kok电子竞技

1、注聚后进一步提高采收率注聚后进一步提高采收率技术研究技术研究1 1、深部调剖、深部调剖2 2、活性高分子体系驱油、活性高分子体系驱油3 3、双水相及相关体系驱油、双水相及相关体系驱油4 4、微生物驱油、微生物驱油 项目29个，聚合物驱23个，交联聚合物驱3个，复合驱3个 正注单元14个，覆盖储量13921104t，后续水驱单元15个，覆盖储量18036104t。已有一半以上的单元转入后续水驱。 胜利油区化学驱储量构成图胜利油区化学驱产量构成图化学驱现状化学驱现状目前聚合物驱动用地质储量目前聚合物驱动用地质储量2.72.710108 8t t，已有，已有1212个单元转入后个单元转入后续水驱，覆

2、盖储量续水驱，覆盖储量1.51.5亿吨。亿吨。聚合物驱聚合物驱(11)12602万吨万吨占占44.5后续水驱后续水驱(12)14914万吨万吨占占55.5聚合物驱现状聚合物驱现状聚合物驱现状聚合物驱现状 统计表明统计表明聚合物驱后剩余可采储量近聚合物驱后剩余可采储量近40%40%，挖潜空间依然较大。研究聚合物驱后进，挖潜空间依然较大。研究聚合物驱后进一步提高采收率技术，提高已有资源的利用程度，已成为油田发展的紧迫任务。一步提高采收率技术，提高已有资源的利用程度，已成为油田发展的紧迫任务。转后续水驱单元开发现状转后续水驱单元开发现状孤岛、孤东、胜坨油田孤岛、孤东、胜坨油田剩余油潜力剩余油潜力7.

3、00%39.5%33.49%20.0%水驱采收率水驱采收率不可动用储量不可动用储量剩余储量剩余储量聚合物驱提高聚合物驱提高采收率采收率转后续水驱单元潜力分布转后续水驱单元潜力分布聚合物波及不到或波及较弱的部位剩余油仍相对富集。聚合物波及不到或波及较弱的部位剩余油仍相对富集。 油井对油井对子井：子井：油井油井50米以内米以内油井油井排分排分流线流线水井对水井对子井：子井：水井水井50米以内米以内水井水井排分排分流线流线井排井排间间注注聚聚后后剩剩余余油油分分布布模模式式井深岩性剖面驱 替 效 率孤岛孤岛10J413井馆井馆33层注聚后剖面图层注聚后剖面图转后续水驱单元开发现状转后续水驱单元开发现

4、状孤岛中一区Ng4数模综合含水变化曲线回返快速期回返减缓期回返平缓期后续注水突破前缘油相富集带,造成油井含水快速回返聚合物驱效果逐渐减弱,原油富集带被采出后, 含水回返速度减缓水驱占主导作用,逐渐过渡到常规水驱高含水期开发特征,含水上升速度平缓含水回返分正：筒徽；胤岛胤捣终：筒徽；胤岛笮锥斡Σ扇『侠砉ぷ髦贫群笮锥斡Σ扇『侠砉ぷ髦贫, 减缓含水上升速度减缓含水上升速度,延长三采有效期延长三采有效期中一区Ng4实际回返快速期回返减缓期回返平缓期转后续水驱单元开发现状转后续水驱单元开发现状聚合物后续水驱单元统计表（聚合物后续水驱单元统计表（20062006年年6 6月）月）单

5、单 元元投注聚投注聚时间时间转注水转注水时间时间地质储量地质储量104t日产油日产油t/d含水含水累积增油累积增油104t提高采收率提高采收率%孤岛先导孤岛先导199219971652997.520.612.5孤岛扩大孤岛扩大1994107821996.7120.1911.1孤东扩大孤东扩大69211297.944.86.47孤岛中一区孤岛中一区Ng419972000.9285763295.4173.246.1孤岛西区孤岛西区Ng3-42002.4153328395.166.084.3孤东八区孤东八区Ng3-62001.6117730594.370.15.95孤岛中二南中孤岛中二南中19982

6、001.3118535195.4110.769.35孤东七区西孤东七区西Ng52+3南南2000.123877697.59.32.4胜坨一区胜坨一区S21-32001.9108922593.055.15.06孤东七区西孤东七区西Ng54-6220002002.1176929495.28.31.08孤岛中一区孤岛中一区Ng3西北西北20002003.83875196.19.762.5孤岛中一区孤岛中一区Ng5-620002002.9170180791.669.474.1孤岛中二中扩大区孤岛中二中扩大区20012005.1218866292.6145.22.8合计合计(10/p>

7、.2902.95.9渗透率渗透率 泥质含量泥质含量粒度中值粒度中值孔隙度孔隙度聚驱后油藏物性进一步复杂化聚驱后油藏物性进一步复杂化区块区块时期时期块数块数平均平均103 um 2备注备注七区西七区西注聚前注聚前7039567-27检检234注聚后注聚后11649837-检检1变化变化+1018区块区块时期时期块数块数泥质含泥质含量量% %备注备注七区西七区西注聚前注聚前805.387-27检检234注聚后注聚后554.077-检检1变化变化-1.31区块区块时期时期块数块数平均平均%备注备注七区西七区西注聚前注聚前7837.67-27检检234注聚后注聚后11637.47-检检1变化变化-0.

