本公開涉及強化采油技術領域，具體地，涉及一種采油方法及其使用的驅油劑和聚合物。
背景技術：
目前注水開發的大型整裝油田逐步進入老齡化，油井產量下降，含水量上升，因此用技術保障穩定的產量和經濟效益以及提高采收率是油田開發的必經之路。其中，聚合物eor技術是目前為止最為可靠并廣泛接受的提高采收率技術，在中國東部大型整裝油田如大慶、勝利、河南以及中海油等得到了長期的工業應用檢驗和證明，阿曼、加拿大、印度、阿根廷等國家也相繼開展了聚合物eor。
但是，目前油田使用的聚合物雖然具有良好的溶解性以及良好的粘度；但是存在聚合物溶液粘度波動劇烈的缺陷，從而導致采油效率不穩定。
因此，需要設計一種新的采油方法來克服目前強化采油技術的缺陷。
技術實現要素：
本公開的目的是提供一種采油方法，該采油方法不同于現有的采油方法，可以顯著降低采油成本。
本公開的發明人出乎意料地發現降低油田使用的聚合物水解度后，聚合物溶液粘度保持在相對穩定的水平，從而使得強化采油能夠穩定高效地進行，由此得到了本公開的技術方案。
本公開第一方面提供了一種采油方法，該方法包括如下步驟：
(1)將聚合物溶解于回注水中，得到驅油劑；
(2)將所述驅油劑注入油藏以驅動原油采出；
其中，所述聚合物包括水解度為0～10％的聚丙烯酰胺。
本公開第二方面提供了一種驅油劑，該驅油劑含有聚合物和回注水，其中，所述聚合物包括水解度為0～10％的聚丙烯酰胺。
本公開第三方面提供了一種聚合物，該聚合物包括水解度為0～10％的聚丙烯酰胺。
本公開第四方面提供了如上所述的聚合物在制備驅油劑或者采油中的用途。
通過上述技術方案，本公開所提供的水解度為0～10％的聚合物可以在油田回注污水或者其他油田注水中快速溶解，不需要經過后水解過程，使用撬裝式設備在現有注水管線中即可實現分散、溶解，無需使用地表清水和建設大型注聚設備，從而節約了建設費用、減少了注入能耗和維護成本；采用如上所述采油方法時，需要根據回注水的條件、油藏的溫度、礦化度、鈣鎂離子總量以及開發狀態調整聚合物的配方制備得到不同水解度的聚合物，所述聚合物用于制備驅油劑進行采油時可以克服水解度高的聚合物用于采油時對水中各種雜質以及礦化度敏感、注入過程中水質變化導致聚合物溶液粘度降低迅速的缺點；并且所述驅油劑注入過程粘度較低并且不需要后水解設備，在油藏條件下可以運移到油藏深部后由低粘度變成高粘度，采出液的油水分離與水驅完全相同，無需大型設備與特殊處理，油水分離后的污水可處理后完全回注，無需再地表排放，降低綜合成本明顯，環境效益明顯。
本公開的其他特征和優點將在隨后的具體實施方式部分予以詳細說明。
具體實施方式
以下對本公開的具體實施方式進行詳細說明。應當理解的是，此處所描述的具體實施方式僅用于說明和解釋本公開，并不用于限制本公開。
在本公開中，未作相反說明的情況下，所使用的“水解度”為按照《gb/t12005.6-1989部分水解聚丙烯酰胺水解度測定方法》測定的數值。
在本公開中，未作相反說明的情況下，所使用的“結構單元”是指高分子鏈中出現的以單體結構為基礎的原子團。
在本公開中，未做相反說明的情況下，特性粘數[η]的數值為按照《gb/t12005.1-1989聚丙烯酰胺特性粘數測定方法》測定的數值。
在本公開中，未做相反說明的情況下，粘度的數值為按照《gb/t265-1988石油產品運動粘度測定法和動力粘度計算法》測定的數值。
在本公開中，未做相反說明的情況下，所述總礦化度指為油田中離子、分子和各種化合物的總含量。
本公開第一方面提供了一種采油方法，該方法包括如下步驟：
(1)將聚合物溶解于回注水中，得到驅油劑；
