CN110105936A - 适用于复杂油藏的耐温耐盐泡沫调驱体系及其制备方法和应用 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种调驱体系，以重量百分比计包括：1％～3％纳米二氧化钛，0.2％～0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.01％～0.3％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水。本发明还提供了该调驱体系的制备方法、用途以及采用该调驱体系用于油藏的驱油方法。本发明的调驱体系适用于条件苛刻的复杂油藏，具有耐温耐盐的特性，能够实现优异的驱油效果。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，具体地，本发明提供了一种适用于复杂油藏的耐温耐盐泡沫调驱体系及其制备方法和应用。
背景技术
国内各大油田经过一次采油和二次采油后，原油含水率稳步上升，大部分油田已进入三次采油阶段。三次采油主要通过加入化学物质来改变水油流度比，进而提高原油采收率，目前较为常用的是碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱以及二元或三元复合驱等。泡沫体系凭借其视粘度高，且遇油消泡，遇水稳定的优势，泡沫调驱技术应运而生且已成功应用于驱油等领域。然而受地层水稀释、地层吸附等因素的影响，泡沫体系中起泡剂有效浓度在运移过程中逐渐降低，泡沫稳定性变差，有效期缩短。
纳米材料是近年来备受关注的新兴材料，纳米颗粒粒径细小，存在大量处于晶粒内缺陷的原子，使得纳米颗粒具有很多常规颗粒无法比拟的特性，如超塑性、大比表面积、高强性等。纳米颗粒具有更好的热稳定性和化学稳定性，因而能在严苛的地层条件下存在。由于单纯的纳米材料的活性较差，无法扩大波及体积，无法起到良好的调驱效果，因此常利用静电相互作用与表面活性剂复配获得较高的界面活性后使用。
申请号为201811298872.5的中国发明专利申请公开了一种由高矿化度地层水配制而成的耐温耐盐泡沫调驱体系，包括以质量分数计的如下组分：0.5％～2％纳米二氧化硅、0.01％～2％的十四烷基羟磺基甜菜碱、0.01％～0.5％的部分水解聚丙烯酰胺和0.01％～0.3％的柠檬酸盐以及余量水，并且公开了采用该耐温耐盐泡沫调驱体系的驱油方法。但该驱油体系所需组分较多，制备方法较为复杂。
申请号为201610936584.2的中国发明专利申请公开了一种表面活性剂胶束驱油剂，其采用十二烷基硫酸钠(SDS)和二氧化硅进行复配得到泡沫体系，但其耐温性较差，并且，由于加入一定的反离子，适用的矿化度范围比较低。由于复杂油藏条件较为苛刻(温度为130℃，总矿化度为220000mg/L)，采用单纯的表面活性剂泡沫体系在高温高盐条件下很容易发生消泡，但是，目前的驱油泡沫体系大多耐温抗盐能力较差，不能适用于高温、高盐储层。
发明内容
本发明的发明目的是针对现有技术中存在的问题，提供一种适用于复杂油藏的耐温耐盐泡沫调驱体系及其制备方法和应用。
一方面，本发明提供了一种调驱体系，以重量百分比计包括：1％～3％纳米二氧化钛，0.2％～0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.01％～0.3％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水。
进一步，调驱体系以重量百分比计包括：1％～2％纳米二氧化钛，0.5％～0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.01％～0.2％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水；
