化學(xué)驅(qū)提高采收率主要影響因素

化學(xué)驅(qū)提高采收率主要影響因素第1頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月化學(xué)驅(qū)提高采收率主要影響因素第2頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月

化學(xué)驅(qū)是指向注入水中加入一定量的化學(xué)劑，改變驅(qū)替流體的性質(zhì)及驅(qū)替流體與原油（巖石礦物）之間的界面性質(zhì)，從而有利于原油生產(chǎn)的一種采油方法。化學(xué)驅(qū)主要包括聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)等，所使用的藥劑為聚合物、堿、表活劑以及其它輔助化學(xué)劑。

化學(xué)驅(qū)在國內(nèi)具有廣闊的應(yīng)用前景，二次潛力評(píng)價(jià)結(jié)果表明，全國適合化學(xué)驅(qū)資源67億噸，其中中石油55億噸，中石化12億噸。2014年全國化學(xué)驅(qū)產(chǎn)量接近2000萬噸，占全國原油產(chǎn)量的9%左右。前言第3頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月化學(xué)驅(qū)在三次采油中占有重要地位三次采油熱采化學(xué)驅(qū)氣驅(qū)其它蒸汽驅(qū)蒸汽吞吐熱水驅(qū)火燒油層SAGD聚合物驅(qū)表活劑驅(qū)堿驅(qū)二元復(fù)合驅(qū)膠束-聚合物驅(qū)三元復(fù)合驅(qū)烴混相驅(qū)烴非混相驅(qū)CO2混相驅(qū)CO2非混相驅(qū)氮?dú)怛?qū)煙道氣驅(qū)酸氣驅(qū)微生物驅(qū)碳酸水驅(qū)第4頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月主要內(nèi)容化學(xué)驅(qū)下步工作思考二化學(xué)驅(qū)提高采收率主要影響因素一第5頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月影響化學(xué)驅(qū)效果的主要因素油藏性質(zhì)配方性能地面配注井網(wǎng)井距注采參數(shù)注入質(zhì)量綜合調(diào)整層系組合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)化學(xué)驅(qū)提高采收率主要影響因素第6頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月參數(shù)聚驅(qū)標(biāo)準(zhǔn)表面活性劑驅(qū)標(biāo)準(zhǔn)化學(xué)復(fù)合驅(qū)標(biāo)準(zhǔn)二元復(fù)合驅(qū)標(biāo)準(zhǔn)油層巖性碎屑巖碎屑巖碎屑巖碎屑巖油層厚度有效厚度>1m有效厚度>1m有效厚度>1m>1m，層系組合后厚度6-15米地層溫度<75℃；若使用耐溫聚合物，溫度范圍可以放寬<80℃<75℃；若使用耐溫聚合物，溫度范圍可以放寬30-85℃；使用耐溫聚合物，溫度范圍可以適當(dāng)放寬油層非均質(zhì)性滲透率變異系數(shù)0.4-0.8范圍滲透率變異系數(shù)<0.6滲透率變異系數(shù)在0.4-0.8范圍滲透率變異系數(shù)0.4-0.9原油密度<0.9g/cm3

<0.9g/cm3

<0.9g/cm3<0.9g/cm3總含鹽量地層水含鹽量<10000mg/L地層水含鹽量<10000mg/L地層水含鹽量<10000mg/L地層水含鹽量<100000mg/L，鈣鎂離子濃度小于300mg/L

使用耐鹽聚合物，礦化度范圍可以放寬地層滲透率>50mD>10mD>50mD>20mD地層原油粘度<100cp<50cp<100cp<100cp化學(xué)驅(qū)油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)1、油藏性質(zhì)第7頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月（1）儲(chǔ)層物性特征參數(shù)遼河錦16新疆七中區(qū)吉林紅113長慶北三區(qū)大港港西三區(qū)含油面積/km21.281.210.681.120.45地質(zhì)儲(chǔ)量/104t298120.89344.6205.4目的層位興Ⅱ47-8S72-2+S72-3+S73+S74-1SII7、SII12、SII13延10NmII6-7,9;NmIII2-4油層厚度/m13.611.612.911.544.6/22.6泥質(zhì)含量∕﹪2.0110.9

10.91

滲透率/mD75094115110936滲透率的大小直接影響化學(xué)體系的注入性和提高采收率效果，在目前所進(jìn)行的礦場試驗(yàn)中，滲透率高的區(qū)塊效果好。目前股份公司二元驅(qū)重大試驗(yàn)的滲透率分布范圍寬，滲透率較高的區(qū)塊效果好；滲透率較低的區(qū)塊存在問題較多，效果與方案預(yù)測指標(biāo)相比有一定的差距。1、油藏性質(zhì)二元驅(qū)重大開發(fā)試驗(yàn)區(qū)塊滲透率統(tǒng)計(jì)表第8頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月

