强碱三元体系与萨中地区油藏适应性研究

刘进祥，卢祥国，王荣健，马立华，张宝岩

(1.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318; 2.中海石油天津分公司 渤海石油研究院，天津 塘沽 300542；3.新疆油田公司 工程技术研究院，新疆 克拉玛依，834000)



强碱三元体系与萨中地区油藏适应性研究

刘进祥1，卢祥国1，王荣健2，马立华3，张宝岩1

(1.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318; 2.中海石油天津分公司 渤海石油研究院，天津 塘沽 300542；3.新疆油田公司 工程技术研究院，新疆 克拉玛依，834000)

为保证强碱三元复合驱在大庆油田萨中地区顺利实施，开展了强碱三元复合体系中聚合物分子线团尺寸及其影响因素、岩心渗透率极限及其影响因素和驱油剂分子线团尺寸与岩石孔喉半径匹配关系实验研究。结果表明，随聚合物相对分子质量增加，聚合物分子线团尺寸Dh增大；随聚合物浓度升高，聚合物溶液中Dh呈“增大—减小—增大”趋势；随剪切强度增大，聚合物溶液中Dh先降低后升高。驱油剂岩心渗透率极限随聚合物相对分子质量和浓度增大而增大，随剪切强度的增大而减小。油藏岩石与驱油剂聚合物的适应性受岩石渗透率、聚合物浓度、相对分子质量以及剪切强度等因素影响，强碱三元复合体系“孔喉半径中值/Dh”范围通常在11～21。

三元复合驱体系；油藏适应性；分子线团尺寸；聚合物相对分子质量；剪切强度；孔喉尺寸

刘进祥，卢祥国，王荣健，等.强碱三元体系与萨中地区油藏适应性研究[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(4):57-63.

LIU Jinxiang,LU Xiangguo,WANG Rongjian,et al.Study on adaptability of ASP flooding system to reservoir in Sazhong area [J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(4):57-63.

引　言

近年来，大庆油田为进一步提高采收率开展了大范围的三元复合驱，且取得了良好的效果，三元复合驱先导性试验和工业化试验提高采收率幅度达到18.6%～26.5%[1-3]。但油藏储层具有层系多、厚度大和渗透率变化范围广等特征，这给三元复合驱聚合物分子质量选择带来了困难。目前，大庆油田萨中地区许多一类油藏区块开展了聚驱和三元复合驱，一些二类和三类油层也已逐渐成为化学驱油技术研究和矿场应用的重点[4-6]，这客观上要求解决储层与驱油剂的适应性问题。本文从聚合物分子线团尺寸影响因素及其与储层岩石孔隙尺寸适应性方面进行研究，建立三元复合驱与萨中地区一、二、三类储层的适应性评价方法，为该类型储层三元复合驱聚合物相对分子质量选择提供依据。

1　实验材料及方法

1.1实验材料

聚合物为大庆炼化公司生产的部分水解聚丙烯酰胺干粉(HPAM)，相对分子质量分别为400×104、800×104、1 200×104、1 900×104和2 500×104，有效含量分别为88.0%、88.0%、90.3%、90.0%和90.91%。表面活性剂为大庆东昊公司生产的重烷基苯磺酸盐(有效含量为50%)。碱为NaOH，有效含量为99.8%。

实验岩心为人造柱状岩心[7-8]，其几何尺寸Φ×L=2.5cm×10cm，气测渗透率为(20～5 000)10-3μm2。

实验用水包括大庆采油一厂注入污水和注入清水。溶剂水离子组成见表1。

表1　水质分析Tab.1　Water quality analysis

1.2实验方法

1.2.1聚合物分子线团尺寸测试采用美国布鲁克海文BI-200SM型广角动/静态光散射仪系统(Brookhaven Instruments Cop，USA)测试，实验温度为45 ℃。

