注聚后進(jìn)一步提高采收率技術(shù)研究

1、注聚后進(jìn)一步提高采收率注聚后進(jìn)一步提高采收率技術(shù)研究技術(shù)研究1 1、深部調(diào)剖、深部調(diào)剖2 2、活性高分子體系驅(qū)油、活性高分子體系驅(qū)油3 3、雙水相及相關(guān)體系驅(qū)油、雙水相及相關(guān)體系驅(qū)油4 4、微生物驅(qū)油、微生物驅(qū)油 項(xiàng)目29個(gè)，聚合物驅(qū)23個(gè)，交聯(lián)聚合物驅(qū)3個(gè)，復(fù)合驅(qū)3個(gè) 正注單元14個(gè)，覆蓋儲(chǔ)量13921104t，后續(xù)水驅(qū)單元15個(gè)，覆蓋儲(chǔ)量18036104t。已有一半以上的單元轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)。 勝利油區(qū)化學(xué)驅(qū)儲(chǔ)量構(gòu)成圖勝利油區(qū)化學(xué)驅(qū)產(chǎn)量構(gòu)成圖化學(xué)驅(qū)現(xiàn)狀化學(xué)驅(qū)現(xiàn)狀目前聚合物驅(qū)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量目前聚合物驅(qū)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量2.72.710108 8t t，已有，已有1212個(gè)單元轉(zhuǎn)入后個(gè)單元轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，覆

2、蓋儲(chǔ)量續(xù)水驅(qū)，覆蓋儲(chǔ)量1.51.5億噸。億噸。聚合物驅(qū)聚合物驅(qū)(11)12602萬噸萬噸占占44.5后續(xù)水驅(qū)后續(xù)水驅(qū)(12)14914萬噸萬噸占占55.5聚合物驅(qū)現(xiàn)狀聚合物驅(qū)現(xiàn)狀聚合物驅(qū)現(xiàn)狀聚合物驅(qū)現(xiàn)狀 統(tǒng)計(jì)表明統(tǒng)計(jì)表明聚合物驅(qū)后剩余可采儲(chǔ)量近聚合物驅(qū)后剩余可采儲(chǔ)量近40%40%，挖潛空間依然較大。研究聚合物驅(qū)后進(jìn)，挖潛空間依然較大。研究聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率技術(shù)，提高已有資源的利用程度，已成為油田發(fā)展的緊迫任務(wù)。一步提高采收率技術(shù)，提高已有資源的利用程度，已成為油田發(fā)展的緊迫任務(wù)。轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元開發(fā)現(xiàn)狀轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元開發(fā)現(xiàn)狀孤島、孤東、勝坨油田孤島、孤東、勝坨油田剩余油潛力剩余油潛力7.

3、00%39.5%33.49%20.0%水驅(qū)采收率水驅(qū)采收率不可動(dòng)用儲(chǔ)量不可動(dòng)用儲(chǔ)量剩余儲(chǔ)量剩余儲(chǔ)量聚合物驅(qū)提高聚合物驅(qū)提高采收率采收率轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元潛力分布轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元潛力分布聚合物波及不到或波及較弱的部位剩余油仍相對(duì)富集。聚合物波及不到或波及較弱的部位剩余油仍相對(duì)富集。 油井對(duì)油井對(duì)子井：子井：油井油井50米以內(nèi)米以內(nèi)油井油井排分排分流線流線水井對(duì)水井對(duì)子井：子井：水井水井50米以內(nèi)米以內(nèi)水井水井排分排分流線流線井排井排間間注注聚聚后后剩剩余余油油分分布布模模式式井深巖性剖面驅(qū) 替 效 率孤島孤島10J413井館井館33層注聚后剖面圖層注聚后剖面圖轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元開發(fā)現(xiàn)狀轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元開發(fā)現(xiàn)

4、狀孤島中一區(qū)Ng4數(shù)模綜合含水變化曲線回返快速期回返減緩期回返平緩期后續(xù)注水突破前緣油相富集帶,造成油井含水快速回返聚合物驅(qū)效果逐漸減弱,原油富集帶被采出后, 含水回返速度減緩水驅(qū)占主導(dǎo)作用,逐漸過渡到常規(guī)水驅(qū)高含水期開發(fā)特征,含水上升速度平緩含水回返分正常和不正?；胤岛胤捣终：筒徽；胤岛罄m(xù)水驅(qū)階段應(yīng)采取合理工作制度后續(xù)水驅(qū)階段應(yīng)采取合理工作制度, 減緩含水上升速度減緩含水上升速度,延長三采有效期延長三采有效期中一區(qū)Ng4實(shí)際回返快速期回返減緩期回返平緩期轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元開發(fā)現(xiàn)狀轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)單元開發(fā)現(xiàn)狀聚合物后續(xù)水驅(qū)單元統(tǒng)計(jì)表（聚合物后續(xù)水驅(qū)單元統(tǒng)計(jì)表（20062006年年6 6月）月）單

5、單 元元投注聚投注聚時(shí)間時(shí)間轉(zhuǎn)注水轉(zhuǎn)注水時(shí)間時(shí)間地質(zhì)儲(chǔ)量地質(zhì)儲(chǔ)量104t日產(chǎn)油日產(chǎn)油t/d含水含水累積增油累積增油104t提高采收率提高采收率%孤島先導(dǎo)孤島先導(dǎo)199219971652997.520.612.5孤島擴(kuò)大孤島擴(kuò)大1994107821996.7120.1911.1孤東擴(kuò)大孤東擴(kuò)大69211297.944.86.47孤島中一區(qū)孤島中一區(qū)Ng419972000.9285763295.4173.246.1孤島西區(qū)孤島西區(qū)Ng3-42002.4153328395.166.084.3孤東八區(qū)孤東八區(qū)Ng3-62001.6117730594.370.15.95孤島中二南中孤島中二南中19982

6、001.3118535195.4110.769.35孤東七區(qū)西孤東七區(qū)西Ng52+3南南2000.123877697.59.32.4勝坨一區(qū)勝坨一區(qū)S21-32001.9108922593.055.15.06孤東七區(qū)西孤東七區(qū)西Ng54-6220002002.1176929495.28.31.08孤島中一區(qū)孤島中一區(qū)Ng3西北西北20002003.83875196.19.762.5孤島中一區(qū)孤島中一區(qū)Ng5-620002002.9170180791.669.474.1孤島中二中擴(kuò)大區(qū)孤島中二中擴(kuò)大區(qū)20012005.1218866292.6145.22.8合計(jì)合計(jì)(10/p>