北部南部層位S72S73S74平均S72S73S74平均七東1178914904471472540525288459七中區(qū)186.211243.4128.840.64215.442.7七中區(qū)與七東1試驗(yàn)區(qū)滲透率對(duì)比表七東1和七中試驗(yàn)區(qū)注入壓力七東1和七中區(qū)試驗(yàn)區(qū)注入壓力上升幅度儲(chǔ)層物性對(duì)化學(xué)驅(qū)的注入性以及效果具有決定性影響（1）儲(chǔ)層物性特征1、油藏性質(zhì)第9頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月變異系數(shù)值在0.6-0.82的范圍內(nèi)化學(xué)驅(qū)均有良好的適應(yīng)性，滲透率變異系數(shù)越小，即油層均質(zhì)性越強(qiáng)，化學(xué)驅(qū)油效果越好，階段采出程度越高。（2）非均質(zhì)性1、油藏性質(zhì)不同非均質(zhì)變異系數(shù)下注入體積與含水變化關(guān)系第10頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月1、油藏性質(zhì)水油流度比越小，滲透率變異系數(shù)越小，采收率越高。（2）非均質(zhì)性水油流度比-變異系數(shù)-采收率的關(guān)系第11頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月（2）非均質(zhì)性三元復(fù)合驅(qū)各礦場試驗(yàn)效果與變異系數(shù)關(guān)系表試驗(yàn)區(qū)目的層有效厚度(m)Vk值注采井距(m)見效前含水(%)含水降幅(%)提高采收率幅度(%)備注北一區(qū)斷西三元葡Ⅰ1-49.950.76925095.045.022.01后續(xù)水驅(qū)杏二區(qū)三元葡Ⅰ3，35.800.590200100.049.319.40試驗(yàn)已結(jié)束中區(qū)西部三元薩Ⅱ1-38.600.76510687.038.421.00試驗(yàn)已結(jié)束杏五區(qū)三元葡Ⅰ22、336.80.63014196.910.1-36.425.00試驗(yàn)已結(jié)束小井距三元葡I4-713.270.65-0.747595.535.5-41.423.24試驗(yàn)已結(jié)束1、油藏性質(zhì)大部分礦場試驗(yàn)滲透率變異系數(shù)在0.5-0.8，提高采收率效果明顯。第12頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月（1）開發(fā)層系間厚度要求盡量均勻，一段開發(fā)層系滿足經(jīng)濟(jì)界限要求，有效厚度要大于6m，一般小于15m。若層系組合厚度大，可組成二段或以上組合段，應(yīng)采用由下至上逐層上返方式，以減少后期措施工作量，降低措施工藝難度。（2）一段開發(fā)層系內(nèi)的單元要相對(duì)集中，層系內(nèi)開發(fā)油層的地質(zhì)條件應(yīng)盡量相近，層間滲透率級(jí)差應(yīng)盡量小于2.5倍。（3）開發(fā)層系間要有穩(wěn)定隔層，一般厚度大于1.5m的隔層鉆遇率應(yīng)大于70％。（4）每個(gè)層段內(nèi)可調(diào)區(qū)域完善井組比例達(dá)到80％以上。層系組合的原則2、層系組合第13頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月大慶油田化學(xué)驅(qū)各礦場試驗(yàn)層系組合試驗(yàn)區(qū)目的層層數(shù)（個(gè)）有效厚度(m)北一區(qū)斷西三元葡Ⅰ1-44.009.95杏二區(qū)三元葡Ⅰ3，33.855.80中區(qū)西部三元薩Ⅱ1-33.008.60杏五區(qū)三元葡Ⅰ22、333.546.8小井距三元葡I4-74.6413.27北二西西塊聚驅(qū)薩Ⅱ1-12，3.3711.81薩Ⅱ13~16+薩III3.1612.93北二西東塊聚驅(qū)薩Ⅱ4.0012.18南五區(qū)強(qiáng)堿三元PI1-22.009.4大慶油田化學(xué)驅(qū)層系組合的層數(shù)以3-4層為主，避免層系太多造成的層間相互干擾，同時(shí)由于層系的組合，油層有效厚度控制在合理范圍。2、層系組合第14頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月參數(shù)遼河錦16新疆七中區(qū)吉林紅113長慶北三區(qū)大港港西三區(qū)含油面積/km21.281.210.681.120.45地質(zhì)儲(chǔ)量/104t298120.89344.6205.4目的層位興Ⅱ47-8S72-2+S72-3+S73+S74-1SII7、SII12、SII13延10三區(qū)三NmIII-2-1，3-1.三區(qū)二NmII-9-1、NmIII-2-1、3-2、4-2、6-2油層厚度/m13.611.612.911.544.6/22.6二元驅(qū)各井礦場試驗(yàn)層系組合重大開發(fā)試驗(yàn)二元驅(qū)層系組合后，有效厚度大部分在10-15米，避免層系太多造成的層間相互干擾，同時(shí)由于層系的組合，油層有效厚度控制在合理范圍。2、層系組合第15頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月井網(wǎng)井距部署原則1、一般采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)布井，具有獨(dú)立完善注采系統(tǒng)。2、要綜合考慮與水驅(qū)開發(fā)井網(wǎng)銜接關(guān)系，新布井井網(wǎng)井距均勻。3、井距原則上盡量小些，化學(xué)驅(qū)井網(wǎng)一般在150米左右，對(duì)化學(xué)驅(qū)控制程度高，一般要求達(dá)到70%以上，最大限度提高采收率。3、井網(wǎng)井距第16頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月不同井網(wǎng)數(shù)值模擬結(jié)果表明：在相同井網(wǎng)密度的情況下，五點(diǎn)法井網(wǎng)要好于其它井網(wǎng)。