特高含水油藏深部調(diào)驅(qū)體系三維物理模擬

史雪冬，岳湘安，凌生財(cái)，董明達(dá)，孔 彬

中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249

聚驅(qū)開發(fā)后的油藏仍有約50%的剩余油滯留儲(chǔ)層無(wú)法采出，且分布更加分散．為此，針對(duì)聚驅(qū)后油藏，提出利用具有自組裝特性的微納米聚二乙烯基苯(divinylbenzene-co-acrylamide, DCA)微球與強(qiáng)乳化體系相結(jié)合的深部調(diào)驅(qū)技術(shù)．該聚合物微球在儲(chǔ)層孔喉中具有運(yùn)移、封堵、變形、再運(yùn)移和再封堵的全油層運(yùn)移特征，可以使后續(xù)注入流體多次轉(zhuǎn)向而運(yùn)移至地層深部，而表面活性劑的乳化作用可將多孔介質(zhì)表面殘余油分散剝離，使其利于啟動(dòng)并形成油墻被乳化攜帶，油水形成的高黏乳狀液在驅(qū)替過程中優(yōu)先進(jìn)入高滲層，并產(chǎn)生封堵作用，從而啟動(dòng)中、低滲透層．因此，本研究以孤島油田中一區(qū)Ng3注聚區(qū)為模擬對(duì)象，模擬實(shí)際注采井單元，建立三維非均質(zhì)模型，研究在不增加現(xiàn)有注采井情況下，通過調(diào)整井網(wǎng)與自聚集DCA微球-乳化劑復(fù)合體系相結(jié)合的辦法提高采收率，以期為現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用提供理論指導(dǎo)．

1 自聚集DCA微球-強(qiáng)乳化體系性能評(píng)價(jià)

1.1 自聚集DCA微球的配置與表征

將一定量的單體丙烯酰胺與乳化劑溶于去離子水中，配置水相；將一定量的引發(fā)劑溶于二乙烯基苯中，即得油相；將油相倒入150 mL的燒杯中，打開恒溫水浴鍋，設(shè)定磁力攪拌速率為170 r/min，取適量的水相加入油相，攪拌至乳化后，將剩下的水相加入油相．設(shè)定溫度70 ℃，開始反應(yīng)至6 h后，將乳液在3 500 r/min條件下離心20 min，并將離心所得固體用無(wú)水乙醇洗滌3次之后，在50 ℃條件下抽真空干燥24 h，即得白色粉末狀DCA微球固體．

將所得到干燥的DCA微球固體粉末放置FEI Quanta 200掃描電子顯微鏡觀察．生成的微球?yàn)榍驙罱Y(jié)構(gòu)，尺度為微米級(jí)別，干燥狀態(tài)下不聚集成團(tuán)，80%以上微球尺度均一，具有相同粒徑(圖1)．

圖1 微球掃描電鏡照片F(xiàn)ig.1 Scanning electron micrograph of cross-linked polyacrylamide microspheres

1.2 乳化能力評(píng)價(jià)

將甜菜堿型表面活性劑(betaiue type surfactant，BS)和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉(sadium alcohol ether sulphate，AES)兩種表面活性劑用模擬地層水復(fù)配，兩者總質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.6%，調(diào)整BS和AES的比例，復(fù)配體系質(zhì)量分?jǐn)?shù)共有5組，實(shí)驗(yàn)編號(hào)依次為：①w(BS)=0.1%和w(AES)=0.5%； ②w(BS)=0.2%和w(AES)=0.4%； ③w(BS)=0.3%和w(AES)=0.3%；④w(BS)=0.4%和w(AES)=0.2%； ⑤w(BS)=0.5%和w(AES)=0.1%． 將復(fù)配體系與地層原油按體積比為1∶1加入量筒中，總體積為10 mL，密封后放入70 ℃恒溫箱中，30 min后取出量筒，放入超聲波乳化體系評(píng)價(jià)裝置中震蕩30 min后，放入恒溫箱靜置不同時(shí)間，記錄下析出水相體積，析出水相體積與原始體積之比即為析水率．乳化劑對(duì)原油的乳化能力可用析水率表征，析水率越小乳化穩(wěn)定性越好．

圖2 不同乳化體系析水率隨時(shí)間的變化Fig.2 Water separation rate of emulsifier system versus time

