1.本发明属于油田开发技术领域，更具体地，涉及一种原油驱替用的化学剂组合及原油驱替方法。


背景技术：

2.随着油田开发的深入，水驱效率越来越差、产液含水越来越高。油藏通常的做法是进行调剖堵水、化学驱、气驱，以提高原油采收率。国外化学驱技术近年来应用较少，自20世纪80年代美国化学驱达到高峰以后的近20多年内，化学驱在美国运用越来越少，仅有的几个矿场项目也是前期项目的延续。化学驱项目中以聚合物驱为主，复合驱次之，对于表面活性剂驱(活性水驱)以室内实验研究为主，少量的矿场试验也是在多年前。
3.中国化学驱技术起步于20世纪60年代初，至今主要经历了4个发展阶段：(1)20世纪60年代初期至20世纪70年代中期的探索阶段。该阶段以学习国外技术为主，以高浓度、小段塞化学驱理论为基础，重点攻关黏性水驱和乳状液驱，化学剂浓度高、成本高。(2)20世纪70年代中期至20世纪80年代末期的优选方向阶段。认识到针对中国陆相沉积、非均质严重的储层,应主要攻关低浓度、大段塞的化学驱技术。碱水驱、聚合物驱、表面活性剂驱等进入现场试验。(3)20世纪90年代初期至今的聚合物驱阶段。有针对性地开展先导试验和工业试验，攻关形成聚合物驱配套技术，大规模工业化的聚丙烯酰胺生产、方案设计手段、三次采油成套设备制造等完全实现了国产化。(4)21世纪初期至今的复合驱攻关阶段。突破了低酸值原油不适合三元复合驱的理论束缚，实现了表面活性剂的自主生产，形成了配套工艺技术系列。
4.同时，国内外都在尝试堵驱结合的方式提高采收率。1922年，hill最早提出把水溶性硅酸盐溶液注入地层以提高采收率。过去几十年，水溶性硅酸盐广泛用于油井堵水，水井调剖、抑制气锥等方面。硅酸凝胶的应用存在两个问题是：双液法混合不充分，单液法反应太快；生成的凝胶太脆。国内主要是研究如何延迟反应，如加入延迟活化剂等(刘怀珠等，油田化学，2018.1)，这种方法延迟反应的程度有限。如果让co2来引发硅酸凝胶，由于气体更容易穿透隔离液，所以凝胶生成更容易些，而且凝胶的生成更有选择性，即气窜到的地方硅酸盐溶液才会到那里，co2窜过来时就把大孔道堵住了；采用co2作为水溶性硅酸盐溶液的引发剂的方法虽然能够扩大波及率，但不能提高洗油效率。


技术实现要素：

5.本发明的目的是提供一种原油驱替用的化学剂组合及利用该化学剂组合来提高原油采收率的方法，通过注入硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、co2、降低油水界面张力的表面活性剂水溶液，提高驱替液的波及效率、洗油效率，进而提高原油采收率。
6.为了实现上述目的，本发明的一方面提供一种原油驱替用的化学剂组合，该化学剂组合包括各自独立的硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、引发剂和降低油水界面张力的表面活性剂水溶液；
7.其中，所述引发剂为co2。
8.优选地，所述硅酸盐水溶液的质量浓度为2-16％，优选为4-10％，进一步优选为6-8％。
9.优选地，配制所述硅酸盐水溶液所用的硅酸盐的模数≥1，优选为2-4，进一步优选为3-3.5；
10.配制所述硅酸盐水溶液所用的硅酸盐为硅酸钠和/或硅酸钾。
11.优选地，所述起泡剂水溶液的质量浓度为0.05-0.8％；
12.配制所述起泡剂水溶液所用的起泡剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐、α-烯烃磺酸盐、椰油酸二乙醇酰胺、烷基糖苷、椰油酰胺丙基甜菜碱、椰油基两性醋酸钠、椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱和月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱中的至少一种；
13.所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐优选为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸铵和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钾中的至少一种；
14.所述α-烯烃磺酸盐优选为c12-c18的α-烯烃磺酸钠，进一步优选为c14-c16的α-烯烃磺酸钠；
15.所述烷基糖苷优选为月桂基糖苷、辛奎基糖苷和椰油基糖苷中的至少一种，进一步优选为月桂基糖苷。
16.优选地，所述co2为液态二氧化碳或气态二氧化碳。
17.优选地，所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的质量浓度为0.05-0.8％；