优选地，调驱体系以重量百分比计包括：2％纳米二氧化钛，0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.1％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水。
进一步，所述纳米二氧化钛是亲水性自分散纳米二氧化钛。
进一步，所述纳米二氧化钛的平均粒径是10～30nm，优选30nm。
进一步，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量是500～1200万，水解度是5％～20％；优选地，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量是700万，水解度是10％。
进一步，所述水是模拟矿化水。
另一方面，本发明提供了一种调驱体系的制备方法，包括：
(1)将十六烷基三甲基溴化铵加入水中溶解得到十六烷基三甲基溴化铵溶液；
(2)将纳米二氧化钛加入所述十六烷基三甲基溴化铵溶液中得到纳米二氧化钛均匀分散的混合溶液；
(3)将部分水解聚丙烯酰胺加入所述混合溶液中，搅拌均匀，得到所述调驱体系。
另一方面，本发明提供了调驱体系在对油藏进行驱油中的用途。
另一方面，本发明提供了一种用于油藏的驱油方法，包括：向地层注入包括调驱体系的主段塞。
进一步，驱油方法包括：
步骤1：按照体积注入量为地层孔隙体积的0.1％～1％向地层注入前置预处理段塞；
步骤2：按照体积注入量为地层孔隙体积的30％～50％向地层注入包括所述调驱体系和氮气的主段塞；
步骤3：按照体积注入量为地层孔隙体积的0.1％～1％向地层注入后置保护段塞；
步骤4：关井。
进一步，在步骤1中，所述前置预处理段塞是浓度为0.1mmol/L～0.5mmol/L的十六烷基三甲基溴化铵溶液。
进一步，在步骤2中，按照所述调驱体系和氮气的体积比是1∶1至1∶3(优选1∶2)将所述调驱体系和氮气交替注入地层。
进一步，在步骤3中，所述后置保护段塞是质量浓度为1％～5％(优选3％)的纳米二氧化钛溶液。
相比于现有技术，本发明的技术方案具有如下有益效果：
(1)本发明采用的CTAB(十六烷基三甲基溴化铵)与纳米TiO2可产生良好的协同作用，CTAB的存在可以改变纳米TiO2的活性，且该过程不可逆，以保证后续驱替效果，使TiO2吸附在气液界面，显著提升泡沫的界面粘弹性，大幅提升泡沫稳定性；另一方面CTAB的阳离子特性可以改变纳米TiO2的位置，使其更易吸附在岩石上，提高调剖效率。
(2)本发明中的部分水解HPAM(部分水解聚丙烯酰胺)，CTAB和纳米TiO2的相互协同可以起到耐温耐盐的作用。由于CTAB的自身长碳链能够起到空间位阻效应，而HPAM具有一定的絮状和网状结构，HPAM与CTAB由于吸附作用而缠绕、絮凝，在高温下(例如130℃)，HPAM运动受阻，能够保持较高的粘度，耐温性优秀。溶液中的纳米TiO2与HPAM电荷相斥，使得HPAM的形态更加舒展，进一步提高了体系的耐盐性。
(3)本发明的驱油体系在高温高盐环境中能通过HPAM的缠绕形成絮凝体，该絮凝体能有效抑制泡沫的消泡，在泡沫中形成架桥结构，增强泡沫体系稳定性，同时TiO2在气液界面吸附形成Janus结构能够使泡沫内液体得到保持，降低泡沫的排液速率，降低气体在液膜中的溶解度，泡沫稳定性得以增强。
(4)本发明的调驱体系能够适用于高温高盐油藏，采用的纳米TiO2具有良好的耐温、耐盐、耐剪切性能。
(5)本发明的调驱体系具有良好的老化稳定性，在高温(例如130℃)条件下老化两个月后，该体系仍能保持稳定的体积和粒径。
(6)本发明的调驱体系在在高温(例如130℃)条件下老化两个月后仍能保持较好的结构强度，能够对裂缝产生有效的封堵，使得后续的注入压力能保持在较高水平，能显著提高后续流体的波及体积。
