致密储层表活剂微观驱油毕业论文终版.docx

致密储层表活剂微观驱油特征实验研究摘要：表活剂驱油技术是提高石油采收率的重要方法之一。为了研究出在致密储层中不同化学物质的驱油效率的不同特征，通过对比找出最有效的驱油的化学物质，并研究其驱油特征。本文中通过真实砂岩模型研究了表活剂驱油与水驱油的特征，实验中包括单相驱替、水测、油驱水、水驱油、表活剂驱油5种驱替实验，经过统计数据，计算其渗透率，做出渗透率曲线，通过对比曲线分布特征判断出了表活剂的驱油效率最好。同时，研究表活剂微观驱油特征是通过在显微镜下观察不同时刻.的驱油面积来确定其的残余油分布特征，从而进一步计算其对应的含油面积和流度比，确定其驱油特征。实验结果表明，随着驱替压力的增大，表活剂驱油和水驱油的含油面积逐渐增大，岩石中的渗透率也逐渐增大，含油饱和度逐渐减小。同时实验证明了表活剂驱油效率大于水驱油效率。关键词：表活剂；低渗致密储层；微观驱油特征；真实砂岩模型Experimental study on microscopic displacement characteristics of surfactant in tight reservoirAbstract:Surfactant flooding technology is one of the important methods to improve oil recovery.In order to study the reservoir in different chemical oil displacement efficiency of different characteristics, chemical flooding through comparison to find out the most effective, and to study the oil displacement characteristics. Through the real sandstone model of surfactant flooding and water flooding characteristics, including single-phase displacement experiment water, test, oil flooding, water flooding, surfactant flooding 5 displacement experiments, through statistical data, calculate the permeability, make the permeability curve by comparing the distribution curve to determine the displacement efficiency of surfactant is the best. At the same time, study of surfactant flooding is micro characteristics through the observation of different time in the area of oil flooding under the microscope to determine the The residual oil distribution, so as to further calculate the corresponding oil-bearing area and mobility ratio, determine the flooding characteristics. The experimental results show that with the increase of pressure for flooding, surfactant flooding and water flooding oil area gradually increases, the rock permeability increases, oil saturation decreases gradually. At the same time experiment proved that the surfactant oil displacement efficiency is higher than the efficiency of water flooding.Key words: surfactant; low permeability tight reservoir; microscopic oil displacement characteristics; true sandstone model目录1 绪论11.1 研究的目的和意义11.2 国内外研究现状21.3 主要研究内容52 