圖2為不同乳化體系析水率隨時(shí)間的變化.由圖2可知，復(fù)配體系與原油能形成較穩(wěn)定的乳狀液，具有一定的乳化能力；在鹽度一定情況下，隨w(BS)的增加，析水率降低，w(BS)的增加有利于乳液的穩(wěn)定；但當(dāng)w(BS)增至0.4%和0.5%時(shí)，質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)乳液穩(wěn)定性的影響已沒有明顯的差異．復(fù)配乳化體系對(duì)調(diào)配油的乳化能力隨時(shí)間的延長(zhǎng)有相似的變化規(guī)律，即靜置初期，析水率值迅速增大，而當(dāng)超過一定時(shí)間后，析水率的值不再變化．這可能與乳化劑在油水界面的分配和吸附平衡有關(guān)．

1.3 驅(qū)油效率及段塞組成優(yōu)化

采用雙層非均質(zhì)人造巖心模型評(píng)價(jià)自聚集DCA微球-強(qiáng)乳化體系驅(qū)油調(diào)剖能力，優(yōu)化段塞組成．巖心滲透率依據(jù)目標(biāo)油藏選擇為1 800和800×10-3μm2．先將非均質(zhì)人造巖心模型放入巖心夾持器抽空6 h，飽和模擬地層水，測(cè)定孔隙度，飽和地層原油，計(jì)算原始含油飽和度；水驅(qū)油至含水率為98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；注入質(zhì)量濃度為2 000 mg/L，注入量為0.3倍孔隙體積(pore volume, PV)聚合物溶液，記作0.3V； 后續(xù)水驅(qū)至含水體積分?jǐn)?shù)為98%(即含水率為98%，為便于表述，下文統(tǒng)稱為含水率)；最后注入0.3V不同段塞組合的自聚集DCA聚合物微球-強(qiáng)乳化體系，并進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1．巖心模型尺寸為2.5 cm×2.5 cm×30.0 cm，地層水為模擬地層水，原油黏度為46 mPa·s.

表1為自聚集DAC微球-強(qiáng)乳化體系驅(qū)油調(diào)剖效果實(shí)驗(yàn).由表1可知，4組實(shí)驗(yàn)在水驅(qū)與聚驅(qū)階段采收率基本一致．聚驅(qū)后4組方案采收率均得到了進(jìn)一步提高．其中，第④組采用的單一乳化劑體系聚驅(qū)后提高采收率值最低，僅為3.5%；第①組采用單一微球體系提高采收率為7.2%,說明該微球體系對(duì)聚驅(qū)后油藏具有一定的提高采收率能力；第②組和第③組為聚合物微球與乳化劑和體系調(diào)驅(qū)，相比單一微球體系，復(fù)合體系提高采收效果更好，采用0.2V微球+0.1V乳化劑提高采收率幅度可達(dá)11.2%．

研究其原因，注入微球后，微球優(yōu)先進(jìn)入高滲透層，對(duì)高滲層巖心進(jìn)行封堵，使后續(xù)注入的乳化劑液流轉(zhuǎn)向進(jìn)入仍含有豐富剩余油的低滲層，在有效調(diào)整吸水剖面的同時(shí)，對(duì)低滲透率巖心有較好的洗油作用．綜合分析認(rèn)為，方案3調(diào)驅(qū)更有利于發(fā)揮微球的“調(diào)剖”和乳化劑的“洗油”特性．因此，建議在進(jìn)行微球/乳化劑驅(qū)時(shí)，微球注完后不進(jìn)行段塞注水，直接注入乳化劑效果會(huì)更理想．

表1 自聚集DAC微球-強(qiáng)乳化體系驅(qū)油調(diào)剖效果實(shí)驗(yàn)

2 油藏概況及模型設(shè)計(jì)

2.1 油藏概況及井組現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)

實(shí)驗(yàn)選取井組位于孤島油田中一區(qū)Ng3注聚區(qū)，原注采井網(wǎng)由4個(gè)反五點(diǎn)法注采井組組成，擴(kuò)大試驗(yàn)區(qū)位于先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)周圍，經(jīng)兩次調(diào)整試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)后，現(xiàn)階段井網(wǎng)為300 m×270 m交錯(cuò)行列式注采井網(wǎng)(圖3)．該井網(wǎng)形式在1992年開始聚合物驅(qū)時(shí)形成，經(jīng)過聚合物驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)，基本維持不變，流線形成固有通道，不利于進(jìn)一步提高波及體積．

該區(qū)塊平均有效厚度為125 m，沉積特征為河流相正韻律沉積，測(cè)定孔隙度為33%，平均氣測(cè)滲透率為1.5～2.5 μm2，地質(zhì)儲(chǔ)量123×104t，油層滲透率變異系數(shù)為0.54，地下原油黏度為46.3 mPa·s，原始含油飽和度為68%．

