微球深部调驱技术介绍ppt课件.pptx

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1、,聚合物微球深部调驱技术,中国石油大学,2010年6月,第一部分：微球调驱材料研究第二部分：矿场应用实例,汇 报 提 纲,第一部分：微球调驱材料研究1 国内外现状及发展趋势2 基本思路3 活性微球深部调剖机理,汇 报 提 纲,提高驱替液的粘度,使用各种调剖技术,收率的途径提高原油采,提高注入液 的波及体积,提高注入液 的洗油效率,表面活性剂复合驱,1 国内外现状及发展趋势,1 国内外现状及发展趋势,作用原理：,技术特点：,生成的沉淀为絮状，粒径较大，强度大，耐温耐盐性能良好，有效的堵塞地下的大孔道和裂缝，其不具备压缩性，进入性差, 不能深部调剖。,无机沉淀型,注水井,生产井,高渗透层,低渗透层

2、,含水量,H2SO4+CaCO3 CaSO4+CO2+H2O H2SO4+MgCO3 MgSO4+CO2+H2OFeSO4+2H2O Fe(OH) +H2SO4,1 国内外现状及发展趋势,.1无机型材料,无机型颗粒型,特点：封堵后不能继续向地层深部移动；颗粒型堵剂在现场应用，还存在注入困难和封堵半径小的问题。,如：石灰乳调剖， 粘土/水泥分散体调剖，水膨体调剖, 国内外现状及发展趋势,泡沫型调剖技术,R1,R2,水,泡沫气泡界面通过变形 对液流产生贾敏效应。,特点:调剖效果好，是一种新的方向，需解决气源的问题。,贾敏效应可以叠加，对 水流产生很高的阻力。,.2泡沫型材料, 国内外现状及发展趋势

3、,聚合物凝胶,缺点：是两种物质的交联反应，溶液具有不稳定性，进入地层后存在其他竞争反应，如聚合物降解、金属离子絮凝，深度调剖效果不明显。, 国内外现状及发展趋势,.3聚合物材料,.4调剖失败的形式,之一:由于大孔道的存在不能造成堵塞，调剖剂完全失效。,2 国内外现状及发展趋势,之二:调剖剂对层位选择性差，调剖后堵塞低渗层。,2 国内外现状及发展趋势,.4调剖失败的形式,之三:调剖深度浅，注入水绕流，调剖有效期短。,2 国内外现状及发展趋势,.4调剖失败的形式,2 国内外现状及发展趋势,深部调剖目的是将调剖剂送至地层深部，能够随着注入水不断向前运移，调剖剂逐级对地层孔喉进行封堵，使注入水在油藏中

4、不断改变流向，最大限度的提高注入水的波及体积。调剖剂满足“进得去、堵得住、能移动”的要求 ！,深部调剖技术,第一部分：微球调驱材料研究1 国内外现状及发展趋势2 基本思路3 活性微球深部调剖机理,汇 报 提 纲,2 基本思路,针对油藏：1、聚合物驱不适用的油藏(低渗高温高盐) ，改善水驱效果2、聚合物驱后中高渗透油田，进一步提高采收率,技术关键 开发在水中可以以任意浓度均匀分散，并且吸水后几倍、十几倍甚至上佰倍膨胀的纳米、亚微米聚合物交联小球，作为调堵材料，具有现有聚合物不能达到的耐温抗盐性能。,技术原理与依据 利用地层孔喉，封堵渗水通道，调整水驱剖面，扩大水波及体积,堵塞水的通道 在油藏深部

5、孔喉处堵塞“水通道”，提高局部压差， 扩大微观、宏观波及体积。,选择孔喉作为工作部位，实现液流改向,2 基本思路,2 基本思路,材料的技术要求,1、要求在吸水膨胀前，直径远远小于地层孔喉直径（纳米级）2、要求在吸水膨胀后，直径达到微米甚至几十微米，体积可控3、要求吸水膨胀达到最大体积的时间从几小时到几天甚至一个月，速度可控4、要求根据不同的地层，吸水微球的弹性可控，用于调节阻力系数5、要求生产成本低于现有驱油聚合物，降低注入成本6、要求注入工艺简单,2 基本思路,阴离子型,中性,阳离子型,尺寸控制技术,10nm10mm,组分控制,水化时间和水化倍数,根据油藏和工艺要求生产所需要的调驱剂,微乳、

6、乳液聚合,表面性质,膨胀系数,封堵机理及微球大小与地层孔喉的匹配关系,第一部分：微球调驱材料研究1 项目来源2 国内外现状及发展趋势 3 活性微球深部调剖机理,汇 报 提 纲,3 活性微球深部调剖机理,用微乳技术可以合成具有以上结构的聚合物微球,r：孔隙半径 120m K:渗透率 ：孔隙率,微球种类1：初始粒径为纳米， 膨胀后架桥封堵。,3.1微球的种类,3 活性微球深部调剖机理,微球种类2：初始粒径为纳米， 膨胀后与钙镁离子作用成网状结构封堵。,高矿化度海水中微球的单个微球的膨胀速度很慢，然而在海水中，钙镁离子浓度较高，微球水化后发生桥联，多个微球桥联后总的直径可达到几十甚至几百微米，用来封