8、2区块区块时期时期块数块数平均平均mm备注备注七区西七区西注聚前注聚前800.167-27检检234注聚后注聚后550.177-检检1变化变化+0.01聚合物溶液粘度大，携带能力强，注聚聚合物溶液粘度大，携带能力强，注聚过程中粘土矿物发生了大量的微粒运移过程中粘土矿物发生了大量的微粒运移聚驱后剩余油分布更加零散聚驱后剩余油分布更加零散上上中中下下上上中中下下注聚前注聚前575756564747555554544141注聚后注聚后494944443333454536363333主力油层注聚前后含油饱和度变化表主力油层注聚前后含油饱和度变化表小层小层时间时间3 33 3含油饱和度（）含油饱和度（）

9、3 35 5含油饱和度（）含油饱和度（）注聚后进一步提高采收率技术思路注聚后进一步提高采收率技术思路提高驱油效率三元、二元复合驱、三元、二元复合驱、泡沫复合驱泡沫复合驱组合驱组合驱扩大波及体积扩大波及体积提高驱油效率深部调剖、深部调剖、聚合物驱、聚合物驱、弱凝胶驱弱凝胶驱表面活性剂驱表面活性剂驱微生物驱微生物驱 微生物驱油微生物驱油提高采收率技术提高采收率技术活性高分子体系活性高分子体系提高采收率技术提高采收率技术 扩扩 提提大大 高高波波 洗洗及及 油油体体 效效积积 率率注聚后接替技术研究方向注聚后接替技术研究方向双水相及相关粘性体系双水相及相关粘性体系提高采收率技术提高采收率技术 深部调

10、剖深部调剖提高采收率技术提高采收率技术 目前聚合物驱已目前聚合物驱已实施一二类可动资源实施一二类可动资源2.72.710108 8t t ，注聚后，注聚后进一步提高采收率技进一步提高采收率技术的推广应用预计可术的推广应用预计可增加可采储量增加可采储量1620162010104 4t t ，应用，应用前景非常广阔。前景非常广阔。推广应用前景推广应用前景聚合物驱聚合物驱(11)12602万吨万吨占占44.5后续水驱后续水驱(12)14914万吨万吨占占55.5聚合物驱现状聚合物驱现状1 1、深部调剖、深部调剖2 2、活性高分子体系驱油、活性高分子体系驱油3 3、双水相及相关体系驱油、双水相及相关体

11、系驱油4 4、微生物驱油、微生物驱油活性高分子体系驱油活性高分子体系驱油双水相及相关体系驱油双水相及相关体系驱油深深 部部 调调 剖剖微微 生生 物物 驱驱 油油油层非均质性的存在注入水与聚合物的粘度差 聚合物段塞被破坏聚合物段塞被破坏一类单元含水变化曲线一类单元含水变化曲线区块区块时期时期块数块数平均平均10-3 um 2备注备注中一区中一区Ng3Ng34 4注聚前注聚前303232中中12-检检411注聚后注聚后234556中中10-检检413变化变化+1324七区西七区西注聚前注聚前7039567-27检检234注聚后注聚后11649837-检检1变化变化+1018 有研究表明：聚合物驱

12、后的油藏非均质性进一加有研究表明：聚合物驱后的油藏非均质性进一加剧，此时开展常规的小剂量、短半径调剖已不能满足剧，此时开展常规的小剂量、短半径调剖已不能满足需要，必须立足于需要，必须立足于深部调剖。深部调剖。注聚前后渗透率变化情况统计注聚前后渗透率变化情况统计01232030405060708090100水 驱调剖后 续 水 驱注聚注水 含 水 率 采 收 率注入 孔隙 体 积 ， PV含水率，020406080采收率，调剖调剖剂剂有机冻胶有机冻胶体系体系颗粒分散颗粒分散体系体系絮凝体系絮凝体系颗粒固化颗粒固化体系体系沉淀型堵剂沉淀型堵剂体系体系复合体复合体系系与聚与聚合物合物配伍配伍性性完全

13、混容，完全混容，强度增加强度增加不混容，不混容，强度无变强度无变化化絮凝加快，絮凝加快，强度无变强度无变化化不混容，不混容，强度无变强度无变化化反应导致聚反应导致聚合物降解，合物降解，强度减弱强度减弱适用适用渗透渗透性范性范围围中低渗透中低渗透层调剖层调剖高中渗透高中渗透层初期调层初期调剖剖高中渗透高中渗透层中期调层中期调剖剖大孔道封大孔道封堵堵高压低渗透高压低渗透层层大孔道大孔道重复封重复封堵堵有机类堵剂与聚合物配伍性较好，有加合作用；无机类堵剂与聚合物互有机类堵剂与聚合物配伍性较好，有加合作用；无机类堵剂与聚合物互不影响；沉淀类堵剂与聚合物配伍性较差，不推荐使用。不影响；沉淀类堵剂与聚合物

14、配伍性较差，不推荐使用。聚合物驱后地层物性以及流体都发生了变化，因此堵剂的地层适应性聚合物驱后地层物性以及流体都发生了变化，因此堵剂的地层适应性显得尤为重要。显得尤为重要。不同类型堵剂的地层适应性评价结果不同类型堵剂的地层适应性评价结果* *复合体系主要为有机冻胶颗粒固化体系复合体系主要为有机冻胶颗粒固化体系注入堵剂注入堵剂堵前堵前堵后堵后残余残余阻力阻力系数系数堵水堵水效率效率%冲刷冲刷倍数倍数PV注入压力注入压力MPa 渗透率渗透率 m2注入压力注入压力MPa 渗透率渗透率 m2聚合物聚合物0.0110.0113 33563560.0420.0420 04834833.823.828585

15、6 63232交联聚合物交联聚合物0.0100.0103 32872870.1430.1430 020420414.314.393938 85050复合堵剂复合堵剂0.0090.0093 33733730.1490.1490 003703716.516.598989 98080冻胶冻胶颗粒颗粒类复合堵剂岩心堵水试验综合数据表类复合堵剂岩心堵水试验综合数据表 颗粒型堵剂在交联聚合物溶液中的悬浮性和膨胀性能良好，借助聚合颗粒型堵剂在交联聚合物溶液中的悬浮性和膨胀性能良好，借助聚合物良好的携带能力将其运移到地层深处后，可通过充填和凝固作用提高对物良好的携带能力将其运移到地层深处后，可通过充填和凝固作