(7)本发明的调驱体系未加入碱，可避免碱对地层带来的不利影响。
(8)本发明所述体系能达到现场配制的要求，方便快捷，且驱油方式简单，通过设置多个交替的驱油段塞，能最大限度提高体系的驱油效果。
附图说明
图1显示了实施例一制备的调驱体系的常温形态。
图2显示了实施例一制备的调驱体系经130℃老化72小时后的形态。
图3显示了常温调驱体系经过搅拌10分钟后形成的泡沫形态。
图4显示了经130℃老化72小时后的调驱体系经过搅拌10分钟后形成的泡沫形态。
图5显示了常温调驱体系经过搅拌10分钟后常温放置2小时后的泡沫形态。
图6显示了经130℃老化72小时后的调驱体系经过搅拌10分钟后常温放置2小时后的泡沫形态。
具体实施方式
为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。下述名词术语除非另有说明，否则均具有本领域技术人员通常理解的含义。
针对目前的驱油泡沫体系大多耐温抗盐能力较差，不能适用于高温、高盐储层，本发明的发明人通过研究提出了一种用于提高三次采油采收率的泡沫调驱体系，其适用于条件较为苛刻的复杂油藏(温度不低于130℃，矿化度不低于220000mg/L)，该体系将纳米颗粒引入到常规的泡沫调驱体系中，能极大程度改变泡沫的界面性质，使其能在高温高盐条件下稳定存在且保持性能良好。
第一方面，本发明提供了一种调驱体系，以重量百分比计包括：1％～3％纳米二氧化钛，0.2％～0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.01％～0.3％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水。优选地，本发明的调驱体系以重量百分比计包括：1％～2％纳米二氧化钛，0.5％～0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.01％～0.2％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水。更优选地，本发明的调驱体系以重量百分比计包括：2％纳米二氧化钛，0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.1％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水。
在本发明的调驱体系中，纳米二氧化钛优选是亲水性自分散纳米二氧化钛。所谓亲水性自分散纳米二氧化钛，是指对水有大的亲和能力，可以较好的溶解于水。优选地，纳米二氧化钛的平均粒径是10nm至30nm，更优选地，纳米二氧化钛的平均粒径是30nm。
在本发明的调驱体系中，部分水解聚丙烯酰胺的平均分子量是500万至1200万，水解度是5％～20％。优选地，所述部分水解聚丙烯酰胺的平均分子量是700万，水解度是10％。
在本发明的调驱体系中，水可以采用模拟矿化水，例如，模拟矿化水的总矿化度为220000mg/L，其中Ca2+与Mg2+离子浓度均为2000mg/L。
本发明的调驱体系包括的纳米二氧化钛、十六烷基三甲基溴化铵和部分水解聚丙烯酰胺都可以通过市场购买获得，例如，纳米二氧化钛由Sigam-Aldrich公司购买获得，十六烷基三甲基溴化铵由上海麦克林生化科技有限公司购买获得，部分水解聚丙烯酰胺由上海麦克林生化科技有限公司购买获得。
第二方面，本发明提供了上述调驱体系的制备方法，具体包括如下步骤：
(1)将十六烷基三甲基溴化铵加入水中溶解得到十六烷基三甲基溴化铵溶液；
(2)将纳米二氧化钛加入十六烷基三甲基溴化铵溶液中得到纳米二氧化钛均匀分散的混合溶液；
(3)将部分水解聚丙烯酰胺加入混合溶液中，搅拌均匀，得到调驱体系。
在一种具体实施方式中，调驱体系的制备方法包括如下步骤：
