一种利用杂双子表面活性剂提高低渗透油藏采收率的方法与流程

土层或岩石的钻进;采矿的设备制造及其应用技术1.本发明属于油藏开采领域，尤其涉及一种利用杂双子表面活性剂提高低渗透油藏采收率的方法。背景技术：2.中国某油田低渗透油藏动用储量达9亿吨，其中一般低渗透油藏水驱动用6.6亿吨，占比72.9％。3.目前，低渗透油藏开发存在着注水压力高，欠注井多，地层能量不足，整体处于低采出程度、低采油速度、低采收率的开发阶段，因此提高低渗透油藏采收率成为急需解决的技术问。4.授权公告号为cn102312666b的中国专利提供一种提高特低渗透油藏水驱油采收率的方法，该方法将表面活性剂、泡沫稳定剂、水、空气按一定比例、顺序注入油藏，利用泡沫进行封堵大孔道，提高注水波及体积，进而实现稳油控水、提高水驱采收率。但该方法适用于特低渗油田注水开发中高含水期，不适用于一般低渗透油藏及低含水期。5.授权公告号为cn102852497b的中国专利提供一种低渗透油田复合微生物采油方法，该方法利用施氏假单胞菌dp1产生生物聚合物，改善流度比；铜绿假单胞菌ym4产生表面活性剂，降低油水界面张力，两种菌种复合作用能够更好的提高低渗油藏采收率。该方法复合微生物菌液适用于温度不高于55℃油藏，适用范围受限。6.授权公告号为cn107795306b的中国专利提供一种低渗透油藏内源微生物采油的方法，该方法筛选功能菌激活剂将地层中的内源微生物激活，从而生产生物聚合物和生物表面活性剂，利用微生物产物进行调剖驱油。该方法工艺简单、针对性、可操作性强和成本低的特点，明注入的激活剂无毒无害，不会对人体和环境造成伤害。但是该方法利用内源微生物，受限于储层内源微生物菌种、浓度。7.授权公告号为cn110952952b的中国专利公开了一种低渗透油藏深部调驱方法，该方法通过向油层依次注入乳液聚合物前置段塞、聚合物纳米微球主段塞、表面活性剂驱油段塞达到深部封堵与调驱的目的；利用乳液聚合物前置段塞降低地层吸附量，调整油层的渗透率极差；聚合物微球封堵裂缝和大孔道、扩大波及体积，改善油层深部水驱不均；最终实现提高油井采收率。低渗透油藏注水开发主要问题注水压力高、注入困难，该方法采用乳液聚合物和聚合物纳米微球进行封堵与调驱易造成低渗油藏注水压力升高、注不进。8.低渗透油藏开发状况就是普遍存在欠注现象。提高低渗透水驱油藏开发状况的首要问题是增加注水，在增加注水的基础上提高洗油效率，从而提高低渗透油藏的采收率。现有技术一般采用封堵增加波及体积的方法提高采收率，这种方法的前提是低渗透能注进水，且处于中高含水期。因此，采用封堵法的技术一般适用于存在裂缝或者存在高渗通道的储层。但这种方法容易造成后续注水压力升高，注水困难的问题。9.杂双子表面活性剂是一类新型表面活性剂，其性能优于传统表面活性剂。杂双子表面活性剂的吸附性能、润湿改变性能、乳化增溶能力、超高的表面活性可用于低渗透注水开发。利用杂双子表面活性剂降低注水端的注入压力，解决低渗注水难的问题；利用杂双子表面活性剂提高洗油效率、扩大波及体积，解决低渗采收率低的开发现状。通过室内研究和现场试验优化出了杂双子表面活性体系，并形成了提高低渗透油藏采收率的方法。技术实现要素：10.发明目的：本发明是针对一般低渗透油藏注水难、采收率低的问题，本发明利用杂双子表面活性体系的不同优异性能，通过改善低渗透油藏注水状况，提高注水波及体积和洗油效率，从而实现提高低渗透油藏采收率。即本发明公开了一种利用杂双子表面活性剂提高低渗透油藏采收率的方法。11.本发明首先开展的油藏筛选，筛选出适合表面活性剂驱的低渗透油藏；其次开展杂双子表面活性体系的筛选，根据试验油藏岩心优化出具有润湿改变能力的表活体系，在根据试验油藏地层流体优化具有超低界面活性的表活体系；然后开始现场注入阶段，该阶段分三步处理；第一步对地层进行酸化解堵，注入具有润湿改变能力的活性体系，第二步采用高浓度表活剂段塞拌注，清洗远井地层，第三步采用低浓度表活剂段塞拌注；最后开展动态监测，跟踪效果。12.技术方案：一种利用杂双子表面活性剂提高低渗透油藏采收率的方法，具体实施步骤如下：13.(1)、油藏筛选；14.(2)、杂双子表面活性剂体系筛选；15.(3)、确定现场注入工艺；16.(4)、现场注入与效果评价。17.