16、用提高对大孔道的封堵强度，迫使注入水在油层深部重新形成新的旁通孔道，扩大大孔道的封堵强度，迫使注入水在油层深部重新形成新的旁通孔道，扩大波及体积，改善水驱效率。波及体积，改善水驱效率。 岩心实验注聚结束转后续水驱后，如果不经过调剖处理，堵剂段塞的残余阻岩心实验注聚结束转后续水驱后，如果不经过调剖处理，堵剂段塞的残余阻力系数会随堵后注水速度的增加而减少，封堵段塞的质量难以保证，影响调剖效力系数会随堵后注水速度的增加而减少，封堵段塞的质量难以保证，影响调剖效果；经过深部调剖处理后，改变注入速度残余阻力系数基本保持不变，所以经过果；经过深部调剖处理后，改变注入速度残余阻力系数基本保持不变，所以经过调

17、剖施工后能提高对现场不同生产制度的适应性。调剖施工后能提高对现场不同生产制度的适应性。残余阻力系数与注入速度关系曲线残余阻力系数与注入速度关系曲线1.51.71.92.12.32.52.72.93.100.20.40.60.811.2注入速度，cm/min水相残余阻力系数未调剖调剖后油压油压(Mpa)(Mpa)实注实注(m3/d)(m3/d)油压油压(Mpa)(Mpa)实注实注(m3/d)(m3/d)1 1 14-1712002.72002.77.67.6808010.510.51571572 2 14-172002.82002.88.98.91551559.69.61751753 3 14-

18、1722002.92002.97.77.748489.99.956564 4 13-932002.72002.76.56.5939312.812.81241245 5 13N102002.82002.87 780808.78.71011016 6 13N112002.82002.87 718018010.410.41291297 7 14N132002.92002.99.19.160609.49.473738 8 14-1322002.92002.97 7838311.811.81801809 9 13-1522002.112002.116.56.577778.08.070701010 13-

19、1732002.122002.126.86.861617.87.865651111 12-1372003.22003.29.49.411011011.911.91071071212 13-142002.112002.111.21.255555.25.21081081313 13N132002.112002.113.43.458587.97.91901901414 13-1322002.122002.127 770708.58.54545合计合计6.7936.79386869.59.5113113胜坨油田注聚先导区转后续水驱后水井调剖情况胜坨油田注聚先导区转后续水驱后水井调剖情况调剖前调剖前调剖

20、后调剖后序号序号 井号井号实施年月实施年月25202520300030002635263529702970192019201800180032479.032479.02850285017801780堵剂用量堵剂用量m3230023001960196017801780210021003020302018441844现场实施效果注水井注水状况得到明显改善注水井注水状况得到明显改善注聚先导区调剖前后压力对比图注聚先导区调剖前后压力对比图0246810堵前堵后压力MPa2.7MPa2.7MPa6.86.89.59.5注聚先导区调剖前后吸水指数对比图注聚先导区调剖前后吸水指数对比图11.411.611.

21、81212.212.412.612.8堵前堵后吸水指数m3/MPa.m12.612.611.911.90.70.71393井PI90值012345671 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89调前调后注水井注水状况得到明显改善注水井注水状况得到明显改善压降曲线变缓表明：调剖后渗流阻力增大，渗透率变压降曲线变缓表明：调剖后渗流阻力增大，渗透率变。沽┥⒈渎，提高了注入液的驱替压力梯度。。沽┥⒈渎，提高了注入液的驱替压力梯度。调剖施工有效地调整了注水井吸水剖面， 11层下部高渗透条带吸水量减少，层内指

22、进现象有所控制，层间吸水差异也得到了改善。77.2613.119.6242.411.8545.74 注水井注水状况得到明显改善注水井注水状况得到明显改善1417114171井调剖前后吸水剖面图井调剖前后吸水剖面图注聚先导区调剖对应油井见效情况统计表注聚先导区调剖对应油井见效情况统计表序号序号井号井号液量液量油量 油量 含水含水液量液量油量 油量 含水含水含水差值含水差值1 11381138168.468.45.85.891.591.559.459.49.69.683.883.8-7.7-7.72 2138138289.5289.59.69.696.796.7224.7224.724248989

23、-7.7-7.73 3 12X11212X11293.793.717.317.381.581.593.793.721.821.876.776.7-4.8-4.84 41211112111102.6102.616.616.683.883.8103.4103.419.519.582.382.3-1.5-1.55 513121312289.5289.511.611.69696317.8317.818.818.894.194.1-1.9-1.96 6 14N11114N11182.582.510.110.187.887.884.684.611.111.186.986.9-0.9-0.97 714174

24、14174114.7114.712.412.489.289.248.648.617.617.663.863.8-25.4-25.48 8141911419184.484.410.610.687.587.567.967.912.812.881.281.2-6.3-6.39 9 13N14157.957.97.67.686.886.857.657.69.89.883.083.0-3.8-3.810101415114151361.9361.922.822.893.793.7325.7325.722.822.893.093.0-0.7-0.7合计合计1545.11545.1124.4124.491.9

25、91.9962.2962.2167.8167.889.189.1-2.8-2.8调剖前值调剖前值调剖后值调剖后值已累计增油已累计增油 1780017800多吨多吨 注聚后采用多种堵剂组合使用实施深部注聚后采用多种堵剂组合使用实施深部调剖治理，可以有效控制含水回返、注入水调剖治理，可以有效控制含水回返、注入水窜流等问题，延长聚合物驱的见效期，具有窜流等问题，延长聚合物驱的见效期，具有良好的挖潜增效作用。良好的挖潜增效作用。 活性高分子体系驱油活性高分子体系驱油双水相及相关体系驱油双水相及相关体系驱油深深 部部 调调 剖剖微微 生生 物物 驱驱 油油 在聚合物中接入活性基团，使其在具有较高的粘度的

