一种改性氧化石墨烯纳米片增黏剂、驱油用聚合物体系及应用和油藏驱油方法与流程

1.本发明属于油田开发聚合物驱提高采收率技术领域，更具体地，涉及一种改性氧化石墨烯纳米片增黏剂、驱油用聚合物体系及应用和油藏驱油方法。


背景技术：

2.目前我国大部分油田处于开发中后期，含水率迅速上升，甚至高达90％以上，现有的注水技术己难以满足油田的需要。提高原油采收率主要从两个方面达到效果：一是提高注入流体在油层中的波及系数，主要的办法是改善油藏的非均质性或者减小驱替相的流度，稳定驱替前沿，一般采取调剖或者通过增加驱替流体的粘度来实现的；另一个方面就是提高洗油效率，主要的方法是改变岩石表面的润湿性和减少毛细管现象的不利影响，降低残余油饱和度，一般是利用表面活性剂降低油水界面张力来实现的。近年来，聚合物驱技术已成为我国提高石油采收率比较成熟完善的实用技术，矿场先导试验大多获得成功，大庆油田已进入了大面积工业化推广应用阶段，中石化胜利油田、河南油田也都开展过聚合物驱技术研究，并在矿场取得很好的效果。
3.聚合物驱是化学驱最为重要的技术，通过在注入水中加入水溶性聚合物，增大驱替相粘度，调整油水流度比，扩大驱替相波及体积，增强洗油效率，即可大幅提高驱油效率。聚合物驱操作简单，成本较低，可以与调剖堵水剂相结合使用，兼具一定的渗透率调节作用。作为合成类水溶性高分子，聚丙烯酰胺及其衍生物为主的合成类聚合物是目前化学驱中应用最广泛，取得效果最为突出的聚合物驱油剂。按照聚丙烯酰胺的结构划分，又可以分为线性聚丙烯酰胺和交联型聚丙烯酰胺。部分水解的线性聚丙烯酰胺(hpam)作为驱油剂使用主要是基于其增大水溶液的粘度起到的增大波及体积，改善流度比的作用。线性聚丙烯酰胺溶液不良的耐温抗盐性能等是其在高温油藏和聚合物驱后油藏中应用的技术瓶颈，严重地影响了其实际使用效果。
4.交联型聚丙烯酰胺大多采用地下原位交联方式，交联剂一般为有机铬、有机铝、有机锆、水溶性酚醛树脂等，利用交联剂与线型hpam在地下交联而形成。交联型的聚丙烯酰胺可作调剖堵水剂和驱油剂使用，因为其良好的体膨性对高渗层可进行调剖处理调节其渗透率。但是，完全交联的聚丙烯酰胺由于交联度高，硬度大，变形性差，在孔隙中运移困难，难以起到驱油剂的作用，因此在三次采油中的使用受到限制。作为驱油剂使用时，要求聚合物悬浮液拥有较好的运移能力，可以在孔隙中变形通过，同时具有优异的粘弹性能，能够有效地增加驱替相的粘度，改善其流度比。中国专利申请cn93115276a公开了一种以聚丙烯酰胺(或黄原胶)作为主剂，以乳酸铬为交联剂制备交联聚合物驱油剂。中国专利申请cn93115276a公开了一种交联聚合物驱油剂及其配制方法，利用交联剂乳酸铬将聚合物变成交联聚合物，从而解决聚合物耐盐性差和易受机械剪切的问题，该专利中聚丙烯酰胺水溶液的浓度最好为800～8000mg/l，交联剂乳酸铬最好用量为300～3000mg/l，该技术方案的缺点为：因为小分子交联剂导致大量聚合物分子内交联反应，交联剂的使用量比较大。中
国专利申请cn1197101a公开了在聚合物驱油技术中应用交联剂柠檬酸铝来代替部分聚丙烯酰胺，在保证注入粘度不降低并适当增加的情况下，降低聚丙烯酰胺的使用量，从而降低了注入成本，但注入粘度提高的不多，仅提高0～25％。中国专利申请201510484051提供了一种三元胺参与合成的交联型聚合物驱油剂，采用五甲基二乙烯三胺(pmtda)作为功能单体及交联剂，硫酸钾-亚硫酸氢钠作为引发体系，制备出部分交联并含有大量支链结构的聚合物驱油剂。