3、井網(wǎng)井距第17頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月國內(nèi)油田化學(xué)驅(qū)井網(wǎng)井距情況統(tǒng)計(jì)表油田方法分類分區(qū)注劑時(shí)間面積(km2)儲(chǔ)量(104t)井網(wǎng)形式井距(m)注入井（口）生產(chǎn)井（口）提高采收率（%）大慶聚合物工業(yè)推廣北一區(qū)中塊1996.079.11863五點(diǎn)法250647515.2工業(yè)推廣斷東中塊1996.0111.61955五點(diǎn)法250758815.6三元先導(dǎo)中區(qū)西部1994.090.0911.73五點(diǎn)法1064921.4工業(yè)試驗(yàn)杏二區(qū)1996.050.324五點(diǎn)法2004917.35北一斷西1997.030.75110五點(diǎn)法25061220.0勝利三元先導(dǎo)孤東七區(qū)1992.020.0317.795五點(diǎn)法1504913.4工業(yè)孤島西區(qū)1997.050.61198.8五點(diǎn)法21061312.5聚合物先導(dǎo)孤島中二中1998.010.7227七點(diǎn)法—16217.07大港二元先導(dǎo)羊三木1999.03五點(diǎn)法20041815.0新疆三元先導(dǎo)二中區(qū)1996.070.0312.77五點(diǎn)法504924國內(nèi)油田化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)和工業(yè)化推廣表明：注采井?dāng)?shù)比例合理，五點(diǎn)法井網(wǎng)試驗(yàn)效果好。3、井網(wǎng)井距第18頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月區(qū)塊規(guī)模注采井距（m）目的層砂巖厚度（m）有效厚度（m）有效滲透率(μm2)孔隙體積(×104m3)地質(zhì)儲(chǔ)量（×104m3）中區(qū)西部4注9采106薩II1-310.58.60.50920.311.7杏五中塊1注4采141葡I2-2，I3-38.46.80.5893.78.4小井距3注4采75葡I4-713.110.70.5678.75.1杏二西4注9采200葡I337.05.80.65843.524.0北一斷西6注12采250葡I1-412.99.80.512194.5110.4薩南4注9采170葡I2-3.900.4723.711.9杏二中18注29采250葡I21-葡I3310.17.200.404365.4201.7北三西13注14采250葡I1-葡I412.38.000.657314.3181.5小井距南井組3注4采75薩II12-1.860.4671.60.9137北東塊44注62采120薩I4-10-8.80.676341.7176.5北一斷東49注63采125薩II1-910.67.70.67505.1240.7南五區(qū)29注39采175葡I1-213.310.00.501-267.0南六區(qū)144注160采175葡I1-417.210.70.5392430.21273.6北二西35注44采125薩II10-128.16.60.533219.2116.3杏一-二區(qū)112注143采150葡I1~310.458.60.5171209.8666.51大慶三元驅(qū)都采取五點(diǎn)法井網(wǎng)，井距在75-250米；近年隨著二類油藏化學(xué)驅(qū)的展開，井距一般都在150米左右，最小為106米；考慮到大慶油田油藏物性較好，目前開展的二元驅(qū)區(qū)塊應(yīng)該井距更小。3、井網(wǎng)井距大慶三元復(fù)合驅(qū)井網(wǎng)井距統(tǒng)計(jì)表第19頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月井距∕m控制程度％三四向連通總控制程度020406080100100150200250化學(xué)驅(qū)控制程度∕％提高采收率％三元復(fù)合驅(qū)101520255060708090100Vk=0.52Vk=0.623、井網(wǎng)井距縮小井距能夠提高化學(xué)驅(qū)的控制程度，控制程度直接影響化學(xué)驅(qū)提高采收率；增加多向連通的比例，有利于油井多向受效。第20頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月化學(xué)驅(qū)控制程度越高，含水下降幅度越大，單位厚度累積增油越大。3、井網(wǎng)井距第21頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月配方性能水質(zhì)礦化度、鐵離子聚合物表活劑堿微生物含量機(jī)雜含量水的溫度理化性能抗鹽性穩(wěn)定性界面張力乳化性能配伍性抗吸附性堿性抗溫性SP二元驅(qū)ASP三元驅(qū)4、配方性能第22頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月4、配方性能聚合物驅(qū)主要利用聚合物的粘彈性，通過提高驅(qū)油效率和波及體積達(dá)到提高采收率的目的，提高采收率10%左右。三元驅(qū)主要利用聚合物的粘彈性以及表面活性劑和堿協(xié)同降低界面張力的特性，達(dá)到提高采收率的目的，是目前提高采收率幅度最大的三次采油技術(shù)，強(qiáng)堿體系可提高采收率20%，弱堿體系可提高采收率18%。近年來表活劑技術(shù)發(fā)展很快，原來必須加入堿，界面張力才能達(dá)到低（超低）的三元復(fù)合驅(qū)體系在去掉堿后也能夠達(dá)到低（超低）；隨著三次采油驅(qū)油理論的發(fā)展，認(rèn)為聚合物的粘彈性在提高采收率中占有重要的地位，使驅(qū)油體系在高粘彈性條件下，適當(dāng)提高油水界面張力也能達(dá)到較高的驅(qū)油效率。兩者相結(jié)合使二元驅(qū)提高采收率技術(shù)得到了較快發(fā)展，聚合物/表活劑二元復(fù)合驅(qū)提高采收率介于聚驅(qū)和三元驅(qū)之間，可提高采收率15%。配方直接影響化學(xué)驅(qū)效果：第23頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月表示注入性良好；表示注入性中等；表示注入性較差；