进一步地，步骤(1)中所选油藏渗透率范围在10×10-3μm2～50×10-3μm2之间，地层温度《130℃，地层水矿化度《1×105mg/l；动态分析油水井连通状况良好，油水井比例大于3；18.进一步地，步骤(2)包括以下步骤：19.(21)、利用筛选油藏的地层岩心筛选具有润湿改变能力的双子表面活性剂：20.(211)选取目标区块具有代表性的地层岩样，制备岩心；21.(212)用自吸驱替法测定岩石润湿性；22.(213)用相同岩心通入1pv双子表面活性剂，老化24小时，测定岩石润湿性，优选出可将岩心润湿性改变为中性润湿或弱亲水岩心的双子表面活性剂；23.(214)确定双子表面活性剂后，根据相对润湿指数优化双子表面活性剂浓度；24.(22)、利用地层原油和注入水筛选具有高表面活性的杂双子表面活性剂：25.(221)选取目标区块的地层原油和注入水，用注入水配制浓度为0.5％的杂双子表面活性剂，根据油水界面张力大小优选杂双子表面活性剂；26.(222)确定杂双子表面活性剂后，再根据油水界面张力优化杂双子表面活性剂浓度。27.更进一步地，步骤(213)中待筛选的双子表面活性剂为乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)、乙烯基-双(十四烷基二甲基氯化铵)、乙烯基-双(十六烷基二甲基氯化铵)中的一种。28.更进一步地，步骤(214)中经双子表面活性剂处理后的岩心，相对润湿指数在-0.1～0.3之间。29.更进一步地，步骤(221)中待筛选的杂双子表面活性剂为乙烯基-十二烷基磷酸铵-十二烷基二甲基氯化铵、乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵、乙烯基-十六烷基磷酸铵-十六烷基二甲基氯化铵中的一种。30.进一步地，步骤(222)中经筛选的杂双子表面活性剂可使目标区块油水界面张力≤0.01mn/m。31.更进一步地，步骤(3)包括以下步骤：32.利用物理模拟实验和数值模拟，进行现场注入工艺的研究评价，确定不同双子表面活性剂的段塞浓度比：33.所述的物理模拟实验为：用目标区块具有代表性的地层岩心、模拟地层油、注入水，测定相渗曲线；34.利用步骤(2)优选的两种双子表面活性剂，测定不同表面活性剂驱替时的相渗曲线；35.用目标区块地层原油、注入水、步骤(2)优选的两种双子表面活性剂测定油水界面张力及两种表面活性剂的吸附量；36.将物理模拟实验的数据代入目标区块数值模型中，设计三个段塞开展数值模拟研究，以采收率确定出最优段塞浓度比：37.第一段塞，对所选注水井进行酸化解堵，酸化后选用步骤(2)优选的双子表面活性剂注入(0.001-a)pv。38.第二段塞，选用步骤(2)优选的杂双子表面活性剂注入(0.01-b)pv，浓度较步骤(2)优化的浓度增加0.1％～0.5％。39.第三段塞，选用步骤骤(2)优选的杂双子表面活性剂注入(0.1-c)pv，浓度为步骤(2)优化的浓度。40.其中三个段塞的量为：0＜a＜0.005；0＜b＜0.05；0＜c＜0.5；通过数值模拟，根据采收率确定最优三段塞比例。进而确定现场注入步骤。41.进一步地，步骤(4)包括以下步骤：42.按照步骤(3)确定的注入工艺开展现场试验，在正常检测生产动态数据的基础上适度增加检测频次，评价指标包括水井注入压力、注入量，油井液量、含水、动液面，根据生产动态数据预测最终采收率。43.本发明筛选出具有表面活性剂驱潜力的油藏利用杂双子表面活性剂提高低渗透油藏采收率。杂双子表面活性剂结构上具有更多的可调性，其特殊的结构使其表界面活性、吸附、润湿等性能优异。44.本发明提供的方法是利用杂双子表面活性剂分步改善低渗透油藏油水渗流。首先，改善近井润湿性提高水相渗流能力；其次，降低远井地带的含油饱和度，消除残余油导致的贾敏效应；然后，表面活性剂拌注，降低油水界面张力，提高低渗透波及体积和洗油效率。最终实现低渗透油藏提高采收率的目的。45.有益效果：本发明与现有技术相比具有以下的优点：46.(1)本发明使用油藏范围广，渗透率范围10×10-3μm2～50×10-3μm2，耐温达130℃，适用于更深的储层。47.(2)本发明将注入段水相渗流改善采油端提高采收率相结合，一方面解决低渗透注水问题，另一方面提高了低渗透采收率。48.