ASP复合驱油技术及相关理论

ASP复合驱油技术及相关理论石油是21世纪工业国家发展的主要能源，并且在国民经济的建设中起着举足轻重的作用。

在世界范围内，通过一次采油和二次采油，目前的石油采收率平均在30%～60%之间，还有大部分原油留在地下，采出这部分原油必须探索新的方法，即提高采收率技术（亦称三次采油技术）。目前比较成型的提高采收率技术可划分为四类：①热力驱（蒸气驱和火烧油层）；②气驱（二氧化碳驱、轻烃驱以及氮气或烟道气驱）；③化学驱（碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱、复合驱及泡沫驱）。④微生物驱。1979年，原石油工业部将提高采收率技术列为我国油田开发十大科学技术之一；

1982年组织专家，综合分析了国外五个主要石油生产国的十余种提高采收率技术的筛选标准，并对我国23个主力油田进行提高采收率技术粗筛选，经广泛调研，最终确定化学驱作为我国提高采收率的主攻技术。主要内容：1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题2.ASP三元复合驱配方体系筛选3.ASP三元复合驱相关理论探讨1917年，美国F.Squire，向注入水中加入廉价的碱剂；1925年，勃来德福油田，Na2CO3水溶液驱，结果令人失望。美国，60个碱驱矿场试验，未达到商业化规模；现场试验：采收率增幅有限，一般在2％左右（OOIP），最高不会超过6％～8％（OOIP）。原因：大量的碱耗、不适宜的流度比，最终造成很低的波及效率和驱油效率。60年代初：为提高波及系数，在碱水中加入聚合物——聚合物强化碱驱或碱强化聚合物驱。Tiorco公司最先进行先导试验，原油采收率增值达到26.4％（OOIP）。聚合物：降低驱油剂体系的流度，扩大波及效率；碱剂：

①同原油中的酸性有机物作用而生成活性物，降低油/水界面张力；②显著地降低聚合物在驱替过程中的损失。1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.1

发展历程驱替过程中：需始终保持“最佳含盐度”和“最佳碱度”，则须在注入时调节含盐量和碱量，但注入过程中的调节几乎不可能的。1956年，R.C.Nelson和Doscher等人提出：在碱水中加入合成的表面活性剂，以补偿在驱油过程中由于“最佳含盐度”和“最佳碱度”破坏而造成的界面张力升高的问题。本世纪20年代，M.De

Groot申请活性剂采油的专利，所使用的活性剂为混合物

；研究发现：各种不同的盐类同活性剂联合使用可以使油/水界面张力降到最低值；同时，溶液中加入各种添加剂可减少化学剂的吸附损失。不同组分试剂的混合使用，推动了低油/水界面张力活性剂驱油技术的产生。1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.1

发展历程活性剂驱油技术发展过程中曾出现了两种观点：（1）高浓度（＞5％wt）小段塞（约3％～20％PV）；（2）低浓度（＜1％wt）大段塞（15％～60％或更大PV）。每种体系构成：活性剂、助活性剂（低碳醇等），电解质等多种组分。技术——成功；经济——存在问题。

早期：

以胶束/聚合物驱为主段塞，为减少化学剂在驱替过程中的损失，在注主驱段塞前注一个碱水预冲洗段塞；为了防止后续注入水对主驱油段塞的冲稀，在主段塞之后注入一个聚合物溶液保护段塞。1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.1

发展历程

最早由Dome等几个石油公司开发的低活性剂浓度的ASP复合驱技术，一出现就受到了普遍的重视：在浓度低于0.5％wt的活性剂溶液中，加入适当的碱剂，配以适当的聚合物以保持体系足够的粘度，该体系几乎能得到与MP驱相同的采收率增幅，而化学剂的用量却降低至原来的十分之一甚至几十分之一。在20世纪80年代初，ASP三元复合驱油技术发展迅速。国外进行的矿场试验较少，美国怀俄明州的Kiehl油田进行2个ASP驱先导试验，采收率提高15％（OOIP）以上；

20世纪80年代后期：中国在前期研究的基础上明确提出了ASP三元复合驱的概念（建立了相应的行业标准），进行了大量、全面的研究，开发出针对高酸值原油和酸值极低的石蜡基原油的复合驱技术，在胜利、克拉玛依、大庆油田等进行了先导性矿场试验，取得了比水驱提高采收率20％（OOIP）以上的好效果。1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.1

发展历程活性剂对油水界面粘度的影响。近10年1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.2

技术现状

•复合体系界面特性的研究

达到超低界面张力体系配方研究（主要是磺酸盐类）；

界面张力的影响因素及变化规律；

动态界面张力现象。

•复合体系粘弹性的研究

复合体系的流度与驱油效率的关系；1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.2

技术现状1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.2

技术现状1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.2

技术现状1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.2

技术现状1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.2

技术现状经“八五”以来连续攻关，大庆已开展7个矿场试验，理论上的发展：（1）ASP复合驱适应高酸值原油，同时也适应低酸值原油（酸值小于0.1mgKOH/g原油），但不否认高酸值原油更易形成超低σ；（2）选择合适的破乳剂，在大庆油藏条件下，采出液破乳并不困难；（3）复合体系中的强碱会伤害油层并结垢，但同时可与地下原油形成

高粘乳状液，有利于降低流度比和提高波及体积，因此，可能部

分降低P用量；（4）选择合适的活性剂和合理的配方，可在较大的范围内与油藏流体和地层匹配。1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.2

技术现状大庆油田：2001年初总结复合驱经验，考虑到活性剂及破乳剂使用浓度低，而采收率提高幅度大，因此，从经济上看，复合驱在大庆油田可行。（360元/t油）到2001年底，暴露出严重问题：（1）碱垢导致严重的油层伤害，产液量下降、检泵周期急剧缩短，且已成为复合驱的普遍问题。（2）高碱造成了深度乳化，破乳极为困难。（3）与聚合物驱相比，几个扩大复合驱试验区效果差。1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.2

