技术领域
本发明涉及油田驱油技术领域，特别涉及一种用于油藏聚合物驱油后的化学驱油方法。
背景技术
在国内大型油田开发进入中后期时，通常需要依次采用水驱法(水驱)、聚合物驱法(聚驱)对油藏进行驱油，以提高油层原油采收率。然而，经水驱和聚驱之后，油藏的平均采出程度在50％左右，也就是说，还有近一半的地质储量仍存留在地下，因此，聚驱后有必要进一步驱油，来提高油层原油采收率。
相关技术中，聚驱后，多采用向油藏注入泡沫、微生物、凝胶、三元等物质的方法来提高驱油效率，从而提高原油采收率。具体应用时，将上述的其中一种物质通过注入井注入油藏即可。
设计人发现现有技术中至少存在以下问题：
由于油藏聚驱后，剩余油的饱和度低、且驱油机理复杂，相关技术只向油藏中注入一种体系的物质，其产生的技术效果单一且有限，不能很好地提高原油采收率。
发明内容
本发明提供一种用于油藏聚合物驱油后的化学驱油方法，可解决上述技术问题。
具体而言，包括以下的技术方案：
提供一种用于油藏聚合物驱油后的化学驱油方法，包括以下步骤：
向所述目标油藏注入第一物质，用于封堵所述目标油藏的优势渗流通道；
向所述目标油藏注入第二物质，用于对所述目标油藏预吸附；
向所述目标油藏注入第三物质，用于调整所述目标油藏不同渗透层的吸液剖面、扩大波及体积和提高驱油效率；
向所述目标油藏注入第四物质，用于防止所述第三物质被稀释；
所述第一物质的注入量为0.05-0.2PV；所述第二物质的注入量为0.05-0.1PV；所述第三物质的注入量为0.1-0.6PV；所述第四物质的注入量为0.05-0.1PV；其中，PV为所述目标油藏的孔隙体积；
所述第一物质选自低初粘凝胶体系和预交联凝胶颗粒体系中的至少一种；
所述第二物质和所述第三物质均选自三元复合体系、泡沫体系、第一聚合物体系中的至少一种；
所述第四物质为第一聚合物体系；
所述第一聚合物体系选自部分水解聚丙烯酰胺、CO2刺激响应聚合物、热增粘聚合物、插层聚合物、疏水缔合聚合物中的至少一种。
在一种可能的实施方式中，所述低初粘凝胶体系通过以下重量百分比的组分制备得到：部分水解聚丙烯酰胺0.05-0.2％，柠檬酸铬0.05-0.2％，水杨酸0.01-0.1％，尿素0.02-0.1％，亚硫酸钠0.02-0.12％，余量为水。
在一种可能的实施方式中，所述预交联凝胶颗粒体系通过以下重量百分比的组分制备得到：预交联凝胶颗粒0.1-0.6％，部分水解聚丙烯酰胺0.05-0.4％，余量为水。
在一种可能的实施方式中，所述三元复合体系通过以下重量百分比的组分制备得到：第一表面活性剂0.1-0.5％，碱0.05-1.2％，第二聚合物体系0.05-0.5％，助剂0-0.3％，余量为水；
所述第一表面活性剂选自烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐中的至少一种；
所述碱选自氢氧化钠、碳酸氢钠、碳酸钠中的至少一种；
所述第二聚合物体系为部分水解聚丙烯酰胺；
所述助剂选自插层聚合物、预交联凝胶颗粒、疏水缔合聚合物中的至少一种。
在一种可能的实施方式中，所述泡沫体系通过以下组分制备得到：发泡剂体系和气体；
所述气体为氮气、天然气、二氧化碳中的至少一种；
所述发泡剂体系通过以下重量百分比的组分制备得到：第二表面活性剂0.1-0.5％，稳泡剂0.05-0.3％，第三聚合物体系0.05-0.4％，调节剂0-0.3％，水为余量；
所述稳泡剂选自预交联凝胶颗粒、膨润土、蒙脱土、高岭土中的至少一种；
所述第三聚合物体系选自部分水解聚丙烯酰胺、CO2刺激响应聚合物、热增粘聚合物、插层聚合物、疏水缔合聚合物中的至少一种；
所述发泡剂体系与所述气体的体积比为2:1-1:3。
在一种可能的实施方式中，所述第二表面活性剂选自氟烷基醚醇铵盐、双烷基酰胺聚氧乙烯醚、α-烯烃磺酸盐、磺基甜菜碱中的至少一种。
在一种可能的实施方式中，所述调节剂选自十二烷基二甲基氯化苄、烷基季铵盐、双烷基季铵盐中的至少一种。
在一种可能的实施方式中，所述预交联凝胶颗粒选自丙烯酰胺-co-亚甲基双丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-甲基丙烯酸-co-亚甲基双丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸-co-亚甲基双丙烯酰胺中的至少一种。
在一种可能的实施方式中，所述CO2刺激响应聚合物选自聚乙二醇-b-聚(N-脒基十二烷基丙烯酰胺)、聚丙烯酰胺-b-聚甲基丙烯酸二乙胺乙酯、聚乙二醇-b-聚(N-脒基十二烷基丙烯酰胺)-b-聚苯乙烯、聚乙二醇-b-聚苯乙烯-b-聚甲基丙烯酸二乙胺乙酯中的至少一种。
在一种可能的实施方式中，所述热增粘聚合物选自双丙酮丙烯酰胺-co-丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-N-异丙基丙烯酰胺、N-异丙基丙烯酰胺-co-甲基丙烯酸羟乙酯-co-丙烯酰胺中的至少一种。
