Study on the Influence of Layer⁃Series Combination on Oil Displacement Efficiency of Polymer Flooding and Polymer/Surfactant Binary Flooding

doi:10.12422/j.issn.1006-396X.2026.02.007

Abstract

Abstract:

In view of the characteristics of high salinity of injected water,high reservoir temperature and multiple reservoir layers in Block G of Dagang K Oilfield,experiments were conducted to screen temperature⁃resistant and salt⁃tolerant polymers and surfactants.On this basis,the oil displacement efficiency of polymer solutions and polymer⁃surfactant binary composite flooding systems(hereinafter referred to as polymer/surfactant binary flooding systems) was investigated using multi‐layer core models.The results show that among the three types of polymers,hydrophobically associating polymers exhibit superior viscosity enhancement. Compared with HSY and DWS,the polymer/surfactant binary flooding system formulated with DG‐1 surfactant can reduce the interfacial tension to 10⁻³ mN/m.Under the same model layer combination,the incremental oil recovery of the polymer/surfactant binary flooding system is higher than that of the polymer solution;in particular,the incremental oil recovery of the binary flooding system is 1.43% higher in the three‐layer model with a permeability ratio of 10. Under the same flooding agent condition,the mass fraction and viscosity of polymer and surfactant in the produced fluid increase with the increase of model permeability ratio.At the same permeability ratio,a larger number of model layers leads to higher waterflooding recovery,lower chemical flooding and subsequent waterflooding recovery,while the ultimate oil recovery is similar.

Key words: High temperature and salt reservoir, Intra?layer heterogeneity, Polymer?surfactant binary system, Physical simulation, Layer series combination

摘要：

针对大港K油田G断块注入水矿化度高、油藏温度高、油藏层数较多等特征，进行了耐温抗盐聚合物和表面活性剂优选实验，并在此基础上开展了聚合物溶液和聚合物⁃表面活性剂二元复合驱油体系（简称聚/表二元驱油体系）在层内多层系岩心模型上的驱油效果研究。结果表明，三种不同类型的聚合物中，疏水缔合聚合物具有较好的增黏效果，与HSY、DWS相比，用DG⁃1表面活性剂配制的聚/表二元驱油体系界面张力可降至10-3 mN/m；模型层系组合相同的条件下，聚/表二元驱油体系采收率增幅大于聚合物溶液，其中，渗透率级差为10的三层模型上，聚/表二元驱油采收率增幅提高1.43个百分点；在驱油剂相同的条件下，随模型渗透率级差增加，采出液中聚合物和表面活性剂的质量分数和黏度升高；当渗透率级差相同时，模型层系越多，水驱采收率越高，化学驱和后续水驱采收率越小，最终采收率接近。

关键词: 高温高盐油藏, 层内非均质, 聚/表二元驱油体系, 物理模拟, 层系组合

CLC Number:

TE355

Wenjing HUANG, Jinxiang LIU, Jiaxin CHENG, Weijia CAO, Xiaoyan WANG, Wei WANG, Longchao Cui, Yuqing WANG, Xinzhi MENG. Study on the Influence of Layer⁃Series Combination on Oil Displacement Efficiency of Polymer Flooding and Polymer/Surfactant Binary Flooding[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2026, 39(2): 57-64.

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Figures/Tables 13

Table 1 Injection water quality analysis results

阳离子质量浓度/（mg·L^-1）			阴离子质量浓度/（mg·L^-1）				总矿化度/（mg·L^-1）
Na⁺+K⁺	Mg²⁺	Ca²⁺	Cl^-	SO $4 2 -$	HCO $3 -$	CO $3 2 -$	总矿化度/（mg·L^-1）
10 943	65	443	17 325	281	527	0	29 584

Table 1 Injection water quality analysis results

阳离子质量浓度/（mg·L^-1）			阴离子质量浓度/（mg·L^-1）				总矿化度/（mg·L^-1）
Na⁺+K⁺	Mg²⁺	Ca²⁺	Cl^-	SO $4 2 -$	HCO $3 -$	CO $3 2 -$	总矿化度/（mg·L^-1）
10 943	65	443	17 325	281	527	0	29 584

Table 2 Viscosity of different types of polymers at various mass concentrations

聚合物类型	黏度/（mPa·s）
聚合物类型	200 mg/L	400 mg/L	600 mg/L	800 mg/L	1 000 mg/L	1 200 mg/L	1 400 mg/L	1 500 mg/L	1 600 mg/L	2 000 mg/L
AP⁃P7疏水缔合聚合物	1.8	4.4	6.5	10.6	14.7	17.6	25.4	28.5	42.4	82.3
普通聚合物	1.3	2.3	3.6	4.5	6.6	7.9	11.1	16.2	20.6	37.2
抗盐聚合物	1.5	2.9	4.8	8.3	10.1	12.3	15.9	20.1	26.5	39.9
AP⁃P7+0.3% DG⁃1	3.1	7.2	10.2	15.1	18.6	23.4	29.7	35.8	65.4	123.6