70010001500190023002500200015001000500聚合物分子量（萬）注入濃度mg/L有效滲透率29×10-3um2有效滲透率53×10-3um22500200015001000500有效滲透率91×10-3um2

70010001500190023002500200015001000500有效滲透率146×10-3um2

7001000150019002300

70010001500190023004、配方性能（1）化學(xué)驅(qū)油體系注入性化學(xué)驅(qū)從中高滲透率油藏向中低滲透率油藏發(fā)展，因此在化學(xué)體系的注入性對(duì)化學(xué)驅(qū)效果的影響越來越大（七中區(qū)、紅113塊、馬嶺北三區(qū)都是中低滲透率區(qū)塊）。2500200015001000500注入濃度mg/L注入濃度mg/L注入濃度mg/L聚合物分子量（萬）聚合物分子量（萬）聚合物分子量（萬）第24頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月4、配方性能（1）化學(xué)驅(qū)油體系注入性表示注入性良好；表示注入性中等；表示注入性較差；有效滲透率199×10-3um2

15001900230027003000有效滲透率252×10-3um2有效滲透率305×10-3um2

15001900230027003000

15001900230027003000250020001500100050025002000150010005002500200015001000500注入濃度mg/L聚合物分子量（萬）聚合物分子量（萬）聚合物分子量（萬）注入濃度mg/L注入濃度mg/L第25頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月4、配方性能（2）化學(xué)驅(qū)油體系增粘性巖心二元體系注入量PV表活劑濃度%粘度比最大水降幅%水驅(qū)采收率%總采收率%二元驅(qū)提高采收率%12.50.30.513.1445.7151.455.7421.013.9745.6758.1212.4531.517.8846.2263.0516.8342.019.9547.9368.0620.1352.523.8446.9769.3122.3463.024.7645.3168.4823.1773.527.6346.2869.7423.4684.028.9546.3770.6124.24室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果化學(xué)驅(qū)油體系/原油粘度比越大，提高采收率幅度越大。聚表二元體系/原油粘度對(duì)采收率的影響第26頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月

不同粘度比的二元體系注入過程中，粘度比越大采出液含水降低幅度越大，同時(shí)保持低含水的時(shí)間越長。當(dāng)粘度比大于2.0后，低含水率區(qū)間相對(duì)較寬，維持低含水率時(shí)間較長。增加二元體系/原油的粘度比，有利于降低二元體系采出液含水率。當(dāng)粘度比達(dá)到2.0以后，隨粘度比的繼續(xù)增加，驅(qū)油效率增加開始減緩，繼續(xù)增加粘度比雖然仍能采出一部分原油，但經(jīng)濟(jì)效益相對(duì)要下降，達(dá)到最高驅(qū)油效率臨界粘度比為3.0～3.5。4、配方性能（2）化學(xué)驅(qū)油體系增粘性第27頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月假設(shè)油滴的長度為100μm，即1×10-2cm水線以1.5m/d的速度(v)向前推進(jìn)，這時(shí)v=1.74×10-3cm/s在地層溫度(40℃)下，原油粘度6.0mPa.s，水粘度為0.65mPa.s，二元體系粘度12.0mPa.s油/水界面張力約為36mN/m

克拉瑪依七中區(qū)油藏喉道在0.2-7.2μm之間，平均約為4.1μm，要使孔隙中的油滴產(chǎn)生運(yùn)移，則該油滴在喉道的毛管壓力梯度可近似表示為：4、配方性能（3）化學(xué)驅(qū)油體系/原油界面張力應(yīng)用孔隙介質(zhì)毛管壓力確定界面張力第28頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月水驅(qū)喉道0.2μm毛管壓力梯度：水驅(qū)喉道7.2μm毛管壓力梯度：水驅(qū)喉道4.1μm毛管壓力梯度：4、配方性能第29頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月啟動(dòng)0.2μm孔隙中殘余油：啟動(dòng)7.2μm孔隙中殘余油：啟動(dòng)4.1μm孔隙中殘余油：4、配方性能第30頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月二元體系KPS-1毛管數(shù)：二元體系KPS-2毛管數(shù)：二元體系KPS-1與原油界面張力為7.33×10-2mN/m二元體系KPS-2與原油界面張力為6.78×10-3mN/m水驅(qū)毛管數(shù)是：4、配方性能毛管數(shù)與驅(qū)油效率、剩余油飽和度曲線確定界面張力（3）化學(xué)驅(qū)油體系/原油界面張力第31頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月毛管數(shù)與驅(qū)油效率、剩余油飽和度曲線確定界面張力907050302010010-610-510-410-210-310-1毛管數(shù)Nc驅(qū)油效率剩余油飽和度3040驅(qū)油效率％剩余油飽和度％