(2)將所述驅油劑注入油藏以驅動原油采出；
其中，所述聚合物包括水解度為0～10％的聚丙烯酰胺。
通過上述技術方案，水解度為0～10％的聚合物可以在油田回注污水或者其他油田注水中快速溶解，不需要經過后水解過程，使用撬裝式設備在現有注水管線中即可實現分散、溶解，無需使用地表清水和建設大型注聚設備，從而節約了建設費用、減少了注入能耗和維護成本；采用如上所述采油方法時，需要根據回注水的條件、油藏的溫度、礦化度、鈣鎂離子總量以及開發狀態調整聚合物的配方制備得到不同水解度的聚合物，所述聚合物用于制備驅油劑進行采油時可以克服水解度高的聚合物用于采油時對水中各種雜質以及礦化度敏感、注入過程中水質變化導致聚合物溶液粘度降低迅速的缺點；并且所述驅油劑注入過程粘度較低并且不需要后水解設備，在油藏條件下可以運移到油藏深部后由低粘度變成高粘度，采出液的油水分離與水驅完全相同，無需大型設備與特殊處理，油水分離后的污水可處理后完全回注，無需再地表排放，降低綜合成本明顯，環境效益明顯。
根據本公開的第一方面，進一步地，為了使所述聚丙烯酰胺具有低的水解度，所述聚丙烯酰胺可以含有主體結構單元和改性結構單元；所述主體結構單元包括式(1)所示的結構單元；所述改性結構單元包括式(2)所示的結構單元，還可以包括或不包括式(3)所示的結構單元；
所述聚丙烯酰胺中，以所述聚丙烯酰胺結構單元的總摩爾數值為100份計，式(1)所示的結構單元含量可以為50～85摩爾份，式(2)所示的結構單元含量可以為5～35摩爾份，式(3)所示的結構單元含量可以為0～10摩爾份；
所述聚丙烯酰胺的分子量不低于20000kda、特性粘數不低于2500ml/g。
根據本公開第一方面，進一步地為了使所述聚丙烯酰胺應用于采油時能夠提高采收率，所述聚丙烯酰胺中式(1)所示的結構單元摩爾含量記為a％、式(2)所示的結構單元摩爾含量記為b％，式(3)所示的結構單元摩爾含量記為c％，所述油藏的溫度記為t且單位為k，總礦化度記為m且單位為g/l，鈣鎂離子總量記為n且單位為g/l，油藏ph記為p；b、t、m、n和p滿足如公式(1)、公式(2)和公式(3)所示的計算關系；
b＝(b1+b2)×p/7公式(1)，
b1＝(t-318.15)/4公式(2)，
b2＝m/23+15n/32+5公式(3)；
當t不低于343.15k時，c％的含量為0，當t低于343.15k時，c％的含量為0～10％之間的任意值。
根據本公開第一方面，進一步地為了維持聚丙烯酰胺溶液用于采油時的穩定性，所述聚丙烯酰胺注入油藏的注入濃度可以為1000～2500ppm。
根據本公開的第一方面，進一步地為了保證聚丙烯酰胺用于采油時的初始粘度，所述回注水為經過脫硫和脫機械雜質后達到回注水標準的油田采出污水，所述回注水標準可以為油田自身設計的標準或者中國石油、中國石化和中國海油油田回注水標準。
根據本公開第一方面，進一步地，所述驅油劑注入油藏后初始粘度不低于15mpa·s，老化三個月后的粘度不低于14mpa·s。
本公開第二方面提供了一種驅油劑，該驅油劑含有聚合物和回注水，其中，所述聚合物包括水解度為0～10％的聚丙烯酰胺。
根據本公開的第二方面，進一步地為了使所述聚丙烯酰胺具有低的水解度，所述聚丙烯酰胺含有主體結構單元和改性結構單元；所述主體結構單元包括式(1)所示的結構單元；所述改性結構單元包括式(2)所示的結構單元；所述改性結構單元還可以包括或不包括式(3)所示的結構單元；
所述聚丙烯酰胺中，以所述聚丙烯酰胺結構單元的總摩爾數值為100份計，式(1)所示的結構單元含量可以為50～85摩爾份，式(2)所示的結構單元含量可以為5～50摩爾份，式(3)所示的結構單元含量可以為0～10摩爾份；