在一种可能的实施方式中，所述疏水缔合聚合物选自N-烷基丙烯酰胺-co-丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-丙烯酸酯、丙烯酰胺-co-苯乙烯、丙烯酰胺-co-甲基丙烯酸-co-烷基二甲基烯丙基季铵盐中的至少一种。
在一种可能的实施方式中，所述第三物质的注入方式为以下组合中的任一种：
(1)依次注入0.01-0.2PV的所述泡沫体系、0.01-0.2PV的所述三元复合体系、0.01-0.2PV的所述第一聚合物体系；
(2)依次注入0.01-0.2PV的所述第一聚合物体系、0.01-0.2PV的所述泡沫体系、0.01-0.2PV的所述第一聚合物体系、0.01-0.2PV的所述三元复合体系；
(3)依次注入0.01-0.2PV的所述第一聚合物体系、0.01-0.2PV的所述泡沫体系、0.01-0.2PV的所述第一聚合物体系；
(4)依次注入0.01-0.2PV的所述泡沫体系、0.01-0.2PV的所述三元复合体系；
(5)依次注入0.01-0.2PV的所述泡沫体系、0.01-0.2PV的所述第一聚合物体系；
(6)依次注入0.01-0.2PV的所述三元复合体系、0.01-0.2PV的所述第一聚合物体系；
(7)单独注入0.1-0.6PV的所述三元复合体系；
(8)单独注入0.1-0.6PV的所述泡沫体系；
(9)单独注入0.1-0.6PV的所述第一聚合物体系。
本发明实施例提供的技术方案的有益效果：
本发明实施例通过分阶段依次向油藏注入第一物质、第二物质、第三物质和第四物质，使得各个阶段所注入的物质能够相互配合，协同作用，形成适应聚驱后油藏的“堵、调、驱”相结合的驱油机理，采用本发明实施例提供的化学驱油方法可有效提高油藏聚驱后的采收率。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式作进一步地详细描述。除非另有定义，本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。
本发明实施例提供了一种用于油藏聚合物驱油后的化学驱油方法，包括以下步骤：
向目标油藏注入第一物质，用于封堵目标油藏的优势渗流通道；
向目标油藏注入第二物质，用于对目标油藏预吸附；
向目标油藏注入第三物质，用于调整所述目标油藏不同渗透层的吸液剖面、扩大波及体积和提高驱油效率；
向目标油藏注入第四物质，用于防止第三物质被稀释；
第一物质的注入量为0.05-0.2PV；第二物质的注入量为0.05-0.1PV；第三物质的注入量为0.1-0.6PV；第四物质的注入量为0.05-0.1PV；其中，PV为目标油藏的孔隙体积；
其特征还在于，第一物质选自低初粘凝胶体系和预交联凝胶颗粒体系的至少一种；
第二物质和第三物质均选自三元复合体系、泡沫体系、第一聚合物体系中的至少一种；
第四物质为第一聚合物体系；
第一聚合物体系选自部分水解聚丙烯酰胺、CO2刺激响应聚合物、热增粘聚合物、插层聚合物、疏水缔合聚合物中的至少一种。
需要说明的是，“优势渗流通道”是指目标油藏中孔径较大的渗流通道，液体渗流时，该渗流通道较其他通道在流量和/或流速方面具有优势。“吸液剖面”指的是注入端各个层位对于注液体的分配比例，高渗透率层的吸液比例高、低渗透层的吸液比例低。
本发明实施例提供的用于油藏聚合物驱油后的化学驱油方法的驱油机理为：首先向目标油藏注入0.05-0.2PV的(目标油藏的孔隙体积的倍数)第一物质，用于封堵目标油藏内部的优势渗流通道，防止后续物质串流而形成无效循环；然后向目标油藏注入0.05-0.1PV的第二物质，该第二物质用于对目标油藏的油层进行预吸附，使后续第三物质的吸附损失降到最低，保证第三物质在油层中的性能处于最佳状态；再向油藏注入0.1-0.6PV的第三物质，用于调整目标油藏不同渗透层的吸液剖面、扩大波及体积和提高驱油效率，从而实现大幅提高油藏的采收率；最后再注入0.05-0.1PV的第四物质，用于避免后续水或其它物质对第三物质的稀释和破坏而影响第三物质的驱油效果。
本发明实施例通过分阶段依次向油藏注入第一物质、第二物质、第三物质和第四物质，使得各个阶段所注入的物质能够相互配合，协同作用，形成适应聚驱后油藏的“堵、调、驱”相结合的驱油机理，采用本发明实施例提供的化学驱油方法可有效提高油藏聚驱后的采收率。
对于上述第一物质来说，第一物质用于封堵目标油藏的优势渗流通道，因此，需对油藏的优势渗流通道具有较强的深度封堵能力。实际应用时，第一物质可选自凝胶体系和/或颗粒体系，例如，可以为低初粘凝胶体系、缓膨颗粒体系、预交联凝胶颗粒体系中的一种或几种的混合。
其中，低初粘凝胶体系可通过以下重量百分比的组分制备得到：部分水解聚丙烯酰胺0.05-0.2％，柠檬酸铬0.05-0.2％，水杨酸0.01-0.1％，尿素0.02-0.1％，亚硫酸钠0.02-0.12％，余量为水。
预交联凝胶颗粒体系可通过以下重量百分比的组分制备得到：预交联凝胶颗粒0.1-0.6％，部分水解聚丙烯酰胺0.05-0.4％，余量为水。
