低渗透油藏降低增注体系相关性能研究

《低渗透油藏降低增注体系相关性能研究》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在工程资料-天天文库。

摘要由于低渗透油藏物性较差，渗透率低，孔喉结构复杂，导致在开发过程中注水压力不断的增加，单井注水量小，水驱波及体积小，驱汕效率低。针对纯梁地区纯化汕田的地质特征和孔喉结构的分析，制作出了与K孔喉结构相对应的微观仿真模型以及设计了菇温微观渗流实验平台，•并通过对儿种类型的降压增注体系的润浞性、界面张力、乳化作川的性能评价，筛选出不M润湿性的介质体系以及不M界面张力，乳化作用的几种降压增注体系并进行了物理渗流模拟实验。通过天然沿心物理模拟实验得出适川于此类油藏的三种因素的作川范围,同吋通过商温仿真玻璃微观渗流模拟实验T•台研究不同降压增注体系在低渗透汕藏汕水渗流特征、作用方式及变化机理。得出了如下结论：(1)由于孔隙结构的S杂性，油水比差异变大，水在小孔隙中突进，大孔道中的汕被分割成油滴或形成孤岛油，油滴在孔喉处产生贾敏效应；而在屮性润湿条件下的岩心中，油滴产斗:的贾敏效应相对较小，相对能够在孔隙中顺畅的流动，所需要的压力也会随之减小。所以在不同润湿条件卜*水湿条件卜'的注入压力最人，而屮性润湿条件卜'与汕湿条件卜*的注入压力相当。关键词：降压增注，乳化速率，界ifii张力，微观渗流特征，贾敏效应第一章绪论在H前我国开发的汕HI屮，低渗透汕臧占脊一定的比例。截至2008年欣，全国累计探明低渗透石汕地质储量141亿吨(如阁1-1所示)，心我国孖油总地质储M的49.2%,屮国剩余石汕远景资源景为799xl08t,低渗透石油资源431xl08t,占剩余石油资源总量的60%。而且近几年73%的新增石汕储景为低渗透储景，可见低渗透汕气田在我国汕气资源屮占有十分重要的地位。在能源短缺的今天，开采低渗透油藏K有E大的资源潜力，是目前国A外石油地质利I油藏工程专家们关注的焦点。低渗油141亿吨常规油130.7亿亿吨1.1低渗透油藏开发现状不Ml国家和地区根据不同的石油开采状况和技术条件來规定自己的低渗范围。前苏联[]低渗透汕层的界限是：储层渗透率小丁100xl(y3pm2。类国屮低渗透储层为：储层渗透率低于10xl(r3pm2。而我们采川的分类原则是以渗透率的大小为标准分为三类：第一类是低渗透率油田，油层渗透率在10.1x103,2~50xl03pm2’，这类油田接近正常油田标准，能够达到工业油流标准，但产虽低，为丫取得较好的收益必须应采取一定的增产措施。第二类是特低渗透油田，汕层T•均渗透率在l.lxio_3|im2〜10xl(y3pm2,这类汕层与正常汕层差别比较明显，必须采取强有效的地采油手段冰能进行开发。第三类是超低渗透油IH,油层平均渗透率在(O.l~l.O)xlO_3Pm2,这类油层不具备自然产能，不具备工业丌发价值，但综合经济因素和油层实际情况下也可以进行适当的幵采。 由于低渗透汕藏物性较差，渗透率低，孔喉结构杂，导致相对开发难度较大。在开发过程中注水压力不断的增加，注水并附近形成的高压区使注水压差也进一步降低，进而注水量也会大大的减少（d）。这就要求我们必须对注水方式进行调整。由于纯梁地区纯化汕田的地质特征是典型的低渗透汕藏特征。