水驱高含水油藏实施化学驱是三次采油的主要手段^[1]，目前矿场已实施的化学驱三次采油方法主要包括：聚合物驱、聚合物/表活剂二元复合驱、聚合物/表活剂/碱三元复合驱、低度交联体系驱等^[2-3]。不同类型驱剂启动剩余油的机理已有报道^[4-5]，但不同类型剩余油启动顺序机理鲜有报道，而化学剂启动不同类型剩余油的顺序和难易程度有助于有针对性筛选驱剂。化学驱过程中，孔隙结构的微观非均质性对驱油效果会产生一定的影响^[6-8]，如何表征孔隙结构的微观非均质性，以及非均质性对化学驱油效果的影响未见报端。

本文以光刻微观物理模型化学驱为研究手段，开展了不同驱剂微观驱油实验，分析了聚合物驱、表活剂驱、聚/表二元驱、低度交联体系驱对于不同类型剩余油的启动顺序和难易程度，研究了不同类型驱剂的驱油效果，以及孔隙结构微观非均质性对聚合物和低度交联体系驱油效果的影响。

1 实验准备与流程 1.1 模型制作

利用砂砾岩岩心切片照片制作透明仿真模型。采用光化学刻蚀技术，按照天然岩心的铸体切片的真实孔隙系统精密地光刻到平面玻璃上制成微观模型的流动网络，该网络在结构上具有储层岩石孔隙系统的真实标配、相似的几何形状和形态分布。经过制版、涂胶、光成像、化学刻蚀和烧结成型等步骤，制成微观仿真透明孔隙模型。微观模型的设计初衷是直接观察驱替过程中的“微观”现象，故与宏观模型不同，在微观仿真模型模仿了不同渗透率天然岩心的孔隙结构下，为保证模型孔隙的连通性，必须人为地将真实岩心切片的死孔隙转变成连通的孔隙。

针对有代表性渗透率的岩心薄片（600×10^-3 μm²），以x油田VI油组平均孔喉比和配位数为基础刻蚀出4种不同孔隙结构（孔喉比分别为4、9，配位数分别为3、5）的微观模型。以前期激光共聚焦扫描薄片为模板，选取渗透率分别为100、300、600、900、1 200×10^-3 μm²的5种薄片，制作光刻物理模型。型尺寸为45 mm×25 mm×5 mm，平面上有效尺寸为30 mm×20 mm，模型孔隙直径为0.1~100 μm。共制作18个模型。

1.2 实验用品

实验用油：x油田VI油组脱气脱水原油在90℃下原油黏度为1.78 mPa · s，在该实验中，向原油内加入煤油配制成模拟油，经滤纸过滤，在室温下黏度为1.78 mPa · s；

实验用水：根据该区污水水质分析结果，将模拟污水作为地层水，矿化度为3 324.14 mg/ L，注入清水矿化度为315.35 mg/L。

主要仪器：SVT20N视频旋转滴界面张力仪；RV系列旋转黏度计；ZEISS光学显微镜以及MIAPS-S图像处理设备。

1.3 实验设备及流程

微观模型驱油实验主要由光源、驱替泵、显微镜、照相机、录像机、计算机采集系统以及微观孔隙模型等组成（图 1）。

实验在室温下进行，首先用真空泵将微观刻蚀模型抽真空2 h；饱和地层水，用配制的模拟油驱替地层水，建立起束缚水饱和度，静置24 h；用注入水驱替微观刻蚀模型中的原油，直至不出油为止；进行化学剂驱替阶段，在驱替过程中用显微照相和录像设备对剩余油的启动过程和分布进行实时采集，记录实验中的流动过程和各种现象，供分析研究。

2 不同驱剂启动微观剩余油顺序与难易程度 2.1 聚合物驱

在驱替的整个过程中，相隔一段时间截取驱替的图像，将每张图片内的剩余油类型进行量化表征，通过观察六个时刻剩余油含量的变化分析聚合物驱替对各类剩余油的启动难易情况（图 2）。

