一种聚驱后自生二氧化碳体系提高石油采收率的方法技术领域
本发明涉及油气田开发领域，具体的说，本发明涉及一种聚驱后自生二氧化碳体
系提高石油采收率的方法。
背景技术
聚合物驱是我国老油田高含水期稳产、改善开发效果的重要技术手段，聚合物驱
一般可以在水驱的基础上提高采收率6％-10％，但油田经过聚合物驱，仍有将近一半的原
始原油地质储量未被开采出来，剩余油零散的分布在地层中，因此聚合物驱后如何有效挖
潜剩余油、提高石油采收率是油气田可持续发展的重要保障。
目前，聚合物驱后提高采收率的技术有：(1)地层残余聚合物絮凝技术，使用钠土、
粉煤灰等固体颗粒类絮凝剂，与地层中的残余聚合物吸附，形成絮凝物进而封堵水流大通
道，扩大波及体积，提高采收率；(2)深部调驱技术，使用弱凝胶、微球等，可以起到调剖和驱
替的双重功效，控制高渗透孔道，扩大波及体积，提高采收率；(3)复合化学驱技术，在聚合
物驱驱油体系的基础上，加上表面活性剂或/和碱，降低体系的界面张力和原油的乳化能
力，增加驱油效率，提高采收率；等等。而在聚合物驱后，既能提高波及效率和驱油效率的提
高采收率方法很少。
发明内容
本发明的一个目的在于提供一种聚驱后自生二氧化碳体系提高石油采收率的方
法。
为达上述目的，一方面，本发明提供了一种聚驱后自生二氧化碳体系提高石油采
收率的方法，其中，所述方法包括向经过聚驱后的油井注入自生二氧化碳体系和隔离液。
本发明的自生二氧化碳体系和隔离液用量可以根据现场情况来确定，而根据本发
明一些具体实施方案，自生二氧化碳体系和隔离液的重量比为1：5～1：20。但本发明并不限
于此范围。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述自生二氧化碳体系和隔离液是以多轮
次方式交替注入。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法还包括在注入自生二氧化碳体系
和隔离液时，在驱替过程中记录驱替的温度、速度、压力、产油量和产水量，并最终计算聚驱
后层内自生二氧化碳体系的采收率和整个驱替阶段的驱替效率。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述二氧化碳体系为单液体系或双液体系；
所述单液体系的成分为碳酸氢铵和助剂；所述双液体系的成分包括生气剂和释气剂和助
剂；所述生气剂选自碳酸盐或碳酸氢盐中的一种或多种；所述释气剂选自有机酸或无机酸
中的一种或多种。
根据本发明一些具体实施方案，其中，当所述二氧化碳体系为双液体系时，所述方
法包括：按照生气剂、隔离液、释气剂和助剂的混合、隔离液的顺序进行注入，并按照上述顺
序反复重复直至结束。
其中每一周期所加入的生气剂、隔离液、释气剂和助剂的混合、隔离液四者的用量
可以根据现场情况确定，而根据本发明一些具体实施方案，生气剂、隔离液、释气剂和助剂
的混合、隔离液的质量比为1：(0.2～0.05)：(0.5～3)：(0.2～0.05)；但不仅限于此。
其中可以理解的是，这里所述的释气剂和助剂的混合，是将释气剂和助剂混合后
加入，即，加入生气剂后加入隔离液，然后加入释气剂和助剂的混合物，再加入隔离液。
根据本发明一些具体实施方案，每一周期的注入量通常为0.05PV～0.1PV。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述碳酸盐选自碳酸钾、碳酸钠或碳酸铵；
所述碳酸氢盐选自碳酸氢钠、碳酸氢钾、碳酸氢钙或碳酸氢铵；所述无机酸选自硫酸或盐
酸；所述有机酸选自乙酸。
根据本发明一些具体实施方案，其中，当所述二氧化碳体系为双液体系时，释气剂
的摩尔量为生气剂的摩尔量的1-4倍。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述生气剂为质量浓度为1％-30％的水溶
液，所述百分比是以生气剂的总质量为100％计。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述隔离液选自地层水、水或部分水解聚丙
烯酰胺水溶液；
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述部分水解聚丙烯酰胺水溶液的质量浓
度为1000-10000ppm；
所述部分水解聚丙烯酰胺可以为常规市售的部分水解聚丙烯酰胺；而根据本发明
一些具体实施方案，其中，所述部分水解聚丙烯酰胺的平均分子量为600万至2500万。
即，采用市售的标注的平均分子量为600万至2500万的部分水解聚丙烯酰胺。
其中可以理解的是，所述的地层水为本领域所熟知的术语，该地层水可以是现场
