ASP标准体系的驱油性能与EOR机理.doc

中国石油大学（油田化学基础试验）试验汇报
试验日期： .11.25 成绩：
班级：石 学号：姓名： 老师：
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ASP驱油性能和EOR机理
一． 试验目标
1、 掌握聚合物溶液或复合体系粘度测定方法及油水界面张力测定方法。
2、 掌握ASP体系驱油效果评价方法及分析方法。
3、掌握ASP体系EOR机理。 
4、掌握ASP体系设计基础标准。
二．试验原理
化学驱提升原油采收率技术是中国油田深入提升采收率关键方法之一。大庆油田聚合物驱可在水驱基础上提升原油采收率10%以上，己经由先导性矿场试验迈入大规模工业性商业阶段，年增油量达成1200万吨以上。三元复合驱技术综合发挥了聚合物、表面活性剂和碱协同效应，经过聚合物增加水相粘度以改善水油流度比，经过表面活性剂和碱降低油水界面张力以减小毛细管阻力效应，从而提升驱油体系波及系数和洗油效率，可在水驱基础上提升原油采收率20%以上。 
油水界面张力和粘度是化学驱油体系及配方研究所必需关键参数。在提升洗油效率方面，大量研究发觉，毛管数对剩下油饱和度有显著影响。伴随毛管数增大，孔隙介质中剩下油饱和度逐步降低。当毛管数增大到10-4时，剩下油饱和度显著开始大幅度降低。所以，要想最大程度提升采收率，必需尽可能提升驱油体系毛管数。其中，一个简便可行提升毛管数方法是降低油水界面张力。在提升波及系数方面，水油流度比即影响平面波及效率，也影响纵向波及效率。伴随水油流度比降低，波及效率将增加，采收率提升越大。所以，增加化学驱油体系粘度，能够有效地降低水油流度比。 
在选择化学驱油体系时，为确定化学剂使用浓度、驱油体系段塞尺寸等，均需要对体系驱油效果进行岩心评价。驱油效果评价是使用岩心在驱油设备中进行。将岩心模型置于已调至地层温度恒温箱中，将化学驱油体系从岩心夹持器上端注入，最终流入容器中，经过统计驱替过程中出油量计算采收率。
驱油效果评价工艺步骤图7-1所表示:

1- 平流泵 2-中间容器 3-六通阀 4-精密压力表 5-填砂管 6-油水分离管
图1 驱替效果评价步骤
三、试验仪器和药品
1、仪器 
电子天平（感量分别为0.01g和0.000lg)、六速旋转粘度计、界面张力仪、 电动搅拌器、恒速泵、塑料填砂管、刻度试管、烧杯、注射器、针头。 
2、材料 
部分水解聚丙烯酰胺（相对分子质量800-2500万）、表面活性剂（大庆用三元活性剂）、碱(NaOH)、地层水(模拟油田水6778mg/L)、模拟原油（粘度l0mpa·s 左右)、渗透率（l000md)左右、不一样粒径石英砂（20、40、60、100、120、200 目）。四、试验步骤
1、配制一定浓度部分水解聚丙烯酰胺/表面活性剂/碱溶液ASP体系（聚合物 1000mg/L,活性剂 0.6%,碱 1.2%); 
2、ASP体系界面张力测定：
(1)开启恒温系统，设定试验温度。
(2)设定内外相密度差。 
(3)用注射器将待测溶液注入到玻璃管中，缓慢盖上盖子，并预防气泡产生。
(4)用针头或微量进样器将原油小心注入玻璃管中，并确保玻璃管中无气泡产生。
(5)将玻璃管小心转入转动轴中，盖上转动轴盖子。等候温度稳定后，开启电机，调整转速，使测量管中油滴长度和宽度之比尽可能大于2。 
(6)统计不一样时间下界面张力值，绘制动态界面张力曲线。待界面张力值改变不大时，视为达成平衡值，停止试验。
 3、ASP体系粘度测定； 
开启恒温系统，设定试验温度。待温度稳定后，将样品放入六速旋转粘度计测量杯中，并装好转子，测量体系在10s-1粘度。
 4、ASP体系驱油效果评价； 
(1) 制作填砂管模型，并控制渗透率小于3um²;
(2)饱和水并水测渗透率 
饱和水测定孔隙体积。以后水测渗透率，以一定速度注入水，等到注入压力稳定后，统计稳定时刻压力，经过流量和压力依据达西公式计算得到填砂管水测渗透率；读三次取平均值。 
(3)饱和油 
油驱水，将模拟原油以恒定速度注入填砂管中，直至出口端不见水为止：统计饱和油量和出水量，计算原始含油饱和度和束缚水饱和度； 
(4)水驱油 
以一定流速注入水（lm/d)，用刻度试管统计出油量、出水量和注入压力随注入时间改变，驱替至流出液中含水率达成98-100%时停止，计算水驱采收率： 
(5)ASP驱油 
以-定流速（1m/d)注人一定浓度、 一定量段塞ASP体系（0.3PV）到填砂管中，统计注入过程中出油量、出水量和压力数据，计算ASP驱采收率； 
(6)后续水驱 
以一定流速注入水(1m/d)，驱替至流出液中含水率达成98%-100%时停止，计算后续水驱釆收率和ASP最终采收率： 
(7)结束试验 
停泵，打开六通阀门，关闭泵电源；清洗管线和刻度试管，将填砂管清洗洁净，将所用药品和仪器放回原处。
五、试验数据处理
表1 填砂管孔隙体积统计表（干填法）
填砂管质量（g）
填充后填砂管质量（g）
饱和水后填砂管质量（g）
孔隙体积
（cm³）
1016.66
1219.62
1271.28
51.66
孔隙体积计算：
=1271.28-1219.62=51.66cm³
表2 水测渗透率统计表
注入时间（min）
5
6
7
8
9
10
11
12
注入压力（MPa）
0.0152
0.0170
0.0185
0.0206
0.0219
0.0228
0.0230
0.0228

