CN115015047B - 一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法 - Google Patents

一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法 Download PDF

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Abstract

本发明属于油藏开发技术领域，具体涉及一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法。1、采用油田注入配制微纳米非均相调驱剂溶液；2、将一部分微纳米非均相调驱剂溶液置于离心试管中，然后将试管置于高速离心机并运转4h；3、通过注射器抽取试管上部的低密度调驱剂溶液和下部的高密度调驱剂溶液；4、测试两种密度溶液与原油间界面张力，测试岩心薄片在两种密度溶液内浸泡前后接触角，测试两种密度溶液中分散相颗粒粒径和粒径分布；5、测试两种密度溶液渗吸采油效果；6、测试两种密度溶液驱替采油效果；7、依据两种密度溶液在界面张力、接触角、粒径及粒径分布、渗吸采油效果和驱替采油效果的差异，分析微纳米非均相调驱剂的效果。

Description

一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法
技术领域
本发明属于油藏开发技术领域，具体涉及一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法。
背景技术
长期以来，国内石油消耗量和进口量呈现逐渐增加趋势。2021年国内原油产量1.99亿吨，同比增长2.1％。原油表观消费量7.36亿吨，同比增长5.6％，原油对外依存度达到73.5％，原油净进口量将达到55897万吨。目前，国内原油新增储量远远低于开采储量，因此高含水老油田挖潜有助于减少石油进口依存度和提高国家能源安全保障水平。国内油田多属于陆相沉积油藏，其特点是储层非均质性较强。经历长期高强度注水开发，储层非均质性进一步加剧，注入水在高渗透层或大孔道内低效和无效循环现象日趋严重，严重影响注入水波及效率，深部液流转向措施已经成为老油田挖潜的主要技术途径之一。近年来，随水驱油藏提高采收率机理认识逐渐深入和降低施工成本迫切性不断增加，传统均相调驱剂(聚合物溶液、“表面活性剂/聚合物”二元复合体系和多元复合体系等)在药剂成本、配注工艺、耐温抗盐性和吸液剖面返转等方面问题日益突出，亟待开发药剂成本较低、可以实现在线注入和能够减缓吸液剖面返转速度的调驱剂和配注工艺技术。
近年来，微纳米非均相调驱剂开发和矿场试验受到石油科技工作者高度重视，研制出了聚合物微球、二氧化硅、石墨烯和碳酸盐等纳米和微纳米颗粒非均相调驱剂，其中颗粒类材料为分散相，携带液(聚合物溶液或聚合物/表面活性剂二元复合体系或表面活性剂溶液等材料)为连续相，携带液将颗粒输送到储层发挥深部液流转向和扩大波及体积作用。
微纳米非均相调驱技术研究和矿场试验取得明显进展，但由于该技术创立时间比较短，试验规模比较小，应用效果亟待提升。为此，必须深化该技术提高采收率机理认识，进一步增强油藏适应性。
发明内容
为了进一步深化微纳米非均相调驱技术提高采收率机理认识，增强该技术油藏适应性和应用效果，本发明提出了一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法。
本发明采用的技术方案为：一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法，分离及性能测试方法包括以下步骤：
步骤一、采用油田注入配制微纳米非均相调驱剂溶液(简称调驱剂)；
步骤二、将一部分微纳米非均相调驱剂溶液置于离心试管中，然后将试管置于高速离心机并运转3h～5h；
步骤三、通过注射器抽取试管上部的低密度微纳米非均相调驱剂溶液和下部的高密度微纳米非均相调驱剂溶液；
步骤四、测试低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液与原油间界面张力，测试岩心薄片在两种密度溶液内浸泡前后接触角，测试两种密度溶液中分散相颗粒粒径和粒径分布；
步骤五、测试低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液渗吸采油效果；