7、堵大孔道。,3 活性微球深部调剖机理,聚合物核壳结构微球是带有电荷的微米级颗粒，颗粒外部带有负电荷，在水中可溶涨，不与近井地带的地层岩石发生吸附；内层是带有正电荷的交联型凝胶，在水中溶涨速度快于颗粒外层组分，因此体积膨胀达到一定程度时，正电荷会裸露，颗粒之间发生电性吸附聚并，具有封堵能力，正电荷也会吸附在岩石表面，提高封堵效果。同时，这类材料使用工艺简便，微溶胶体系粘度低，注入容易，可以用污水直接配制。,微球种类3：初始粒径为微米，膨胀后彼此粘结封堵,3 活性微球深部调剖机理,水化前聚合物微球A的TEM照片,微球水化膨胀图片,3 活性微球深部调剖机理,水化时间：一天70度，10000ppm矿化

8、度,微球水化膨胀后光散射测的粒径分布,3 活性微球深部调剖机理,水化时间：7天,聚合物微球外部发生水化,3 活性微球深部调剖机理,水化时间：14天,聚合物微球从外到内大部分水化,3 活性微球深部调剖机理,高分子纳米球尺寸随水化时间的变化,70，10000ppm矿化度,七天,随着水化时间明显增大,一天,十四天,3 活性微球深部调剖机理,水中分散两小时后的显微镜照片,水中分散四天后的显微镜照片,微乳聚合微球照片(产品编号:D-2),初始尺寸:100-400纳米.,3 活性微球深部调剖机理,共聚微球照片(产品编号:H-1),初始尺寸:1-5微米.,3 活性微球深部调剖机理,分散聚合微球照片(产品编号

9、:J-1),初始尺寸:10-20微米.,3 活性微球深部调剖机理,分散聚合微球照片,初始尺寸:20-50微米,3 活性微球深部调剖机理,分散聚合微球照片,初始尺寸:40-60微米,3 活性微球深部调剖机理,分散聚合微球照片,初始尺寸:60-100微米,3 活性微球深部调剖机理,H-1微球透射电镜图片,H-1微球扫描电镜图片,3 活性微球深部调剖机理,3.2微球封堵机理,Abrans根据三球架桥理论得到悬浮固体颗粒在孔喉处的堵塞规律：1）颗粒粒径大于1/3倍孔喉直径，在地层表面形成外滤饼。2）颗粒粒径在（1/3 1/7）倍孔喉直径，固相颗粒基本可以进入储层内部。由于孔喉的捕集等作用，在储层内部产

10、生桥堵形成内滤饼。3）颗粒粒径小于1/7倍孔喉直径，可自由通过地层，不形成固相堵塞。,微球的浓度为300ppm，注入微球的用量为孔隙体积的0.3pv。室内进行岩心试验说明具有深部调剖的能力。,3 活性微球深部调剖机理,3.3微球的封堵性,3 活性微球深部调剖机理,初步的驱油实验表明：注入容易、驱油高效,压力变化,20mL为单位的油水变化,3.4微球的驱油性能,3 活性微球深部调剖机理,3.5微球可视化模型,3.6活性微球的基本特性,3 活性微球深部调剖机理,1、要进入地层深部，必需在水中稳定存在溶液/溶胶,2、初始的尺寸必需小于孔喉直径纳米/微米材料,3、具有封堵孔喉的能力膨胀/交联,4、具有

11、一定的封堵强度弹性,5、必需在压力下会突破变形,“进得去、堵得住、能移动”,第一部分：微球调驱材料研究第二部分：矿场应用实例,汇 报 提 纲,现场施工工艺,现场施工工艺,施工方式：随注水在线注入，设备简单，施工方便,矿场应用实例,1.1 孤岛采油厂D1-14单井试验 地质条件： 砾石砂岩结构 平均孔隙度 30左右 平均渗透率 3000mD 孔喉直径 0.6m-200m 温 度 7080度 矿 化 度 8800mg/L 原油粘度：地 下 50150mPa.s 地 面 30004000Pa.s 应用微球：可与钙镁离子作用的纳米级微球A1 55吨 试验目的：验证微球对高渗层调剖堵水作用,矿场应用实例

12、,注入方案设计,2004年12月2日开始注入，纳米球乳油浓度1500mg/L，完成日配注量200立方。2005年4月7日停注。共注入55吨调驱剂，转后续水驱观察效果。,注入工艺,孤岛采油厂D1-14单井试验注入工艺方法,矿场应用实例,D1-14注入剖面,可见，注入聚合物微球后有效地改善了层间矛盾,孤岛采油厂D1-14注水井注入前后剖面变化图,矿场应用实例,对应油井D3-014,单采44层， 含水从97.7%下降到94.2%。,孤岛采油厂D1-14对应油井见效分析情况,矿场应用实例,对应油井36-310,单采44，含水从96.8最低下降到至91.2，目前保持在9394。,孤岛采油厂D1-14对应