圖3 試驗(yàn)區(qū)調(diào)整前后井網(wǎng)示意圖Fig.3 Schematic diagram of well pattern adjustment

2.2 物理模型相似性設(shè)計(jì)

實(shí)驗(yàn)室條件下模擬油藏一個(gè)井組單元生產(chǎn)，利用相似準(zhǔn)則將原始油藏轉(zhuǎn)化為平面非均質(zhì)模型，各項(xiàng)生產(chǎn)指標(biāo)以相似準(zhǔn)則的約束關(guān)系進(jìn)行一定比例的縮放．該區(qū)塊開發(fā)主要以聚合物驅(qū)為主，聚驅(qū)油藏主要相似參數(shù)除了包含水驅(qū)的主要相似參數(shù)外，還要包含能體現(xiàn)聚驅(qū)特殊性的參數(shù)，即地層的最大滲透率降低系數(shù)、表征地層巖石吸附能力的參數(shù)及聚合物溶液的剪切速率指數(shù)．這3個(gè)額外的相似參數(shù)恰好反映出聚合物驅(qū)區(qū)別于水驅(qū)的主要特點(diǎn)，而其他因素，如毛管力、吸附滯留和擴(kuò)散等對(duì)于模擬結(jié)果的影響相對(duì)要?。虼擞绊懩Ｐ椭饕嗨茰?zhǔn)則有：

π1=xR/yR;π2=yR/zR;π3=a/xR;π4=b/xR;π5=n;π6=dρa(bǔ)wp;π7=Δp/pc;π8=pi/p;π9=Kcwo/Krow;π10=Ko/Kcwo;π11=Kw/Krow;π12=μo/μw;π13=ρwa/ρwo;π14=(Swi-Scw)/ΔS;π15=Rkmax;π16=KrowzRρoigzR/(qlμw);π17=KrowzRρwigzR/ (qlμw);π18=poiKrowzR/(qlμw);π19=pwiKrowzR/(qlμw);π20=pwfKrowzR/(Δqlμw).

其中，π1～π20為20個(gè)相似準(zhǔn)數(shù)；xR、yR和zR分別為油藏的長(zhǎng)度、寬度和厚度；a和b為井位的相對(duì)坐標(biāo)；n為聚合物溶液剪切速率指數(shù)；ρa(bǔ)wp為注入井底水相中聚合物的質(zhì)量濃度；Δp為生產(chǎn)壓差；pc為毛管壓力；pi為油藏原始?jí)毫?；p為地層平均壓力；Kcwo為束縛水條件下油相滲透率；Krow為殘余油條件下水相滲透率；Ko和Kw分別為油相和水相的有效滲透率；μo和μw分別為油相和水相黏度；ρwa和ρwo分別為油相和水相密度；Swi為初始水相飽和度；Rkmax為地層最大滲透率降低系數(shù)．

對(duì)模型長(zhǎng)度相對(duì)原始模型縮小，井組長(zhǎng)為300 m，寬為270 m，厚度為125 m；實(shí)驗(yàn)室模型長(zhǎng)度為30 cm，確定長(zhǎng)度比尺為1 000倍，確定模型寬度為27 cm，厚度為12.5 cm．

保持流體密度和黏度不變下，若要滿足π16和π17兩個(gè)相似準(zhǔn)則，則注水速度比尺應(yīng)為長(zhǎng)度比尺的平方，其值為1×106．井組注水速度以40 m/d計(jì)算，則模型注水速度為0.014 mL/min，利用高精度恒速恒壓泵實(shí)現(xiàn)． 所用原油黏度均為46.3 mPa·s．

由注水速度求得時(shí)間比尺，即為長(zhǎng)度比尺的立方除以注水速度比尺，其值為1 000，即模型生產(chǎn)1 d，對(duì)應(yīng)油藏生產(chǎn)1 000 d．如油藏生產(chǎn)50年模型需要約13 d．

由π18、π19和π20可知，若要滿足這3個(gè)相似準(zhǔn)則，則模型中所有壓力應(yīng)縮小1 000倍．模型滲透率保持不變，低滲區(qū)域?yàn)?00×10-3和600×10-3μm2，高滲區(qū)為1 800×10-3μm2．