(1)在25℃下，在水中先加入表面活性剂CTAB，利用磁力搅拌器搅拌使表面活性剂CTAB充分溶解，得到CTAB水溶液；
(2)在CTAB水溶液中逐滴加入纳米TiO2，搅拌后超声，使纳米TiO2在水中均匀分散，得到CTAB和纳米TiO2分散水溶液，称为混合溶液；
(3)在混合溶液中再加入部分水解HPAM，利用机械搅拌器低速搅拌溶液12小时；即制得适用于复杂油藏条件下的耐温耐盐泡沫调驱体系。
优选的，步骤(1)和步骤(2)中的搅拌时长均为3～5分钟，步骤(2)中的超声时长为30分钟，步骤(3)中的搅拌时长为12个小时。
本发明的发明人在设计本发明的调驱体系时主要基于如下发明构思：
表面活性剂由于能降低油水及气液的界面张力，有较好的起泡性能，可以使得地层条件下能生成泡沫体系，且表面活性剂在油水界面的吸附使得油更易从地层表面被洗下来，可使亲油的地层表面反转为亲水表面，提高了洗油效率；聚合物的存在改善了表面活性剂对油的流度比，其对驱油介质的稠化可减小表面活性剂的扩散速率，聚合物可与钙、镁离子等反应，保护了表面活性剂；纳米颗粒在气液界面的吸附会形成一种特殊的层状结构，该结构能减少液膜排液和气体扩散，且纳米颗粒的吸附能较大程度改变界面流变特性，体系界面粘弹性的增加会使得泡沫体系稳定性得到增强。表面活性剂、聚合物以及纳米颗粒的配合可以起到提高洗油效率和波及体积的作用。
在上述发明构思的基础上，本发明的发明人进一步对各组分、各组分的特性以及各组分的配比进行优化。具体地，在本发明的调驱体系中，产生泡沫后，纳米TiO2在气液界面稳定吸附形成Janus结构，该结构能减少液膜排液，气体扩散并抑制奥斯瓦尔德熟化现象，HPAM则通过吸附一个或多个泡沫而产生絮凝，一方面加固泡沫的表面弹性，提高表面粘度，另一方面促使泡沫表面吸附的分子更紧密的排列，降低气体通过性，同时该絮凝结构会在泡沫之间形成架桥，从而大幅提升了泡沫稳定性。当调驱体系进入地下后，在HPAM的吸附作用和表面活性剂的位阻效应下，HPAM在高温下的运动受阻，因此粘度降低有限，可在高温下保持较高的粘度。一般来讲，在高盐水中，由于羧基的电性被屏蔽，HPAM分子链会呈卷曲状态，增粘能力降低，但在本发明中，由于纳米TiO2与HPAM电荷相斥，可以促使HPAM的形态更为舒展，提高调驱体系的粘度，提高HPAM的耐盐性。纳米TiO2在与HPAM电荷相斥的作用下，更易吸附在岩石上，将油从岩石上剥离下来，起到驱油调剖的作用。
与传统的二元或三元复合驱相比，本发明的调驱体系具有以下优势：体系所用的表面活性剂、聚合物及纳米材料均为工业化产品，便宜易得，且配制工艺简单，耗时较少。该调驱体系在25℃条件下配制完成时，体系有少量沉淀，而在地层条件(例如，温度130℃，矿化度为220000mg/L)下，会产生大量絮凝，该絮凝结构会在泡沫之间形成架桥，从而大幅提升了泡沫稳定性，由于复杂油藏条件下为缝洞型油藏，普通二元或三元驱体系无法在大裂缝中起到良好效果，而由于所述调驱体系会在高温高盐条件下形成大量絮凝体而粘度不会降低，因此泡沫体系既可以在地层中可起到驱油效果，又因为絮凝的存在可以起到一定的调剖作用。
第三方面，本发明提供了上述调驱体系在对油藏，尤其是条件苛刻的复杂油藏(温度不低于130℃，矿化度不低于220000mg/L)，进行驱油中的用途。
第四方面，本发明提供了一种用于油藏(尤其是条件苛刻的复杂油藏)的驱油方法，包括：向地层注入包括本发明第一方面的调驱体系的主段塞。
具体地，本发明的驱油方法包括：
步骤1：按照体积注入量为地层孔隙体积的0.1％～1％向地层注入前置预处理段塞；
步骤2：按照体积注入量为地层孔隙体积的30％～50％向地层注入包括本发明第一方面调驱体系和氮气的主段塞；
步骤3：按照体积注入量为地层孔隙体积的0.1％～1％向地层注入后置保护段塞；
步骤4：关井。
优选地，在步骤1中，前置预处理段塞是浓度为0.1mmol/L～0.5mmol/L的十六烷基三甲基溴化铵溶液。