步骤六、测试低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液驱替采油效果
步骤七、依据低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液在界面张力、接触角、粒径及粒径分布、渗吸采油效果和驱替采油效果的差异，分析微纳米非均相调驱剂的效果，探究微纳米非均相调驱剂各组分功效和提高采收率原理。
进一步的，所述微纳米非均相调驱剂中分散相为二氧化硅、改性二氧化硅、改性石墨烯、改性碳酸钙、碳酸镁和聚合物微球中的一种或几种，微纳米非均相调驱剂中连续相为水或表面活性剂溶液。
进一步的，，所述表面活性剂为阴离子型表面活性剂、非离子型表面活性剂、阴-非离子型表面活性剂、两性离子型表面活性剂、阳离子型表面活性剂、特种表面活性剂和硅烷偶联剂中的一种或几种。
进一步的，所述油田注入水溶剂中Ca2+和Mg2+的浓度为20mg/L～2000mg/L，采用注入水配制调驱剂溶液，其浓度为50mg/L～3000mg/L。
进一步的，所述离心机的转速为5000r/min，其运转时间为4h。
进一步的，所述低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液采用激光粒度仪测试两种密度溶液中颗粒粒径和粒径分布；低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液采用界面张力仪测试两种密度溶液与原油间界面张力；将储层岩心薄片置于低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液的浸泡时间不少于120h，采用接触角测量仪测试岩心薄片浸泡前后接触角，岩心薄片的渗透率为Kg＝0.1×10-3μm2～50×10-3μm2。
进一步的，取部分低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液置于不同渗吸瓶中；将含油岩心放入渗吸瓶内浸泡一端时间；收集和计量渗吸瓶内采油量，计算采收率。
进一步的，依据目标油藏储层地质特征和矿物组成，研制均质或非均质方岩心；岩心抽空饱和水、饱和油，计量饱和油量，计算含油饱和度；岩心水驱到含水98％，收集采出液，计量采油量，计算采收率；岩心调驱(调驱剂：低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液，段塞尺寸0.05～0.30PV)和后续水驱到含水98％，收集采出液，计量采油量，计算采收率。
进一步的，依据两种密度液体中颗粒粒径及粒径分布、油水界面张力和接触角等性能指标差异，明确微纳米非均相调驱剂主要组分(分散相和连续相)及基本性能，获得提高采收率机理初步认识；依据两种密度液体岩心渗吸采油效果、驱替采油效果以及注入压力变化趋势，进一步深化微纳米非均相调驱剂及各组分提高采收率机理认识。
本发明的有益效果：提供了一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法。依据两种密度液体中颗粒粒径及粒径分布、油水界面张力和接触角等性能指标差异，明确微纳米非均相调驱剂主要组成部分及基本性能，获得提高采收率机理初步认识。依据两种密度液体岩心渗吸效果、驱替采油效果以及注入压力变化趋势，进一步深化微纳米非均相调驱剂及各组分提高采收率认识。
附图说明
图1为实施例1-3中实验设备和流程示意图；
图2为实施例1中纳米二氧化硅颗粒粒径分布图；
图3为实施例1中渗吸采收率与时间关系图；
图4为实施例1中渗吸速度与时间关系图；
图5为实施例1中不同纳米二氧化硅体系注入压力与PV数关系图；
图6为实施例1中不同纳米二氧化硅体系含水率与PV数关系图；
图7为实施例1中不同纳米二氧化硅体系采收率与PV数关系图；
图8为实施例2中石墨烯Ⅰ聚集体形态和尺寸图；
图9为实施例2中石墨烯Ⅱ聚集体形态和尺寸图；
图10为实施例2中均质岩心注入压力与PV数关系图；
图11为实施例2中均质岩心含水率与PV数关系图；
图12为实施例2中均质岩心采收率与PV数关系图；
图13为实施例2中非均质岩心注入压力与PV数关系图；
图14为实施例2中非均质岩心含水率与PV数关系图；
图15为实施例2中非均质岩心采收率与PV数关系图；
图16为实施例3中碳酸盐颗粒粒径分布图；
