1、表面活性剂驱油技术试验技术服务表面活性剂驱油技术试验技术服务项目汇报项目汇报二二0000九九年年十二十二月月【项目名称】表面活性剂驱油技术试验技术研究【项目来源】长庆油田公司第三采油厂【研究目标】针对采油三厂三叠系长6油藏(五里湾1区)的储层特征，进行表面活性剂驱油技术研究，在室内合成并筛选出适合该油藏表面活性剂驱油体系，并进行现场试验。通过表面活性剂驱油试验，使试验井（注水井）的注水压力降低1-2MPa，或使试验井所对应的油井的原油采收率提高1-3%。【研究内容】根据甲方所提供注水井的开发状况及生产资料，进行油藏质分析和驱油及降压增注可行性评价；对甲方所提供的同一区块岩心进行化验分析，根据分
2、析结果及该区块地层物性条件，进行室内岩心模拟评价试验，筛选与完善适合措施井条件的表面活性剂配方；结合现场实际及配方程序，优化施工工艺，合理配置井下施工管柱；现场完成表面活性剂措施作业井，并提供待措施井施工作业专用的表面活性剂体系，参加和指导现场施工。汇报提纲l 概述国外研究概况国外研究概况国内研究概况国内研究概况活性剂驱油机理活性剂驱油机理研究思路研究思路l 表面活性剂合成与表征活性剂的合成活性剂的合成活性剂的表征活性剂的表征活性剂的界面活性活性剂的界面活性活性剂的驱油性能活性剂的驱油性能l 活性剂驱油体系的优选及性能评价单独活性剂的评价单独活性剂的评价复配活性剂的评价复配活性剂的评价复配活性
3、剂的界面张力测试复配活性剂的界面张力测试l 复合驱油体系的优选及性能评价聚合物驱油体系的优选及性能评价聚合物驱油体系的优选及性能评价聚合物聚合物-活性剂复合驱驱替实验活性剂复合驱驱替实验l 现场试验及效果分析措施井选井措施井选井柳柳96-36井工程设计及效果分析井工程设计及效果分析l 结论与认识结论结论认识认识 由于油藏渗透率低、注水开发亦必须配合酸化压裂等工艺措施；如受储层非均质性及裂缝的影响，注水开发出现油井沿裂缝或高渗带过早见水，而裂缝侧向部分油井长期不见效。随着注水开发历程的推进，部分油田（区块）已进入中高含水期，综合含水达到60%80%，采液采油指数下降，稳产难度加大。注入水与地层流
4、体不配伍，注入水质达标情况不好，以及注入水可能产生“贾敏”效应和地层矿物膨胀运移等，进一步加剧低渗地层的非均质性。鉴于此，针对长庆油田采油三厂五里湾一区长6油藏的开发现状，立题开展了“表面活性剂驱油技术”提高采收率的全面研究。20世纪 60年代以前由于表面活性剂的品种单一和价格高等原因，表面活性剂可以减少油-水界面张力或/和改变岩石的润湿性从而增加了采收率的结论没有得到人们的重视和应用。20世纪60年代，通过炼厂气或原油中的芳香基的直接磺化或通过烷基/芳基磺酸盐的有机合成制备成的表面活性剂，具有廉价、性能好、原料易得等优点，刺激了表面活性剂强化采油的发展。20世纪80年代，随着表面活性剂间协同
5、理论的发展，表面活性剂驱及其复合驱油技术和基础理论得到了快速发展。21世纪初，三元复合驱油（ASP）技术得到理论和实践的发展。1.1 国外研究概况国外研究概况 我国20世纪80年代初开始围绕提高石油采收率而进行了二次和三次采油的各项研究，开发了一系列驱油表面活性剂，一批科研院所加大了驱油用表面活性剂合成及应用研究的力度。20世纪90年代，胜利油田、大庆油田、新疆油田、辽河油田、河南油田等开展了表面活性剂的先导性试验和先导性扩大试验，中原油田还进行了表面活性剂的吞吐试验。应用较多的表面活性剂主要有：石油羧酸盐等阴离子活性剂（例如重烷基苯磺酸盐等）。但对低渗、高矿化度油田，目前常用的阴离子活性剂不
6、能满足油田的要求（例如采收率不明显或盐析等）。1.2 国内研究概况国内研究概况 目前，被认同的几种活性剂驱油机理：降低油水界面张力机理；降低油水界面张力机理；乳化机理；聚并形成油带机理；润湿反转机理；提高表面电荷密度机理；改变原油流变性机理等。1.3 活性剂驱油机理活性剂驱油机理岩岩心心驱驱油油试试验验优优选选SAA体体系系SAA物物化化性性能能溶解性能溶解性能CMC测定测定抗温抗盐抗温抗盐吸附性吸附性配伍性配伍性SAA（类）类）SAA（类）类）SAA（类）类）SAA（类）类）SAA（X类）类）SAA分分子子设设计计SAA筛筛选选复复配配合合成成水样、油样分析水样、油样分析制制订订室室内内研研
