《提高采收率技术》课件

提高采收率技术

2021/6/101提高采收率技术

2021/6/101课程主要内容第一部分水驱油采收率分析第二部分化学驱理论及矿场应用

第三部分调剖堵水与弱凝胶深部调驱技术的研究及矿场应用第四部分气体混相驱技术第五部分稠油热采技术2021/6/102课程主要内容第一部分水驱油采收率分析2021/6/102绪论Introduction2021/6/103绪论2021/6/103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。老油田经过长期注水开发（大庆1959年，胜利1964年），现在已经进入高含水期，目前胜利综合含水达到89.8%。老油田注水开发的效率越来越低，如胜利油田年产量为2625万吨（7.19万吨/日），日注水61.07万立方米，采1吨原油需注水8.49立方米。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2021/6/104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EOR分类化学驱包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二元、三元复合驱。气体混相驱

包括：干气驱，富气驱，CO2驱，烟道气驱。热力采油

包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，SAGD法。油田稳油控水技术包括调剖堵水、深部调驱技术。2021/6/105EOR分类化学驱2021/6/105中国各EOR方法所占的比例1—热采方法（60%）2—化学驱（37%）3—混相气驱（3%）2021/6/106中国各EOR方法所占的比例1—热采方法（60%）2021/第一部分

水驱油采收率分析2021/6/107第一部分2021/6/107Es：宏观波及效率（SweepEfficiency） ED：微观驱油效率（DisplacementEfficiency）水驱油采收率=达到经济极限时的采出油量÷地质储量，它由下式确定： 水驱油采收率水驱油采收率一般为30%—50%。2021/6/108Es：宏观波及效率（SweepEfficiency）

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。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，称为波及效率，即：注入水波及不到的地方形成剩余油。§1水驱油波及效率2021/6/109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。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。ED：表示注入工作液在波及区内清洗原油的程度。§2水波及区内的驱油效率2021/6/1010在水波及区内长期注水，最终形成不流动的小油滴，这些油残余油的类型参考:郭尚平院士的专著《物理化学渗流微观机理》，科学出版社，1990孤岛状柱状环状油膜簇状油块盲状2021/6/1011残余油的类型参考:郭尚平院士的专著《物理化学渗流微第二部分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2021/6/1012第二部分2021/6/1012第一章聚合物驱PolymerFlooding2021/6/1013第一章聚合物驱2021/6/1013§1驱油用聚合物及其水溶液性质驱油用聚合物(Polymer)——部分水解聚丙烯酰胺(PartiallyHydrolyzedPolyacrylamide,HPAM）

由聚丙烯酰胺Polyacrylamide(PAM)在NaOH作用下部分水解得到。是一种长链高分子，通常使用粉剂,分子量一般为1000×104—2000×104，价格1.5-2万元/吨。使用HPAM，而不是PAM，（a）为了聚合物驱替溶液增粘性的需要。（b）由于PAM在矿物表面被强烈吸附，使用HPAM可减少驱油过程中的吸附损失。2021/6/1014§1驱油用聚合物及其水溶液性质驱油用聚合物(Polyme聚合物溶液的粘度单位：毫帕·秒(mPa.s)。使用Brookfield粘度计测量，一般驱油用聚合物溶液粘度需几十mPa.s。例如，大庆油田要求40mPa.s，胜利部分油藏要求19mPa.s。聚合物溶液表观粘度（p）是流体层间内摩擦力的量度。2021/6/1015聚合物溶液的粘度单位：毫帕·秒(mPa.s)。使用B§2聚合物驱油机理从注入井到生产井：rV

ef（因为聚合物溶液在油层条件下大多呈现假塑性),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Kw降低为KfM指进退化（VD/Vf=M）驱油前缘稳定ES。

随着聚合物驱的进行（r），聚合物溶液具有自动稳定驱替前缘的能力。2021/6/1016§2聚合物驱油机理从注入井到生产井：rV第二章表面活性剂驱SurfactantFlooding2021/6/1017第二章表面活性剂驱2021/6/1017§1驱油用表面活性剂EOR一般使用阴离子型表活剂(稳定性好、吸附量小、成本低)，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（因为地层中吸附损失大）。2021/6/1018§1驱油用表面活性剂EOR一般使用阴离子型表活剂§2微乳液性质微乳液是由油(hydrocarbon)+水(water)+活性剂(surfactant)+助表面活性剂(co-surfactant)+盐(electrolytes)按一定比例组成的高度分散的低张力体系。2021/6/1019§2微乳液性质微乳液是由油(hydrocarbo混相驱（In-SituMiscibleFlooding）：指油层任何位置，排驱流体与被排驱流体一经接触，便立即互溶混相的排驱过程。非混相驱（In-SituImmiscibleFlooding）：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排驱过程。部分混相驱（PartialMiscibleFlooding）：注入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。§3微乳液驱油机理Micro-mechanismofMicroemulsionFlooding2021/6/1020混相驱（In-SituMiscibleFlooding问题：单相活性体系或微乳液(A)段塞排驱地层油水体系E，A段塞被后续水(W)排驱，分析段塞前、后缘流体组成变化。一.部分混相驱（PartialMiscibleFlooding）后续水WAE前缘后缘2021/6/1021问题：一.部分混相驱（PartialMiscibleFl段塞前缘A+EB,混相B+EC(O+M1),非混相C+ED(O+M2),非混相E’EBCDEAWOSM1E’M22021/6/1022段塞前缘A+EB,混相B+EC(O+M1),非混相C如果活性体系A与油水体系E混合生成下相微乳液（水外相），该水外相结构不能与oil混溶，视为非混相驱。两相流动区水不流动区二.就地非混相排驱油不流动区WOSEAHighInterfacialTension(高张力体系)LowInterfacialTension(低张力体系)2021/6/1023如果活性体系A与油水体系E混合生成下相微乳液（水外1.高张力体系(HighIFT)问题：活性体系(A)段塞排驱地层油水体系E，分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后组成变化及驱油机理。