26、同时还具有较高的在聚合物中接入活性基团，使其在具有较高的粘度的同时还具有较高的界面活性。扩大波及体积的同时兼备洗油作用，适于聚合物驱后油藏进一步界面活性。扩大波及体积的同时兼备洗油作用，适于聚合物驱后油藏进一步提高采收率。提高采收率。乙烯基吡咯烷酮基团乙烯基吡咯烷酮基团增粘性和耐温抗盐性增粘性和耐温抗盐性磺酸根基团磺酸根基团表面活性表面活性1 1 活性高分子体系特点活性高分子体系特点使用浓度范围使用浓度范围mg/L配制水配制水矿化度矿化度mg/L70 界面张力界面张力mN/m70 粘度粘度mPa.s1600-2000mg/L10000（2-62-6）1010-3-312-181 1 活性高分子

27、体系特点活性高分子体系特点 传统驱油用的聚丙烯酰胺为线型结构、不带活性基团，传统驱油用的聚丙烯酰胺为线型结构、不带活性基团，活性高分子为带有活性基活性高分子为带有活性基团的团的“梳型缔合梳型缔合”结构，结构，遇到地层复杂、高矿化度、较窄的孔隙度岩层时，活性高分遇到地层复杂、高矿化度、较窄的孔隙度岩层时，活性高分子结构可以变成团状深入到这些复杂地层，首先改善流度比扩大波及体积，然后再利子结构可以变成团状深入到这些复杂地层，首先改善流度比扩大波及体积，然后再利用本身较好的界面活性将长期滞留在岩石中的原油洗下来，从而提高采收率。用本身较好的界面活性将长期滞留在岩石中的原油洗下来，从而提高采收率。2

28、2 活性高分子体系提高采收率原理活性高分子体系提高采收率原理评价测试条件：评价测试条件：粘度：粘度：布式粘度计布式粘度计DV- ，6S-1油水界面张力：油水界面张力： Texas-500旋滴界面张力仪旋滴界面张力仪原油：原油：孤岛脱水原油（密度孤岛脱水原油（密度0.949） 配制水矿化度：配制水矿化度：10000mg/L测试温度：测试温度： 70测测试试条条件件10000mg/L矿化度水的组成矿化度水的组成组成组成Ca2+Mg2+K+ +Na+Cl-SO42- HCO32- 含量含量, mg/L154.56140.553221.54317.4463.041702.943 3 活性高分子体系性能

29、评价活性高分子体系性能评价0 00.0010.0010.0020.0020.0030.0030.0040.0040.0050.0050.0060.00635354545555565657575温度，温度，油水界面张力，mN/m油水界面张力，mN/m632363236325632563286328粘温曲线粘温曲线界面张力温度曲线界面张力温度曲线3 3 活性高分子体系性能评价活性高分子体系性能评价（1 1）温度对体系性能的影响）温度对体系性能的影响 在用在用10000mg/L10000mg/L矿化水配制后，随着温度升高，活性高分子体系呈矿化水配制后，随着温度升高，活性高分子体系呈现粘度下降，界面张

30、力略有上升的趋势，但温度在现粘度下降，界面张力略有上升的趋势，但温度在85 85 时时 体系的粘体系的粘度仍在度仍在14mPa.s14mPa.s以上，界面张力仍保持在以上，界面张力仍保持在10-3mN/m10-3mN/m的水平。的水平。0 00.0010.0010.0020.0020.0030.0030.0040.0040.0050.0050.0060.0060.0070.0070 0101020203030时间，天时间，天油水界面张力，mN/m油水界面张力，mN/m632363236325632563286328 活性高分子体系在矿化度活性高分子体系在矿化度10000mg/L10000mg/

31、L，70 70 环境下放置近一个月后界面环境下放置近一个月后界面张力仍达张力仍达1010-3-3 mN/m mN/m，粘度保留率为，粘度保留率为70%70%，表现出良好的耐温性和稳定性。，表现出良好的耐温性和稳定性。3 3 活性高分子体系性能评价活性高分子体系性能评价（2 2）体系的热稳定性）体系的热稳定性矿化度对体系粘度的影响（矿化度对体系粘度的影响（7070）7070放置放置24h24h后粘度随矿化度变化曲线（后粘度随矿化度变化曲线（7070）3 3 活性高分子体系性能评价活性高分子体系性能评价（3 3）矿化度对体系性能的影响）矿化度对体系性能的影响 在在7070下，体系的粘度随着配制水矿

32、化度的增加而下降，但是配制下，体系的粘度随着配制水矿化度的增加而下降，但是配制水矿化度超过水矿化度超过6000mg/L6000mg/L后，体系粘度的下降趋势明显变缓。后，体系粘度的下降趋势明显变缓。0 00.0020.0020.0040.0040.0060.0060.0080.0080.010.015000500075007500100001000012500125001500015000矿化度，mg/L矿化度，mg/L油水界面张力，mN/m油水界面张力，mN/m632363236325632563286328矿化度对活性高分子体系界面张力的影响矿化度对活性高分子体系界面张力的影响0 00.0

33、020.0020.0040.0040.0060.0060.0080.0080.010.010.0120.0120.0140.0140.0160.0160.0180.0180.020.020 01010202030304040时间/min时间/min界面张力，mN/m界面张力，mN/m矿化度5727mg/L矿化度5727mg/L矿化度8018mg/L矿化度8018mg/L矿化度12600mg/L矿化度12600mg/L1800mg/L1800mg/L样品样品63256325界面张力曲线界面张力曲线 盐的加入促进了表活剂在油水盐的加入促进了表活剂在油水界面的分布，所以随着矿化度的增界面的分布，所以

34、随着矿化度的增加，体系的界面活性升高，最低界加，体系的界面活性升高，最低界面张力值下降，而且达到超低界面面张力值下降，而且达到超低界面张力所需的时间缩短。张力所需的时间缩短。0 00.0050.0050.010.010.0150.0150.020.020.0250.0250 010102020303040405050时间，min时间，min界面张力，mN/m界面张力，mN/m矿化度5727mg/L矿化度5727mg/L矿化度8018mg/L矿化度8018mg/L矿化度12600mg/L矿化度12600mg/L矿化度14890mg/L矿化度14890mg/L1800mg/L1800mg/L样品样