隨著毛管數(shù)Nc值的增大，驅(qū)油效率η增加，驅(qū)油效率和剩余油飽和度的拐點(diǎn)在Nc=10-3-10-4之間，要求界面張力達(dá)到10-3mN/m時(shí)才能夠使提高采收率最大化。4、配方性能（3）化學(xué)驅(qū)油體系/原油界面張力7.33×10-2mN/m6.78×10-3mN/m第32頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月模型注入體系注入段塞PV界面張力mN/m最大含水降幅（%）水驅(qū)采出程度（%）最終采出程度（%）提高采收率%10.15%HPAM1.015.2×10010.2046.4256.229.8020.3%DR-3+0.15%HPAM1.03.11×10011.2545.4359.2413.8130.3%LAyL+0.15%HPAM1.03.8×10－113.2446.1861.6015.4240.3%KPS-1+0.15%HPAM1.07.33×10－216.3545.1163.4518.3450.3%KPS-2+0.15%HPAM1.06.52×10－320.1246.0667.4921.43

油水間界面張力降低，其提高采收率幅度增加明顯。物理模擬實(shí)驗(yàn)確定二元體系/原油界面張力4、配方性能（3）化學(xué)驅(qū)油體系/原油界面張力化學(xué)驅(qū)體系界面張力與驅(qū)油效率關(guān)系第33頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月4、配方性能（4）化學(xué)驅(qū)油體系粘彈性與界面張力對(duì)提高采收率貢獻(xiàn)。模型注入體系界面張力mN/m提高采收率%聚合物貢獻(xiàn)表活劑貢獻(xiàn)采收率（%）比例（%）采收率（%）比例（%）10.15%HPAM15.2×1009.809.81000020.3%DR-3+0.15%HPAM3.11×10013.819.870.961.829.0430.3%LAyL+0.15%HPAM3.8×10-115.429.863.553.4136.4540.3%KPS-1+0.15%HPAM7.33×10-218.349.853.446.3346.5650.3%KPS-2+0.15%HPAM6.52×10-321.439.845.739.4254.27均質(zhì)模型二元驅(qū)聚合物、表活劑對(duì)采收率貢獻(xiàn)均質(zhì)模型中，界面張力越高，聚合物在提高采收率中的貢獻(xiàn)越大，界面張力在小于5×10-3mN/m，表活劑對(duì)采收率的貢獻(xiàn)大于聚合物。第34頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月模型注入體系界面張力mN/m提高采收率%聚合物貢獻(xiàn)表活劑貢獻(xiàn)采收率（%）比例（%）采收率（%）比例（%）10.15%HPAM15.2×10013.2513.251000020.3%LAyL+0.15%HPAM3.81×10－115.4013.2586.042.1513.9630.3%KPS-1+0.15%HPAM7.33×10－219.5013.2567.956.2532.0540.3%KPS-2+0.15%HPAM6.52×10－325.7313.2551.5012.4848.50非均質(zhì)模型中，聚合物對(duì)提高采收率的貢獻(xiàn)率始終大于表活劑的貢獻(xiàn)率。與均質(zhì)模型上二元驅(qū)提高采收率效果相比，非均質(zhì)模型二元驅(qū)過程中聚合物粘彈性的作用更加明顯，化學(xué)驅(qū)要取得良好效果，必須發(fā)揮聚合物擴(kuò)大波及體積的作用。4、配方性能非均質(zhì)模型二元驅(qū)聚合物、表活劑對(duì)采收率貢獻(xiàn)第35頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月實(shí)驗(yàn)二元復(fù)合體系界面張力（mN/m）洗油效率（%）4h24h48h72h1DWS-3/聚合物3.45×10-325.528.730.431.22甜菜堿/聚合物7.45×10-223.231.238.845.63KPS/聚合物1.24×10-114.332.453.468.84十二烷基磺酸鈉/聚合物3.44×10010.414.416.517.2KPS二元復(fù)合體系的洗油能力最強(qiáng)，其次為甜菜堿表活劑二元復(fù)合體系，DWS-3表活劑二元復(fù)合體系與十二烷基磺酸鹽二元復(fù)合體系的洗油能力一般，洗油效率與界面張力沒有相關(guān)性，與什么參數(shù)有關(guān)？界面張力與洗油效率關(guān)系4、配方性能（5）化學(xué)驅(qū)油體系洗油能力第36頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月KPS二元復(fù)合體系持續(xù)洗油能力強(qiáng)。DWS-3二元復(fù)合體系開始的洗油能力較強(qiáng)，對(duì)原油的持續(xù)作用能力較弱。