优选地，在步骤2中，按照调驱体系和氮气的体积比是1∶1至1∶3(优选1∶2)将调驱体系和氮气交替注入地层。
优选地，在步骤3中，后置保护段塞是质量浓度为1％～5％(优选3％)的纳米二氧化钛溶液。
在一种具体实施方式中，本发明的驱油方法包括：
步骤1：采用浓度为0.1mmol/L～0.5mmol/L的CTAB水溶液作为前置预处理段塞，向地层注入前置预处理段塞，其体积注入量为地层孔隙体积的0.1％～1％。通过前置预处理段塞，可以降低含油饱和度，加大油水层的相对渗透率差异，有利于后续工作液的注入。
步骤2：采用本发明第一方面调驱体系和纯氮气体系作为主段塞，交替向地层中注入体积比为1∶2的调驱体系和纯氮气体系，主段塞的体积注入量为地层孔隙体积的30％～50％。通过设置调驱体系段塞，可以产生稳定的泡沫，其中表面活性剂CTAB为起泡剂，聚合物HPAM与纳米TiO2均为稳泡剂，HPAM可提高泡沫体相的粘弹性，纳米TiO2可提高泡沫界面的粘弹性，三者间的协同作用能大幅提升泡沫稳定性，最终能大幅提高原油采收率。
步骤3：采用质量浓度是3％的纳米TiO2水溶液作为后置保护段塞，向地层注入后置保护段塞，其体积注入量为地层孔隙体积的0.1％～1％。通过设置后置保护段塞，可以保障主段塞充分发挥作用，防止主体段塞在近井地带受到较大压差作用而突破。
步骤4：关井5-10天，开井恢复生产。
纳米TiO2在气液界面处的吸附及在高温条件下形成的絮凝体能提升泡沫稳定性，且使得泡沫在地层中能实现对高渗流通道的封堵，扩大后续流体的波及体积，增强复合调驱体系的流度控制能力。表面活性剂的加入能降低气液界面张力，从而形成泡沫体系，提高HPAM的耐温性，同时其还可降低油水界面张力，有利于剩余油从岩层表面剥离，提高复合调驱体系的驱油效率。纳米TiO2促使HPAM的形态更为舒展，提高HPAM与钙、镁离子反应率从而保护表面活性剂，HPAM还能提高泡沫体系的稳定性，使泡沫的波及系数及洗油能力都有较大提升。
本发明所述体系能达到现场配制的要求，方便快捷，且驱油方式简单，通过设置多个交替的驱油段塞，能最大限度提高体系的驱油效果。
实施例
下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件，或按照商品说明书选择。
实施例一
本实施例的调驱体系的组成(重量百分比)是：粒径为30nm的亲水型TiO2颗粒2％，CTAB 0.9％，分子量是700万且水解度10％的HPAM 0.1％和余量为总矿化度为220000mg/L的模拟矿化水(其中Ca2+与Mg2+离子浓度均为2000mg/L)。
本实施例的调驱体系的制备方法是：
(1)在25℃下，在总矿化度为220000mg/L的模拟矿化水中先加入表面活性剂CTAB，利用磁力搅拌器搅拌3～5分钟使表面活性剂CTAB充分溶解，得到CTAB水溶液；
(2)在CTAB水溶液中逐滴加入粒径为30nm的亲水型TiO2颗粒，搅拌3～5分钟后超声30分钟，使纳米TiO2在水中均匀分散，得到CTAB和纳米TiO2分散水溶液，称为混合溶液；
(3)在混合溶液中再加入部分水解HPAM，利用机械搅拌器低速搅拌溶液12小时即制得本实施例的调驱体系。
在常温25℃下观察制备得到的调驱体系(尚未搅拌)，即常温调驱体系，如图1所示，调驱体系在25℃，220000mg/L下沉淀较少。
将制备得到的调驱体系溶液置于安瓿瓶中密封后置于130℃的恒温烘箱中老化72小时。如图2所示，调驱体系在130℃、220000mg/L条件下老化72小时后会形成大量絮凝，且再次冷却后絮凝不会减少。
采用Waring-Blender高速搅拌法，以10000转/分的转速分别对常温调驱体系(无老化过程)和经130℃老化72小时后的调驱体系搅拌10分钟，随后分别在常温25℃放置2小时。
图3显示了常温调驱体系经过搅拌10分钟后形成的泡沫形态。图4显示了经130℃老化72小时后的调驱体系经过搅拌10分钟后形成的泡沫形态。