(3)本发明通过现场试验提高采收率达8％，投入产出比大于1:4。附图说明49.图1为实施例1中某区块井组注水曲线；50.图2为实施例中某区块井组生产曲线。具体实施方式：51.下面对本发明的具体实施方式详细说明。52.实施例153.某油田区块1998年投入开发，含油层系为es210，含油面积3.1km2，石油地质储量232×104t。平均渗透率17×10-3μm2，平均孔隙度15.2％，地层温度120℃，地层水矿化度32457mg/l,油水井连通状况良好，采油五点法井网。54.1、油藏筛选55.某油田区块，平均渗透率17×10-3μm2，平均孔隙度15.2％，地层温度120℃，地层水矿化度32457mg/l,油水井连通状况良好，采油五点法井网，1水井对应4口油井。56.2、杂双子表面活性剂筛选57.(1)选择某油田区块生产层位岩样，制备岩心。测定岩心初始润湿性。数据如表1所示。58.表1某油田区块岩心润湿性59.岩心序号相对润湿指数润湿性10.327亲水20.343亲水30.416亲水60.将岩心重新洗油烘干，通如1pv不同的双子表面活性剂老化24小时，再重新饱和油水，测定岩心润湿性。数据如表2所示。61.表2表面活性剂对岩心润湿性的影响62.名称浓度，％相对润湿指数润湿性乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)10.124弱亲水乙烯基-双(十四烷基二甲基氯化铵)10.276弱亲水乙烯基-双(十六烷基二甲基氯化铵)10.314亲水63.乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)可使岩心转变为弱亲水润湿且更接近中性润湿，效果较其他两种表面活性剂更优，针对乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)开展浓度优化，数据如表3所示。64.表3表面活性剂浓度优化[0065][0066][0067]利用地层岩心筛选具有润湿改变能力的乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)，浓度为1.5％。[0068](2)选取目标区块地层原油、注入水，处理备用。制备杂双子表面活性剂溶液，测定油水界面张力，数据如表4所示。[0069]表4不同杂双子表面活性剂溶液油水界面张力[0070][0071]乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵能够使目标区块的油水界面张力≤0.01mn/m，进一步开展浓度优化。数据如表5所示。[0072]表5杂双子表面活性剂浓度优化[0073]序号浓度，％界面张力，mn/m110.18620.50.00830.30.00640.10.017[0074]乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵浓度在0.3％时，目标区块油水界面张力最低。因此，利用地层原油和注入水筛选具有高表面活性的乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵。[0075]3、确定现场注入段塞工艺[0076]选取某油田区块代表储层的岩心、地层原油、注入水、步骤2选取的乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)、乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵开展物理模拟实验。[0077]测定注入水、乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)溶液、乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵溶液驱替岩心的相渗曲线，数据如表6-8所示。