7、.2902.95.9滲透率滲透率 泥質(zhì)含量泥質(zhì)含量粒度中值粒度中值孔隙度孔隙度聚驅(qū)后油藏物性進(jìn)一步復(fù)雜化聚驅(qū)后油藏物性進(jìn)一步復(fù)雜化區(qū)塊區(qū)塊時(shí)期時(shí)期塊數(shù)塊數(shù)平均平均103 um 2備注備注七區(qū)西七區(qū)西注聚前注聚前7039567-27檢檢234注聚后注聚后11649837-檢檢1變化變化+1018區(qū)塊區(qū)塊時(shí)期時(shí)期塊數(shù)塊數(shù)泥質(zhì)含泥質(zhì)含量量% %備注備注七區(qū)西七區(qū)西注聚前注聚前805.387-27檢檢234注聚后注聚后554.077-檢檢1變化變化-1.31區(qū)塊區(qū)塊時(shí)期時(shí)期塊數(shù)塊數(shù)平均平均%備注備注七區(qū)西七區(qū)西注聚前注聚前7837.67-27檢檢234注聚后注聚后11637.47-檢檢1變化變化-0.

8、2區(qū)塊區(qū)塊時(shí)期時(shí)期塊數(shù)塊數(shù)平均平均mm備注備注七區(qū)西七區(qū)西注聚前注聚前800.167-27檢檢234注聚后注聚后550.177-檢檢1變化變化+0.01聚合物溶液粘度大，攜帶能力強(qiáng)，注聚聚合物溶液粘度大，攜帶能力強(qiáng)，注聚過程中粘土礦物發(fā)生了大量的微粒運(yùn)移過程中粘土礦物發(fā)生了大量的微粒運(yùn)移聚驅(qū)后剩余油分布更加零散聚驅(qū)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主力油層注聚前后含油飽和度變化表主力油層注聚前后含油飽和度變化表小層小層時(shí)間時(shí)間3 33 3含油飽和度（）含油飽和度（）

9、3 35 5含油飽和度（）含油飽和度（）注聚后進(jìn)一步提高采收率技術(shù)思路注聚后進(jìn)一步提高采收率技術(shù)思路提高驅(qū)油效率三元、二元復(fù)合驅(qū)、三元、二元復(fù)合驅(qū)、泡沫復(fù)合驅(qū)泡沫復(fù)合驅(qū)組合驅(qū)組合驅(qū)擴(kuò)大波及體積擴(kuò)大波及體積提高驅(qū)油效率深部調(diào)剖、深部調(diào)剖、聚合物驅(qū)、聚合物驅(qū)、弱凝膠驅(qū)弱凝膠驅(qū)表面活性劑驅(qū)表面活性劑驅(qū)微生物驅(qū)微生物驅(qū) 微生物驅(qū)油微生物驅(qū)油提高采收率技術(shù)提高采收率技術(shù)活性高分子體系活性高分子體系提高采收率技術(shù)提高采收率技術(shù) 擴(kuò)擴(kuò) 提提大大 高高波波 洗洗及及 油油體體 效效積積 率率注聚后接替技術(shù)研究方向注聚后接替技術(shù)研究方向雙水相及相關(guān)粘性體系雙水相及相關(guān)粘性體系提高采收率技術(shù)提高采收率技術(shù) 深部調(diào)

10、剖深部調(diào)剖提高采收率技術(shù)提高采收率技術(shù) 目前聚合物驅(qū)已目前聚合物驅(qū)已實(shí)施一二類可動(dòng)資源實(shí)施一二類可動(dòng)資源2.72.710108 8t t ，注聚后，注聚后進(jìn)一步提高采收率技進(jìn)一步提高采收率技術(shù)的推廣應(yīng)用預(yù)計(jì)可術(shù)的推廣應(yīng)用預(yù)計(jì)可增加可采儲(chǔ)量增加可采儲(chǔ)量1620162010104 4t t ，應(yīng)用，應(yīng)用前景非常廣闊。前景非常廣闊。推廣應(yīng)用前景推廣應(yīng)用前景聚合物驅(qū)聚合物驅(qū)(11)12602萬噸萬噸占占44.5后續(xù)水驅(qū)后續(xù)水驅(qū)(12)14914萬噸萬噸占占55.5聚合物驅(qū)現(xiàn)狀聚合物驅(qū)現(xiàn)狀1 1、深部調(diào)剖、深部調(diào)剖2 2、活性高分子體系驅(qū)油、活性高分子體系驅(qū)油3 3、雙水相及相關(guān)體系驅(qū)油、雙水相及相關(guān)體

11、系驅(qū)油4 4、微生物驅(qū)油、微生物驅(qū)油活性高分子體系驅(qū)油活性高分子體系驅(qū)油雙水相及相關(guān)體系驅(qū)油雙水相及相關(guān)體系驅(qū)油深深 部部 調(diào)調(diào) 剖剖微微 生生 物物 驅(qū)驅(qū) 油油油層非均質(zhì)性的存在注入水與聚合物的粘度差 聚合物段塞被破壞聚合物段塞被破壞一類單元含水變化曲線一類單元含水變化曲線區(qū)塊區(qū)塊時(shí)期時(shí)期塊數(shù)塊數(shù)平均平均10-3 um 2備注備注中一區(qū)中一區(qū)Ng3Ng34 4注聚前注聚前303232中中12-檢檢411注聚后注聚后234556中中10-檢檢413變化變化+1324七區(qū)西七區(qū)西注聚前注聚前7039567-27檢檢234注聚后注聚后11649837-檢檢1變化變化+1018 有研究表明：聚合物驅(qū)