图5显示了常温调驱体系经过搅拌10分钟后常温放置2小时后的泡沫形态。图6显示了经130℃老化72小时后的调驱体系经过搅拌10分钟后常温放置2小时后的泡沫形态。
可以看到，老化后的复合体系溶液形成的泡沫具有更好的稳定性。老化后的复配体系溶液搅拌后能形成更多泡沫，且泡沫更加致密，泡沫消泡速率比常温体系慢很多。
实施例二
本实施例的调驱体系的组成(重量百分比)是：粒径为30nm的亲水型TiO2颗粒1％，CTAB 0.5％，分子量是700万且水解度10％的HPAM 0.2％和余量为总矿化度为220000mg/L的模拟矿化水(其中Ca2+与Mg2+离子浓度均为2000mg/L)。
本实施例的调驱体系的制备方法是：
(1)在25℃下，在总矿化度为220000mg/L的模拟矿化水中先加入表面活性剂CTAB，利用磁力搅拌器搅拌3～5分钟使表面活性剂CTAB充分溶解，得到CTAB水溶液；
(2)在CTAB水溶液中逐滴加入粒径为30nm的亲水型TiO2颗粒，搅拌3～5分钟后超声30分钟，使纳米TiO2在水中均匀分散，得到CTAB和纳米TiO2分散水溶液，称为混合溶液；
(3)在混合溶液中再加入部分水解HPAM，利用机械搅拌器低速搅拌溶液12小时即制得本实施例的调驱体系。
实施例三
本实施例的调驱体系的组成(重量百分比)是：粒径为10nm的亲水型TiO2颗粒3％，CTAB 0.2％，分子量是1000万且水解度15％的HPAM 0.3％和余量为总矿化度为220000mg/L的模拟矿化水(其中Ca2+与Mg2+离子浓度均为2000mg/L)。
本实施例的调驱体系的制备方法与实施例一相同。
实施例四
本实施例的调驱体系的组成(重量百分比)是：粒径为20nm的亲水型TiO2颗粒2％，CTAB 0.8％，分子量是500万且水解度5％的HPAM 0.1％和余量为总矿化度为220000mg/L的模拟矿化水(其中Ca2+与Mg2+离子浓度均为2000mg/L)。
本实施例的调驱体系的制备方法与实施例一相同。
实施例五
本实施例的调驱体系的组成(重量百分比)是：粒径为30nm的亲水型TiO2颗粒2％，CTAB 0.5％，分子量是1200万且水解度20％的HPAM 0.2％和余量为总矿化度为220000mg/L的模拟矿化水(其中Ca2+与Mg2+离子浓度均为2000mg/L)。
本实施例的调驱体系的制备方法与实施例一相同。
实施例六：模拟驱油实验
本实施例采用实施例一制备的调驱体系进行驱油。针对的是渗透率为2.3μm2的人造岩心(长度为8.5cm，直径为2.5cm，孔隙体积约为13.65mL)。该人造岩心由北京东方智盛石油科技有限公司购买获得。
本实施例的驱油方法是：
在130℃的恒温烘箱中，将渗透率为2.3μm2的人造岩心(长度为8.5cm，直径为2.5cm，孔隙体积约为13.65mL)抽真空、饱和水、饱和油，水驱至含水率为96％后，按照以下三个段塞进行复合调驱体系的驱油：前置预处理段塞、主段塞和后置保护段塞。复合调驱体系驱油的具体操作如下：
(1)前置预处理段塞：前置预处理段塞为CTAB水溶液，水溶液中CTAB的质量分数为0.3mmol/L，体积注入量为岩心孔隙体积的0.1％；
(2)主段塞：主段塞中复合调驱体系为实施例一制备的调驱体系，该调驱体系与纯氮气按照体积比为1∶2的比例通过泡沫发生器后注入岩心中，总的体积注入量为岩心孔隙体积的50％；
(3)后置保护段塞：后置保护段塞为纳米TiO2的水溶液，水溶液中纳米TiO2的质量分数为3％，体积注入量为岩心孔隙体积的1％；
当上述三个步骤完成后，将岩心在130℃条件下老化5天，再次水驱至含水率达98％。在注入实施例一制备的调驱体系后，后续水驱阶段压力明显上升，在水驱2倍孔隙体积后达到最大值80kPa，且在水驱5倍孔隙体积后仍保持在80kPa，具有较强的流度控制能力，显著提高采收率增值达32.36％。