技术现状C/C0PVPA

S

1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题

1.3

存在的问题①复合驱只适于低浓度体系，若浓度高，成分间配伍问题则更突出；②界面张力达到超低作为配方筛选的必要条件，为此，在阴离子活性

剂体系中必须加入大量的碱，地层伤害严重，体系粘度损失大；③体系成分多，地层的色谱分离作用严重，协同效应损失（图例）。无法回答的问题：①“超低界面张力的重要性”是以均质物理模型驱替实验为基础得出的，而我国陆相生油的特点是地层的非均质性比较严重，界面张力是否仍起关键的作用？②在地面上经过优选、复配得到的超低界面张力驱油体系，在地下经过稀释、吸附、滞留、沉淀、油水相分配、色谱分离等一系列变化后，究竟能否继续保持超低界面张力状态，或者以超低界面张力状态运移（发挥作用）的距离究竟有多远？1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题1.3

存在的问题主要内容：1.ASP复合驱技术发展现状与存在的问题2.ASP三元复合驱配方体系筛选3.ASP三元复合驱相关理论探讨2.ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.2

碱的筛选2.3

聚合物的筛选2.4

配方体系的确定2.5

牺牲剂的选择2.6

结论与认识可实际应用于复合驱的活性剂主要有以下8种：石油磺酸盐；（已用于矿场）烷基苯磺酸盐；（已用于矿场）石油羧酸盐及植物羧酸盐；（已用于矿场试验）木质素磺酸盐；（复配剂用于矿场）芳基烷基磺酸盐；（试验阶段）α-烯烃磺酸盐；（泡沫驱用于矿场）非离子表面活性剂；（复配剂用于矿场）生物表面活性剂；（已用于矿场）2.

ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.

ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.1.1

基本要求活性剂基本作用：降低σ油/水，启动岩石孔隙中的残余油。适合复合驱活性剂必须满足的基本要求：（1）瞬时与平衡界面张力（稳定2h）达到超低；（σ油/水≤10-3mN／m数量级）；（2）浓度<0.6％（商品浓度），抗稀释性好，低浓度仍有良好界面活性；（3）类型尽可能单一，保证整个驱替过程中不发生严重的色谱分离现象；（4）与碱、聚合物有良好的配伍性，避免出现相分离、沉淀等现象；（5）在岩石上的最大静吸附损失量应小于1mg/g油砂；（6）具有一定的抗盐性和抗高价离子的能力，不易出现沉淀；（7）生物降解性好，无污染，常温下溶解性好，稀释配制方便；（8）生产工艺可靠，产品质量稳定，价格低廉，来源充足。CNPC:主表面活性剂油水界面张力达到超低；三元体系界面张力的稳定时间为3个月以上；三元体系岩心驱油效率比水驱提高20%；主表面活性剂成本低，售价10000元/吨左右；主表面活性剂原料来源广，可工业化生产；主表面活性剂组成要求尽量简单。2.

ASP三元复合驱配方体系筛选复合驱对活性剂的要求，依据油藏性质不同也有所差异：油藏渗透率高，油/水界面张力可以适当高一点；油藏渗透率低，油/水界面张力应尽可能低，以启动微小孔隙喉道中的残余油；油藏矿化度高，活性剂的抗盐性和抗二价离子的能力要强；高温油藏，活性剂要具有抗高温性能。活性剂还需具有高效、廉价、无污染的特点。2.1

表面活性剂的筛选2.1.1

基本要求对于二类油藏2.

ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.1.1

基本要求吸附量（mg/g）2.

ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.1.2

抗吸附性能(静态吸附)C/C00.40.30.20.1

0012345558md150md注入量=2PV三厂污水配制

注入体积活性剂在不同渗透率天然岩心上的动滞留动滞留量

低渗透比高渗透岩心增加20%以上2.

ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.1.2

抗吸附性能(动态滞留)

0.5

活性剂=0.3wt%2.

ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.1.2

抗吸附性能

界面张力检测测量体系

油

砂达不到10-3mN/m结束实

验，比较抗吸附次数

N

次

上层清

夜新油砂多次吸附实验流程图百

分

比

,%界面张力(mN/m)0.00010.0010.010.1050100150时间(分)0123450.5624.73525.3890.2874.1949.05810.889.9974.9362.1074.012.242.8980515102520232

246

260

274

288

302

316

330

344

358

372

386

400

414分子量

平均分子量＝31118.712杏二中活性剂多次吸附后界面张力变化

2.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.1

表面活性剂的筛选

2.1.2

抗吸附性能30

1百分比，

%界面张力(mN/m)

0.1

0.01

0.0010.00011050100150时间（分）012345604020

080302318330分子量小井距活性剂多次吸附后界面张力变化2.

ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.1.2

抗吸附性能2.ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.2

碱的筛选2.3

聚合物的筛选2.4

配方体系的确定2.5

牺牲剂的选择2.6

结论与认识1.2wt%NaOH浸泡90天1.2wt%Na2CO3浸泡90天硅离子浓度，mg/L2.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.2

碱剂的筛选16001200

800

400

0高岭土伊利石石英斜长石

矿物名称单矿物与碱作用后硅离子浓度变化静态浸泡实验项目气测渗透率-32(10μm)水测渗透率-32(10μm)注碱后水测渗透-32率(10μm)碱敏指数碱液高渗透1340475.2396.00.171.2%NaOH1339470.9414.40.121.2%NaCO23低渗透28796.458.10.391.2%NaOH324142.490.50.361.2%NaOH297129.4110.00.151.2%NaCO232.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.2

碱剂的筛选

碱液岩心流动实验Ia=ko-ki

ko碱敏指数其中：

Ia—碱敏指数

ko—注碱之前的水测渗透率

ki—注碱之后的水测渗透率人造岩心碱溶液流动实验结果碱敏指数0.60.50.40.30.20.1

02.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.2

碱剂的筛选

0.8

0.70100200300400500NaOHNa2CO3

渗透率,md天然岩心碱溶液流动实验统计图影响碱敏指数因素：渗透率、骨架及粘土矿物种类与含量、粒径中值、孔隙度等。项目区块目的层井距（m）有效渗透率-32(10μm)产液指数下降幅度，%碱型北一断西葡Ⅰ1-425051285.3NaOH杏二西3葡Ⅰ320065881.0杏二中葡Ⅰ2-325040482.5北一断东萨Ⅱ1-912567060.1南五区葡Ⅰ1-217550166.2中区西部萨Ⅱ1-310650958.8NaCO23北三西葡Ⅰ1-425065748.02.2

碱剂的筛选2.