7、究究方方案案究究油田现场调研资料油田现场调研资料分析分析分析分析岩岩心心驱驱油油试试验验现现场场试试验验1.4 研究思路研究思路 2.1 活性剂的合成活性剂的合成方法方法A：方法方法B：注：其中方法B适用于s2表2-1 双子表面活性剂产品的收率活性剂12-2-1212-3-1212-4-1214-2-1414-3-1414-4-1416-2-1616-3-16收率%6387927686948885活性剂16-4-1618-2-1818-3-1818-4-1818-6-1822-3-2222-4-22收率%96818796969597 从表2-1可以看出，m-2-m双子表面活性剂的收率普遍较低，
8、特别是12-2-12收率只有63%，而其它的收率较高，而m-4-m两种双子表面活性剂的收率均达90%以上。2.1 活性剂的合成活性剂的合成2.2 活性剂的表征活性剂的表征（1）红外光谱法）红外光谱法 用红外光谱法对14-3-14样品作了测试。其主要吸收峰为：2920，2850cm-1C-H伸缩振动峰；1468cm-1 C-(CH3)弯曲振动；723cm-1(CH2)n特征吸收峰。从红外谱图我们可以发现这样的问题：如果产物为目标产物的话，其红外峰与图相吻合，如果产物只是普通季铵盐表面活性剂的话，也有可能得出这样的结果。图2-2 双子表面活性剂14-3-14红外光谱图2.2 活性剂的表征活性剂的表
9、征（2）质谱法）质谱法 最大碎片的峰值也为297，恰好相当于双子表面活性剂一半的数量，且相对强度为0.1%，溴的天然丰度约为79Br80.537%，51Br:89.463%。从质谱图中碎片粒子79和51的含量可以断定该化合物含有溴。可以确定所合成产物一定是季铵盐型双子表面活性剂。图2-3 双子表面活性剂14-3-14质谱图2.3 活性剂的界面活性活性剂的界面活性（1）实验仪器及参数）实验仪器及参数 旋转滴界面张力仪（Spinning Drop Interfacial Tensiometer），TEXAS-500，生产厂家，Temco.Inc.U.S.A，见图2-4。重点评价了阳离子双子表面活性
10、剂，即GS12-3-12，GS14-2-14，GS14-3-14和GS16-3-16以cmc为分界点，在其上下各选择一个浓度值，用界面张力仪测量其与原油K的动态界面张力，观察测量过程中的动态界面张力随时间的变化情况以及所发生的现象。图2-4 旋转滴界面张力仪2.3 活性剂的界面活性活性剂的界面活性（2）不同浓度的）不同浓度的GS12-3降低原油降低原油/水的动态界面张力水的动态界面张力 从上图我们能够看出，对于GS12-3-12而言，随着其浓度的增加，原油K/水之间的界面张力明显下降。在1000 mg/L的浓度下，界面张力值随着时间的变化逐渐减小，在20min后达到平衡，此时界面张力值最低，就
11、我们在实验中观察的现象，此时的油滴己经被乳化分散。图2-5 GS12-3-12溶液与原油K的 界面张力随时间变化趋势图 图2-6 1000mg/L的GS12-3-12溶液条件下原油K的状态2.3 活性剂的界面活性活性剂的界面活性（3）不同浓度的不同浓度的GS14-2降低原油降低原油/水的动态界面张力水的动态界面张力 从上图我们能够看出，对于GS14-2而言，在50mg/L的浓度下，界面张力值随着时间的变化逐渐减小到最低值之后有所回升，在15min后达到平衡，此时界面张力值仍旧维持在超低的水平。对于50 mg/L浓度下的界面张力，可以观察到，油滴有被乳化的现象存在。图2-7 GS14-2-14溶
12、液与原油K的界面张力随时间变化趋势图图2-8 300mg/L的GS14-2-14溶液条件下原油K的状态2.3 活性剂的界面活性活性剂的界面活性（4）不同浓度的不同浓度的GS14-3降低原油降低原油/水的动态界面张力水的动态界面张力 从上图我们能够看到，在高于cmc浓度时，原油K/水之间的界面张力随时间的变化经历一个先降低后增加的过程，最低界面张力仍可达到超低，但维持超低的时间较短，只有几分钟。最后界面张力位置在10-2下不再变化，对于300 mg/L浓度下的界面张力，我们最终观察到的油滴情况如图2-10。图2-9 GS14-3-14溶液与原油K的界面张力随时间变化趋势图图2-10 300mg/