WAE2021/6/10241.高张力体系(HighIFT)问题：WAE20WOSEA油不流动区IFT高时，油不流动区大：2021/6/1025WOSEA油不流动区IFT高时，油不流动区大：2021/6/驱油机理油被增溶排驱，不能形成富集油带(低效)2021/6/1026驱油机理油被增溶排驱，不能形成富集油带(低效)2021/6/2.低张力体系(LowIFT)问题：活性体系(A)段塞排驱地层油水体系E，分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后组成变化及驱油机理。

WAE2021/6/10272.低张力体系(LowIFT)问题：WAE202WOSEA油不流动区小IFT低时，油不流动区小：2021/6/1028WOSEA油不流动区小IFT低时，油不流动区小：2021/6驱油机理油相能单独流动，可形成富集油带(高效)。界面张力是决定残余油流动、聚集的关键因素！2021/6/1029驱油机理油相能单独流动，可形成富集油带(高效)。20HighInterfacialTension(高张力体系)LowInterfacialTension(低张力体系)三.就地混相排驱A+E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。WOS油不流动区两相流动区水不流动区EA2021/6/1030HighInterfacialTension(高张力体系1.高张力体系(HighIFT)问题：活性体系(A)段塞排驱地层油水体系E，分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后组成变化及驱油机理。

WAE2021/6/10311.高张力体系(HighIFT)问题：WAE20EWOSA油相不流动区IFT高时，油不流动区大：2021/6/1032EWOSA油相不IFT高时，油不流动区大：2021/6/10驱油机理含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富集油带，只不过含油饱和度很低。2021/6/1033驱油机理含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富2.低张力体系(LowIFT)问题：活性体系(A)段塞排驱地层油水体系E，分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后组成变化及驱油机理。

WAE2021/6/10342.低张力体系(LowIFT)问题：WAE202AEWOS油相不流动区IFT低时，油不流动区小：2021/6/1035AEWOS油相不IFT低时，油不流动区小：2021/6/10驱油机理含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富集油带。2021/6/1036驱油机理含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富集§3活性水驱活性水驱是以浓度小于CMC的表面活性剂水溶液作为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，对地层水中高价阳离子（Ca2+、Mg2+）不敏感。将非离子型和阴离子型表活剂复合使用效果更好。发挥前者的乳化作用和后者的润湿、分散作用。2021/6/1037§3活性水驱活性水驱是以浓度小于CMC的表面活性剂水溶液主要驱油机理降低油水界面张力，使残余油变成可动油。（主要机理）改变地层表面的润湿性，如亲油→亲水。增加原油在水中的分散，形成O/W乳状液，油滴被活性水夹带而被采出。改变原油的流变性，高粘原油，非牛顿液体性质，活性剂进入油中，降低极限动剪切应力。2021/6/1038主要驱油机理降低油水界面张力，使残余油变成可动油。（主要机理第三章碱水驱AlkalineFlooding2021/6/1039第三章碱水驱2021/6/1039§1驱油用碱剂氢氧化钠（NaOH）：浓度0.5%-5%,50℃下的溶解度146g/100g。碳酸钠（Na2CO3)：弱碱性，50℃下的溶解度32.2g/100g。氢氧化铵（NH4OH）:水中离解为离子，遇空气易爆炸。磷酸钠（Na3PO4)：能改善润湿性。硅酸钠：具有极强的碱性反应，常用氢氧化钠（NaOH）和碳酸钠（Na2CO3)，选用的依据主要取决于原油的酸值和地层水质。2021/6/1040§1驱油用碱剂氢氧化钠（NaOH）：浓度0.5%-5%,5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。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活跃程度进行评价。§2碱水驱机理1.降低相间界面张力2021/6/1041碱与原油中的一些酸性物质反应，生成表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，也可以形成油包水型乳状液。2.乳化作用2021/6/1042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3.引起“原油—岩石—水”体系润湿性的变化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膜状分布。2021/6/10433.引起“原油—岩石—水”体系润湿性的变化储集岩石的第四章复合驱2021/6/1044第四章复合驱2021/6/1044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，又可提高驱油效率，从而大幅度提高采收率。如：泡沫驱：表面活性剂+水+气相二元复合驱：P+S，P+A三元复合驱：A+S+P（ASP）多元复合驱：A+S+P+Foam（ASPF）复合驱简介2021/6/1045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第二部分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2021/6/1046第二部分2021/6/1046第一章聚合物驱室内评价技术2021/6/1047第一章2021/6/1047当前驱油用聚合物HPAM存在的问题——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。抗盐性差抗温性差抗剪切性差耐碱性差化学用量大2021/6/1048当前驱油用聚合物HPAM存在的问题——因此，研制抗温、抗疏水缔合聚合物NAPs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成。疏水缔合聚合物（HydrophobicallyAssociatingPolymers)：通过疏水缔合作用，使分子间和分子内产生缔合结构，提高耐盐性能。一.驱油用新型缔合聚合物2021/6/1049疏水缔合聚合物NAPs主剂是由丙烯酰胺、丙烯基单体、梳型缔合聚合物星型缔合聚合物2021/6/1050梳型缔合聚合物星型缔合聚合物202二.聚合物驱室内评价技术常规性能评价特殊性能评价注入性能评价驱油效果评价2021/6/1051二.聚合物驱室内评价技术常规性能评价2021/6/1051第二章