ASP三元复合驱配方体系筛选三元试验区块产液指数下降幅度对比表采液能力下降的主要原因：乳化、结垢严重。2.2

碱剂的筛选2.

ASP三元复合驱配方体系筛选复合驱体系配方中碱剂选取的建议：•尽量选用低碱/弱碱体系；•对于渗透率条件相对较好的油层，若无合适的活性剂，可以暂时选用强碱体系，但碱加量要尽量低，待条件成熟后再转为弱碱体系；•采用强碱的油层试验区块，建议使用防垢剂，以防止强碱对于地层伤害所带来的地层堵塞；•加强复合体系弱碱化的攻关研究，以保证复合驱技术的广泛应用。2.ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.2

碱的筛选2.3

聚合物的筛选2.4

配方体系的确定2.5

牺牲剂的选择2.6

结论与认识渗透率，md350300250200150100

50

005001000150020002500聚合物分子量，4

堵塞

通过

中值

聚驱

线性

(中值)y

=

0.0736x2.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.3

聚合物的筛选

用于驱油的聚合物主要是HPAM类。2.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.3

聚合物的筛选

用于驱油的聚合物主要是HPAM类。

ASP三元复合驱体系中，

线性聚合物分子量与油层渗透率匹配关系：聚合物分子量

1000万

1200万

1600万

2000万可通过的渗透率下限

～50mD

～80mD

～120mD

～150mD500700900110013001500170019002100

2.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.3

聚合物的筛选160

y

=

143.29Ln(x)-938.01140120100

80

60

40

20

0累计储量,%储量分布,%北二西三元试验区渗透率储量分布统计040206080100<100200-300

400-500

600-700

800-900

1000-

1100

渗透率,md0102030储量分布累计储量聚合物选取的建议：•

矿场应用要根据油层渗透率

分布情况，选择合适的聚合物分子量，在保证注入能力的前提下，尽量选择相对较高分子量的聚合物；•

聚合物的选择，以满足80%

以上储量分布所对应的聚合

物分子量为宜。

h2.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.3

聚合物的筛选2.ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.2

碱的筛选2.3

聚合物的筛选2.4

配方体系的确定2.5

牺牲剂的选择2.6

结论与认识2.4

配方体系的确定2.

ASP三元复合驱配方体系筛选应用于矿场的配方体系，要经过多方面的考察。大庆某区块的应用实例：组分相对单一的烷基苯磺酸盐弱碱

Na2CO3线性聚合物（分子量后期确定）-2--1-3--2-4--3活性剂浓度(wt%)0.811.21.41.6

0.0251.80.1

碱浓度(wt%)烷基苯磺酸盐界面活性图2.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.4

配方体系的确定

0.3

0.2

超低界面张力范围：Na2CO3：1.0～1.6wt%；

S：0.025-0.3wt%0.052.4

配方体系的确定2.

ASP三元复合驱配方体系筛选

由于油层有效渗透率较低，为保证注入能力，三元体系粘度不应高于30mPa.s，但太低又将影响复合驱效果，综合考虑，确定三元复合驱体系粘度在30mPa.s左右较为合适。因此，不宜选择超高分子量的聚合物，以保证低渗透油层的三元复合体系的注入能力。粘度(mPa.s)组分相Na

对

CO3=1.2%

=0.3%,

=0.3%

苯磺酸盐

:0.3wt%弱碱活性剂烷基单一的CO

CO3=1.2%Na2Na十

3

2:1.2wt%01060504030202.

ASP三元复合驱配方体系筛选

2.4

配方体系的确定

7005001000

150020002500聚合物浓度(mg/L)1600万1900万

弱碱活性剂

2

北

三联污水北十三联污水依据粘浓曲线可知：分子量1600万的聚合物和1900万的聚合物粘度相近，实际选择了1700万分子量的聚合物。2.4

配方体系的确定2.

ASP三元复合驱配方体系筛选根据以上研究确定：•三元复合体系的主、副段塞中，聚合物的浓度皆为2000mg/L(商品)；•聚合物前置段塞及后续保护段塞中由于无碱，所需聚合

物浓度可以相对低些。对于1700万分子量聚合物，浓度

在1350

mg/L（商品）时，粘度就可达到30mPa.s。2.4

配方体系的确定2.

ASP三元复合驱配方体系筛选ASP三元配方体系的综合考查：驱油物理模拟实验；考察驱油效果（天然岩心）。选用配方:烷基苯磺酸盐-0.3wt%;Na2CO3=1.4wt%;1700万分子量线性聚合物-2000mg/L。序号模型编号气测渗透率-3(×10μm)含油饱和度(%)水驱采收率(%)ASP驱采收率(%)ASP驱平均(%)总采收率(%)1t-04-10105669.246.417.917.964.32t-04-22105671.647.622.670.23t-04-28112371.644.919.063.94t-04-126127072.041.719.060.75t-04-105189275.548.417.065.46t-04-10-1163872.547.818.766.57t-04-109143578.046.617.564.18t-04-113119967.655.018.873.82.4

配方体系的确定2.