12、后的油藏非均質(zhì)性進(jìn)一加有研究表明：聚合物驅(qū)后的油藏非均質(zhì)性進(jìn)一加劇，此時(shí)開展常規(guī)的小劑量、短半徑調(diào)剖已不能滿足劇，此時(shí)開展常規(guī)的小劑量、短半徑調(diào)剖已不能滿足需要，必須立足于需要，必須立足于深部調(diào)剖。深部調(diào)剖。注聚前后滲透率變化情況統(tǒng)計(jì)注聚前后滲透率變化情況統(tǒng)計(jì)01232030405060708090100水 驅(qū)調(diào)剖后 續(xù) 水 驅(qū)注聚注水 含 水 率 采 收 率注入 孔隙 體 積 ， PV含水率，020406080采收率，調(diào)剖調(diào)剖劑劑有機(jī)凍膠有機(jī)凍膠體系體系顆粒分散顆粒分散體系體系絮凝體系絮凝體系顆粒固化顆粒固化體系體系沉淀型堵劑沉淀型堵劑體系體系復(fù)合體復(fù)合體系系與聚與聚合物合物配伍配伍性性完全

13、混容，完全混容，強(qiáng)度增加強(qiáng)度增加不混容，不混容，強(qiáng)度無變強(qiáng)度無變化化絮凝加快，絮凝加快，強(qiáng)度無變強(qiáng)度無變化化不混容，不混容，強(qiáng)度無變強(qiáng)度無變化化反應(yīng)導(dǎo)致聚反應(yīng)導(dǎo)致聚合物降解，合物降解，強(qiáng)度減弱強(qiáng)度減弱適用適用滲透滲透性范性范圍圍中低滲透中低滲透層調(diào)剖層調(diào)剖高中滲透高中滲透層初期調(diào)層初期調(diào)剖剖高中滲透高中滲透層中期調(diào)層中期調(diào)剖剖大孔道封大孔道封堵堵高壓低滲透高壓低滲透層層大孔道大孔道重復(fù)封重復(fù)封堵堵有機(jī)類堵劑與聚合物配伍性較好，有加合作用；無機(jī)類堵劑與聚合物互有機(jī)類堵劑與聚合物配伍性較好，有加合作用；無機(jī)類堵劑與聚合物互不影響；沉淀類堵劑與聚合物配伍性較差，不推薦使用。不影響；沉淀類堵劑與聚合物

14、配伍性較差，不推薦使用。聚合物驅(qū)后地層物性以及流體都發(fā)生了變化，因此堵劑的地層適應(yīng)性聚合物驅(qū)后地層物性以及流體都發(fā)生了變化，因此堵劑的地層適應(yīng)性顯得尤為重要。顯得尤為重要。不同類型堵劑的地層適應(yīng)性評(píng)價(jià)結(jié)果不同類型堵劑的地層適應(yīng)性評(píng)價(jià)結(jié)果* *復(fù)合體系主要為有機(jī)凍膠顆粒固化體系復(fù)合體系主要為有機(jī)凍膠顆粒固化體系注入堵劑注入堵劑堵前堵前堵后堵后殘余殘余阻力阻力系數(shù)系數(shù)堵水堵水效率效率%沖刷沖刷倍數(shù)倍數(shù)PV注入壓力注入壓力MPa 滲透率滲透率 m2注入壓力注入壓力MPa 滲透率滲透率 m2聚合物聚合物0.0110.0113 33563560.0420.0420 04834833.823.828585

15、6 63232交聯(lián)聚合物交聯(lián)聚合物0.0100.0103 32872870.1430.1430 020420414.314.393938 85050復(fù)合堵劑復(fù)合堵劑0.0090.0093 33733730.1490.1490 003703716.516.598989 98080凍膠凍膠顆粒顆粒類復(fù)合堵劑巖心堵水試驗(yàn)綜合數(shù)據(jù)表類復(fù)合堵劑巖心堵水試驗(yàn)綜合數(shù)據(jù)表 顆粒型堵劑在交聯(lián)聚合物溶液中的懸浮性和膨脹性能良好，借助聚合顆粒型堵劑在交聯(lián)聚合物溶液中的懸浮性和膨脹性能良好，借助聚合物良好的攜帶能力將其運(yùn)移到地層深處后，可通過充填和凝固作用提高對(duì)物良好的攜帶能力將其運(yùn)移到地層深處后，可通過充填和凝固作

16、用提高對(duì)大孔道的封堵強(qiáng)度，迫使注入水在油層深部重新形成新的旁通孔道，擴(kuò)大大孔道的封堵強(qiáng)度，迫使注入水在油層深部重新形成新的旁通孔道，擴(kuò)大波及體積，改善水驅(qū)效率。波及體積，改善水驅(qū)效率。 巖心實(shí)驗(yàn)注聚結(jié)束轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，如果不經(jīng)過調(diào)剖處理，堵劑段塞的殘余阻巖心實(shí)驗(yàn)注聚結(jié)束轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，如果不經(jīng)過調(diào)剖處理，堵劑段塞的殘余阻力系數(shù)會(huì)隨堵后注水速度的增加而減少，封堵段塞的質(zhì)量難以保證，影響調(diào)剖效力系數(shù)會(huì)隨堵后注水速度的增加而減少，封堵段塞的質(zhì)量難以保證，影響調(diào)剖效果；經(jīng)過深部調(diào)剖處理后，改變注入速度殘余阻力系數(shù)基本保持不變，所以經(jīng)過果；經(jīng)過深部調(diào)剖處理后，改變注入速度殘余阻力系數(shù)基本保持不變，所以經(jīng)過調(diào)

17、剖施工后能提高對(duì)現(xiàn)場不同生產(chǎn)制度的適應(yīng)性。調(diào)剖施工后能提高對(duì)現(xiàn)場不同生產(chǎn)制度的適應(yīng)性。殘余阻力系數(shù)與注入速度關(guān)系曲線殘余阻力系數(shù)與注入速度關(guān)系曲線1.51.71.92.12.32.52.72.93.100.20.40.60.811.2注入速度，cm/min水相殘余阻力系數(shù)未調(diào)剖調(diào)剖后油壓油壓(Mpa)(Mpa)實(shí)注實(shí)注(m3/d)(m3/d)油壓油壓(Mpa)(Mpa)實(shí)注實(shí)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合計(jì)合計(jì)6.7936.79386869.59.5113113勝坨油田注聚先導(dǎo)區(qū)轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后水井調(diào)剖情況勝坨油田注聚先導(dǎo)區(qū)轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后水井調(diào)剖情況調(diào)剖前調(diào)剖前調(diào)剖

20、后調(diào)剖后序號(hào)序號(hào) 井號(hào)井號(hào)實(shí)施年月實(shí)施年月25202520300030002635263529702970192019201800180032479.032479.02850285017801780堵劑用量堵劑用量m3230023001960196017801780210021003020302018441844現(xiàn)場實(shí)施效果注水井注水狀況得到明顯改善注水井注水狀況得到明顯改善注聚先導(dǎo)區(qū)調(diào)剖前后壓力對(duì)比圖注聚先導(dǎo)區(qū)調(diào)剖前后壓力對(duì)比圖0246810堵前堵后壓力MPa2.7MPa2.7MPa6.86.89.59.5注聚先導(dǎo)區(qū)調(diào)剖前后吸水指數(shù)對(duì)比圖注聚先導(dǎo)區(qū)調(diào)剖前后吸水指數(shù)對(duì)比圖11.411.611.