表面活性剂驱油机理和影响因素62.1 表面活性剂的驱油机理62.1.1 表面活性剂的驱油的条件62.1.2 表面活性剂驱的驱油原理62.2 表面活性剂驱油的微观特征72.2.1 表面活性剂体系对水驱后盲端类残余油的作用特征82.2.2 表面活性剂体系对水驱后膜状类残余油的作用特征82.2.3 表面活性剂体系对水驱后柱类残余油的作用特征92.2.4 二元复合体系微观驱油特征102.2.5 不同孔隙类型对应微观水驱油特征102.2.6 储层剩余油微观分布特征132.3 表面活性剂微观驱油的影响因素142.3.1 储层剩余油微观分布控制因素142.3.2 低渗透砂岩储层渗透率的影响因素142.3.3 低渗透砂岩储层驱油效率的影响因素152.3.4 表面活性剂驱油效率的影响因素182.4 微观驱油的实验方法193 实验方法213.1 实验模型213.2 实验流体213.3 实验流程223.4 实验步骤223.5 实验数据处理及误差分析233.5.1 实验数据处理的方法233.5.2 实验数据误差分析254 实验结果及分析264.1 油驱水微观特征264.2 水驱油微观特征294.3 表活剂驱油微观特征314.4 渗透率对比345 结论37参考文献38致谢41II1绪论1.1 研究的目的和意义目前,我国已探明的低渗透油田石油地质储量50多亿吨,大多数低渗透油田渗透率为0. 3 10- 3 15 10- 3m2,孔隙度为5% 20%。随着我国经济的快速发展,对石油的需求量不断增加3。但是由于我国油气资源总量以及油气产量有限,因此我国石油对外进口的依存度不断增加。就我国目前石油开发的现状来看,我国大部分物性较好油区已经处于高含水阶段5。所以对低渗、特低渗油藏的开发成为我国增加石油产量最重要的方向6。由于低渗透油藏特殊的形成和赋存条件,低渗透油层物性差、导流能力差，依靠天然能量开发，自然能量不充足，压力下降较快，产量递减快，开发水平低。石油整体的采收率较低。因此,关于如何提高低渗透油藏石油采收率成为当前石油学界研究的重点,对于低渗透油臧多相流体渗流特征、残余油分布及不同种类的驱油剂尤其是活性剂的研究也不断深入1。所以，由于低渗透油层的特殊性，常规水驱采收率很低，目前在中、高渗透层已成功推广应用的能够大幅提高采收率的技术(如聚合物驱等)也因注入压力高而无法在低渗透油层应用，致使提高低渗透油层的采收率变得非常困难。研究表明，用超低界面张力（10-3m N/m）的活性水驱油是提高低渗透油层采收率的重要途径之一，而目前常用的表面活性剂水溶液与原油间的界面张力属低界面张力(10-2 m N/m)范畴。为了实现提高采收率的目的，人们常在这些活性剂中加入碱，以形成超低界面张力，但是碱的加入对低渗透油层又会产生新的损害，不利于提高采收率。因此，不加碱就能与原油形成超低界面张力的活性剂对提高低渗透油层的采收率具有重要价值。所以寻求能够形成超低界面张力的新型活性剂，并以此提高低渗透油层的采收率是非常必要的。经过一系列研究表明，有的表面活性剂不加任何碱就可以与原油形成超低界面张力。向油层中注入表活剂能够大幅度增加毛细管数，进而提高驱油效率；改善油水两相的流度比9，提高波及系数。还可以使原油与岩石间的润湿接触角增加，使岩石表面的润湿性发生反转，降低油滴在岩石表面的黏附力，提高洗油效率，从而提高原油采收率。因此，随着地下石油资源的日趋紧张和表面活性剂驱油法在技术工艺上的不断成熟和完善，可以预计表活剂驱油将成为主要的提高原油采收率方法之一7。本文就是针对某致密储层岩心进行了表活剂驱油的微观机理研究。通过对微观驱油实验中水驱油和表活剂驱油实验中含油饱和度和在不同压强下岩石孔隙中驱油规律的对比，从而得出表活剂驱油比水驱油的效率更好更高的结论。1.2 国内外研究现状 石油的开采过程分为三个阶段:利用地层天然能量的开采过程称为一次采油,如溶解气驱、气顶驱,采收率通常为10%左右;利用注气或注水维持地层能量的开采方法称为二次采油;二次采油后仍有60% 70%的原油残留在地下,需要用物理、化学以及其它技术方法采出,称为三次采油。国际上也把三次采油称为强化采油(Enhanced Oil Recovery,即EOR),把一次采油后包括二次采油在内的所有提高油层采收率的方法统称为IOR(Improved Oil Recovery)。表面活性剂的性能和价格是影响复合驱技术经济效果的关键,也是限制该技术工业化应用的重要技术瓶颈。因此,驱油用表活剂的研制显得尤为重要。国外早在20世纪50年代就已开始驱油用表面活性剂的研制工作。根据岩石表面电性、与油藏条件的匹配性、不同种类活性剂自身的特性以及环保等方面的要求,一般采用阴离子表活剂用于复合驱。目前,国外三次采油用表面活性剂工业产品主要有两大类:一是石油磺酸盐为主的表活剂,二是烷基苯磺酸盐为主的表活剂。美国三次采油用石油磺酸盐产量在10 104t/a以上,有代表性的商业产品有Witco公司的TRS系列、Stepan公司的Petrostep系列以及阿莫古公司的Sulfonate系列。