35、品63286328界面张力曲线界面张力曲线3 3 活性高分子体系性能评价活性高分子体系性能评价（3 3）矿化度对体系性能的影响）矿化度对体系性能的影响0 00.50.51 11.51.52 22.52.53 33.53.54 44.54.55 50 0500500100010001500150020002000250025003000300035003500活性高分子体系浓度，活性高分子体系浓度，mg/L吸附量，mg/g砂吸附量，mg/g砂固液比1：10固液比1：10固液比1：3固液比1：3固液比1：1固液比1：1固液比2：1固液比2：1不同固液比与吸附量的关系曲线不同固液比与吸附量的关系曲线

36、0 00.50.51 11.51.52 22.52.53 33.53.54 44.54.55 50 050050010001000150015002000200025002500300030003500350040004000浓度浓度mg/L吸附量，mg/g砂吸附量，mg/g砂活性高分子体系浓度与吸附量的关系活性高分子体系浓度与吸附量的关系 随着固液比的增大单位质量砂子上的吸附量减少；随着体系浓度的增随着固液比的增大单位质量砂子上的吸附量减少；随着体系浓度的增大吸附量也增加，超大吸附量也增加，超2000mg/L2000mg/L后吸附量逐渐达到平衡。后吸附量逐渐达到平衡。3 3 活性高分子体系性

37、能评价活性高分子体系性能评价（4 4）吸附损耗）吸附损耗71421282030405060708090温度/粘度/mPa.s吸附后吸附前0.0010.010.11205180111141172202233264294时间，min界面张力， mN/m第二次吸附后第二次吸附后0.00010.0010.010.1135791113151719212325272931时 间 ， min界面张力，mN/m第三次吸附后第三次吸附后1.46 10-33.46 10-3 吸附对体系的粘度影响不大；体系在油砂上吸附之后界面张力吸附对体系的粘度影响不大；体系在油砂上吸附之后界面张力上升，达到吸附平衡之后界面张力还

38、可较快达到超低。上升，达到吸附平衡之后界面张力还可较快达到超低。3 3 活性高分子体系性能评价活性高分子体系性能评价（4 4）吸附损耗）吸附损耗1800mg/L样品6325流变曲线mg/L样品6325流变曲线0 05 51010151520202525303035354040454550500 02020404060608080100100剪切，1/s剪切，1/s粘度 mPa.s粘度 mPa.s蒸馏水蒸馏水5727mg/L5727mg/L8018mg/L8018mg/L10309mg/L10309mg/L12600mg/L12600mg/L1800mg/L样品6328流变曲线00mg/L样品6

39、328流变曲线0 05 510101515202025253030353540400 02020404060608080100100剪切，剪切，1/s粘度 mPa.s粘度 mPa.s蒸馏水蒸馏水5727mg/L5727mg/L8018mg/L8018mg/L10309mg/L10309mg/L12600mg/L12600mg/L 活性高分子体系的粘度随剪切速率的增加开始下降较快，在剪切速活性高分子体系的粘度随剪切速率的增加开始下降较快，在剪切速率超过率超过20s-1之后，体系粘度下降的幅度明显变缓。之后，体系粘度下降的幅度明显变缓。3 3 活性高分子体系性能评价活性高分子体系性能评价（5 5）

40、流变性）流变性024681012141618弹性模量粘性模量模量mPa模量mPa聚合物活性体系 测试条件：测试条件： 浓度浓度 1800mg/L1800mg/L 温度温度 7070两种体系弹性和粘性模量两种体系弹性和粘性模量 活性高分子体系具有较好的弹性模量和粘性模量，而粘弹性越好对活性高分子体系具有较好的弹性模量和粘性模量，而粘弹性越好对原油的拖曳力越强，越有利于驱油。原油的拖曳力越强，越有利于驱油。3 3 活性高分子体系性能评价活性高分子体系性能评价（5 5）流变性）流变性温度：温度：7070 ，矿化度：，矿化度：1000010000mg/Lmg/L岩心尺寸：岩心尺寸：30cm30cm 2

41、.5cm2.5cm岩心渗透率：岩心渗透率：(2000-2500)(2000-2500)1010-3-3mm2 2注入浓度：注入浓度：18001800mg/L,mg/L,注入段塞：注入段塞：0.3PV0.3PV试验过程：试验过程：岩心抽空岩心抽空饱和水饱和水饱和油饱和油水驱水驱聚合物聚合物驱驱后续水驱后续水驱活性高分子驱活性高分子驱后续水驱到含水后续水驱到含水98%98%结束结束平流泵平流泵中中间间容容器器中中间间容容器器中中间间容容器器岩心管岩心管压力表压力表单管岩芯物模实验装置流程图单管岩芯物模实验装置流程图4 4 物理模拟驱油实验物理模拟驱油实验 不同采出程度下活性高分子驱提高采收率幅度对

42、比实验不同采出程度下活性高分子驱提高采收率幅度对比实验聚合物驱后聚合物驱后采出程度，采出程度，%活性高分子驱后活性高分子驱后采出程度，采出程度，%活性高分子驱活性高分子驱提高采收率，提高采收率，%40.358.518.249.565.215.760.872.311.5 在聚合物驱后采出程度分别为在聚合物驱后采出程度分别为40%40%、50%50%、60%60%的条件的条件下，活性高分子驱提高采收率都在下，活性高分子驱提高采收率都在10%10%以上。以上。 聚合物驱后采聚合物驱后采出程度越高，活性高分子驱进一步提高采收率的幅度越小。出程度越高，活性高分子驱进一步提高采收率的幅度越小。4 4 物理