21、81212.212.412.612.8堵前堵后吸水指數(shù)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調(diào)前調(diào)后注水井注水狀況得到明顯改善注水井注水狀況得到明顯改善壓降曲線變緩表明：調(diào)剖后滲流阻力增大，滲透率變壓降曲線變緩表明：調(diào)剖后滲流阻力增大，滲透率變小，壓力擴(kuò)散變慢，提高了注入液的驅(qū)替壓力梯度。小，壓力擴(kuò)散變慢，提高了注入液的驅(qū)替壓力梯度。調(diào)剖施工有效地調(diào)整了注水井吸水剖面， 11層下部高滲透條帶吸水量減少，層內(nèi)指

22、進(jìn)現(xiàn)象有所控制，層間吸水差異也得到了改善。77.2613.119.6242.411.8545.74 注水井注水狀況得到明顯改善注水井注水狀況得到明顯改善1417114171井調(diào)剖前后吸水剖面圖井調(diào)剖前后吸水剖面圖注聚先導(dǎo)區(qū)調(diào)剖對(duì)應(yīng)油井見效情況統(tǒng)計(jì)表注聚先導(dǎo)區(qū)調(diào)剖對(duì)應(yīng)油井見效情況統(tǒng)計(jì)表序號(hào)序號(hào)井號(hào)井號(hào)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合計(jì)合計(jì)1545.11545.1124.4124.491.9

25、91.9962.2962.2167.8167.889.189.1-2.8-2.8調(diào)剖前值調(diào)剖前值調(diào)剖后值調(diào)剖后值已累計(jì)增油已累計(jì)增油 1780017800多噸多噸 注聚后采用多種堵劑組合使用實(shí)施深部注聚后采用多種堵劑組合使用實(shí)施深部調(diào)剖治理，可以有效控制含水回返、注入水調(diào)剖治理，可以有效控制含水回返、注入水竄流等問題，延長聚合物驅(qū)的見效期，具有竄流等問題，延長聚合物驅(qū)的見效期，具有良好的挖潛增效作用。良好的挖潛增效作用。 活性高分子體系驅(qū)油活性高分子體系驅(qū)油雙水相及相關(guān)體系驅(qū)油雙水相及相關(guān)體系驅(qū)油深深 部部 調(diào)調(diào) 剖剖微微 生生 物物 驅(qū)驅(qū) 油油 在聚合物中接入活性基團(tuán)，使其在具有較高的粘度的

26、同時(shí)還具有較高的在聚合物中接入活性基團(tuán)，使其在具有較高的粘度的同時(shí)還具有較高的界面活性。擴(kuò)大波及體積的同時(shí)兼?zhèn)湎从妥饔?，適于聚合物驅(qū)后油藏進(jìn)一步界面活性。擴(kuò)大波及體積的同時(shí)兼?zhèn)湎从妥饔茫m于聚合物驅(qū)后油藏進(jìn)一步提高采收率。提高采收率。乙烯基吡咯烷酮基團(tuán)乙烯基吡咯烷酮基團(tuán)增粘性和耐溫抗鹽性增粘性和耐溫抗鹽性磺酸根基團(tuán)磺酸根基團(tuán)表面活性表面活性1 1 活性高分子體系特點(diǎn)活性高分子體系特點(diǎn)使用濃度范圍使用濃度范圍mg/L配制水配制水礦化度礦化度mg/L70 界面張力界面張力mN/m70 粘度粘度mPa.s1600-2000mg/L10000（2-62-6）1010-3-312-181 1 活性高分子

27、體系特點(diǎn)活性高分子體系特點(diǎn) 傳統(tǒng)驅(qū)油用的聚丙烯酰胺為線型結(jié)構(gòu)、不帶活性基團(tuán)，傳統(tǒng)驅(qū)油用的聚丙烯酰胺為線型結(jié)構(gòu)、不帶活性基團(tuán)，活性高分子為帶有活性基活性高分子為帶有活性基團(tuán)的團(tuán)的“梳型締合梳型締合”結(jié)構(gòu)，結(jié)構(gòu)，遇到地層復(fù)雜、高礦化度、較窄的孔隙度巖層時(shí)，活性高分遇到地層復(fù)雜、高礦化度、較窄的孔隙度巖層時(shí)，活性高分子結(jié)構(gòu)可以變成團(tuán)狀深入到這些復(fù)雜地層，首先改善流度比擴(kuò)大波及體積，然后再利子結(jié)構(gòu)可以變成團(tuán)狀深入到這些復(fù)雜地層，首先改善流度比擴(kuò)大波及體積，然后再利用本身較好的界面活性將長期滯留在巖石中的原油洗下來，從而提高采收率。用本身較好的界面活性將長期滯留在巖石中的原油洗下來，從而提高采收率。2

28、2 活性高分子體系提高采收率原理活性高分子體系提高采收率原理評(píng)價(jià)測試條件：評(píng)價(jià)測試條件：粘度：粘度：布式粘度計(jì)布式粘度計(jì)DV- ，6S-1油水界面張力：油水界面張力： Texas-500旋滴界面張力儀旋滴界面張力儀原油：原油：孤島脫水原油（密度孤島脫水原油（密度0.949） 配制水礦化度：配制水礦化度：10000mg/L測試溫度：測試溫度： 70測測試試條條件件10000mg/L礦化度水的組成礦化度水的組成組成組成Ca2+Mg2+K+ +Na+Cl-SO42- HCO32- 含量含量, mg/L154.56140.553221.54317.4463.041702.943 3 活性高分子體系性能