5.但上述现有技术中，却存在着小分子增黏剂产生大量聚合物分子内交联反应的不足或是因为小分子交联剂导致大量聚合物分子内交联反应，交联剂的使用量比较大的问题。


技术实现要素：

6.本发明的目的在于针对现有技术中小分子增黏剂产生大量聚合物分子内交联反应的不足的问题，提供一种改性氧化石墨烯纳米片增黏剂、驱油用聚合物体系及应用和油藏驱油方法，有利于控制聚合物产生分子间的相互作用，提高增黏效率，从而减少增黏剂的用量，增加聚合物溶液的黏度，达到提高原油采收率的目的。
7.为了实现上述目的，本发明的第一方面提供一种改性氧化石墨烯纳米片增黏剂，该改性氧化石墨烯纳米片增黏剂为小分子表面活性剂接枝改性的氧化石墨烯纳米片；
8.所述小分子表面活性剂选自亲水基团为羧酸、羧酸酯、酸酐、酰胺、酰氯或醛的表面活性剂中的至少一种；
9.所述小分子表面活性剂优选选自己酸、辛酸、葵酸、十二烷基酸、十四烷基酸、十六烷基酸、己酸酐、辛酸酐、葵酸酐、十二烷基酸酐、十四烷基酸酐、十六烷基酸酐、己酸酯、辛酸酯、葵酸酯、十二烷基酸酯、十四烷基酸酯、十六烷基酸酯、己酰胺、辛酰胺、葵酰胺、十二烷基酰胺、十四烷基酰胺、十六烷基酰胺、己酰氯、辛酰氯、葵酰氯、十二烷基酰氯、十四烷基酰氯、十六烷基酰氯、己醛、辛醛、葵醛、十二醛、十四醛和十六醛中的至少一种。
10.作为优选方案，
11.所述改性氧化石墨烯纳米片增黏剂由包括如下步骤的方法制备得到：
12.将氧化石墨烯纳米片或其分散液与小分子表面活性剂进行接枝改性，得到所述改性氧化石墨烯纳米片增黏剂；
13.更优选地，所述接枝改性的反应温度为10～70℃，更优选为45-65℃；所述接枝改性的反应时间为2-30小时。
14.作为优选方案，所述氧化石墨烯纳米片的厚度为1～5nm，片径为10～200nm。
15.作为优选方案，氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂的用量比为：10000-100：100-1。
16.作为优选方案，将氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂进行接枝改性前，还包括：
17.1)将氧化石墨烯纳米片在ph值为2-6的酸性水溶液中超声处理，得到第一氧化石墨烯纳米片分散液；所述超声处理的时间优选为10～60min；
18.以及任选的，2)将第一氧化石墨烯纳米片分散液进行离心，然后以去离子水洗涤，再分散在去离子水中，得到第二氧化石墨烯纳米片分散液。
19.本发明的第二方面提供一种驱油用聚合物体系，该驱油用聚合物体系包括：
20.驱油用聚合物及增黏剂；
21.所述增黏剂为上述的改性氧化石墨烯纳米片增黏剂。
22.作为优选方案，所述驱油用聚合物的分子量为(5～25)
×
106g/mol。
23.作为优选方案，所述驱油用聚合物为水解度为10～20％的聚丙烯酰胺。
24.作为优选方案，所述驱油用聚合物选自驱油用i型聚合物、驱油用ii型聚合物、耐温抗盐聚合物、疏水缔合聚合物和温敏型聚合物中的至少一种。
25.作为优选方案，相对于所述驱油用聚合物体系，驱油用聚合物的浓度为500～10000mg/l，改性氧化石墨烯纳米片的浓度为1～50mg/l。
26.本发明的第三方面提供上述的驱油用聚合物体系在高温高盐油藏中的应用；应用的条件为：高温高盐油藏的温度为80～120℃，矿化度为30000～200000mg/l，ca
2
的浓度为400～3000mg/l。