1.2.2渗流特性测试驱油剂的岩心适应性是指聚合物分子线团尺寸与岩心孔隙尺寸间的匹配关系。通常把某种驱油剂通过岩心不发生堵塞的最低渗透率称之为渗透率极限。渗透率极限可以通过岩心流动实验来确定，通过注入压力变化趋势来判定聚合物溶液通过岩心时是否发生堵塞。

仪器设备主要有平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其他部分置于温度为45 ℃的恒温箱内。实验流程见图1。

实验步骤包括：①岩心抽空饱和地层水，注模拟水，记录压力Δp1；②注驱油剂4～5pV，记录压力Δp2；③注后续水4～5pV，记录压力Δp3。

上述实验过程注入速度为0.3 mL/min，压力记录间隔为30 min。

1.2.3岩心毛管压力曲线测试采用TRQ/Y2002型氦孔隙度仪渗透率测定装置， 检测岩心毛管压力曲线、孔喉分布峰位、孔喉分布频率和渗透率贡献率等参数变化。

图1　实验设备与流程Fig.1　Experimental equipment and process

2　实验结果分析

2.1聚合物分子线团尺寸影响因素

2.1.1聚合物相对分子质量的影响采用注入清水配制聚合物浓度CP=1 000 mg/L的母液，加入质量浓度CS=3 000 mg/L的重烷基苯磺酸盐表面活性剂和浓度Ca=12 000 mg/L的碱NaOH，然后用注入污水稀释至CP= 100 mg/L、CS=300 mg/L和Ca=1 200 mg/L的目的液。聚合物分子线团尺寸Dh测试结果见表2。

表2　聚合物相对分子质量对Dh影响结果Tab.2　Effect of polymer relative molecular mass on polymer molecular group size Dh

从表2可以看出，随聚合物相对分子质量增大，其调驱剂分子线团尺寸Dh逐渐增大。与聚合物溶液相比较，在“碱/表面活性剂/聚合物”三元复合体系中，聚合物分子线团尺寸有所减小，这主要是因为当碱和表面活性剂加入后，溶液的矿化度明显增加，溶剂水中大量阳离子进入聚合物分子双电层，分子链上羧基所带负电荷几乎全被中和掉，基团电荷被屏蔽，分子链间的静电斥力大大减弱，聚合物分子链卷曲程度增加，分子线团尺寸Dh变小[9-10]；另外，无机阳离子使水化聚合物大分子发生去水化，分子链水化层变薄，特别是水化层(由电缩水化层及协同水化层构成)中占比重很大的协同水化层完全被破坏[10]，相邻水化层间距减小，水化膜黏弹性减小，导致分子线团蜷缩的位阻基本消失[11]，分子线团蜷缩，Dh变小。

2.1.2聚合物浓度的影响采用注入清水配制聚合物浓度CP=1 000mg/L的聚合物母液，加入质量浓度CS=3 000mg/L的表面活性剂重烷基苯磺酸盐和浓度Ca=12 000mg/L的碱NaOH，然后用注入污水分别稀释为CP=50mg/L、100mg/L、150mg/L和300mg/L，相应的CS=150mg/L、300mg/L、450mg/L和900mg/L，Ca=600mg/L、1 200mg/L、1 800mg/L和3 600mg/L的目的液。聚合物分子线团尺寸Dh测试结果见图2。