29、評(píng)價(jià)活性高分子體系性能評(píng)價(jià)0 00.0010.0010.0020.0020.0030.0030.0040.0040.0050.0050.0060.00635354545555565657575溫度，溫度，油水界面張力，mN/m油水界面張力，mN/m632363236325632563286328粘溫曲線粘溫曲線界面張力溫度曲線界面張力溫度曲線3 3 活性高分子體系性能評(píng)價(jià)活性高分子體系性能評(píng)價(jià)（1 1）溫度對(duì)體系性能的影響）溫度對(duì)體系性能的影響 在用在用10000mg/L10000mg/L礦化水配制后，隨著溫度升高，活性高分子體系呈礦化水配制后，隨著溫度升高，活性高分子體系呈現(xiàn)粘度下降，界面張

30、力略有上升的趨勢，但溫度在現(xiàn)粘度下降，界面張力略有上升的趨勢，但溫度在85 85 時(shí)時(shí) 體系的粘體系的粘度仍在度仍在14mPa.s14mPa.s以上，界面張力仍保持在以上，界面張力仍保持在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時(shí)間，天時(shí)間，天油水界面張力，mN/m油水界面張力，mN/m632363236325632563286328 活性高分子體系在礦化度活性高分子體系在礦化度10000mg/L10000mg/

31、L，70 70 環(huán)境下放置近一個(gè)月后界面環(huán)境下放置近一個(gè)月后界面張力仍達(dá)張力仍達(dá)1010-3-3 mN/m mN/m，粘度保留率為，粘度保留率為70%70%，表現(xiàn)出良好的耐溫性和穩(wěn)定性。，表現(xiàn)出良好的耐溫性和穩(wěn)定性。3 3 活性高分子體系性能評(píng)價(jià)活性高分子體系性能評(píng)價(jià)（2 2）體系的熱穩(wěn)定性）體系的熱穩(wěn)定性礦化度對(duì)體系粘度的影響（礦化度對(duì)體系粘度的影響（7070）7070放置放置24h24h后粘度隨礦化度變化曲線（后粘度隨礦化度變化曲線（7070）3 3 活性高分子體系性能評(píng)價(jià)活性高分子體系性能評(píng)價(jià)（3 3）礦化度對(duì)體系性能的影響）礦化度對(duì)體系性能的影響 在在7070下，體系的粘度隨著配制水礦

32、化度的增加而下降，但是配制下，體系的粘度隨著配制水礦化度的增加而下降，但是配制水礦化度超過水礦化度超過6000mg/L6000mg/L后，體系粘度的下降趨勢明顯變緩。后，體系粘度的下降趨勢明顯變緩。0 00.0020.0020.0040.0040.0060.0060.0080.0080.010.015000500075007500100001000012500125001500015000礦化度，mg/L礦化度，mg/L油水界面張力，mN/m油水界面張力，mN/m632363236325632563286328礦化度對(duì)活性高分子體系界面張力的影響礦化度對(duì)活性高分子體系界面張力的影響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時(shí)間/min時(shí)間/min界面張力，mN/m界面張力，mN/m礦化度5727mg/L礦化度5727mg/L礦化度8018mg/L礦化度8018mg/L礦化度12600mg/L礦化度12600mg/L1800mg/L1800mg/L樣品樣品63256325界面張力曲線界面張力曲線 鹽的加入促進(jìn)了表活劑在油水鹽的加入促進(jìn)了表活劑在油水界面的分布，所以隨著礦化度的增界面的分布，所以

34、隨著礦化度的增加，體系的界面活性升高，最低界加，體系的界面活性升高，最低界面張力值下降，而且達(dá)到超低界面面張力值下降，而且達(dá)到超低界面張力所需的時(shí)間縮短。張力所需的時(shí)間縮短。0 00.0050.0050.010.010.0150.0150.020.020.0250.0250 010102020303040405050時(shí)間，min時(shí)間，min界面張力，mN/m界面張力，mN/m礦化度5727mg/L礦化度5727mg/L礦化度8018mg/L礦化度8018mg/L礦化度12600mg/L礦化度12600mg/L礦化度14890mg/L礦化度14890mg/L1800mg/L1800mg/L樣品樣

35、品63286328界面張力曲線界面張力曲線3 3 活性高分子體系性能評(píng)價(jià)活性高分子體系性能評(píng)價(jià)（3 3）礦化度對(duì)體系性能的影響）礦化度對(duì)體系性能的影響0 00.50.51 11.51.52 22.52.53 33.53.54 44.54.55 50 0500500100010001500150020002000250025003000300035003500活性高分子體系濃度，活性高分子體系濃度，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不同固液比與吸附量的關(guān)系曲線不同固液比與吸附量的關(guān)系曲線

36、0 00.50.51 11.51.52 22.52.53 33.53.54 44.54.55 50 050050010001000150015002000200025002500300030003500350040004000濃度濃度mg/L吸附量，mg/g砂吸附量，mg/g砂活性高分子體系濃度與吸附量的關(guān)系活性高分子體系濃度與吸附量的關(guān)系 隨著固液比的增大單位質(zhì)量砂子上的吸附量減少；隨著體系濃度的增隨著固液比的增大單位質(zhì)量砂子上的吸附量減少；隨著體系濃度的增大吸附量也增加，超大吸附量也增加，超2000mg/L2000mg/L后吸附量逐漸達(dá)到平衡。后吸附量逐漸達(dá)到平衡。3 3 活性高分子體系性

37、能評(píng)價(jià)活性高分子體系性能評(píng)價(jià)（4 4）吸附損耗）吸附損耗71421282030405060708090溫度/粘度/mPa.s吸附后吸附前0.0010.010.11205180111141172202233264294時(shí)間，min界面張力， mN/m第二次吸附后第二次吸附后0.00010.0010.010.1135791113151719212325272931時(shí) 間 ， min界面張力，mN/m第三次吸附后第三次吸附后1.46 10-33.46 10-3 吸附對(duì)體系的粘度影響不大；體系在油砂上吸附之后界面張力吸附對(duì)體系的粘度影響不大；體系在油砂上吸附之后界面張力上升，達(dá)到吸附平衡之后界面張力還