图17为实施例3中不同碳酸盐体系类型注入压力与PV数关系图；
图18为实施例3中不同碳酸盐体系类型非均质岩心含水率与PV数关系图；
图19为实施例3中不同碳酸盐体系类型非均质岩心采收率与PV数关系图；
图20为实施例3中不同注入方式注入压力与PV数关系图；
图21为实施例3中不同注入方式含水率与PV数关系图；
图22为实施例3中不同注入方式采收率与PV数关系图。
具体实施方式
实施例1
1.实验条件
1.1实验材料
(1)、调驱剂
非离子型表面活性剂(简称“BHS”，有效含量40％)和纳米二氧化硅非均相调驱剂(简称“NaSi”，有效含量20％)由大港油田公司采油工艺研究院提供。
(2)油水
纳米二氧化硅非均相调驱剂实验用油由大港油田孔二段储层原油与轻烃混合而成，70℃时黏度3.0mPa·s。实验用水为大港油田模拟注入水，其离子组成见表1。
(3)岩心
二氧化硅调驱剂渗吸采油实验岩心为大港油田孔二段储层天然柱状岩心，几何尺寸：ф×L＝2.5×6cm，渗透率Kg＝10×10-3μm2。驱替实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造方岩心[25,25]，几何尺寸：高×宽×长＝4.5cm×4.5cm×30cm，Kg＝50×10-3μm2。
1.2仪器设备
采用激光粒度仪测量调驱剂中颗粒粒径分布。采用TX-500C旋滴界面张力仪测试调驱剂与原油间界面张力。采用德国Dataphysics生产OCA20视频光学接触角测量仪测量渗吸液与岩心表面接触角。采用高速离心机对二氧化硅纳米调驱剂溶液进行离心分离，取离心试管上部和下部液体分别进行相应实验。
采用岩心驱替实验装置进行调驱剂增油降水效果评价，装置由平流泵、精密压力表、岩心夹持器、手摇泵和搅拌中间容器等组成，除平流泵和手摇泵外，其它部分置于油藏温度恒温箱内，实验设备和流程示意图见图1。
2.结果分析
2.1调驱剂基本性能
(1)调驱剂中颗粒粒径分布
采用模拟注入水配制二氧化硅调驱剂(NaSi，500mg/L和3000mg/L)溶液。二氧化硅颗粒粒径分布测量结果见图2。
从图2可以看出，二氧化硅调驱剂溶液中颗粒粒径都呈正态分布，粒径分布较窄。粒径范围10～100nm、粒径中值26nm。
(2)界面张力
采用模拟注入水配制不同浓度表面活性剂(BHS)溶液和二氧化硅调驱剂(NaSi)溶液。取部分调驱剂溶液放入高速离心机试管中，以5000r/min旋转分离3h，之后用注射器取试管上部低密度液体(简称“携带液”)和下部高密度液体(简称“纳米颗粒溶液”)。BHS溶液、NaSi溶液、携带液和纳米颗粒溶液等4种溶液与原油间界面张力测试结果见表2。
从表2以看出，随药剂浓度增加，NaSi溶液和携带液与原油间界面张力逐渐降低，纳米颗粒溶液与原油间界面张力几乎不变，而且绝对值与空白样几乎一样。由此可见，NaSi溶液和携带液可以降低油水界面张力，而二氧化硅纳米颗粒却不能，说明携带液中含有表面活性物质(源于分散剂或稳定剂)。BHS溶液与原油间界面张力为10-2mN/m数量级，远低于NaSi溶液和携带液的值，因而洗油效率较高。
(3)润湿性
将天然岩心薄片置于BHS溶液、NaSi溶液、纳米颗粒溶液和携带液中浸泡，浸泡前后岩片表面润湿性(接触角)测试结果见表4。
从表4可以看出，随BHS浓度增加，岩片浸泡后接触角逐渐减小，岩石表面亲水性增强。与BHS溶液相比较，NaSi溶液和携带液浸泡初期接触角升高，后期才逐渐降低，但仍高于原始接触角，表明浸泡后岩石亲水性减弱。与其它3种溶液相比较，纳米颗粒溶液浸泡后接触角几乎不变，表明二氧化硅纳米颗粒对岩石润湿性几乎没有影响。
2.2二氧化硅调驱剂渗吸采油效果
(1)采收率
在天然岩心上开展渗吸采油实验，4种渗吸采油剂渗吸采收率实验结果见表5。
从表5可以看出，在4种渗吸采油剂中，BHS溶液采收率较高，其次为NaSi溶液和携带液，再其次为注入水。与携带液相比较，NaSi溶液渗吸采收率几乎没有增加，表明二氧化硅纳米颗粒对渗吸采油效果几乎没有贡献。与NaSi溶液和携带液相比较，BHS溶液油水界面张力较低，原油与岩石间黏附力较小，因而渗吸采油效果较好。
(2)动态特征
渗吸采油实验过程中采收率和渗吸速度与时间关系见图3和图4。
从图3和图4可以看出，随渗吸作用时间增加，初期采收率迅速升高，15min后增加速度明显减小，40～60min后趋于平稳。在4种渗吸采油剂中，BHS溶液渗吸速度较快，有效渗吸时间较长，渗吸采收率较高。由此可见，渗吸速度与采收率增幅呈正相关关系。
