ASP体系的驱油性能与EOR机理

CompanyDocumentnumber：WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998ASP体系的驱油性能与EOR机理中国石油大学（油田化学基础实验）实验报告实验日期：成绩：班级：石学号：1姓名：教师：同组者：ASP的驱油性能与EOR机理实验目的掌握聚合物溶液或复合体系粘度的测定方法及油水界面张力测定方法。掌握ASP体系驱油效果的方法及分析方法。3、掌握ASP体系EOR机理。4、掌握ASP体系的的基本原则。二．实验原理化学驱提高原油采收率技术是我国油田进一步提高采收率的主要措施之一。大庆油田聚合物驱可在水驱基础上提高原油采收率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，年增油量达到1200万吨以上。三元复合驱技术综合发挥了聚合物、表面活性剂和碱的协同效应，通过聚合物增加水相粘度以改善水油流度比，通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，从而提高驱油体系的波及系数和洗油效率，可在水驱基础上提高原油采收率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须的重要参数。在提高洗油效率方面，大量的研究发现，毛管数对剩余油饱和度有明显的影响。随着毛管数增大，孔隙介质中的剩余油饱和度逐渐降低。当毛管数增大到10-4时，剩余油饱和度明显开始大幅度降低。因此，要想最大限度的提高采收率，必须尽量提高驱油体系的毛管数。其中，一种简便可行的提高毛管数的方法是降低油水界面张力。在提高波及系数方面，水油流度比即影响平面波及效率，也影响纵向波及效率。随着水油流度比的降低，波及效率将增加，采收率提高的越大。因此，增加化学驱油体系的粘度，可以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，均需要对体系的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的。将岩心模型置于已调至地层温度的恒温箱中，将化学驱油体系从岩心夹持器上端注入，最后流入容器中，通过记录驱替过程中的出油量计算采收率。驱油效果评价工艺如图7-1所示: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驱替效果评价流程三、实验仪器与药品1、仪器电子天平（感量分别为和、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、不同粒径石英砂（20、40、60、100、120、200目）。四、实验步骤1、配制一定浓度的部分水解聚丙烯酰胺/表面活性剂/碱溶液的ASP体系（聚合物1000mg/L,活性剂%,碱%);2、ASP体系的界面张力测定：(1)启动恒温系统，设定实验温度。(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，并防止气泡产生。(4)用针头或者微量进样器将原油小心的注入玻璃管中，并保证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。等待温度稳定后，启动电机，调节转速，使测量管中的油滴长度与宽度之比尽量大于2。(6)记录不同时间下的界面张力值，绘制动态界面张力曲线。待界面张力值变化不大时，视为达到平衡值，停止实验。3、ASP体系的粘度测定；启动恒温系统，设定实验温度。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的粘度。4、ASP体系的驱油效果评价；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。之后水测渗透率，以一定速度注入水，等到注入压力稳定后，记录稳定时刻压力，通过流量和压力根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：记录饱和油量和出水量，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)，用刻度试管记录出油量、出水量和注入压力随注入时间的变化，驱替至流出液中含水率达到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、一定量段塞的ASP体系（）到填砂管中，记录注入过程中出油量、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到98%-100%时停止，计算后续水驱釆收率和ASP最终采收率：(7)结束实验停泵，打开六通阀门，关闭泵电源；清洗管线和刻度试管，将填砂管清洗干净，将所用药品和仪器放回原处。五、实验数据处理表1填砂管孔隙体积记录表（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）孔隙体积计算：Vp=表2水测渗透率记录表注入时间（min）56789101112注入压力（MPa）时间（min）出水体积（ml）流量（cm3/s）填砂管长（cm）25填砂管孔径（cm）流量计算：Q=3.41.183+3.11+3.11+3.21+4.21.3675×60=s表3含油饱和度和束缚水饱和度记录表注入速度（ml/min）出水量（ml）饱和油量（ml）原始含油饱和度（%）束缚水饱和度（%）34444饱和油量Vo=出水量=44ml含有饱和度So=VoVp=4451.66×100%=%束缚水饱和度Scw=1-So=%表4水驱油采收率记录表表注入时间（min）58121518注入压力（MPa）出水量（ml）00101928出油量（ml）1121303131水驱采收率的计算：ER=3144=表5ASP驱油采收率记录表注入时间（min）1234注入压力（MPa）出水量（ml）414出油量（ml）1ASP驱油采收率计算：E=1.544-31=表6后续水驱油采收率表出水时间（min）357101520注入压力（MPa）出水量（ml）1014202939出油量（ml）115后续水驱采收率计算：E’=5.544-31-1.5=ASP最终采收率计算：E”=31+1.5+5.544=由上述计算结果可以看出，相比纯水驱采收率，ASP最终驱油采收率显着提升，可见ASP驱油效果要比纯水驱油效果好很多。六、思考与讨论1.驱油体系粘度选取依据是什么答：驱油体系粘度选取依据是：原油粘度，岩石表面润湿性，地层渗透率等。体系驱油的EOR机理有哪些，本实验中观察到哪些现象答：ASP体系驱油的EOR机理有：1、表面活性剂以及碱与原油中的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、通过改变碱的浓度可以调节产生最低界面张力的最佳含盐度，使表面活性剂在很低的浓度下即可产生超低界面张力。3、碱与地层中的高价阳离子反应，可除去地层中的二价阳离子，避免这些硬离子使表面活性剂失活或从溶液中沉淀出来，有利于进一步保护表面活性剂，提高表面活性剂的效率。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，并扩大低界面张力的表面活性剂范围。5、聚合物可提高水相的粘度，改善了油水流度比，尽管由于聚合物的吸附使溶液粘度下降，但吸附降低了高渗层的渗透率，可以调整注入水的剖面，不仅使ASP波及系数增大，而且在ASP溶液的前面形成了富油带，提高了油相的流动能力，降低了水相相对渗透率。本实验中观察到的现象：岩层水润湿，水驱油后有大量剩余油，注入一段塞ASP部分剩余油被驱出，后续水驱油驱出大量剩余油剩下小部分残余油。ASP驱油效果比纯水驱有效果好。