13、油井见效分析情况,汇 报 提 纲,1.2孤岛采油厂24516单井调剖实验,地质条件： 砂岩结构 平均孔隙度 33.9左右 平均渗透率 2260mD 孔 喉 直径 25-70微米 温 度 70-80 度 矿 化 度 8368mg/L原油粘度： 地 下 7490mPa.s 地 面 5002000Pa.s应用微球：微米级微球H-2，2004年10月注入24.9吨试验目的： 验证微球H-2对高渗层调剖作用。,矿场应用实例,矿场应用实例,孤岛采油厂24516对应油井见效分析,24XN517井是一线井中见示踪剂最早的一口井，调驱后见效明显，目前含水下降5，平均日增油1.5t。,对应油井 24XN517,矿

14、场应用实例,对应油井 23X504,试验时含水高达98，试验初期含水波动变化，自2006.12月以来含水下降，下降幅度2。,孤岛采油厂24516对应油井见效分析,矿场应用实例,对应油井 23-209,试验初期含水仍处于回返状况，自2006.11.20日以来含水下降，下降幅度3。,孤岛采油厂24516对应油井见效分析,矿场应用实例,油藏条件： 高渗、高盐渗 透 率： 2257md孔喉直径 7.4微米-47.2微米注 入 水： 海水矿化度 32611mg/L，Ca，Mg 离子含量1707.6mg/L温 度： 67度原油粘度： 地下50.4mpa.s层间层内非均质性严重，油井含水上升速度非常快。采取

15、的基本思路：先进行层间调整，后进行层内调整注入微球：纳米级可与钙镁离子作用聚合物微球A1，及纳米膨胀微球D22005年3月至2006年3月注入微球226吨，后注水开发,2.海洋埕岛油田CB25A井组试验,试验目的：在高盐高渗非均质性的矿区，水驱后无有效方法调驱时，可以用微球调驱。,矿场应用实例,海洋埕岛油田CB25A井组注微球后月含水回返速度下降,埕岛油田注微球后，有效抑制了月含水上升速度。,矿场应用实例,海洋埕岛油田CB25A井组对应油井见效分析,25E-4，对应层位 Ng36-45，注微球并提液后，含水50最低降至15，日油大幅度增加，目前含水稳定在33左右，仍处于见效期。,对应油井25E

16、-4,矿场应用实例,25A-6，对应层位 Ng12-42，注微球后，含水由54.5至今下降至44.9，日油现在每天增加约6吨，仍处于见效期。,对应油井25A-6,海洋埕岛油田CB25A井组对应油井见效分析,矿场应用实例,25B-4，对应层位 Ng32-45，注微球后，含水自06年1月开始稳中有降，目前保持在46.2，日油每天增加5吨左右，仍处于见效期。,对应油井25B-4,海洋埕岛油田CB25A井组对应油井见效分析,矿场应用实例,3.1东辛采油厂新10231、102-11单井调剖实验,地质条件：复杂断块油藏 渗透率：级差大，油层上部 200mD以下 油层下部 1000mD以上 温 度：70-8

17、0 度 矿化度：27529mg/l，Ca2+ 741mg/l， Mg2+含量232mg/l。 原油粘度： 地面 2486Pa.s应用微球：纳米级微球D2，注入37.5吨试验目的：验证微球D2对高渗层调剖作用。,矿场应用实例,新立村永102块2口注水井（A102X31、A102-11）微球调驱从2005年10月开始实施，于2006年4月底完成，累计注入微球调剖液20000方，施工后，平均注水油压上升了1Mpa，日注基本不变。,试验注水井油压变化情况,矿场应用实例,永102井组调驱后，井组日液、含水下降，日油略有上升。井组日液下降主要是102-15和102-18关井，含水呈下降趋势说明调剖是有效的

18、。对应4口油井有3口见效，截至2006年11月累计增油1055.5t。,试验井组调驱效果分析,矿场应用实例,典型井例：永102-17井：施工前日液18.9m3，日油1.3t，含水93.2%。从06.4含水大幅度下降，见效高峰期，日液26.7m3，日油5.8t，含水78.4%，日油上升了4.5t，含水下降了14.8%，增油降水效果明显，而且该井动液面曾大幅度回升，累计增油748.8t。,试验井组调驱效果分析,两口井共注入微球37.5t，截至06年11月，累计增油1800t。,矿场应用实例,3.2东辛采油厂永8区块井组试验,油藏条件：渗 透 率： 1620325mD，平均1030mD矿 化 度：

19、24000mg/L，Ca，Mg 离子含量高，2500mg/L温 度： 7186度层间和层内矛盾都非常突出采取的基本思路：先进行层间调整，后进行层内调整注入微球：纳米级聚合物微球D22006年9月6日开始注入现在,试验目的：在高温高盐有一定非均质性的中高渗油藏，水驱后无有效方法调驱时，可以用微球调驱。,矿场应用实例,东辛采油厂永8区块井组试验,从曲线看出，油压上升，微球体系起到一定的封堵调剖作用。,三口注水井注水曲线,矿场应用实例,东辛采油厂永8区块井组试验对应油井效果分析,对应水井,A8-46 ，对应层位S二5 1、2、5 （4、5层为高渗层，5层早已被封隔），综合可见，注微球提液后，8-46