27.本发明的第四方面提供一种油藏驱油方法，该方法包括将上述的驱油用聚合物体系注入油藏，选自如下方式之一：
28.方式一：将驱油用聚合物和增黏剂混合均匀后注入油藏；
29.方式二：将驱油用聚合物和增黏剂分别注入油藏，在注入过程中混合。
30.本发明的有益效果：
31.本发明有利于控制聚合物产生分子间的相互作用，驱油用聚合物体系的黏度是初始的驱油用聚合物黏度的1～2.5倍，提高了增黏效率，从而可有效减少增黏剂的用量。驱油用聚合物体系的室内驱替实验可提高原油采收率10～18％，并且驱油用聚合物体系可适用于高温高盐油藏条件。
32.本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
33.下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
34.本发明的第一方面提供一种改性氧化石墨烯纳米片增黏剂，该改性氧化石墨烯纳米片增黏剂为小分子表面活性剂接枝改性的氧化石墨烯纳米片；
35.小分子表面活性剂选自亲水基团为羧酸、羧酸酯、酸酐、酰胺、酰氯或醛的表面活性剂中的至少一种；
36.小分子表面活性剂优选选自己酸、辛酸、葵酸、十二烷基酸、十四烷基酸、十六烷基酸、己酸酐、辛酸酐、葵酸酐、十二烷基酸酐、十四烷基酸酐、十六烷基酸酐、己酸酯、辛酸酯、葵酸酯、十二烷基酸酯、十四烷基酸酯、十六烷基酸酯、己酰胺、辛酰胺、葵酰胺、十二烷基酰胺、十四烷基酰胺、十六烷基酰胺、己酰氯、辛酰氯、葵酰氯、十二烷基酰氯、十四烷基酰氯、十六烷基酰氯、己醛、辛醛、葵醛、十二醛、十四醛和十六醛中的至少一种。
37.作为进一步的优选方案，小分子表面活性剂选自十二烷基酸酐、十六烷基酸酐、葵酸酯、十二烷基酸酯、十六烷基酸酯、葵酰胺、十二烷基酰胺、十六烷基酰胺和十六烷基酰氯
中的至少一种。
38.根据本发明，在一个具体的实施方式中，小分子表面活性剂为n-(2-羟乙基)十二烷基酰胺，来源于阿拉丁公司，分子量为243，亲水基团为酰胺。
39.作为优选方案，改性氧化石墨烯纳米片增黏剂由包括如下步骤的方法制备得到：
40.将氧化石墨烯纳米片或其分散液与小分子表面活性剂进行接枝改性，得到改性氧化石墨烯纳米片增黏剂。由氧化石墨烯纳米片得到的是改性氧化石墨烯纳米片增黏剂，由氧化石墨烯纳米片分散液得到的是改性氧化石墨烯纳米片溶液。
41.进一步优选地，接枝改性的反应温度为10～70℃，更优选为45-65℃；接枝改性的反应时间为2-30小时。
42.作为优选方案，氧化石墨烯纳米片的厚度为1～5nm，片径为10～200nm。采用上述厚度、片径的氧化石墨烯纳米片进行接枝改性后，得到的改性氧化石墨烯纳米片的厚度为1-10nm，片径为10-300nm。
43.作为优选方案，氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂的质量比为：10000-100：100-1。
44.作为优选方案，将氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂进行接枝改性前，还包括：
45.1)将氧化石墨烯纳米片在ph值为2-6的酸性水溶液中超声处理，得到第一氧化石墨烯纳米片分散液；超声处理的时间更优选为10～60min；
46.以及任选的，2)将第一氧化石墨烯纳米片分散液进行离心，然后以去离子水洗涤，再分散在去离子水中，得到第二氧化石墨烯纳米片分散液。
47.具体地，当步骤1)得到的第一氧化石墨烯纳米片分散液还存在少量酸残留时，且对目标产品要求不允许酸存在，必须要进行步骤2)。
