《提高采收率技术》课件.ppt

1、编辑课件提高采收率技术提高采收率技术编辑课件课程主要内容课程主要内容第一部分第一部分 水驱油采收率分析水驱油采收率分析第二部分第二部分 化学驱理论及矿场应用化学驱理论及矿场应用 第三部分第三部分 调剖堵水与弱凝胶深部调驱技术的研究及矿场调剖堵水与弱凝胶深部调驱技术的研究及矿场应用应用第四部分第四部分 气体混相驱技术气体混相驱技术第五部分第五部分 稠油热采技术稠油热采技术编辑课件绪绪 论论Introduction编辑课件东部已开发的老油田大多进入高含水阶段，未开发的油田多为低渗东部已开发的老油田大多进入高含水阶段，未开发的油田多为低渗透、特稠油、超稠油，开采环境日趋恶劣，开采成本越来越高。透、特

2、稠油、超稠油，开采环境日趋恶劣，开采成本越来越高。老油田经过长期注水开发（大庆老油田经过长期注水开发（大庆19591959年，胜利年，胜利19641964年），现在已经年），现在已经进入高含水期，目前胜利综合含水达到进入高含水期，目前胜利综合含水达到89.8%89.8%。老油田注水开发的效。老油田注水开发的效率越来越低，如胜利油田年产量为率越来越低，如胜利油田年产量为26252625万吨（万吨（7.197.19万吨万吨/日），日日），日注水注水61.0761.07万立方米，采万立方米，采1 1吨原油需注水吨原油需注水8.498.49立方米。立方米。西部资源勘探程度不高，加之区域远离消费市场，短

3、期内很难做到西部资源勘探程度不高，加之区域远离消费市场，短期内很难做到石油探明储量与产量的大幅度增长。因此，需要继续做好用提高采石油探明储量与产量的大幅度增长。因此，需要继续做好用提高采收率技术稳定东部这篇大文章。收率技术稳定东部这篇大文章。中国提高采收率技术的必要性中国提高采收率技术的必要性编辑课件EOR分类分类化学驱化学驱 包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二元、包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二元、三元复合驱。三元复合驱。气体混相驱气体混相驱 包括：干气驱，富气驱，包括：干气驱，富气驱，CO2驱，烟道气驱。驱，烟道气驱。热力采油热力采油 包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层

4、，包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，SAGD法。法。油田稳油控水技术油田稳油控水技术 包括调剖堵水、深部调驱技术。包括调剖堵水、深部调驱技术。编辑课件中国各中国各EOREOR方法所占的比例方法所占的比例1231231热采方法（热采方法（60%）2化学驱（化学驱（37%）3混相气驱（混相气驱（3%）编辑课件第一部分第一部分 水驱油采收率分析水驱油采收率分析编辑课件E Es s：宏观波及效率（宏观波及效率（Sweep EfficiencySweep Efficiency）E ED D：微观驱油效率（微观驱油效率（Displacement EfficiencyDisplacement Efficie

5、ncy）水驱油采收率水驱油采收率=达到经济极限时的采出油量达到经济极限时的采出油量地质储量，地质储量，它由下式确定：它由下式确定：水驱油采收率水驱油采收率水驱油采收率一般为水驱油采收率一般为30%50%30%50%。DsEE 编辑课件 表示注入的工作液在井网控制的油层区域表示注入的工作液在井网控制的油层区域内的波及程度，包括面积波及和垂向波及。内的波及程度，包括面积波及和垂向波及。在井网控制的范围内，从注入井到生产井油区不能被在井网控制的范围内，从注入井到生产井油区不能被注入水完全波及到，水波及体积占该油层体积的百分比，注入水完全波及到，水波及体积占该油层体积的百分比，称为波及效率，即：称为波

6、及效率，即：hAssSEEhhAAE注入水波及不到的地方形成剩余油。注入水波及不到的地方形成剩余油。1 1 水驱油波及效率水驱油波及效率编辑课件 在水波及区内长期注水，最终形成不流动的在水波及区内长期注水，最终形成不流动的小油滴，这些油滴成为残余油。小油滴，这些油滴成为残余油。在宏观水波及到的油层范围内，微观上仍然在宏观水波及到的油层范围内，微观上仍然存在未能洗涤的残余油。存在未能洗涤的残余油。E ED D：表示注入工作液在波及区内清洗原油的：表示注入工作液在波及区内清洗原油的程度。程度。2 2 水波及区内的驱油效率水波及区内的驱油效率编辑课件残余油的类型残余油的类型 参考参考:郭尚平院士的专