重烷基苯磺酸盐表面活性剂的研制始于20世纪90年代初,该产品的原料为十二烷基苯的副产品,来源较广,转化率高,无副产品且产品质量较稳定,所以在世界范围被迅速推广使用,美国各大化学品公司相继研制出各自的产品,如ORS-41(SCI公司)、B-100(Stepan公司)。“八五”以来,国内驱油用表面活性剂的研制取得了较大进展。除以上两种国际上采用的主流活性剂外,还开发研制了石油羧酸盐、改性木质素磺酸盐、生物表面活性剂、烷基萘磺酸盐等多种驱油用表面活性剂。这些产品与主表面活性剂复配后,能够形成超低界面张力,从而替代30% 50%的主表面活性剂用量,价格便宜的还可用作驱油体系的牺牲剂,以减少活性剂的吸附损失。针对芳烃含量较高的克拉玛依原油、大港羊三木原油,克拉玛依炼油厂、天津红岩炼油厂成功研制了石油磺酸盐,前者还建成了年产2000 t的工业化生产装置,其产品已用于克拉玛依油田复合驱矿场试验,并取得了较好效果。大庆油田采用抚顺洗化厂的重烷基苯成功研制了驱油用重烷基苯磺酸盐,实现了工业化生产,并应用到杏二中三元复合驱工业性矿场试验,目前已见到较好的增油降水效果,显示出良好的应用前景。在此基础上,大庆油田正在开展原料组分相对单一的烷基苯磺酸盐精细化合成研究,初步评价结果已显示出良好的界面活性和驱油效果。此种新型的、组分相对单一的烷基苯磺酸盐如能成功工业化生产应用,势必很大程度地解决多组分、宽分布表活剂体系所带来的活性剂自身色谱分离问题,进一步提高该类表活剂的驱油效能2。20 世纪 20 年代末，德格鲁特(De Groot)就提出了水溶性表面活性剂有助于提高原油采收率。霍尔布鲁克(Holbrook)提出过用于表面活性剂驱的其它水溶性化合物，如有机高氟化合物、脂肪酸皂、聚二醇脂、脂肪酸盐或磺酸盐、聚氧化烯等化合物。通过实验研究表明，这些活性剂的水溶液可降低界面张力，提高采收率。后来有些人用各种盐水与表面活性剂联合使用可降低界面张力到最低值，并可以抑制表面活性剂在油层中的吸附。这些技术导致低张力表面活性剂驱的产生。后来又在此基础上陆续发展了胶束驱和微乳液驱。到了 60 年代表面活性剂驱油技术开始有了较大的发展。到目前为止，表面活性剂在驱油中起着极为重要的作用，直接影响驱油体系/原油间的界面张力、驱油效率及原油破乳等，同时，能改变岩石的润湿性，在三次采油中有着广阔的发展前途。因此有关驱油用表面活性剂的研究一直是较为活跃的研究领域，表面活性剂驱也被认为是一种驱油效果比较理想、有前途的提高采收率方法。35 表面活性剂驱油,指以表面活性剂溶液作为驱油剂的一类原油开采方法表面活性剂驱油方法的提出,可以追溯到世纪年代。首先在实验室证明了用浓度为一的多环磺化物和木质素亚硫酸造纸废液可以提高驱油效率。此后,的研究表明,脂肪酸皂、聚二醇脂、脂肪酸盐或磺酸盐、聚氧化乙烯类化合物、有机高氟化合物等都能明显地降低油水界面张力,提高驭油效率。后来,有研究发现用无机盐与表面活性剂复配使用,油水界面张力可降至最低值,并可降低表面活性剂在油层中的吸附损失。世纪、年代,形成了低表面活性剂浓度的低张力体系和高表面活性剂浓度的微乳液体系等表面活性剂驱油技术,但成本相对较高,难于在油田大规模推广。世纪年代,出现了碱一表面活性剂一聚合物复合驱技术,碱的加入降低表面活性剂的吸附量,并与原油中活性物质生成天然表面活性剂,与所加入的表面活性剂发生协同增效作用,大大降低了驱油剂成本。世纪年代,国内几个大型油田开展了表面活性剂复合驱的先导试验和先导扩大试验,取得了较大成果。近年来,表面活性剂驱油研究一直比较活跃,应用前景也更加广泛,被认为是一种驱油效果理想、有前途的提高采收率方法11-14。蒲万芬48等认为聚/表二元复合驱在高矿化度非均质油藏具有较好的可行性,在实验室合成了双阳离子型表面活性剂NNMB,将研制的表面活性剂与疏水缔合聚合物进行复配成二元聚/表体系,在中原油田油藏条件下进行性能评价,得到两点认识:(1)疏水缔合聚合物对双阳离子型表面活性剂NNMB溶液的界面张力没有明显的影响,其数量级均为10- 3;(2)聚/表二元复合体系中加入一定量的盐(氯化钠)可以增加表面活性剂降低界面张力的效率。李柏林49等的研究结果表明,表面活性剂对体系粘度影响不大,体系的粘度随着表面活性剂浓度的增大而轻微下降。聚/表二元配方体系的粘度明显高于三元体系,聚/表二元体系对大庆采油一厂脱水原油的界面张力可以达到超低,室内物理模拟实验可提高采收率20%以上。王德民50院士认为,聚/表二元复合驱若能取得成功并推广,有可能对大庆的稳定发展起重大作用,同时还能进一步促进化学驱理论的发展并形成新的经济增长点。李华斌51等对复合驱中界面张力数量级与提高采收率的关系进行了研究,认为尽管目前复合驱在技术上是成功的,但是有两个最重要的因素严重阻碍了复合驱的大规模应用:(1)认为油水平衡界面张力只有达到10- 3mN/m数量级的超低值,才能大幅度地提高采收率,这就大大缩小了选择表面活性剂的范围。在此基础上,还要考虑表面活性剂在高矿化度的地层水中具有理想的溶解性。