48.根据本发明，ph值为2-6的酸性水溶液可选用ph值为2-6的盐酸、硝酸、醋酸等常规酸性水溶液。
49.本发明的第二方面提供一种驱油用聚合物体系，该驱油用聚合物体系包括：
50.驱油用聚合物及增黏剂；
51.增黏剂为上述的改性氧化石墨烯纳米片增黏剂。
52.根据本发明，纳米尺度的改性氧化石墨烯纳米片增黏剂与驱油用聚合物分子尺度相当，有利于驱油用聚合物进行分子间相互作用，提高有效作用效率，增加驱油用聚合物体系的黏度，有利于提高石油采收率。
53.作为优选方案，驱油用聚合物的分子量为(5～25)
×
106g/mol。
54.作为优选方案，驱油用聚合物为水解度为10～20％的聚丙烯酰胺。
55.根据本发明，纳米尺度的改性氧化石墨烯纳米片增黏剂与水解度为10～20％的聚丙烯酰胺的分子尺度相当，有利于水解度为10～20％的聚丙烯酰胺进行分子间相互作用，提高有效作用效率，增加驱油用聚合物体系的黏度，有利于提高石油采收率。
56.作为进一步的优选方案，驱油用聚合物选自驱油用i型聚合物、驱油用ii型聚合物、耐温抗盐聚合物、疏水缔合聚合物和温敏型聚合物中的至少一种。
57.根据本发明，驱油用聚合物可以选用snf公司的疏水缔合聚合物，可以选用北京恒聚公司的驱油用i型聚合物，可以选用郑佳公司的驱油用ii型聚合物，可以选用宝莫公司的
耐温抗盐聚合物，snf公司、可以选用的温敏型聚合物等。
58.作为优选方案，相对于驱油用聚合物体系，驱油用聚合物的浓度为500～10000mg/l，改性氧化石墨烯纳米片的浓度为1～50mg/l。
59.本发明的第三方面提供上述的驱油用聚合物体系在高温高盐油藏中的应用；高温高盐油藏的温度为80～120℃，矿化度为30000～200000mg/l，ca
2
的浓度为400～3000mg/l。
60.本发明的第三方面提供一种油藏驱油方法，该方法包括将上述的驱油用聚合物体系注入油藏，选自如下方式之一：
61.方式一：将驱油用聚合物和增黏剂混合均匀后注入油藏；
62.方式二：将驱油用聚合物和增黏剂分别注入油藏，在注入过程中混合。
63.本发明实施例中，岩心驱替实验所用的岩心为贝雷砂岩，长为30cm，内径为2.5cm，渗透率为200～1200md，孔隙体积为20～50ml。整个驱替实验在数字控温箱中进行，流体注入速度为0.1～0.4ml/min，实验温度为40～100℃。
64.本发明实施例中，聚合物体系的黏度用anton paar流变仪测定，根据目标油藏条件选择测试温度在20～100℃范围内、矿化度为10000～100000mg/l nacl和200～2500mg/l的ca
2
的范围内，剪切速率6r/min的条件下，增黏后驱油用聚合物体系的粘度为20～90mpa
·
s，经过30～60天老化后的黏度为30～120mpa
·
s，是初始聚合物溶液黏度的1～2.5倍，具体数据详见各个实施例。
65.实施例1
66.本实施例提供一种驱油用聚合物体系和油藏驱油方法。
67.该驱油用聚合物体系由驱油用聚合物和增黏剂混合后搅拌5min得到：
68.驱油用聚合物：该驱油用聚合物采用snf公司的疏水缔合聚合物，属于水解度为20％的聚丙烯酰胺，其分子量为12
×
106g/mol；首先用盐水配制好6000mg/l的snf公司的疏水缔合聚合物母液，然后稀释至1600mg/l，作为驱油用聚合物；
69.其中，盐水的矿化度为25000mg/l，ca
2
的浓度为1200mg/l。