2.3调驱剂驱替采油效果
2.3.1二氧化硅
在人造方岩心上开展二氧化硅调驱剂及分离组分驱替实验(直接调驱，0.3PV调驱剂+后续水驱98％)，采收率实验结果见表6。
从表6可以看出，与水驱相比较，携带液驱采收率增幅5.27％，纳米颗粒溶液3.83％，NaSi溶液11.49％，BHS溶液10.89％。分析认为，纳米颗粒溶液以扩大波及体积为主，携带液以提高洗油效率为主，二者单独实验采收率之和9.10％，低于NaSi溶液11.49％。机理分析表明，NaSi溶液注入初期首先进入岩心高渗透部位或大孔隙并发生滞留，引起孔隙过流断面减小，导致渗流阻力和注入压力升高，进而促使携带液转向进入波及程度较低的低渗透部位或小孔隙，发挥扩大波及体积和提高洗油效率作用，因而最终采收率增幅较大。
实验过程中注入压力、含水率和采收率与PV数关系见图5～图7。
从图5～图7可以看出，在5种调驱剂中，纳米颗粒溶液注入压力比另外4种高4倍以上。分析认为，与NaSi溶液相比较，由于纳米颗粒溶液中分散剂有效含量大幅度减少，纳米颗粒团聚作用加剧[27]，聚集体尺寸增加，与岩心孔隙匹配关系变差，滞留量增加，导致注入压力大幅度升高。进一步分析发现，尽管注入水和携带液注入压力相差不大即扩大波及体积效果基本相同，但由于携带液与原油间界面张力较低，洗油效率较高，因而携带液调驱采收率增幅高于水驱的值。NaSi溶液注入压力高于BHS溶液的值，前者扩大波及体积效果明显优于后者，但由于BHS溶液具有乳化扩大波及体积和大幅度提高洗油效率双重功效[28,29]，最终两种调驱剂采收率增幅差别不大。
实施例2
1.实验条件
1.1实验材料
(1)调驱剂
石墨烯非均相调驱剂(简称“SMX”，有效含量10％)由中海石油研究总院有限责任公司提供。
(2)油水
石墨烯非均相调驱剂实验用油为涠洲11-1油田原油，75℃时粘度为6.0mPa·s。实验用水为涠洲11-1油田模拟海水，水质分析见表1。
(3)岩心
石墨烯调驱剂驱替实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，其中均质方岩心渗透率Kg＝300×10-3μm2，双层非均质岩心渗透率Kg＝800/200×10-3μm2。岩心几何尺寸：高×宽×长＝4.5cm×4.5cm×30cm。
1.2仪器设备
采用奥特光学仪器公司生产BDS400倒置生物荧光显微镜观测纳米调驱剂溶液中颗粒形态。采用岩心驱替实验装置同上，实验设备和流程示意图见图1。
2.结果分析
2.1调驱剂基本性能
2种石墨烯调驱剂溶液(100mg/L)中石墨烯颗粒外观形态观测结果见图8和图9。
从图8和图9可以看出，2种石墨烯调驱剂溶液中石墨烯颗粒以聚集体形式存在，外观为不规则片状结构，其中“石墨烯Ⅰ”粒径分布3～13μm，个别超过20μm。“石墨烯Ⅱ”粒径分布4～20μm，个别超过25μm。
石墨烯调驱剂溶液(石墨烯Ⅰ，100mg/L)与原油间界面张力，测试结果见表7。
从表7可以看出，随放置时间延长，石墨烯调驱剂溶液与原油间界面张力略有下降，但仍保持较高水平，与NaSi溶液处于同一数量级水平。
2.3.2石墨烯
(1)均质方岩心
在均质岩心(Kg＝300×10-3μm2左右)上开展驱替实验，分别水驱至含水率40％和95％，然后将石墨烯调驱剂(石墨烯Ⅰ，100mg/L)与水交替注入岩心(总段塞0.4PV，调驱剂:水＝4:1)，静置1d后后续水驱至含水98％。注入速度1.0mL/min。
①采收率石墨烯调驱剂岩心驱替实验采收率结果见表8。
从表8可以看出，“方案2-1”最终采收率46.01％，“方案2-2”为44.00％，前者比后者高2.01％。由此可见，调驱剂注入时机愈早，扩大波及体积效果愈好，采收率增幅愈大。
②动态特征实验过程中注入压力、含水率和采收率动态特征对比见图10-图12。
从图10-图12可以看出，由于调驱剂中石墨烯颗粒团聚作用，聚集体与岩心孔隙配伍性变差，注入端滞留量明显增加，致使驱替过程中注入压力呈现持续上升态势。与“方案2-2”相比较，“方案2-1”注入压力较高，表明含油饱和度愈高，渗流阻力愈大，注入压力愈高，扩大波及体积效果愈好。
(2)非均质方岩心
在非均质岩心(Kg＝800/200×10-3μm2)上开展驱替实验，水驱至含水95％，分别将石墨烯调驱剂(石墨烯Ⅰ和石墨烯Ⅱ，100mg/L)与水交替注入(总段塞0.4PV，调驱剂:水＝4:1)，静置1d后后续水驱至含水率98％。注入速度1.0mL/min。