对于上述第二物质和第三物质来说，第二物质用于对目标油藏进行预吸附，第三物质用于调整目标油藏不同渗透层的吸液剖面、扩大波及体积和提高驱油效率，因此，第二物质和第三物质需具有高粘度和低界面张力。实际应用时，第二物质和第三物质均可选自三元复合体系、泡沫体系、第一聚合物体系中的至少一种。
向目标油藏注入第三物质是整个方法中最关键的一步，第三物质相互组合交替注入油藏，进一步增强了调整目标油藏不同渗透层的吸液剖面、扩大波及体积和提高驱油效率的效果，具体应用时，所注入的第三物质可以为以下几种组合中的一种：
(1)泡沫体系(0.01-0.2PV)+三元复合体系(0.01-0.2PV)+第一聚合物体系(0.01-0.2PV)交替注入；
(2)第一聚合物体系(0.01-0.2PV)+泡沫体系(0.01-0.2PV)+第一聚合物体系(0.01-0.2PV)+三元复合体系(0.01-0.2PV)交替注入；
(3)第一聚合物体系(0.01-0.2PV)+泡沫体系(0.01-0.2PV)+第一聚合物体系(0.01-0.2PV)交替注入；
(4)泡沫体系(0.01-0.2PV)+三元复合体系(0.01-0.2PV)交替注入；
(5)泡沫体系(0.01-0.2PV)+第一聚合物体系(0.01-0.2PV)交替注入；
(6)三元复合体系(0.01-0.2PV)+第一聚合物体系(0.01-0.2PV)交替注入；
(7)三元复合体系(0.1-0.6PV)单独注入；
(8)泡沫体系(0.1-0.6PV)单独注入；
(9)第一聚合物体系(0.1-0.6PV)单独注入。
其中，第一聚合物体系选自部分水解聚丙烯酰胺、CO2刺激响应聚合物、热增粘聚合物、插层聚合物、疏水缔合聚合物中的至少一种。
三元复合体系可通过以下重量百分比的组分制备得到：第一表面活性剂0.1-0.5％，碱0.05-1.2％，第二聚合物体系0.05-0.5％，助剂0-0.3％，余量为水；
第一表面活性剂用于降低三元复合体系的表面张力，具体地，第一表面活性剂选自烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐中的至少一种。
碱可选自氢氧化钠、碳酸氢钠、碳酸钠中的至少一种。
第二聚合物体系为部分水解聚丙烯酰胺；其中，部分水解聚丙烯酰胺的水解度是18-25％，分子量可为500-3500万。
助剂用于与其余物质协调增效，以调整目标油藏不同渗透层的吸液剖面、提高扩大波及体积的作用，示例地，助剂可选自插层聚合物、预交联凝胶颗粒、疏水缔合聚合物中的至少一种。
泡沫体系可通过以下组分制备得到：发泡剂体系和气体；
其中，气体可为氮气、天然气、二氧化碳中的至少一种；
发泡剂体系可通过以下重量百分比的组分制备得到：第二表面活性剂0.1-0.5％，稳泡剂0.05-0.3％，第三聚合物体系0.05-0.4％，调节剂0-0.3％，水为余量；
第三聚合物体系可以部分水解聚丙烯酰胺、CO2刺激响应聚合物、热增粘聚合物、插层聚合物、疏水缔合聚合物中的至少一种；
发泡剂体系与气体的体积比可为2:1-1:3。
其中，泡沫体系发泡方式可为地面发泡或地下发泡。地面发泡是发泡剂体系与气体预先按照试验要求混合形成均匀泡沫，然后注入油藏；地下发泡是发泡剂体系与气体按照试验要求同时注入油藏在油藏内形成均匀泡沫。
第二表面活性剂具体可选自氟烷基醚醇铵盐、双烷基酰胺聚氧乙烯醚、α-烯烃磺酸盐、磺基甜菜碱中的至少一种。
稳泡剂用于提高气泡的稳定性，延长泡沫半衰期。具体地，可选自预交联凝胶颗粒、膨润土、蒙脱土、高岭土中的至少一种。
调节剂与其余物质协同增效，提高起泡性、稳泡性和降低界面张力作用，同时调节剂具有杀菌作用，扩大了发泡剂体系的适用范围。具体地，可选自十二烷基二甲基氯化苄、烷基季铵盐、双烷基季铵盐中的至少一种。
对于上述第四物质来说，第四物质具有保护第三物质在油层中以最佳状态向采出井推进。实际应用时，第四物质选自部分水解聚丙烯酰胺、CO2刺激响应聚合物、热增粘聚合物、插层聚合物、疏水缔合聚合物中的至少一种。
其中，所述预交联凝胶颗粒选自丙烯酰胺-co-亚甲基双丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-甲基丙烯酸-co-亚甲基双丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸-co-亚甲基双丙烯酰胺中的至少一种。
CO2刺激响应聚合物可选自聚乙二醇-b-聚(N-脒基十二烷基丙烯酰胺)、聚丙烯酰胺-b-聚甲基丙烯酸二乙胺乙酯、聚乙二醇-b-聚(N-脒基十二烷基丙烯酰胺)-b-聚苯乙烯、聚乙二醇-b-聚苯乙烯-b-聚甲基丙烯酸二乙胺乙酯中的至少一种。
热增粘聚合物可选自双丙酮丙烯酰胺-co-丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-N-异丙基丙烯酰胺、N-异丙基丙烯酰胺-co-甲基丙烯酸羟乙酯-co-丙烯酰胺中的至少一种。
疏水缔合聚合物可选自N-烷基丙烯酰胺-co-丙烯酰胺、丙烯酰胺-co-丙烯酸酯、丙烯酰胺-co-苯乙烯、丙烯酰胺-co-甲基丙烯酸-co-烷基二甲基烯丙基季铵盐中的至少一种。
以下通过具体实施例来进一步说明本发明：