13、L的GS14-3-14溶液条件下原油K的状态2.3 活性剂的界面活性活性剂的界面活性（5）不同浓度的不同浓度的GS16-3降低原油降低原油/水的动态界面张力水的动态界面张力 由于本部分的实验是在25下完成，而GS16-3具有较高的Crafft点，大约在40以上，所以在此温度下，GS16-3并不能发挥作用，就我们观察到的现象是挂在管壁上的油滴不能被洗下来。图2-11 300mg/L的GS16-3-16溶液条件下原油K的状态2.4 活性剂的驱油性能活性剂的驱油性能表2-2 双子表面活性剂驱油实验结果表编编号号驱替液类型驱替液类型IFT最低值最低值（mN/m）平衡平衡IFT（mN/m）渗透率渗透率（
14、mD）水驱采收率水驱采收率%化学驱采收率化学驱采收率%后水采后水采收率收率%总采收率总采收率%112-3（506mg/L）0.005170.051714.8925.6823.262.3551.29212-3（1000mg/L）0.001250.012511.3626.3523.682.1852.31314-3（102 mg/L）0.000920.018415.2625.9418.061.3845.38414-3（300 mg/L）0.001310.013314.9325.5918.791.6346.01512-3（200mg/L）0.0480.04816.8926.8412.972.4642.
15、27616-3（200 mg/L）0.02510.04418.5728.0213.642.5444.2 从上表中可以看出，能够维持超低界面张力的时间较长的双子表面活性剂：506 mg/L、1000 mg/L的GS 12-3，化学驱采收率最高。但是，GS 14-3在浓度为102 mg/L下的化学采收率为18.06。对比研究了不同表面活性剂的相态特征和低张力特性，通过大量的复配实验筛选出性能良好的表面活性剂作为表面活性剂复合调驱用的驱油用剂。表3-1 实验用水水质组分数据表监测点名称监测点名称K+Na+mg/LCa2+mg/LMg2+mg/LCl-mg/LSO42-mg/LCO32-mg/LHCO
16、3-mg/L总矿化度总矿化度 mg/L总硬度总硬度mg/L水型水型南五转水源井南五转水源井（清水）（清水）162.8476.5597.73226.50373.700.00290.851228.17593.60Na2SO4 采用在具塞量筒中用模拟油进行乳化实验，模拟油与水体积比为1:1，总体积为20mL。水采用模拟水，常压下，温度为室温25左右，评价标准为在相同时间内O/W型乳状液段塞长度，长度越大且稳定时间越长证明其乳化能力在此种条件下越强，相态越稳定。3.1 单独的活性剂评价单独的活性剂评价 表3-2 表面活性剂浓度为0.02%时的乳化结果编号编号初始初始10分钟分钟25分钟分钟40分钟分钟
17、5小时小时现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度A两相两相19两相两相14.5两相两相12.5两相两相12两相两相11.5B三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/C三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/D三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/E单相单相20三相三相12三相三相11三相三相10.5三相三相7.5F三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/G三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/H三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/I三相三相/三相
18、三相/三相三相/三相三相/三相三相/J三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/表3-3 表面活性剂浓度为0.1%时的乳化结果编号编号初始初始10分钟分钟25分钟分钟40分钟分钟5小时小时现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度A单相单相20两相两相16两相两相12.5两相两相12两相两相12B三相三相14三相三相11.5三相三相10三相三相9.5三相三相9.5C三相三相9三相三相9三相三相8.5三相三相9.5三相三相8.5D三相三相14三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/E单相单相20单相单相20两相