ASP复合驱室内评价技术2021/6/1052第二章2021/6/1052表面活性剂的来源和价格是决定ASP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。降低界面张力的能力需要达到10-3mN/m数量级。需要有良好的配伍性。表面活性剂的高成本限制了ASP复合驱的矿场应用。2021/6/1053表面活性剂的来源和价格表面活性剂石油磺酸盐需要实现国产化。2ASP体系粘浓关系在油层温度和水质矿化度条件下，保持表面活性剂和碱浓度不变，测定不同聚合物浓度下的ASP体系粘度。HPAM浓度，mg/L120014001600180020002200粘度，mPa.s13.917.822.127.931.640.5体系配方：大庆聚合物HPAM+0.3%TDS+1.2%NaOH实验条件：45℃，大庆污水2021/6/1054ASP体系粘浓关系在油层温度和水质矿化度条件下，保持新型缔合聚合物+0.3%TDS+1.2%NaOHNAPs浓度，mg/L20040060080010001200粘度，mPa.s3.49.520.041.565.4>100NAPs浓度mg/L192385577769962粘度mPa.s5.113.230.365.8>100新型缔合聚合物+0.3%ORS41+1.2%NaOH2021/6/1055新型缔合聚合物+0.3%TDS+1.2%NaOHNAPs要使ASP溶液体系的粘度达到40mPa.s，大庆HPAM需2200mg/L，而NAPs仅需800mg/L左右。可见，在ASP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，且用量大大减少。2021/6/1056要使ASP溶液体系的粘度达到40mPa.s，大庆HPASP体系粘碱关系新型聚合物浓度Cp=1000mg/l，大庆油层污水，45℃，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ASP体系粘度随碱浓度的变化关系，评价体系的耐碱性能。2021/6/1057ASP体系粘碱关系新型聚合物浓度Cp=1000mg/粘度—表面活性剂浓度关系ORS41浓度，ppm02550751002003001000mg/L聚合物+表活剂17.2/19.5(8h)10.3/11.2(8h)29.5/31.5(8h)22.6/25.4(8h)12.2/14.9(8h)15.6/17.6(8h)19.1/20.3(8h)在油层温度和矿化度条件下，测定ASP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作用关系。45℃，大庆污水：2021/6/1058粘度—表面活性剂浓度关系ORS41浓度，ppm0255075

聚合物浓度mg/L时间,天192385577769962CDCDCDCDCD04.15.15.813.211.330.316.265.831.3>10074.26.45.117.412.152.815.3>10028.9>100266.15.17.117.319.758.324.2>100/>100增加百分率48.8022.431.074.392.449.4///ASP体系老化稳定性2021/6/1059CDCDCDCDCD04.15.15.813.211.33ASP体系界面张力聚合物浓度，mg/L200400600801000NAPs体系IFT

mN/m2.13610-21.91510-21.86410-22.10610-21.83910-2大庆HPAM体系IFT

mN/m2.55910-21.98710-22.52410-22.25810-22.11310-2对ASP体系来说，界面张力评价结果表明，NAPs的略低于大庆HPAM的。聚合物浓度对ASP（塔底油表活剂）体系与大庆原油界面张力的影响：2021/6/1060ASP体系界面张力聚合物浓度，mg/L20040060080ASP体系的配伍性聚合物浓度1923855777699621天√√√√√2天√√√√√5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√表A聚合物浓度对ASP体系稳定性的影响单位：mg/L2021/6/1061ASP体系的配伍性聚合物浓度1923855777699621表BNaOH浓度对ASP体系稳定性的影响注：体系0.3%ORS41+769mg/L，（地层模拟水，45℃）NaOH浓度，%0．30．60．91．21．51天√√√√√2天√√√√√5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√2021/6/1062表BNaOH浓度对ASP体系稳定性的影响NaOH浓度，表C表面活性剂ORS41浓度对ASP体系稳定性的影响Cp均为769mg/L，NaOH浓度1.2%，（地层模拟水，45℃）ORS41浓度，%0．30．60．91．21．51天√√√√√2天√√√√√观5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√2021/6/1063表C表面活性剂ORS41浓度对ASP体系稳定性的影响ORS阻力系数与残余阻力系数岩芯号φ

（%）水测渗透率

（10-3μm2）注入速度

（m/d）阻力系数残余阻力系数56-227.84310193.9611.314.8956-328.7787883.9913.834.94新型缔合聚合物有较高的残余阻力系数2021/6/1064阻力系数与残余阻力系数岩芯号φ

（%）水测渗透率

（10-3ASP体系驱油实验岩芯号孔隙体积cm3孔隙度%含油饱和度

%水驱采收率%(OOIP)ASP提高

采收率

%(OOIP)人造56-113.5628.63575.9651.4623.69人造56-413.6428.60068.9148.9421.28人造36-3-312.7135.5770.8155.5626.67*人造39-3-110.2728.3371.0852.0523.29*天然1947.30617.7654.7545.0022.50新型缔合聚合物ASP体系可比水驱提高采收率20%OOIP以上，与大庆部分水解聚丙烯酰胺ASP驱油体系的驱油效果相当。2021/6/1065ASP体系驱油实验岩芯号孔隙体积孔隙度含油饱和度

%水扩散弥散系数请参考：化学驱过程中的扩散弥散机理研究[J].石油勘探与开发，2000,27(3):40～432021/6/1066扩散弥散系数请参考：2021/6/1066第二部分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2021/6/1067第二部分2021/6/1067聚合物驱原方案设计要点2021/6/1068聚合物驱原方案设计要点2021/6/10682021/6/10692021/6/1069第三部分