实施例1
本发明实施例提供了一种用于油藏聚合物驱油后的化学驱油方法，并对该化学驱油方法的实验结果进行评价。该化学驱油方法通过以下步骤实现：
模拟油藏为三层非均质岩心并联，气测渗透率分别为500、2000、4000mD，高分别为2.0、4.5、1.8cm，长、宽均为30、4.5cm。模拟油藏聚合物驱油后的化学驱油前，需要对模拟油藏进行预处理，预处理方法为在45℃(岩心出口不设回压的条件下)对模拟油藏水驱至含水95％，然后注入部分水解聚丙烯酰胺0.57PV(水解度21％、分子量1600万，浓度0.1％)，再后续水驱至含水98％。
对预处理模拟油藏进行聚合物驱油后的化学驱油，具体化学驱油方法步骤为：
(1)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第一物质，其注入量为0.1PV，；
(2)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第二物质，其注入量为0.05PV；
(3)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第三物质，其注入量为0.3PV；
(4)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第四物质，其注入量为0.1PV；
(5)向聚合物驱油后的模拟油藏注入水至含水98％。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第一物质选用低初粘凝胶体系，放置20天后，再注入第二物质。低初粘凝胶体系通过以下重量百分比的组分制备得到：部分水解聚丙烯酰胺0.05％(水解度23％、分子量1000万)，柠檬酸铬0.06％，水杨酸0.03％，尿素0.04％，亚硫酸钠0.05％，余量为水；水为大庆油田注入污水。该体系初始粘度为10.5mPa·s，第十天粘度为44.8mPa·s，第二十天粘度为1786mPa·s，第三十天粘度为2144mPa·s。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第二物质，包括以下六组方案：
方案a1：三元复合体系；
方案a2：泡沫体系；
方案a3：第一聚合物体系；
方案a4：三元复合体系；
方案a5：第一聚合物体系；
方案a6：三元复合体系。
相应地，向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第三物质，包括以下六组方案：
方案a1：三元复合体系(0.3PV)单独注入；
方案a2：泡沫体系(0.3PV)单独注入；
方案a3：第一聚合物体系(0.3PV)单独注入；
方案a4：泡沫体系(0.03PV)+三元复合体系(0.03PV)交替注入5次；
方案a5：泡沫体系(0.05PV)+第一聚合物体系(0.05PV)交替注入3次；
方案a6：三元复合体系(0.05PV)+第一聚合物体系(0.05PV)系交替注入3次。
其中，三元复合体系包含以下按重量百分比计的组成：第一表面活性剂0.3％，碱0.8％，第二聚合物体系0.2％，助剂0％，水为余量。其中第一表面活性剂是石油磺酸盐，碱为氢氧化钠，所述第二聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万，水为大庆油田注入污水。三元复合体系的界面张力为5.4×10-3mN/m，粘度为62mPa·s。
泡沫体系由发泡剂体系与气体混合组成，气体为氮气气体，发泡剂体系通过以下重量百分比的组分制备得到：第二表面活性剂0.3％，稳泡剂0.1％，第三聚合物体系0.1％，调节剂0.2％，水为余量。其中，第二表面活性剂是双烷基酰胺聚氧乙烯醚；第三聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万；稳泡剂是预交联凝胶颗粒；调节剂是双烷基季铵盐，水为大庆油田注入污水。泡沫半衰期为60min，界面张力为8.4×10-3mN/m，粘度为43mPa·s。在油藏条件下，泡沫体系的发泡剂体系与气体的体积比为1:1。泡沫体系的发泡方式为地面发泡。
第一聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万，浓度为0.2％，大庆油田注入污水配置第一聚合物，体系粘度为74mPa·s。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第四物质选用部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万，浓度为0.2％，大庆油田注入污水配置部分水解聚丙烯酰胺，其粘度为85mPa·s。聚合物驱油后进行化学驱油实验结果如表1所示。
表1聚合物驱油后进行化学驱油的实验结果一
由表1可知，不同聚合物驱后进行化学驱油后的采收率提高值均大于10％，且聚合物驱后注入压力大于0.66MPa，最高可达1.2MPa。
实施例2