2.3 模型制作及實(shí)驗(yàn)方案

模型用石英砂與環(huán)氧樹脂膠結(jié)，通過調(diào)整石英砂粒度分布，改變不同粒徑砂粒用量及環(huán)氧樹脂用量控制滲透率．平面非均質(zhì)模型尺寸為30 cm×27 cm×12.5 cm．在模型的4角邊線的中點(diǎn)及模型的中心，各安裝一口井．為保證孔隙介質(zhì)的相似性，在巖心原料中加入天然巖心研磨后的砂粉．模型均勻布置32對(duì)電極測(cè)試點(diǎn)，測(cè)試模型各位置在不同驅(qū)替時(shí)刻的電阻率值．利用阿爾奇公式，將電阻率轉(zhuǎn)化為含水飽和度并進(jìn)行插值，得到整個(gè)模型含油飽和度分布，如圖4．

圖4 三維平面物理模型Fig.4 The three-dimensional physical model

井網(wǎng)調(diào)整方案如圖5，其中，紅色為采油井，藍(lán)色為注入井，具體實(shí)驗(yàn)方案如下：

圖5 井網(wǎng)調(diào)整方案Fig.5 The scheme of well pattern adjustment

方案1．水驅(qū)-聚合物驅(qū)-井網(wǎng)調(diào)整-水驅(qū)-深調(diào)．① 原始一注四采井網(wǎng)水驅(qū)，見圖5(a)，水驅(qū)至含水率為98%～100%；② 水驅(qū)后，在原井網(wǎng)上進(jìn)行聚合物驅(qū)0.3V； ③ 后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%；④ 按圖5(b)進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整，在調(diào)整后井網(wǎng)水驅(qū)至含水率為98%；⑤ 深部調(diào)驅(qū)，首先注入微球段塞0.2V， 然后注入乳化劑0.1V； ⑥ 后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%．

方案2．水驅(qū)-井網(wǎng)調(diào)整-聚驅(qū)-后續(xù)水驅(qū)-深調(diào)．① 原始一注四采井網(wǎng)水驅(qū)，如圖5(a)，水驅(qū)至含水率為98%～100%；② 水驅(qū)后，在原井網(wǎng)上進(jìn)行聚合物驅(qū)0.3V； ③ 后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%～100%；④ 按圖5(b)進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整；在調(diào)整后的井網(wǎng)上進(jìn)行水驅(qū)，水驅(qū)至含水率為98%～100%；⑤ 深部調(diào)驅(qū)，首先注入微球段塞0.2V， 然后注入乳化劑0.1V； ⑥ 后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%～100%．

3 結(jié)果分析

3.1 井網(wǎng)開采生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析

監(jiān)測(cè)電阻率變化，計(jì)算含油飽和度，分析兩種方案各階段的含油飽和度變化．

圖6 井網(wǎng)水驅(qū)階段含水飽和度分布Fig.6 Residual oil distribution in water flooding stage

圖6為兩組模型在原始井網(wǎng)水驅(qū)階段的含油飽和度分布．在無(wú)水采油期，水驅(qū)前緣向油井方向推進(jìn)，前緣突破后，波及區(qū)域略有擴(kuò)大，波及區(qū)域內(nèi)含油飽和度降低；在中高含水階段，波及區(qū)域不再明顯擴(kuò)大，原油的采出主要是注入水在已波及的區(qū)域內(nèi)驅(qū)替殘余油，提高微觀驅(qū)油效率．特高含水期，由注水井至油井的水流通道已經(jīng)形成，原油產(chǎn)量的貢獻(xiàn)主要為波及區(qū)域內(nèi)的殘余油．

圖7為方案1在聚驅(qū)及調(diào)整井網(wǎng)水驅(qū)階段的含油飽和度變化，聚合物溶液的波及面由高滲區(qū)域向外擴(kuò)展，尤其是沿注入井至井1#和井4#方向的剩余油明顯被驅(qū)動(dòng)；后續(xù)水驅(qū)結(jié)束后，只有井1#和井4#兩側(cè)的區(qū)域未被波及，見圖7(b)．由圖7(c)可見，在調(diào)整井網(wǎng)水驅(qū)階段，由井1#和井4#注入的水將剩余油向3口油井所在高滲區(qū)域驅(qū)動(dòng)，致使原井網(wǎng)聚合物驅(qū)波及區(qū)域內(nèi)含油飽和度降低，波及區(qū)域明顯擴(kuò)大，見圖7(b)．由圖7(d)可見，含油飽和度等值線基本上是沿采油井2#、3#和5#兩側(cè)對(duì)稱分布，這表明由井1#和井4#注入的水在油井2#、3#和5#兩側(cè)均勻推進(jìn)．