18.配制所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的表面活性剂为月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱和/或孪连结构的表面活性剂。
19.优选地，所述孪连结构的表面活性剂为阴离子型孪连表面活性剂、非离子型孪连表面活性剂和两性离子型孪连表面活性剂中的至少一种；优选为阴离子型孪连表面活性剂和/或非离子型孪连表面活性剂。
20.优选地，所述孪连结构的表面活性剂的油水界面张力小于10-2
mn/m。
21.本发明的另一方面提供一种原油驱替方法，采用上述化学剂组合，该原油驱替方法包括：向目标油藏中依次注入硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、引发剂和降低油水界面张力的表面活性剂水溶液。
22.优选地，所述硅酸盐水溶液的注入量为油藏高渗透层孔隙体积的0.01-10％；
23.所述起泡剂水溶液的注入量为5-200m3；
24.所述引发剂的注入体积与所述硅酸盐水溶液的注入体积的比为1:1-20；
25.所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的注入量为0.001-0.4pv(油藏孔隙体积)。
26.本发明的技术方案具有如下有益效果：
27.本发明的方法通过向目标油藏中注入硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、co2、降低油水界面张力的表面活性剂水溶液四个段塞，可以封堵高渗透层或降低高渗透层的吸水量，扩大波及体积；通过co2的能量补充、表面活性剂的洗油，几个段塞综合作用实现波及效率、洗油效率的提高，最终提高原油采收率。
28.本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
29.下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
30.本发明的一方面提供一种原油驱替用的化学剂组合，该化学剂组合包括各自独立的硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、引发剂和降低油水界面张力的表面活性剂水溶液；
31.其中，所述引发剂为co2。
32.根据本发明，优选地，所述硅酸盐水溶液的质量浓度为2-16％，优选为4-10％，进一步优选为6-8％。
33.根据本发明，优选地，配制所述硅酸盐水溶液所用的硅酸盐的模数≥1，优选为2-4，进一步优选为3-3.5；
34.配制所述硅酸盐水溶液所用的硅酸盐为硅酸钠和/或硅酸钾。
35.本发明中，硅酸盐水溶液是指由硅酸盐与水混合配制形成的水溶液，硅酸盐原料既可以是固态的也可以是液态的。硅酸盐中的二氧化硅与金属氧化物的摩尔比称为模数。
36.根据本发明，优选地，所述起泡剂水溶液的质量浓度为0.05-0.8％；
37.配制所述起泡剂水溶液所用的起泡剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐、α-烯烃磺酸盐、椰油酸二乙醇酰胺、烷基糖苷、椰油酰胺丙基甜菜碱、椰油基两性醋酸钠、椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱和月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱中的至少一种；
38.本发明中，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐、α-烯烃磺酸盐为阴离子表面活性剂；椰油酸二乙醇酰胺、烷基糖苷为非离子表面活性剂；椰油酰胺丙基甜菜碱、椰油基两性醋酸钠、椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱为两性离子表面活性剂。
39.所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐优选为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸铵和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钾中的至少一种；
40.所述α-烯烃磺酸盐优选为c12-c18的α-烯烃磺酸钠，进一步优选为c14-c16的α-烯烃磺酸钠；
41.所述烷基糖苷优选为月桂基糖苷、辛奎基糖苷和椰油基糖苷中的至少一种，进一步优选为月桂基糖苷。
42.本发明中，起泡剂水溶液是指由能够与气体尤其是co2产生泡沫的水溶性表面活性剂与水混合稀释而成的水溶液。所述能够与co2产生泡沫的水溶性表面活性剂为阴离子型表面活性剂、非离子型表面活性剂或两性离子型表面活性剂。优选为上述公开的具体表面活性剂。
43.根据本发明，优选地，所述co2为液态二氧化碳或气态二氧化碳。
