Oil Recovery Enhancement by Composite Flooding Technology for Gasi N1–N21 Ultra-High-Salinity Reservoir in Qinghai Oilfield
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摘要: 青海油田尕斯N1–N21油藏的地层水矿化度和钙镁离子含量超高，进行凝胶与表面活性剂复合驱，常规凝胶易脱水破胶，长期稳定性差，同时常规表面活性剂易与地层水中的钙镁离子发生反应产生沉淀。针对前一问题，合成了适用于尕斯N1–N21油藏的抗高盐有机凝胶，配方为0.3%～0.4%聚合物+0.2%～0.3%交联剂+0.1%～0.2%稳定剂，该体系在68 ℃条件下初凝时间大于70 h，成胶后凝胶黏度大于1.0×104 mPa∙s；优选了抗高盐表面活性剂QH-1，评价了界面张力和驱油效果，发现质量分数0.4%的QH-1溶液可提高采收率18.72%。室内试验结果表明，交替注入抗高盐有机凝胶和QH-1能有效遏制水的无效循环，提高中低渗区域的驱油效率，优化的“凝胶+QH-1”复合驱可提高采收率27.6%以上。该复合驱在尕斯N1–N21油藏9口注水井进行了应用，应用后对应油井的平均含水率由80%降至70%，增产油量2.41×104 t。研究结果表明，“凝胶+QH-1”复合驱提高采收率技术对青海油田尕斯N1–N21超高盐油藏增油降水具有很好的效果，具有推广价值。Abstract: The salinity and the content of calcium and magnesium ions are ultra-high in the formation water of Gasi N1–N21 reservoir in Qinghai Oilfield. While using gel and surfactant composite flooding, conventional gels are prone to dehydrate and break, showing poor long-term stability. Meanwhile, conventional surfactants are easy to react with the calcium and magnesium ions in formation water to cause precipitation. In view of this, a high-salinity-resistant organogel suitable for Gasi N1–N21 reservoir was developed, which consisted of polymer (0.3%–0.4%) + crosslinking agent (0.2%–0.3%) + stabilizer (0.1%–0.2%). The initial setting time of the system was longer than 70 h at 68 ℃, and the viscosity after gelling was greater than 1.0×104 mPa·s. What's more, a high-salinity-resistant surfactant QH-1 was optimized, and the interfacial tension and oil displacement effect were evaluated, witha finding that the QH-1 solution with a mass fraction of 0.4% could enhance the oil recovery by 18.72%. The laboratory test results indicated that alternate injection of the high-salinity-resistant organogel and QH-1 could effectively curb the ineffective water circulation and improve the oil displacement efficiency in the low and medium permeability areas. Notably, the optimized “gel + QH-1” composite flooding was capable of enhancing oil recovery by more than 27.6%. The composite flooding was applied to 9 water-injection wells in Gasi N1–N21 reservoir. As a result, the average water cut of these oil wells decreased from 80% to 70%, and the oil production increased by 2.41 × 104 t. The research results show that the oil recovery enhancement by “gel + QH-1” composite flooding is effective in enhancing oil production and decreasing water cut in Gasi N1–N21 ultra-high-salinity reservoir, so it is worthy of promotion and application.