1~2时间段内，簇状、孤岛状、角隅状油下降，吸附状和膜状油增加。说明此三类剩余油会首先被驱替。主要是因为聚合物驱会提高波及体积，而其黏弹性作用会使得角隅油被部分启动，故而角隅油下降。簇状、大块孤岛油被启动后可能在此些部位形成膜状油或簇状油被驱后在孔壁造成吸附状剩余油，故此造成两种类型的剩余油在初期驱替开始增加的情况。

2~3时间段内，吸附状、膜状、角隅剩余油基本变化不大，簇状剩余油大幅度下降，孤岛状剩余油增加。随着驱替时间的进行，簇状水驱剩余油会大面积被波及，从而降低该类型剩余油饱和度。聚合物对油的剥离作用使视野内油珠增加，造成孤岛状剩余油的增加。

3~6时间段内，各种类型剩余油含量都相对有所下降，直至驱替结束。

综合分析认为，聚合物驱较易启动簇状、孤岛状剩余油，此两类剩余油首先被启动，角隅、吸附、膜状剩余油主要依靠聚合物的黏弹性剥离，相比之下启动难度大于前两类剩余油。

2.2 表面活性剂驱

表活剂提高微观驱油效率的主要机理是对剩余油的乳化作用。表活剂对簇状剩余油的乳化作用导致随着驱替的进行，其含量大幅度下降（图 3）。故表活剂对簇状剩余油的启动每一时刻都在进行。

1~3时间段内膜状剩余油是增加的，说明在驱替过程中形成了膜状剩余油。角隅状剩余油也是增加的，因为在将簇状剩余油驱替后，在运移的过程中油会进入角隅，或将原来与簇状剩余油连接的角隅剩余油突显出来。

3~5时间段，即驱替后期，角隅剩余油和膜状剩余油开始启动，表活剂对角隅剩余油的乳化以及油珠对膜状剩余油的剥离，使两种类型剩余油饱和度下降。

综合分析认为，表面活性剂对大块剩余油的乳化作用强于膜状、吸附状等类型剩余油，因此，簇状剩余油更容易启动。

2.3 聚/表二元驱

1~2时间段（图 4），簇状、吸附状、膜状、角隅状剩余油都开始启动，孤岛状剩余油会增多。二元驱，无论是乳化油滴还是聚合物的剥离作用，都会使视野内的油珠增多，大块油剥离开壁面，从而形成较多的孤岛状油珠或油块，所以在1~2时间段内孤岛状剩余油会先上升。在2~5时间段内，各类剩余油下降，簇状和膜状剩余油先被驱替完成，吸附状、角隅状、孤岛状剩余油会最后被驱替完成。

2.4 低度交联体系驱

观察1~3段（图 5），簇状剩余油降低，孤岛剩余油下降，吸附状剩余油增加。簇状剩余油被驱替后会在孔壁处造成部分吸附状剩余油，使该类型剩余油含量增加。按照聚驱的规律，孤岛状剩余油会上升，但低度交联体系孤岛状剩余油是下降的。经过对视频的观察，发现低度交联体系不是把油剥离成油滴，而是直接变形进入孔道内利用液团直接将油整体驱出，液团前端推着原油运移。所以孤岛状剩余油在此阶段内没有大量形成，反而被液团向前推动，导致该类剩余油饱和度下降。3~5段，吸附状、簇状剩余油下降，孤岛剩余油基本不变。此时残存在孤岛的剩余油通道未能被波及导致其含量没有继续下降，造成最终孤岛状剩余油。

膜状剩余油在开始时刻没有被启动，到后期反而会有上升的趋势，是低度交联体系在波及过程中形成的。

综合分析认为，低度交联体系更易启动簇状和孤岛状剩余油，而对膜状剩余油，由于低度交联体系的弹性不如聚合物，因此不宜启动。

3 化学剂微观驱油效果 3.1 聚合物驱 3.1.1 流度比对不同类型剩余油的驱替效果

选用3、10、20、40 mPa · s四种黏度的聚合物溶液（对应流度比为0.59、0.18、0.09、0.04），在600×10^-3 μm²模型上开展驱替实验研究，得到各类剩余油含量随流度比变化规律（图 6）。