19、两相19两相两相16两相两相13F三相三相10三相三相10三相三相10三相三相9.5三相三相9G三相三相10三相三相10三相三相10三相三相10三相三相10H三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/I三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/J三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/表3-4 表面活性剂浓度为0.2%时的乳化结果编号编号初始初始10分钟分钟25分钟分钟40分钟分钟5小时小时现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度A两相两相17两相两相14两相两相13两相两相12.5两相两
20、相12B三相三相12.5三相三相11三相三相11三相三相10三相三相9C两相两相10三相三相9三相三相9三相三相9三相三相9D两相两相13.5三相三相11三相三相11三相三相11三相三相10E单相单相20单相单相20两相两相19两相两相19两相两相13F三相三相9.5三相三相9.5三相三相9.5三相三相9三相三相8.8G三相三相9.4三相三相9.2三相三相9.2三相三相9.2三相三相9.2H三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/I三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/J三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/表3-5 表面活性剂浓度为0.4%时的乳化结果编号编
21、号初始初始10分钟分钟25分钟分钟40分钟分钟5小时小时现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度现象现象段塞段塞长度长度A两相两相17两相两相14两相两相13两相两相12.5两相两相12B两相两相10两相两相10三相三相10 三相三相10三相三相10C两相两相10三相三相10三相三相9.5三相三相9.5三相三相9.5D两相两相13.5两相两相12两相两相11.5两相两相11两相两相10.5E单相单相20单相单相20两相两相19两相两相19两相两相13F三相三相9.5三相三相9.5三相三相9.5三相三相9三相三相8.8G三相三相10三相三相
22、10三相三相10三相三相10三相三相10H三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/I三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/J三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/三相三相/注：以上各表中，“初始”表示充分振荡后的情况，“10 min”表示10 min后的情况。“段塞长度”指O/W乳状液段塞长度。从以上实验可以看出，形成O/W型乳状液所需各乳化剂的浓度：A浓度为0.02%，E浓度为0.1%，B、C和D浓度为0.4%，F、G乳化效果很差，H、I、J三种乳化剂在模拟地层水中丧失乳化能力。综上所述，选取OP-10，GS12-3和GS14-3重点考察三种活性剂的复配性能。3.2
23、复配活性剂的评价复配活性剂的评价 将优选出的具有良好乳化能力的表面活性剂同其他表面活性剂交叉复配，方法同样采用在具塞量筒中用模拟油进行乳化，模拟油与水体积比为1:1，水采用地层水，常压下，温度为室温25左右，评价标准同上。从实验数据可以看出F、G、H、I等和表面活性剂复配在地层水中没有明显的效果；A与B、C、D、E复配时具有较好的协同效应，比它们单独使用时效果要好；浓度为0.1%的表面活性剂A与浓度分别为0.1%，0.2%的表面活性剂D，0.01%，0.075%的表面活性剂E复配所得的活性剂体系的乳化效果较好。经过综合比较，得出配方如下：JDY-K1：A(0.1%)+D(0.1%)JDY-S2