时间（min）
1.183
1.00
1.00
1.00
1.367
出水体积（ml）
3.4
3.1
3.1
3.2
4.2
流量（cm³/s）
0.05115
填砂管长（cm）
25
填砂管孔径（cm）
2.5
流量计算：
Q==0.05115cm³/s
表3 含油饱和度和束缚水饱和度统计表
注入速度（ml/min）
出水量（ml）
饱和油量（ml）
原始含油饱和度（%）
束缚水饱和度（%）
3
44
44
85.17
14.83
饱和油量=出水量=44ml
含有饱和度===85.17%
束缚水饱和度=1-=14.83%
表4 水驱油采收率统计表表
注入时间（min）
5
8
12
15
18

注入压力（MPa）
0.2216
0.1601
0.0787
0.0677
0.0599

出水量（ml）
0
0
10
19
28

出油量（ml）
11
21
30
31
31

水驱采收率计算：
==0.7045
表5 ASP驱油采收率统计表
注入时间（min）
1
2
2.33
3
3.33
3.67
4
4.33
注入压力（MPa）
0.0871
0.0969
0.0990
0.1026
0.1051
0.1071
0.1097
0.1228
出水量（ml）
4
7.5
8.5
10.5
11.5
12.5
12.5
14
出油量（ml）
1
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
ASP驱油采收率计算：
E==0.1154
表6后续水驱油采收率表
出水时间（min）
3
5
7
10
15
20

注入压力（MPa）
0.1225
0.1399
0.1596
0.1747
0.1855
0.0961

出水量（ml）
10
14
20
29
39
57.5

出油量（ml）
0.5
1
1
1.5
5
5.5

后续水驱采收率计算：
E’==0.4783
ASP最终采收率计算：
E”==0.8523
由上述计算结果能够看出，相比纯水驱采收率，ASP最终驱油采收率显著提升，可见ASP驱油效果要比纯水驱油效果好很多。
六、思索和讨论
1.驱油体系粘度选择依据是什么？
答：驱油体系粘度选择依据是：原油粘度，岩石表面润湿性，地层渗透率等。
2.ASP体系驱油EOR机理有哪些，本试验中观察到哪些现象？
答：ASP体系驱油EOR机理有：
1、表面活性剂和碱和原油中有机酸反应生产石油酸皂吸附在油水界面，使其界面张力下降，毛细管数增加。
2、经过改变碱浓度能够调整产生最低界面张力最好含盐度，使表面活性剂在很低浓度下即可产生超低界面张力。
3、碱和地层中高价阳离子反应，可除去地层中二价阳离子，避免这些硬离子使表面活性剂失活或从溶液中沉淀出来，有利于深入保护表面活性剂，提升表面活性剂效率。
4、表面活性剂、聚合物和碱产生协同效应，使界面张力降至最低，并扩大低界面张力表面活性剂范围。
5、聚合物可提升水相粘度，改善了油水流度比，尽管因为聚合物吸附使溶液粘度下降，但吸附降低了高渗层渗透率，能够调整注入水剖面，不仅使ASP波及系数增大，而且在ASP溶液前面形成了富油带，提升了油相流动能力，降低了水相相对渗透率。
本试验中观察到现象：岩层水润湿，水驱油后有大量剩下油，注入一段塞ASP部分剩下油被驱出，后续水驱油驱出大量剩下油剩下小部分残余油。ASP驱油效果比纯水驱有效果好。