38、可較快達(dá)到超低。上升，達(dá)到吸附平衡之后界面張力還可較快達(dá)到超低。3 3 活性高分子體系性能評(píng)價(jià)活性高分子體系性能評(píng)價(jià)（4 4）吸附損耗）吸附損耗1800mg/L樣品6325流變曲線mg/L樣品6325流變曲線0 05 51010151520202525303035354040454550500 02020404060608080100100剪切，1/s剪切，1/s粘度 mPa.s粘度 mPa.s蒸餾水蒸餾水5727mg/L5727mg/L8018mg/L8018mg/L10309mg/L10309mg/L12600mg/L12600mg/L1800mg/L樣品6328流變曲線00mg/L樣品6

39、328流變曲線0 05 510101515202025253030353540400 02020404060608080100100剪切，剪切，1/s粘度 mPa.s粘度 mPa.s蒸餾水蒸餾水5727mg/L5727mg/L8018mg/L8018mg/L10309mg/L10309mg/L12600mg/L12600mg/L 活性高分子體系的粘度隨剪切速率的增加開始下降較快，在剪切速活性高分子體系的粘度隨剪切速率的增加開始下降較快，在剪切速率超過率超過20s-1之后，體系粘度下降的幅度明顯變緩。之后，體系粘度下降的幅度明顯變緩。3 3 活性高分子體系性能評(píng)價(jià)活性高分子體系性能評(píng)價(jià)（5 5）

40、流變性）流變性024681012141618彈性模量粘性模量模量mPa模量mPa聚合物活性體系 測試條件：測試條件： 濃度濃度 1800mg/L1800mg/L 溫度溫度 7070兩種體系彈性和粘性模量兩種體系彈性和粘性模量 活性高分子體系具有較好的彈性模量和粘性模量，而粘彈性越好對(duì)活性高分子體系具有較好的彈性模量和粘性模量，而粘彈性越好對(duì)原油的拖曳力越強(qiáng)，越有利于驅(qū)油。原油的拖曳力越強(qiáng)，越有利于驅(qū)油。3 3 活性高分子體系性能評(píng)價(jià)活性高分子體系性能評(píng)價(jià)（5 5）流變性）流變性溫度：溫度：7070 ，礦化度：，礦化度：1000010000mg/Lmg/L巖心尺寸：巖心尺寸：30cm30cm 2

41、.5cm2.5cm巖心滲透率：巖心滲透率：(2000-2500)(2000-2500)1010-3-3mm2 2注入濃度：注入濃度：18001800mg/L,mg/L,注入段塞：注入段塞：0.3PV0.3PV試驗(yàn)過程：試驗(yàn)過程：巖心抽空巖心抽空飽和水飽和水飽和油飽和油水驅(qū)水驅(qū)聚合物聚合物驅(qū)驅(qū)后續(xù)水驅(qū)后續(xù)水驅(qū)活性高分子驅(qū)活性高分子驅(qū)后續(xù)水驅(qū)到含水后續(xù)水驅(qū)到含水98%98%結(jié)束結(jié)束平流泵平流泵中中間間容容器器中中間間容容器器中中間間容容器器巖心管巖心管壓力表壓力表單管巖芯物模實(shí)驗(yàn)裝置流程圖單管巖芯物模實(shí)驗(yàn)裝置流程圖4 4 物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn) 不同采出程度下活性高分子驅(qū)提高采收率幅度對(duì)

42、比實(shí)驗(yàn)不同采出程度下活性高分子驅(qū)提高采收率幅度對(duì)比實(shí)驗(yàn)聚合物驅(qū)后聚合物驅(qū)后采出程度，采出程度，%活性高分子驅(qū)后活性高分子驅(qū)后采出程度，采出程度，%活性高分子驅(qū)活性高分子驅(qū)提高采收率，提高采收率，%40.358.518.249.565.215.760.872.311.5 在聚合物驅(qū)后采出程度分別為在聚合物驅(qū)后采出程度分別為40%40%、50%50%、60%60%的條件的條件下，活性高分子驅(qū)提高采收率都在下，活性高分子驅(qū)提高采收率都在10%10%以上。以上。 聚合物驅(qū)后采聚合物驅(qū)后采出程度越高，活性高分子驅(qū)進(jìn)一步提高采收率的幅度越小。出程度越高，活性高分子驅(qū)進(jìn)一步提高采收率的幅度越小。4 4 物理

43、模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)實(shí)驗(yàn)條件：實(shí)驗(yàn)條件：實(shí)驗(yàn)溫度：實(shí)驗(yàn)溫度：70 70 ，配制水礦化度：配制水礦化度：10000mg/L10000mg/L聚合物濃度：聚合物濃度：1400mg/L1400mg/L注入段塞：注入段塞：0.3PV0.3PV后續(xù)水驅(qū)到后續(xù)水驅(qū)到98%98%活性體系濃度：活性體系濃度：1800mg/L1800mg/L活性體系段塞：活性體系段塞：0.3PV0.3PV后續(xù)水驅(qū)到后續(xù)水驅(qū)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體體積積/ / 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 % %后后續(xù)續(xù)水水驅(qū)驅(qū)活活性性體體系系后后續(xù)續(xù)水水驅(qū)驅(qū)注注聚聚注注水水采采收收率率/ /% %聚合物驅(qū)后聚合物驅(qū)后活性高分子驅(qū)活性高分子驅(qū)驅(qū)油試驗(yàn)（驅(qū)油試驗(yàn)（ 243824381010-3-3mm2 2 ）聚合物驅(qū)后聚合物驅(qū)后二次聚合物驅(qū)二次聚合物驅(qū)驅(qū)油試驗(yàn)（驅(qū)油試驗(yàn)（ 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體體積積/ / 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 % %后后續(xù)續(xù)水水驅(qū)驅(qū)聚聚合合物物后后續(xù)續(xù)水水