甜菜堿二元復(fù)合體系的洗油能力和乳狀液的穩(wěn)定性介于KPS和DWS-3之間。十二烷基磺酸鈉二元復(fù)合體系的洗油能力和乳狀液的穩(wěn)定性都比較差。洗油效率差別大的原因？4、配方性能第37頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月二元復(fù)合體系不同濃度表活劑二元復(fù)合體系與載波片接觸角0.1%0.2%0.3%0.4%DWS-3/聚合物76.4574.3372.1372.09甜菜堿/聚合物71.3270.4568.5366.45KPS/聚合物65.4163.4262.2161.32十二烷基磺酸鈉/聚合物81.4680.2479.8878.21備注注入水浸泡后接觸角為92.98°二元復(fù)合體系處理后動(dòng)態(tài)接觸角4、配方性能（5）化學(xué)驅(qū)油體系改變潤濕性能力聚合物/表活劑二元復(fù)合體系均能夠不同程度地改變潤濕性，不同二元復(fù)合體系對(duì)巖石表面潤濕性的改變程度差別較大。二元復(fù)合體系浸泡的載波片與注入水的接觸角均低于注入水浸泡載波片與注入水的接觸角。KPS表活劑二元復(fù)合體系改變潤濕性的能力更強(qiáng)，更加有利于二元復(fù)合驅(qū)提高微觀驅(qū)油效率。第38頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月洗油效率與改變潤濕性能力直接相關(guān)，而與體系/原油界面張力沒有相關(guān)性，磺酸鹽類表活劑改變巖石潤濕性能力強(qiáng)，洗油能力較強(qiáng)，非離子類表活劑的洗油能力較弱。實(shí)驗(yàn)二元復(fù)合體系界面張力（mN/m）前進(jìn)角（°）后退角（°）72小時(shí)洗油效率（%）1DWS-3/聚合物3.45×10-374.3370.6531.22甜菜堿/聚合物7.45×10-270.4566.9745.63KPS/聚合物1.24×10-163.4259.2468.84十二烷基磺酸鈉/聚合物3.44×10080.2477.1517.2界面張力、接觸角與洗油效率關(guān)系4、配方性能第39頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月隨著表活劑濃度增大，乳化能力強(qiáng)，乳狀液穩(wěn)定性增強(qiáng)。陰離子表活劑乳化能力最強(qiáng)，其次是非離子表活劑，復(fù)合離子表活劑的乳化能力最弱。低濃度表活劑(≤0.3%)可以形成乳狀液，但乳化能力及穩(wěn)定性較差。不同KPS濃度時(shí)乳液穩(wěn)定性系數(shù)4、配方性能（6）化學(xué)驅(qū)油體系對(duì)原油乳化能力-表活劑不同表活劑濃度時(shí)乳液穩(wěn)定性系數(shù)第40頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月表面活性劑類型σ(mN/m)SD-T3.21×10-1KPS4.26×10-2DWS-31.5×10-3DWS-3/KPS1.33×10-4表活劑濃度1%時(shí)平均半徑與σ關(guān)系表面活性劑的界面張力決定乳化啟動(dòng)時(shí)的液滴粒徑，界面張力越小，越利于形成粒徑小的乳狀液。降低表面活性劑的界面張力為減小乳化液滴粒徑的有效方法。4、配方性能（6）化學(xué)驅(qū)油體系對(duì)原油乳化能力-界面張力第41頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月油水比為3:7、4:6、5:5時(shí)，形成的乳狀液為O/W型；油水比為6:4、7:3時(shí)乳狀液為W/O型，油水比主要影響形成乳狀液類型5:5時(shí)形成的乳狀液（O/W型）6:4時(shí)形成的乳狀液（W/O型）HPAM4、配方性能（6）化學(xué)驅(qū)油體系對(duì)原油乳化能力-油水比第42頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月高礦化度不利于乳化，高礦化度油藏需要表活劑具有更強(qiáng)的乳化能力溶液礦化度增大后，無機(jī)電解質(zhì)離子會(huì)破壞油水界面上吸附的表活劑離子，破壞油水界面導(dǎo)致破乳。100000mg/L10000mg/L去離子水

5000mg/L1000mg/L4、配方性能（6）化學(xué)驅(qū)油體系對(duì)原油乳化能力-礦化度第43頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月溫度升高，界面膜強(qiáng)度、內(nèi)聚力降低，油水密度差增大，利于聚并，降低乳液穩(wěn)定性4、配方性能（6）化學(xué)驅(qū)油體系對(duì)原油乳化能力-溫度第44頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月L2556效應(yīng)曲線圖影響乳化強(qiáng)度因素:剪切速率>表面活性劑濃度>界面張力>溫度>油水比>