ASP三元复合驱配方体系筛选物理模拟实验结果优选的ASP复合体系，平均比水驱提高采收率18%（OOIP）。2.ASP三元复合驱配方体系筛选2.1

表面活性剂的筛选2.2

碱的筛选2.3

聚合物的筛选2.4

配方体系的确定2.5

牺牲剂的选择2.6

结论与认识2.ASP三元复合驱配方体系筛选2.5

牺牲剂的选择

由于油层岩石表面存在很强的吸附性能,特别对于活性剂的吸附量更大，最终将导致三元复合驱的难以成功应用。

可用作牺牲剂的成分很多,如无机的NaOH与碱性盐(Na2CO3、Na3PO4、六偏磷酸钠等)，有机的羧酸盐、磺酸盐、鼠李糖酯等。

这里主要介绍木质素磺酸钠作为牺牲剂，主表面活性剂选组分相对单一的烷基苯磺酸盐表面活性剂，考察牺牲剂的作用。吸附量(mg/g砂)1.81.61.41.2

10.80.60.40.2

02.ASP三元复合驱配方体系筛选2.5

牺牲剂的选择

200.050.10.150.20.250.3未加牺牲剂加0.2%牺牲剂

活性剂平衡浓度(wt%)

活性剂吸附等温线可以看出，加入牺牲剂后，表活剂吸附量明显降低C/C0151md注2PV0.3%

活性剂118md,

加1PV0.2%00.25

0.20.15

0.10.05012

345151×10-3μm2,注2PV0.3wt%主表面活性剂118×10-3μm2,注2PV0.3wt%主表面活性剂

加1PV0.wt%牺牲剂

牺牲剂2.ASP三元复合驱配方体系筛选2.5

牺牲剂的选择

注入体积

(PV)

主表面活性剂动滞留曲线加入牺牲剂后，主表活剂动吸附量减少界面张力(mN/m)2.ASP三元复合驱配方体系筛选2.5

牺牲剂的选择100.050.1

0.150.20.25NaOH:1.2wt%NaOH:1.4wt%

NaOH:1.6wt%

0.1

0.01

0.0010.0001主表面活性剂:0.2wt%

木质素磺酸盐浓度(wt%)

牺牲剂对体系界面张力的影响加入牺牲剂后，体系界面张力没有太大改变界面张力(mN/m)00.20.40.60.811.21.42.ASP三元复合驱配方体系筛选2.5

牺牲剂的选择

1

主剂浓度0.2％，NaOH浓度0.8％

0.1

0.01

0.0010.0001度:0.2wt％:0.2wt

木质素0.1

磺酸盐

浓度0.8主剂浓度0.2％，

％，木质素

％，NaOH

:0.1wt%

％

NaOH浓度(wt%)

牺牲剂加入前后界面张力的变化主表剂与牺牲剂的协同效应对界面张力影响不大粘度(mPa·s)353025201510

5

02.ASP三元复合驱配方体系筛选2.5

牺牲剂的选择

45

406008001000120014001600180020002200主剂浓度:0.2wt%主剂浓度:0.2wt%,牺牲剂浓度:0.1wt%线性聚合物:1600万分子量NaOH:1.2wt%

聚合物浓度(mg/L)加入牺牲剂前后三元体系粘度变化

加入牺牲剂后对体系粘度没有影响第三部分：ASP三元复合驱相关理论探讨主要内容：1.复合驱的基本原理2.碱剂在复合体系中的作用及相关机制3.复合体系的流变性研究4.复合驱油宏观物理模拟实验5.微观驱油物理模拟实验研究6.驱替过程中吸附及色谱分离7.对有关复合驱理论的再认识1.复合驱的基本原理1.1

基本概念1.2

理论依据1.3

效果比较1.4

协同效应1.复合驱的基本原理复合驱：两种或两种以上化学驱主剂组合起来的驱替方式。复合驱有多种组合方式：AS、AP、SP、ASP又根据侧重点不同，分出不同种类：1.1

基本概念N

C

μW

vWφσ

OW==粘滞力毛管力毛管准数理

论：Foster

（1973年）：

Nc达到10-2时，残余油饱和度接近零→σ必须降至0.001mN/m；W.H.Wade（1977年）：

σ降低三个数量级，可使残余油减少一半；若降低四个数量级，可使理论的水驱效率达到100%；R.L.Reed等人（1977年）：活性剂水溶液和原油形成并保持超低界面张力的性能是决定驱油效率的关键因素。1.复合驱的基本原理

1.2

理论依据驱油效率

/剩余油饱和度

%ASP驱的研究焦点形成超低界面张力提高Nc的方法：增大驱替速度vw，2～3倍；μWvWφσ

OW=NC

=粘滞力毛管力驱油效率剩余油饱和度

提高驱替液粘度μW，10～50倍；

降低σO/W，可达3～4个数量级。σ

O/W1.复合驱的基本原理

1.2

理论依据1.3

效果比较1.复合驱的基本原理ηA＋P复合

≈

5

η碱驱

≈

3

η聚驱复合驱通常比单一的驱替有更高的采收率。复合方式配方组成（%）水驱采收率（%）复合驱采收率（水驱剩余采收率）ASA：1.0S：0.138.222.5APA：1.0P：0.140.923.2ASPA：1.0S：0.1P：0.135.454.7ASP复合驱有更好的驱油效果。主要原因：体系中P、S和A有协同效应。复合驱替方式比较（A-Na2CO3，S-R(CH2CH2O)3SO3Na，P-HPAM）1.3

效果比较1.复合驱的基本原理溶液W×100溶质界面张力（mN/m）石油磺酸盐0.15.5NaOH0.82.1石油磺酸盐NaOH0.10.80.02活性剂与碱复配后，界面活性大大提高

。1.4

协同效应1.复合驱的基本原理（1）聚合物对驱油介质的稠化，可减少活性剂和碱的损耗；（2）碱可与Ca2+、Mg2+反应或与粘土进行离子交换，保护聚合物和活性剂（碱是良好的牺牲剂）；（3）碱增加岩石表面的负电性，减少聚合物和活性剂的吸附损失。1.5

协同效应1.复合驱的基本原理2.碱剂在复合体系中的作用及相关机制2.1

碱对降低界面张力的作用2.2

碱垢的形成及原因2.3

碱对复合驱乳状液的影响2.4

ASP复合驱中碱剂的采出2.5

碱剂对油滴卷离的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨IFT（mN/m）IFT(mN/m)0.000100.10.20.30.40.50.60.7活性剂SY