图2　Dh与聚合物质量浓度的关系Fig.2　Relationship between Dh and mass concentration of polymer

由图2可知，随聚合物浓度增加，聚合物分子线团尺寸Dh呈现先增大后减小、再增大的变化趋势。在聚合物浓度较低时，随着聚合物浓度增加，单位体积内分子线团数量增大，羧基所带负电荷增多，溶剂水中的阳离子对其屏蔽效应相对减弱，各个支链间的静电斥力得以增强，聚合物分子链舒展程度增加，聚合物分子线团尺寸Dh增大[9]；聚合物浓度增加到100 mg/L后，溶液中的自由溶剂水分子减少，聚合物分子链表面的水化层厚度开始大幅减小，线团紧缩，导致聚合物分子线团尺寸Dh减小；当聚合物浓度继续增加，聚合物分子间发生缠绕作用，从而导致聚合物分子线团尺寸Dh增加。溶液中表面活性剂阴离子会附着在聚合物分子表面，从而使聚合物的分子线团尺寸略有增加，而表面活性剂和碱中的阳离子会压缩聚合物溶液的扩散双电层从而使聚合物的分子线团尺寸减小，但阳离子浓度增加较小，因此对聚合物溶液的分子线团尺寸影响较小。

2.1.3剪切作用的影响采用注入清水配制CP=1 000 mg/L的聚合物母液，加入3 000 mg/L重烷基苯石油磺酸盐和12 000 mg/L强碱NaOH，用warning搅拌器进行剪切，使之黏度损失分别为0%、15%、30%和45%，然后用注入污水稀释至CP=100 mg/L、CS=300 mg/L和Ca=1 200 mg/L的目的液。三元复合体系中聚合物分子线团尺寸Dh测试结果见图3。

图3　Dh与剪切强度的关系Fig.3　Relationship between Dh of polymer and shear strength

由图3可知，在“碱/表面活性剂/聚合物”强碱三元复合体系中，剪切作用对聚合物分子线团尺寸Dh存在影响。随剪切强度增加，聚合物分子线团尺寸Dh呈现出先升高后降低的趋势。这是由于当聚合物溶液处于静止状态时，其中的大分子是以无规则线团分散在水中的[12]，在对溶液施以一个近似于0的极小的剪切力时，只要剪切速率未影响总的分子构象，无规则线团结构将保持不被扰动。随剪切速率增加，无规则线团被剪切力场的作用所破坏，由球形变成椭圆形，分子线团变长变细，熵下降，同时分子线团在溶液中顺流动方向定向[13]。剪切形变使分子流体力学等效球(分子线团尺寸)体积增加，从而表面积增加，导致内摩擦力增加，黏度相应上升[14]。但分子线团定向而导致流动阻力减小，克服了分子表面增大而造成的阻力增加，所以总的趋势仍是剪切变稀[14]。但当剪切强度继续增加时，聚合物分子链发生断裂，分子线团尺寸减小。

2.2孔喉半径对岩心渗透率的影响

岩心压汞测试结果见表3，平均喉道半径与岩心渗透率关系见图4。

表3　岩心压汞测试数据Tab.3　Core pressure mercury test data

图4　岩心渗透率与孔喉半径中值的关系Fig.4　Relationship between permeability and pore-throat radius median of cores

从表3可以看出，岩心分选系数较好，孔喉较均匀，连通性较好。随岩心渗透率增大，孔隙度增大，排驱压力和饱和度中值压力下降，退汞效率降低，平均喉道半径增加。低渗透与高渗透岩心孔隙结构差异主要为孔喉半径的差异。

从图4可以看出，随着岩心渗透率的增加，岩心的喉道半径逐渐增加。通过拟合可得岩心渗透率(Y)与喉道半径(X)的关系式为：

(1)

2.3强碱三元复合体系岩心渗透率极限及其影响因素

岩心渗透率极限实验，在一定渗透率岩心上进行不同条件调驱剂的岩心驱替实验。渗透率极限是调驱剂不发生堵塞的最小渗透率。

2.3.1聚合物相对分子质量及浓度的影响配制不同相对分子质量的聚合物Cp=800mg/L、1 200mg/L、1 600mg/L、2 000mg/L和2 400mg/L，Cs=3 000mg/L，Ca=12 000mg/L的强碱三元复合体系，用warning搅拌器剪切，剪切时间为12s，然后将其注入渗透率从高到低的岩心中。渗透率极限实验结果见图5和图6。