深部调驱技术与调剖堵水技术的研究及矿场应用2021/6/1070第三部分2021/6/1070第一章弱凝胶和CD胶深部调驱技术2021/6/1071第一章2021/6/1071胶态分散凝胶体系（ColloidalDispersionGels）：由低浓度的聚合物/交联剂（聚合物浓度通常在300-800mg/L之间）形成的、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。弱凝胶（weakgel)：由低浓度的聚合物/交联剂（聚合物浓度通常在800-1200mg/L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。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续注入水的驱动下会缓慢的“整体”向前“漂移”，从而具有深部调剖和驱油的双重作用。主要体系类型：HPAM/Cr3+体系、HPAM/柠檬酸铝体系和HPAM/有机酚醛体系。关于深部调驱技术2021/6/1072胶态分散凝胶体系（ColloidalDispersion第二章调剖堵水技术2021/6/1073第二章2021/6/1073一.水窜流机理（Mechanismofwatercrossflow)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Lw。水PA’PA油0

L低高PA1A2LwLo2021/6/1074一.水窜流机理（MechanismofwatercroKl油水前缘处的压力PA高于同一垂直剖面上Kh（水区）压力PA’，注入Kl的水在前缘附近向Kh窜流，注入水无效的通过Kh，波及效率低。水PA’PA油0

L低高PA1A2LwLo2021/6/1075Kl油水前缘处的压力PA高于同一垂直剖面上Kh（水区）二.调剖与堵水方法(ProfileModificationandWaterShut-off)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+交联剂→凝胶。有铬离子体系，铝离子体系，酚醛体系等。就地聚合（共聚）类堵水调剖剂：单体+引发剂+交联剂→凝胶。

体积膨胀类堵水调剖剂。固体颗粒类堵水调剖剂。无机胶结类堵水调剖剂。2021/6/1076二.调剖与堵水方法(ProfileModification第四部分气体混相驱技术

MiscibleDisplacementProcesses2021/6/1077第四部分气体混相驱技术

MiscibleDisplac§1基本概念非混相驱（如气顶注气，补充地层能量，属二次采油范畴）。混相驱：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EOR方法。——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降至最低值。2021/6/1078§1基本概念非混相驱（如气顶注气，补充地层能量，属二次采一次接触混相驱（first-contactmiscible,FCM)：排驱气体与地层原油以任何比例混合时便可立即达到完全互溶混相的排驱过程。如LPG。多次接触混相驱(multiple-contactmiscible,MCM):排驱气体在地层中推进时，多次与地层原油接触后才能达到混相的排驱过程。包括：蒸发式多次接触混相驱和凝析式多次接触混相驱。混相驱的种类2021/6/1079一次接触混相驱（first-contactmiscible蒸发式多次接触混相驱:注入气从原油中抽提轻质和中间烃类组分，改变注入气的组成（加富气相），最终使其与原油混相。如CO2混相驱，高压干气驱，氮气驱，烟道气驱。凝析式多次接触混相驱：注入气中的轻质和中间烃类组分凝析到原油中，改变原油的组成（加富原油），最终使其与注入气混相。如富气驱。2021/6/1080蒸发式多次接触混相驱:注入气从原油中抽提轻质和中间烃类组分，§2混相驱机理凝析式多次接触混相驱机理蒸发式多次接触混相驱机理2021/6/1081§2混相驱机理凝析式多次接触混相驱机理2021/6/108油藏流体A（T,P）RichGas一.凝析式多次接触混相驱机理在油藏流体组成为A的地层中注入富气G（或P），分析段塞前缘和注入端孔隙中流体组成变化。2021/6/1082油藏流体A（T,P）RichGas一.凝析式多次接触混相注入端油藏原油不断被注入气体中的中等分子量烃C2-6加富，直到它（油）能够与注入气体混相的过程称为凝析式多次接触混相驱。混相发生在注入端。2021/6/1083注入端油藏原油不断被注入气体中的中等分子量烃C2-6段塞前缘的注入气沿程不断加富原油,随着气相中的C2-6不断凝析到原油中，注入气逐渐失去加富原油的能力。2021/6/1084段塞前缘的注入气沿程不断加富原油,随着气相中的C2-在油藏流体组成为A(或B)的地层中注入气体G，分析段塞前缘和注入端孔隙中流体组成变化。二.蒸发式多次接触混相驱机理Oil(T,P)CO2(CH4)2021/6/1085在油藏流体组成为A(或B)的地层中注入气体G，分析P,TCO2C7+C2-6K油藏流体A油藏流体B注入气G2021/6/1086P,TCO2C7+C2-6K油藏流体A油藏流体B注入气G2注入气沿程不断抽提原油中的C2-6来加富自己,当把气相加富到临界点K时,实现与前方原油混相排驱，称为蒸发式多次接触混相驱，混相发生在排驱前缘。2021/6/1087注入气沿程不断抽提原油中的C2-6来加富自己,当把

随着气体的不断注入，注入端孔隙中的原油中的C2-6不断被抽提，直到完全失去加富气相的能力。2021/6/1088随着气体的不断注入，注入端孔隙中的原油中的C2-6不断通常将气体溶剂体积分为2-3个小段塞与水交替注入，这时形成多个排驱前缘。注意：气水比应达到合理值，避免近似气驱或水驱。二者以等速方式注入。——流度控制—水气交替注入（Water-alternating-gas,WAG)§3CO2驱的流度控制方法2021/6/1089通常将气体溶剂体积分为2-3个小段塞与水交替注入，第五部分稠油热采技术