本发明实施例提供了一种用于油藏聚合物驱油后的化学驱油方法，并对该化学驱油方法的实验结果进行评价。该化学驱油方法通过以下步骤实现：
模拟油藏为三层非均质岩心并联，气测渗透率分别为500、2000、4000mD，高分别为2.0、4.5、1.8cm，长、宽均为30、4.5cm。模拟油藏聚合物驱油后的化学驱油前，需要对模拟油藏进行预处理，预处理方法为在45℃对模拟油藏水驱至含水95％，然后注入部分水解聚丙烯酰胺0.57PV(水解度21％、分子量1600万，浓度0.1％)，再后续水驱至含水98％。
对预处理模拟油藏进行聚合物驱油后的化学驱油，具体化学驱油方法步骤为：
(1)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第一物质，其注入量为0.05PV，；
(2)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第二物质，其注入量为0.1PV；
(3)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第三物质，其注入量为0.4PV；
(4)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第四物质，其注入量为0.05PV；
(5)向聚合物驱油后的模拟油藏注入水至含水98％。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第一物质选用预交联凝胶颗粒体系，预交联凝胶颗粒体系包含以下按重量百分比计的组成：预交联凝胶颗粒0.3％，部分水解聚丙烯酰胺0.1％，水为余量。预交联凝胶颗粒为丙烯酰胺-b-亚甲基双丙烯酰胺；部分水解聚丙烯酰胺水解度21％，分子量为2500万；水为大庆油田注入污水；体系粘度为32mPa·s。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第二物质，包括以下九组方案：
方案b1：三元复合体系A1；
方案b2：泡沫体系；
方案b3：第一聚合物体系B1；
方案b4：三元复合体系A2；
方案b5：第一聚合物体系B1；
方案b6：第一聚合物体系B1；
方案b7：三元复合体系A1；
方案b6：第一聚合物体系B2；
方案b9：三元复合体系A2。
相应地，向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第三物质，包括以下九组方案：
方案b1：三元复合体系(0.4PV)单独注入；
方案b2：泡沫体系(0.4PV)单独注入；
方案b3：第一聚合物体系B1(0.4PV)单独注入；
方案b4：三元复合体系A2(0.4PV)单独注入；
方案b5：泡沫体系(0.04PV)+三元复合体系A1(0.04PV)交替注入5次；
方案b6：泡沫体系(0.04PV)+第一聚合物体系B1(0.04PV)交替注入5次；
方案b7：三元复合体系A1(0.05PV)+第一聚合物体系B1(0.05PV)交替注入4次；
方案b8：泡沫体系(0.05PV)+三元复合体系A2(0.05PV)交替注入4次；
方案b9：三元复合体系A2(0.1PV)+第一聚合物体系B2(0.1PV)交替注入2次。
其中，三元复合体系A1包含以下按重量百分比计的组成：第一表面活性剂0.3％，碱1.2％，第二聚合物体系0.1％，助剂0.15％，水为余量。其中，第一表面活性剂是重烷基苯磺酸盐；碱为氢氧化钠；第二聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度为23％，分子量为2500万；助剂是预交联凝胶颗粒，预交联凝胶颗粒为丙烯酰胺-b-亚甲基双丙烯酰胺；水为大庆油田注入污水。三元复合体系A1的界面张力为7.5×10-3mN/m，粘度为47mPa·s。
三元复合体系A2包含以下按重量百分比计的组成：第一表面活性剂0.3％，碱1.2％，第二聚合物体系0.1％，助剂0.1％，水为余量。其中，第一表面活性剂是重烷基苯磺酸盐；碱为碳酸氢钠；第二聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度为23％，分子量为2500万；助剂是插层聚合物(中国石油勘探开发研究院生产的“插层Ⅰ型”聚合物)，分子量为1900万；水为大庆油田注入污水。三元复合体系A2的界面张力为5.5×10-3mN/m，粘度为77mPa·s。
泡沫体系由发泡剂体系与气体混合组成。气体为天然气气体，发泡剂体系包含以下按重量百分比计的组成：第二表面活性剂0.3％，稳泡剂0.2％，第三聚合物体系0.15％，调节剂0.1％，水为余量。其中，第二表面活性剂是磺基甜菜碱；第三聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度为21％、分子量为2500万；稳泡剂是预交联凝胶颗粒和蒙脱土，预交联凝胶颗粒和蒙脱土比例为4:1；调节剂是十二烷基二甲基氯化苄，水为大庆油田注入污水。泡沫半衰期为70min，界面张力为6.7×10-3mN/m，粘度为56mPa·s。在油藏条件下，泡沫体系的发泡剂体系与气体的体积比为1:2。泡沫体系的发泡方式为地下发泡。