图5　聚合物浓度与岩心渗透率极限的关系Fig.5　Relationship between polymer mass concentration and core permeability limit

图6　聚合物相对分子质量与岩心渗透率极限的关系Fig.6　Relationship between polymer relative molecular mass and permeability limit

从图5和图6可以看出，随聚合物分子质量的增加，渗透率极限增大，这主要是因为随着聚合物相对分子质量的增加，聚合物的分子链长度增加，相应的聚合物分子线团尺寸(水动力学直径)增大，从而使聚合物溶液能够通过的岩心渗透率增大。随聚合物浓度增加，强碱三元复合体系的渗透率极限逐渐增大，这主要是因为随着聚合物浓度的增加，聚合物分子相互缠绕的程度愈大，导致聚合物分子线团尺寸(水力学直径)愈大，能通过的岩心孔喉直径愈大，岩心渗透率极限愈大。

将图5和图6中曲线进行拟合，可以得到渗透率极限相关方程。

在ASP强碱三元复合体系中，设聚合物相对分子质量为X(104)，与之相匹配的岩心渗透率极限为Y(10-3μm2)，则不同聚合物浓度下Y和X间满足方程式：

(1)CP=800mg/L下：Y=1.05×10-8X3-5.59×10-5X2+0.12X-3.76；

(2)

(2)CP=1 200mg/L下：Y=8.52×10-9X3-4.63×10-5X2+0.11X+16.89；

(3)

(3)CP=1 600mg/L下：Y=7.24×10-9X3-4.51×10-5X2+0.12X+26.51；

(4)

(4)CP=2 000mg/L下：Y=5.27×10-9X3-3.55×10-5X2+0.12X+47.16；

(5)

(5)CP=2 400mg/L下：Y=7.48×10-9X3-4.69×10-5X2+0.15X+58.23。

(6)

在ASP强碱三元复合体系中，设聚合物浓度为X(mg/L)，与之相匹配的岩心渗透率极限为Y(10-3μm2)，则不同聚合物相对分子质量下Y和X间满足方程式：

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

对于一定相对分子质量一定聚合物浓度的强碱三元复合体系来说，就可以通过式(2)至式(11)得到相应的渗透率极限。

2.3.2剪切作用的影响用不同相对分子质量的聚合物配制Cp=1 200mg/L、Cs=3 000mg/L、Ca=12 000mg/L强碱三元复合体系，用warning搅拌器进行剪切，剪切时间分别为4s(黏度损失15%)、8s(黏度损失30%)和12s(黏度损失45%)，然后将其注入渗透率从高到低的岩心中。渗透率极限实验结果见图7和图8。

图7　剪切强度与岩心渗透率极限的关系Fig.7　Relationship between shear strength and core permeability

图8　聚合物相对分子质量与岩心渗透率极限的关系Fig.8　Relationship between polymer relative molecular mass and core permeability limit

从图7和图8可以看出，随剪切强度增大，渗透率极限减小。当剪切强度较小时，聚合物分子聚集体形态由原来的无规则线团结构逐渐呈现伸展构象[14]，从而更加容易通过岩石孔隙喉道；当剪切强度较大时，部分聚合物分子会被剪断，相对分子质量下降[10]，从而更容易通过岩心孔隙喉道，进入更小的孔喉。

将图7和图8中曲线进行拟合，可以得到渗透率极限相关方程。

在ASP强碱三元复合体系中，设聚合物相对分子质量为X(104)，与之相匹配的岩心渗透率极限为Y(10-3μm2)，则不同剪切强度时Y和X间满足方程式：

(1)黏度损失率15%下：Y=5.31×10-9X3-4.16×10-5X2+0.15X+54.30；

(12)

(2)黏度损失率30%下：Y=2.69×10-9X3-2.69×10-5X2+0.11X+39.28；

(13)

(3)黏度损失率45%下：Y=8.52×10-9X3-4.63×10-5X2+0.11X+16.89。

(14)