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青海油田主力老油区尕斯N1–N21油藏温度68 ℃，平均地层水矿化度18×104 mg/L，其中钙镁离子含量6 300 mg/L。该油藏开发初期储层平均渗透率102 mD，最小渗透率0.1 mD，最大渗透率1 230 mD。经过30余年注水开发，油藏目前已进入中高含水开发期，综合含水率76%，采出程度47%，储层最大渗透率超过5 000 mD，层间非均质性强，非主力层动用程度低，主力层水淹较严重，剩余油高度分散，纵向及平面矛盾突出，注入水利用率逐年降低，整体开发效果变差。因此，提高次级主力层、非主力层的动用程度、波及系数和驱油效率，对实现油藏稳产具有现实意义。
该油藏受地层水矿化度和钙镁离子含量超高的限制，无法应用常规聚合物驱及聚表二元复合驱。为此，开展了凝胶与表面活性剂复合驱提高采收率技术研究。凝胶具备良好的成胶性能，成胶强度可控，可以选择性封堵高渗透层以调整吸水剖面，迫使液流转向，启动中低渗储层，扩大水驱波及体积。表面活性剂具备超低界面张力及一定的乳化能力，能有效提高驱油效率。凝胶与表面活性剂复合驱既能有效遏制或减少水的无效循环，又能提高中低渗透含油饱和度较高区域的驱油效率，达到复合增效提高采收率的目的[1-6]。但是，常规有机凝胶在高矿化度条件下会发生黏度下降及沉淀等一系列问题，抗盐能力差；而常规表面活性剂易与地层中的钙镁离子发生反应产生沉淀，界面张力无法达到超低。因此，凝胶与表面活性剂交替注入的复合驱性能达不到现场应用要求[7-8]。
基于上述分析，结合青海油田尕斯N1–N21油藏的特点，合成了抗高盐有机凝胶，优选了抗高盐表面活性剂QH-1，形成了“凝胶+QH-1”复合驱，室内试验评价了该复合驱的驱油效果[9-12]，并在尕斯N1–N21油藏9口井进行了应用，为青海油田老油区持续稳产、提高采收率提供了技术支持。
1. 抗高盐凝胶合成与抗高盐表面活性剂优选
针对青海油田尕斯N1–N21油藏地层水矿化度超高的问题，聚合物分子结构设计时加入抗盐单体，以含有苯环的酚醛树脂为稳定剂，合成了抗高盐有机凝胶[13]。从化学剂分子结构与性能的关系入手，优选了分子结构中同时具有耐温阴离子磺酸盐基团和抗盐非离子醇醚基团的表面活性剂。
1.1 试验材料与仪器
试验材料：耐高盐聚合物，工业品；交联剂（酚醛树脂），工业品；稳定剂，自制；抗高盐表面活性剂QH-1，工业品；十二烷基苯磺酸钠，工业品；十二烷基磺酸钠，工业品；模拟油（按体积比1∶1混合的尕斯N1–N21油藏原油和煤油）；尕斯N1–N21油藏注入水（矿化度9.9×104 mg/L），Na+含量33 532.6 mg/L，Ca2+含量3105.64 mg/L，Mg2+含量1213.36 mg/L，Cl-含量60151.95 mg/L，HCO3-含量420.35 mg/L，SO42-含量625.12 mg/L；尕斯N1–N21油藏地层水（矿化度18×104 mg/L，Ca2++Mg2+含量6 300 mg/L）。
试验仪器：BT4202S电子天平，烧杯，RW20 DIGITAL电动搅拌器，Julab水浴，岩心驱替试验装置，TX500C界面张力仪，HAAKE流变仪，DV-Ⅲ布氏旋转黏度计，100 mL蓝盖瓶。
1.2 抗高盐有机凝胶的合成
抗高盐聚合物由丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸聚合而成。该聚合物分子链中含有庞大的大侧链基团，增大了空间位阻效应；磺酸基团电荷密度高、亲水极性强，对Ca2+、Mg2+等阳离子不敏感。分子基团间的氢键、静电分子作用力可形成分子间的缔合作用，增强聚合物的抗盐性。抗高盐聚合物的合成过程如图1所示。
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图 1 抗高盐有机凝胶中聚合物的合成反应式Figure 1. Synthesis reaction formula for polymer in high-salinity-resistant organogels耐高盐聚合物分子链中的—CONH2基团与酚醛树脂类交联剂中的—CH2OH发生交联反应，形成三维网络状结构的抗高盐有机凝胶。
为了确定适用于尕斯N1–N21油藏的凝胶配方，进行了抗高盐有机凝胶性能评价试验：称取一定量的尕斯N1–N21油藏注入水，加入容量1 L的烧杯中，再依次加入稳定剂、抗高盐聚合物，电动搅拌器以400 r/min转速搅拌90 min后再加入交联剂，使其完全溶解后倒入不同的容量100 mL蓝盖瓶中；置于温度68 ℃水浴中，定期取样，采用流变仪，在7.34 s–1剪切速率下测定抗高盐有机凝胶的强度，考察成胶时间，结果见表1。
表 1 抗高盐有机凝胶68 ℃下的性能Table 1. Performance of high-salinity-resistant organogels at 68 ℃聚合物