(2)由于温度和盐度使得聚合物分子在地层水中的构相呈收缩和卷曲状态,使得复合体系的表观粘度较低。为了能使油层的波及效率达到理想的效果,不得不大幅度地提高聚合物的用量,最终导致聚合物的用量成倍增加,从而大幅度降低了复合驱的经济效果。在大庆油田条件下,油水平衡界面张力达到10- 2mN/m数量级,就可以大幅度提高采收率。因此,大多数国内工业表面活性剂产品的复合体系与原油的界面张力都可以满足使束缚油流动的要求,这就大大降低了对表面活性剂的苛刻条件,扩大了表面活性剂的来源和范围;大量的岩芯实验结果表明,如果油水动态(瞬时)界面张力可以达到10- 3mN/m或10- 2mN/m数量级,其驱油效果与稳定平衡界面张力达到10- 3mN/m数量级时的效果基本相同。这更加扩大了表面活性剂的挑选范围,并为表面活性剂驱油的商业性应用提供了实验依据。吴文祥52等针对聚/表二元复合驱进行了物理模拟实验,人造均质岩芯的物理模拟结果表明,相同条件下的聚/表二元复合驱油采收率与三元复合驱采收率基本相当;而在非均质岩芯上,相同条件下的聚/表二元复合驱采收率要明显高于三元复合驱的采收率,且均大于20%。化学剂成本(按聚合物及表面活性剂价格计算后得到)基本相同条件下,增加复合体系段塞体积而适度降低主段塞聚合物浓度,有利于聚/表二元复合体系的注入,且二元复合驱采收率仍然较高。李孟涛53等针对聚/表二元复合体系进行了驱油实验研究,研究结果表明,该种聚/表二元体系具有较宽活性剂浓度范围,界面张力可以达到10- 2mN/m的低张力值,溶液的界面张力稳定性好,受温度和矿化度影响小,与原油不易形成高粘度W /O型乳化液,有利于油井生产。该体系比相当浓度的聚合物驱采收率高,相同条件下不低于大庆现场应用三元复合驱采收率,增加聚/表二元复合体系段塞而适度降低主段塞中聚合物浓度,有利于该体系的注入,且采收率仍然较高。该体系克服了三元复合体系中碱引起的不利因素,且相同条件下,其注入压力比聚合物驱低,有利于矿场实施。在中国提高采收率技术的应用大部分是先导性矿场试验,己经进行工业化应用的主要是聚合物驱、三元复合驱和热采,其它方法主要集中在可行性研究方面。大庆油田2001年5月,利用新研制的国产表活剂在杏北油田开展了三元复合驱工业化矿场试验,取得了明显的增油降水的效果。大庆油田泡沫复合驱进行实验研究的基础上,在萨北油田北二区东部开展了泡沫复合驱先导性矿场试验,取得了比水驱提高采收率25%以上的显著效果。聚合物/表面活性剂二元复合驱(简称为聚/表二元复合驱)是一种可以充分发挥表面活性剂和聚合物的协同作用来提高原油采收率的强化采油方法。很早以前人们就认识到毛管力是造成水驱油藏扫及区滞留大量原油的主要原因,而毛管力又是油水两相界面张力作用的结果,它抵消外部施加的粘滞力,使注入水与聚集的共生水只起到部分驱油作用。毛管力使一部分原油圈闭在低层孔隙之中,通过降低界面张力和提高注入水的粘滞力,可以降低毛管压力,增大毛管数,从而提高采收率。聚/表二元复合驱是在三元的基础上去掉碱所形成的低浓度的聚/表二元复合体系。三元复合驱技术中大量使用碱剂,碱的使用可引起多价离子沉淀、岩石矿物溶蚀等现象。解决上述问题的根本途径是不使用碱剂,但不加碱的复合体系必须产生超低界面张力,聚/表二元复合驱油体系的粘度明显高于同等条件下的三元复合体系,界面张力达到超低,且驱油效率较高。聚/表二元复合体系作为一种新的驱油方法,可以最大限度地发挥聚合物的粘度和弹性,减少乳化液处理带来的负面影响,减弱由于碱的存在引起的地层以及井筒结垢的现象。由于体系还具有较低的界面张力,因此,在化学剂成本相同的情况下,可以达到与三元体系相同的驱油效果,可能成为一项代替三元复合驱的新技术。14-16水驱油微观物理模拟实验研究：微观渗流模拟技术是通过微观物理模型（光 - 化学刻蚀的仿真玻璃模型和真实砂岩微观模型）上的微观驱油实验来研究水驱油的微观驱油机理，实验过程的图象既可以通过图象分析系统录入到计算机中对结果进行计算，又可以对实验过程进行录像后进行动态分析。通过这些图象的定性分析和定量计算，可以详细了解到水驱油及其它各种驱油方式不同条件下的微观渗流机理、水驱剩余油特征及驱替效果，从而为油田注水开发和三次采油研究提供重要手段16_17。李中锋32等通过微观物理模拟水驱油实验及残余油分布分形特征的研究，得出了,随驱替速度增大,形成的残余油量减少;随原油粘度增大,形成的残余油量增多。容量维数表征了残余油的多少,它与残余油饱和度、孔隙结构有关;分形维数则表征了残余油空间分布的非均质性,分形维数越大,残余油空间分布的非均质性越强。王瑞飞26-27等通过特低渗透砂岩微观模型水驱油实验找出了驱油效率的影响因素。从而得出,特低渗透砂岩储层驱油过程中,润湿性不同,驱替机理不同。水湿储层表现为驱替机理和剥蚀机理;油湿储层表现为驱替机理和油沿孔道壁流动机理。特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,其中包括物性、孔隙结构、注入量、注水速度、润湿性等。