[0078]表6注入水驱替岩心相渗曲线数据[0079][0080]表7乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)驱替岩心相渗曲线数据[0081][0082]表8乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵驱替岩心相渗曲线数据[0083][0084]两种双子表面活性剂乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)溶液、乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵溶液与某区块原油的界面张力如表9所示。[0085]表9两种双子表面活性剂与某区块原油界面张力[0086][0087]两种双子表面活性剂乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)、乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵与某区块岩心的吸附性能如表10所示。[0088]表10吸附试验数据[0089][0090][0091]将物理模拟实验取得数据代入目标区块数值模型中，设计三段塞，第一段塞改善注入问题，降低注入压力、提高注入量；第二段塞为高浓度段塞，一方面疏通油流通道、另一方面作牺牲剂降低后续段塞吸附；第三段塞为低浓度段塞，拌注增加洗油效率、提高采收率。三段塞注入体积及浓度通过数值模拟计算最终采收率。段塞设计及采收率模拟结果如表11所示。[0092]第一段塞为乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)溶液，浓度1.5％；第二段塞为乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵溶液，浓度为0.3％～0.8％，第三段塞为乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵溶液，浓度为0.3％。[0093]表11某油田区块注剂数值模拟结果[0094][0095][0096]通过模拟计算，当第一段塞：乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)，0.005pv，浓度1.5％，第二段塞：乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵，0.045pv，浓度0.5％，第三段塞：乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵，0.15pv，浓度0.3％时，采收率为23.3％，段塞组合最优。[0097]按照某油田区块情况计算实际注入段塞为：[0098]第一段塞，盐酸、土酸酸化地层，计算酸量处理半径按1.5m；酸化后阳离子型双子表面活性剂乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)段塞浓度1.5％，注入量按0.005pv计算，约2730m3,按配注80m3/d注入。[0099]第二段塞阴阳离子型双子表面活性活性剂乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵段塞浓度0.5％，注入量按0.045pv计算，约24570m3,按配注80m3/d注入。[0100]第三段塞，阴阳离子型双子表面活性活性剂乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵段塞浓度0.3％，注入量按0.15pv计算，约81900m3,按配注80m3/d注入。[0101]按照优化的段塞比例，开展现场注入工艺实施。2019年12月在某区块注水站开始试注，2020年1月正式开展杂双子表面活性体系驱提高低渗注采能力先导试验。2020年1月-2020年2月注入第一段塞，2020年2月-10月第二段塞注入，2020年11月第三段塞注入中。目前已累计注入药剂115吨，累计注水1.2470×104m3。[0102]4、动态监控现场评价效果[0103]注水井：某区块试验井组4口注水井，注剂前油压33mpa，日注32.3m3；注剂初期，注水压力、注水量无明显变化，注剂4个月后，注水压力下降，注水量逐渐增加；目前，注水油压32mpa，日注水平80m3，日注能力140m3。