46、驅(qū)驅(qū)注注聚聚注注水水采采收收率率/ /% % 在可對(duì)比條件下，在聚合物驅(qū)的基礎(chǔ)上，活性高分子驅(qū)提高采收率在可對(duì)比條件下，在聚合物驅(qū)的基礎(chǔ)上，活性高分子驅(qū)提高采收率13.3%13.3%，第二次的聚合物驅(qū)提高采收率，第二次的聚合物驅(qū)提高采收率9.8%9.8%。4 4 物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)166mdc 巖心壓力曲線3.0192.91.98100.511.522.533.501234567891011驅(qū)替 pv倍數(shù)壓力,MPa水驅(qū)聚合物及后續(xù)水驅(qū)活性體系及后續(xù)水驅(qū)注犧牲劑及后續(xù)水驅(qū)360mdc巖心壓力曲線1.5391.4220.8341.14800.20.40.60.811.21.41.6

47、1.8012345678驅(qū)替PV倍數(shù)壓力,MPa水驅(qū)聚合物及后續(xù)水驅(qū)注犧牲劑及后續(xù)水驅(qū)注活性體系及后續(xù)水驅(qū)注入活性高分子注入活性高分子體系后壓力明顯體系后壓力明顯上升，上升，巖心滲透巖心滲透率越低，壓力上率越低，壓力上升的幅度越大，升的幅度越大，但即使是對(duì)于但即使是對(duì)于166mdc166mdc的巖心，的巖心，仍然保持較好的仍然保持較好的注入能力。注入能力。4 4 物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn) 性能評(píng)價(jià)及物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，活性高性能評(píng)價(jià)及物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，活性高分子體系兼增粘性和表面活性于一體，具有分子體系兼增粘性和表面活性于一體，具有較好的礦場適應(yīng)性，適用于聚合物驅(qū)后進(jìn)一較好的礦場適應(yīng)性，

48、適用于聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率。步提高采收率。 活性高分子體系驅(qū)油活性高分子體系驅(qū)油雙水相及相關(guān)體系驅(qū)油雙水相及相關(guān)體系驅(qū)油深深 部部 調(diào)調(diào) 剖剖微微 生生 物物 驅(qū)驅(qū) 油油雙水相雙水相 在適當(dāng)?shù)呐浔葪l件下，正負(fù)離子表面活性劑混合體系水溶液可以自發(fā)在適當(dāng)?shù)呐浔葪l件下，正負(fù)離子表面活性劑混合體系水溶液可以自發(fā)形成兩個(gè)互不相溶的水相體系，即所研究的表面活性劑雙水相體系形成兩個(gè)互不相溶的水相體系，即所研究的表面活性劑雙水相體系（aqueous two phase systems aqueous two phase systems 簡稱簡稱ATPSATPS） 。 上相為富表面活性劑溶液，略帶乳光，粘

49、度較大；上相為富表面活性劑溶液，略帶乳光，粘度較大；下相為貧表面活性劑溶液，澄清透明，粘度較小下相為貧表面活性劑溶液，澄清透明，粘度較小1 表面活性劑雙水相及相關(guān)體系（表面活性劑雙水相及相關(guān)體系（ATPS）簡介）簡介雙水相及相關(guān)體系雙水相及相關(guān)體系0.2mol.L-1CTAB0.2mol.L-1SDSH2O中粘區(qū)中粘區(qū)中粘區(qū)中粘區(qū)低粘區(qū)低粘區(qū)低粘區(qū)低粘區(qū) 表面活性劑雙水相體表面活性劑雙水相體系具有良好的活性，較系具有良好的活性，較高的粘度，且耐鹽特征高的粘度，且耐鹽特征明顯，有望在聚合物驅(qū)明顯，有望在聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率中后進(jìn)一步提高采收率中得到應(yīng)用。得到應(yīng)用。 1 表面活性劑雙水相及相

50、關(guān)體系（表面活性劑雙水相及相關(guān)體系（ATPS）簡介）簡介膠 束液 晶（包括ATPS） A/C=2/1沉 淀 A/C=1膠 束液 晶(包括ATPS) A/C=1/2相區(qū)過渡原理圖相區(qū)過渡原理圖A A分子：分子： ， C C分子：分子：2 表面活性劑雙水相及相關(guān)體系（表面活性劑雙水相及相關(guān)體系（ATPS）形成機(jī)理）形成機(jī)理ATPScATPSc區(qū)及其相鄰區(qū)域之所以具有較高的粘度，與兩種表面活性劑分子區(qū)及其相鄰區(qū)域之所以具有較高的粘度，與兩種表面活性劑分子形成的長程有序液晶結(jié)構(gòu)有關(guān)，液晶的結(jié)構(gòu)在溶液中大范圍延伸，并形成的長程有序液晶結(jié)構(gòu)有關(guān)，液晶的結(jié)構(gòu)在溶液中大范圍延伸，并與水相互親和，形成較龐大的結(jié)

51、構(gòu)單元，從而導(dǎo)致溶液的粘度增大與水相互親和，形成較龐大的結(jié)構(gòu)單元，從而導(dǎo)致溶液的粘度增大 ATPSATPSc c區(qū)右側(cè)高粘區(qū)區(qū)右側(cè)高粘區(qū)（2.62.6萬倍，萬倍，4040）0.2mol0.2molL L-1-1A/0.2molA/0.2molL L-1-1C/HC/H2 2O O體系體系 ATPSATPSc c系上相微觀結(jié)構(gòu)系上相微觀結(jié)構(gòu)（2.62.6萬倍，萬倍，4040）0.2mol0.2molL L-1-1A/0.2molA/0.2molL L-1-1C/HC/H2 2O O體系體系2 表面活性劑雙水相及相關(guān)體系（表面活性劑雙水相及相關(guān)體系（ATPS）形成機(jī)理）形成機(jī)理在地下孔喉中形成微雙

52、水相，則無數(shù)的在地下孔喉中形成微雙水相，則無數(shù)的微雙水相結(jié)構(gòu)相當(dāng)于無數(shù)的微段塞結(jié)構(gòu)，微雙水相結(jié)構(gòu)相當(dāng)于無數(shù)的微段塞結(jié)構(gòu)，可以有效地降低注入液與原油的流度比，可以有效地降低注入液與原油的流度比，提高阻力系數(shù)及殘余阻力系數(shù)，提高阻力系數(shù)及殘余阻力系數(shù)，表面活性劑離子參與洗油作用表面活性劑離子參與洗油作用 巖石巖石 油油 表面活性劑表面活性劑 另一方面，體系本身還具有較好的表另一方面，體系本身還具有較好的表界面活性，體系中的表活劑分子將取界面活性，體系中的表活劑分子將取代原油分子，其疏水鏈與巖石結(jié)合，代原油分子，其疏水鏈與巖石結(jié)合，使油分子很容易被洗掉。使油分子很容易被洗掉。 3 表面活性劑雙水相及