Fig.1 Relationship between oil?water interfacial tension and mass fraction of surfactants for different types of surfactants

Fig.2 Effect of polymer mass concentration on oil?water interfacial tension of polymer/surfactant binary flooding systems

Fig.3 Relationship between molecular aggregate size of oil?displacing system and polymer mass concentration

Table 3 Parameters of the double?layer model scheme

方案	模型渗透率×10³/μm²		渗透率级差	平均渗透率×10³/μm²	驱油剂	工作黏度/ （mPa·s）	含油饱和度/%
方案	低	高	渗透率级差	平均渗透率×10³/μm²	驱油剂	工作黏度/ （mPa·s）	含油饱和度/%
1⁃1	50	200	4	125	聚合物溶液（ρ_p=1 500 mg/L)	18.6	71.64
1⁃2	50	400	8	225	聚合物溶液（ρ_p=1 500 mg/L)	18.6	72.55
1⁃3	50	200	4	125	聚/表二元驱油体系（ρ_p=1 500 mg/L，w_s=0.3%）	23.2	71.79
1⁃4	50	400	8	225	聚/表二元驱油体系（ρ_p=1 500 mg/L，w_s=0.3%）	23.2	72.57

Table 4 Experimental result of oil recovery factor for double?layer model

方案	阶段采收率/%			采收率增幅/%
方案	水驱	化学驱	后续水驱	采收率增幅/%
1⁃1	38.09	47.53	52.70	14.61
1⁃2	36.07	46.63	51.91	15.84
1⁃3	37.91	49.64	54.29	16.38
1⁃4	36.05	47.56	53.84	17.79

Fig.4 Relationship between injection pressure, water cut, oil recovery factor and PV number for double?layer model

Table 5 Parameters of the three?layer model scheme

方案	模型渗透率×10³/μm²			渗透率级差	平均渗透率×10³/μm²	驱油剂	工作黏度/（mPa·s）	含油饱和度/%
方案	低	中	高	渗透率级差	平均渗透率×10³/μm²	驱油剂	工作黏度/（mPa·s）	含油饱和度/%
2⁃1	50	200	400	8	217	聚合物溶液（ρ_p=1 500 mg/L）	18.5	72.86
2⁃2	300	600	900	3	600		18.5	74.01
2⁃2	300	600	900	3	600		18.5	74.01
2⁃3	300	600	3 000	10	1 300		18.5	74.45
2⁃4	50	200	400	8	217	聚/表二元驱油体系（ρ_p=1 500 mg/L，w_s=0.3%）	23.4	72.28
2⁃5	300	600	900	3	600		23.4	73.94
2⁃5	300	600	900	3	600		23.4	73.94
2⁃6	300	600	3 000	10	1 300		23.4	74.41

Table 6 Experimental result of oil recovery factor for three?layer model

方案	阶段采收率/%			采收率增幅/%
方案	水驱	化学驱	后续水驱	采收率增幅/%
2⁃1	37.09	46.86	52.33	15.24
2⁃2	31.68	44.06	50.10	18.42
2⁃3	28.29	42.14	49.06	20.77
2⁃4	37.14	48.21	54.17	17.03
2⁃5	31.89	45.76	52.64	20.75
2⁃6	28.22	43.25	50.42	22.20

Fig.5 Relationship between injection pressure, water cut, oil recovery factor and PV number for three?layer model

Table 7 Produced fluid performance test results

方案	PV数	质量浓度/（mg·L^-1）		黏度/(mPa·s)	界面张力/ (mN·m^-1)
方案	PV数	聚合物	表面活性剂	黏度/(mPa·s)	界面张力/ (mN·m^-1)
2⁃1	0.6	633	—	3.4	—
	1.0	836	—	3.8	—
	1.4	424	—	1.5	—
2⁃2	0.6	753	—	5.5	—
	1.0	911	—	7.3	—
	1.4	399	—	1.9	—
2⁃3	0.6	886	—	5.6	—
	1.0	1 009	—	8.4	—
	1.4	307	—	2.3	—
2⁃4	0.6	570	511	4.2	4.96×10^-1
	1.0	723	734	4.4	3.14×10^-1
	1.4	277	252	2.3	2.85
2⁃5	0.6	661	587	5.6	3.82×10^-1
	1.0	790	824	7.6	2.22×10^-1
	1.4	408	243	3.7	2.35
2⁃6	0.6	694	675	5.8	8.36×10^-1
	1.0	954	823	8.6	3.94×10^-1
	1.4	438	222	4.0	3.09

Table 8 Comparison results of oil recovery experimental data between double?layer model and triple?layer model

方案	阶段采收率/%			采收率增幅/%
方案	水驱	化学驱	后续水驱	采收率增幅/%
1⁃4	36.05	47.56	53.84	17.79
2⁃4	37.14	48.21	54.17	17.03

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