图1

三种活性剂HY61、HY41、ORS41的稳态IFT比较（S=0.3%，模拟注入水矿化度3800mg/L，盐水为NaCl3500mg/L，45℃）0.0001

1

0.1

0.1

0.010.001

0.00100.10.20.30.40.50.60.7NaOH=1.0%0.8

0.91.11.21.3NaOH（%）HY61注入水HY41盐水ORS41盐水2.碱在复合体系中的作用

2.1

碱对降低界面张力的作用HPAM（mg/L）CNaOH（%，wt）00.30.60.81.01.203.33-11.34×10-24.38×10-33.44×10-32.4×10-36.77×106002.58-11.21×10-24.07×10-33.19×10-34.3×10-35.02×108003.73-11.26×10-24.37×10-34.45×10-33.52×10-35.43×1010003.41-11.30×10-24.76×10-33.89×10-33.52×10-35.72×1012002.62-11.16×10-24.65×10-34.23×10-33.71×10-35.36×10注：ORS-41的有效浓度0.3%，矿化度3700mg/L的模拟注入水配样，45℃下测120min。表2-1碱和聚合物对油/水界面张力的影响2.碱在复合体系中的作用

2.1

碱对降低界面张力的作用IFT(mN/m)

10

1

0.1

0.010.00100.20.40.60.811.21.4HPAM(mg/L):

0

600

800

1000

1200

NaOH(%)

图1.1

碱及聚合物对界面张力的影响

碱是影响界面张力的主要组分（S=0.05%~0.35%，P=0~1200mg/L

，A＞0.7%

）2.碱在复合体系中的作用

2.1

碱对降低界面张力的作用2.碱在复合体系中的作用2.1

碱对降低界面张力的作用编号取样时间垢样外观垢样厚度mm无机垢组成与含量（%）有机垢%SiO2FeO23AlO23CaOBaOMgOBaSO*4B-198.08灰色片状2~337.73.51.814.512.60.319.79.9B-299.06深褐色片状1~244.31.80.926.24.10.4/22.3编号取样时间垢样外观垢样厚度mm无机垢组成与含量（%）有机垢%SiO2FeO23AlO23CaOX-198.08白色致密1~268.22.44.68.512.12.2碱垢的形成及原因

北1-6-P34井垢样分析

杏2-2-试1井垢样分析2.碱在复合体系中的作用分析：•1976年以前：矿场碱驱，碱用量0.0376～0.257kg/m3，在生产井流出物中几乎检测不到碱；•Orcutt油田：碱驱先导性试验，CA=

0.734kg/m3；很长一段时间——近乎“违规”操作，邻近井中可明显检测出碱。•大庆油田：ASP复合驱，

CA=

1.2%（wt，NaOH

）；相当于12Kg/m3，出现碱垢等一系列问题应属必然。2.2碱垢的形成及原因2.碱在复合体系中的作用①油包水型（W/O）平均含水54.7%，采出液呈棕色，粘度在70~117mPa.s，乳状液体积占采出液的20%~30%。②复合型（W/O和O/W共存）在含水继续上升到70%左右时，采出液仍呈棕色，但粘度已下降至20mPa.s，乳状液的体积不足20%，此时为W/O和O/W共存。2.3

碱对复合驱乳状液的影响2.碱在复合体系中的作用乳状液稳定性主要决定于油/水界面膜。

原油中的胶质、沥青质、石蜡、石油酸皂及微量的粘土颗粒在这里起到了天然乳化剂的作用，吸附到油/水界面上，形成具有一定强度的粘弹性膜，使原油乳状液稳定。析水率（%）图2.2

NaOH浓度对复合体系与原油乳状液稳定性的影响5040302010

060110100100010000时间（min）NaOH-0.3%NaOH-0.6%NaOH-1.0%NaOH-1.2%将原油与不同碱浓度的ASP复合体系混合，45℃下恒温预热30min，磁力高速搅拌5min，测不同时间的析水率。

2.碱在复合体系中的作用2.3

碱对复合驱乳状液的影响

①碱浓度与原油乳状液的稳定性吸光度作参比，利用分光光度2.5

21.5

10.5

0101000

100

时间（min）图2.3

NaOH对乳状液稳定性的影响NaOH-0.3%

以同浓度的HPAM溶液NaOH-0.6%NaOH-1.0%NaOH-1.2%

计于室温下测试以上各

样品水相的吸光度。

深度乳化

2.碱在复合体系中的作用2.3

碱对复合驱乳状液的影响

②水相在不同时间的吸光度NaOH相对浓度（C/C0）NaOH浓度(mg/L)00.30.20.100.511.52

累积注入量（PV）图2.4

ASP驱产出NaOH浓度变化012001000

800

600

400

2000.4

140014

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

注入时间（月）图2.5

大庆杏5-试3-2井NaOH采出浓度曲线2.4ASP复合驱中碱剂的采出2.碱在复合体系中的作用

注0.3PV复合体系，再后续水驱0.4PV，出口开始见NaOH，至累积后续水驱达0.7PV时（总累积注入量近1PV），NaOH产出浓度达最大（为原注入浓度的0.35倍）。

NaOH在岩心中的吸附量为总注入量的1/3，而其余的2/3随驱替液而产出。

——考虑降低碱的用量。θ2.5碱剂对油滴卷离的作用2.碱在复合体系中的作用σSWσOW

W

SσSWW

S

O

W

SσSO-σSW≥σOWσOWθ

O

θ

σOWcosθ

σSO

OσOWcosθ

σSO

油滴的卷离与剩余功示意图W.Kling和H.Lange（导出与油滴卷离相关的剩余功概念）：设

油滴脱离岩石表面所需的挤压力为R，则：R

=

σso－σsw＋σow

cosθ若以σso－σ

≡

j表示系统内的润湿性（sw

j命名为润湿张力），则：

R=j+σow

cosθ2.5碱剂对油滴卷离的作用2.碱在复合体系中的作用讨论：①当△j≥σow时：油滴自动向上挤压，直到形成球形（表面完全亲水状态），最终将离开岩石表面；②当△j＜σow时：油滴同样向上挤压，但在R=0时停止，此时，需要外力作功才能使油滴脱离岩石表面。对于烷基苯磺酸钠体系：若