所述聚丙烯酰胺的分子量不低于20000kda、特性粘數不低于2500ml/g。
根據本公開的第二方面，進一步地為了使所述聚丙烯酰胺應用于采油時能夠提高采收率，所述聚丙烯酰胺中式(1)所示的結構單元摩爾含量記為a％、式(2)所示的結構單元摩爾含量記為b％，式(3)所示的結構單元摩爾含量記為c％，所述油藏的溫度記為t且單位為k，總礦化度記為m且單位為g/l，鈣鎂離子總量記為n且單位為g/l，油藏ph記為p；b、t、m、n和p滿足如公式(1)、公式(2)和公式(3)所示的計算關系；
b＝(b1+b2)×p/7公式(1)，
b1＝(t-318.15)/4公式(2)，
b2＝m/23+15n/32+5公式(3)；
當t不低于343.15k時，c％的含量為0，當t低于343.15k時，c％的含量為0～10％之間的任意值。
根據本公開的第二方面，進一步地為了維持聚丙烯酰胺溶液用于采油時的穩定性，所述聚丙烯酰胺注入油藏的注入濃度為1000～2500ppm。
根據本公開第二方面，進一步地，所述驅油劑應用于采油時將所述聚合物干粉利用撬裝式設備分散于注水管道中溶解于回注水。
根據本公開第二方面，進一步地為了保證聚丙烯酰胺用于采油時的初始粘度，所述回注水為經過脫硫和脫機械雜質后達到回注水標準的油田采出污水。
根據本公開第二方面，所述驅油劑注入油藏后初始粘度不低于15mpa·s，老化三個月后的粘度不低于14mpa·s。
本公開第三方面提供了一種聚合物，該聚合物包括水解度為0～10％的聚丙烯酰胺。
根據本公開第三方面，更進一步地，該聚合物包括水解度為0～5％的聚丙烯酰胺，可以較好地滿足高礦化度油井的需求。
根據本公開第三方面，進一步地為了使所述聚丙烯酰胺應用于采油時能夠提高采收率，所述聚丙烯酰胺含有主體結構單元和改性結構單元；所述主體結構單元包括式(1)所示的結構單元；所述改性結構單元包括式(2)所示的結構單元；所述改性結構單元還包括或不包括式(3)所示的結構單元；
所述聚丙烯酰胺中，以所述聚丙烯酰胺結構單元的總摩爾數值為100份計，式(1)所示的結構單元含量為50～85摩爾份，式(2)所示的結構單元含量為5～50摩爾份，式(3)所示的結構單元含量為0～10摩爾份；
所述聚丙烯酰胺的分子量不低于20000kda、特性粘數不低于2500ml/g。
根據本公開第三方面，進一步地，所述聚丙烯酰胺通過如下所述的步驟制備得到：
s1.將如式(4)、式(5)和式(6)所示的單體按比例混合均勻得到混合物，將所述混合物溶于水，并加入適量naoh調節ph值為6.5～7.5得到第一溶液；其中，以所述混合物的總摩爾數值為100份計，式(4)所示的單體含量為50～85摩爾份，式(5)所示的單體含量為5～50摩爾份，式(6)所示的單體含量為0～10摩爾份；
s2.將所述第一溶液的溫度降至0～10℃，向所述溶液中通入高純氮氣0.5～1小時后得到去氧溶液，向所述去氧溶液中加入引發劑引發反應，反應結束后得到聚合物膠體；其中，以所述混合物的總重量為100份計，所述引發劑的用量為0.001～0.1重量份；
s3.將所述聚合物膠體剪碎后于55～75℃條件下烘干至含水量不高于12重量％得到烘干后的聚合物，將所述烘干后的聚合物粉碎篩選粒徑為60～100目的聚合物顆粒得到強化采油用聚合物干粉。
根據本公開第三方面，進一步地為了使所述聚丙烯酰胺應用于采油時能夠提高采收率，所述式(1)、式(2)和式(3)所示的結構單元比例含量根據油藏條件改變；所述聚丙烯酰胺中式(1)所示的結構單元摩爾含量記為a％、式(2)所示的結構單元摩爾含量記為b％，式(3)所示的結構單元摩爾含量記為c％，所述油藏的溫度記為t且單位為k，總礦化度記為m且單位為g/l，鈣鎂離子總量記為n且單位為g/l，油藏ph記為p；b、t、m、n和p滿足如公式(1)、公式(2)和公式(3)所示的計算關系；