特低渗透砂岩储层水驱开发效果对注水速度较为敏感。针对不同的储层,采取合适的注水速度,才能取得较好的开发效果。1.3 主要研究内容（1）调研致密油层表活剂驱替开发或采油进展及有关工艺方法，了解表面活性剂的概念及基本性质和类型；表活剂驱油的基本原理及影响因素，表活剂驱油与水驱油微观特征的差异。（2）实验方法建立。（3）进行至少2块以上低渗致密储层微观模型的表活剂驱油实验，并对实验数据进行分析研究。502 表面活性剂驱油机理和影响因素2.1表面活性剂的驱油机理2.1.1表面活性剂的驱油的条件 表面活性剂驱又分为：活性水驱、胶柬溶液驱和微乳液驱。目前化学驱已经成为正在发展的强化采油提高采收率的主要方法，作为化学驱用表面活性剂应具备以下条件：(1)在油水界面上的表面活性高，使油水界面张力降至(00l0001)mNm以下，具有适宜的溶解度、浊点、pH值，能降低岩层对原油的黏附性：(2)在岩石表面的吸附量要小；(3)在地层介质中应有较大的扩散速度：(4)当在水中浓度较低时，应具有较强的驱油能力；(5)应具有能阻止其他化学剂副反应发生的能力，即所谓的“阻化性质”；(6)注水用表面活性剂应考虑到它与地层矿物组分、地层水和注入水成分、地层温度以及油藏枯竭程度等相互关系：(7)应具有抗地层高温、高盐浓度的能力；(8)具有较高的经济价值，投入产出比具备优势。在选用表面活性荆时，必须根据室内实验，在油层条件下，用地层流体，用悬滴法测定油水界面张力，获得低界面张力的最佳范围。改变表面活性剂的种类、用量，确定表面活性剂类型、浓度、最佳含盐量，使其在最佳含盐量附近，使界面张力最低。否则，通过调节助剂、表面活性剂，以适应含盐度的要求。同时还要在地层条件下，用天然岩心进行驱油实验和表面活性剂吸附量测定，确定油层条件下采收率和表面活性剂的吸附量，由此选择适当的表面活性剂和浓度。最佳含盐量范围的确定，应主要考虑总盐含量及二价阳离子含量范围，如果体系中二价阳离子超过允许范围，就会引起表面活性剂沉淀，造成表面活性剂损失。总之，在选择表面活性剂时，要使相图中的单相区尽可能大，形成乳化液驱的界面张力要足够低，以阻止因毛管力而形成死油区14-15。2.1.2表面活性剂驱的驱油原理对于机理的研究，现在大致分为两种理论： 毛管数理论，以毛管数的数值来评价表活剂是否能够启动残余油； 从微观上对各种界面现象进行的力学研究15。 表活剂驱的驱油机理主要有以下几方面：（1)低界面张力机理出于引起油在油藏孔隙中被圈捕的主要作用力是黏滞力瓤毛细管力。若想改善油藏的微观驱油效率，使被捕集的油流动，必须使毛管数由10-6增至10-2，界面张力降至mNm。用低浓度表面活性剂水溶液驱油时，活性剂吸附在油水界面上，降低油水界面张力，增加了毛管数，从而减少了油珠通过狭小孔道移动对暴萄变形所需功，降低原油的流动阻力，将岩石中的残余油驱出来，使用适当的表面活性剂体系，大量的滞留油珠都能移动，这些油滴富集并形成油墙，如图2-l所示。一般产生这种超低界面张力最小值，对应于开始形成胶柬时而且表面活性剂分配系数接近l。因此，通过调节表面活性刺的浓度、含击；-量等可形成超低界面张力。(2)润湿反转机理油湿表面驱油效率差，水湿表面驱油效率好。选择合适的表面活性剂，能选择性地改变岩石对油和水的润湿性并能产生良好的条件咀提高驱油效率。研究表明，表面活性剂对岩石表面润湿性的改变与降低油水之问界面张力也是密切相关的。油藏流体在岩石中的分布和流动受岩石的润湿性控制，因此，通过改变岩石的润湿性，使油水的相对渗透率向有利于油流动的方向改变。(3)乳化机理驱油用的表面活性剂的HLB值一般在718范围，它在油水界面上的吸附，可稳定水包油乳状液。乳化的油在向前移动中不易重新粘湿润湿性地层表面，提高了洗油效率。而且乳化的油在高渗透层产生叠加的Jamin效应，可使水较均匀地在地层推进，提高了波及系数。(4)提高表面电荷密度机理当驱油表面活性剂为阴离子型表面活性剂时，它在油珠和地层表面上的吸附，可提高表面的电荷密度，增加油珠与地层表面之间的静电斥力，使油珠易为驱动介质带走，提高了洗油效率。(5)聚并形成油带机理若从地层表面沈下的油越来越多则它们在向前移动时，可发生相互碰撞。当碰撞的能量能克服它们之间的静电斥力产生的相斥的能量时，就可聚并。油的聚并可形成油带，油带在向前移动时又不断将遇到的分散的油聚并进来，使油带不断扩大，最后从油井采出。2.2 表面活性剂驱油的微观特征由低渗透模型不同化学驱油体系对微观孔喉残余油启动的影响可见，水驱后孔喉中仍存在大量的残余油，主要以柱状、簇状以及膜状的形式被束缚于孔隙网络中，还有部分分布于盲端或准盲端，簇状残余油实质是水驱后被细小喉道包围起来、包含数个孔隙喉道在内的大油块; 膜状残余油位于孔隙和喉道的内壁，具有相当高的流动阻力; 盲端处的残余油相当于一端封闭或一端极不易流动的柱状残余油21,37，主要在模型的边缘处存在。