CA＞0.1%，则

σow≤10-1mN/m，相应的

△j=1～10mN/m，满足△j≥σow，可使亲油表面反转为亲水表面（有利于驱油）；此时，再通过增大体系粘度提高对油滴的剪切应力，从两个方面同时作用。

——降低碱用量。2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

碱对降低界面张力的作用

碱对油相的作用碱皂化石油酸，有

碱对活性剂的作用改变活性剂荷电性碱对水相的作用

碱影响水相氢键利于降低界面张力

活性剂疏水链与油相相似性

降低界面张力到超低

认识碱的作用，探讨无碱/弱碱体系驱油的理论依据CH3(CH2

)n

COOH+

NaOH=

CH3(CH2

)n

COONa+

H2O

2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨（1）碱与原油中酸性组分反应生成新的活性剂（文献）W.K.Seifert

,

T.F.Yen,

D.T.Wasan：界面上活性组分主要为分子量300~400的不同结构的长链羧酸，饱和脂肪酸、取代的非饱和脂肪酸、芳香族酸、二元酸、含N、S原子的化合物等。例如：碱与环烷酸反应碱水-油体系中最佳含盐量的概念活性剂的界面吸附受离子强度影响大，不同长度碳链的活性剂在油/水界面吸附时，存在一个降低界面张力的最佳盐、碱度。2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨(2)调节体系离子强度（文献）对于大庆低酸值原油而言，碱与石油酸反应新生成活性剂有助于油/水界面张力的降低。三次平行实验结果：0.616mg/g原油2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨油滴，体积约2μL复合体系水溶液，体积约

0.2876mL异构酸在整个复合体系中的总浓度为：

0.4mg/L初期在油滴表面吸附，动态界面张力很低；后期扩散进入体相，将失去降低界面张力作用。2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨显著影响界面张力的组分——异构酸。但是，异构酸在原油中的含量仅仅0.006%。

测试界面张力：IFT(mN/m)10102030405060HABS0.3HABS0.4

HABS0.5

HABS0.6

0.10.01

T(min)直馏柴油与不同浓度SY水溶液（无碱）的界面张力（C15～C24）随着SY浓度的提高，界面张力基本保持不变。SY-0.3SY-0.4SY-0.5SY-0.62.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

无酸油相界面张力的降低IFT(mN/m)0.0001010203040506070ABS0ABS0HSY-0.4

4HABS0.5SY-0.5

SY-0.60.00001

T(min)

直馏柴油与SY-NaOH(1%)水溶液的界面张力（C15～C24）

此外实验了直馏煤油、汽油，结果相似。

低酸值原油中的石油酸皂化，不是体系界面张力降至超低的决定因素。2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

0.1

0.01

0.001

HSY-0.3

3R—O—S—O—H

O《兰氏化学手册》《精细华工常用原材料手册》

纯烷基苯磺酸盐水溶液：

pH=7.0

or

7.5

~

9.0

or

9.52.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨(RArSO3)2H－将进一步诱导活性剂在很低的浓度下即开始形成稳定的大胶束（H—胶束）：若体系中不加碱，则RArSO3H将占据平衡组分中一定的比例，且与RArSO3－形成离子—分子络合物(Ionomolecular

Complex)

:2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨NaOHH-胶束

稳定Na-胶束

不稳定2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨大较稳定不稳定

单位体积内活性单体数量增大胶束2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

静

电

斥

力(1)

碱作用之一吸光值A仅存在于地

0.2

0.4

色不同碱浓度下的吸光值0

2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

NaOH破坏H-胶束的实验验证:

①

紫外探针法

21.5

10.500.6NaOH（mol/L）S-0.3%S-0.4%

S-0.5%

S-0.6%

表的薁——湛蓝对紫外光极为敏感，作为紫外探针图1.34a

SY水溶液扫描电镜图粒度大，超量程。

大粒径高度:300～400nm。（HABS-0.2%，无碱体系）NaOH破坏H-胶束的实验验证:②

原子力显微镜2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨图1.34b

加入NaOH（0.05%）时SY水溶液扫描电镜图（HABS-0.2%，

NaOH-0.05%

）高度差：30～70nmNaOH破坏H-胶束的实验验证:②

原子力显微镜2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨（HABS-0.2%，

NaOH-0.2%

）高度差：30～160nm图1.34c

加入NaOH（0.2%）时SY水溶液扫描电镜图NaOH破坏H-胶束的实验验证:②

原子力显微镜2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨粒径（nm）00.30.60.91.21.51.82.1

NaOH浓度(wt%)03课题——新型驱油体系驱油机理研究2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

十二烷基苯磺酸钠

（0.3%）

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

003课题——新型驱油体系驱油机理研究NaOH0.0%NaOH0.6%NaOH0.3%NaOH1.2%

低碱条件下，碱破坏胶束，更多的活性剂自由单体迁移到油水界面上，

IFT随碱浓度增加而降低，达到最低值；

碱浓度过高时，离子强度增大，压缩双电层，促进形成大的Na+胶束，活性剂自由单体数量反而下降，迁移到界面上的活性剂自由单体数量减少，不利于降低界面张力。2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

十二烷基苯磺酸钠

（0.3%）粒径（nm）00.511.522.5

NaOH浓度（wt%）03课题——新型驱油体系驱油机理研究2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

甜菜碱型（0.3%）

5000

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0NaOH甜菜碱00.06%NaOH

0.12%甜菜碱

0.06%稀释后，碱的加入打破了原课题——新型驱油体系驱油机理研究粒明显变小。03来的层状胶束，使胶束颗2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

甜菜碱型（0.06%）HABS（%）W（A）/W（S）NaCl（%）Na2CO3（%）σ（mN/m）0.131.60-23.84×100.201.01.2-21.10×100.531.61.2-36.45×101.031.60-23.25×102.031.60-21.86×102.831.60-33.80×1003课题——新型驱油体系驱油机理研究无碱的高浓度体系：胶束溶液，界面张力亦可超低。2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨(2)

碱作用之二强化水分子间氢键，改善水相环境，相当于同时增强了活性剂的亲水性能和疏水性能，从而提高活性剂的界面活性。几种典型的碱、盐对δ(H217O)的影响关系NaHCO3对水相氢键结构没有促进作用；而NaCl、Na2CO3、NaOH三者对水相氢键结构的促进作用则依次增强。2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨2.碱在复合体系中的作用（3）活性剂自身结构与油相相近对降低界面张力的影响