7、著郭尚平院士的专著物理化学渗流微观机物理化学渗流微观机理理，科学出版社，科学出版社，19901990孤岛状孤岛状柱状柱状环状油膜环状油膜簇状油块簇状油块盲状盲状编辑课件第二部分第二部分化学驱理论及矿场应用化学驱理论及矿场应用 专题一：化学驱（新）技术及基本驱油机理专题一：化学驱（新）技术及基本驱油机理编辑课件第一章第一章 聚合物驱聚合物驱Polymer Flooding编辑课件1 1 驱油用聚合物及其水溶液性质驱油用聚合物及其水溶液性质驱油用聚合物驱油用聚合物(Polymer)(Polymer)部分水解聚丙烯酰胺部分水解聚丙烯酰胺(Partially Hydrolyzed Polyacryla

8、mide,HPAM）由聚丙烯酰胺由聚丙烯酰胺Polyacrylamide(PAM)Polyacrylamide(PAM)在在NaOHNaOH作用下部分水解得到。是作用下部分水解得到。是一种长链高分子，通常使用粉剂一种长链高分子，通常使用粉剂,分子量一般为分子量一般为1000100010104 42000200010104 4，价格，价格1.5-21.5-2万元万元/吨。吨。使用使用HPAMHPAM，而不是，而不是PAMPAM，（，（a a）为了聚合物驱替溶液增粘性的需要。）为了聚合物驱替溶液增粘性的需要。（b b）由于）由于PAMPAM在矿物表面被强烈吸附，使用在矿物表面被强烈吸附，使用HPA

9、MHPAM可减少驱油过程中的吸可减少驱油过程中的吸附损失。附损失。编辑课件聚合物溶液的粘度聚合物溶液的粘度 单位：毫帕单位：毫帕秒秒(mPa.s)(mPa.s)。使用。使用BrookfieldBrookfield粘度计测粘度计测量，一般驱油用聚合物溶液粘度需几十量，一般驱油用聚合物溶液粘度需几十mPa.smPa.s。例如，大。例如，大庆油田要求庆油田要求40 mPa.s 40 mPa.s，胜利部分油藏要求，胜利部分油藏要求19 mPa.s19 mPa.s。.p 聚合物溶液表观粘度（聚合物溶液表观粘度（p p）是流体层间内摩是流体层间内摩擦力的量度。擦力的量度。编辑课件2 2 聚合物驱油机理聚合

10、物驱油机理 从注入井到生产井：从注入井到生产井：r rV V efef （因为（因为聚合聚合物溶液在油层条件下大多呈现假塑性物溶液在油层条件下大多呈现假塑性),),并且由于聚合物并且由于聚合物分子在孔隙介质中的滞留，聚合物溶液流动时的渗透率由分子在孔隙介质中的滞留，聚合物溶液流动时的渗透率由K Kw w降低为降低为K Kf fM M指进退化（指进退化（V VD D/V/Vf f=M=M）驱油前缘稳定驱油前缘稳定 E ES S 。随着聚合物驱的进行（随着聚合物驱的进行（r r ），聚合物溶液具有自动），聚合物溶液具有自动稳定驱替前缘的能力。稳定驱替前缘的能力。编辑课件第二章第二章 表面活性剂驱表

11、面活性剂驱Surfactant Flooding编辑课件1 1 驱油用表面活性剂驱油用表面活性剂 EOR EOR一般使用阴离子型表活剂一般使用阴离子型表活剂(稳定性好、稳定性好、吸附量小、成本低吸附量小、成本低)，少量使用非离子型（耐，少量使用非离子型（耐高矿化度，活性稍差），一般不使用阳离子型高矿化度，活性稍差），一般不使用阳离子型（因为地层中吸附损失大）。（因为地层中吸附损失大）。编辑课件2 2 微乳液性质微乳液性质 微乳液微乳液是由油是由油(hydrocarbon)+水水(water)+活性剂活性剂(surfactant)+助表面活性剂助表面活性剂(co-surfactant)+盐盐(e

12、lectrolytes)按一定比例组成的高度分散的低张力体系。按一定比例组成的高度分散的低张力体系。编辑课件混相驱（混相驱（In-Situ Miscible Flooding In-Situ Miscible Flooding）：指油层任：指油层任何位置，排驱流体与被排驱流体一经接触，便立即互何位置，排驱流体与被排驱流体一经接触，便立即互溶混相的排驱过程。溶混相的排驱过程。非混相驱（非混相驱（In-Situ Immiscible Flooding In-Situ Immiscible Flooding）：排驱：排驱流体与被排驱流体以任何比例混合都不能互溶混相的流体与被排驱流体以任何比例混合都不