所以开始投产40年以来，采用注水丌发方式，H前综合含水80%，采出程度24.4%,已进入屮高含水开发阶段。为确保注水井注上水保持一定的注水量，注水泵压不断提高，由最初的26MPa提高到39MPa,启动压力由26.6MPa上升到34MPa。所以开发中的主耍矛盾是注水压力高，单井注水量小（28m3/d）,水驱波及体积小，驱油效率低。而注水难的一个原因是因为涧湿性，贾敏效应以及随之而来的水锁效应的影响。在低渗透汕藏屮，由于孔隙结构分布比较广，人孔道被水驱丌V；小孔道却很难波及到，汕沿着变小的汕流通道流动，人孔道表面的水膜厚度增加，含水饱和度增加，同吋汕相渗透率降低，汕流动阻力垴大，当一定压力下进入亲水的油流通道，曲面压力差产生附加阻力就是所谓的“水锁”现象。当油滴运移到孔喉时，就会形成所诮的贾敏效应。所以增注技术來降低开采难度，提高汕阳采收率。H前主要的降灰增注技术有表而活性剂增注技术，酸化酸灰技术，纳米聚硅降压增注技术，表而活性剂增注技木等。酸化酸Ik是除去井壁的污染物和酸蚀一些沿石中的矿物，同吋腐蚀裂缝来改变地S的渗流怙况以此来增加产量的，但是这种技术一般运用于碳酸盐地S，而且作用范围小，有效期短。而纳米聚硅降压增注技术通过改变岩石的润湿性來实现增注，虽然旮很人的潜力，仴就先阶段而言具奋一定的局限性，所以如今应川最普遍的是表面活性剂增注技水。表而活性剂驱不但能较大幅度地提高驱油效率，而且可以降低注入压力，减小高压注水难度，同时可以增大低渗油藏中的渗流速度，缩短时间，节省丌采费用。1.2表面活性剂降压增注室内研究现状国外BP公司选出川于低温试验的聚链烷碳酸盐与烷基酚烷氧基甲醇和C4、C5脂肪族甲醇浞合物和用于高温试验的烷基芳香族烷环基硫酸盐两种表而活性剂体系。该表而活性剂体系可将汕水界面张力从25左右降低至10'3mN/mc2002年，方晓红、舒静等人针对外阑汕田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加等情况，开展了表面活性剂降低注水井注入压力室内实验研究。室内实验表明，表而活性剂体系55°C时油水界而张力达到102mN/m数景级，且具奋较好的界面张力稳定性。岩心驱油降压模拟实验表明，表而活性剂体系驱替0.5倍孔隙体积（PV），后续水驱替压力下降48%左心。注入表㈨活性剂体系后，油水界谢张力降低，残余油饱和度下降，水相相对渗透率上升，注入压力下降。2003年，崔宝臣、吴景春等人针对大庆特低渗透油⑴生产需要，开展了采用含表面活性剂的S合休系降低汕层启动压力的实验，优选配制出非离子表而活性剂配体系。实验结果表明，该体系可与人庆原汕形成超低界而张力，具朽较好的稳定性及对人庆低渗透汕田地层水矿化度的适应性，在岩心中注入该体系可以降低注入压力40%〜60%。2006年，贺宏普、樊社民等人研究表明：合适的表面活性剂能够降低低渗油藏注水压力，8块样品〒均降低26.6%,提高驱油效率6.7%:表面活性剂溶液作用后，油及水的相对渗透率均上升，两相流动范围变宽，岩石润湿性向亲水方M偏移。2007年，徐娜、刘卫东等人等在人造岩心上进行了表而活性剂驱汕实验。将饱和汕的岩心水驱至含水98%,再川活性水驱至压力稳定。所川表面活性剂具宥强乳化性，遇汕后形成油水混相乳状液，亲水亲油得到平衡，油水界面张力降至102mN/m以下，有利于降低油层空隙中的毛细管束缚力，提高水相渗透率和油水微乳液的运移速度，既可以降压增注又町以提高采收率。