43、模拟驱油实验物理模拟驱油实验实验条件：实验条件：实验温度：实验温度：70 70 ，配制水矿化度：配制水矿化度：10000mg/L10000mg/L聚合物浓度：聚合物浓度：1400mg/L1400mg/L注入段塞：注入段塞：0.3PV0.3PV后续水驱到后续水驱到98%98%活性体系浓度：活性体系浓度：1800mg/L1800mg/L活性体系段塞：活性体系段塞：0.3PV0.3PV后续水驱到后续水驱到98%98%0 . 00 . 81 . 62 . 43 . 24 . 04 . 80 . 00 . 20 . 40 . 60 . 81 . 0 含水率 采收率注注入入孔孔隙隙体体积积/ / P P

44、V V含含水水率率/ /0 . 10 . 20 . 30 . 40 . 50 . 60 . 70 . 80 . 98 8 3 3 . . 0 0 % %6 6 4 4 . . 1 1 % %8 8 8 8 . . 9 9 8 8 % %7 7 5 5 . . 6 6 5 5 % %4 4 0 0 . . 3 3 2 2 % %后后续续水水驱驱活活性性体体系系后后续续水水驱驱注注聚聚注注水水采采收收率率/ /% %聚合物驱后聚合物驱后活性高分子驱活性高分子驱驱油试验（驱油试验（ 243824381010-3-3mm2 2 ）聚合物驱后聚合物驱后二次聚合物驱二次聚合物驱驱油试验（驱油试验（ 241

45、224121010-3-3mm2 2 ）0 . 00 . 81 . 62 . 43 . 24 . 04 . 80 . 00 . 20 . 40 . 60 . 81 . 0 含含水水率率 采采收收率率注注入入孔孔隙隙体体积积/ / P P V V含含水水率率/ /0 . 10 . 20 . 30 . 40 . 50 . 60 . 70 . 80 . 91 . 08 8 1 1 . . 5 5 % %6 6 1 1 . . 3 3 % %8 8 3 3 . . 3 3 % %7 7 3 3 . . 8 8 7 7 % %4 4 0 0 . . 5 5 % %后后续续水水驱驱聚聚合合物物后后续续水水

46、驱驱注注聚聚注注水水采采收收率率/ /% % 在可对比条件下，在聚合物驱的基础上，活性高分子驱提高采收率在可对比条件下，在聚合物驱的基础上，活性高分子驱提高采收率13.3%13.3%，第二次的聚合物驱提高采收率，第二次的聚合物驱提高采收率9.8%9.8%。4 4 物理模拟驱油实验物理模拟驱油实验166mdc 岩心压力曲线3.0192.91.98100.511.522.533.501234567891011驱替 pv倍数压力,MPa水驱聚合物及后续水驱活性体系及后续水驱注牺牲剂及后续水驱360mdc岩心压力曲线1.5391.4220.8341.14800.20.40.60.811.21.41.6

47、1.8012345678驱替PV倍数压力,MPa水驱聚合物及后续水驱注牺牲剂及后续水驱注活性体系及后续水驱注入活性高分子注入活性高分子体系后压力明显体系后压力明显上升，上升，岩心渗透岩心渗透率越低，压力上率越低，压力上升的幅度越大，升的幅度越大，但即使是对于但即使是对于166mdc166mdc的岩心，的岩心，仍然保持较好的仍然保持较好的注入能力。注入能力。4 4 物理模拟驱油实验物理模拟驱油实验 性能评价及物模实验结果表明，活性高性能评价及物模实验结果表明，活性高分子体系兼增粘性和表面活性于一体，具有分子体系兼增粘性和表面活性于一体，具有较好的矿场适应性，适用于聚合物驱后进一较好的矿场适应性，

48、适用于聚合物驱后进一步提高采收率。步提高采收率。 活性高分子体系驱油活性高分子体系驱油双水相及相关体系驱油双水相及相关体系驱油深深 部部 调调 剖剖微微 生生 物物 驱驱 油油双水相双水相 在适当的配比条件下，正负离子表面活性剂混合体系水溶液可以自发在适当的配比条件下，正负离子表面活性剂混合体系水溶液可以自发形成两个互不相溶的水相体系，即所研究的表面活性剂双水相体系形成两个互不相溶的水相体系，即所研究的表面活性剂双水相体系（aqueous two phase systems aqueous two phase systems 简称简称ATPSATPS） 。 上相为富表面活性剂溶液，略带乳光，粘

49、度较大；上相为富表面活性剂溶液，略带乳光，粘度较大；下相为贫表面活性剂溶液，澄清透明，粘度较小下相为贫表面活性剂溶液，澄清透明，粘度较小1 表面活性剂双水相及相关体系（表面活性剂双水相及相关体系（ATPS）简介）简介双水相及相关体系双水相及相关体系0.2mol.L-1CTAB0.2mol.L-1SDSH2O中粘区中粘区中粘区中粘区低粘区低粘区低粘区低粘区 表面活性剂双水相体表面活性剂双水相体系具有良好的活性，较系具有良好的活性，较高的粘度，且耐盐特征高的粘度，且耐盐特征明显，有望在聚合物驱明显，有望在聚合物驱后进一步提高采收率中后进一步提高采收率中得到应用。得到应用。 1 表面活性剂双水相及相

50、关体系（表面活性剂双水相及相关体系（ATPS）简介）简介胶 束液 晶（包括ATPS） A/C=2/1沉 淀 A/C=1胶 束液 晶(包括ATPS) A/C=1/2相区过渡原理图相区过渡原理图A A分子：分子： ， C C分子：分子：2 表面活性剂双水相及相关体系（表面活性剂双水相及相关体系（ATPS）形成机理）形成机理ATPScATPSc区及其相邻区域之所以具有较高的粘度，与两种表面活性剂分子区及其相邻区域之所以具有较高的粘度，与两种表面活性剂分子形成的长程有序液晶结构有关，液晶的结构在溶液中大范围延伸，并形成的长程有序液晶结构有关，液晶的结构在溶液中大范围延伸，并与水相互亲和，形成较庞大的结