13、能互溶混相的排驱过程。排驱过程。部分混相驱（部分混相驱（Partial Miscible Flooding Partial Miscible Flooding）：注入：注入一定量的单相活性体系，段塞前缘因被地层流体稀释一定量的单相活性体系，段塞前缘因被地层流体稀释成为非混相区，而后缘为混相区的排驱过程。成为非混相区，而后缘为混相区的排驱过程。3 3 微乳液驱油机理微乳液驱油机理Micro-mechanism of Microemulsion Flooding编辑课件问题问题：单相活性体系或微乳液单相活性体系或微乳液(A)(A)段塞排驱地层油段塞排驱地层油水体系水体系E E，A A段塞被后续水段

14、塞被后续水(W)(W)排驱，分析段塞排驱，分析段塞前、后缘流体组成变化。前、后缘流体组成变化。一一.部分混相驱部分混相驱（Partial Miscible Flooding Partial Miscible Flooding）后续水WAE前缘前缘后缘后缘编辑课件段塞前缘段塞前缘A+EB,混相 B+EC(O+M1),非 混相C+ED(O+M2),非 混相EE BCDEAWOSM1EM2编辑课件 如果活性体系如果活性体系A A与油水体系与油水体系E E混合生成下相微乳液（水混合生成下相微乳液（水外相），该水外相结构不能与外相），该水外相结构不能与oiloil混溶，视为非混相驱。混溶，视为非混相驱。

15、两相流动区两相流动区水不流动区水不流动区二二.就地非混相排驱就地非混相排驱油不流动区油不流动区WOSEAlHigh Interfacial Tension(高张力体系高张力体系)lLow Interfacial Tension(低张力体系低张力体系)编辑课件1.1.高张力体系高张力体系(High IFT)(High IFT)问题：问题：活性体系活性体系(A)(A)段塞排驱地层油水体系段塞排驱地层油水体系E E，分析第一批孔隙中多次注入段塞分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)(A)后组成后组成变化及驱油机理。变化及驱油机理。WAE编辑课件WOSEA油不流动区油不流动区IFTIFT高时，油不流动区大

16、：高时，油不流动区大：编辑课件驱油机理驱油机理油被增溶排驱，不能油被增溶排驱，不能形成富集油带形成富集油带(低效低效)编辑课件2.2.低张力体系低张力体系(Low IFT)(Low IFT)问题：问题：活性体系活性体系(A)(A)段塞排驱地层油水体系段塞排驱地层油水体系E E，分析第一批孔隙中多次注入段塞分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)(A)后组成后组成变化及驱油机理。变化及驱油机理。WAE编辑课件WOSEA油不流动区小油不流动区小IFTIFT低时，油不流动区小：低时，油不流动区小：编辑课件驱油机理驱油机理 油相能单独流动，可形成富集油相能单独流动，可形成富集油带油带(高效高效)。界面张力是

17、决定残余油流动、界面张力是决定残余油流动、聚集的关键因素！聚集的关键因素！编辑课件lHigh Interfacial Tension(高张力体系高张力体系)lLow Interfacial Tension(低张力体系低张力体系)三三.就地混相排驱就地混相排驱 A+E A+E生成上相微乳液（油外相结构），该结构能与生成上相微乳液（油外相结构），该结构能与油混溶，可视为混相驱。油混溶，可视为混相驱。WOS油不流动区油不流动区两相流动区两相流动区水不流动区水不流动区EA编辑课件1.1.高张力体系高张力体系(High IFT)(High IFT)问题：问题：活性体系活性体系(A)(A)段塞排驱地层油水

18、体系段塞排驱地层油水体系E E，分析第一批孔隙中多次注入段塞分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)(A)后组成后组成变化及驱油机理。变化及驱油机理。WAE编辑课件EWOSA油相不流动区IFTIFT高时，油不流动区大：高时，油不流动区大：编辑课件驱油机理驱油机理 含油相（上相微乳液）能含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富集油单独参与流动，能形成富集油带，只不过含油饱和度很低。带，只不过含油饱和度很低。编辑课件2.2.低张力体系低张力体系(Low IFT)(Low IFT)问题：问题：活性体系活性体系(A)(A)段塞排驱地层油水体系段塞排驱地层油水体系E E，分析第一批孔隙中多次注入段塞分析第