结果表明，注入活性水体系后岩心注入压力比注水吋降低25.5%,原汕采收 率比水驱提高3.16%〜4.20%。2009年，十晓尔等人选用了界张力达102mN/m数量级的烷醇酰胺表而活性剂体系,通过室A岩心驱替实验表明其降低注入压力达20%以上。2010年，赖南君等人研制了一种低界面张力体系RSE，该体系由一种季铵盐型阳离子双子表而活性剂和OP-10复配而成，在较宽的浓度范围IA)可以使油水界而张力降低到至10-3mN/m数S级,可使水锁损害较为严重的低渗透储层渗透率损害程度大幅度降低。从上述文献调研可以看出，表血活性剂体系在低渗透储层降压增注方己经取得了很多室内认识。大部分低渗透岩心的水驱压力明显降低，注水量明显增加。1.3表面活性剂降压增注矿场试验研究现状鉴于降压增注体系在室内的成功实验，所以也逐步开始用于矿场试验，效果显.著。如在鞑靼对6li注入井进行了现场试验后，注入一定景的表血活性剂r;，注入景明显提高了1.4倍，有效期可增加到了4-18个月()。大庆油田4:朝82-152井采用表而活性剂S合体系进行了单井降压增注试验，当注入稀表而活性剂溶液800m3注水灰力降低，日注水嚴也从14m3增加到22m3,而且作用期增加到了6个月。在吴旗油田的吴72-71井注入活性剂体系后，在一定的浓度范围内界面张力可降至超低，注入沿注入压力由18MPa下降到丫15MPa,有效期现如今己达半年。梁亚宁等在进行室内人造岩心实验后，在外围汕⑴进行了现场试验。试验后注水压力卜降了4.1MPa,视吸水指数上升，有效期增至了2年以上。从上述文献调研可以看!li，从矿产应用角度表ifii活性剂可以明显的降低注入水的注入压力，改善吸水剖面，增加注水量同吋有效期也比较1<。但在孤岛油IHN28-1井区在经过20个月的试验后，试验区见效井41_1，不见效井2口。试验区东北部及南部见效较好，汕井含水K降幅度较人；西北部效果较差。人庆汕田于2005年在低渗的朝阳沟汕田5U注水井上进行了现场试验,屮朝98-2井、118-50井的效果不够明敁，而朝98-10井和朝66-160井效果较好；L<:庆汕田分别在安塞汕田的3口注水并上进行了表血活性剂降压增注试验，并N压力分别下降了2.5、2.2和1.0MPa,1995年乂对注不进水的坪桥区5口注水井进行了现场试验,〒均降压316MPa,单井注水量|l|0m3/d，上升为25m3/d,效果显著。现场应川12U外，结果奋6UI井应川效果不够理想。说明表面活性剂用于降压增注可行的，但是有一定条件性。新骝宝浪汕田孔喉细小，水敏严重，沿石强亲水，所以易造成强烈水锁、水堵的问题，为延长酸化有效期，减少注水过程中新的伤害，进行了低浓度活性剂增注技术。另外长庆白豹油III、江汉坪北油III、中原油⑴文东油⑴均进行了表面活性剂降压增注研究，取得了一定的效果［12L(jili)1.4表面活性剂降压增注作用机理研究现状室内实验和矿场试验说明仔一定条件下，表面活性剂能够达到降压增注的效果，所以进一少对降压增注的机理进行丫研究。国外BP公司证明烷基芳乔族烷环基硫酸盐表面活性剂体系可将汕水界面张力从25左右降低至10_3mN/m,汕滴变形，降低了经孔隙喉道排出所做的功，减弱了水锁作用从而达到降压堝注效果。