b＝(b1+b2)×p/7公式(1)，
b1＝(t-318.15)/4公式(2)，
b2＝m/23+15n/32+5公式(3)；
當t不低于343.15k時，c％的含量為0，當t低于343.15k時，c％的含量為0～10％之間的任意值。
本公開第四方面提供了如上所述的聚合物在制備驅油劑或者采油中的用途。
通過上述技術方案，水解度為0～10％的聚合物可以在油田回注污水或者其他油田注水中快速溶解，不需要經過后水解過程，使用撬裝式設備在現有注水管線中即可實現分散、溶解，無需使用地表清水和建設大型注聚設備，從而節約了建設費用、減少了注入能耗和維護成本；采用如上所述采油方法時，需要根據回注水的條件、油藏的溫度、礦化度、鈣鎂離子總量以及開發狀態調整聚合物的配方制備得到不同水解度的聚合物，所述聚合物用于制備驅油劑進行采油時可以克服水解度高的聚合物用于采油時對水中各種雜質以及礦化度敏感、注入過程中水質變化導致聚合物溶液粘度降低迅速的缺點；并且所述驅油劑注入過程粘度較低并且不需要后水解設備，在油藏條件下可以運移到油藏深部后由低粘度變成高粘度，采出液的油水分離與水驅完全相同，無需大型設備與特殊處理，油水分離后的污水可處理后完全回注，無需再地表排放，降低綜合成本明顯，環境效益明顯。
下面通過實施例進一步詳細說明本發明，但是本發明并不因此受到任何限制。
此外，本發明的各種不同的實施方式之間也可以進行任意組合，只要其不違背本的思想，其同樣應當視為本發明所公開的內容。
下述實施例中的所有單體均為商購，均為聚合級原料，無需用前提純。
實施例1
本實施例中油藏的總礦化度為1.0g/l，鈣鎂離子總量為0.05g/l，溫度為45℃，ph值為8.4。
(1)聚合物干粉制作
將84摩爾份式(4)所示的單體、6摩爾份式(5)所示的單體和10摩爾份式(6)所示的單體混合均勻得到混合物，將所述混合物溶于水，并加入適量naoh調節ph值為7得到第一溶液；
將所述第一溶液的溫度降至5℃，向所述溶液中通入高純氮氣0.5小時后得到去氧溶液，向所述去氧溶液中加入過硫酸銨-亞硫酸氫鈉引發反應，反應結束后得到聚合物膠體；其中，以所述混合物的總重量為100份計，所述過硫酸銨-亞硫酸氫鈉的用量為0.0001重量份；
將所述聚合物膠體剪碎后75℃條件下烘干至含水量低于12重量％得到烘干后的聚合物，將所述烘干后的聚合物經剪切后用粉碎機破碎后篩選粒徑為60～100目的聚合物顆粒，所述聚合物水解度為10％、特性粘數為2520ml/g、分子量為23800kda的聚合物干粉。
(2)驅油劑的制備與注入
所述驅油劑中聚合物的濃度為1000ppm，所述油田回注水為經脫硫后和脫機械雜質后的油田采出污水；使用撬裝式設備將所述驅油劑分散于現有注水管線中，在注水管線中完成溶解過程。
經檢測上述驅油劑在所述油藏中的初始粘度為20mpa·s，老化六個月后聚合物溶液的32mpa·s。
實施例2
本實施例中油藏的總礦化度為6.5g/l，鈣鎂離子總量為0.15g/l，溫度為65℃，ph值為7.8。
(1)聚合物干粉制作
將80摩爾份式(4)所示的單體、11摩爾份式(5)所示的單體和9摩爾份式(6)所示的單體混合均勻得到混合物，按照實施例1中所述的制備方法制備得到粒徑為60～100目的聚合物顆粒，所述聚合物水解度為9％、特性粘數為2580ml/g、分子量為25200kda的聚合物干粉。