19、一批孔隙中多次注入段塞(A)(A)后组成后组成变化及驱油机理。变化及驱油机理。WAE编辑课件AEWOS油相不油相不流动区流动区IFTIFT低时，油不流动区小：低时，油不流动区小：编辑课件驱油机理驱油机理 含油相（上相微乳液）能单独含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富集油带。参与流动，能形成富集油带。编辑课件3 3 活性水驱活性水驱活性水驱是以浓度小于活性水驱是以浓度小于CMCCMC的表面活性剂水溶液作为的表面活性剂水溶液作为驱动介质的驱油方法。驱动介质的驱油方法。采用非离子型表活剂效果好：可减少吸附损失，对地采用非离子型表活剂效果好：可减少吸附损失，对地层水中高价阳离子（层水中高价阳离

20、子（CaCa2+2+、MgMg2+2+）不敏感。）不敏感。将非离子型和阴离子型表活剂复合使用效果更好。发将非离子型和阴离子型表活剂复合使用效果更好。发挥前者的乳化作用和后者的润湿、分散作用。挥前者的乳化作用和后者的润湿、分散作用。编辑课件主要驱油机理主要驱油机理降低油水界面张力，使残余油变成可动油。降低油水界面张力，使残余油变成可动油。（主要机理）（主要机理）改变地层表面的润湿性，如亲油改变地层表面的润湿性，如亲油亲水。亲水。增加原油在水中的分散，形成增加原油在水中的分散，形成O/WO/W乳状液，油滴乳状液，油滴被活性水夹带而被采出。被活性水夹带而被采出。改变原油的流变性，高粘原油，非牛顿液体

21、性改变原油的流变性，高粘原油，非牛顿液体性质，活性剂进入油中，降低极限动剪切应力。质，活性剂进入油中，降低极限动剪切应力。编辑课件第三章第三章 碱水驱碱水驱Alkaline Flooding编辑课件1 1 驱油用碱剂驱油用碱剂氢氧化钠（氢氧化钠（NaOHNaOH）：浓度）：浓度0.5%-5%,500.5%-5%,50下的溶解度下的溶解度146g/100g146g/100g。碳酸钠（碳酸钠（NaNa2 2COCO3 3)：弱碱性，：弱碱性，5050下的溶解度下的溶解度32.2g 32.2g/100g/100g。氢氧化铵（氢氧化铵（NHNH4 4OHOH）:水中离解为离子，遇空气易爆炸。水中离解为

22、离子，遇空气易爆炸。磷酸钠（磷酸钠（NaNa3 3POPO4 4)：能改善润湿性。：能改善润湿性。硅酸钠：具有极强的碱性反应，硅酸钠：具有极强的碱性反应，常用氢氧化钠（常用氢氧化钠（NaOHNaOH）和碳酸钠（）和碳酸钠（NaNa2 2COCO3 3)，选用的，选用的依据主要取决于原油的酸值和地层水质。依据主要取决于原油的酸值和地层水质。编辑课件 碱与原油中的一些酸性物质反应，生成表碱与原油中的一些酸性物质反应，生成表面活性物质，降低油水界面张力。面活性物质，降低油水界面张力。原油性质对碱水驱降低界面张力十分关键，原油性质对碱水驱降低界面张力十分关键，因此在进行方法筛选时要求对原油与碱作用的因

23、此在进行方法筛选时要求对原油与碱作用的活跃程度进行评价。活跃程度进行评价。2 2 碱水驱机理碱水驱机理1.降低相间界面张力降低相间界面张力编辑课件几乎所有的碱水驱实验研究中都能观察到原油的乳化几乎所有的碱水驱实验研究中都能观察到原油的乳化现象。有时它是一种稳定的、细分散的乳状液，有时则现象。有时它是一种稳定的、细分散的乳状液，有时则是粗分散、很快被破坏的乳状液。是粗分散、很快被破坏的乳状液。碱水驱可以形成水包油型乳状液，也可以形成油包水碱水驱可以形成水包油型乳状液，也可以形成油包水型乳状液。型乳状液。2.乳化作用乳化作用编辑课件3.引起引起“原油原油岩石岩石水水”体系润湿性的变化体系润湿性的变

24、化 储集岩石的润湿性决定着其内残余油的分布特储集岩石的润湿性决定着其内残余油的分布特点，在优先水湿的地层中，残余油被滞留在大孔隙点，在优先水湿的地层中，残余油被滞留在大孔隙变狭窄的地方，那里的驱替压力梯度低于毛管压力变狭窄的地方，那里的驱替压力梯度低于毛管压力梯度。在优先油湿的储层中，原油沿岩石表面呈薄梯度。在优先油湿的储层中，原油沿岩石表面呈薄膜状分布。膜状分布。编辑课件第四章第四章 复合驱复合驱编辑课件 由两种或两种以上的化学剂混合使用，利用它们之由两种或两种以上的化学剂混合使用，利用它们之间的协同效应的驱油方法。既提高波及效率，又可提高间的协同效应的驱油方法。既提高波及效率，又可提高驱油