20、油井的增油作用明显，含水最高降低20。,矿场应用实例,A8-55 ，对应层位S二5 1、2，注微球提液后，8-55油井的增油作用明显，含水最高降低30，至今降低值维持在20。,东辛采油厂永8区块井组试验对应油井效果分析,矿场应用实例,永8-48，对应层位 S二 54，5，自06年12月起，含水大幅度下降，虽然日液下降，但日油在缓慢上升。,东辛采油厂永8区块井组试验对应油井效果分析,矿场应用实例,永8-11井2002年2月测同位素,永8-11井2003年5月测同位素,永8-11井2004年5月测氧活化,永8-11井2006年12月测氧活化(注微球3个月后),永8-11试验井组调驱前后吸水剖面变化

21、,矿场应用实例,4.现河采油厂核壳微球C2调剖实验,油藏条件： 渗 透 率： 21.8mD矿 化 度： 39992-201360mg/l ，属于CaCl2型温 度： 115129度原油粘度： 地面粘度 38-150mpas 地下粘度 2.46-10mpas水窜严重，存在高渗裂缝通道注入微球：微米级聚合物微球C22005年9月23日注入3.2吨,试验目的：验证核壳微球封堵低渗油藏中的高渗裂缝通道。,矿场应用实例,现河采油厂对应油井效果分析,河75-斜18井组,对应油井河75-32井5d后含水由72下降并持续稳定在66左右，说明堵剂在地层起到一定的堵塞作用。截止到2005年底，因含水降低该井增油1

22、02.4t。2006年2月底19.5*6.16*68.4。,矿场应用实例,油藏条件： 孔 隙 度： 19.03 渗 透 率： 平均177md，局部17md以下 矿 化 度： 94000170000mg/l ，CaCl2型为主温 度： 60度左右原油粘度： 地面粘度 14.1 mpas 地下粘度 5.468 mpas属于低渗稀油油藏，严重非均质，水淹情况严重注入微球：自2005年9月14日至06年1月28日注纳米级聚合物微球D2共计71吨（第一阶段）。目的： 验证纳米级聚合物微球在高盐低温油藏的改善地层非均质性，稳油控水的作用。,5.青海油田跃543井组、跃新563井组、跃164井组的调驱矿场实

23、验,矿场应用实例,青海油田543井、新563井注微球前后吸水剖面变化情况,由注水井543和563的调剖前后的吸水剖面图可见，微球改善非均质性效果显著，尤其是563井，吸水层由9个小层恢复至18个吸水层。,矿场应用实例,青海油田543井组对应油井见效情况及三井组见效综合分析,两个阶段三个井组注微球116.6t，累计增油10525t，降水25597t。,矿场应用实例,6.华北油田单井京506调驱实验,油藏条件： 砂岩结构，孔隙度28 渗 透 率： 137mD矿 化 度： 25100mg/l ，属于NaHCO3型温 度： 度原油粘度： 地面粘度 13.4mpas 地下粘度 2.47mpas水窜严重，

24、存在高渗裂缝通道注入微球：微米级聚合物微球D22006年6月27日至8月15日注入5.6吨,矿场应用实例,华北油田单井京506对应油井效果分析,对应油井京507,京507，自06年6月27日注微球后，含水稳中有降，截至06年10月含水大幅度下降10个点，日增油2t以上。,矿场应用实例,对应油井京510,华北油田单井京506对应油井效果分析及综合效果分析,京510，自06年6月27日注微球后，含水由96，截至06年10月含水大幅度下降至88，日增油2t以上。京506井共注微球5.6t，截至06年底对应油井增油216t。,选井原则,选井原则,1、适应于中低渗油藏，因为注水造成高渗条带水淹的井组。2

25、、适合层系多，层间非均质性严重，吸水剖面不均衡的井；3、适合井深在2800范围内，地层温度在50100度； 4、由于微球受矿化度影响很小，矿化度的范围很大，在2.510万ppm以上；5、适合稀油油藏，原油粘度在104000mpa.s之间；6、水井注水油压在区块中偏低，测试PI曲线修正值低于区块平均值的；7、油水井连通状况好，油井有潜力、采出程度较低的；8、水井固井质量好，无管外窜槽的，由于该注入方法简便，不受井况影响，适用于井筒有套破、变形等无法下分层的注水井。,敬请领导专家批评指正,谢谢大家,敬请领导专家批评指正,谢谢大家,提高原油采收率方法：化学驱油法（聚合物驱，表面活性剂驱，碱驱以及复合

26、驱）；混相驱油法；热力采油。,提高原油采收率技术发展概况,概念:衡量水波及区微观水洗油效果的参数。,驱油的基本理论（一）,一 微观洗油效率 ED,概念:衡量水在油层中的波及程度的参数。,二 宏观波及系数 EV,三、 ER与EV及ED的关系,已知: A, h, , Soi , Sor 等,ER=,产油量,储量,=,波及区产出油,储量,=,波及区原油储量波及区残余油,储量,=,AhSoi,AshsSoi,AshsSor,=,Ashs,Ah,(,SoiSor,Soi,）,=EVED,一 、影响ED 的因素,1. 岩石的微观孔隙结构,2. 岩石表面的选择性润湿,3. 界 面 张 力,4. 原 油 的