在流度比较高时，角隅剩余油不易启动，但随着流度比的降低，黏弹性变大，角隅状剩余油相对减少。随聚合物流度比的降低，增强了聚合物扩大波及体积的能力，簇状剩余油呈下降趋势。孤岛状剩余油呈上升趋势，说明随着流度比降低，剥离原油的效果增强。吸附状和膜状剩余油随流度比的降低而减少。

3.1.2 渗透率、流度比对聚驱提高采收率的影响

不同渗透率、强水淹程度模型，分别进行不同流度比（通过控制聚合物黏度为3、5、10、20、40 mPa · s）进行驱替实验（图 7），实验过程在600×10^-3 μm²模型上进行。

随着流度比的降低，剩余油含量依次减小，这依赖于小的流度比，可以有效的提高聚合物溶液波及体积；在注入速度一定的前提下，高黏度聚合物溶液的驱替压力大于低黏聚合物，其对油相的剪切应力也因此增大，故而可以有效地提高原油采收率。但当流度比小于0.9（聚合物黏度大于20 mPa·s）以后，聚驱提高采收率的幅度降低。这是因为一旦聚合物溶液黏度过高，虽然可以增大它与油相的剪切应力，但是却不能进入细小的吼道，波及系数有所降低，最终影响采收率增幅（图 8）。

渗透率与采收率增幅关系（图 9），对于渗透率介于100~900×10^-3 μm²的模型，随渗透率增大，模型最终采收率和聚驱提高采收率值均增加，但聚驱采收率增幅变小；900~1 200×10^-3 μm²，随着渗透率增大，总采收率和聚驱采收率增大值均减小。这是因为模型渗透率较低时，由于不可波及孔隙体积作用，模型中孔喉较小的区域不能被聚合物驱扫，但聚驱注入流速恒定，聚合物“堵在”大孔与细喉的交叉口处，表现为100×10^-3 μm²模型在注聚过程中驱替压力陡然升高，并高居不下，因而驱替效果较差；岩芯渗透率高时，会出现聚合物窜流现象，使聚合物的捕集滞留量和表面吸附量降低，其对孔喉非均质的微观调剖能力减小，因而提高采收率的幅度减小。

3.1.3 注入PV数对聚驱提高采收率的影响

保持恒定注入速度，在600×10^-3 μm²模型上进行20 mPa · s的聚合物驱替实验，驱替过程截图（图 10）。

由图 10可知，在聚合物注入量增大，即PV数增大的过程中，剩余油依次减小。实验中进行了不同孔隙结构的聚驱实验，得到PV数对模型最终采收率增幅的影响曲线见（图 11）。

图 11说明聚合物用量越大，其提高采收率的幅度越大；随着聚合物用量的增加，采收率增加幅度逐渐变小，经济效益变差。在本实验中，对于采收率增幅最理想的聚合物注入量应为1.2 PV。

3.1.4 孔隙结构对聚驱效果的影响

任何孔隙结构的模型均可以通过聚驱提高采收率（图 12）。K4P5（K：孔喉比，P：配位数）模型的采收率提高幅度最大为16%，最小的K9P3类也提高了8%。这是因为P5类模型配位数大，一个大孔周围有几个连通喉道，聚合物注入液将油分割成油段或油滴，随着后续聚驱的进行，孔隙中的油珠、油段被进一步驱替，剩余油越来越少，因此，聚驱后这种孔隙结构中剩余油最少，驱油效率较P3类高；相同配位数的前提下，孔喉比越小，聚驱效率越高。

由于孔喉比增大，注入水难以进入较细喉道，其中原油不易流动，故实验中为保持四种模型水驱程度一致，K9类模型需要更大的注水PV数。聚驱过程中由于聚合物分子结构大于注入水分子，在细喉内产生较高压力，最终依靠高压剥离油膜，提高采收率；配位数为5的模型，代表连通孔喉的细小喉道增多，不管是水驱还是聚驱均有更多的方向进行驱替因“小孔包围大孔”而滞留的剩余油（图 13）。