ThermalRecoveryProcesses2021/6/1090第五部分稠油热采技术

ThermalRecoveryP稠油，也称重油或高粘度原油。我国稠油资源的分布很广，储量丰富，陆上稠油、沥青资源约占石油总资源量的20%以上。目前，已在12个盆地发现了70多个稠油油田。稠油在油层中的粘度高，流动阻力大，因而用常规一次采油、二次采油以及前述的化学驱、混相驱等EOR技术，难以经济有效开采。由于稠油的粘滞性对温度非常敏感，因而热力采油成为强化开采稠油的理想方法。2021/6/1091稠油，也称重油或高粘度原油。2021/6/1091§1稠油特性注：*指油层条件下的粘度;其它指油层温度下的脱气油粘度。

稠油分类主要指标辅助指标开发方式名称类别粘度mPa.s相对密度g/cm3（20℃）

普通稠油Ⅰ50*(或)100-10000>0.9200注水和热采亚类Ⅰ-150*-150*>0.9200可以先注水Ⅰ-2150*-10000>0.9200热采特稠油Ⅱ10000-50000>0.9500热采超稠油(天然沥青)Ⅲ>50000>0.9800热采——粘度最高可达100万mPa.s以上，呈半液体半固体状态。2021/6/1092§1稠油特性注：*指油层条件下的粘度;其它指§2注热载体的选择选择原则：载热能力强，价格便宜且来源广，流动性能好。选择依据：从物质的热力学性质分析。——选择湿饱和蒸汽（300℃左右）作为理想的热载体。2021/6/1093§2注热载体的选择选择原则：——选择湿饱和蒸汽（300℃一.地面热损失烟道气所携带的热量散失到大气中，占燃料产生热值的20％左右。地面注蒸汽管线热损失，占3－5％左右。§3注蒸汽过程中的热损失2021/6/1094一.地面热损失烟道气所携带的热量散失到大气中，占燃料产生热值二.井筒热损失井筒热损失是不稳定传热过程，作为准稳定状态处理。图8-7井筒传热热阻典型组成示意图2021/6/1095二.井筒热损失井筒热损失是不稳定传热过程，作为准稳定储层的总容积热容(Totalheatcapacities)为：式中，M是容积热容，kJ/m3·℃φ是以小数表示的孔隙度，ρ是密度，kg/m3S是饱和度，C是比热，kJ/kg·℃下标o、w、r、R分别表示油、水、岩石与含流体的储层。§4油层注蒸汽加热

（ReservoirHeatingbySteamInjection)2021/6/1096储层的总容积热容(Totalheatcapacities§5蒸汽吞吐（PuffandHuff,SteamStimulation,CyclicSteamInjection）注气阶段，从生产井注2-6周的蒸汽，关井阶段，“焖井”（Soak)2-7天，回采阶段，自喷→下泵生产。

一般可进行多次吞吐作业循环。2021/6/1097§5蒸汽吞吐注气阶段，从生产井注2-6周的蒸汽，2021/§6蒸汽驱

（SteamDrive）一般在蒸汽吞吐几轮以后，进行蒸汽驱，可进一步提高采收率20-30%。该方法消耗的热能多、汽窜严重、投资大、技术复杂程度高、风险大。2021/6/1098§6蒸汽驱

（SteamDrive）一般在蒸汽吞吐几轮§7火烧油层（In-situcombustion）蒸汽吞吐和蒸汽驱方法在实施过程中有大量的热量由于传导、对流和辐射而损失。火烧油层（In-situcombustion）向储层中注入空气供氧，下入加热器加热空气，点燃原油，加热油层，从而提高采收率。2021/6/1099§7火烧油层蒸汽吞吐和蒸汽驱方法在实施过程中有大量的热量提高采收率技术

2021/6/10100提高采收率技术

2021/6/101课程主要内容第一部分水驱油采收率分析第二部分化学驱理论及矿场应用

第三部分调剖堵水与弱凝胶深部调驱技术的研究及矿场应用第四部分气体混相驱技术第五部分稠油热采技术2021/6/10101课程主要内容第一部分水驱油采收率分析2021/6/102绪论Introduction2021/6/10102绪论2021/6/103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。老油田经过长期注水开发（大庆1959年，胜利1964年），现在已经进入高含水期，目前胜利综合含水达到89.8%。老油田注水开发的效率越来越低，如胜利油田年产量为2625万吨（7.19万吨/日），日注水61.07万立方米，采1吨原油需注水8.49立方米。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2021/6/10103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EOR分类化学驱包括：聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱，及其二元、三元复合驱。气体混相驱

包括：干气驱，富气驱，CO2驱，烟道气驱。热力采油

包括：蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，SAGD法。油田稳油控水技术包括调剖堵水、深部调驱技术。2021/6/10104EOR分类化学驱2021/6/105中国各EOR方法所占的比例1—热采方法（60%）2—化学驱（37%）3—混相气驱（3%）2021/6/10105中国各EOR方法所占的比例1—热采方法（60%）2021/第一部分

水驱油采收率分析2021/6/10106第一部分2021/6/107Es：宏观波及效率（SweepEfficiency） ED：微观驱油效率（DisplacementEfficiency）水驱油采收率=达到经济极限时的采出油量÷地质储量，它由下式确定： 水驱油采收率水驱油采收率一般为30%—50%。2021/6/10107Es：宏观波及效率（SweepEfficiency）

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。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，称为波及效率，即：注入水波及不到的地方形成剩余油。§1水驱油波及效率2021/6/10108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。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。ED：表示注入工作液在波及区内清洗原油的程度。§2水波及区内的驱油效率2021/6/10109在水波及区内长期注水，最终形成不流动的小油滴，这些油残余油的类型参考:郭尚平院士的专著《物理化学渗流微观机理》，科学出版社，1990孤岛状柱状环状油膜簇状油块盲状2021/6/10110残余油的类型参考:郭尚平院士的专著《物理化学渗流微第二部分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2021/6/10111第二部分2021/6/1012第一章聚合物驱PolymerFlooding2021/6/10112第一章聚合物驱2021/6/1013§1驱油用聚合物及其水溶液性质驱油用聚合物(Polymer)——部分水解聚丙烯酰胺(PartiallyHydrolyzedPolyacrylamide,HPAM）