注水压力如图1所示。[0104]油井：根据区块井组生成曲线(如图2所示)，2020年1-5月整个井组的生产情况比较平稳，日液11.3m3，产油8.1t，综合含水28.9％。6月以后，井组生产情况发生变化，6-9月日液、日油曲线开始上升，综合含水开始下降。截止统计日期，日液15.7m3，产油13.3t，综合含水14.2％，2020年累产液5140.5m3，累产油4002t。[0105]增油效果：试验井组2019年综合递减率为10.2％，生产处于相对稳定的水平。试验开始后，1-4月产量逐渐降低，平均月综合递减率为1.9％，5-9月产量逐渐升高，每月综合递减率均为负数，平均月综合递减率为-6.8％。按照2019年综合递减计算，开展杂双子表面活性剂提高低渗透采收率后，2020年底增油920吨。[0106]按照数模预测试验井组前三平均产能0.45×104t，前8年累产油3.31×104，增油2.14×104。提高采收率8％，投入产出比1:15。[0107]实施例2[0108]一种利用杂双子表面活性剂提高低渗透油藏采收率的方法，具体实施步骤如下：[0109](1)、油藏筛选；[0110](2)、杂双子表面活性剂体系筛选；[0111](3)、确定现场注入工艺；[0112](4)、现场注入与效果评价。[0113]进一步地，步骤(1)中所选油藏渗透率在10×10-3μm2，地层温度129℃，地层水矿化度0.8×105mg/l；动态分析油水井连通状况良好，油水井比例为4；[0114]进一步地，步骤(2)包括以下步骤：[0115](21)、利用筛选油藏的地层岩心筛选具有润湿改变能力的双子表面活性剂：[0116](211)选取目标区块具有代表性的地层岩样，制备岩心；[0117](212)用自吸驱替法测定岩石润湿性；[0118](213)用相同岩心通入1pv双子表面活性剂，老化24小时，测定岩石润湿性，优选出可将岩心润湿性改变为中性润湿或弱亲水岩心的双子表面活性剂；[0119](214)确定双子表面活性剂后，根据相对润湿指数优化双子表面活性剂浓度；[0120](22)、利用地层原油和注入水筛选具有高表面活性的杂双子表面活性剂：[0121](221)选取目标区块的地层原油和注入水，用注入水配制浓度为0.5％的杂双子表面活性剂，根据油水界面张力大小优选杂双子表面活性剂；[0122](222)确定杂双子表面活性剂后，再根据油水界面张力优化杂双子表面活性剂浓度。[0123]更进一步地，步骤(213)中待筛选的双子表面活性剂为乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)。[0124]更进一步地，步骤(214)中经双子表面活性剂处理后的岩心，相对润湿指数为-0.1。[0125]更进一步地，步骤(221)中待筛选的杂双子表面活性剂为乙烯基-十二烷基磷酸铵-十二烷基二甲基氯化铵。[0126]进一步地，步骤(222)中经筛选的杂双子表面活性剂可使目标区块油水界面张力≤0.01mn/m。[0127]更进一步地，步骤(3)包括以下步骤：[0128]利用物理模拟实验和数值模拟，进行现场注入工艺的研究评价，确定不同双子表面活性剂的段塞浓度比：[0129]所述的物理模拟实验为：用目标区块具有代表性的地层岩心、模拟地层油、注入水，测定相渗曲线；[0130]利用步骤(2)优选的两种双子表面活性剂，测定不同表面活性剂驱替时的相渗曲线；[0131]用目标区块地层原油、注入水、步骤(2)优选的两种双子表面活性剂测定油水界面张力及两种表面活性剂的吸附量；[0132]将物理模拟实验的数据代入目标区块数值模型中，设计三个段塞开展数值模拟研究，以采收率确定出最优段塞浓度比：[0133]第一段塞，对所选注水井进行酸化解堵，酸化后选用步骤(2)优选的双子表面活性剂注入(0.001-a)pv。[0134]第二段塞，选用步骤(2)优选的杂双子表面活性剂注入(0.01-b)pv，浓度较步骤(2)优化的浓度增加0.1％。[0135]第三段塞，选用步骤骤(2)优选的杂双子表面活性剂注入(0.1-c)pv，浓度为步骤(2)优化的浓度。[0136]其中三个段塞的量为：0＜a＜0.005；0＜b＜0.05；0＜c＜0.5；通过数值模拟，根据采收率确定最优三段塞比例。