44.本发明中，本发明所用的co2注入地层后，在油藏温度、压力下能够达到超临界状态。
45.根据本发明，优选地，所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的质量浓度为0.05-0.8％；
46.配制所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的表面活性剂为月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱和/或孪连结构的表面活性剂。
47.根据本发明，优选地，所述孪连结构的表面活性剂为阴离子型孪连表面活性剂、非离子型孪连表面活性剂和两性离子型孪连表面活性剂中的至少一种；优选为阴离子型孪连表面活性剂和/或非离子型孪连表面活性剂。
48.根据本发明，优选地，所述孪连结构的表面活性剂的油水界面张力小于10-2
mn/m。
49.本发明中，降低油水界面张力的表面活性剂水溶液是指由表面活性剂与水混合配制的水溶液，该水溶液与目标油藏原油的油水界面张力可以达到10-2
×
mn/m甚至10-3
×
mn/m数量级，大大提高洗油效率。
50.本发明的另一方面提供一种原油驱替方法，采用上述化学剂组合，该原油驱替方法包括：向目标油藏中依次注入硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、引发剂和降低油水界面张力的表面活性剂水溶液。
51.本发明中，选择起泡剂水溶液作为co2与硅酸盐水溶液间的隔离液，在注co2后注入能够降低油水界面张力的表面活性剂水溶液作为驱替液，可以大幅度提高洗油效率，进而提高采收率。
52.本发明的原油驱替方法，最先注入的硅酸盐水溶液(第一段塞)沿原水驱产生的高渗通道进入地层；第二段塞起泡剂水溶液起到隔离第三段塞co2的作用，同时可与co2接触形成泡沫，使co2波及范围扩大，随着co2穿过起泡剂水溶液段塞并与硅酸盐水溶液接触，形成固态凝胶，对高渗透通道进行封堵，从而使注入的第四段塞降低油水界面张力的表面活性剂水溶液能够驱替原水驱无法波及的区域，将原油驱扫出油层。
53.本发明的原油驱替方法第一至第四段塞的注入过程也可循环实施，直至油藏评估不再具有经济效益。
54.根据本发明，优选地，所述硅酸盐水溶液的注入量为油藏高渗透层孔隙体积的0.01-10％；
55.所述起泡剂水溶液的注入量为5-200m3；
56.所述引发剂的注入体积与所述硅酸盐水溶液的注入体积的比为1:1-20；
57.所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的注入量为0.001-0.4pv(油藏孔隙体积)。
58.本发明中，所述起泡剂水溶液的注入量为5-200m3，起泡剂水溶液的具体注入量能够根据目标油藏的厚度、井距、大孔道位置来确定。
59.本发明中，第一段塞硅酸盐水溶液的用量根据高渗透层的厚度计算，一般注入量为高渗透层孔隙体积的0.01-10％；第二段塞起泡剂水溶液的用量根据需要将第一段塞推进距离计算，一般注入量为5-200m3；第三段塞co2的用量根据第一段塞的注入体积计算，一般为油藏条件下co2体积与硅酸盐水溶液的比例为1:1-1:20；第四段塞降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的用量为0.001-0.2pv(油藏孔隙体积)。
60.以下通过实施例进一步说明本发明：
61.假设以下各实施例和对比例进行原油驱替的油藏的油藏厚度为20m，高渗透层为5m，孔隙度30％，井距200m。
62.以下各实施例所用的非离子型孪连表面活性剂购自大连戴维斯化学剂有限公司，牌号为a6e80。
63.实施例1
64.本实施例提供一种原油驱替用的化学剂组合，该化学剂组合由各自独立的硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、引发剂和降低油水界面张力的表面活性剂水溶液组成；
65.其中，硅酸盐水溶液的质量浓度为5％，所用硅酸盐为模数为3.2的硅酸钠；
66.起泡剂水溶液的质量浓度为0.3％，所用起泡剂为阴离子表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的乙氧基数平均为2，脂肪醇碳数平均为14；
67.所述引发剂为液态co2；
68.所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的质量浓度为0.25％，所用降低油水界面张力的表面活性剂为月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱。
69.利用上述化学剂组合的原油驱替方法为：向目标油藏中依次注入第一段塞，硅酸钠水溶液为200m3；第二段塞，起泡剂水溶液为20m3；第三段塞，液态co2，折算成油藏条件下体积为240m3；第四段塞，表面活性剂水溶液500m3。
