水原油与驱油组合物接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的驱油组合物以重量百分比计包括以下组份：

(1)0.01～3.0％的耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺；

(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；

(3)92.0～99.98％的注入水；

其中(1)组分耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量Mw测定(粘度法)测定特性粘数[η]，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2053～3330万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在65℃、7.34s^-1下的表观粘度为20.3～26.8mps，在75℃、7.34s^-1下的表观粘度为17.8～22.1mps。

上述技术方案中，驱油温度优选为70～80℃，所述的注入水总矿化度优选为10000～30000mg/L，钙离子和镁离子的总量优选200～1000mg/L；聚合物选自上述的耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺，表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐，乙氧基团数n优选为2～8。

此驱油方法具体操作步骤包括以下步骤：

a)将丙烯酰胺单体配成质量浓度为10～40％的水溶液Ⅰ；

b)向溶液Ⅰ中通氮除氧10～40分钟后加入相对于单体质量浓度0.02～5％的复合引发体系组合物，得溶液Ⅱ；

c)向溶液Ⅱ中通氮除氧10～40分钟后，在5～25℃下引发，聚合2～10小时后得胶状产物Ⅰ；

d)将胶状产物Ⅰ剪碎后加入质量浓度5～50％的碱液进行水解反应1～5小时，其中温度为80～95℃，得胶状产物Ⅱ；

e)将胶状产物Ⅱ经干燥、粉碎、过筛后得细颗粒状阴离子型聚丙烯酰胺；

f)将所需量的阴离子型聚丙烯酰胺、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水均匀混合，5～35℃搅拌1～3小时，得到所需的组合物，以重量百分比计，阴离子型聚丙烯酰胺、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水的配比为0.01～3.0％∶0.01～5.0％∶92.0～99.98；

g)先以总矿化度为10000～30000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺为200～1000mg/L的注入水将岩心饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)，然后以脱水原油进行饱和，于70～80℃温度下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，计算提高原油采收率的百分数。

上述技术方案中，复合引发体系组合物以重量百分比计包括以下组分：(a)0.5～20％的过硫酸盐；(b)0.1～40％的亚硫酸盐或酸式亚硫酸盐；(c)0.5～20％的由NR₁R₂R₃代表的叔胺类化合物或由N⁺R₄R₅R₆R₇代表的季铵类化合物或由NH₂R₈代表的脂肪胺类化合物，式中R₁～R₇均选自C₁～C₁₄直链或支链烷基或烷基衍生物，R₈选自C₁～C₁₈直链或支链烷基或烷基衍生物；(d)10～80％的尿素、硫脲或氨水；(e)5～60％的乙二胺四乙酸二钠。

本发明所制备的用于提高三次采油采收率的组合物，由于采用了复合引发体系组合物，并以优选的工艺与之配套，故反应平稳、有利于链增长，产物不仅分子量高，在一定矿化度的盐水中也表现出较高的表观粘度；其中添加的功能单体可能使聚合物形成较特殊的结构，使得其同时具有较好的耐温抗盐性能；采用了后水解工艺，聚合及水解反应都精确可控，能得到较高分子量和一定水解度的产品；工艺流程较为简便，有利于工业化生产。使用本发明所提供的制备工艺制得的驱油用耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺，分子量≥2000万，在盐水中的表观粘度≥20mPa·s(盐水总矿化度20000mg·L^-1左右，Ca²⁺+Mg²⁺≥500mg·L^-1)。

采用本发明的用于提高三次采油采收率的驱油方法，可用于地层温度70～80℃、总矿化度为10000～30000mg/L，钙离子和镁离子的总量为200～1000mg/L的胜利油田胜坨二区原油和水，以用量0.1～0.3wt％耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺与0.1～0.3wt％脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐形成上述组合物驱油剂，测定了该驱油剂水溶液与胜利油田胜坨二区原油之间的动态界面张力值，可达10^-3～10^-4mN/m的超低界面张力，经物理模拟驱替试验室内评价在高温、高盐油藏上该驱油剂能在水驱基础上(水驱提高原油采收率达40.6％)提高原油采收率可达15.6％，取得了较好的技术效果。

下面通过实施例对本发明作进一步阐述。

具体实施方式

【实施例1】

将125g丙烯酰胺单体加入335g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5％的NaOH溶液调节pH值至8，然后通氮气30min，并将水浴温度调至15℃，分别加入0.125wt％的过硫酸铵水溶液10g，0.0963wt％的亚硫酸氢钠水溶液9g，0.125wt％的DMAEMA水溶液10g，0.5wt％的氨水10g，0.16％乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)水溶液10g，30min后将反应温度逐渐升至45℃，反应4h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10％的NaOH水溶液140克，在90℃下水解反应2h，然后在75℃真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为90.39％，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为21.6％，按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2256万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在65℃、7.34s^-1下的表观粘度为20.3mps，在75℃、7.34s^-1下的表观粘度为17.8mps。

将所合成的耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.6wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，20℃搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度75℃、矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为18.2mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0078mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为50.2％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于75℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.6％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率14.9％。

【实施例2】

将125g丙烯酰胺单体加入344g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5％的NaOH溶液调节pH值至8，然后通氮气30min，并将水浴温度调至10℃，分别加入0.125wt％的过硫酸钾水溶液10g，0.0963wt％的亚硫酸氢钠水溶液10g，0.125wt％的DMAEMA水溶液10g，尿素1.25g，乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)0.64g，30min后将反应温度逐渐升至42℃，反应5h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10％的NaOH水溶液145克，在90℃下水解反应2h，然后在75℃真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为90.23％，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为19.8％，按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2372万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在65℃、7.34s^-1下的表观粘度为21.3mps，在75℃、7.34s^-1下的表观粘度为18.3mps。