第一聚合物体系B1是疏水缔合聚合物中的丙烯酰胺-co-甲基丙烯酸-co-烷基二甲基烯丙基季铵盐，其按重量百分比记含量为0.2％，大庆油田注入污水配置第一聚合物体系，体系粘度为75mPa·s。
第一聚合物体系B2是热增粘聚合物中的双丙酮丙烯酰胺-co-丙烯酰胺，其按重量百分比记含量为0.25％，大庆油田注入污水配置第一聚合物体系，体系粘度为95mPa·s。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第四物质选用部分水解聚丙烯酰胺，其水解度为23％，分子量为2500万，浓度为0.2％，大庆油田注入污水配置部分水解聚丙烯酰胺，其粘度为85mPa·s。聚合物驱油后进行化学驱油的实验结果如表2所示。
表2聚合物驱油后进行化学驱油的实验结果二
由表2可知，不同聚合物驱后进行化学驱油后的采收率提高值均大于12％，且采收率提高值可达19.4％。聚合物驱后注入压力大于0.68MPa，最高可达1.94MPa。
实施例3
本发明实施例提供了一种用于油藏聚合物驱油后的化学驱油方法，并对该化学驱油方法的实验结果进行评价。该化学驱油方法通过以下步骤实现：
模拟油藏为三层非均质岩心并联，气测渗透率分别为500、2000、4000mD，高分别为2.0、4.5、1.8cm，长、宽均为30、4.5cm。模拟油藏聚合物驱油后的化学驱油前，需要对模拟油藏进行预处理，预处理方法为在45℃对模拟油藏水驱至含水95％，然后注入部分水解聚丙烯酰胺0.57PV(水解度21％、分子量1600万，浓度0.1％)，再后续水驱至含水98％。
对预处理模拟油藏进行聚合物驱油后的化学驱油，具体化学驱油方法步骤为：
(1)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第一物质，其注入量为0.1PV，；
(2)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第二物质，其注入量为0.05PV；
(3)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第三物质，其注入量为0.6PV；
(4)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第四物质，其注入量为0.05PV；
(5)向聚合物驱油后的模拟油藏注入水至含水98％。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第一物质选用低初粘凝胶体系，放置30天后，再注入第二物质。低初粘凝胶体系通过以下重量百分比的组分制备得到：部分水解聚丙烯酰胺0.1％(水解度23％、分子量1500)，柠檬酸铬0.15％，水杨酸0.05％，尿素0.06％，亚硫酸钠0.08％，水为余量，水为大庆油田注入污水。该体系初始粘度为16.5mPa·s，第十天粘度为54.6mPa·s，第二十天粘度为2178mPa·s，第三十天粘度为2614mPa·s。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第二物质，包括以下十二组方案：
方案c1：三元复合体系C1；
方案c2：三元复合体系C2；
方案c3：三元复合体系C2；
方案c4：三元复合体系C1；
方案c5：第一聚合物体系E1；
方案c6：第一聚合物体系E2；
方案c7：第一聚合物体系E2；
方案c8：第一聚合物体系E2；
方案c9：第一聚合物体系E1；
方案c10：第一聚合物体系E3；
方案c11：第一聚合物体系E4；
方案c12：第一聚合物体系E3。
相应地，向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第三物质，包括以下十二组方案：
方案c1：泡沫体系D1(0.1PV)+三元复合体系C1(0.1PV)+第一聚合物体系E1(0.1PV)交替注入2次；
方案c2：泡沫体系D2(0.1PV)+三元复合体系C2(0.1PV)+第一聚合物体系E2(0.1PV)交替注入2次；
方案c3：泡沫体系D1(0.1PV)+三元复合体系C2(0.1PV)+第一聚合物体系E2(0.1PV)交替注入2次；
方案c4：泡沫体系D2(0.1PV)+三元复合体系C1(0.1PV)+第一聚合物体系E1(0.1PV)交替注入2次；
方案c5：第一聚合物体系E1(0.05PV)+泡沫体系D1(0.05PV)+第一聚合物体系E1(0.05PV)+三元复合体系C1(0.05PV)交替注入3次；
方案c6：第一聚合物体系E2(0.05PV)+泡沫体系D2(0.05PV)+第一聚合物体系E2(0.05PV)+三元复合体系C2(0.05PV)交替注入3次；
方案c7：第一聚合物体系E2(0.05PV)+泡沫体系D2(0.05PV)+第一聚合物体系E1(0.05PV)+三元复合体系C1(0.05PV)交替注入3次；