由聚丙烯酰胺Polyacrylamide(PAM)在NaOH作用下部分水解得到。是一种长链高分子，通常使用粉剂,分子量一般为1000×104—2000×104，价格1.5-2万元/吨。使用HPAM，而不是PAM，（a）为了聚合物驱替溶液增粘性的需要。（b）由于PAM在矿物表面被强烈吸附，使用HPAM可减少驱油过程中的吸附损失。2021/6/10113§1驱油用聚合物及其水溶液性质驱油用聚合物(Polyme聚合物溶液的粘度单位：毫帕·秒(mPa.s)。使用Brookfield粘度计测量，一般驱油用聚合物溶液粘度需几十mPa.s。例如，大庆油田要求40mPa.s，胜利部分油藏要求19mPa.s。聚合物溶液表观粘度（p）是流体层间内摩擦力的量度。2021/6/10114聚合物溶液的粘度单位：毫帕·秒(mPa.s)。使用B§2聚合物驱油机理从注入井到生产井：rV

ef（因为聚合物溶液在油层条件下大多呈现假塑性),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Kw降低为KfM指进退化（VD/Vf=M）驱油前缘稳定ES。

随着聚合物驱的进行（r），聚合物溶液具有自动稳定驱替前缘的能力。2021/6/10115§2聚合物驱油机理从注入井到生产井：rV第二章表面活性剂驱SurfactantFlooding2021/6/10116第二章表面活性剂驱2021/6/1017§1驱油用表面活性剂EOR一般使用阴离子型表活剂(稳定性好、吸附量小、成本低)，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（因为地层中吸附损失大）。2021/6/10117§1驱油用表面活性剂EOR一般使用阴离子型表活剂§2微乳液性质微乳液是由油(hydrocarbon)+水(water)+活性剂(surfactant)+助表面活性剂(co-surfactant)+盐(electrolytes)按一定比例组成的高度分散的低张力体系。2021/6/10118§2微乳液性质微乳液是由油(hydrocarbo混相驱（In-SituMiscibleFlooding）：指油层任何位置，排驱流体与被排驱流体一经接触，便立即互溶混相的排驱过程。非混相驱（In-SituImmiscibleFlooding）：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排驱过程。部分混相驱（PartialMiscibleFlooding）：注入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。§3微乳液驱油机理Micro-mechanismofMicroemulsionFlooding2021/6/10119混相驱（In-SituMiscibleFlooding问题：单相活性体系或微乳液(A)段塞排驱地层油水体系E，A段塞被后续水(W)排驱，分析段塞前、后缘流体组成变化。一.部分混相驱（PartialMiscibleFlooding）后续水WAE前缘后缘2021/6/10120问题：一.部分混相驱（PartialMiscibleFl段塞前缘A+EB,混相B+EC(O+M1),非混相C+ED(O+M2),非混相E’EBCDEAWOSM1E’M22021/6/10121段塞前缘A+EB,混相B+EC(O+M1),非混相C如果活性体系A与油水体系E混合生成下相微乳液（水外相），该水外相结构不能与oil混溶，视为非混相驱。两相流动区水不流动区二.就地非混相排驱油不流动区WOSEAHighInterfacialTension(高张力体系)LowInterfacialTension(低张力体系)2021/6/10122如果活性体系A与油水体系E混合生成下相微乳液（水外1.高张力体系(HighIFT)问题：活性体系(A)段塞排驱地层油水体系E，分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后组成变化及驱油机理。

WAE2021/6/101231.高张力体系(HighIFT)问题：WAE20WOSEA油不流动区IFT高时，油不流动区大：2021/6/10124WOSEA油不流动区IFT高时，油不流动区大：2021/6/驱油机理油被增溶排驱，不能形成富集油带(低效)2021/6/10125驱油机理油被增溶排驱，不能形成富集油带(低效)2021/6/2.低张力体系(LowIFT)问题：活性体系(A)段塞排驱地层油水体系E，分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后组成变化及驱油机理。

WAE2021/6/101262.低张力体系(LowIFT)问题：WAE202WOSEA油不流动区小IFT低时，油不流动区小：2021/6/10127WOSEA油不流动区小IFT低时，油不流动区小：2021/6驱油机理油相能单独流动，可形成富集油带(高效)。界面张力是决定残余油流动、聚集的关键因素！2021/6/10128驱油机理油相能单独流动，可形成富集油带(高效)。20HighInterfacialTension(高张力体系)LowInterfacialTension(低张力体系)三.就地混相排驱A+E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。WOS油不流动区两相流动区水不流动区EA2021/6/10129HighInterfacialTension(高张力体系1.高张力体系(HighIFT)问题：活性体系(A)段塞排驱地层油水体系E，分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后组成变化及驱油机理。

WAE2021/6/101301.高张力体系(HighIFT)问题：WAE20EWOSA油相不流动区IFT高时，油不流动区大：2021/6/10131EWOSA油相不IFT高时，油不流动区大：2021/6/10驱油机理含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富集油带，只不过含油饱和度很低。2021/6/10132驱油机理含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富2.低张力体系(LowIFT)问题：活性体系(A)段塞排驱地层油水体系E，分析第一批孔隙中多次注入段塞(A)后组成变化及驱油机理。