圖7 方案1井網(wǎng)聚驅(qū)含水飽和度分布Fig.7 Residual oil distribution in polymer flooding stage for schemel

圖8為方案2調(diào)整井網(wǎng)聚驅(qū)階段含油飽和度動(dòng)態(tài)分布．對(duì)比圖8(a)與(b)可見，在井1#和4#注聚過程中，低滲區(qū)的剩余油被驅(qū)動(dòng)，向高滲區(qū)內(nèi)的3口油井運(yùn)移，導(dǎo)致原井網(wǎng)水驅(qū)波及區(qū)內(nèi)含油飽和度明顯增高，注入井1#和4#至高滲區(qū)方向上出現(xiàn)新的波及區(qū)域．在后續(xù)水驅(qū)階段，注水0.55V時(shí)，波及區(qū)域明顯擴(kuò)大；后續(xù)水驅(qū)結(jié)束后，井網(wǎng)內(nèi)只有4個(gè)很小的高含油飽和度區(qū)域，其他區(qū)域均被水波及，其中的含油飽和度較低．

圖8 方案2調(diào)整井網(wǎng)聚驅(qū)含水飽和度分布Fig.8 Residual oil distribution in polymer flooding stage after well pattern adjustment for scheme 2

兩方案生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線如圖9所示．由圖9(a)可見，方案1的采收率曲線有兩個(gè)明顯的上升臺(tái)階．以原井網(wǎng)進(jìn)行聚合物驅(qū)，在水驅(qū)基礎(chǔ)上采收率提高約12%，調(diào)整井網(wǎng)后水驅(qū)階段提高采收率將近20%；方案1的綜合含水在井網(wǎng)調(diào)整后的水驅(qū)階段含水降至0，約有0.3V的無(wú)水采油期；分析壓力動(dòng)態(tài)曲線，注聚階段壓力明顯上升，后續(xù)水驅(qū)階段的壓力逐漸降低，井網(wǎng)調(diào)整后注水壓力均明顯升高．據(jù)此判斷，在注聚合物溶液階段和井網(wǎng)調(diào)整水驅(qū)初期均有效地啟動(dòng)了剩余油，明顯地提高了波及效率．該方案最終采收率提高了31.8%.由圖9(b)可見，井網(wǎng)調(diào)整后注聚初期存在無(wú)水采油期．注入0.3V聚合物溶液后，開始見水；后續(xù)水驅(qū)約0.3V， 進(jìn)入高含水開采期(含水率約85%)；此后，在約為1.6V的開采期間，含水緩慢上升．分析壓力動(dòng)態(tài)曲線可知，井網(wǎng)調(diào)整后聚合物驅(qū)的注聚階段壓力上升，后續(xù)水驅(qū)階段的壓力逐漸降低．據(jù)此判斷，調(diào)整井網(wǎng)聚合物驅(qū)有效地啟動(dòng)了剩余油，明顯地提高了波及效率，最終采收率提高了26%．

圖9 井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.9 The production curve of the first scheme

綜合分析含油飽和度及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線可知，原井網(wǎng)聚驅(qū)-調(diào)整井網(wǎng)最終連片型剩余油分布較低，相比調(diào)整井網(wǎng)聚驅(qū)擴(kuò)大波及效率作用更好，最終提高采收率可達(dá)59.3%．而調(diào)整井網(wǎng)聚驅(qū)油井一旦見水后連片型剩余油分布下降幅度不大，最終采收率為52.2%．原井網(wǎng)聚驅(qū)-調(diào)整井網(wǎng)水驅(qū)在聚驅(qū)后的井網(wǎng)調(diào)整階段進(jìn)一步擴(kuò)大了波及效率，在低/高含水期仍有一定的擴(kuò)大波及效率的作用．

3.2 聚驅(qū)后深部調(diào)驅(qū)提高采收率效果分析

圖10 聚驅(qū)-井網(wǎng)調(diào)整后調(diào)驅(qū)含水飽和度分布Fig.10 The distribution of remaining oil in different displacement stage