53、相關(guān)體系（表面活性劑雙水相及相關(guān)體系（ATPS）提高采收率機(jī)）提高采收率機(jī)理理相寬（%）33.544.555.566.530405060708090溫度（）ATPSC區(qū)相寬-溫度曲線圖11000ppm CaCl2ATPSC區(qū)位置-溫度曲線圖11000ppm CaCl23040506070809010030405060708090溫度（）相區(qū)位置（%）溫度對(duì)體系性能影響溫度對(duì)體系性能影響4 表面活性劑雙水相體系（表面活性劑雙水相體系（ATPS）性能評(píng)）性能評(píng)價(jià)價(jià) 溫度大幅度變化時(shí)，溫度大幅度變化時(shí)，ATPScATPSc的中心位置并沒有變化，的中心位置并沒有變化，ATPScATPSc區(qū)寬度增大，區(qū)

54、寬度增大，這非常有利于控制這非常有利于控制ATPSATPS穩(wěn)定，不易因地層溫度的升高而發(fā)生不利的變化。穩(wěn)定，不易因地層溫度的升高而發(fā)生不利的變化。0204060801001201401600204060801000.1mCTAB含量(%)粘度/mpa.s4040， 100S100S-1-1 11000ppmCaCl 11000ppmCaCl2 2。 0.1molL-1A/0.1molL-1C在不同配比時(shí)的粘度在不同配比時(shí)的粘度01020304050607080901000204060801000.1mCTAB含量(%)粘度/mpa.s6060， 100S100S-1-1 11000ppmCaC

55、l 11000ppmCaCl2 20.1molL-1A/0.1molL-1C在不同配比時(shí)粘度在不同配比時(shí)粘度 01020304050607080901000204060801000.1mCTAB含量(%)粘度/mpa.s8080， 100S100S-1-1 11000ppmCaCl 11000ppmCaCl2 20.1molL-1A/0.1molL-1C在不同配比時(shí)粘度在不同配比時(shí)粘度 溫度對(duì)體系性能影響溫度對(duì)體系性能影響4 表面活性劑雙水相體系（表面活性劑雙水相體系（ATPS）性能評(píng)）性能評(píng)價(jià)價(jià)0.2mol.L-1S0.2mol.L-1CH2OATPS透明區(qū)沉淀區(qū)（T=40，CaCl2濃度1

56、1000mg/L）H2O/A/C/CaCl2體系的相行為體系的相行為The pseudo ternary phase diagram of H2O/A/C/CaCl2The concentration of CaCl2 is 11000mg/L , T=80（T=80，CaCl2濃度11000mg/L）A/C/CaCl2體系的相行為體系的相行為The pseudo ternary phase diagram of H2O/A/C/CaCl2The concentration of CaCl2 is 11000mg/L, T=800.2mol.L-1A0.2mol.L-1CATPS透明區(qū)透明區(qū)H

57、2O4 表面活性劑雙水相體系（表面活性劑雙水相體系（ATPS）性能評(píng)）性能評(píng)價(jià)價(jià)40， 100s-1 ，14000ppmNa2SO40.1molL-1A/0.1molL-1C體系體系粘度粘度 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體系粘度體系粘度 0510152025303540450204060801000

58、.1MCTAB含量/%粘度/mpa.s40 , 100s-10.1molL-1A/0.1molL-1C體系體系粘度粘度 4 表面活性劑雙水相體系（表面活性劑雙水相體系（ATPS）性能評(píng)）性能評(píng)價(jià)價(jià)HPAM粘度與礦化度的關(guān)系粘度與礦化度的關(guān)系（T=60）0204060801001200200004000060000Concentration of CaCl2/ppm/mpa.s雙水相體系粘度雙水相體系粘度-礦化度關(guān)系礦化度關(guān)系 （T=80 ） 在在HPAMHPAM溶液中，溶液中，氫鍵氫鍵成為控制體系粘度的重要因素。當(dāng)?shù)V化度增加時(shí)，鹽破成為控制體系粘度的重要因素。當(dāng)?shù)V化度增加時(shí)，鹽破壞了氫鍵，使部

59、分水分子脫落，結(jié)構(gòu)單元縮小，體系粘度迅速下降。壞了氫鍵，使部分水分子脫落，結(jié)構(gòu)單元縮小，體系粘度迅速下降。 雙水相體系的粘度主要依賴于雙水相體系的粘度主要依賴于表面活性劑有序組合體自身的結(jié)構(gòu)表面活性劑有序組合體自身的結(jié)構(gòu)，并非較大程，并非較大程度地依賴于氫鍵。鹽的存在導(dǎo)致有序組合體反離子層更加致密，反離子層被壓縮，度地依賴于氫鍵。鹽的存在導(dǎo)致有序組合體反離子層更加致密，反離子層被壓縮，其與溶劑間的電粘作用增強(qiáng)，體系粘度上升。其與溶劑間的電粘作用增強(qiáng)，體系粘度上升。 4 表面活性劑雙水相體系（表面活性劑雙水相體系（ATPS）性能評(píng)）性能評(píng)價(jià)價(jià)含含Na2SO4的的A A/C體系表面張力圖體系表面張

60、力圖（A與與C總濃度為總濃度為0.01molL-1, T=45）2025303540020406080100C含量(%)表面張力(mN/m)正負(fù)離子表面活性劑混合體系中相正負(fù)離子表面活性劑混合體系中相反離子靜電引力作用促使了體系具反離子靜電引力作用促使了體系具有很強(qiáng)的降低表面張力的能力。有很強(qiáng)的降低表面張力的能力。 00.050.10.150.20.250204060801000.1MCTAB含量（%）界面張力mN/m混合體系與煤油間的界面張力混合體系與煤油間的界面張力 （T=45）最低界面張力降低到最低界面張力降低到9.69.61010-4-4mN/mmN/m。即使對(duì)于擬將使用的即使對(duì)于擬將