WAE2021/6/101332.低张力体系(LowIFT)问题：WAE202AEWOS油相不流动区IFT低时，油不流动区小：2021/6/10134AEWOS油相不IFT低时，油不流动区小：2021/6/10驱油机理含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富集油带。2021/6/10135驱油机理含油相（上相微乳液）能单独参与流动，能形成富集§3活性水驱活性水驱是以浓度小于CMC的表面活性剂水溶液作为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，对地层水中高价阳离子（Ca2+、Mg2+）不敏感。将非离子型和阴离子型表活剂复合使用效果更好。发挥前者的乳化作用和后者的润湿、分散作用。2021/6/10136§3活性水驱活性水驱是以浓度小于CMC的表面活性剂水溶液主要驱油机理降低油水界面张力，使残余油变成可动油。（主要机理）改变地层表面的润湿性，如亲油→亲水。增加原油在水中的分散，形成O/W乳状液，油滴被活性水夹带而被采出。改变原油的流变性，高粘原油，非牛顿液体性质，活性剂进入油中，降低极限动剪切应力。2021/6/10137主要驱油机理降低油水界面张力，使残余油变成可动油。（主要机理第三章碱水驱AlkalineFlooding2021/6/10138第三章碱水驱2021/6/1039§1驱油用碱剂氢氧化钠（NaOH）：浓度0.5%-5%,50℃下的溶解度146g/100g。碳酸钠（Na2CO3)：弱碱性，50℃下的溶解度32.2g/100g。氢氧化铵（NH4OH）:水中离解为离子，遇空气易爆炸。磷酸钠（Na3PO4)：能改善润湿性。硅酸钠：具有极强的碱性反应，常用氢氧化钠（NaOH）和碳酸钠（Na2CO3)，选用的依据主要取决于原油的酸值和地层水质。2021/6/10139§1驱油用碱剂氢氧化钠（NaOH）：浓度0.5%-5%,5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。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活跃程度进行评价。§2碱水驱机理1.降低相间界面张力2021/6/10140碱与原油中的一些酸性物质反应，生成表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，也可以形成油包水型乳状液。2.乳化作用2021/6/10141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3.引起“原油—岩石—水”体系润湿性的变化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膜状分布。2021/6/101423.引起“原油—岩石—水”体系润湿性的变化储集岩石的第四章复合驱2021/6/10143第四章复合驱2021/6/1044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，又可提高驱油效率，从而大幅度提高采收率。如：泡沫驱：表面活性剂+水+气相二元复合驱：P+S，P+A三元复合驱：A+S+P（ASP）多元复合驱：A+S+P+Foam（ASPF）复合驱简介2021/6/10144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第二部分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2021/6/10145第二部分2021/6/1046第一章聚合物驱室内评价技术2021/6/10146第一章2021/6/1047当前驱油用聚合物HPAM存在的问题——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。抗盐性差抗温性差抗剪切性差耐碱性差化学用量大2021/6/10147当前驱油用聚合物HPAM存在的问题——因此，研制抗温、抗疏水缔合聚合物NAPs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成。疏水缔合聚合物（HydrophobicallyAssociatingPolymers)：通过疏水缔合作用，使分子间和分子内产生缔合结构，提高耐盐性能。一.驱油用新型缔合聚合物2021/6/10148疏水缔合聚合物NAPs主剂是由丙烯酰胺、丙烯基单体、梳型缔合聚合物星型缔合聚合物2021/6/10149梳型缔合聚合物星型缔合聚合物202二.聚合物驱室内评价技术常规性能评价特殊性能评价注入性能评价驱油效果评价2021/6/10150二.聚合物驱室内评价技术常规性能评价2021/6/1051第二章

ASP复合驱室内评价技术2021/6/10151第二章2021/6/1052表面活性剂的来源和价格是决定ASP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。降低界面张力的能力需要达到10-3mN/m数量级。需要有良好的配伍性。表面活性剂的高成本限制了ASP复合驱的矿场应用。2021/6/10152表面活性剂的来源和价格表面活性剂石油磺酸盐需要实现国产化。2ASP体系粘浓关系在油层温度和水质矿化度条件下，保持表面活性剂和碱浓度不变，测定不同聚合物浓度下的ASP体系粘度。HPAM浓度，mg/L120014001600180020002200粘度，mPa.s13.917.822.127.931.640.5体系配方：大庆聚合物HPAM+0.3%TDS+1.2%NaOH实验条件：45℃，大庆污水2021/6/10153ASP体系粘浓关系在油层温度和水质矿化度条件下，保持新型缔合聚合物+0.3%TDS+1.2%NaOHNAPs浓度，mg/L20040060080010001200粘度，mPa.s3.49.520.041.565.4>100NAPs浓度mg/L192385577769962粘度mPa.s5.113.230.365.8>100新型缔合聚合物+0.3%ORS41+1.2%NaOH2021/6/10154新型缔合聚合物+0.3%TDS+1.2%NaOHNAPs要使ASP溶液体系的粘度达到40mPa.s，大庆HPAM需2200mg/L，而NAPs仅需800mg/L左右。可见，在ASP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，且用量大大减少。2021/6/10155要使ASP溶液体系的粘度达到40mPa.s，大庆HPASP体系粘碱关系新型聚合物浓度Cp=1000mg/l，大庆油层污水，45℃，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ASP体系粘度随碱浓度的变化关系，评价体系的耐碱性能。2021/6/10156ASP体系粘碱关系新型聚合物浓度Cp=1000mg/粘度—表面活性剂浓度关系ORS41浓度，ppm02550751002003001000mg/L聚合物+表活剂17.2/19.5(8h)10.3/11.2(8h)29.5/31.5(8h)22.6/25.4(8h)12.2/14.9(8h)15.6/17.6(8h)19.1/20.3(8h)在油层温度和矿化度条件下，测定ASP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作用关系。45℃，大庆污水：2021/6/10157粘度—表面活性剂浓度关系ORS41浓度，ppm0255075