27、粘 度,r Pc 渗流规律越复杂孔隙中残余油越多,1.微观孔隙结构,亲水岩石水驱油后的残余油大多以油珠、油丝和小油块等形态分布在孔隙的交汇口或较大的孔隙内。,2.岩石表面的选择性润湿,亲油岩石水驱油后的残余油大多以油膜形态分布于岩粒壁面，其次滞留于较小孔隙中，也有油丝形态的残余油。,2.岩石表面的选择性润湿,中性岩石水驱油后的残余油主要是普遍分布于岩粒壁面的油膜。造成这种情况的原因还有待进一步研究。,2.岩石表面的选择性润湿,在急变孔隙中， ow越大，使油滴变形通过孔喉的阻力越大；则残余油越多。,os,ow,sw,3.界面张力,原油粘度越大，则微观指进现象愈严重。,4.原油粘度,二 、影响E

28、的因素,. 油层的非均质性,2. 流 度 比,3. 井 网 的 布 置,4. 注 采 速 度,k1,k2,k3,k1 k2 k3,1.油层的非均质性,2.流度比,三. 井网,五点法井网不同注采速度下的波及面积,v1 v2,4.注采速度,三 提高ER的途径,Ev,油藏的非均质性,平面,纵向,流度比,井网布署,注采速度,ED,微观孔隙结构,岩石的润湿性,界面张力,原油的粘度,合理部署井网,调整吸水剖面,降低流度比,合理选择井网,合理注采速度,物理采油法,碱水法、活性剂驱油法,碱水法、活性剂驱油法,热力法、气体溶剂驱油,驱油的基本理论（二）,w,M,EV,ER,o,M,EV,ER,聚合物提高采收率机

29、理,热力采油提高采收率机理,碱驱、表面活性剂驱的主要机理,驱油的基本理论（三）,根据毛管准数的定义：,驱替液粘度增加,驱替液速度增加（增加驱替压力）,油水界面张力降低,驱替速度增加，虽能增加毛管准数，但确减低了驱替液的宏观波及程度。,水驱时Nc在10-710-5范围之间，实验结果表明：若使水驱效率大于50%，Nc必须平均增大103 数量级，即Nc在10-410-2范围内。,水驱时，大庆油田油水的界面张力为2030mN/m。若使毛管准数提高103数量级，界面张力必须下降到10-210-3mN/m。,大庆油田地下原油粘度为10mPa.s左右，水的粘度约为0.7mPa.s，聚合物浓度为0.12%时，

30、地面测视粘度达到40mPa.s。若不考虑粘度损失，可使毛管准数提高102数量级。,第一节 聚合物的类型及性质,第二节 聚合物溶液的性质,第三节 聚合物溶液在孔隙介质中流动特征,第四节 聚合物驱油的设计与应用,聚合物溶液驱油,1.聚合物：是由大量的简单分子经聚合而成的高分子量的物质。例：聚丙烯酰胺，聚乙稀。,2.单 体：组成聚合物的简单分子。例：组成聚丙烯酰胺丙烯酰胺分子，聚乙稀的乙稀分子。,3.链 节：聚合物长链上重复的结构单元。,4.聚合度：链节的个数。例如， CH2CH2 n 中的n。,一、基本概念,第一节 聚合物的类型及性质,即聚合物分子的化学结构，包括链节的化学组成、单体的连接方式。它

31、决定着聚合物的物理、化学性质。,分子构型,线型,支链型,网型(可发展为体型),（1）线型或支化度较小的聚合物，物性较柔软，多数能熔化，也能溶解；（2）体型聚合物不熔化也不能溶解。,5、聚合物分子构型,A.线型分子构型,B.支链型分子构型,C. 网型分子构型,特点：有别于构型，构象的转变属于物理现象，主要由热运动引起的，而构型的转变则必须通过化学反应改变分子链上的结构。,由于分子中化学键的内旋转所形成的各种立体形态。,影响构象的因素,聚合物的构型,聚合物分子所处的环境,线型聚合物分子的构象千变万化，又称为线型聚合物的柔曲性。,6、分子的构象,1）分子间力大； 2） 构象多(多指线型聚合物)3）多

32、分散性,7、与低分子的区别,指同种类型的聚合物是由大小不同的同系分子混合而成，它不象低分子有固定的分子量。即：聚合物分子的聚合度是变量。,多分散性：,1. 聚丙烯酰胺,它是由丙烯酰胺单体聚合而成：,n,CH2,CH,C,O,NH2,CH2,CH,O,C,NH2,n,聚合,分子量变化范围由100万几千万不等。,聚合物驱常用聚合物,1. 聚丙烯酰胺,特点：,1.属于人工合成的聚合物；2.长链由C-C键连接，分子链极易变化，构象多，具有柔曲性；3.水溶液中发生水解，是阴离子型聚合物；常被称为部分水解聚丙烯酰胺，简称HPAM；4.抗盐能力差；5.抗剪切的能力也差；6.抗细菌的能力强。,部分水解聚丙烯酰