礦化度影響穩(wěn)定性因素:剪切速率>聚合物濃度>表活劑濃度>界面張力4、配方性能采用正交實(shí)驗(yàn)法確定化學(xué)體系乳化能力的各種影響因素：第45頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月Marangoni對(duì)流作為由界面張力梯度引起的界面流動(dòng)與很多界面現(xiàn)象密切相關(guān)，如泡沫排液、液滴聚并、自發(fā)乳化等。研究Marangoni對(duì)流及其產(chǎn)生的界面現(xiàn)象對(duì)深入分析化學(xué)驅(qū)提高采收率機(jī)理和驅(qū)油體系優(yōu)選具有十分重要的意義。流動(dòng)顯示裝置示意圖4、配方性能建立化學(xué)驅(qū)乳化快速評(píng)價(jià)方法：第46頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月KPS二元復(fù)合體系DWS-3二元復(fù)合體系甜菜堿二元復(fù)合體系1、油滴與甜菜堿二元復(fù)合體系溶液擾動(dòng)作用弱，油滴仍然保持原有的狀態(tài)。2、油滴與DWS-3二元復(fù)合體系溶液擾動(dòng)作用較弱，延長時(shí)間油滴形成油膜。3、油滴與KPS二元復(fù)合體系溶液擾動(dòng)完成后油滴形成了油膜，以油膜的形式鋪展在二元復(fù)合體系的表面。4、配方性能第47頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月二元復(fù)合體系表活劑濃度（%）界面張力數(shù)量級(jí)mN/m界面擾動(dòng)產(chǎn)生Marangoni對(duì)流時(shí)間（s）DWS-3/聚合物0.210-3輕微擾動(dòng)1500.310-3輕微擾動(dòng)1100.510-3輕微擾動(dòng)60KPS/聚合物0.210-1劇烈擾動(dòng)200.310-1劇烈擾動(dòng)110.510-1劇烈擾動(dòng)2甜菜堿/聚合物0.210-2有擾動(dòng)—0.310-2有擾動(dòng)—0.510-2有擾動(dòng)—

油水接觸界面變化實(shí)驗(yàn)結(jié)果表

二元復(fù)合體系能否產(chǎn)生Marangoni對(duì)流（乳化）及其劇烈程度與界面張力大小沒有直接的相關(guān)性，但是Marangoni對(duì)流越強(qiáng)的二元復(fù)合體系對(duì)應(yīng)乳化能力越強(qiáng)，因此可以通過Marangoni對(duì)流實(shí)驗(yàn)對(duì)二元復(fù)合體系的乳化能力進(jìn)行評(píng)價(jià)。4、配方性能第48頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月階