方案c8：第一聚合物体系E2(0.05PV)+泡沫体系D1(0.05PV)+第一聚合物体系E1(0.05PV)+三元复合体系C2(0.05PV)交替注入3次；
方案c9：第一聚合物体系E1(0.1PV)+泡沫体系D1(0.1PV)+第一聚合物体E1(0.1PV)系交替注入2次；
方案c10：第一聚合物体E2(0.05PV)+泡沫体系D2(0.1PV)+第一聚合物体E3(0.05PV)+三元复合体系C1(0.1PV)系交替注入2次；
方案c11：第一聚合物体系E2(0.05PV)+泡沫体系D2(0.1PV)+第一聚合物体E2(0.05PV)系交替注入3次；
方案c12：第一聚合物体系E3(0.05PV)+三元复合体系C2(0.1PV)+第一聚合物体E4(0.05PV)系交替注入3次。
其中，三元复合体系C1包含以下按重量百分比计的组成：第一表面活性剂0.3％，碱1.0％，第二聚合物体系0.15％，助剂0.15％，水为余量。其中第一表面活性剂是重烷基苯磺酸盐，碱为氢氧化钠，第二聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万；助剂是预交联凝胶颗粒，预交联凝胶颗粒为丙烯酰胺-b-亚甲基双丙烯酰胺；水为大庆油田注入污水。三元复合体系C1的界面张力为7.5×10-3mN/m，粘度为62mPa·s。
三元复合体系C2包含以下按重量百分比计的组成：第一表面活性剂0.3％，碱1.2％，第二聚合物体系0.1％，助剂0.15％，水为余量。其中第一表面活性剂是石油磺酸盐，碱为氢氧化钠，第二聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万；助剂是疏水缔合聚合物中的N-烷基丙烯酰胺-co-丙烯酰胺；水为大庆油田注入污水。三元复合体系C2的界面张力为8.5×10-3mN/m，粘度为117mPa·s。
泡沫体系D1由发泡剂体系与气体混合组成。气体为二氧化碳气体，发泡剂体系包含以下按重量百分比计的组成：第二表面活性剂0.4％，稳泡剂0.3％，第三聚合物体系0.2％，调节剂0.2％，水为余量。其中，第二表面活性剂是氟烷基醚醇铵盐；第三聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万；稳泡剂是预交联凝胶颗粒，预交联凝胶颗粒为丙烯酰胺-b-亚甲基双丙烯酰胺；调节剂是十二烷基二甲基氯化苄，水为大庆油田注入污水。泡沫半衰期为75min，界面张力为8.7×10-3mN/m，粘度为76mPa·s。在油藏条件下，泡沫体系的发泡剂体系与气体的体积比为1:2。泡沫体系的发泡方式为地面发泡。
泡沫体系D2由发泡剂体系与气体混合组成。气体为二氧化碳气体，发泡剂体系包含以下按重量百分比计的组成：第二表面活性剂0.2％，稳泡剂0.25％，第三聚合物体系0.15％，调节剂0.1％，水为余量。其中，第二表面活性剂是磺基甜菜碱；第三聚合物体系是插层聚合物(中国石油勘探开发研究院生产的“插层Ⅰ型”聚合物),其分子量为1900万，；稳泡剂是预交联凝胶颗粒和蒙脱土，预交联凝胶颗粒和蒙脱土比例为4:1；调节剂是烷基季铵盐，水为大庆油田注入污水。泡沫半衰期为71min，界面张力为8.1×10-3mN/m，粘度为51mPa·s。在油藏条件下，泡沫体系的发泡剂体系与气体的体积比为1:3。泡沫体系的发泡方式为地面发泡。
第一聚合物体系E1是热增粘聚合物中的双丙酮丙烯酰胺-co-丙烯酰胺0.2％，大庆油田注入污水配置第一聚合物体系，体系粘度为97mPa·s。
第一聚合物体系E2是CO2刺激响应聚合物中的聚乙二醇-b-聚(N-脒基十二烷基丙烯酰胺)0.2％，大庆油田注入污水配置第一聚合物体系，体系粘度为53mPa·s。
第一聚合物体系E3是疏水缔合聚合物中的丙烯酰胺-co-甲基丙烯酸-co-烷基二甲基烯丙基季铵盐0.25％，大庆油田注入污水配置第一聚合物体系，体系粘度为123mPa·s。
第一聚合物体系E4是插层聚合物(中国石油勘探开发研究院生产，“插层Ⅰ型”)，其分子量为1900万，浓度为0.25％，大庆油田注入污水配置第一聚合物体系，体系粘度为93mPa·s。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第四物质选用插层聚合物(中国石油勘探开发研究院生产的“插层Ⅰ型”聚合物)，其分子量为1900万，浓度为0.2％，大庆油田注入污水配置，其体系粘度为75mPa·s。聚合物驱油后进行化学驱油的实验结果如表3所示。
表3聚合物驱油后进行化学驱油的实验结果三
由表3可知，不同聚合物驱后进行化学驱油后的采收率提高值均大于16％，且方案c7采收率提高值接近30％。聚合物驱后注入压力大于0.84MPa，最高可达2.17MPa。