(2)驅油劑的制備與注入
所述驅油劑中聚合物的濃度為1200ppm，所述油田回注水為經脫硫后和脫機械雜質的油田采出污水；使用撬裝式設備將所述驅油劑分散于現有注水管線中，在注水管線中完成溶解過程。
經檢測上述驅油劑在所述油藏中的初始粘度為12mpa·s，老化六個月后聚合物溶液的18mpa·s。
實施例3
本實施例中油藏的總礦化度為20g/l，鈣鎂離子總量為0.170g/l，溫度為65℃，ph值為8.2。
(1)聚合物干粉制作
將82摩爾份式(4)所示的單體、13摩爾份式(5)所示的單體和5摩爾份式(6)所示的單體混合均勻得到混合物，按照實施例1中所述的制備方法制備得到粒徑為60～100目的聚合物顆粒，所述聚合物水解度為5％、特性粘數為2880ml/g、分子量為24000kda的聚合物干粉。
(2)驅油劑的制備與注入
所述驅油劑中聚合物的濃度為1500ppm，所述油田回注水為經脫硫后和脫機械雜質后的油田采出污水；使用撬裝式設備將所述驅油劑分散于現有注水管線中，在注水管線中完成溶解過程。
經檢測上述驅油劑在所述油藏中的初始粘度為15mpa·s，老化六個月后聚合物溶液的18mpa·s。
實施例4
本實施例中油藏的總礦化度為35g/l，鈣鎂離子總量為2.7g/l，溫度為65℃，ph值為8.2。
(1)聚合物干粉制作
將85摩爾份式(4)所示的單體、15摩爾份式(5)所示的單體混合均勻得到混合物，按照實施例1中所述的制備方法制備得到粒徑為60～100目的聚合物顆粒，所述聚合物水解度為0％、特性粘數為2560ml/g、分子量為23800kda的聚合物干粉。
(2)驅油劑的制備與注入
所述驅油劑中聚合物的濃度為1500ppm，所述油田回注水為經脫硫后和脫機械雜質后的油田采出污水；使用撬裝式設備將所述驅油劑分散于現有注水管線中，在注水管線中完成溶解過程。
經檢測上述驅油劑在所述油藏中的初始粘度為16mpa·s，老化六個月后聚合物溶液的15mpa·s。
實施例5
本實施例中油藏的總礦化度為35g/l，鈣鎂離子總量為4.50g/l，溫度為85℃，ph值為8.3。
(1)聚合物干粉制作
將78摩爾份式(4)所示的單體、22摩爾份式(5)所示的單體混合均勻得到混合物，按照實施例1中所述的制備方法制備得到粒徑為60～100目的聚合物顆粒，所述聚合物水解度為0％、特性粘數為2570ml/g、分子量為23600kda的聚合物干粉。
(2)驅油劑的制備與注入
所述驅油劑中聚合物的濃度為1500ppm，所述油田回注水為經脫硫后和脫機械雜質后的油田采出污水；使用撬裝式設備將所述驅油劑分散于現有注水管線中，在注水管線中完成溶解過程。
經檢測上述驅油劑在所述油藏中的初始粘度為16mpa·s，老化六個月后聚合物溶液的14mpa·s。
實施例6
本實施例中油藏的總礦化度為54g/l，鈣鎂離子總量為3.6g/l，溫度為95℃，ph值為8.3。
(1)聚合物干粉制作
將74摩爾份式(4)所示的單體、26摩爾份式(5)所示的單體混合均勻得到混合物，按照實施例1中所述的制備方法制備得到粒徑為60～100目的聚合物顆粒，所述聚合物水解度為0％、特性粘數為2520ml/g、分子量為23000kda的聚合物干粉。
(2)驅油劑的制備與注入
取上述聚合物干粉溶解于油田回注水中，所述驅油劑中聚合物的濃度為2000ppm，所述油田回注水為經脫硫后和脫機械雜質后的油田采出污水；使用撬裝式設備將所述驅油劑分散于現有注水管線中，在注水管線中完成溶解過程。
經檢測上述驅油劑在所述油藏中的初始粘度為17mpa·s，老化六個月后聚合物溶液的15mpa·s。
對比例1