质量分数，%交联剂
质量分数，%稳定剂
质量分数，%表观黏度/
（mPa∙s）初凝时间/h 0.2 0.1 0.05 1 500 180 0.2 0.10 2 500 150 0.3 0.20 3 200 130 0.3 0.1 0.05 4 000 125 0.2 0.10 8 200 100 0.3 0.20 10 300 80 0.4 0.1 0.05 8 400 105 0.2 0.10 11 200 90 0.3 0.20 13 000 75 从表1可以看出：聚合物质量分数为0.2%时，抗高盐有机凝胶的表观黏度偏低，成胶时间较长，同时也会因交联剂及聚合物等在地层中发生吸附、滞留等，导致凝胶强度偏低，甚至不成胶；聚合物质量分数达到0.3%后，成胶性能大幅度改善。基于此，确定了尕斯N1–N21油藏抗高盐有机凝胶配方：0.3%～0.4%聚合物+0.2%～0.3%交联剂+0.1%～0.2%稳定剂。该凝胶在68 ℃温度下初凝时间大于70 h，成胶后凝胶黏度大于1.0×104 mPa∙s。随着聚合物质量分数增大，凝胶的成胶时间缩短、成胶强度增加。
1.3 抗高盐表面活性剂的优选
驱油用表面活性剂的主要作用是降低油水界面张力，而影响表面活性剂界面活性的因素有结构方面的，也有油水相方面的。对于同一种原油，水相矿化度不同，可以使表面活性剂产生不同的油水界面张力[14-15]。针对青海油田尕斯N1–N21超高盐油藏的特点，重点考察了十二烷基磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠和QH-1等3种抗高盐表面活性剂在高矿化度条件下降低油水界面张力的能力，然后对其进行了筛选。试验温度68 ℃，试验用油为模拟油，试验用水为尕斯N1–N21油藏注入水。试验结果如图2所示。
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图 2 油水界面张力随表面活性剂质量分数变化的曲线Figure 2. Change of oil-water interfacial tension with the mass fraction of surfactants从图2可以看出：随着表面活性剂质量分数增大，油水界面张力均降低；相同质量分数下，QH-1降低油水界面张力的能力优于十二烷基磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠；表面活性剂质量分数为0.2%～0.4%时，QH-1的界面张力达到μN/m级。因此，选择QH-1作为“有机凝胶+表面活性剂”复合驱油用抗高盐表面活性剂。
2. 抗高盐凝胶与QH-1性能室内评价
2.1 抗高盐有机凝胶的性能
利用尕斯N1–N21油藏注入水配制了2种抗高盐有机凝胶进行性能评价，凝胶1配方为0.3%聚合物+0.2%交联剂+0.1%稳定剂，凝胶2配方为0.4%聚合物+0.2%交联剂+0.1%稳定剂。
2.1.1 抗高盐有机凝胶注入性能
以1.0 mL/min的注入速度，将凝胶1注入渗透率为861 mD的岩心、凝胶2注入渗透率为882 mD的岩心，得到了2种凝胶注入压力与注入量的关系曲线（见图3）。
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图 3 抗高盐有机凝胶注入压力与注入量的关系曲线Figure 3. Relationship between injection pressure and injection volume of high-salinity-resistant organogels从图3可以看出：抗高盐有机凝胶中聚合物质量分数越大，凝胶初始黏度越高，注入压力越高；相同条件下，随着抗高盐有机凝胶注入量增大，注入压力升高（升幅0.45 MPa），随后水驱时注入水量增大，注入压力缓慢下降并达到平稳状态，表现出较好的注入性能。
2.1.2 抗高盐有机凝胶封堵性能
以0.5 mL/min的注入速度向不同岩心中注入0.5倍孔隙体积的凝胶，在温度68 ℃下放置72 h，再以0.5 mL/min注入速度水驱至压力稳定，记录注凝胶和后续水驱压力稳定时注入口和出口的压力，计算压力梯度，结果见表2。
表 2 抗高盐有机凝胶封堵性能试验结果Table 2. Test results of plugging performance of high-salinity-resistant organogels凝胶 渗透率/mD 压力梯度/（MPa∙m–1） 注入凝胶 水驱 1 391 3.20 3.84 1 050 0.68 2.86 5 103 0.30 4.14 2 420 4.48 5.02 1 120 1.20 6.67 5 260 0.48 8.31 由表2可知：凝胶中聚合物质量分数相同时，随着岩心渗透率增大，水驱结束时压力梯度逐渐增大；渗透率相同时，随着凝胶中聚合物质量分数增大，水驱结束时压力梯度也逐渐增大。这说明渗透率越大，凝胶中聚合物质量分数越大，水驱结束时的压力梯度越大，封堵效果越好。
