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杨凤华大庆油田有限责任公司第一采油厂标识：不变大庆油田有限责任公司第一采油厂二元复合驱体系性能及微观驱油机理研究大庆油田有限责任公司第一采油厂二○一一年九月目录：参照此页颜色、字体与此页一样一、前言二、实验条件三、实验结果与认识四、结论第一部分：前言角标：与此相同文字：一律蓝色文鼎粗圆简24号字体可根据内容适当缩放文字大小和图片大小，一定要清晰。大庆油田室内研究及先导性矿场试验表明，ASP驱可比水驱提高采收率20％以上。但其中碱的使用可导致储层伤害、引起设备和管线腐蚀结垢、大幅度降低聚合物的粘弹性，降低波及体积。而SP二元复合驱油体系相对于三元复合驱优势在于：最大限度发挥聚合物的粘弹性减弱由于碱的存在引起的腐蚀结垢现象驱油效果接近三元复合驱提高了化学驱油剂的环保性能目录：参照此页颜色、字体与此页一样一、前言二、实验条件三、实验结果与认识四、结论第二部分：实验条件角标：与此相同文字：一律蓝色文鼎粗圆简24号字体可根据内容适当缩放文字大小和图片大小，一定要清晰。实验药剂实验材料类型聚合物超高分子量（2770×104）高分子量（1900×104）中分子量（1530×104）实验用水油田深度处理污水脱水原油水驱后1#井一类油层聚驱后2#井表面活性剂HLX—BO1型无碱表面活性剂目录：参照此页颜色、字体与此页一样一、前言二、实验条件三、实验结果与认识四、结论第三部分：实验结果与认识角标：与此相同文字：一律蓝色文鼎粗圆简24号字体可根据内容适当缩放文字大小和图片大小，一定要清晰。1、商品表面活性剂理化性能商品表面活性剂基本参数表活剂项目HLX—BO1型外观乳白或淡黄色液体固体含量≥60%pH值6.5~8闭口闪点60℃粘度(10℃)43mPa.S,有流动性水溶解性(20℃）溶解第三部分：实验结果与认识角标：与此相同2、无碱表面活性剂与不同分子量聚合物配伍性好，可形成10-3数量级的超低界面张力1.00E-031.00E-021.00E-010.00%0.20%0.40%0.60%表活剂浓度界面张力(mN/m)低分抗盐1#中分2#中分1#超高分1#超高分2#10-210-310-43、无碱复合体系可与萨中不同储层的油水条件形成超低界面张力1.00E-031.00E-021.00E-010.00%0.20%0.40%0.60%0.80%1.00%表活剂浓度(%)界面张力(mN/m)1.00E-031.00E-021.00E-010.00%0.20%0.40%0.60%0.80%1.00%表活剂浓度(%)界面张力(mN/m)角标：与此相同第三部分：实验结果与认识三类水驱后一类聚驱后10-210-310-410-210-310-44、无碱复合体系稳定60天后，粘度保留率较高01020304050010203040506070天数d粘度mPa.s1#S0.1%1#S0.3%2#S0.1%2#S0.3%聚合物聚合物母液为污稀污配的中分1600mg/l母液第三部分：实验结果与认识5、无碱复合体系稳定60天后，表活剂浓度为0.3%时界面张力均能保持在10-3mN/m1.00E-031.00E-021.00E-01020406080时间(d)界面张力(mN/m)1.00E-031.00E-021.00E-01020406080时间(d)界面张力(mN/m)1.00E-031.00E-021.00E-01020406080时间(d)界面张力(mN/m)第三部分：实验结果与认识10-210-310-410-210-310-410-210-310-4S:0.1％S:0.2％S:0.3％6、二元复合体系抗盐性能较好1.00E-031.00E-021.00E-010306090120时间(min)界面张力(mN/m)100030004000500060008000第三部分：实验结果与认识NaCl浓度与界面张力的关系10-210-310-41.00E-041.00E-031.00E-021.00E-010306090120时间(min)界面张力(mN/M)68101.00E-031.00E-021.00E-010306090120时间(min)界面张力(mN/m)0mg/L5mg/L30mg/L50mg/L1.00E-031.00E-021.00E-010306090120时间(min)界面张力(mN/m)0mg/L5mg/L30mg/L50mg/L第三部分：实验结果与认识10-210-310-110-4PH值Ca2+Mg2+10-110-210-310-110-210-37、二元复合体系抗硬水性能较好8、剪切后的二元体系仍然能达到超低界面张力项目界面张力(×10-3mN/m)粘度(mPa·s)粘度损失率(%)1组剪切前1.2157.254.5剪切后0.6126.62组剪切前2.3454.742.6剪切后2.5031.43组剪切前2.6552.813.4剪切后2.2445.74组剪切前1.8650.95.3剪切后1.5448.25组剪切前3.2851.12.9剪切后3.2749.6第三部分：实验结果与认识剪切条件为20000转/分，剪切15秒，样品保存条件厌氧45℃012345678910010203040506070时间（天）界面张力*10-3mN/m0.2%剪切前0.2%剪切后0.3%剪切前0.3%剪切后机械剪切对二元体系界面张力的稳定性没有影响第三部分：实验结果与认识10-210-39、45℃～55℃范围内，SP体系可达到超低界面张力,且界面张力有随温度升高降低的趋势。