33、胺,聚丙烯酰胺长链上的部分酰胺基转化为羧基：,n,CH2,CH,C,O,NH2,CH2,CH,O,C,NH2,x,NaOH,水解度：酰胺基转化为羧基的百分数，,CH2,CH,C,O,ONa,y,聚合物溶液浓度小于,矿场聚合物驱用的聚合物溶液浓度通常为1200mg/L ( 重量百分数为 0.12%),稀体系溶液,性质如何？溶液粘度增加的程度？,第二节 聚合物溶液的性质,室内实验结果,剪切速率,测量粘度,聚合物溶液,聚合物分子从杂乱的线团状变为椭球状,分子定向排列降粘的程度大于分子变为椭球形增粘的程度,水,油,实验结果表明：1.聚合物的流动性随剪切速率变化而发生变化；2.即使在剪切速率很高的情况下

34、，聚合物溶液的粘度也远高于水。,一、聚合物溶液的流变性,二、聚合物溶液的视粘度,三、 聚合物溶液的稳定性,一、聚合物溶液的流变性,室内配制的聚合物溶液，测其粘度与剪切速度的关系如图，符合假塑性流体的流变模式。,室内实验结果,剪切速率,测量粘度,原油,水,聚合物溶液,（二） 影响粘度的因素分析,（一） 聚合物溶液粘度概念,二、聚合物溶液的视粘度,聚合物溶液粘度与浓度有关：,特性粘度：,浓度趋近于零时，聚合物溶液黏度减去溶剂黏度，除以溶剂黏度与聚合物浓度的乘积。,（一）聚合物溶液粘度,：表示单个聚合物分子对溶液粘度的贡献；,M分子量,与高分子在溶液里的形态有关的参数，线 团松散大，线团卷曲小。 长

35、链型 0.5 1；棒型 =2。,k 粘度常数，与高分子在溶液中的形状及高 分子的链节长度有关。,特性粘度,1. 聚合物的分子构型,2. 水解度,3. 溶剂的影响,4. 含盐量,5. 聚合物的浓度,（二）影响粘度的因素,1.聚合物的分子构型,(1) 线型分支型交联型,(2) M,2.水 解 度,水解度越大，黏度越大。,3.溶剂的影响,良溶剂：在良溶剂中，聚合物分子可充分舒展，分子的表面积较大，分子间的内摩擦阻力大，因此增粘效果好。,不良溶剂：在不良溶剂中，聚合物分子成卷曲状态，分子的表面积较小，分子间的内摩擦阻力小，增粘效果差。,4.含盐量的影响,NaCl的浓度（%）,35%水解度,15%水解度

36、,未水解,1,1000,10,100,0.0001,0.01,1,1,10,未水解,15%水解度,35%水解度,CaCl2的浓度（%）,0.0001,0.01,1,5.聚合物的浓度,粘度mPa.s,聚合物浓度，mg/L,=5s-1,=100s-1,地面配置聚合物溶液的粘度能否在驱油过程中得以保持，此性质为聚合物溶液的稳定性。稳定性的好坏，直接影响到驱油效果。降解：聚合物溶液分子断链，黏度下降的现象。,三、聚合物溶液的稳定性,（一） 剪切降解,（二） 化学降解,（三） 温度降解,（四） 生物降解,三、聚合物溶液的稳定性,机械剪切降解：在高速流动时，具有柔性的长链受到剪切力的作用而被剪断，使分子间

37、结合力下降，粘度降低。,剪切存在条件：1.地面设备（阀、管嘴、泵或油管）； 2.井下条件（孔眼、筛网）； 3.砂岩本身。,（一）聚合物溶液剪切降解,化学降解：是指氧攻击聚合物分子长链上薄弱环节，发生氧化，从而使分子长链断裂，分子量降低；或发生自由基取代、水解等。,产生的条件：有氧存在的条件，如地面配置聚合物溶液时，如果在空气中暴露时间过长就会发生聚合物老化，即化学降解。,（二）聚合物溶液的化学降解,温度降解：每种聚合物都存在一个裂解温度，若地层温度超过其裂解温度，则发生分子链断裂，分子量降低，即发生温度降解。,存在的条件：地层温度高于裂解温度；而通常情况下聚合物的裂解温度都高于地层温度。因此，

38、温度降解不是主要的影响聚合物稳定性的因素。,（三）聚合物溶液的温度降解,生物降解：注入水中含有大量的细菌，如硫酸盐还原菌、铁菌等，它们对聚合物产生还原作用，生成沉淀或分子链被剪断。,（四）聚合物溶液的生物降解,1.不可入孔隙体积,2.阻 力 系 数,3.残余阻力系数,四、聚合物溶液在多孔介质中的流动参数,IPV最大可达总孔隙的30%，若小孔隙被油饱和，一定程度降低了聚合物溶液的驱油效果。,1.不可进入孔隙体积,在多孔介质渗流过程中，有些孔隙能让水通过，却限制了聚合物分子的进入，称这部分孔隙体积为不可进入孔隙体积，简称IPV。,IPV,聚合物分子量,岩石的渗透率,孔隙度及孔隙大小的分布,2.阻