2.1.3 抗高盐有机凝胶转向效果
采用三管并联岩心（高渗透、中渗透和低渗透）进行抗高盐有机凝胶转向效果试验。试验步骤：1）3种岩心全部抽真空，以0.5 mL/min速度注入尕斯N1–N21油藏地层水至饱和，待驱替压差及出口端出液稳定后，计算初始水测渗透率；2）3种岩心饱和模拟油，计算其含油饱和度；3）三管并联水驱至含水率为98%，计算水驱采收率；4）以0.5 mL/min速度注入0.2 倍孔隙体积的凝胶，在温度68 ℃下放置72 h，然后进行水驱（注入1.2倍孔隙体积的水），计算注凝胶后的采收率，以及注凝胶与水驱相比采收率的增幅。凝胶转向效果试验结果见表3。
表 3 抗高盐有机凝胶转向效果试验结果Table 3. Test results of steering effect of high-salinity-resistant organogels凝胶 渗透率/mD 含油饱和度，% 采收率，% 水驱 注凝胶 1 356 62.8 5.6 21.7 987 66.5 32.2 57.0 4 981 71.2 45.1 55.7 2 398 63.6 6.1 23.0 1 056 67.1 33.1 59.4 5 138 73.4 48.3 59.6 试验结果表明，大部分抗高盐有机凝胶进入高渗透岩心并形成封堵，后续注入水沿着阻力较小的中低渗透岩心流出，并驱动中低渗透岩心中的残余油。水驱阶段，随着渗透率升高，采收率增大；中渗透岩心注抗高盐有机凝胶后的采收率增幅最大，其次是低渗透岩心，高渗透岩心增幅最小。岩心渗透率相近时，抗高盐有机凝胶中的聚合物质量分数越大，采收率的增幅越大；与水驱相比，注凝胶后高渗透、中渗透和低渗透岩心的采收率增幅均在10百分点以上。从采收率的增幅看，中低渗透岩心的采收率增幅高于高渗透岩心，说明注入凝胶后，封堵了高渗透岩心或降低了高渗透岩心的渗透率，遏制了注入水在高渗透岩心的窜流，迫使注入水发生转向，进入了中低渗透岩心，从而提高了中低渗透岩心的采收率。
2.2 QH-1的驱油性能
利用尕斯N1–N21油藏注入水配制不同质量分数的抗高盐表面活性剂QH-1溶液，在温度68 ℃下进行抗高盐表面活性剂的岩心驱油试验。试验步骤：1）岩心抽真空，以0.5 mL/min速度注入尕斯N1–N21油藏地层水至饱和，待驱替压差及出口端出液稳定后，计算初始水测渗透率；2）饱和模拟油，至不含水，测定含油饱和度；3）水驱至含水率达到98%，计算水驱采收率；4）以0.5 mL/min的速度注入0.3倍孔隙体积QH-1表面活性剂，进行表面活性剂驱，计算QH-1驱采收率；5）后续水驱，注入3.6倍孔隙体积水至含水率达到98%。试验结果见表4。
表 4 耐高盐表面活性剂QH-1岩心驱油的试验结果Table 4. Core displacement test results of high-salinity-resistant surfactant QH-1岩心渗透率/
mDQH-1质量
分数，%水驱采收
率，%QH-1驱采
收率，%365 0.1 25.50 6.12 342 0.2 27.68 12.47 381 0.3 26.72 15.11 357 0.4 25.55 18.72 由表4可知，岩心渗透率相近时，采收率随着QH-1质量分数增大而提高，且QH-1驱采收率较水驱采收率有较大幅度提高，表明该抗高盐表面活性剂具有较好的驱油效果。
2.3 “凝胶+QH-1”复合驱岩心驱替试验
采用双管并联岩心（高渗透、低渗透）进行“凝胶+QH-1”复合驱岩心驱替试验。试验步骤：1）2种岩心全部抽真空，以0.5 mL/min的速度注入尕斯N1–N21油藏地层水至饱和，待驱替压差及出口端出液稳定后，计算初始水测渗透率；2）岩心饱和模拟油，计算含油饱和度；3）双管并联水驱到含水率为98%，计算水驱采收率；4）以0.5 mL/min的速度注入不同量的凝胶和QH-1，然后置于68 ℃恒温箱静置72 h，待其成胶；5）用1.2倍孔隙体积的水进行水驱，计算后续水驱采收率。试验结果见表5。
表 5 “凝胶+QH-1”复合驱岩心驱替试验结果Table 5. Core displacement test results of "Gel +QH-1" composite flooding凝胶与QH-1组合形式 渗透率/mD 含油饱和度，% 采收率，% 水驱 “凝胶+ QH-1”复合驱 0.10 PV凝胶+0.20 PV表面活性剂 463 64.3 30.5 58.1 1 635 67.5 36.5 66.8 0.10 PV凝胶0.25 PV表面活性剂 568 62.1 29.7 59.2 1 890 70.4 37.5 68.7 0.10 PV凝胶+0.30 PV表面活性剂 324 61.3 28.5 61.2 1 500 72.1 35.2 69.5 注：1）凝胶配方为0.4%耐高盐聚合物+0.2%交联剂+0.1%稳定剂；表面活性剂为0.3%QH-1。 由表5可知，“凝胶+QH-1”复合驱采收率可提高27.6～34.3百分点，优于单独使用抗高盐有机凝胶或QH-1的效果，表明抗高盐有机凝胶扩大波及体积与表面活性剂QH-1提高驱油效率相结合的思路是可行的。当凝胶段塞尺寸不变、渗透率相近时，随着表面活性剂QH-1段塞增大，采收率提高幅度增大；但达到一定尺寸后，继续增大QH-1驱段塞尺寸，采收率不再明显提高。分析认为，在一定封堵程度下，QH-1驱能够提高驱油效率，当QH-1驱突破后，扩大波及体积的能力迅速下降，即使再增大QH-1的加量，也难以获得较好的驱油效果。