活性剂自身结构与油相相近，有利于降低界面张力。2.6

碱降低界面张力的机理探讨IFT(mN/m)10102030405060T(min)NaCl0.2%+NaOH0.6%

无碱无盐

0.1

0.01

0.0010.0001

2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨（3）活性剂自身结构与油相相近对降低界面张力的影响

活性剂自身结构与油相相近，有利于降低界面张力，但是，没有碱的作用仍然难以降至超低状态。03课题——新型驱油体系驱油机理研究研究证明：对应油/水界面张力超低！HLB

≈

6～8？2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨03课题——新型驱油体系驱油机理研究HLB＞8HLB＜6HLB≈72.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨03课题——新型驱油体系驱油机理研究？O/WW/O2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨03课题——新型驱油体系驱油机理研究双连续相2.碱在复合体系中的作用2.6

碱降低界面张力的机理探讨03课题——新型驱油体系驱油机理研究亲水基

2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨临界堆积参数P

依据几何学：若分子体积只有圆柱体的1/3，即为圆锥体。

许多圆锥体堆积为一个球形胶束。

疏水基

ao

Va

0l

c

l

c临界堆积参数

P

=2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

a0

lcP≤1/3球形胶束1/3＜P＜1/2

圆柱形胶束1/2＜P＜1

泡囊，柔性双层P~1

层状P＞

03课题——新型驱

胶体系驱油机理研究1

反

油束

Va

0l

cP

=03课题——新型驱油体系驱油机理研究2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

P＜1增大活性剂亲水基截面积和水溶性

P≈1亲水性和亲油性达到平衡P＞1增加活性剂的

疏水基链长

（1）P＜1：O/W（2）P＞1：W/O油水界面上，活性剂单层吸附；（3）P≈1：双连续相，油/水界面张力达到超低，

活性剂

非

单层

吸附，油/水界面是

微乳液层状态。03课题——新型驱油体系驱油机理研究复配体系：

阴离子与阳离子

阴离子与非离子复配

新型甜菜碱型

两性离子活性剂阴-非两性离子型

2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

HLB

=

7＋∑(亲水基数)

-∑(亲油基数)活性剂结构：

小亲水头、大疏水链（双尾、支链结构）；

阴离子型（高盐体系中）；IFT（mN/m）

0.01

0.0010.00010.101020304050

60708090100

时间（min）03课题——新型驱油体系驱油机理研究二元

HY-2三元

HY-2三元：S-0.3%

+

P-0.1%

+

Na2CO3-1.0%；2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨

二元：S-0.3%

+

P-0.1%；IFT（

mN/m）03课题——新型驱油体系驱油机理研究10

10

20

30

40

50

60

70时间（min）二元ORS-41+北12

二元ORS-41+IV下

三元ORS-41+北12

三元ORS-41+IV下

0.1

能否形成超低界面张力（HLB≈6～8），活性剂自身结构只是

0.01因素之一，与外部环境如与油相的匹配关系不可忽视——等效碳原子数EACN（原油一般7～9）。此外，温度、pH值、矿化度等都有不同的影响。2.碱在复合体系中的作用

2.6

碱降低界面张力的机理探讨2.7阶段认识碱剂浓度直接与复合体系的界面张力对应，加碱有利于降低界面张力，但也是矿场结垢及深度乳化的直接原因。注入油田的复合体系中的碱剂，有大约2/3被采出。从油滴的卷离与剩余功的角度看，碱的加入量不必过高，低碱高粘度的复合体系完全有能力将油滴剥离于岩石表面，碱剂加量应综合考虑多方因素。对于低酸值原油，酸性活性物质与碱反应生成自表活剂，通过吸附-扩散影响动态界面张力，但对平衡界面张力影响不大。活性剂要聚集于油/水界面并形成双连续相，才可降低界面张力到达超低状态，此时HLB≈6～8，相应的临界堆积参数P≈1，活性剂在界面的吸附非单层，而是一个微乳液层；在简单的O/W或W/O乳化条件下（P≠1，

HLB

单层吸附。2.碱在复合体系中的作用2.7阶段认识除活性剂自身结构，外部环境如活性剂烃链与原油的匹配关系不可忽视（

EACN）。一些特殊结构的活性剂，如两性的阴-阳型、阴-非型活性剂，都具备无碱形成超低界面张力的可能性。其亲水基团基本不受水相pH环境影响，若同时自身结构合理，具有很强的亲水和疏水性能，且当疏水基团结构与目标油相相似时，则这种活性剂在无碱条件下可实现超低界面张力。

03课题——新型驱油体系驱油机理研究2.碱在复合体系中的作用3.1

碱对三元复合体系流变性的影响3.复合体系的流变性及影响因素3.3

碱对HPAM分子聚集形态影响3.2

活性剂对复合体系弹性的影响3.4

三元复合体系在多孔介质中的流变性μp（mPa·s）μ

p

（

mPa·s）100

101

0.1

γ（1/s）图3.2

不同碱含量聚合物溶液流变曲线

Fig.3.2

the

rheological

behavior

of

polymer

solutions

with

alkali

（1255，1000mg/L）0.1%NaOH1.0%NaOH0.3%NaOH1.5%NaOH0.5%NaOH2.0%NaOH2.5%NaOH

1拟和曲线

10拟和曲线

100

1000100

101

0.1

γ（1/s）图3.3

不同碱含量聚合物溶液流变曲线

Fig.3.3

the

rheological

behavior

of

polymer

solutions

with

alkali

（1275，1000mg/L）0.1%NaOH1.0%NaOH0.3%NaOH1.5%NaOH0.5%NaOH2.0%NaOH2.5%NaOH

1拟和曲线

10

拟和曲线100

1000

3.复合体系的流变性及影响因素3.1

三元复合体系的流变性3.1.1

碱含量对复合体系粘弹性的影响（1）碱含量对三元复合体系表观粘度的影响粘度（mPas)10000

1000

1000.1110100100010000

剪切速率（1/s）图3.4

不同碱浓度下的剪切流变曲线NaOH:0NaOH:0.1%NaOH:0.3%NaOH:0.6%NaOH:0.9%NaOH:1.2%

NaOH:1.5%10

13.复合体系的流变性及影响因素

在ASP三元复合体系中，固定活性剂的浓度（0.3%wt）和聚合物1275A的浓

度（1200mg/L），随碱浓度的增加，三元复合体系的剪切粘度下降（图3.4）.储存模量（Pa）损耗模量（Pa）图3.7the

lose

module

vs.