25、效率，从而大幅度提高采收率。驱油效率，从而大幅度提高采收率。如：泡沫驱：表面活性剂如：泡沫驱：表面活性剂+水水+气相气相 二元复合驱：二元复合驱：P+SP+S，P+AP+A 三元复合驱：三元复合驱：A+S+PA+S+P（ASPASP）多元复合驱：多元复合驱：A+S+P+Foam A+S+P+Foam（ASPFASPF）复合驱简介复合驱简介编辑课件第二部分第二部分化学驱理论及矿场应用化学驱理论及矿场应用 专题二：驱油（新）体系的研制及室内评价技术专题二：驱油（新）体系的研制及室内评价技术编辑课件第一章第一章 聚合物驱室内评价技术聚合物驱室内评价技术编辑课件当前驱油用聚合物当前驱油用聚合物HPAM

26、HPAM存在的问题存在的问题 因此，研制抗温、抗盐、耐剪切的新型聚合物是因此，研制抗温、抗盐、耐剪切的新型聚合物是目前化学驱领域的研究热点。目前化学驱领域的研究热点。抗盐性差抗盐性差抗温性差抗温性差抗剪切性差抗剪切性差耐碱性差耐碱性差化学用量大化学用量大编辑课件 疏水缔合聚合物疏水缔合聚合物NAPsNAPs主剂是由丙烯酰胺、丙烯基主剂是由丙烯酰胺、丙烯基单体、阳离子疏水单体在新型氧化还原条件下聚合而单体、阳离子疏水单体在新型氧化还原条件下聚合而成。成。疏水缔合聚合物疏水缔合聚合物（Hydrophobically Associating Polymers)：通过疏水缔合作用，使分子间和分子内：通

27、过疏水缔合作用，使分子间和分子内产生缔合结构，提高耐盐性能。产生缔合结构，提高耐盐性能。一一.驱油用新型缔合聚合物驱油用新型缔合聚合物编辑课件梳型缔合聚合物梳型缔合聚合物 星型缔合聚合物星型缔合聚合物编辑课件二二.聚合物驱室内评价技术聚合物驱室内评价技术常规性能评价常规性能评价特殊性能评价特殊性能评价注入性能评价注入性能评价 驱油效果评价驱油效果评价编辑课件第二章第二章 ASPASP复合驱室内评价技术复合驱室内评价技术编辑课件表面活性剂的来源和价格表面活性剂的来源和价格是决定是决定ASPASP复合驱矿场应用的制约条件复合驱矿场应用的制约条件表面活性剂石油磺酸盐需要实现国产化。表面活性剂石油磺酸

28、盐需要实现国产化。降低界面张力的能力需要达到降低界面张力的能力需要达到10-3mN/m数量级。数量级。需要有良好的配伍性。需要有良好的配伍性。表面活性剂的高成本限制了表面活性剂的高成本限制了ASP复合驱的矿场应用。复合驱的矿场应用。编辑课件ASPASP体系粘浓关系体系粘浓关系 在油层温度和水质矿化度条件下，保持表面活性剂在油层温度和水质矿化度条件下，保持表面活性剂和碱浓度不变，测定不同聚合物浓度下的和碱浓度不变，测定不同聚合物浓度下的ASPASP体系粘度。体系粘度。HPAMHPAM浓度，浓度，mg/Lmg/L1200120014001400160016001800180020002000220

29、02200粘粘 度，度，mPa.smPa.s13.913.917.817.822.122.127.927.931.631.640.540.5体系配方：大庆聚合物体系配方：大庆聚合物HPAM+0.3%TDS+1.2%NaOHHPAM+0.3%TDS+1.2%NaOH实验条件：实验条件：4545，大庆污水，大庆污水编辑课件新型缔合聚合物新型缔合聚合物+0.3%TDS+1.2%NaOH+0.3%TDS+1.2%NaOHNAPsNAPs浓度，浓度，mg/Lmg/L2002004004006006008008001000100012001200粘粘 度，度，mPa.smPa.s3.43.49.59.52

30、0.020.041.541.565.465.4100100NAPsNAPs浓度浓度mg/Lmg/L192192385385577577769769962962粘粘 度度mPa.smPa.s5.15.113.213.230.330.365.865.8100100新型缔合聚合物新型缔合聚合物+0.3%ORS41+1.2%NaOH+0.3%ORS41+1.2%NaOH编辑课件 要使要使ASPASP溶液体系的粘度达到溶液体系的粘度达到40mPa.s40mPa.s，大，大庆庆HPAMHPAM需需2200mg/L2200mg/L，而，而NAPsNAPs仅需仅需800mg/L800mg/L左右。左右。可见，