进而确定现场注入步骤。[0137]进一步地，步骤(4)包括以下步骤：[0138]按照步骤(3)确定的注入工艺开展现场试验，在正常检测生产动态数据的基础上适度增加检测频次，评价指标包括水井注入压力、注入量，油井液量、含水、动液面，根据生产动态数据预测最终采收率。[0139]按照数模预测试验井组前三平均产能0.35×104t，前8年累产油3.0×104，增油2.01×104。提高采收率7％，投入产出比1:13。[0140]实施例3[0141]一种利用杂双子表面活性剂提高低渗透油藏采收率的方法，具体实施步骤如下：[0142](1)、油藏筛选；[0143](2)、杂双子表面活性剂体系筛选；[0144](3)、确定现场注入工艺；[0145](4)、现场注入与效果评价。[0146]进一步地，步骤(1)中所选油藏渗透率范围在50×10-3μm2，地层温度为125℃，地层水矿化度位0.95×105mg/l；动态分析油水井连通状况良好，油水井比例为6；[0147]进一步地，步骤(2)包括以下步骤：[0148](21)、利用筛选油藏的地层岩心筛选具有润湿改变能力的双子表面活性剂：[0149](211)选取目标区块具有代表性的地层岩样，制备岩心；[0150](212)用自吸驱替法测定岩石润湿性；[0151](213)用相同岩心通入1pv双子表面活性剂，老化24小时，测定岩石润湿性，优选出可将岩心润湿性改变为中性润湿或弱亲水岩心的双子表面活性剂；[0152](214)确定双子表面活性剂后，根据相对润湿指数优化双子表面活性剂浓度；[0153](22)、利用地层原油和注入水筛选具有高表面活性的杂双子表面活性剂：[0154](221)选取目标区块的地层原油和注入水，用注入水配制浓度为0.5％的杂双子表面活性剂，根据油水界面张力大小优选杂双子表面活性剂；[0155](222)确定杂双子表面活性剂后，再根据油水界面张力优化杂双子表面活性剂浓度。[0156]更进一步地，步骤(213)中待筛选的双子表面活性剂为乙烯基-双(十四烷基二甲基氯化铵)。[0157]更进一步地，步骤(214)中经双子表面活性剂处理后的岩心，相对润湿指数在0.3。[0158]更进一步地，步骤(221)中待筛选的杂双子表面活性剂为乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵。[0159]进一步地，步骤(222)中经筛选的杂双子表面活性剂可使目标区块油水界面张力≤0.01mn/m。[0160]更进一步地，步骤(3)包括以下步骤：[0161]利用物理模拟实验和数值模拟，进行现场注入工艺的研究评价，确定不同双子表面活性剂的段塞浓度比：[0162]所述的物理模拟实验为：用目标区块具有代表性的地层岩心、模拟地层油、注入水，测定相渗曲线；[0163]利用步骤(2)优选的两种双子表面活性剂，测定不同表面活性剂驱替时的相渗曲线；[0164]用目标区块地层原油、注入水、步骤(2)优选的两种双子表面活性剂测定油水界面张力及两种表面活性剂的吸附量；[0165]将物理模拟实验的数据代入目标区块数值模型中，设计三个段塞开展数值模拟研究，以采收率确定出最优段塞浓度比：[0166]第一段塞，对所选注水井进行酸化解堵，酸化后选用步骤(2)优选的双子表面活性剂注入(0.001-a)pv。[0167]第二段塞，选用步骤(2)优选的杂双子表面活性剂注入(0.01-b)pv，浓度较步骤(2)优化的浓度增加0.1％～0.5％。[0168]第三段塞，选用步骤骤(2)优选的杂双子表面活性剂注入(0.1-c)pv，浓度为步骤(2)优化的浓度。[0169]其中三个段塞的量为：0＜a＜0.005；0＜b＜0.05；0＜c＜0.5；通过数值模拟，根据采收率确定最优三段塞比例。进而确定现场注入步骤。[0170]进一步地，步骤(4)包括以下步骤：[0171]按照步骤(3)确定的注入工艺开展现场试验，在正常检测生产动态数据的基础上适度增加检测频次，评价指标包括水井注入压力、注入量，油井液量、含水、动液面，根据生产动态数据预测最终采收率。[0172]按照数模预测试验井组前三平均产能0.40×104t，前8年累产油3.02×104，增油1.96×104。提高采收率7.2％，投入产出比1:14.3。