70.以含水率降低、产油量上升作为考察措施效果的指标，根据地质模型应用eclipse数值模拟软件对本实施例的措施效果进行预测，本实施例的措施效果预期降低含水率8个百分点，产油量提高14％。
71.实施例2
72.本实施例提供一种原油驱替用的化学剂组合，该化学剂组合由各自独立的硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、引发剂和降低油水界面张力的表面活性剂水溶液组成；
73.其中，硅酸盐水溶液的质量浓度为6％，所用硅酸盐为模数为3.2的硅酸钠；
74.起泡剂水溶液的质量浓度为0.3％，所用起泡剂为阴离子表面活性剂c16的α-烯烃磺酸钠；
75.所述引发剂为液态co2；
76.所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的质量浓度为0.2％，所用降低油水界面张力的表面活性剂为孪连结构的表面活性剂，所述孪连结构的表面活性剂为非离子型孪连表面活性剂，所述孪连结构的表面活性剂的油水界面张力为10-3
mn/m。
77.利用上述化学剂组合的原油驱替方法为向目标油藏中依次注入第一段塞，硅酸钠水溶液为300m3；第二段塞，起泡剂水溶液为20m3；第三段塞，液态co2，折算成油藏条件下体积为500m3；第四段塞，表面活性剂水溶液1000m3。
78.以含水率降低、产油量上升作为考察措施效果的指标，根据地质模型应用eclipse数值模拟软件对本实施例的措施效果进行预测，本实施例的措施效果预期降低含水率10个百分点，产油量提高17％。
79.实施例3
80.本实施例提供一种原油驱替用的化学剂组合，该化学剂组合由各自独立的硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、引发剂和降低油水界面张力的表面活性剂水溶液组成；
81.其中，硅酸盐水溶液的质量浓度为5.5％，所用硅酸盐为模数为3.2的硅酸钠；
82.起泡剂水溶液的质量浓度为0.35％，所用起泡剂为阴离子表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的乙氧基数平均为2，脂肪醇碳数平均为16；
83.所述引发剂为液态co2；
84.所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的质量浓度为0.25％，所用降低油水界面张力的表面活性剂为月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱。
85.利用上述化学剂组合的原油驱替方法为向目标油藏中依次注入第一段塞，硅酸钠水溶液为400m3；第二段塞，起泡剂水溶液为25m3；第三段塞，液态co2，折算成油藏条件下体积为700m3；第四段塞，表面活性剂水溶液1000m3。
86.以含水率降低、产油量上升作为考察措施效果的指标，根据地质模型应用eclipse数值模拟软件对本实施例的措施效果进行预测，本实施例的措施效果预期降低含水率9个百分点，产油量提高15％。
87.实施例4
88.本实施例提供一种原油驱替用的化学剂组合，该化学剂组合由各自独立的硅酸盐水溶液、起泡剂水溶液、引发剂和降低油水界面张力的表面活性剂水溶液组成；
89.其中，硅酸盐水溶液的质量浓度为8％，所用硅酸盐为模数为3.3的硅酸钠；
90.起泡剂水溶液的质量浓度为0.3％，所用起泡剂为阴离子表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的乙氧基数平均为2，脂肪醇碳数平均为14；
91.所述引发剂为液态co2；
92.所述降低油水界面张力的表面活性剂水溶液的质量浓度为0.3％，所用降低油水界面张力的表面活性剂为月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱。
93.利用上述化学剂组合的原油驱替方法为向目标油藏中依次注入第一段塞，硅酸钠水溶液为200m3；第二段塞，起泡剂水溶液为15m3；第三段塞，液态co2，折算成油藏条件下体积为400m3；第四段塞，表面活性剂水溶液500m3。
94.以含水率降低、产油量上升作为考察措施效果的指标，根据地质模型应用eclipse数值模拟软件对本实施例的措施效果进行预测，本实施例的措施效果预期降低含水率7个百分点，产油量提高13％。
95.对比例
96.注水开发，注水量40m3/d，持续水驱。
97.根据地质模型应用eclipse数值模拟软件对本对比例的水驱的措施效果进行预测，本对比例的水驱的措施效果预期产油量递减，年递减率为8％。
98.以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。