31、在可见，在ASPASP驱中，用新型缔合聚合物代替聚丙驱中，用新型缔合聚合物代替聚丙烯酰胺，体系粘度完全可以达到应有效果，且烯酰胺，体系粘度完全可以达到应有效果，且用量大大减少。用量大大减少。编辑课件0100200300400500600700050010002000400070001000020000Cb mg/LmPa.s纯 碱烧 碱ASPASP体系粘碱关系体系粘碱关系 新型聚合物浓度新型聚合物浓度Cp=1000mg/l Cp=1000mg/l，大庆油层污水，大庆油层污水，4545，耐碱性优良，且具有一定的碱增粘性。耐碱性优良，且具有一定的碱增粘性。在油层温度和矿化度条件下，测定一定在油层温

32、度和矿化度条件下，测定一定ASPASP体系粘度体系粘度随碱浓度的变化关系，评价体系的耐碱性能。随碱浓度的变化关系，评价体系的耐碱性能。编辑课件粘度粘度表面活性剂浓度关系表面活性剂浓度关系ORS41ORS41浓度，浓度，ppmppm0 02525505075751001002002003003001000mg/L1000mg/L聚合物聚合物+表活剂表活剂17.2/17.2/19.5(8h)19.5(8h)10.3/10.3/11.2(8h)11.2(8h)29.5/29.5/31.5(8h)31.5(8h)22.6/22.6/25.4(8h)25.4(8h)12.2/12.2/14.9(8h)1

33、4.9(8h)15.6/15.6/17.6(8h)17.6(8h)19.1/19.1/20.3(8h)20.3(8h)在油层温度和矿化度条件下，测定在油层温度和矿化度条件下，测定ASPASP体系粘度随表体系粘度随表面活性剂浓度的变化关系，评价体系与表面活性剂的相互面活性剂浓度的变化关系，评价体系与表面活性剂的相互作用关系。作用关系。4545，大庆污水：，大庆污水：编辑课件 聚合物浓度聚合物浓度 mg/Lmg/L时间时间,天天192192385385577577769769962962C CD DC CD DC CD DC CD DC CD D0 04.14.15.15.15.85.813.21

34、3.211.311.330.330.316.216.265.865.831.331.31001007 74.24.26.46.45.15.117.417.412.112.152.852.815.315.310010028.928.910010026266.16.15.15.17.17.117.317.319.719.758.358.324.224.2100100/100100增加百分率增加百分率48.848.80 022.422.431.031.074.374.392.492.449.449.4/ASPASP体系老化稳定性体系老化稳定性编辑课件ASP体系体系界面张力界面张力聚合物浓度，聚合物浓

35、度，mg/Lmg/L200200400400600600808010001000NAPsNAPs体系体系IFTIFTmN/mmN/m2.1362.136 1010-2-21.9151.915 1010-2-21.8641.864 1010-2-22.1062.106 1010-2-21.8391.839 1010-2-2大庆大庆HPAMHPAM体系体系IFTIFTmN/mmN/m2.5592.559 1010-2-21.9871.987 1010-2-22.5242.524 1010-2-22.2582.258 1010-2-22.1132.113 1010-2-2 对对ASPASP体系来说，

36、界面张力评价结果表明，体系来说，界面张力评价结果表明，NAPsNAPs的略的略低于大庆低于大庆HPAMHPAM的。的。聚合物浓度对聚合物浓度对ASP ASP（塔底油表活剂）体系与大庆原（塔底油表活剂）体系与大庆原油界面张力的影响：油界面张力的影响：编辑课件ASPASP体系的配伍性体系的配伍性聚合物聚合物浓度浓度1921923853855775777697699629621 1天天2 2天天5 5天天1010天天3030天天7575天天表表A A 聚合物浓度对聚合物浓度对ASPASP体系稳定性的影响体系稳定性的影响 单位：单位：mg/Lmg/L编辑课件表表B NaOHB NaOH浓度对浓度对AS

37、PASP体系稳定性的影响体系稳定性的影响 注：体系注：体系0.3%ORS41+769 mg/L0.3%ORS41+769 mg/L，（地层模拟水，（地层模拟水，4545）NaOHNaOH浓度，浓度，%0 03 30 06 60 09 91 12 21 15 51 1天天2 2天天5 5天天1010天天3030天天7575天天编辑课件表表C C 表面活性剂表面活性剂ORS41ORS41浓度对浓度对ASPASP体系稳定性的影响体系稳定性的影响CpCp均为均为769mg/L769mg/L，NaOHNaOH浓度浓度1.2%1.2%，（地层模拟水，（地层模拟水，4545）O ORS41RS41浓度浓度，