①采收率石墨烯调驱剂驱替实验采收率结果见表9。
从表9可以看出，与“石墨烯Ⅱ”相比较，“石墨烯Ⅰ”采收率增幅略高，但二者最终采收率相差不大，并且低于均质岩心采收率增幅值。分析认为，与“石墨烯Ⅰ”相比较，“石墨烯Ⅱ”调驱剂中石墨烯聚集体尺寸较大(见图3)，与岩心孔隙配伍性较差，深部滞留和液流转向效果较差，因而采收率增幅较小。
②动态特征
实验过程中注入压力、含水率和采收率与PV数关系见图13-图15。
从图13-图15可以看出，由于石墨烯颗粒自身团聚作用，“石墨烯Ⅰ和石墨烯Ⅱ”调驱剂中石墨烯聚集体尺寸较大，与岩心孔隙配伍性较差，岩心孔隙内滞留量较大，其中“石墨烯Ⅱ”比“石墨烯Ⅰ”滞留量更大。与水驱相比较，尽管调驱阶段注入压力升幅较大，但因石墨烯滞留作用主要发生在注入端附近区域，深部液流转向效果较差，因而采收率增幅较小。
实施例3
1.实验条件
1.1实验材料
(1)调驱剂
碳酸盐非均相调驱剂由注入水中钙或镁离子与成垢剂反应生成微纳米碳酸盐颗粒，由分散剂分散和形成稳定非均相体系，其中“分散剂Ⅰ”为高分子聚合物类材料，“分散剂Ⅱ”为非离子型表面活性剂。
(2)油水
实验用油由大港油田孔二段储层原油与轻烃混合而成，70℃时黏度3.0mPa·s。实验用水为大港油田模拟注入水，其离子组成见表1。
(3)岩心
碳酸盐调驱剂驱替实验岩心为石英砂环氧树脂胶结层内非均质岩心，Kg＝低渗层/中渗层/高渗层＝250/500/1000×10-3μm2。几何尺寸：高×宽×长
＝4.5×4.5×30cm。
1.2仪器设备
采用激光粒度仪测量调驱剂中颗粒粒径分布。采用岩心驱替实验装置同上，实验设备和流程示意图见图1。
2.结果分析
2.1调驱剂基本性能
(1)调驱剂中颗粒粒径分布
采用模拟注入水配制二氧化硅调驱剂(NaSi，500mg/L和3000mg/L)和碳酸盐调驱剂溶液。“分散剂Ⅱ”所形成碳酸盐颗粒粒径分布测试结果见图16。
从图16可以看出，碳酸盐溶液中颗粒粒径都呈正态分布，粒径分布较窄。粒径中值随分散剂浓度增加(500mg/L、1000mg/L和2000mg/L)而减小(1250nm、1050nm和850nm)。
2.3.3碳酸盐
碳酸盐调驱剂驱替实验方案设计见表10。
(1)“恒速-恒压”注入方式
①采收率在“恒速-恒压”注入方式下，岩心首先水驱到含水95％，然后注入0.3PV调驱剂，最后后续水驱到含水98％。几种调驱剂驱替实验增油降水效果见表11。从表11可以看出，与“分散剂Ⅱ”(方案3-1)相比较，“分散剂Ⅰ”(方案3-2)除了具备分散微纳米颗粒功效外，它自身也能够发生滞留和发挥液流转向作用，因而扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大；与低浓度(方案3-3)调驱剂相比较，高浓度(方案3-2)调驱剂采收率增幅提高了3.16％，但它们分散剂浓度相差10倍，因此低浓度方案技术经济效果较好；将“分散剂Ⅱ”作为调驱剂(方案3-5)应用时采收率增幅为6.34％，将它作为分散剂(方案3-1)应用时采收率增幅为9.92％，二者采收率相差3.58％；同理，将“分散剂Ⅰ”作为调驱剂(方案3-4)应用时采收率增幅为16.12％，将它作为分散剂(方案3-2)应用时采收率增幅为17.92％，二者相差1.80％。
综上所述，碳酸盐颗粒滞留和液流转向作用扩大了波及体积，增油降水效果明显。
③动态特征实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入PV数关系见图17～图19。
从图17～图19可以看出，在几个方案中，“方案3-2”和“方案3-4”注入压力升高速度较快，达到最高限压值所需时间最短，同时含水率下降幅度和采收率增加幅度也最大。由此可见，“分散剂Ⅰ”减小碳酸盐颗粒聚并作用，碳酸盐生成降低了携带液中钙镁离子浓度，进而提升了“分散剂Ⅰ”滞留水平和液流转向效果。进一步分析发现，单纯“分散剂Ⅱ”溶液驱替(方案3-5)注入压力升高幅度最小，未达到2.5P最高限压值，扩大波及体积效果较差，因而含水率降幅和采收率增幅都较低。
(2)“恒速-恒压”与“恒速”注入方式增油效果对比
①采收率在调驱剂类型相同条件下，“恒速-恒压”和“恒速”注入方式下增油降水效果见表12。