在ASP强碱三元复合体系中，设黏度损失率为X(%)，与之相匹配的岩心渗透率极限为Y(10-3μm2)，则不同聚合物相对分子质量时Y和X间满足方程式：

(15)

(16)

(17)

(18)

(19)

对于一定相对分子质量一定黏度损失率的强碱三元复合体系来说，可以通过式(12)至式(19)得到相应的渗透率极限。

2.4孔隙半径中值与分子线团的关系

结合式(1)—式(19)和图2和图3可以得到孔喉半径中值/分子线团尺寸(Dh)与剪切强度和相对分子质量的关系，见表4。

表4　孔喉半径中值/Dh与相对分子质量的关系Tab.4　Relationship between ratio of core pore-throat radius median to polymer Dh and relative molecular mass of polymer

由表4可以看出，随着聚合物相对分子质量的增加，孔喉半径中值/分子线团尺寸(Dh)总体呈增加趋势，随着剪切强度的增加，孔喉半径中值/分子线团尺寸(Dh)逐渐下降。孔喉半径中值/分子线团尺寸(Dh)范围通常在11～21。

研究表明，油气储层为多孔介质，内部孔隙结构十分复杂，空间结构极不规则，具有几何尺寸狭小和空间分散性极强等特点。孔隙半径中值决定所适宜的聚合物分子线团回旋半径值[15]。对于普通聚合物溶液来说，油藏孔隙半径中值与聚合物分子回旋半径相比较，二者数值上相差5～10倍，单个聚合物分子在岩石孔隙内可以自由移动，不会产生堵塞[6]。而对于强碱三元复合体系来说，油藏孔隙半径中值与聚合物分子回旋半径相差5.5～10.5倍，这与普通聚合物溶液的油藏孔隙半径中值与聚合物分子回旋半径比值非常接近。

2.5萨中地区强碱三元驱油藏适应性条件

在化学驱过程中，从增加驱油剂在高渗透层内滞留水平和提高液流转向能力角度来看，驱油剂中聚合物相对分子质量应当高些，但从扩大波及体积(聚合物分子线团更多进入中低渗透层)角度来考虑，聚合物相对分子质量应当低些。为兼顾两方面效果，通常把聚合物通过80%油层厚度作为相对分子质量选择标准。

通过统计得出：萨中地区一类、二类和三类油层各小层厚度百分数累计达到80%时对应渗透率分别为47010-3μm2、18810-3μm2和6110-3μm2。因此，与萨中地区一类油藏相适应的聚合物浓度为2 400mg/L相对分子质量为1 900104、2 500104的强碱三元复合体系；与二类油藏相适应的聚合物浓度为2 400mg/L相对应分子质量分别为800104、1 200104，或聚合物浓度为2 000mg/L相对应分子质量分别为1 200104、1 900104，或聚合物浓度1 600mg/L相对应分子质量分别为1 900104、2 500104，或聚合物浓度1 200mg/L相对分子质量为2 500104的强碱三元复合体系；与三类油藏相适应的聚合物浓度为1 200mg/L相对分子质量为400104，或聚合物浓度为1 000mg/L、800mg/L相对分子质量为400104、800104的强碱三元复合体系。当剪切强度增加时，可以适当增加体系的浓度和相对分子质量。只有选择合适的聚合物浓度和相对分子质量，才能使调驱剂注入到地层深部，且起到良好的扩大波及体积和提高洗油效率的目的。

3　结　论

(1)随聚合物相对分子质量增加，强碱三元复合体系中Dh逐渐增大。随聚合物浓度增大，强碱三元复合体系中Dh呈现出先增大后减小再增大的趋势。随剪切强度增加，强碱三元复合体系中Dh先升高后降低。