2.2.1表面活性剂体系对水驱后盲端类残余油的作用特征利用表面活性剂驱替盲端中的残余油，其润湿性改变及残余油被采出的全过程见图2-1(驱替方向由右至左)。实验所用的岩心模型为亲油盲端孔隙模型。对于亲油盲端，经过水驱之后，盲端中的残余油只有少量被驱出图2-1(a)。当表面活性剂驱油体系进入盲端后，由于体系与油形成超低界面张力，盲端处残余油与水的界面逐步沿流动方向变形图2-1(b)至图2-1(d)，变形后的弯液面所产生的毛管力在超低界面张力的作用下为原来的11 000。该弯液面沿流动方向被拉伸，逐渐断裂成小油珠而被驱替液携带，盲端内残余油变少、变薄，如图2-1(b)至图2-1(h)。随着表面活性剂沿盲端壁面向盲端内的扩散，在孔道的壁面产生吸附，表面活性剂的亲水基朝外，因此盲端的润湿性向亲水方向转变，随着表面活性剂体系的进一步驱替，孔道壁面润湿性也随之改变为亲水，如图2-1(i)至图2-1(j)，从而使油更易通过变形被拉伸成油珠而被驱替液带15,25,26。图2-1 表面活性剂驱替盲段中残余油的过程2.2.2表面活性剂体系对水驱后膜状类残余油的作用特征图2-2为水驱后附着在岩石壁面上油膜被驱替的情况(驱替方向由右至左)。由于水驱过程中剪切力不足以使油膜脱离壁面，当表面活性剂体系接触到油膜以后，由于两性表面活性剂的吸附和超低界面张力的共同作用使三相接触点的平衡条件被破坏，油膜发生变形，并逐渐被拉长、断裂成小油滴而脱离壁面，并持续重复这一过程，直至油膜被驱替干净。在油膜被驱替的过程中，三相接触点处存在3个界面张力（ow）、油与壁面的界面张力（ow）和水与壁面的界面张力（ow）。在驱替过程中，由于表面活性剂壁面的扩散及其吸附作用，壁面润湿反转。当油前缘变形为蝌蚪状时图2-2（c），油膜前缘只须克服毛管力的作用，而且超低油水界面张力降低了该毛管力的大小，所以油膜前缘的蝌蚪状油滴聚集到一定程度时发生断脱图2-2（d）。油膜持续沿着“前缘断脱”方式，最终被驱替干净图2-2（e）。图2-2 简化孔道中对附着在岩壁上的油膜的驱替过程2.2.3表面活性剂体系对水驱后柱类残余油的作用特征水驱后孔喉处的柱状残余油是由于孔道的界面特性和毛管力的束缚而形成的，图2-3给出了此类残余油被驱替的过程，再超低界面张力的表面活性剂的作用下，毛细管力降低为原来的1/1000，使此类残余油能够沿孔喉被驱替。在孔喉出口处聚集，油前缘逐渐变形并拉长成蝌蚪状（有的拉成油丝），最后断脱成小油滴而被运移图2-3（a）至图2-3（c）。出口处聚集的可动油重复这一过程图2-3（d）至图2-3（e），直至柱状类残余油即将突破时，在孔喉的两侧形成一层桥状油膜。下游的油通过该桥状油膜被携带运移图2-3（f）至图2-3（g），最终被驱替干净图2-3（h）。图2-3 柱状残余油被驱替的过程2.2.4二元复合体系微观驱油特征 由低渗透模型不同化学驱油体系对微观孔喉残余油启动的影响可见，水驱后孔喉中仍存在大量的残余油，主要以柱状、簇状以及膜状的形式被束缚于孔隙网络中，还有部分分布于盲端或准盲端，簇状残余油实质是水驱后被细小喉道包围起来、包含数个孔隙喉道在内的大油块; 膜状残余油位于孔隙和喉道的内壁，具有相当高的流动阻力; 盲端处的残余油相当于一端封闭或一端极不易流动的柱状残余油，主要在模型的边缘处存在。水驱后进行聚合物驱，可以启动水驱后的大量簇状残余油。聚合物的主要作用方式是通过较高的粘度形成较大的驱动力，在孔喉处聚集，当驱动力足够大时，油滴剥落，并在运移过程中聚并; 而后续注入的聚合物溶液继续在孔喉处积聚能量，再启动原油并再次进行驱替。另外，聚合物优先在较大孔喉处堆积，当无法通过时，聚合物则形成一定强度的封堵，促使后续的聚合物溶液绕流，从而达到启动较小孔喉中残余油的效果。与二元复合驱相比，聚合物驱后的油膜明显较厚，且仍然有簇状、柱状等形式分布在孔隙和喉道处，说明聚合物主要通过增大波及效率来提高原油采收率，而洗油效果较差。水驱后进行聚合物表面活性剂二元复合驱，由驱油效果可见，二元复合体系综合了聚合物高粘度和表面活性剂低界面张力的优点，与聚合物驱效果不同，油被拉成细丝，最后剥离采出，且启动的原油呈连续状态被采出，因此二元复合驱不仅能够扩大波及效率，而且能够通过降低油水界面张力使驱油效率增加。2.2.5不同孔隙类型对应微观水驱油特征在姬塬地区长6储层微观孔隙结构研究的基础上，筛选与类、类、类孔隙结构对应的 12块岩心样品开展真实砂岩微观模型水驱油实验，实验结果及水驱油微观特征见表 2-1 与图 2-5。表 2-1 与图2-5 显示，12 块样品的无水期平均驱油效率为 21. 15% ，最终驱油效率为 36. 41% ; 水驱油路径表现为均匀驱替、网状均匀驱替、指状网状驱替、指状驱替 4 类，其对应的水驱油效率依次变差; 研究样品主要驱替路径为网状均匀驱替、指状网状驱替; 研究样品的主要残余油形式以绕流残余油与油膜残余油为主。不同孔隙类型对应水驱油特征：类孔隙结构类型 类孔隙结构包括4 块样品( 见表 2-1，图 2-5) ，平均孔隙度为 9. 93% ，平均渗透率为 0. 