徐娜、刘卫东「U1等认为：表Ifti活性剂具冇强乳化性，遇油后形成油水混相乳状液，防止汕滴造成附加毛细管阻力，避免了贾敏效放从而达到降压增注H的。杨承志等认为表血活性剂中的非极性基团定向吸附于粘附在岩石表囬的原油活性物质上，从而使油 层公石润湿性由亲汕转变为亲水，促进特殊汕膜的剥离，参与运移和流动。赖南君、叶仲斌等人认为：是因为降低汕水界血张力能有效的减小贾敏效应，降低注入压力。从上側吋以进一步说明不hi］地层的表面活性剂降压增注的主要影响因素都不MJ,所以表面活性剂降压增注是有一定条件的。1.5问题提出从表面活性剂驱在低渗透油藏的开发过程屮取得的开发效果和经验来看，结果兒莠不芥。分析认为表側活性剂并不是适用于所冇的地层条件所决定的。不同的地质特征决定了主要喉道半径、可动流体百分数、拟启动压力梯度、股汕黏度和黏土矿物含景等参数肖定是不一样的，（低渗透油藏储层分级评价方法及应用）当然这些因素同时也决定了表而活性剂的作用方式并不完全相表淅活性剂的作用方式也会不同，所以影响增注的因素也不尽相同。所以要通过对此低渗透汕藏进行注水能力的因素分析，找出表血活性剂降压增注的作用方式,从而获得适合此类油藏表面活性剂的降压增注体系，改善注水开发效果。欲减弱水锁效应所带来的伤害，可以从改变润湿角和油水界面张力两个方面入手。渤南高温低渗透汕⑴增产增注川表面活性剂体系研究1.6技术路线所以首先针对此类油藏的地质特征进行分析，尤其对孔喉结构和粘十矿物以及原汕物忡进行分析，分析出影响注水的原因，同时制作出和此低渗透油藏一致的微观渗透模型，筛选出不同润湿角，乳化能力，界而张力的表而活性剂体系，并通过天然岩心的数据分析以及微观的渗透特征分析出影响表而活性剂降灰增注的作用方式的主导因素，找到适介此类汕藏的表W诂性剂体系，从而可以改善注水开发的效果。改善纯化低滲透油藏的注水效果图1-2技术路线 1.7研究内容(1)依靠于CT扫描、岩石X-衍射全岩定量分析仪等众多先进实验仪器对孔喉结构和粘土矿物以及原油物性进行分析，分析出影响注水的原因，同吋制作出和此低渗透油藏一致的微观渗透模型。(2)针对地质及原汕情况对表囬活性剂进行初步筛选，找到通过不同界血张力，润湿性，乳化能力的儿种表面活性剂的体系。(3)针对这几种具有代表性的体系，进行表而活性剂在低渗透汕藏降压增注的物理模型的实验研究，通过天然岩心渗流实验以及微观渗流特征分析出不同乳化能力，界而张力，润湿性表面活性剂体系的不同表现，并通过分析对比研究出影响表面活性剂降压增注作用方式的主要因素。第二章低渗透油藏的分析及微观模型的制作2.1低渗油藏分析低渗透层屮流体流动的空间是一个比较复杂的网络结构，所以耍考虑矿物组分、孔喉结构和原油成分的影响。2.1.1纯化油田低渗透油藏地质成分及矿物组分分析阁2-1纯化油田地质构造图如图2-1所示，纯化油田位于淄博布博兴显纯化镇两部，黄河以南。区域构造位置为东营凹陷鹵斜坡，纯化-草桥鼻状构造带西部。西北为小营油IH,东北为梁家楼油IH(以纯北人断层为界)，西南与陴兴汕⑴相隔(以石村断层为界)，西为人芦湖汕阳。主力含汕层系为卜第三系沙河街组沙四上段和沙四卜‘段，地质特性为含油层系多，含油井段长，砂体厚度差异人，连通较好，汕藏类型为高压异常、低饱和、沿性S杂的典型低渗透层状构造-岩性汕藏。含汕血积57.1km2,地质储跫6450xl04t。