(2)强碱三元复合体系岩心渗透率极限随聚合物相对分子质量和浓度增大而增大，随剪切强度的增大而减小。

(3)与萨中地区一类油藏相适应的聚合物浓度为2 400mg/L相对分子质量分别为1 900104、2 500104的强碱三元复合体系；与二类油藏相适应的聚合物浓度为2 400mg/L相对分子质量分别为800104、1 200104，或聚合物浓度为2 000mg/L相对分子质量分别为1 200104、1 900104，或聚合物浓度1 600mg/L相对分子质量分别为1 900104、2 500104，或聚合物浓度1 200mg/L相对分子质量为2 500104的强碱三元复合体系；与三类油藏相适应的聚合物浓度为1 200mg/L相对分子质量为400104，或聚合物浓度为1 000mg/L、800mg/L相对分子质量为分别400104、800104的强碱三元复合体系。

(4)油藏岩石与强碱三元复合体系的适应性受岩石渗透率、聚合物浓度、相对分子质量和剪切强度等因素的影响，孔喉半径中值/Dh范围通常在11～21。

[1]李士奎，朱焱，赵永胜，等.大庆油田三元复合驱试验效果评价研究[J].石油学报,2005,26(3):56-59.

[2]程杰成，吴军政，胡俊卿.三元复合驱提高原油采收率关键理论与技术[J].石油学报,2014,35(2):310-319.

CHENG Jiecheng,WU Junzheng,HU Junqing.Key theories and technologies for enhanced oil recovery of alkaline/surfactant/polymer flooding[J].Acta Petrolei Sinica,2014,35(2):310-319.

[3]王家禄，沈平平，陈永忠，等.三元复合驱提高原油采收率的三维物理模拟研究[J].石油学报,2005,26(5):61-67.

[4]张晓芹，关恒，王洪涛.大庆油田三类油层聚合物驱开发实践[J].石油勘探与开发,2006,33(3):374-377.

[5]王德民，程杰成，吴军政，等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用[J].石油学报,2005,26(1):74-79.

[6]朱友益，侯庆锋，简国庆，等.化学复合驱技术研究与应用现状及发展趋势[J].石油勘探与开发,2013,40(1):90-96.

ZHU Youyi,HOU Qingfeng,JIAN Guoqing,et al.Current development and application of chemical combination flooding technique[J].Petroleum Exploration and Development,2013,40(1):90-96.

[7]卢祥国，高振环，闫文华.人造岩心渗透率影响因素试验研究[J].大庆石油地质与开发,1994,13(4):53-55.

LU Xiangguo,GAO Zhenhuan,YAN Wenhua.Experimental study on the artificial core permeability influence factors[J].Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing,1994,13 (4):53-55.

[8]卢祥国，宋合龙，王景盛，等.石英砂环氧树脂胶结非均质模型制作方法：中国，ZL200510063665.8[P].2005-09-07.

[9]刘进祥，卢祥国，李国桥，等.特高矿化度Cr3+交联聚合物溶液渗流特性及其机制[J].中国石油大学学报(自然科学版),2013,37(6):145-152.

LIU Jinxiang,LU Xiangguo,LI Guoqiao,et al.Seepage characteristics and mechanism of Cr3+cross-linked polymer solution in ultra-high salinity media[J].Journal of China University of Petroleum(Natural Science Edition),2013,37(6):145-152.

[10] 卢祥国，王晓燕，李强，等.高温高矿化度条件下驱油剂中聚合物分子结构形态及其在中低渗油层中的渗流特性[J].化学学报,2010,68(12):1229-1234.

LU Xiangguo,WANG Xiaoyan,LI Qiang,et al.The polymer molecular configuration in the oil displacement agent with high temperature and salinity and its seepage property in the medium-low permeability layer[J].Acta Chimicasinica,2010,68(12):1229-1234.

[11] LU Xiangguo,WANG Xiaoyan,JIANG Weidong.Experimental study on the molecular dimention and configuration of polymer and its flow characteristics from electrolyte effect[J].Chinese Journal of Chemistry,2009,27(4):839-845.