从表12可以看出，“恒速”注入方式采收率增幅远高于“恒速-恒压”注入方式的值，表明“恒速”注入方式下扩大波及体积效果较好。
③动态特征实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入PV数关系见图20～图22。
从图20～图22可以看出，与“恒速-恒压”注入方式相比较，“恒速”注入方式注入压力升幅较大，扩大波及体积效果较好，含水率下降和采收率增幅较大。由此可见，注入压力升幅大小与采收率增幅密切相关。在矿场调驱剂注入过程中，注入压力必须低于或等于储层岩石破裂压力，否则储层岩石就会发生破裂。一旦形成裂缝，调驱剂沿裂缝窜流，进而大幅度降低波及体积。例如，大庆油田主力储层水驱结束时平均注入压力为5～8MPa，储层岩石破裂压力14MPa，破裂压力/注入压力＝2.80～1.75，本文取该比值为2.5。“恒速-恒压”注入方式能够更客观模拟矿场水驱和调驱过程中注入压力变化趋势，岩心实验采收率增幅能够更好地反映矿场实际增油降水效果，避免了“恒速”注入方式采收率增幅“虚高”可能给矿场试验技术决策带来的风险。
表1水质分析
表2界面张力测试数据(mN/m)
表4接触角测试数据(°)
表5渗吸采收率实验数据
表6采收率实验数据
表7界面张力测试数据(mN/m)
表8采收率实验数据
表9采收率实验数据
表10实验方案汇总
表11采收率实验数据
表12采收率实验数据
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Claims (4)

1.一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法，其特征在于：分离及性能测试方法包括以下步骤：
步骤一、采用油田注入配制微纳米非均相调驱剂溶液；
步骤二、将一部分微纳米非均相调驱剂溶液置于离心试管中，然后将试管置于高速离心机并运转3h～5h；
步骤三、通过注射器抽取试管上部的低密度微纳米非均相调驱剂溶液和下部的高密度微纳米非均相调驱剂溶液；
步骤四、测试低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液与原油间界面张力，测试岩心薄片在两种密度溶液内浸泡前后接触角，测试两种密度溶液中分散相颗粒粒径和粒径分布；
步骤五、测试低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液渗吸采油效果；
步骤六、测试低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液驱替采油效果
步骤七、依据低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液在界面张力、接触角、粒径及粒径分布、渗吸采油效果和驱替采油效果的差异，分析微纳米非均相调驱剂的效果。
2.根据权利要求1所述的一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法，其特征在于：所述微纳米非均相调驱剂中分散相为二氧化硅、改性二氧化硅、改性石墨烯、改性碳酸钙、碳酸镁和聚合物微球中的一种或几种，微纳米非均相调驱剂中连续相为水或表面活性剂溶液。
3.根据权利要求1所述的一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法，其特征在于：所述离心机的转速为5000r/min，其运转时间为4h。
4.根据权利要求1所述的一种微纳米非均相调驱剂组分分离及性能测试方法，其特征在于：所述低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液采用激光粒度仪测试两种密度溶液中颗粒粒径和粒径分布；低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液采用界面张力仪测试两种密度溶液与原油间界面张力；将储层岩心薄片分别置于低密度微纳米非均相调驱剂溶液和高密度微纳米非均相调驱剂溶液中浸泡，浸泡时间分别不少于120h，采用接触角测量仪分别测试岩心薄片在两种不同密度溶液内浸泡前后接触角，岩心薄片的渗透率为Kg=0.1×10-3μm2～50×10-3μm2。
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