38、%0 03 30 06 60 09 91 12 21 15 51 1天天2 2天天观观5 5天天1010天天3030天天7575天天编辑课件阻力系数与残余阻力系数阻力系数与残余阻力系数岩芯号岩芯号（%）水测渗透率水测渗透率（1010-3-3mm2 2）注入速注入速度度（m/dm/d）阻力系阻力系数数残余残余阻力系阻力系数数56-256-227.84327.843101910193.963.9611.3111.314.894.8956-356-328.77828.7787887883.993.9913.8313.834.944.94新型缔合聚合物有较高的残余阻力系数新型缔合聚合物有较高的残余阻力

39、系数编辑课件 ASP ASP体系驱油实验体系驱油实验 岩芯号岩芯号孔隙体孔隙体积积cmcm3 3孔隙度孔隙度%含油饱和含油饱和度度%水驱采收率水驱采收率%(OOIP)%(OOIP)ASPASP提高提高采收率采收率%(OOIP)%(OOIP)人造人造56-156-113.5613.5628.63528.63575.9675.9651.4651.4623.6923.69人造人造56-456-413.6413.6428.60028.60068.9168.9148.9448.9421.2821.28人造人造36-3-336-3-312.7112.7135.5735.5770.8170.8155.565

40、5.5626.6726.67*人造人造39-3-139-3-110.2710.2728.3328.3371.0871.0852.0552.0523.2923.29*天然天然1941947.3067.30617.7617.7654.7554.7545.0045.0022.5022.50 新型缔合聚合物新型缔合聚合物ASPASP体系可比水驱提高采收率体系可比水驱提高采收率20%OOIP20%OOIP以上，与大以上，与大庆部分水解聚丙烯酰胺庆部分水解聚丙烯酰胺ASPASP驱油体系的驱油效果相当。驱油体系的驱油效果相当。编辑课件扩散弥散系数扩散弥散系数210810.11LWTVDp请参考：请参考：化学

41、驱过程中的扩散弥散机理研究化学驱过程中的扩散弥散机理研究J.J.石油勘探与开石油勘探与开发发，2000,27(3):402000,27(3):404343编辑课件第二部分第二部分化学驱理论及矿场应用化学驱理论及矿场应用 专题三：聚合物驱方案设计与效果评价专题三：聚合物驱方案设计与效果评价编辑课件聚合物驱原方案设计要点聚合物驱原方案设计要点注聚区块注聚区块下二门H 2 下二门H 2 投注聚时间（年月）投注聚时间（年月）96.896.8注聚井数 (口)注聚井数 (口)7 7对应采油井数 (口)对应采油井数 (口)1717段塞尺寸（m g/L段塞尺寸（m g/LPV）PV）346346前缘浓度（m

42、g/L）前缘浓度（m g/L）12001200主体浓度（m g/L）主体浓度（m g/L）10001000注入孔隙体积(P V)注入孔隙体积(P V)0.360.36年注入速度（P V/年）年注入速度（P V/年）0.120.12控制地质储量(万方)控制地质储量(万方)153.7153.7设计注聚年限（年）设计注聚年限（年）3 3预测提高采收率（%）预测提高采收率（%）7.447.44聚合物混配水质聚合物混配水质产出污水产出污水编辑课件聚合物驱后实际与方案效果对比表聚合物驱后实际与方案效果对比表 年增油量年增油量(*10*104 4T)T)累计增油量累计增油量(*10*104 4T)T)提高采

43、收率提高采收率（%）年、月年、月 方案设计方案设计 实际实际 方案设计方案设计 实际实际 方案设计方案设计 实际实际 1997.121997.12 2.562.56 2.162.16 2.562.56 2.182.18 1.791.79 1.1.5252 19981998.12.12 4.344.34 3.673.67 6.96.9 5.855.85 4.834.83 4.094.09 1999.121999.12 2.442.44 3.523.52 9.349.34 9.379.37 6.536.53 6.556.55 2000.122000.12 1.111.11 2.472.47 10.