24、：A(0.1%)+E(0.075%)3.3 活性剂复配体系的界面张力测试活性剂复配体系的界面张力测试（1）复配表面活性剂界面张力测定）复配表面活性剂界面张力测定 表3-6 复配表面活性体系界面张力测定结果复配体系复配体系界面张力界面张力（mN/m）复配体系复配体系界面张力界面张力（mN/m）复配体系复配体系界面张力界面张力（mN/m）0.1%A+0.01%E0.00630.02%E+0.01%A0.002020.01%E0.3060.1%A+0.02%E0.00560.02%E+0.02%A0.002020.02%E0.002020.1%A+0.03%E0.00330.02%E+0.03%A0
25、.00130.03%E0.02800.1%A+0.04%E0.00770.02%E+0.04%A0.00240.04%E0.05590.1%A+0.05%E0.08150.02%E+0.05%A0.00650.05%E0.09550.1%A+0.075%E0.0860.02%E+0.075%A0.00610.075%E0.1060.1%A+0.1%E0.0920.02%E+0.1%A0.00560.1%E0.2200.1%A+0.2%E0.1840.02%E+0.2%A0.0750.2%E0.2560.1%A+0.3%E0.2240.02%E+0.3%A0.0980.3%E0.3090.1%A
26、+0.4%E0.2910.02%E+0.4%A0.1030.4%E0.3480.1%A+0.5%E0.2950.02%E+0.5%A0.1180.5%E0.3873.3 活性剂复配体系的界面张力测试活性剂复配体系的界面张力测试（2）复配表面活性剂动态界面张力测定）复配表面活性剂动态界面张力测定 复配体系JDY-R2的界面张力随着时间的增加而下降，到十分钟左右，界面张力趋于稳定，二十分钟左右，随着时间的增加，体系界面张力逐渐下降。大约到四十分钟左右界面张力达到最低值。之后，体系界面张力值基本达到稳定，体系达到了动态平衡。体系JDY-R1的界面张力也随着时间的增加而下降，到十分钟左右，界面张力有所
27、回升，此后，界面张力随着时间的增加逐渐下降，大约到四十分钟左右界面张力达到最低值。之后，体系界面张力值基本达到稳定，体系达到了动态平衡。综合界面张力测定结果可知最佳配方为：JDY-R：0.2%E+0.3%A 4.1 聚合物调驱体系的优化及性能评价聚合物调驱体系的优化及性能评价 为了达到更好的驱油效果，针对长庆油田采油三厂五里湾一区普遍的油藏条件、注入水性质及驱油剂性质，在室内研发了的新型的驱油剂（KYPAM梳形聚合物），并对其的聚合物驱油体系配方进行了优化。通过浓度与粘度的关系、温度与粘度的关系以及时间对粘度的影响，筛选出最为经济有效的聚合物驱油体系配方。（1）聚合物）聚合物HJPAM浓度对粘
28、度的影响浓度对粘度的影响图4-1 HJPAM在不同矿化度下的浓度与粘度的关系 从上图可以看出，HJPAM粘度随着浓度的增加而增加；当浓度为0.5%时，粘度对比浓度为0.3%时有大幅上升；当浓度一定时，矿化度越高，HJPAM粘度越低；自来水配制的聚合物粘度远远大于矿化水配制的聚合物粘度大。（2）不同矿化度下温度对聚合物粘度的影响）不同矿化度下温度对聚合物粘度的影响 从上表可以看出，随着温度的升高粘度降低，而且浓度越大，下降的幅度越大。但聚合物的粘度保留率较高，随着温度的升高粘度下降不大。Con(mg/L)粘度(mPa.s)温度0.08%0.1%0.15%0.2%0.25%0.3%309.2110
29、.211.515.219.724507.258.0610.712.915.818.6606.937.879.6511.714.917.9705.976.918.7111.312.116.0805.496.077.7010.211.114.0表4-1 HJPAM温度对粘度的影响（矿化度23731mg/L）（3）HJPAM加入适量交联剂后粘度与时间的关系加入适量交联剂后粘度与时间的关系 加交联剂后，聚合物溶液的粘度值均随着时间的延长而上升，浓度为0.25%、0.3%时聚合物溶液粘度上升幅度较大，不同矿化度下，120h后0.3%的粘度均可达到40mPa.s，比不加交联剂时粘度明显增大。图4-2 交联