74 10 3m2; 平均孔喉半径为0. 687 m，平均分选系数为 2. 13，平均最大进汞饱和度为 88. 62% ; 无水期驱油效率为 21. 18% 29. 17% ，平均值为 23. 63% ，驱替路径主要为网状均匀驱替及少量均匀驱替; 最终期驱油效率为 43. 68% 48. 21% ，平均值为 45. 89% ，驱替路径主要为网状均匀驱替与均匀驱替。类样品物性最好，有效孔喉通道分布相对均匀，水波及面积在平面上主要呈均匀驱替与网状均匀驱替式扩大，最终几乎全部波及到，残余油类型主要为油膜残余油及部分绕流残余油，因此最终驱油效率高19。图 2-4 姬塬地区长 6 储不同孔隙结构类型镜下特征表2-1真实砂岩微观模型水驱油实验结果孔隙结构类型井号孔隙度/%渗透率/10-3m2无水期最终期驱油效率/%主要驱替路径驱油效率/%主要驱替路径单一样品平均值单一样品平均值类C26910.621.1229.1723.63均匀驱替48.2145.89均匀驱替H1929.240.6821.54网状均匀驱替4714均匀驱替H9710.180.8121.18网状均匀驱替43.68指状均匀驱替H1969.680.3422.64网状均匀驱替44.51指状均匀驱替G13411.560.4422.13网状均匀驱替36.45指状均匀驱替G1459.270.2220.11指状网状驱替38.61指状均匀驱替类H1210.860.1622.1420.99指状网状驱替33.7834.55指状均匀驱替H1929.560.1119.85指状网状驱替32.84指状网状驱替C15810.110.2620.71指状网状驱替31.06指状网状驱替G1308.950.1217.77指状驱替28.27指状网状驱替类H13310.040.2318.9218.12指状驱替28.1126.87指状网状驱替C638.380.1517.68指状驱替24.23指状驱替图 2-5 姬塬地区长 6 储层水驱油驱替路径类孔隙结构类型 类孔隙结构包括5 块样品( 见表 2-1，图2-5 ) ，平均孔隙度为 10. 27% ，平均渗透率为 0. 24 10 3m2; 平均孔喉半径为0. 294 m，平均分选系数为 1. 98，平均最大进汞饱和度为 84. 22% ; 无水期驱油效率为 19. 85% 22. 14% ，平均值为 20. 99% ，驱替路径主要为指状网状驱替及少量网状均匀驱替; 最终期驱油效率为 31. 06% 38. 61% ，平均值为 34. 55% ，驱替路径主要为网状均匀驱替与指状网状驱替。类样品物性相对较好，有效孔喉通道非均质性增强，孔喉大小与分布较类孔隙结构明显变差，水波及面积在平面上主要呈网状均匀驱替与指状网状驱替式增大，部分驱替路径由指状网状驱替向网状均匀驱替转变; 残余油类型主要为绕流残余油与油膜残余油，因此最终驱油效率较高。类孔隙结构类型 类孔隙结构包括3 块样品( 见表 2-1，图2-5) ，平均孔隙度为 9. 12% ，平均渗透率为 0. 17 10 3m2; 平均孔喉半径为0. 107 m，平均分选系数为 1. 13，平均最大进汞饱和度为 75. 68% ; 无水期驱油效率为 17. 68% 18. 92% ，平均值为 18. 12% ，驱替路径均为指状驱替; 最期驱油效率为 24. 23% 28. 27% ，平均值为 26. 87% ，驱替路径主要为指状网状驱替与部分指状驱替。类样品物性相对偏差，有效孔喉通道非均质性较强，孔喉大小与分布较类孔隙结构显著变差，水波及面积在平面上主要呈指状网状驱替与指状驱替式缓慢增加，部分驱替路径由指状驱替向指状网状驱替转变; 残余油类型主要为大面积的绕流残余油，因此最终驱油效率较类明显降低。2.2.6储层剩余油微观分布特征剩余油即原油经一定程度开采后剩余在储层孔隙及颗粒表面的原油。通过水驱油微观模拟实验研究 ,对储层剩余油微观分布特征取得了较清楚的认识29,32。1 细小孔隙网络结构中的局部死油区在水驱油过程中 ,不易进入细小孔隙网络而沿较大孔隙绕流 ,从而使细小隙网络中的原油成为剩余油 (图 2-6箭头所示 )。 这一特征在低渗透储层中较多见 ,是导致水驱采收率低的重要原因之一。2 细小孔道中的原油细小孔道中的渗流阻力大 ,在水驱油过程中需要有更大的驱替压差才能将其中的原油驱出 ,孔隙越细小 ,其中的原油越难被水驱出 ,从而形成剩余油 (图 2-7右下箭头所示 )。3 与流向垂直孔道中的原油段塞储层孔隙网络系统中 ,有许多与驱替方向呈某一角度甚至垂直的孔道 ,这些孔道的两端与平行孔道连通 ,但平行孔道与驱替方向平行 ,有较大的驱替压差 ,形成流速较高的主流道 ,而垂直孔道的两端流动压差较小甚至为零 ,较难使其中的原油被水驱出 ,从而形成剩余油段塞 (图2-7左上箭头所示 )。当然 ,在复杂的孔隙网络中 ,流动是非均匀的 ,压力场分布也是变化的 ,因而也有不少垂直孔道中的原油被水驱出 ,但与平行孔道相比 ,它滞留有更多的剩余油。