51、构单元，从而导致溶液的粘度增大与水相互亲和，形成较庞大的结构单元，从而导致溶液的粘度增大 ATPSATPSc c区右侧高粘区区右侧高粘区（2.62.6万倍，万倍，4040）0.2mol0.2molL L-1-1A/0.2molA/0.2molL L-1-1C/HC/H2 2O O体系体系 ATPSATPSc c系上相微观结构系上相微观结构（2.62.6万倍，万倍，4040）0.2mol0.2molL L-1-1A/0.2molA/0.2molL L-1-1C/HC/H2 2O O体系体系2 表面活性剂双水相及相关体系（表面活性剂双水相及相关体系（ATPS）形成机理）形成机理在地下孔喉中形成微双

52、水相，则无数的在地下孔喉中形成微双水相，则无数的微双水相结构相当于无数的微段塞结构，微双水相结构相当于无数的微段塞结构，可以有效地降低注入液与原油的流度比，可以有效地降低注入液与原油的流度比，提高阻力系数及残余阻力系数，提高阻力系数及残余阻力系数，表面活性剂离子参与洗油作用表面活性剂离子参与洗油作用 岩石岩石 油油 表面活性剂表面活性剂 另一方面，体系本身还具有较好的表另一方面，体系本身还具有较好的表界面活性，体系中的表活剂分子将取界面活性，体系中的表活剂分子将取代原油分子，其疏水链与岩石结合，代原油分子，其疏水链与岩石结合，使油分子很容易被洗掉。使油分子很容易被洗掉。 3 表面活性剂双水相及

53、相关体系（表面活性剂双水相及相关体系（ATPS）提高采收率机）提高采收率机理理相宽（%）33.544.555.566.530405060708090温度（）ATPSC区相宽-温度曲线图11000ppm CaCl2ATPSC区位置-温度曲线图11000ppm CaCl23040506070809010030405060708090温度（）相区位置（%）温度对体系性能影响温度对体系性能影响4 表面活性剂双水相体系（表面活性剂双水相体系（ATPS）性能评）性能评价价 温度大幅度变化时，温度大幅度变化时，ATPScATPSc的中心位置并没有变化，的中心位置并没有变化，ATPScATPSc区宽度增大，区

54、宽度增大，这非常有利于控制这非常有利于控制ATPSATPS稳定，不易因地层温度的升高而发生不利的变化。稳定，不易因地层温度的升高而发生不利的变化。0204060801001201401600204060801000.1mCTAB含量(%)粘度/mpa.s4040， 100S100S-1-1 11000ppmCaCl 11000ppmCaCl2 2。 0.1molL-1A/0.1molL-1C在不同配比时的粘度在不同配比时的粘度01020304050607080901000204060801000.1mCTAB含量(%)粘度/mpa.s6060， 100S100S-1-1 11000ppmCaC

55、l 11000ppmCaCl2 20.1molL-1A/0.1molL-1C在不同配比时粘度在不同配比时粘度 01020304050607080901000204060801000.1mCTAB含量(%)粘度/mpa.s8080， 100S100S-1-1 11000ppmCaCl 11000ppmCaCl2 20.1molL-1A/0.1molL-1C在不同配比时粘度在不同配比时粘度 温度对体系性能影响温度对体系性能影响4 表面活性剂双水相体系（表面活性剂双水相体系（ATPS）性能评）性能评价价0.2mol.L-1S0.2mol.L-1CH2OATPS透明区沉淀区（T=40，CaCl2浓度1

56、1000mg/L）H2O/A/C/CaCl2体系的相行为体系的相行为The pseudo ternary phase diagram of H2O/A/C/CaCl2The concentration of CaCl2 is 11000mg/L , T=80（T=80，CaCl2浓度11000mg/L）A/C/CaCl2体系的相行为体系的相行为The pseudo ternary phase diagram of H2O/A/C/CaCl2The concentration of CaCl2 is 11000mg/L, T=800.2mol.L-1A0.2mol.L-1CATPS透明区透明区H

57、2O4 表面活性剂双水相体系（表面活性剂双水相体系（ATPS）性能评）性能评价价40， 100s-1 ，14000ppmNa2SO40.1molL-1A/0.1molL-1C体系体系粘度粘度 0204060801000204060801000.1mC含量(%)粘度/mPa.s0204060801001201401600204060801000.1mCTAB含量(%)粘度/mpa.s4040， 100S100S-1-1 11000ppmCaCl 11000ppmCaCl2 20.1molL-1A/0.1molL-1C体系粘度体系粘度 0510152025303540450204060801000

58、.1MCTAB含量/%粘度/mpa.s40 , 100s-10.1molL-1A/0.1molL-1C体系体系粘度粘度 4 表面活性剂双水相体系（表面活性剂双水相体系（ATPS）性能评）性能评价价HPAM粘度与矿化度的关系粘度与矿化度的关系（T=60）0204060801001200200004000060000Concentration of CaCl2/ppm/mpa.s双水相体系粘度双水相体系粘度-矿化度关系矿化度关系 （T=80 ） 在在HPAMHPAM溶液中，溶液中，氢键氢键成为控制体系粘度的重要因素。当矿化度增加时，盐破成为控制体系粘度的重要因素。当矿化度增加时，盐破坏了氢键，使部

59、分水分子脱落，结构单元缩。逑嫡扯妊杆傧陆。坏了氢键，使部分水分子脱落，结构单元缩。逑嫡扯妊杆傧陆。 双水相体系的粘度主要依赖于双水相体系的粘度主要依赖于表面活性剂有序组合体自身的结构表面活性剂有序组合体自身的结构，并非较大程，并非较大程度地依赖于氢键。盐的存在导致有序组合体反离子层更加致密，反离子层被压缩，度地依赖于氢键。盐的存在导致有序组合体反离子层更加致密，反离子层被压缩，其与溶剂间的电粘作用增强，体系粘度上升。其与溶剂间的电粘作用增强，体系粘度上升。 4 表面活性剂双水相体系（表面活性剂双水相体系（ATPS）性能评）性能评价价含含Na2SO4的的A A/C体系表面张力图体系表面张