[12] 曲彩霞，李美蓉，曹绪龙，等.原子力显微镜与动态光散射研究疏水缔合聚丙烯酰胺微观结构[J].高分子通报，2013(6)：57-63.

QU Caixia,LI Meirong,CAO Xulong,et al.Study on microstructure of hydrophobic associating polyacrylamide by atomic force microscopy and dynamic light scattering[J].Chinese Polymer Bulletin,2013(6):57-63.

[13] 刘进祥，卢祥国，刘敬发，等.交联聚合物溶液在岩心内成胶效果及机理[J].石油勘探与开发，2013，40(4)：474-480.

LIU Jinxiang,LU Xiangguo,LIU Jingfa,et al.Mechanism and gelling effects of linked polymer solution in the core[J].Petroleum Exploration and Development,2013,40(4):474-480.

[14] 韩显卿.提高采收率原理[M].北京：石油工业出版社，1990:41.

[15] 刘进祥，卢祥国，周彦霞，等.岩石孔隙对两性离子聚合物凝胶成胶效果影响[J].中国石油大学学报(自然科学版),2014,38(2):171-179.

LIU Jinxiang,LU Xiangguo,ZHOU Yanxia,et al.The influence of rock pore on the gel-forming of amphion polymer Gel[J].Journal of China University of Petroleum(Natural Science Edition),2014,38(2):171-179.

[16] 郭文敏，刘同敬，秦积舜，等.大庆油田聚合物驱后周期分质注聚合物技术[J].石油学报，2010，31(3):450-451.

GUO Wenmin,LIU Tongjing,QIN Jishun,et al.Cyclic injection technology of different polymer after polymer flooding in Daqing Oilfield[J].Acta Petrolei Sinica,2010,31(3):450-451.

责任编辑：贺元旦

Study on Adaptability of ASP Flooding System to Reservoir in Sazhong Area

LIU Jinxiang1,LU Xiangguo1,WANG Rongjian2,MA Lihua3,ZHANG Baoyan1

(1.Key Laboratory of EOM for Enhanced Oil Recovery,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,Heilongjiang,China;2.Bohai Oil Research Institute,Tianjin Branch of China Offshore Oil (China) Co.,Ltd.,Tianjin 300542,China;3.Research Institute of Engineering Technology,Xinjiang Oilfield Company,Kelamayi 834000,Xinjiang,China)

In order to ensure strong base ASP flooding successfully implemented in Sazhong area of Daqing Oilfield,the matching relations between rock pore throat radius and polymer molecular group size and its influencing factors,core permeability limit and its influencing factors,oil displacement agent molecular group size were studied by experiments.The results show that,with the polymer relative molecular mass increasing,the molecular group size of polymer in the ASP solution increases;with the concentration of polymer solution increasing,the molecular group size of polymer presents the trend of increasing-decreasing-increasing;with the shear strength increasing,the molecular group size of polymer decreases firstly and then increases.The core permeability limit of oil displacement agent increases with the polymer relative molecular mass and the polymer solution concentration increasing,and it decreases with shear strength increasing.The adaptability of ASP flooding system to reservoir rock is controlled by rock permeability,polymer solution concentration,polymer relative molecular mass and shear strength.The ratio of median value of pore-throat radius to polymer molecular group size is generally between 11 and 21 for strong base ASP flooding.

ASP flooding system;reservoir adaptability;molecular group size;relative molecular mass of polymer;shear strength;pore-throat size

A

2016-03-20

国家自然科学基金“抗盐型聚合物油藏适应性及其改进方法基础研究”(编号：51574086)；黑龙江省自然科学基金重点项目“抗盐型聚合物缔合程度及其油藏适应性研究”(编号：ZD201312)

刘进祥(1980-)，男，讲师，主要从事油田化学和提高油气采收率研究。E-mail: liujx_118@163.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.04.010

TE357.46

1673-064X(2016)04-0057-07