分析深部調(diào)驅(qū)階段生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，由圖9兩方案井組綜合含水動(dòng)態(tài)曲線可知：方案1實(shí)施微球-強(qiáng)乳化體系調(diào)驅(qū)的井組綜合含水最低降至65.1%左右；方案2實(shí)施微球-強(qiáng)乳化調(diào)驅(qū)的井組綜合含水最低降至48.2%左右．分析注水壓力動(dòng)態(tài)曲線可知．兩個(gè)方案2次強(qiáng)化采油方法注入壓力動(dòng)態(tài)規(guī)律基本相同，注入微球段塞和乳化劑段塞后的水驅(qū)階段，注入壓力均有明顯的上升，這是有效封堵水流通道，啟動(dòng)剩余油的壓力動(dòng)態(tài)特征；壓力達(dá)到峰值后緩慢下降至平穩(wěn)；平穩(wěn)壓力比一次提高采收率方法結(jié)束時(shí)壓力高201%和164%，這是作為二次強(qiáng)化采油的DCA微球-活性劑調(diào)驅(qū)對(duì)原水流通道封堵有效期較長(zhǎng)的證據(jù)之一．分析采收率曲線可知，方案1深調(diào)階段提高采收率8.3%；方案2深調(diào)階段提高采收率為9.1%．由此可知，方案1最終采收率可達(dá)67.4%，效果更好，進(jìn)一步分析方案1在深部調(diào)驅(qū)階段含油飽和度分布．如圖10(a)所示，經(jīng)聚驅(qū)-井網(wǎng)調(diào)整的一次強(qiáng)化采油后，井組內(nèi)的波及效率已達(dá)100%，因此波及區(qū)域內(nèi)的殘余油是二次強(qiáng)化采油的主要挖潛對(duì)象．高滲區(qū)域兩側(cè)的區(qū)域殘余油飽和度較高，是二次強(qiáng)化采油的潛力區(qū)．與具有明顯剩余油富集區(qū)的油藏相比，圖10(a)所示的殘余油儲(chǔ)層(區(qū)域)提高采收率的難度更大，對(duì)技術(shù)的要求更高．作為這種殘余油儲(chǔ)層的二次強(qiáng)化采油技術(shù)必須同時(shí)滿足兩個(gè)要求，一是注入體系必須進(jìn)入高殘余油飽和區(qū)域；二是進(jìn)入高殘余油飽和區(qū)域的體系必須具有對(duì)其中主要類型殘余油的高效驅(qū)替能力，如對(duì)孔喉油滴和油膜等的驅(qū)動(dòng)，針對(duì)微觀非均質(zhì)殘余油的微調(diào)和驅(qū)動(dòng)能力．由圖10(b)可見，在注DCA微球階段，殘余油飽和度分布未發(fā)生改變，這說明注入的微球幾乎全部進(jìn)入水流通道．對(duì)比圖10(b)和(c)可見，在微球段塞后注入活性劑溶液，高滲區(qū)兩側(cè)的殘余油飽和度明顯降低．這說明由于DCA微球段塞對(duì)水流通道的有效封堵，起到了對(duì)后續(xù)驅(qū)油劑流動(dòng)方向的調(diào)整作用，注入的活性劑幾乎全部進(jìn)入高殘余油飽和度區(qū)域，有效驅(qū)替了其中的殘余油．由圖10(d)至(f)可見，在DCA微球-活性劑調(diào)驅(qū)的后續(xù)水驅(qū)階段，微球調(diào)堵和活性劑段塞的作用長(zhǎng)時(shí)間有效，高滲區(qū)兩側(cè)的殘余油飽和度大幅度降低．DCA微球-活性劑段塞組合不僅具有很強(qiáng)液流方向調(diào)整能力，且具有對(duì)殘余油的高效驅(qū)替能力，對(duì)于存在明顯水流通道的殘余油儲(chǔ)層(區(qū)域)具有很好的適應(yīng)性．

4 結(jié) 論

綜上研究可知：

1)針對(duì)聚驅(qū)油藏，研制了由具有自組裝特性的聚合物微球與乳化劑的復(fù)合調(diào)剖驅(qū)油體系，該體系可在聚驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率，非均質(zhì)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，該體系最高可提高采收率11.2%．

2)依據(jù)目標(biāo)油藏設(shè)計(jì)平面三維非均質(zhì)模型，通過生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線及含油飽和度分布論證自聚集DCA強(qiáng)乳化體系的深部調(diào)驅(qū)能力．實(shí)驗(yàn)證明，具有自聚集特性的聚合物微球擁有封堵-運(yùn)移-再封堵-再運(yùn)移的特性，可逐步進(jìn)入地層深部，使后續(xù)注入流體發(fā)生繞流進(jìn)入儲(chǔ)層剩余油含量較高的部位，提高波及效率；同時(shí)乳化劑通過乳滴封堵及洗油作用提高了采收率，在聚驅(qū)后可進(jìn)一步提高采收率8.3%．

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