44、4510.45 11.8411.84 7.317.31 8.288.28 2001.122001.12 0.420.42 1.531.53 10.8710.87 13.3713.37 7.67.6 9 9.3535 2002.122002.12 0.050.05 10.9210.92 7.647.64 2003.122003.12 0.0050.005 10.92510.925 7.647.64 2004.122004.12 -0.050.05 10.87510.875 7.67.6 2005.122005.12 -0.090.09 10.78510.785 7.547.54 2006.122

45、006.12 -0.130.13 10.65510.655 7.447.44 编辑课件第三部分第三部分 深部调驱技术与调剖堵水技术深部调驱技术与调剖堵水技术的研究及矿场应用的研究及矿场应用编辑课件第一章第一章弱凝胶和弱凝胶和CDCD胶深部调驱技术胶深部调驱技术编辑课件胶态分散凝胶体系胶态分散凝胶体系（Colloidal Dispersion GelsColloidal Dispersion Gels）：由低浓度的）：由低浓度的聚合物聚合物/交联剂（聚合物浓度通常在交联剂（聚合物浓度通常在300-800 mg/L300-800 mg/L之间）形成的、之间）形成的、以分子内交联为主分子间交联为辅的

46、、具有非三维网状结构的弱交以分子内交联为主分子间交联为辅的、具有非三维网状结构的弱交联体系。联体系。弱凝胶弱凝胶（weak gel)weak gel)：由低浓度的聚合物由低浓度的聚合物/交联剂（聚合物浓度通交联剂（聚合物浓度通常在常在800-1200 mg/L800-1200 mg/L之间）形成的、以分子间交联为主分子内交联之间）形成的、以分子间交联为主分子内交联为辅的、具有非三维网状结构的弱交联体系。为辅的、具有非三维网状结构的弱交联体系。我们通常将上述弱交联体系统称为弱凝胶。我们通常将上述弱交联体系统称为弱凝胶。这样的弱交联体系在后这样的弱交联体系在后续注入水的驱动下会缓慢的续注入水的驱动

47、下会缓慢的“整体整体”向前向前“漂移漂移”，从而具有深部，从而具有深部调剖和驱油的双重作用。调剖和驱油的双重作用。主要体系类型：主要体系类型：HPAM/CrHPAM/Cr3 3+体系、体系、HPAM/HPAM/柠檬酸铝体系和柠檬酸铝体系和HPAM/HPAM/有机有机酚醛体系。酚醛体系。关于深部调驱技术关于深部调驱技术编辑课件第二章第二章调剖堵水技术调剖堵水技术编辑课件一一.水窜流机理水窜流机理（Mechanism of water cross flow)假设高渗透层已水淹，低渗透层油水前缘呈活塞式假设高渗透层已水淹，低渗透层油水前缘呈活塞式推进到某位置推进到某位置L Lw w。水水 P PA

48、AP PA A 油油0 0 L L低低高高P PA A1 1A A2 2 L Lw w L Lo o编辑课件1ow K Kl l油水前缘处的压力油水前缘处的压力P PA A高于同一垂直剖面上高于同一垂直剖面上K Kh h（水区）（水区）压力压力P PA A，注入，注入K Kl l的水在前缘附近向的水在前缘附近向K Kh h窜流，注入水无效窜流，注入水无效的通过的通过K Kh h，波及效率低。，波及效率低。AAPP 水水 P PA AP PA A 油油0 0 L L低低高高P PA A1 1A A2 2 L Lw w L Lo o编辑课件二二.调剖与堵水方法调剖与堵水方法(Profile Mod

49、ification and Water Shut-off)调剖：从注水井实施，堵水：从生产井实施。调剖：从注水井实施，堵水：从生产井实施。凝胶类堵水调剖剂：聚合物凝胶类堵水调剖剂：聚合物+交联剂交联剂凝胶。有凝胶。有铬离子体系，铝离子体系，酚醛体系等。铬离子体系，铝离子体系，酚醛体系等。就地聚合（共聚）类堵水调剖剂：单体就地聚合（共聚）类堵水调剖剂：单体+引发剂引发剂+交联剂交联剂凝胶。凝胶。体积膨胀类堵水调剖剂。体积膨胀类堵水调剖剂。固体颗粒类堵水调剖剂。固体颗粒类堵水调剖剂。无机胶结类堵水调剖剂。无机胶结类堵水调剖剂。编辑课件第四部分第四部分 气体混相驱技术气体混相驱技术 Miscible

50、 Displacement Processes编辑课件1 1 基本概念基本概念非混相驱非混相驱（如气顶注气，补充地层能量，属二次采油（如气顶注气，补充地层能量，属二次采油范畴）。范畴）。混相驱混相驱：注入气体与地层原油混相，消除界面张力，：注入气体与地层原油混相，消除界面张力，改善原油流动性的改善原油流动性的EOREOR方法。方法。如果驱替流体与原油间的界面张力可以完全消如果驱替流体与原油间的界面张力可以完全消除（毛管数可以趋于无限大），则残余油饱和度可以除（毛管数可以趋于无限大），则残余油饱和度可以降至最低值。降至最低值。编辑课件一次接触混相驱（一次接触混相驱（first-contact m