1.00E-031.00E-021.00E-011.00E+000306090120时间(min)界面张力(mN/m)35℃45℃55℃第三部分：实验结果与认识10-210-310-1100101111-1S=0%时体系乳化情况S=0.3%时二元复合体系乳化情况10610610610651521065252522210010098969797232938332910010010010、放置90天后，含有表活剂的二元体系比单纯聚合物体系乳化效果好第三部分：实验结果与认识第三部分：实验结果与认识11、吸附后表活剂0.05%时,SP体系界面张力可达10-3mN/m二元复合体系与油砂吸附检测数据表聚合物浓度：2000mg/L表面活性剂浓度：0.3%油砂处理方式检测内容除油常规加油最多吸附次数（次）63２表面活性剂浓度（%）0.08320.15120.1646体系界面张力（10-3mN/m）5.946.797.94空气渗透率×10-3μm2含油饱和度%实验方案体系粘度mPa.s水驱采收率%化学驱采收率%水驱总采收率%化学驱总采收率%207667.06主段塞：0.3PV（P：1600mg/L+S：0.3%）副段塞：0.15PV（P：1300mg/L+S：0.1%）保护段塞：0.2PV（P：1000mg/L）55.950.7114.8745.7117.79116767.0732.143.7016.3056169.1020.740.6722.40207671.2233.146.3411.4040.9817.62116769.3829.944.8214.3056170.1418.131.3927.7912、二元复合体系人造岩心水驱后驱油效果较好，采收率可提高17个百分点第三部分：实验结果与认识二元复合体系聚驱后人造岩心驱油效果较好，采收率可提高9-17个百分点方案Kg×10-3μm2孔隙度%原油含油饱和度%水驱采收率%普通聚驱采收率%二元体系采收率%总采收率%0.3%+1500mg/L100022.474.147.210.517.174.80.2%+1500mg/L100625.074.647.31012.069.30.1%+1500mg/L101821.572.647.110.39.066.40.3%+1500mg/L210225.774.848.19.516.974.50.2%+1500mg/L210625.476.647.39.013.970.20.1%+1500mg/L213525.476.847.48.610.166.0第三部分：实验结果与认识二元复合体系聚驱后天然岩芯驱油效果较好，采收率可提高8-12个百分点序号水测渗透率×10-3μm2水驱采收率%聚驱采收率％二元驱采收率％总采收率％含油饱和度%二元体系1128044.412.112.168.670.7二元体系：1500mg/L+0.3%粘度：45mPa.s295636.39.911.057.270.0二元体系：1500mg/L+0.2%粘度45.5mPa.s3125248.110.611.570.275.4二元体系：1000mg/L+0.3%粘度：36mPa.s494036.311.98.156.370.0二元体系：1000mg/L+0.2%粘度32.0mPa.s第三部分：实验结果与认识界面张力为10-3级别(S0.3%)驱替效果水驱后一次聚驱后二元驱后驱走部分残余油岩石流道中的水油驱出簇状油岩石岩石水驱后油被卡断成油滴，卡在较小喉道处，一次聚驱后仅将部分油滴携带走，水驱及聚驱对柱状和簇状残余油的启动和运移效果均不好，二元驱在一次聚驱后基础上进一步增加了粘滞力，降低了界面张力，使油滴易于变形，容易通过颈口处，使圈捕油滴得到流动。13、界面张力对聚驱后剩余油驱替效果机理研究界面张力为10-2级别（S0.1%）驱替效果水驱后一次聚驱后二元驱后残余油驱出未被驱出二元驱后，仍有部分簇状残余油未被驱动岩石岩石界面张力为10-1级别（S0.05%）驱替效果水驱后一次聚驱后二元驱后二元驱后，仍有较大部分簇状，柱状残余油未被驱动，驱替效果不理想。未被驱出岩石岩石岩石10-3级别10-1级别10-2级别岩石岩石岩石10-3级别下，对卡断油滴、柱状和簇状残余油驱替效果均很好，随着界面张力的升高，毛管力增大，使得毛管数减少，增大了对上述残余油的启动及运移难度。驱油效果为：10-3＞10-2＞10-1小结Fw=90%驱油结果Fw=60%驱油结果fw=90%乳化液驱替效果明显好于fw=60%乳化液驱替效果。乳状液以水包油型为主，粘度较小，流动性较好，携油能力很强，驱油效果好.乳状液以油包水型为主，粘度较高，油滴间的界面粘度较高，携油能力弱，在油水前沿无法形成低的界面张力，驱替效果差。14、界面张力对聚驱后剩余油驱替效果机理研究聚驱后三种驱替剂驱油效果对比0.3%表面活性剂驱高分聚合物驱二元复合驱当界面张力达到超低时,二元体系的驱油效果明显好于高浓度的聚合物及单一表面活性剂的一元体系。15、一元、SP体系驱油效果及机理研究目录：参照此页颜色、字体与此页一样一、前言二、实验条件三、实验结果与认识四、结论第四部分：结论(1)SP体系与油水配伍性好，可在较宽的范围内获得超低界面张力值,且具有较好的界面张力及粘度稳定性。(2)SP体系抗盐性、抗硬水性、抗剪切性、乳化性及抗吸附性能良好。(3)SP体系水驱后、聚驱后驱油效果均较好，岩心驱油实验采收率分别提高17个百分点和9-17个百分点，可应用于水驱后和聚驱后油藏进一步提高原油采收率。第四部分：结论(４)随着界面张力的降低，毛管力减小，减弱了对簇状等残余油的启动及运移难度。三种级别的界面张力驱油效果为：10-3mN/m10-2mN/m10-1mN/m。(５)二元复合驱既降低了界面张力，又降低了流度比，扩大了波及体积，驱替效果明显好于单独表面活性剂驱和聚合物驱。(６)fw=90%二元乳化液驱替效果明显好于fw=60%二元乳化液驱替效果。即水包油为主的乳状液驱替效果明显好于油包水型为主的。