3.2 聚/表二元驱

主流区域内的剩余油启动后易变形、拉长，形成较长的油丝通道，剩余油多以油丝的形式运移；同时也有部分油丝在拉长以后，断裂成更小的油滴；二元驱的采收率随着体系黏弹性的增加而增加，随体系与油之间的界面张力的降低而增加，具体表现为界面张力同为10^-1 mN/m时，20 mPa · s体系驱替效果好于3 mPa · s体系；体系黏度均为3 mPa · s时，界面张力越低，驱油效果越好（图 14、图 15）。

体系黏度一定时，油水界面张力越低，剩余油越少，最终驱油效果越好（图 16）；可以看到，界面张力从10^-1 mN/m降到10^-2 mN/m，各类剩余油均不同程度地明显减少，体系驱油效果越来越好；而当界面张力进一步从10^-2 mN/m降到10^-3 mN/m时，体系启动剩余油的类型基本相似，都是对高黏附功的孔表薄膜状、角隅状剩余油驱替效果好，同时由于表面活性剂的乳化作用，乳化油滴数量增多，进一步促进了采收率的提高。

低界面张力、高黏弹性的体系是所有配方中采收率最好的配方，既可以产生较好的波及效率，又具备较好的洗油能力。在实际油田开发生产过程中，可以降低其中一个或二个影响因素，以获得较合适的生产成本和较高的经济收益。此外，大量的室内试验结果表明，如果油水动态（瞬时）界面张力可以达到10^-3 mN/m或10^-2 mN/m数量级，其驱油效果与稳定平衡界面张力达到10^-3 mN/m数量级时的效果基本相同。

3.3 低度交联体系驱

运用可视化驱油技术对低度交联体系驱替后模型各类剩余油的提取分析表明：低度交联体系在不同孔隙结构内对不同类型水驱后剩余油的启动情况也存在差异。

分析模型孔隙结构对交联体系的驱油效果影响规律可以发现（图 17），三种孔隙结构中，K4P3的模型均质性最强，而K9P3的非均质性最强，低度交联体系在K4P3类模型上的驱油效率最高，K9P5次之，K9P3最低，即：孔喉比越大驱油效果越差，配位数越大驱油效果越好。

对于K4P3类模型，低度交联体系主要启动了水驱后的簇状、孤岛状剩余油（图 18）。

4 结论

（1）聚合物驱较易启动簇状、孤岛状剩余油；表面活性剂对大块剩余油的乳化作用强于膜状、吸附状等类型剩余油，因此，簇状剩余油更容易启动；聚/表二元驱一开始，各类剩余油都开始启动，簇状和膜状剩余油先被驱替完成，吸附状、角隅状和孤岛状剩余油最后被驱替完成；低度交联体系更易启动簇状和孤岛状剩余油，而对膜状剩余油，由于低度交联体系的弹性弱，因此不宜启动。

（2）储层岩石的孔隙结构对驱油效果的影响表现为：相同渗透性的岩芯，孔喉比越大驱替效果越差；当孔喉比相同时，配位数越大驱替效果越好。

（3）对于600×10^-3 μm²模型，聚合物驱最佳流度比为0.09；聚合物最佳注入量为1.2 PV，该值为聚驱波及系数近似为1时的注入量，由于矿场聚合物驱波及系数不可能达到1，因此，矿场聚合物最佳注入量小于该值。

（4）提高体系黏度对簇状和孤岛状剩余油影响不大，但可以提高膜状、吸附状和角隅状剩余油驱替效率。

（5）体系界面张力从10^-1 mN/m降到10^-2 mN/m，各类剩余油均不同程度地明显减少，体系驱油效果越来越好，而当界面张力进一步从10^-2 mN/m降到10^-3 mN/m时，体系启动剩余油的类型基本相似，都是对高黏附功的孔表薄膜状和角隅状剩余油驱替效果好。因此，油藏条件下实际发挥驱油作用的表面活性剂界面张力为10^-2 mN/m时就可以达到预期驱油效果。

（6）在强水淹、600×10^-3 μm²渗透率模型上，先聚/表二元驱，再低度交联体系驱的提高采收率幅度最大。