30、剂加量0.1%时粘度与时间的关系（矿化度23731mg/L）4.2 聚合物聚合物-活性剂复合驱驱替实验活性剂复合驱驱替实验（1）调驱前表面活性剂驱提高采收率）调驱前表面活性剂驱提高采收率 表4-2 填砂管基本参数参数参数长度长度cm直径直径cm填砂量填砂量g孔隙体积孔隙体积cm3孔隙度孔隙度%水驱流速水驱流速mL/h压力压力/MPa渗透率渗透率m2渗透渗透级差级差填砂管填砂管A1000.8085.214.027.8500.2970.932.05填砂管填砂管B1000.8091.416.831.4500.191.91表4-3 各阶段提高采收率阶段阶段提高采收率提高采收率A/%提高采收率提高采收率
31、B/%综合采收率综合采收率/%水驱水驱60.881.671.2表面活性剂体系表面活性剂体系1.32.373.0弱凝胶注入弱凝胶注入1.27.977.5后续水驱后续水驱12.92.1285.1由上面的实验结果，可以看出，表面活性剂的注入，提高采收率效果并不明显，主要是因为由于地层的非均质性比较突出，表面活性剂主要通过高渗透层，进入低渗透层的量比较少，而残余油主要存在于低渗透层之中，再加之表面活性剂与地层发生反应和地层吸附造成损耗，所以提高采收率效果不明显。实验方案：表面活性剂0.5PV+弱凝胶0.4PV（2）调驱后表面活性剂驱提高采收率）调驱后表面活性剂驱提高采收率 表4-4 填砂管基本参数参数
32、参数长度长度cm直径直径cm填砂量填砂量g孔隙体积孔隙体积cm3孔隙度孔隙度%水驱流速水驱流速mL/h压力压力/MPa渗透率渗透率m2渗透渗透级差级差填砂管填砂管A1000.8095.6315.130600.152.121.08填砂管填砂管B1000.8089.8018.035.8600.171.95实验方案：弱凝胶0.4PV+表面活性剂0.5PV+聚合物0.3PV 阶段阶段提高采收率提高采收率A/%提高采收率提高采收率B/%综合采收率综合采收率/%水驱水驱82.1477.4279.78弱凝胶注入弱凝胶注入2.863.4582.94表面活性剂体系表面活性剂体系4.415.2987.79聚合物聚
33、合物2.151.9489.88后续水驱后续水驱1.4312.997.00表4-5 各阶段提高采收率（3）结果讨论）结果讨论 图5-14 调驱前注入表面活性剂采收率曲线 图5-15 调驱后注入表面活性剂采收率曲线 5.1 措施井选井措施井选井（1 1）选井依据）选井依据 五里湾一区注水压力高，大于10MPa的注水井。注水压力高的井，均质性较强，不容易产生单向突进，受效油井多；吸水剖面均匀的井，受效油层厚，效果明显；对应油井具有一定的初期产能，随着开采时间延长，产量逐渐下降，措施前日产液小于30t；是因为水驱效果变差，导致递减，用表面活性剂驱针对性强；油井对应性好，对应油井多；井场电负荷足够；站内
34、空间大，利于实施，地面设备及井下管柱状况良好，工作正常；近期注水压力平稳，无隐患；油层具有一定的有效厚度；与周围水井连通状况良好，注入井注入能力较好。井号井号日期日期层位层位注水方式注水方式注水时间注水时间油压油压套压套压日配注量日配注量日注水量日注水量柳柳96-342009-9-16长长6正注正注248.283033柳柳96-362009-9-16长长6正注正注2411.110.93033（2）所选井及其基本数据）所选井及其基本数据表5-1 柳96-34 基本数据 人工人工井底井底1863.14（m）水泥返高水泥返高140（m）投产时间投产时间1998.12.7套补距套补距4.9（m）套管下
35、深套管下深1875（m）固井质量固井质量合格合格井斜井斜描述描述:最大井斜深度最大井斜深度1673 最大井斜最大井斜22.8表5-2 柳96-36基本数据人工井底人工井底1588.2（m）水泥返高水泥返高213（m）投产时间投产时间1998.10.23套补距套补距2.59（m）套管下深套管下深1594（m）固井质量固井质量合格合格井斜描述井斜描述:井斜：最大斜深井斜：最大斜深1260米、斜度米、斜度3.3336度，方位度，方位3.3666度度5.2 柳柳96-36井工程设计及效果分析井工程设计及效果分析（1）柳）柳96-36井工程设计井工程设计A、调剖段塞用量：弱凝胶（0.2%改性PAM+0.