[0173]实施例4[0174]一种利用杂双子表面活性剂提高低渗透油藏采收率的方法，具体实施步骤如下：[0175](1)、油藏筛选；[0176](2)、杂双子表面活性剂体系筛选；[0177](3)、确定现场注入工艺；[0178](4)、现场注入与效果评价。[0179]进一步地，步骤(1)中所选油藏渗透率范围在30×10-3μm2，地层温度为122℃，地层水矿化度为0.6×105mg/l；动态分析油水井连通状况良好，油水井比例大于3；[0180]进一步地，步骤(2)包括以下步骤：[0181](21)、利用筛选油藏的地层岩心筛选具有润湿改变能力的双子表面活性剂：[0182](211)选取目标区块具有代表性的地层岩样，制备岩心；[0183](212)用自吸驱替法测定岩石润湿性；[0184](213)用相同岩心通入1pv双子表面活性剂，老化24小时，测定岩石润湿性，优选出可将岩心润湿性改变为中性润湿或弱亲水岩心的双子表面活性剂；[0185](214)确定双子表面活性剂后，根据相对润湿指数优化双子表面活性剂浓度；[0186](22)、利用地层原油和注入水筛选具有高表面活性的杂双子表面活性剂：[0187](221)选取目标区块的地层原油和注入水，用注入水配制浓度为0.5％的杂双子表面活性剂，根据油水界面张力大小优选杂双子表面活性剂；[0188](222)确定杂双子表面活性剂后，再根据油水界面张力优化杂双子表面活性剂浓度。[0189]更进一步地，步骤(213)中待筛选的双子表面活性剂为乙烯基-双(十二烷基二甲基氯化铵)、乙烯基-双(十四烷基二甲基氯化铵)、乙烯基-双(十六烷基二甲基氯化铵)中的一种。[0190]更进一步地，步骤(214)中经双子表面活性剂处理后的岩心，相对润湿指数在0.15之间。[0191]更进一步地，步骤(221)中待筛选的杂双子表面活性剂为乙烯基-十二烷基磷酸铵-十二烷基二甲基氯化铵、乙烯基-十四烷基磷酸铵-十四烷基二甲基氯化铵、乙烯基-十六烷基磷酸铵-十六烷基二甲基氯化铵中的一种。[0192]进一步地，步骤(222)中经筛选的杂双子表面活性剂可使目标区块油水界面张力≤0.01mn/m。[0193]更进一步地，步骤(3)包括以下步骤：[0194]利用物理模拟实验和数值模拟，进行现场注入工艺的研究评价，确定不同双子表面活性剂的段塞浓度比：[0195]所述的物理模拟实验为：用目标区块具有代表性的地层岩心、模拟地层油、注入水，测定相渗曲线；[0196]利用步骤(2)优选的两种双子表面活性剂，测定不同表面活性剂驱替时的相渗曲线；[0197]用目标区块地层原油、注入水、步骤(2)优选的两种双子表面活性剂测定油水界面张力及两种表面活性剂的吸附量；[0198]将物理模拟实验的数据代入目标区块数值模型中，设计三个段塞开展数值模拟研究，以采收率确定出最优段塞浓度比：[0199]第一段塞，对所选注水井进行酸化解堵，酸化后选用步骤(2)优选的双子表面活性剂注入(0.001-a)pv。[0200]第二段塞，选用步骤(2)优选的杂双子表面活性剂注入(0.01-b)pv，浓度较步骤(2)优化的浓度增加0.1％～0.5％。[0201]第三段塞，选用步骤骤(2)优选的杂双子表面活性剂注入(0.1-c)pv，浓度为步骤(2)优化的浓度。[0202]其中三个段塞的量为：0＜a＜0.005；0＜b＜0.05；0＜c＜0.5；通过数值模拟，根据采收率确定最优三段塞比例。进而确定现场注入步骤。[0203]进一步地，步骤(4)包括以下步骤：[0204]按照步骤(3)确定的注入工艺开展现场试验，在正常检测生产动态数据的基础上适度增加检测频次，评价指标包括水井注入压力、注入量，油井液量、含水、动液面，根据生产动态数据预测最终采收率。[0205]按照数模预测试验井组前三平均产能0.42×104t，前8年累产油2.99×104，增油1.85×104。提高采收率6.9％，投入产出比1:12.9。[0206]上面对本发明的实施方式做了详细说明。但是本发明并不限于上述实施方式，在所属技术领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。









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