4 大孔道中的油斑或油膜 在一些大的孔道中 ,大部分原油被水驱走后 ,但由于大孔道中驱替水的流速图 2-7细小孔道中的原油、流向垂直孔道中的原油段塞图 2-8大孔道中的油班、油膜和盲孔中的剩余油较低 ,冲刷能力较弱 ,当孔道中形成连续水相后 ,一些附着于孔道壁的原油不易被水驱走 ,形成油斑或油膜 ,从而成为剩余油 (图 2-8右箭头所示 )。5 盲孔中的剩余油储层中有不少盲孔或不规则孔道 ,驱替水难以驱到而形成剩余油 (图2-8左箭头所示 )。对于高渗透储层而言 ,由于其孔隙连通性好 ,盲孔较少 ,此类剩余油量也较少。 图 2-6细小孔隙网络结构中 图2-7细小孔道中的原油、油段塞流的局部死油 向垂直孔道中的原油图 2-8大孔道中的油班、油膜和盲孔中的剩余油2.3 表面活性剂微观驱油的影响因素2.3.1 储层剩余油微观分布控制因素1.储层孔隙网络结构是控制剩余油分布的主要因素 原油储集在储层孔隙中 ,要将其驱替采出除应具备一定的外部条件外 ,储层本身的性质尤其是其中的孔隙网络结构起着决定性的作用 ,这是由于储层孔隙网络结构控制着剩余油的形成和分布。 储层孔隙网络结构一般包括孔隙大小及其分布、孔喉比、孔隙连通状况等。孔喉细小的储层渗透性差 ,孔隙连通性差 ,盲孔较多 ,容易残留原油而形成剩余油。2.压力场分布影响剩余油的分布 水驱油微观模拟实验发现 ,垂直于驱替方向的孔道 ,尽管其两端均与流通孔道连通 ,但因流动压差很小甚至为零 ,孔道中的原油不易流动而形成剩余油段塞。 可见压力场分布对剩余油的分布具有一定影响 ,调整压力场分布可减少储层中的剩余油量 ,提高原油采收率41。3.原油性质对剩余油分布有较大的影响 实验发现 ,在高粘度原油水驱过程中 ,由于油水粘度比大 ,驱替水很容易突破大孔道迅速向前运移 ,从而导致较严重的指进。此外 ,在细小孔道中 ,高粘度原油的流动阻力更大 ,加之驱替水难以进入 ,微观波及程度更低 ,使储层中剩余油量较大。可见 ,原油性质对剩余油的分布也有较大影响。2.3.2低渗透砂岩储层渗透率的影响因素在西北大学孙志刚34的低渗透砂岩储层启动压力及水驱油效率影响因素实验研究中发现，低渗透砂岩储层的渗透率与孔隙度、上覆压力、启动压力等有关。1.低渗透砂岩储层孔隙度随渗透率的增加而增加的快,中高渗透砂岩储层孔隙度随渗透率的增加而增加的慢。也就是说,增加相同的孔隙度,低渗储层所能提高的渗透性要低,从而反映出低渗储层孔喉配位数低。低渗透砂岩储层渗透率是由孔喉半径平均值决定的。它与孔喉半径平均值呈幂函数关系,随着孔喉半径平均值的增大而增大。2.低渗透砂岩储层渗透率与上覆压力呈幂函数关系,随着上覆压力的增大,储层渗透率逐渐减小,储层孔喉半径平均值越小,上覆压力对储层渗透率的影响越大。3.单相启动压力梯度随着储层空气渗透率的增大而减小,随流体粘度的增大而增大,随驱替压力梯度的增大而增大,不同含水饱和度的油水两相启动压力梯度随空气渗透率和含水饱和度的增大而逐渐减小。2.3.3低渗透砂岩储层驱油效率的影响因素 1.油水粘度比驱油效率的影响在孙志刚34实验中，为了更好的反映出油水粘度比对水驱油效率的影响,将5种油水粘度比下的实验样品的水驱油效率进行平均,数据见表2-2。表2-2 5种油水粘度比下的实级样品的平均水驭油效率数据表油水粘度比1.4353.4554.1596.82813.41平均空气渗透，10-3m-211.713.720.911.217.7平均水驱油效率，%68.860.358.754.649.8将平均水驱油效率与油水粘度比用幂函数拟合图2-9,可以看到,平均水驱油效率与油水粘度比具有较好的相关性,在平均空气渗透率相近的情况下,随着油水粘度比的增大,水驱油效率呈逐渐减小趋势。油水粘度比能够反映油水在储层中的相对流动性的好坏。油水粘度比越大,岩石表面对油的作用相对于水来说就越强,更难被水驱替出去。图2-9 平均水驱油效率与油水粘度比关系曲线 2.储层物性对驱油效率的影响王 舸等18在微观砂岩模型水驱油实验发现，在相同的实验条件下，模型的孔隙度与驱油效率相关性不高（见图 2-10），但与渗透率相关性较好（见图 2-11）。对于低渗-特低渗储层，由于微观孔道整体较小，相对粗孔道较少，连通性主要取决于吼道，也是渗透率的主要表征参数，因此与渗透率相关性较好这也造成水驱油路线相对比较单调，最终导致驱油效率低。 图 2-10孔隙度与驱油效率相关关系 图2-11 渗透率与驱油效率相关关系 3.孔隙结构非均质性对驱油效率的影响孔隙结构的非均质性取决于喉道，驱油效率的贡献取决于喉道的贡献率（见图 2-12）。从图 2-12 中可以看出随着平均喉道半径的增大，驱油效率也相应增加，喉道越细，毛管力作用越强，驱油效率相对较低，对于细喉道，驱油作用克服了毛管力作用，可动流体饱和度增加，驱油效率提高。对于研究区储层而言，驱油效率的贡献主要来源于微细喉道和细喉。在微观模型水驱油实验中可以明显的观察到孔隙结构非均质性对驱油效率的影响。孔隙结构非均质性越强，驱油效率就越低。图 2-12