段評(píng)價(jià)方法評(píng)價(jià)指標(biāo)項(xiàng)目論證階段有無對(duì)比法項(xiàng)目自身層面利潤、投入產(chǎn)出比、增量內(nèi)部收益率、增量財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值、投資回報(bào)率、增量靜態(tài)投資回收期、經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量、經(jīng)濟(jì)極限成本、經(jīng)濟(jì)極限油價(jià)、極限藥劑用量地區(qū)公司層面節(jié)約勘探投資、新增儲(chǔ)量效益貢獻(xiàn)率、增產(chǎn)規(guī)模效益增產(chǎn)規(guī)模效益貢獻(xiàn)率、產(chǎn)業(yè)鏈效益貢獻(xiàn)率集團(tuán)公司層面鉆井業(yè)務(wù)的協(xié)同效益、業(yè)務(wù)協(xié)同效益貢獻(xiàn)率、社會(huì)效益貢獻(xiàn)率項(xiàng)目運(yùn)行階段跟蹤對(duì)比法噸劑增油、萬元藥劑增油、利潤總額、階段投入產(chǎn)出比、增量階段投入產(chǎn)出比項(xiàng)目峻工后前后對(duì)比法增量內(nèi)部收益率、增量財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值、增量靜態(tài)投資回收期、投入產(chǎn)出比、利潤總額、凈利潤，產(chǎn)量符合率、利潤符合率化學(xué)驅(qū)項(xiàng)目全生命周期經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)體系經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)分為三個(gè)階段：項(xiàng)目論證階段、項(xiàng)目運(yùn)行階段、項(xiàng)目峻工后5、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)第49頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月噸當(dāng)量聚增油噸油化學(xué)劑成本噸油水驅(qū)成本投資回報(bào)率內(nèi)部收益率項(xiàng)目成功與否的最終評(píng)價(jià)包括以下幾個(gè)方面：5、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)第50頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月化學(xué)驅(qū)全過程劃分為五個(gè)階段，即：未見效階段、含水下降階段、低含水穩(wěn)定階段、含水回升階段和后續(xù)水驅(qū)階段，各階段動(dòng)態(tài)特點(diǎn)如下：第一階段：未見效階段，此階段包括空白水驅(qū)及注劑未見效階段，注入化學(xué)劑溶液量為0～0.05PV，油井尚未見效，含水繼續(xù)上，化學(xué)劑溶液主要進(jìn)入大中孔道，改善了非均質(zhì)油層的吸水剖面和不利的油水流度比，注入壓力急劇上升。第二階段：含水下降階段，此階段注入壓力繼續(xù)上升，油井含水快速下降，高滲透層油墻逐步形成，低滲透層吸液量開始增加，產(chǎn)油量增加，持續(xù)時(shí)間在0.05～0.20PV，累積產(chǎn)油占整個(gè)階段17％左右。見效時(shí)間的早晚主要受油層河道砂比例、層間滲透率級(jí)差、注聚前采出程度和初含水的影響。6、化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)綜合調(diào)整化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)階段劃分第51頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月第三階段：低含水穩(wěn)定階段，在注入化學(xué)劑0.20～0.40PV時(shí)，處于低含水穩(wěn)定階段。此階段產(chǎn)油量達(dá)到峰值，含水達(dá)到最低點(diǎn)，生產(chǎn)井產(chǎn)液量下降、產(chǎn)劑濃度開始上升，注入壓力上升速度減緩，吸水剖面開始發(fā)生返轉(zhuǎn)，低滲透油層吸液量開始下降。此階段累積產(chǎn)油量最高，占整個(gè)階段39％左右。注劑區(qū)塊含水下降幅度的大小主要受河道砂比例、滲透率變異系數(shù)、采出程度、注劑初含水、邊角井比例、合采井比例和深度調(diào)剖比例等因素的影響。第四階段：含水回升階段，注入化學(xué)劑溶液0.40PV至注劑結(jié)束，該階段含水回升，產(chǎn)油量下降，此時(shí)產(chǎn)劑濃度和注入壓力在高水平上穩(wěn)定。此階段累積產(chǎn)油占整個(gè)階段33％左右。注劑區(qū)塊經(jīng)過低值期后含水開始回升，而含水開始回升的時(shí)間與油層厚度、河道砂比例及油層的非均質(zhì)性等有關(guān)。油層厚度大，河道砂比例大，有接替層，低值期時(shí)間長，含水開始回升的晚，否則含水開始回升早。第五階段：后續(xù)水驅(qū)階段，此階段含水繼續(xù)回升，注入壓力下降，注入水從高滲透層突破，采劑濃度急劇下降，產(chǎn)液能力有所回升。該階段累積產(chǎn)油占整個(gè)階段11％左右。6、化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)綜合調(diào)整第52頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月6、化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)綜合調(diào)整初步統(tǒng)計(jì)大慶油田試驗(yàn)區(qū)各階段產(chǎn)油占整個(gè)化學(xué)驅(qū)的比例，含水下降階段占15.86-18.40%，平均16.86；低含水穩(wěn)定階段占34.97-42.38%，平均38.84%；含水回升階段占29.39-37.29%，平均32.67%；后續(xù)水驅(qū)階段占10.23-14.7%，平均11.63%。第53頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月6、化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)綜合調(diào)整遼河油田錦16塊二元驅(qū)階段劃分含水緩慢下降含水快速下降含水穩(wěn)定含水上升第54頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月注采平衡異常井及時(shí)處理措施井實(shí)施地層壓力平衡綜合調(diào)整生產(chǎn)制度調(diào)整6、化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)綜合調(diào)整第55頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月為了降低化學(xué)劑采出濃度、促進(jìn)見效，化學(xué)驅(qū)過程中需要進(jìn)行分區(qū)域、分井組個(gè)性化調(diào)整：分層：對(duì)具備分注條件，層間矛盾突出的注入井實(shí)施分注調(diào)剖：注入層單一，底部突進(jìn)嚴(yán)重的井組實(shí)施調(diào)剖增注：對(duì)注入困難的實(shí)施壓裂、解堵調(diào)速：為平衡注采關(guān)系進(jìn)行調(diào)整方案提濃：對(duì)存在高滲層、注入壓力低井區(qū)上提濃度注入井油井壓裂：為擴(kuò)大試驗(yàn)效果，對(duì)低值期采油井壓裂堵水：對(duì)層間差異大的采油井堵壓結(jié)合調(diào)參：放大生產(chǎn)壓差上調(diào)參，控制合理沉沒度調(diào)參6、化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)綜合調(diào)整第56頁，課件共66頁，創(chuàng)作于2023年2月綜合含水（%）三元驅(qū)中心井含水變化曲線PV數(shù)不同開發(fā)階段綜合措施調(diào)整對(duì)策表開發(fā)階段前置聚驅(qū)

(0-0.05PV)含水下降期

(0.05-0.20PV)含水穩(wěn)定期

(0.20-0.40PV)含水回升期

(0.40PV-)針對(duì)問題1、層內(nèi)差異大

2、壓力及注采不均衡1、注采不平衡

2、剖面不均勻

3、注采能力下降1、注采困難

2、平面矛盾加大1、采聚濃度高

2、井間提高采收率差異大

3、部分井見效程度低、含水回升快主要調(diào)整措施1、調(diào)整注入?yún)?shù)

2、高濃度聚合物調(diào)剖1、注采參數(shù)調(diào)整

2、注入井分層

3、注采井解堵1、注采井壓裂

2、方案調(diào)整及分注1、深度調(diào)剖及注入?yún)?shù)調(diào)整

2、分層調(diào)整

3、采出井調(diào)小參數(shù)或堵水目標(biāo)調(diào)整剖面動(dòng)用

改善壓力場改善剖面動(dòng)