实施例七：模拟驱油实验
按照实施例六的驱油方法，分别采用实施例二至实施例五的调驱体系进行驱油实验，提高采收率分别是：28.31％、25.45％、27.63％、25.12％。
本发明在上文中已以优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描绘本发明，而不应理解为限制本发明的范围。应注意的是，凡是与这些实施例等效的变化与置换，均应设为涵盖于本发明的权利要求范围内。因此，本发明的保护范围应当以权利要求书中所界定的范围为准。
Claims (13)
1.一种调驱体系，其特征在于，以重量百分比计包括：1％～3％纳米二氧化钛，0.2％～0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.01％～0.3％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水。
2.根据权利要求1所述的调驱体系，其特征在于，以重量百分比计包括：1％～2％纳米二氧化钛，0.5％～0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.01％～0.2％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水；
优选地，以重量百分比计包括：2％纳米二氧化钛，0.9％十六烷基三甲基溴化铵，0.1％部分水解聚丙烯酰胺，和余量的水。
3.根据权利要求1或2所述的调驱体系，其特征在于，所述纳米二氧化钛是亲水性自分散纳米二氧化钛。
4.根据权利要求1或2所述的调驱体系，其特征在于，所述纳米二氧化钛的平均粒径是10～30nm，优选30nm。
5.根据权利要求1或2所述的调驱体系，其特征在于，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量是500～1200万，水解度是5％～20％；优选地，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量是700万，水解度是10％。
6.根据权利要求1或2所述的调驱体系，其特征在于，所述水是模拟矿化水。
7.权利要求1至6任一项所述的调驱体系的制备方法，其特征在于，包括：
(1)将十六烷基三甲基溴化铵加入水中溶解得到十六烷基三甲基溴化铵溶液；
(2)将纳米二氧化钛加入所述十六烷基三甲基溴化铵溶液中得到纳米二氧化钛均匀分散的混合溶液；
(3)将部分水解聚丙烯酰胺加入所述混合溶液中，搅拌均匀，得到所述调驱体系。
8.权利要求1至6任一项所述的调驱体系在对油藏进行驱油中的用途。
9.一种用于油藏的驱油方法，其特征在于，包括：向地层注入包括权利要求1至6任一项所述的调驱体系的主段塞。
10.根据权利要求9所述的驱油方法，其特征在于，包括：
步骤1：按照体积注入量为地层孔隙体积的0.1％～1％向地层注入前置预处理段塞；
步骤2：按照体积注入量为地层孔隙体积的30％～50％向地层注入包括所述调驱体系和氮气的主段塞；
步骤3：按照体积注入量为地层孔隙体积的0.1％～1％向地层注入后置保护段塞；
步骤4：关井。
11.根据权利要求10所述的驱油方法，其特征在于，在步骤1中，所述前置预处理段塞是浓度为0.1mmol/L～0.5mmol/L的十六烷基三甲基溴化铵溶液。
12.根据权利要求10所述的驱油方法，其特征在于，在步骤2中，按照所述调驱体系和氮气的体积比是1∶1至1∶3(优选1∶2)将所述调驱体系和氮气交替注入地层。
13.根据权利要求10所述的驱油方法，其特征在于，在步骤3中，所述后置保护段塞是质量浓度为1％～5％(优选3％)的纳米二氧化钛溶液。
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