抽取的地层水，也可以是提前抽取并储存的，甚至可以是按照常规地层水的成分人工配制
得到的模拟地层水。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述二氧化碳体系还包括助剂，所述助剂选
自起泡剂、稳泡剂和缓蚀剂中的一种或多种。
根据本发明一些具体实施方案，其中，当所述的各助剂分别存在时，各自用量分别
独立的为：起泡剂0.5％-5％、稳泡剂0.1％-1％、缓蚀剂0.5％-5％；所述百分比为以释气剂
的总质量为100％计。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述起泡剂可以为本领域常规使用的起泡
剂，譬如可以为十二烷基硫酸钠、α-烯烃磺酸钠和椰油酰胺丙基甜菜碱中的一种或多种的
混合。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述稳泡剂可以为本领域常规使用的稳泡
剂，譬如可以为聚丙烯酰胺(譬如分子量为800万、水解度25％的聚丙烯酰胺)、聚丙烯酰胺
(譬如分子量1000万、水解度20％的聚丙烯酰胺)、和羧甲基纤维素钠(譬如分子量200万或
800万的羧甲基纤维素钠)中的一种或多种的混合。
根据本发明一些具体实施方案，其中，所述缓蚀剂可以为本领域常规使用的缓蚀
剂，譬如可以为聚氧乙烯脂肪醇醚、己炔醇、十六烷基氯化吡啶和1-聚氨乙基-2-烷基咪唑
啉中的一种或多种的混合。
本发明的方法可以具体包括：
步骤一、选取物理岩心模型
物理岩心模型可以是天然岩心、露头岩心、压制均质人造岩心、压制层内非均质岩
心模型和压制层间非均质岩心模型。
(1)岩心物理模型的尺寸可以根据所使用的岩心夹持器的尺寸进行切割，测量岩
心的长度和截面积，并记录。
(2)将岩心置于105度烘箱内，烘干至恒重为止，记录干重质量；
(3)模型抽真空8小时，饱和油田地层水或模拟地层水，测量孔隙体积，计算孔隙
度；
步骤二、进行聚合物驱，并计算聚驱后的提高采收率
聚合物的分子量、水解度以及聚合物溶液的浓度、注入段塞大小等可以根据各油
田的具体情况进行调整。
(1)安装驱替实验设备，并检测密封性；
(2)饱和原油，油驱水至出口端不出水，计算束缚水状态下的原始含油饱和度；
(3)以0.1-2.0mL/min的流速水驱油，出口端含水率达到98％时，停止水驱；
(4)以0.1-2.0mL/min的流速注入一定孔隙体积倍数的聚合物段塞；
(5)以0.1-2.0mL/min的流速进行后续水驱，至出口端含水率达到98％时，停止水
驱；
(6)在驱替的过程中，记录驱替的温度、速度、压力、产油量、产水量等
(7)每隔10分钟记录试管中的油水体积，并更换下一个试管，并最终计算水驱后的
采收率和聚驱后的采收率。
步骤三、进行聚驱后层内自生二氧化碳调驱体系驱替
采用一定段塞大小的层内自生二氧化碳调驱体系，其中层内自生二氧化碳体系、
助剂和隔离液以多轮次方式交替注入，在驱替的过程中，记录驱替的温度、速度、压力、产油
量、产水量等，并最终计算聚驱后层内自生二氧化碳调驱体系的采收率和整个驱替阶段的
驱替效率。
层内自生二氧化碳调剖体系由层内自生二氧化碳体系和相关助剂组成。
层内自生二氧化碳体系的设计有两种思路，单液法和双液法。双液法时包含生气
剂和释气剂。单液法主要有：碳酸氢铵等；双液法主要有：碳酸盐/酸体系，碳酸氢盐/酸体
系，碳酸盐(生气剂)可以是碳酸钾、碳酸钠、碳酸铵等，碳酸氢盐(生气剂)可以是碳酸氢钠、
碳酸氢钾、碳酸氢钙、碳酸氢铵等。酸(释气剂)可以是盐酸、硫酸、乙酸等无机酸或有机酸。
层内自生二氧化碳调剖体系的浓度范围为1wt％-30wt％，其中采用双液法时释气
剂的摩尔浓度是生气剂的1-4倍，助剂可以有起泡剂、表面活性剂、稳泡剂和缓蚀剂等。
综上所述，本发明提供了一种聚驱后自生二氧化碳体系提高石油采收率的方法。
本发明的方法具有如下优点：
本发明方法综合了多种增产原理，有效解决了多种技术难题：(1)降压增注作用，
向水井中注入化学剂溶液，实现注水井近井地带的碱解堵和酸化解堵，起到降压增注作用；
(2)放热作用，降低原油粘度，提高驱油效率；(3)驱油作用，形成二氧化碳驱，二氧化碳溶于
原油中使其粘度降低、流度增加二氧化碳在水中溶解后使水碳酸化、粘度增加、流度下降，
改善了原油水的流度，抑制粘性指进、稳定驱替前缘；(4)调剖作用，局部形成二氧化碳泡
沫，对大孔道进行短暂封堵，改变液流方向，扩大波及效率，提高驱油效果。
附图说明
图1为驱替实验装置图；
图2为均质岩心物理模型的驱替动态图；
图3为层内非均质岩心物理模型的驱替动态图。
具体实施方式
以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅
读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。
实施例1
(1)选取压制均质人造岩心模型，气测渗透率为500mD，岩心的长为29.55cm，横截
面积4.30*4.35cm2。
(2)将岩心置于105℃烘箱内，烘干至恒重为止，记录干重质量1024.93g；
(3)模型抽真空8小时，饱和模拟地层水，测量孔隙体积为135.43mL，计算孔隙度为
24.50％；
(4)按照图1安装驱替实验设备，并检测密封性；
(5)饱和原油，油驱水至出口端不出水，计算束缚水状态下的原始含油饱和度为
64.98％；
(6)以1.0mL/min的流速水驱油，出口端含水率达到98％时，停止水驱；
(7)以1.0mL/min的流速注入0.3PV的聚合物(聚丙烯酰胺，分子量1500万，浓度为
1500mg/L)段塞；
(8)以1.0mL/min的流速进行后续水驱，至出口端含水率达到98％时，停止水驱；
(9)以1.0mL/min的流速注入1.075PV的层内自生二氧化碳调驱体系。这种层内自
生二氧化碳调驱体系的组成为0.5PV 1.2mol/L碳酸钠溶液、0.5PV 2.4mol/L盐酸溶液、
0.075PV模拟地层水。注入段塞分7次注入，为：0.25PV(孔隙体积倍数)碳酸钠溶液、0.025PV
模拟地层水、0.25PV盐酸溶液、0.025PV模拟地层水、0.25PV碳酸钠溶液、0.025PV模拟地层
水、0.25PV盐酸溶液。其中，盐酸溶液中添加的助剂为0.5wt％十二烷基磺酸钠溶液，用作起
泡剂，和1.5wt％阴离子型聚丙酰胺(分子量为1000万，水解度为20％)，用作稳泡剂，和
1.5wt％1-聚氨乙基-2-烷基咪唑啉，用作缓蚀剂；
(10)在驱替的过程中，记录驱替的温度、速度、压力、产油量、产水量等，如图2所
示；
(11)每隔10分钟记录试管中的油水体积，并更换下一个试管，并最终出计算水驱
后的采出程度为32.50％，聚驱后的采出程度为42.39％，聚驱后层内自生二氧化碳调驱体
系驱替的采出程度为50.68％，聚驱在水驱的基础上提高采收率为9.89％，聚驱后层内自生
二氧化碳调驱体系驱替在聚驱的基础上提高采收率为8.29％。
实施例2
(1)选取压制层内非均质人造岩心模型，气测渗透率分别为500/2500/5000mD，岩
心的长为29.55cm，高渗层横截面积4.50*1.47cm2，中渗层横截面积4.50*1.52cm2，低渗层横
截面积4.50*1.48cm2；
(2)将岩心置于105℃烘箱内，烘干至恒重为止，记录干重质量1053.47g；
(3)模型抽真空8小时，饱和模拟地层水，测量孔隙体积为162.01mL，计算孔隙度为
27.25％；
(4)安装驱替实验设备，并检测密封性；
(5)饱和原油，油驱水至出口端不出水，计算束缚水状态下的原始含油饱和度为
71.36％；
(6)以1.0mL/min的流速水驱油，出口端含水率达到98％时，停止水驱；
(7)以1.0mL/min的流速注入0.3PV的聚合物(分子量1500万，浓度为1500mg/L)段
塞；
(8)以1.0mL/min的流速进行后续水驱，至出口端含水率达到98％时，停止水驱；
(9)以1.0mL/min的流速注入1.0875PV的层内自生二氧化碳调驱体系。这种层内自
生二氧化碳调驱体系的组成为0.5PV 1.2mol/L碳酸钠溶液、0.5PV 2.4mol/L盐酸溶液、
0.0875PV模拟地层水。注入段塞分15次注入，依次为：0.125PV碳酸钠溶液、0.0125PV模拟地
层水、0.125PV盐酸溶液、0.0125PV模拟地层水、0.125PV碳酸钠溶液、0.0125PV模拟地层水、
0.125PV盐酸溶液、0.0125PV模拟地层水、0.125PV碳酸钠溶液、0.0125PV模拟地层水、
0.125PV盐酸溶液、0.0125PV模拟地层水、0.125PV碳酸钠溶液、0.0125PV模拟地层水、
0.125PV盐酸溶液。其中，盐酸溶液中添加的助剂为0.5wt％OP-10，用作起泡剂，和1.5wt％
阴离子型聚丙酰胺(分子量为800万，水解度为25％)，用作稳泡剂，和1.5wt％1-聚氨乙基-
2-烷基咪唑啉，用作缓蚀剂；
(10)在驱替的过程中，记录驱替的温度、速度、压力、产油量、产水量等，如图3所
示；
(11)每隔10分钟记录试管中的油水体积，并更换下一个试管，并最终出计算水驱
后的采出程度为23.95％，聚驱后的采出程度为34.44％，聚驱后层内自生二氧化碳调驱体
系驱替的采出程度为46.67％，聚驱在水驱的基础上提高采收率为10.49％，聚驱后层内自
生二氧化碳调驱体系驱替在聚驱的基础上提高采收率为12.23％。