39、力 系 数,定义：水通过岩心时的流度与聚合物溶液通过岩心时的流度比值。,意义：反映了聚合物溶液降低驱动介质流度的能力。,3.残余阻力系数,定义：聚合物溶液通过岩心前、后盐水流度的比值。,意义：描述聚合物溶液降低多孔介质渗透率的能力。,一、表面活性剂溶液驱油概述,二、表面活性剂的概念及类型,三、表面活性剂溶液驱油体系,四、表面活性剂溶液驱油机理,五、油田应用及发展趋势,表面活性剂溶液驱油,表面活性剂溶液驱油的研究历程：,胶束溶液驱油,微乳液驱油,稀体系多组分复配驱油,泡沫体系驱油,活性剂稀体系驱油,一、表面活性剂溶液驱油概述,1、表面活性剂的概念,2、表面活性剂的类型,3、表面活性剂的亲油亲水平

40、衡值,4、表面活性剂的分配系数,二、表面活性剂的概念及类型,概念：分子具有两亲结构，可自发地浓集于相界面，显著降低界面张力的物质。,表面活性剂分子结构,极性端,非极性端,1.表面活性剂的概念,离子型,非离子型,表面活性剂,阴离子型,阳离子型,两性型,2.表面活性剂的类型,阴离子型表面活性剂,活性剂在水中可以电离，电离后起活性作用的部分是阴离子。,常用的有：,羧酸盐：分子结构R-CO2-Na， 亲水基为-CO2Na， 憎水基R-,磺酸盐：分子结构R-SO3-Na， 亲水基为-SO3Na， 憎水基R-,成本低，但遇硬水，易结垢、絮凝。,成本较高，但抗硬离子的能力较强，在地层中滞留量低，常用于活性剂

41、驱。,阳离子型表面活性剂,活性剂在水中可以电离，电离后起活性作用的部分是阳离子。,常用的有：,胺盐： 分子结构R1R2R3NHCl， 憎水基R1R2R3NH+,季胺盐：分子结构R1R2R3R4NCl ， 憎水基R1R2R3R4N +,吡啶盐：分子结构R-NC5H5Cl ， 憎水基R-NC5H5 +,由于在地层中滞留量大，在采油中应用不甚广泛，主要应用于防蜡、缓蚀、杀菌、乳化、抑制粘土膨胀等。,非离子型表面活性剂,活性剂在水中不电离，故不怕硬水，也不受PH值的影响。其亲水基主要是由具有一定数量的含氧基团（一般为醚基和羟基）构成。,常用的有：,醚键型,酰胺键型,酯键型,胺键型,这类活性剂在采油中应

42、用广泛，主要用于起泡、乳化、防蜡、缓蚀、油水井增产增注、提高原油采收率。,两性型表面活性剂,活性剂在水中可以电离，电离后起活性作用的部分即有阴离子，又有阳离子。有时起活性的部分具有非离子性。,类型：,非离子-阴离子型,阴离子-阳离子型,非离子-阴离子型,它主要应用于缓蚀、乳化、杀菌、抑制粘土膨胀和提高采收率。,概念：描述活性剂亲水亲油能力大小的物理量。简称HLB。,HLB等于7，表明亲水亲油能力相等；大于7，活性剂亲水性强；小于7，活性剂亲油性强。,HLB值可通过乳化实验法、溶解度法、气相色谱法、核磁共振法等确定。,3.表面活性剂的亲水亲油水平衡值,概念：是指活性剂在油相与水相中平衡浓度的比值

43、。,4.表面活性剂的分配系数,三、表面活性剂溶液驱油体系,表面活性剂稀体系,胶束溶液,微乳液,泡沫驱油体系,（1）,（2）,（3）,（4）,开始形成胶束的表面活性剂浓度为临界胶束浓度CMC；含有胶束的活性剂溶液为胶束溶液。,概念：表面活性剂浓度低于1%wt。,性质：可降低界面张力。,当水表面聚集的活性剂分子达到饱和时，在溶液内部，形成以烃链为内核、亲水基外露的分子聚集体，称为胶束。,1.表面活性剂稀体系,2.胶束溶液,CMC,表面活性剂单体浓度,表面活性剂浓度,2.胶束溶液,概念：由油、水、表面活性剂、助表面活性剂（醇）、盐五种组分组成的，油水高度分散的体系（表面活性剂浓体系）。,性质：具有超

44、低的界面张力。,相态：不同的配方，微乳液具有下相、中相、上相三种相态。,3.微乳液,微乳液的三种相态,上相,中相,下相,活性剂水溶液,活性剂水溶液,油,油,概念：一种或几种液体以小液珠的形式，分散在另一种不能互溶的液体中所形成的分散体系。,性质：具有超低的界面张力。处于非平衡状态的多分散体系，在长时间静置下会分层。 与微乳液及胶束溶液有很大区别。,组成：油、水、乳化剂组成。,4.乳状液,乳状液、微乳液及胶束溶液的区别,概念：由不溶性气体分散在液体中所形成的粗分散体系。气体是分散相，液体是连续相。组成：水、气、起泡剂（表面活性剂）。 还有聚合物（增加体相黏度）和盐（调整表面活性剂的亲水亲油平衡值