3. 现场应用
3.1 实施区块整体效果
2019—2021年，青海油田尕斯中浅层N1–N21油藏Ⅲ层系的跃7540更2向井、跃更244井、跃更744向井、跃6740井、跃更654井、跃更444井、跃更234向井、跃734向井和跃新765井等9口注水井应用了“凝胶+QH-1”复合驱，累计注入“凝胶+QH-1”复合驱体系13.26×104 m3。9口注水井对应29口油井，措施后油井平均含水率由80%降至70%，增产油量2.41×104 t，产水量减少1.95×104 m3，生产曲线如图4所示。截至2021年3月底，措施有效期已达695 d，实施区块产油量月综合递减由3.2%降至0.1%，采用甲型特征曲线预测采收率可提高10.45百分点。
3.2 典型井组分析
跃7540更2向井为第一口应用“凝胶+QH-1”复合驱的注水井。该井2011年1月投注，射开Ⅵ-2、Ⅵ-4、Ⅵ-4、Ⅵ-8、Ⅵ-11、Ⅵ-12、Ⅵ-13、Ⅵ-14和Ⅵ-15小层，注采连通关系如图5所示。该井日配注水量36 m3，实际日注水量30 m3，注水压力14 MPa。截至2019年1月开始应用“凝胶+QH-1”复合驱前，累计注水量99 500 m3。
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图 5 跃7540更2向井与周边油井的注采连通关系Figure 5. Injection and production connections among Well Y7540G2 and surrounding oil wells应用初期，选择500 m3高黏度抗高盐有机凝胶（配方为0.4%抗高盐聚合物+0.3%交联剂+0.2%稳定剂）作为调剖段塞，封堵水流优势通道。注入油压由15.0 MPa升至18.5 MPa时，改注低黏度抗高盐有机凝胶（配方为0.3%聚合物+0.2%交联剂+0.1%稳定剂），注入2 500 m3，注入过程中油压继续升高，直至20.0 MPa。当周边一线油井见效后，停止注入抗高盐有机凝胶，改注0.3%QH-1表面活性剂5000 m3，进行驱油。
当注入油压降至18.0 MPa，周边油井含水率略有上升时，追加3 000 m3凝胶控水段塞，以减缓QH-1的推进速度。继续注0.3%QH-1表面活性剂7 000 m3，邻近油井跃5440井的生产曲线上下波动，体现出抗高盐有机凝胶封堵、运移、再封堵的特性。此时，压降曲线明显变缓，高渗透层得到有效封堵。跃7540更2井周边油井增油效果明显，其中跃7640井、跃5440井的效果最为显著：跃7640井措施前平均日产液量22.70 m3，日产油量2.01 t，含水率90.8%，实施“凝胶+QH-1”复合驱后峰值日产液量27.65 m3，日产油量10.78 t，含水率61.0%；跃5440井措施前平均日产液量6.44 m3，日产油量2.87 t，含水率44.5%，措施后峰值日产液量10.10 m3，日产油量9.62 t，含水率5.0%。
4. 结 论
1）基于抗高盐聚合物，调节耐高温交联剂与稳定剂的配比，合成了适用于青海油田尕斯N1–N21油藏的抗高盐有机凝胶，温度68 ℃下初凝时间大于70 h，成胶后有机凝胶黏度大于1.0×104 mPa·s。优选了抗高盐表面活性剂QH-1，加入0.2%～0.4%的QH-1，油水界面张力能达到μN/m级，满足驱油要求。
2）优化确定了0.1 PV抗高盐有机凝胶+0.2 PV抗高盐表面活性剂QH-1的段塞组合，与水驱相比，该段塞组合室内试验采收率可提高27.0百分点以上。
3）尕斯N1–N21油藏9口井应用了 “凝胶+QH-1”复合驱，在控制油藏产量递减、增油降水方面取得了显著效果。考虑超高盐油藏对聚合物驱和聚表二元驱的限制，“凝胶+QH-1”复合驱在此类油藏具有广泛的应用前景。
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图 1 抗高盐有机凝胶中聚合物的合成反应式
Figure 1. Synthesis reaction formula for polymer in high-salinity-resistant organogels
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图 2 油水界面张力随表面活性剂质量分数变化的曲线