70.2、增黏剂：将浓度为1000mg/l氧化石墨烯纳米片分散液与小分子表面活性剂在50℃下接枝改性10小时，得到改性氧化石墨烯纳米片的厚度为2-4nm、片径为100-200nm、浓度为20mg/l的改性氧化石墨烯纳米片分散液，作为增黏剂；
71.其中，氧化石墨烯纳米片分散液来源于宁波锋成公司
72.其中，小分子表面活性剂为n-(2-羟乙基)十二烷基酰胺，来源于阿拉丁公司，分子量为243，亲水基团为酰胺；
73.其中，氧化石墨烯纳米片分散液中的氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂的用量比为500：1；
74.其中，氧化石墨烯纳米片分散液在使用前在ph值为2盐酸水溶液中超声处理60min。
75.用anton paar流变仪分别测定驱油用聚合物及驱油用聚合物体系的黏度，在62℃、剪切速率6r/min的条件下，1600mg/l的驱油用聚合物的黏度为18mpa
·
s，经增黏剂增黏作用后，驱油用聚合物体系的黏度为35mpa
·
s。
76.岩心驱替实验所用的岩心为贝雷砂岩，长为30cm，内径为2.5cm，渗透率为1200md，孔隙体积为38ml。整个驱替实验在数字控温箱中进行，流体注入速度为0.3ml/min，实验温
度为62℃，矿化度为25000mg/l nacl和1200mg/l的ca
2
。实验室岩心驱替水驱后增黏聚合物体系提高原油采收率约13％。
77.实施例2
78.本实施例提供一种驱油用聚合物体系和油藏驱油方法。
79.该驱油用聚合物体系由驱油用聚合物和增黏剂混合后搅拌5min得到：
80.驱油用聚合物：该驱油用聚合物采用snf公司的疏水缔合聚合物，属于水解度为20％的聚丙烯酰胺，其分子量为12
×
106g/mol；首先用盐水配制好6000mg/l的snf公司的疏水缔合聚合物母液，然后稀释至2000mg/l，作为驱油用聚合物；
81.其中，盐水的矿化度为25000mg/l，ca
2
的浓度为1200mg/l。
82.2、增黏剂：将浓度为1000mg/l氧化石墨烯纳米片分散液与小分子表面活性剂在50℃下接枝改性10小时，得到改性氧化石墨烯纳米片的厚度为2-4nm、片径为100-200nm、浓度为20mg/l的改性氧化石墨烯纳米片分散液，作为增黏剂；
83.其中，氧化石墨烯纳米片分散液来源于宁波锋成公司；
84.其中，小分子表面活性剂为n-(2-羟乙基)十二烷基酰胺，来源于阿拉丁公司，分子量为243，亲水基团为酰胺；
85.其中，氧化石墨烯纳米片分散液中的氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂的用量比为500：1；
86.其中，氧化石墨烯纳米片分散液在使用前在ph值为2的盐酸水溶液中超声处理60min。
87.用anton paar流变仪分别测定驱油用聚合物及驱油用聚合物体系的黏度，在62℃、剪切速率6r/min的条件下，2000mg/l的驱油用聚合物的黏度为34mpa
·
s，经增黏剂增黏作用后，驱油用聚合物体系的黏度为74mpa
·
s。
88.实施例3
89.本实施例提供一种驱油用聚合物体系和油藏驱油方法。
90.该驱油用聚合物体系由驱油用聚合物和增黏剂混合后搅拌5min得到：
91.驱油用聚合物：该驱油用聚合物采用北京恒聚公司的驱油用i型聚合物，属于水解度为20％的聚丙烯酰胺，其分子量为16
×
106g/mol；首先用盐水配制好6000mg/l的北京恒聚公司的驱油用i型聚合物母液，然后稀释至1500mg/l，作为驱油用聚合物；