本對比例中油藏的總礦化度為6.5g/l，鈣鎂離子總量為0.05g/l，溫度為65℃，ph值為8.2。
(1)聚合物干粉制作
將73摩爾份式(4)所示的單體和27摩爾份式(6)所示的單體混合均勻得到混合物，按照實施例1中所述的制備方法制備得到粒徑為60～100目的聚合物顆粒，所述聚合物水解度為27％、特性粘數為2350ml/g、分子量為22000kda的聚合物干粉。
(2)驅油劑的制備與注入
取上述聚合物干粉溶解于油田回注水中，所述驅油劑中聚合物的濃度為1200ppm；所述聚合物污染無法完全溶解于油田回注水中。
上述驅油劑在所述油藏中的初始粘度為25mpa·s，老化六個月后聚合物溶液的12mpa·s。
對比例2
本對比例中油藏的總礦化度為35g/l，鈣鎂離子總量為2.7g/l，溫度為65℃，ph值為8.2。
(1)聚合物干粉制作
將75摩爾份式(4)所示的單體和25摩爾份式(6)所示的單體混合均勻得到混合物，按照實施例1中所述的制備方法制備得到粒徑為60～100目的聚合物顆粒，所述聚合物水解度為25％、特性粘數為2480ml/g、分子量為23500kda的聚合物干粉。
(2)驅油劑的制備與注入
取上述聚合物干粉溶解于油田回注水中，所述驅油劑中聚合物的濃度為1500ppm，所述油田回注水為經脫硫后和脫機械雜質后的油田采出污水；聚合物完全溶解用時2小時，無法使用撬裝式設備將所述驅油劑分散于現有注水管線中。
經檢測上述驅油劑在所述油藏中的初始粘度為15mpa·s，老化六個月后聚合物溶液的8mpa·s。
對比例3
本對比例中油藏的總礦化度為35g/l，鈣鎂離子總量為4.5g/l，溫度為85℃，ph值為8.3。
(1)聚合物干粉制作
將78摩爾份式(6)所示的單體和22摩爾份式(8)所示的單體混合均勻得到混合物，按照實施例1中所述的制備方法制備得到粒徑為60～100目的聚合物顆粒，所述聚合物水解度為22％、特性粘數為2280ml/g、分子量為21800kda的聚合物干粉。
(2)驅油劑的制備與注入
取上述聚合物干粉溶解于油田回注水中，所述驅油劑中聚合物的濃度為2000ppm，所述油田回注水為經脫硫后和脫機械雜質后的油田采出污水；聚合物完全溶解用時2小時，無法使用撬裝式設備將所述驅油劑分散于現有注水管線中。
經檢測上述驅油劑在所述油藏中的初始粘度為8mpa·s，老化六個月后聚合物溶液的4mpa·s。
經實施例1-6與對比例1-3比較可以看出，實施例1-6中所提供的水解度為0～10％的聚合物可以在油田回注污水或者其他油田注水中快速溶解，不需要經過后水解過程，使用撬裝式設備在現有注水管線中即可實現分散、溶解；采用如上所述采油方法時，需要根據回注水的條件、油藏的溫度、礦化度、鈣鎂離子總量以及開發狀態調整聚合物的配方制備得到不同水解度的聚合物，所述聚合物用于制備驅油劑進行采油時可以克服水解度高的聚合物用于采油時對水中各種雜質以及礦化度敏感、注入過程中水質變化導致聚合物溶液粘度降低迅速的缺點；并且所述驅油劑注入過程粘度較低并且不需要后水解設備，在油藏條件下可以運移到油藏深部后由低粘度變成高粘度；優選情況下，實施例3-6中水解度為0～5％的聚合物更適用于高溫高礦化度的油藏中。
以上詳細描述了本公開的優選實施方式，但是，本公開并不限于上述實施方式中的具體細節，在本公開的技術構思范圍內，可以對本公開的技術方案進行多種簡單變型，這些簡單變型均屬于本公開的保護范圍。
另外需要說明的是，在上述具體實施方式中所描述的各個具體技術特征，在不矛盾的情況下，可以通過任何合適的方式進行組合。為了避免不必要的重復，本公開對各種可能的組合方式不再另行說明。