36、15%JL-1+0.15%JL-2），对地层中的裂缝体系和大孔道初步形成深部封堵，从而延长处理的有效期。该井长612，长621厚17.2m（不计算干层），实际射开3.6m，按15m计算；油层孔隙度按12.35%计算；处理半径按8m计算，需要堵剂约300m3。考虑到具体施工时间及其他因素的影响，实际设计为250 m3。B、表面活性剂段塞用量：活性剂（0.5%改性活性剂+0.2%助活性剂+0.1%牺牲剂），对地层中的残余油进行有效的驱替，降低油水界面张力，改变岩石壁的润湿性，提高原油采收率。该井长612，长621厚17.2m（不计算干层），实际射开3.6m，按15m计算；油层孔隙度按12.35%计
37、算；处理半径按15m计算，需要量约965m3。考虑到具体施工时间及其他因素的影响，实际设计为900 m3。施工前，跟工艺所对该井的实际进行调整，主要考虑到柳96-36井的油压以及注入压力很高，并考虑到施工过程的安全，取消了调剖段塞，仅注活性剂段塞。研究实际设计为900m3，预计施工共计30天。表5-3施工物料一览表段塞段塞注入量注入量m3配方配方原料用量原料用量活性活性剂剂9000.5%改性活性剂改性活性剂+0.3%助活性剂助活性剂+0.1%牺牲剂牺牲剂4.5t改性活性剂改性活性剂+2.7t助活性剂助活性剂+0.9t牺牲剂牺牲剂（2）柳）柳96-36井施工过程及流程井施工过程及流程 主体段塞用
38、量按主体段塞用量按Q=R2h 其中：其中：孔隙体积倍数，体系注入量为孔隙体积倍数，体系注入量为10PV合适；合适；R处理半径；处理半径；h 措施层厚度，措施层厚度，m；措施层平均孔隙度，。措施层平均孔隙度，。（3）柳）柳96-36井措施效果分析井措施效果分析表5-4 柳96-36井措施前后的生产数据表日期日期层位层位注水时间注水时间油压油压套压套压泵压泵压日配注量日配注量日注水量日注水量2009-10-11长长62411.21114.430332009-10-15长长62411.2111530332009-10-19长长62411.21114.330332009-10-23长长62411.21
39、114.230332009-10-27长长62411.611.513.630332009-10-31长长62411.611.51430332009-11-4长长62411.611.514.230332009-11-8长长62411.511.2143031 柳96-36注水压力略有上升，初步分析认为是加入表面活性剂驱后，驱油面积增大导致压力升高。井组产液量、产油变化不一，其中该井组中柳95-35已明显见效，具体情况见下图：截止目前，柳96-36井井组总增油量为118.31t。11.25日至11.29日这段变化曲线中，液量油量整体趋势比较平稳，稍有上升。通过对长庆油田五里湾一区长6油藏的储层地质的
40、分析表明，采用表面活性剂驱油技术进行提高原油采收率是可行的。采用一步法合成了系列双子表面活性剂，并对其合成方案与步骤进行了优化，确定了最佳合成工艺。并通过综合评价表面活性剂与模拟原油的低张力特性和相态特性，可知单独的表面活性剂中，GS14-3的性能最优；复配的表面活性剂中，最佳配方为JDY-R（0.2%E+0.3%A），此时复配表面活性剂体系与模拟油间界面张力可达到10-3mN/m数量级（即超低界面张力）。通过对聚合物调驱体系的室内研究，确定了新型梳形聚合物HJPAM的最佳浓度，以及弱凝胶体系的最佳配方。通过评价表面活性剂-聚合物复合调驱技术提高采收率的可行性并对其机理进行研究，结果表明：弱凝
41、胶技术和化学驱油技术具有良好的相容性，弱凝胶处理后，采用表面活性剂驱和聚表二元复合驱能在一定程度上进一步提高采收率。对柳96-36井进行了表面活性剂驱油技术现场试验，其施工过程较方便，全施工注入时间持续了1个月，注入量的新型表面活性剂总量为900m2。现场试验结果表明：柳95-35已经从日产液量为3.54上升到5.85,日产油量从2.89上升到4.68.从实施当日至今柳95-35累计增油量达到65.39t。通过对整个柳96-36对应的油井井组统计，从实施的当天起至今累计增油118.31t，效果较为明显。6.1 结论结论 6.2 认识认识 化学与环境工程学院College of Chemical and Environmental EngineeringCollege of Chemical and Environmental Engineering