92.其中，盐水的矿化度为8000mg/l，ca
2
的浓度为300mg/l。
93.增黏剂：将浓度为1000mg/l的氧化石墨烯纳米片分散液与小分子表面活性剂在50℃下接枝改性10小时，得到改性氧化石墨烯纳米片的厚度为2-4nm、片径为100-200nm、浓度为20mg/l的改性氧化石墨烯纳米片分散液，作为增黏剂；
94.其中，氧化石墨烯纳米片分散液来源于宁波锋成公司；
95.其中，小分子表面活性剂为n-(2-羟乙基)十二烷基酰胺，来源于阿拉丁公司，分子量为243，亲水基团为酰胺；
96.其中，氧化石墨烯纳米片分散液中的氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂的用量比为500：1；
97.其中，氧化石墨烯纳米片分散液在使用前在ph值为2的醋酸水溶液中超声处理60min。
98.用anton paar流变仪分别测定驱油用聚合物及驱油用聚合物体系的黏度，在70℃、剪切速率6r/min的条件下，1500mg/l的驱油用聚合物的黏度为20mpa
·
s，经增黏剂增黏作用后，驱油用聚合物体系的黏度为34mpa
·
s。
99.岩心驱替实验所用的岩心为贝雷砂岩，长为30cm，内径为2.5cm，渗透率为1000md，孔隙体积为35ml。整个驱替实验在数字控温箱中进行，流体注入速度为0.3ml/min，实验温度为70℃，矿化度为8000mg/l nacl和300mg/l的ca
2
。实验室岩心驱替水驱后增黏聚合物体系提高原油采收率约17％。
100.实施例4
101.本实施例提供一种驱油用聚合物体系和油藏驱油方法。
102.该驱油用聚合物体系由驱油用聚合物和增黏剂混合后搅拌5min得到：
103.驱油用聚合物：该驱油用聚合物采用郑佳公司的驱油用ii型聚合物，属于水解度为16％的聚丙烯酰胺，其分子量为12
×
106g/mol；首先用盐水配制好6000mg/l的郑佳公司的驱油用ii型聚合物母液，然后稀释至1800mg/l，作为驱油用聚合物；
104.其中，盐水的矿化度为20000mg/l，ca
2
的浓度为400mg/l。
105.增黏剂：将浓度为1000mg/l氧化石墨烯纳米片分散液与小分子表面活性剂在60℃下接枝改性8小时，得到改性氧化石墨烯纳米片的厚度为2-4nm、片径为100-200nm、浓度为50mg/l的改性氧化石墨烯纳米片分散液，作为增黏剂；
106.其中，氧化石墨烯纳米片分散液来源于宁波锋成公司；
107.其中，小分子表面活性剂为n-(2-羟乙基)十二烷基酰胺，来源于阿拉丁公司，分子量为243，亲水基团为酰胺；
108.其中，氧化石墨烯纳米片分散液中的氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂的用量比为500：1；
109.其中，氧化石墨烯纳米片分散液在使用前在ph值为2的盐酸水溶液中超声处理60min。用anton paar流变仪分别测定驱油用聚合物及驱油用聚合物体系的黏度，在75℃、剪切速率6r/min的条件下，1800mg/l的驱油用聚合物的黏度为19mpa
·
s，经增黏剂增黏作用后，驱油用聚合物体系的黏度为42mpa
·
s。
110.岩心驱替实验所用的岩心为贝雷砂岩，长为30cm，内径为2.5cm，渗透率为1000md，孔隙体积为35ml。整个驱替实验在数字控温箱中进行，流体注入速度为0.3ml/min，实验温度为75℃，矿化度为8000mg/l nacl和300mg/l的ca