以方案c6为例分析聚驱后化学驱油方法的机理，首先向模拟油藏注入第一物质选用低初粘凝胶体系，低初粘凝胶开始体系粘度低，进入模拟油藏优势渗流通道内部，经过放置30天后，凝胶体系在优势渗流通道内部形成超高粘度凝胶，使模拟油藏优势渗流通道有效封堵。第二物质选用第一聚合物体系E2，使模拟油藏内部对驱油体系预吸附；第三物质选用依次注入第一聚合物体系E2(0.05PV)、泡沫体系D2(0.05PV)、第一聚合物体系E2(0.05PV)、三元复合体系C2(0.05PV)，共交替注入3次的方案，第二物质和第三物质中第一聚合物体系E2的注入，使模拟油藏中形成第一聚合物体系E2段塞，泡沫体系D2具有调整目标油藏不同渗透层的吸液剖面、扩大波及体积作用，同时泡沫体系E2具有超低界面张力，提高驱油效率显著。另外，前端第一聚合物体系E2为CO2刺激响应聚合物，当有CO2气体与第一聚合物体系E2接触，第一聚合物体系E2粘度迅速增加，可有效抑制泡沫体系D2中气体指进现象发生，有助于调整目标油藏不同渗透层的吸液剖面，提高扩大波及体积作用。泡沫体系D2段塞后面的第一聚合物体系E2与泡沫体系D2直接接触，当CO2气体推进落后于泡沫段塞，第一聚合物体系E2与CO2接触，粘度增加，形成活塞一样的端面，均匀推进泡沫体系D2，泡沫体系D2携带原油以段塞形式在模拟油藏中向采出端移动。后续三元复合体系C2中含有疏水缔合聚合物助剂，粘度高，有利于进一步调整目标油藏不同渗透层的吸液剖面、扩大波及体积，同时其界面张力低，且含有强碱，三元复合体系C2易与原油反应快速形成超低界面张力，进一步提高驱油效率。第三物质的四种物质体系交替注入三次，使不同体系反复三次形成调整目标油藏不同渗透层的吸液剖面、扩大波及体积和提高驱油效率作用，再加上第四物质的注入防止后续液体对第三物质的稀释，这些物质相互作用使模拟油藏原油采收率达到最大化，充分实现了“堵、调、驱”相结合的驱油机理。
实施例4
本发明实施例提供了一种用于油藏聚合物驱油后单纯聚合物驱、泡沫驱或三元复合驱方法用于对比分析。该方法通过以下步骤实现：
模拟油藏为三层非均质岩心并联，气测渗透率分别为500、2000、4000mD，高分别为2.0、4.5、1.8cm，长、宽均为30、4.5cm。模拟油藏聚合物驱油后的化学驱油前，需要对模拟油藏进行预处理，预处理方法为在45℃(岩心出口不设回压的条件下)对模拟油藏水驱至含水95％，然后注入部分水解聚丙烯酰胺0.57PV(水解度21％、分子量1600万，浓度0.1％)，再后续水驱至含水98％。
对预处理模拟油藏进行聚合物驱油后的化学驱油，具体化学驱油方法步骤为：
(1)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第一物质，其注入量为0PV，；
(2)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第二物质，其注入量为0PV；
(3)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第三物质，其注入量为0.6PV；
(4)向聚合物驱油后的模拟油藏注入第四物质，其注入量为0PV；
(5)向聚合物驱油后的模拟油藏注入水至含水98％。
向聚合物驱油后的模拟油藏注入的第三物质，包括以下三组方案：
方案d1：三元复合体系；
方案d2：泡沫体系；
方案d3：第一聚合物体系。
其中，三元复合体系包含以下按重量百分比计的组成：第一表面活性剂0.3％，碱0.8％，第二聚合物体系0.2％，助剂0％，水为余量。其中第一表面活性剂是石油磺酸盐，碱为氢氧化钠，所述第二聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万，水为大庆油田注入污水。三元复合体系的界面张力为5.4×10-3mN/m，粘度为62mPa·s。
泡沫体系由发泡剂体系与气体混合组成，气体为氮气气体，发泡剂体系通过以下重量百分比的组分制备得到：第二表面活性剂0.3％，稳泡剂0.1％，第三聚合物体系0.1％，调节剂0.2％，水为余量。其中，第二表面活性剂是双烷基酰胺聚氧乙烯醚；第三聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万；稳泡剂是预交联凝胶颗粒；调节剂是双烷基季铵盐，水为大庆油田注入污水。泡沫半衰期为60min，界面张力为8.4×10-3mN/m，粘度为43mPa·s。在油藏条件下，泡沫体系的发泡剂体系与气体的体积比为1:1。泡沫体系的发泡方式为地面发泡。
第一聚合物体系是部分水解聚丙烯酰胺，其水解度23％、分子量为2500万，浓度为0.2％，大庆油田注入污水配置第一聚合物，体系粘度为74mPa·s。
表4聚合物驱油后进行化学驱油的实验结果四
由表4可知，不同聚合物驱后进行单纯聚合物驱、泡沫驱或三元复合驱采收率提高值仅为6.7-9.3％，且聚合物驱后注入压力为0.46-0.66MPa。本发明方法采用的“堵、调、驱”相结合的方法，聚驱后提高采收效果明显好于单纯聚合物驱、泡沫驱或三元复合驱的采出效果。
本化学驱油方法的注入方式灵活多变，可以根据现场的实际情况进行调整，满足不同的需求。不同物质均具有较强的耐盐性，且不污染环境，不损害地层，不含禁用药品。
以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。