将所合成的耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.35wt％和99.5wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，20℃搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度75℃、矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为18.6mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0069mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.8％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于75℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.7％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率15.1％。

【实施例3】

将118g丙烯酰胺单体加入340g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5％的NaOH溶液调节pH值至，然后通氮气30min，并将水浴温度调至18℃，分别加入0.125wt％的过硫酸钾水溶液10g，0.094％的亚硫酸钠水溶液10g，0.125wt％的DMAEMA水溶液20g，硫脲1.36g，乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)1.31g，30min后将反应温度逐渐升至48℃，反应4h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10％的NaOH水溶液150克，在85℃下水解反应2.5h，然后在75℃真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为90.39％，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为22.3％按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2558万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在65℃、7.34s^-1下的表观粘度为24.7mps，在75℃、7.34s^-1下的表观粘度为19.2mps。

将所合成的耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.25wt％和99.6wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，20℃搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度75℃、矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为19.8mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0048mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.6％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于78℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.4％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率15.2％。

【实施例4】

将140g丙烯酰胺单体加入330g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5％的NaOH溶液调节pH值至6，然后通氮气30min，并将水浴温度调至7℃，分别加入0.125wt％的过硫酸钾水溶液10g，0.0963wt％的亚硫酸氢钠水溶液10g，0.125wt％的DMAEMA水溶液10g，尿素0.8g，乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)0.16g，30min后将反应温度逐渐升至40℃，反应5.5h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10％的NaOH水溶液150克，在85℃下水解反应3h，然后在75℃真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为89.62％，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为23.6％按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为3330万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在65℃、7.34s^-1下的表观粘度为26.8mps，在75℃、7.34s^-1下的表观粘度为22.1mps。

将所合成的耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.40wt％和99.45wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，15℃搅拌3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度75℃、矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为20.3mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0069mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.2％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于75℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.2％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率15.6％。

【实施例5】

将125g丙烯酰胺单体加入340g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5％的NaOH溶液调节pH值至10，然后通氮气30min，并将水浴温度调至15℃，分别加入0.125wt％的过硫酸铵水溶液10g，0.0963wt％的亚硫酸氢钠水溶液5g，0.125wt％的DMAEMA水溶液10g，0.5wt％的氨水10g，0.869wt％乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)水溶液10g，30min后将反应温度逐渐升至45℃，反应4h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10％的NaOH水溶液140克，在90℃下水解反应2h，然后在75℃真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为91.57％，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为21.6％，按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2053万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在65℃、7.34s^-1下的表观粘度为21.5mps，在75℃、7.34s^-1下的表观粘度为18.2mps。

将所合成的耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n＝4)0.35wt％和99.5wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，25℃搅拌1.5小时，得到所需的驱油用组合物。在温度75℃、矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为19.0mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油之间形成0.0056mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为50.8％，然后以胜利油田胜坨二区0-141井脱水原油进行饱和，于75℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92％，测得水驱提高原油采收率40.5％，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99％，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率15.2％。

【比较例1】

将125g丙烯酰胺单体加入355g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5％的NaOH溶液调节pH值至8，然后通氮气30min，并将水浴温度调至15℃，分别加入0.125wt％的过硫酸钾水溶液10g，0.0963wt％的亚硫酸氢钠水溶液10g，30min后将反应温度逐渐升至45℃，反应4h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10％的NaOH水溶液140克，在90℃下水解反应2h，然后在75℃真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为88.65％，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为20.3％，按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为1963万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在65℃、7.34s^-1下的表观粘度为16.2mps，在75℃、7.34s^-1下的表观粘度为13.9mps。

同【实施例1】，测得水驱提高原油采收率40.6％，转注上述驱油用组合物后，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率10.7％。

【比较例2】

将125g丙烯酰胺单体加入345g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5％的NaOH溶液调节pH值至8，然后通氮气30min，并将水浴温度调至15℃，分别加入0.125wt％的过硫酸钾水溶液10g，0.0963wt％的亚硫酸氢钠水溶液10g，0.125wt％的AIBI水溶液10g，30min后将反应温度逐渐升至45℃，反应4h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10％的NaOH水溶液140克，在90℃下水解反应2h，然后在75℃真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。

按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为87.54％，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为21.32％，按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2132万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在65℃、7.34s^-1下的表观粘度为17.9mps，在75℃、7.34s^-1下的表观粘度为14.6mps。

同【实施例1】，测得水驱提高原油采收率40.3％，转注上述驱油用组合物后，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率11.3％。

Claims

1.一种用于提高三次采油采收率的驱油方法，将驱油用的组合物在驱油温度＞70℃，总矿化度大约20000mg/L，钙离子和镁离子的总量大于500mg/L的注入水条件下，使地下脱水原油与驱油组合物接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的驱油组合物以重量百分比计包括以下组份：

(1)0.01～3.0％的耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺；

(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；

(3)92.0～99.98％的注入水；

其中(1)组分耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量Mw测定(粘度法)测定特性粘数[η]，并按[η]＝3.73×10^-4Mw^0.66计算分子量为2053～3330万，在总矿化度为19334mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为514mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在65℃、7.34s^-1下的表观粘度为20.3～26.8mps。

2.根据权利要求1所述的用于提高三次采油采收率的驱油方法，其特征在于所述的注入水的总矿化度为10000～30000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺为200～1000mg/L。

3.根据权利要求1所述的用于提高三次采油采收率的驱油方法，其特征在于所述的表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐型阴-非表面活性剂，分子通式为RO(CH₂CH₂O)_nCH₂COOM。

4.根据权利要求3所述的用于提高三次采油采收率的驱油方法，其特征在于所述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐中R的碳原子数为12～18，n为乙氧基团EO的加合数，选自2～8中的任意一个整数，金属离子M选自钾、钠或锂。