60、力图（A与与C总浓度为总浓度为0.01molL-1, T=45）2025303540020406080100C含量(%)表面张力(mN/m)正负离子表面活性剂混合体系中相正负离子表面活性剂混合体系中相反离子静电引力作用促使了体系具反离子静电引力作用促使了体系具有很强的降低表面张力的能力。有很强的降低表面张力的能力。 00.050.10.150.20.250204060801000.1MCTAB含量（%）界面张力mN/m混合体系与煤油间的界面张力混合体系与煤油间的界面张力 （T=45）最低界面张力降低到最低界面张力降低到9.69.61010-4-4mN/mmN/m。即使对于拟将使用的即使对于拟将

61、使用的ATPSATPSc c区及临近区及临近区位置，界面张力也降低到了区位置，界面张力也降低到了1010-2-2 mN/mmN/m数量级数量级 。体系的表界面活性体系的表界面活性4 表面活性剂双水相体系（表面活性剂双水相体系（ATPS）性能评）性能评价价体系驱油过程含水量与PV数的关系304050607080901000.51.52.53.54.55.5PV含水量/% A-CA-C体系体系 HPAMHPAM体系体系水驱阶段水驱阶段 驱油剂驱驱油剂驱 后续水驱后续水驱 总采收率总采收率提高（提高（% %）聚合物驱（采收率聚合物驱（采收率% %） 51.6 51.6 32.8 32.8 1.4 1

62、.4 34.234.2A-CA-C体系驱体系驱( (采收率采收率%) %) 52.052.028.6 28.6 10.4 10.4 39.039.0 正负离子表面活性剂正负离子表面活性剂混合体系在表面活性及粘混合体系在表面活性及粘度的共同作用下，其驱油度的共同作用下，其驱油作用明显。理想的耐盐性作用明显。理想的耐盐性能及抗剪切性能使该体系能及抗剪切性能使该体系成为集多种优势于一身的成为集多种优势于一身的驱油体系。驱油体系。5 物理模拟驱油实验物理模拟驱油实验使用温度：使用温度：60-8060-80耐盐：耐盐：可大于可大于80000mg/L80000mg/L 粘度：粘度：2020500mPa.s

63、500mPa.s可调可调粘度六个月保留率大于粘度六个月保留率大于70%70%界面张力：界面张力：小于小于1 11010-2-2mN/mmN/m6 双水相体系的适用范围和性能指标双水相体系的适用范围和性能指标 双水相及相关体系打破了阴双水相及相关体系打破了阴/ /阳离子表活剂阳离子表活剂不能同时使用的禁忌，在适当配比条件下可以不能同时使用的禁忌，在适当配比条件下可以形成长程有序的液晶结构而使体系具有较高的形成长程有序的液晶结构而使体系具有较高的粘度；同时阴粘度；同时阴/ /阳离子表活剂的协同效应使得体阳离子表活剂的协同效应使得体系具有较好的表界面活性，因此可同时满足扩系具有较好的表界面活性，因此

64、可同时满足扩大波及体积和提高洗油能力的要求，可作为聚大波及体积和提高洗油能力的要求，可作为聚合物驱后进一步提高采收率的储备技术。合物驱后进一步提高采收率的储备技术。活性高分子体系驱油活性高分子体系驱油双水相及相关体系驱油双水相及相关体系驱油深深 部部 调调 剖剖微微 生生 物物 驱驱 油油利用微生物的在位繁殖和自然界面趋向性，微观调剖，洗脱剩余油，特别是盲孔积油。利用调剖等配套技术将微生物调整到剩余油相对富集区域。聚合物驱油藏特点激活内源微生物好氧菌厌氧菌 G16 Z16 613 7N11 3C15 815细菌乳化原油细菌从油砂表面剥离原油a水驱后原油滞留于盲管微生物启动盲管原油实验图中可以看

65、出，微生物对盲管中的剩余油至少产生了2种作用，即乳化作用和产气作用。图a与图c相比，剩余油明显减少，说明微生物对肓管中的剩余油具启动作用。 b注微生物后盲管中的原油发生了膨胀，原油中有明显的气泡存在 c二次水驱后盲管中的原油变少 菌种名称菌种名称细菌密度细菌密度表面张力表面张力ZJ-3ZJ-33.03.010107 744.944.9B2B23.03.010107 743.743.7DM2DM21.51.510107 745.345.3A1A11.01.010107 748.148.1地层水空白地层水空白NDND69.369.3 聚合物驱后油藏内源微生物的种群和数量聚合物驱后油藏内源微生物的种

66、群和数量都比较丰富，结合中一馆都比较丰富，结合中一馆3 3油藏特征筛选到的外油藏特征筛选到的外源菌的油藏生存适应性也比较强，通过内、外源菌的油藏生存适应性也比较强，通过内、外源微生物结合，好氧、厌氧菌协同作用的办法，源微生物结合，好氧、厌氧菌协同作用的办法，在聚驱后强采出程度的情况下，微生物具有进在聚驱后强采出程度的情况下，微生物具有进一步提高采收率一步提高采收率4-5%4-5%的能力。的能力。1 1、深部调剖、深部调剖2 2、活性高分子体系驱油、活性高分子体系驱油3 3、双水相及相关体系驱油、双水相及相关体系驱油4 4、微生物驱油、微生物驱油 1 1、进一步开展活性高分子体系驱油、双水相及其相关粘性体系驱油及微、进一步开展活性高分子体系驱油、双水相及其相关粘性体系驱油及微生物驱油的作用机理和作用条件研究，在深化物模实验的基础上，进一步生物驱油的作用机理和作用条件研究，在深化物模实验的基础上，进一步优化体系配方、确定最佳注入时机和现场实施工艺，为现场井组试注试验优化体系配方、确定最佳注入时机和现场实施工艺，为现场井组试注试验做好准备。做好准备。 2 2、继续优选和研发适合于聚合物驱后深