angle

frequencies

0.01

0.0010.00010.1100.1110

100

角频率（1/s）NaOH:0NaOH:0.1%NaOH:0.3%NaOH:0.6%NaOH:0.9%NaOH:1.2%NaOH:1.5%损耗模量的变化

0.010.0011

0.110.1110100角频率（1/s）NaOH:0NaOH:0.1%NaOH:0.3%NaOH:0.6%NaOH:0.9%NaOH:1.2%NaOH:1.5%

图3.6

储存模量的变化Fig.3.6

the

storage

module

vs.

the

angle

frequenciesFig.3.73.复合体系的流变性及影响因素

（2）碱含量对复合体系粘弹性的影响松驰时间

（s）松弛时间（s）松弛时间（s）图3.8

松驰时间-角频率关系曲线0.010.110

10.1110

100角频率（1/s）NaOH:0NaOH:0.1%NaOH:0.3%NaOH:0.6%NaOH:0.9%NaOH:1.2%NaOH:1.5%图3.9

松弛时间-碱浓度关系曲线y

=

0.2111x-0.4828R2

=

0.98y

=

0.0914x-0.2695

R2

=

0.977100.20.40.80.600.51

1.5碱浓度（%）00.040.080.20.160.12w=1.351w=6.283乘幂

(w=1.351)乘幂

(w=6.283)3.复合体系的流变性及影响因素松弛时间

(t)（ω=1.35

s-1，

HPAM2000mg/L）200.20.40.60.8

1

活性剂ORS浓度（%）图4.13

活性剂对松弛时间的影响1275

12551.5

10.5

0Fig.3.14

the

effect

of

surfactant

on

the

relaxation

time3.复合体系的流变性及影响因素

3.2.2

活性剂对复合体系弹性的影响acbd

3.复合体系的流变性及影响因素3.2.3

碱对HPAM分子聚集形态影响

a

c图3.13

不同碱浓度下高分辨率扫描显微照片(500

nm×500nm)Fig.3.13

Micrographs

of

HPAM

molecules

in

solutions

with

different

alkali

concentration

on

high

resolving

power

conditionC（NaOH）：a）0；b）0.3%；c）0.6%；d）1.2%b

d3.复合体系的流变性及影响因素The

molecule

chain

of

polymerζ00.31.2

0.6C(NaOH)/%图3.15

不同碱浓度下聚合物分子形态示意图Fig.3.15

Schematic

diagram

of

polymer

moleculeconfiguration

in

solutions

with

different

alkali

concentrationStretching

chainAggregation

ofmultimoleculesSmall

size“clew”Big

size“clew”

图3.14

HPAM表面Stern双电层示意图Fig.3.14

Schematic

diagram

of

Stern

double

charge

layer

on

the

polymer

molecule

surface------------TheSternlayerThe

diffuse

layerζφ0+-

+

+

+

-

+

+

+

+

++

-+++++++3.复合体系的流变性及影响因素图3.1

岩心渗流实验装置示意图Fig.3.1

the

schematic

diagram

of

percolation

experiments1-RUSKA泵

2-模拟盐水容器

3-ASP复合体系

4-岩心夹持器（内装物理模型）5-环压压力表

6-六通阀

7-压力传感器

8-组分收集器

9-恒温箱3.复合体系的流变性及影响因素3.3

三元复合体系在多孔介质中的流变性P=2000mg/L岩心两端压差（KPa）岩心两端压差（KPa）110000

1000

100

101101001000

注入量（ml/h）

图3.16

不同聚合物浓度的ASP复合

体系在岩心中的渗流曲线Fig.3.16

the

performance

curve

of

ASP

solutionwith

different

polymer

concentration110000

1000

100

10110100

注入速度（ml/h）图3.17

ASP体系在不同渗透率岩心中的渗流曲线

Fig.3.17

the

performance

curve

of

ASP

solution

on

cores

with

different

peamibilityKw=4591md

Kw=9541md1000

100003.复合体系的流变性及影响因素

3.3

三元复合体系在多孔介质中的流变性

3.3.1

影响复合体系在岩芯中渗流的因素实测压降压降（kPa）1101001000

剪切速率（1/s）图3.18

ASP在多孔介质中的渗流曲线Fig.3.18

the

performance

curve

of

ASP

solution3.复合体系的流变性及影响因素

10000

1000

100

10

13.4

小结（1）碱剂对复合体系粘弹性影响明显：增大碱浓度，复合体系的剪切粘度下

降，松弛时间下降；且在相同的碱含量下，增加角频率，松弛时间也下降。（2）活性剂对复合体系流变性的影响不大，增加活性剂浓度，复合体系的弹性略有下降。若活性剂浓度不太大时，对复合体系弹性影响可以忽略。（3）利用原子力显微镜，研究碱对聚合物分子形态的影响发现：在无碱条件

下，聚合物分子在液相充分舒展，而碱的加入造成聚合物分子蜷缩。在低浓

度碱溶液中（0.3%，wt），聚合物分子也不能完全舒展，而以多个分子侧向

聚集状态存在；当NaOH浓度为0.6%或1.2%时，HPAM分子变为紧凑的无规线

团，此时溶液的表观粘度和弹性粘度均明显下降。3.复合体系的流变性及影响因素3.4

小结（4）聚合物浓度是影响ASP体系渗流特性的主要因素。由于渗流压力促进了聚合物分

子链段间的相互缠结而使之形成类似网状的高次结构，增大了溶液的表观粘度。

与低浓度聚合物体系相比，高浓度体系的渗流压降随注入量增加幅度更大。（5）岩芯渗透率对复合体系渗流特性的影响明