2
。实验室岩心驱替水驱后增黏聚合物体系提高原油采收率约15％。
111.实施例5
112.本实施例提供一种驱油用聚合物体系和油藏驱油方法。
113.该驱油用聚合物体系由驱油用聚合物和增黏剂混合后搅拌5min得到：
114.驱油用聚合物：该驱油用聚合物采用宝莫公司的耐温抗盐聚合物，属于水解度为18％的聚丙烯酰胺，其分子量为15
×
106g/mol；首先用盐水配制好6000mg/l的宝莫公司的耐温抗盐聚合物母液，然后稀释至2000mg/l，作为驱油用聚合物；
115.其中，盐水的矿化度为33000mg/l，ca
2
的浓度为600mg/l。
116.增黏剂：将浓度为1000mg/l氧化石墨烯纳米片分散液与小分子表面活性剂在50℃下接枝改性10小时，得到改性氧化石墨烯纳米片的厚度为2-4nm、片径为100-200nm、浓度为
20mg/l的改性氧化石墨烯纳米片分散液，作为增黏剂；
117.其中，氧化石墨烯纳米片分散液来源于宁波锋成公司；
118.其中，小分子表面活性剂为n-(2-羟乙基)十二烷基酰胺，来源于阿拉丁公司，分子量为243，亲水基团为酰胺；
119.其中，氧化石墨烯纳米片分散液中的氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂的用量比为500：1；
120.其中，氧化石墨烯纳米片分散液在使用前在ph值为2的盐酸水溶液中超声处理60min。用anton paar流变仪分别测定驱油用聚合物及驱油用聚合物体系的黏度，在80℃、剪切速率6r/min的条件下，2000mg/l的驱油用聚合物的黏度为15mpa
·
s，经增黏剂增黏作用后，驱油用聚合物体系的黏度为32mpa
·
s。
121.实施例6
122.本实施例提供一种驱油用聚合物体系和油藏驱油方法。
123.该驱油用聚合物体系由驱油用聚合物和增黏剂混合后搅拌5min得到：
124.驱油用聚合物：该驱油用聚合物采用snf公司的温敏型聚合物，属于水解度为14％的聚丙烯酰胺，其分子量为12
×
106g/mol；首先用盐水配制好6000mg/l的snf公司的温敏型聚合物母液，然后稀释至1500mg/l，作为驱油用聚合物；
125.其中，盐水的矿化度为53000mg/l，ca
2
的浓度为980mg/l。
126.增黏剂：将浓度为1000mg/l氧化石墨烯纳米片分散液与小分子表面活性剂在50℃下接枝改性10小时，得到改性氧化石墨烯纳米片的厚度为2-4nm、片径为100-200nm、浓度为20mg/l的改性氧化石墨烯纳米片分散液，作为增黏剂；
127.其中，氧化石墨烯纳米片分散液来源于宁波锋成公司；
128.其中，小分子表面活性剂为n-(2-羟乙基)十二烷基酰胺，来源于阿拉丁公司，分子量为243，亲水基团为酰胺；
129.其中，氧化石墨烯纳米片分散液中的氧化石墨烯纳米片与小分子表面活性剂的用量比为500：1；
130.其中，氧化石墨烯纳米片分散液在使用前在ph值为2的酸性水溶液中超声处理60min。
131.用anton paar流变仪分别测定驱油用聚合物及驱油用聚合物体系的黏度，在70℃、剪切速率6r/min的条件下，1500mg/l的驱油用聚合物的黏度为32mpa
·
s，经增黏剂增黏作用后，驱油用聚合物体系的黏度为45mpa
·
s。
132.以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。