45、）。,4.泡沫驱油体系,四、表面活性剂溶液驱油机理,表面活性剂稀体系驱油机理,胶束溶液驱油机理,微乳液驱油机理,泡沫驱油体系驱油机理,（1）,（2）,（3）,（4）,（1）表面活性剂稀体系的驱油机理,1.低界面张力机理。2.润湿反转机理。3. 乳化机理。4.提高表面电荷密度机理。5.聚并形成油带机理。,问题：存在表面活性剂损失及不利流度比。,2、胶束溶液驱油机理,1） 胶束的增溶作用,2） 超低界面张力机理,3、微乳液驱油机理,微乳液的超低界面张力可使驱替前缘与原油混相，消除渗流阻力。,4、泡沫体系驱油机理,4、泡沫体系驱油机理,具有活性水或胶束的性质。（1）Jamin效应叠加，提高驱替介质的

46、波及系数。,（2）泡沫依据孔道形状而变形，能有效驱出波及到的孔隙中的油，提高洗油效率。,一、二元复合体系驱油,二、三元复合体系驱油,三、泡沫复合体系驱油,复合体系驱油法,1 . 碱-聚合物二元复合体系驱油,2. 碱-活性剂二元复合体系驱油,3. 活性剂-聚合物二元复合体系驱油,一、二元复合体系驱油,（1）碱与聚合物复配后，溶液的粘度增加，可使水相中的碱性组分与更多的油相接触，形成更多的表面活性物质，有利于降低界面张力。,（2）聚合物的存在可以降低碱耗；碱的存在可降低聚合物的吸附损失。,碱-聚合物二元复合体系驱油机理,（1）碱段塞在前，聚合物在后。碱溶液使残余油流动，用聚合物进行流动控制，提供较

47、好的扫油效率；,（3）碱同聚合物混合在一个段塞中注入。聚合物提供所要求的流度，而碱溶液保护了聚合物，这种方式的采收率比前两种方式高。,（2）聚合物段塞在前，碱段塞在后。首先注入的聚合物堵塞储层的大孔道使驱替液能够进入低渗透层，减少碱溶液指进，以增加最终采油量；,碱-聚合物二元复合体系驱油工艺,聚合物增效碱驱，通常有三种段塞设计方式：,对于低酸值原油，只加入碱往往不能产生低界面张力，同时加入碱和活性剂，会使界面张力降到碱水本身或活性剂本身所达不到的超低效果，这种作用成为碱与表面活性剂的“协同效应”。,碱-活性剂二元复合体系驱油机理,碱与表面活性剂按一定比例混合在一个段塞中注入。利用碱与活性剂两者

48、之间产生的协同效应，大幅度提高驱替效率。这种方式的采收率比单独碱或单独的表面活性剂驱的效果好。,碱-活性剂二元复合体系驱油工艺,利用聚合物改善活性剂溶液不利的流度比。目前此二元复合体系多采用胶束/聚合物溶液驱油。,活性剂-聚合物二元复合体系驱油机理,前置液：由一定体积的盐水组成，目的是改变或降低地层水的矿化度。注入量可在01PV之间；,胶束/聚合物段塞：体积在0.050.2PV之间；,流度缓冲液递减段：含聚合物，从前端到后端流度缓冲液逐渐减少到零，浓度梯度下降，减少了流度缓冲液与驱替液之间流度比的影响。,驱替液段：驱替液的目的是为了降低连续注入聚合物的成本。,流度缓冲液：水溶性聚合物的稀释液，

49、目的是将胶束/聚合物段塞及聚集起来的流体驱向生产井；,活性剂-聚合物二元复合体系驱油工艺,1、三元复合体系驱油机理,2、色谱分离现象,3、三元复合体系的应用与发展,二、三元复合体系驱油机理,1） 降低界面张力：A/S/P 三元体系比 A/S 二元体系 能产生更低的界面张力。原因（1）P 能保护S，使其不与水中二价离子反应；（2） S与A间的“协同效应”，从而降低了界面张力。,3）降低化学剂的吸附：碱的存在，使岩石表面的负电荷增多，可减少阴离子型活性剂及聚合物的吸附损失。,2）较好的流度控制：碱和活性剂可有效地保护聚合物不受高价离子的影响，使聚合物溶液具有高的黏度。,1. 碱/表面活性剂/聚合物

50、三元复合驱驱油机理,定义：复合体系中各组分与地层岩石间的作用不同，使得三组分间产生的差速运移现象。,产生原因：竞争吸附、离子交换、分散作用、分配系数、渗透能力等。,2. 色谱分离现象,国外三元复合驱的矿场试验不多，比较完整的是美国怀俄明州Crook地区 Kiehl 油田三元复合驱项目，使采收率提高近15%。,国内通过“八五”、“九五”大量室内及矿场试验研究，以将三元复合驱技术作为大庆油田接替稳产的技术之一。,目前正在研究通过改变注入方式、优选复合体系配方及注入牺牲剂等方式，以减少色谱分离现象。,3. 三元复合体系驱油应用及发展前景,1、泡沫复合体系驱油机理,2、泡沫驱油体系的发展前景,三、泡沫