聚合物浓度mg/L时间,天192385577769962CDCDCDCDCD04.15.15.813.211.330.316.265.831.3>10074.26.45.117.412.152.815.3>10028.9>100266.15.17.117.319.758.324.2>100/>100增加百分率48.8022.431.074.392.449.4///ASP体系老化稳定性2021/6/10158CDCDCDCDCD04.15.15.813.211.33ASP体系界面张力聚合物浓度，mg/L200400600801000NAPs体系IFT

mN/m2.13610-21.91510-21.86410-22.10610-21.83910-2大庆HPAM体系IFT

mN/m2.55910-21.98710-22.52410-22.25810-22.11310-2对ASP体系来说，界面张力评价结果表明，NAPs的略低于大庆HPAM的。聚合物浓度对ASP（塔底油表活剂）体系与大庆原油界面张力的影响：2021/6/10159ASP体系界面张力聚合物浓度，mg/L20040060080ASP体系的配伍性聚合物浓度1923855777699621天√√√√√2天√√√√√5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√表A聚合物浓度对ASP体系稳定性的影响单位：mg/L2021/6/10160ASP体系的配伍性聚合物浓度1923855777699621表BNaOH浓度对ASP体系稳定性的影响注：体系0.3%ORS41+769mg/L，（地层模拟水，45℃）NaOH浓度，%0．30．60．91．21．51天√√√√√2天√√√√√5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√2021/6/10161表BNaOH浓度对ASP体系稳定性的影响NaOH浓度，表C表面活性剂ORS41浓度对ASP体系稳定性的影响Cp均为769mg/L，NaOH浓度1.2%，（地层模拟水，45℃）ORS41浓度，%0．30．60．91．21．51天√√√√√2天√√√√√观5天√√√√√10天√√√√√30天√√√√√75天√√√√√2021/6/10162表C表面活性剂ORS41浓度对ASP体系稳定性的影响ORS阻力系数与残余阻力系数岩芯号φ

（%）水测渗透率

（10-3μm2）注入速度

（m/d）阻力系数残余阻力系数56-227.84310193.9611.314.8956-328.7787883.9913.834.94新型缔合聚合物有较高的残余阻力系数2021/6/10163阻力系数与残余阻力系数岩芯号φ

（%）水测渗透率

（10-3ASP体系驱油实验岩芯号孔隙体积cm3孔隙度%含油饱和度

%水驱采收率%(OOIP)ASP提高

采收率

%(OOIP)人造56-113.5628.63575.9651.4623.69人造56-413.6428.60068.9148.9421.28人造36-3-312.7135.5770.8155.5626.67*人造39-3-110.2728.3371.0852.0523.29*天然1947.30617.7654.7545.0022.50新型缔合聚合物ASP体系可比水驱提高采收率20%OOIP以上，与大庆部分水解聚丙烯酰胺ASP驱油体系的驱油效果相当。2021/6/10164ASP体系驱油实验岩芯号孔隙体积孔隙度含油饱和度

%水扩散弥散系数请参考：化学驱过程中的扩散弥散机理研究[J].石油勘探与开发，2000,27(3):40～432021/6/10165扩散弥散系数请参考：2021/6/1066第二部分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2021/6/10166第二部分2021/6/1067聚合物驱原方案设计要点2021/6/10167聚合物驱原方案设计要点2021/6/10682021/6/101682021/6/1069第三部分

深部调驱技术与调剖堵水技术的研究及矿场应用2021/6/10169第三部分2021/6/1070第一章弱凝胶和CD胶深部调驱技术2021/6/10170第一章2021/6/1071胶态分散凝胶体系（ColloidalDispersionGels）：由低浓度的聚合物/交联剂（聚合物浓度通常在300-800mg/L之间）形成的、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。弱凝胶（weakgel)：由低浓度的聚合物/交联剂（聚合物浓度通常在800-1200mg/L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。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续注入水的驱动下会缓慢的“整体”向前“漂移”，从而具有深部调剖和驱油的双重作用。主要体系类型：HPAM/Cr3+体系、HPAM/柠檬酸铝体系和HPAM/有机酚醛体系。关于深部调驱技术2021/6/10171胶态分散凝胶体系（ColloidalDispersion第二章调剖堵水技术2021/6/10172第二章2021/6/1073一.水窜流机理（Mechanismofwatercrossflow)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Lw。水PA’PA油0

L低高PA1A2LwLo2021/6/10173一.水窜流机理（MechanismofwatercroKl油水前缘处的压力PA高于同一垂直剖面上Kh（水区）压力PA’，注入Kl的水在前缘附近向Kh窜流，注入水无效的通过Kh，波及效率低。水PA’PA油0

L低高PA1A2LwLo2021/6/10174Kl油水前缘处的压力PA高于同一垂直剖面上Kh（水区）二.调剖与堵水方法(ProfileModificationandWaterShut-off)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+交联剂→凝胶。有铬离子体系，铝离子体系，酚醛体系等。就地聚合（共聚）类堵水调剖剂：单体+引发剂+交联剂→凝胶。

体积膨胀类堵水调剖剂。固体颗粒类堵水调剖剂。无机胶结类堵水调剖剂。2021/6/10175二.调剖与堵水方法(ProfileModification第四部分气体混相驱技术

MiscibleDisplacementProcesses2021/6/10176第四部分气体混相驱技术

MiscibleDisplac§1基本概念非混相驱（如气顶注气，补充地层能量，属二次采油范畴）。混相驱：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EOR方法。——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降至最低值。2021/6/10177§1基本概念非混相驱（如气顶注气，补充地层能量，属二次采一次接触混相驱（first-contactmiscible,FCM)：排驱气体与地层原油以任