Figure 2. Change of oil-water interfacial tension with the mass fraction of surfactants
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图 3 抗高盐有机凝胶注入压力与注入量的关系曲线
Figure 3. Relationship between injection pressure and injection volume of high-salinity-resistant organogels
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图 5 跃7540更2向井与周边油井的注采连通关系
Figure 5. Injection and production connections among Well Y7540G2 and surrounding oil wells
表 1 抗高盐有机凝胶68 ℃下的性能
Table 1 Performance of high-salinity-resistant organogels at 68 ℃
聚合物
质量分数，%交联剂
质量分数，%稳定剂
质量分数，%表观黏度/
（mPa∙s）初凝时间/h 0.2 0.1 0.05 1 500 180 0.2 0.10 2 500 150 0.3 0.20 3 200 130 0.3 0.1 0.05 4 000 125 0.2 0.10 8 200 100 0.3 0.20 10 300 80 0.4 0.1 0.05 8 400 105 0.2 0.10 11 200 90 0.3 0.20 13 000 75 
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表 2 抗高盐有机凝胶封堵性能试验结果
Table 2 Test results of plugging performance of high-salinity-resistant organogels
凝胶 渗透率/mD 压力梯度/（MPa∙m–1） 注入凝胶 水驱 1 391 3.20 3.84 1 050 0.68 2.86 5 103 0.30 4.14 2 420 4.48 5.02 1 120 1.20 6.67 5 260 0.48 8.31
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表 3 抗高盐有机凝胶转向效果试验结果
Table 3 Test results of steering effect of high-salinity-resistant organogels
凝胶 渗透率/mD 含油饱和度，% 采收率，% 水驱 注凝胶 1 356 62.8 5.6 21.7 987 66.5 32.2 57.0 4 981 71.2 45.1 55.7 2 398 63.6 6.1 23.0 1 056 67.1 33.1 59.4 5 138 73.4 48.3 59.6
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表 4 耐高盐表面活性剂QH-1岩心驱油的试验结果
Table 4 Core displacement test results of high-salinity-resistant surfactant QH-1
岩心渗透率/
mDQH-1质量
分数，%水驱采收
率，%QH-1驱采
收率，%365 0.1 25.50 6.12 342 0.2 27.68 12.47 381 0.3 26.72 15.11 357 0.4 25.55 18.72
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表 5 “凝胶+QH-1”复合驱岩心驱替试验结果
Table 5 Core displacement test results of "Gel +QH-1" composite flooding
凝胶与QH-1组合形式 渗透率/mD 含油饱和度，% 采收率，% 水驱 “凝胶+ QH-1”复合驱 0.10 PV凝胶+0.20 PV表面活性剂 463 64.3 30.5 58.1 1 635 67.5 36.5 66.8 0.10 PV凝胶0.25 PV表面活性剂 568 62.1 29.7 59.2 1 890 70.4 37.5 68.7 0.10 PV凝胶+0.30 PV表面活性剂 324 61.3 28.5 61.2 1 500 72.1 35.2 69.5 注：1）凝胶配方为0.4%耐高盐聚合物+0.2%交联剂+0.1%稳定剂；表面活性剂为0.3%QH-1。
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