其原始地E•压力31.26MPa，饱和压力5.82MPa,油藏深度2100-2750m,平均中深2380m,平均渗透率为47xlCf3pm2,孔隙度22.8%。储层为粉细砂岩，物性差，非均质严重。泥质、灰质胶结的粉砂岩油藏埋深，粘土矿物屮伊利石占13.86%,伊蒙混层占12.13%,«岭石占74.01%，层间比为15%。《岭石在岩层屮的产状-•般足叠板状或叠产状，具奋双层结构，K+交换阳离了，碱离了•交换能力弱，具柯微小或没有膨胀性能，界易发生破裂分散、运移，若聚集在孔隙喉道屮，会引起堵塞及渗 透率下降。蒙脱石在公层中的产状往往足不规则的，冇时呈波状、皱纹层状、网状或蜂窝状，它具有三层结构，碱离子交换能力强，易吸附钠离子，具有很好的膨胀性和分散性，遇到淡水后能够膨胀，导致孔隙度和渗透率K降，或者从孔隙表面释放出去并产生运移。伊利石在砂岩孔隙中成岩早期以薄膜式存在，它对砂岩渗透率的影响与绿泥石相似。但随埋藏深度的增加，片状的伊利石逐渐变为长壳刺状成长条颗粒状等多种晶体结构，在孔隙屮呈搭桥式生长，把砂岩中原始可流动的粒间孔隙变成微细束缚孔隙。2.1.2低渗透油藏孔隙结构分析通过偏光显微镜下对真实岩石薄门•进行分析，此区块孔隙类型冇粒间溶孔、粒N溶孔、微孔隙和裂隙。在原生粒间孔的基础上，由飢成粒间孔的长石或荞由粒间充填物发中一定程度的溶解溶蚀而形成了粒间溶孔。后者占主导地位，所以这种粒间溶孔以次生为主。纯化油田主要为低渗透储层的主要原因就是粒间溶孔被生粘上矿物岛岭石、蒙脱石、伊利石充填后异致孔隙变小，同时也使孔隙人小分布不均。孔隙直径一般在0.5-15Lm,最人可达70Lm以上。粒内溶孔多出现在颗粒相对较粗的储层1。Iflj纯化油田中最主耍的孔隙类型是微孔隙。其中以微细孔喉为主，微孔隙主耍指品间微孔、填隙物微孔和溶蚀微孔。晶叫微孔孔径为2-5Lm,填隙物微孔孔径为3-9Lm,溶蚀微孔为2~6Lm。由于本区构造活动及成岩作川较强，导致岩石奋少量的裂隙。可在图片屮可以清晰的观察到微裂隙，微裂缝的存在改善储层的孔隙件。根裾罔像分析的结果表明：孔隙的形态不太规则，孔喉平均半径在0.1~10Lm,主体分布在0.15〜1.5Lm;孔喉比的变化范围一•般在4〜15,T•均值在8.5左右，主体孔喉比为4~10。主要以屮孔细喉及低孔细喉为主的孔隙结构模式。6.8mD24.9mD50mD图不M渗透率的CT扫描图片 6.8mD24.9mD50mD图不同渗透率的CT扫描立体图从图2-1~罔2-5中可以看岀，低渗透天然岩心中含有大量的胶结物，大孔隙和小孔隙大量共存，是低渗透油藏储集流体和流体流动的主要通道。低渗透储层由于流体£1巾流动的孔吼较小，所以表皮压降往往很人，受到水锁伤害的儿率更人。[29]图2-6~图2-8十，不同渗透率范围的岩石CT扫面图片以及他们对应的3D扫描图片。罔中灰色区域为固体岩石颗粒，白色区域为致密的岩石区域，黑色区域为孔喉。从图中可以看出，此区块的低渗岩心中，并不全是微小孔隙，在黑色色区域中存在有许多细小、不均匀分布的吼道，这些人孔道与小孔隙之间的连接和变化，使得低渗透天然岩心孔隙结构变得更加复杂。根椐沿心观察分析，。该油田的低渗透砂沿油藏平均主流喉道半径小2147Lm,平均喉道半径在01059〜11052Lm之间，平均孔隙直径为10~50Lm,「1.随着孔隙度、渗透率的降低,微孔有增加的趋势。2.1.3低渗透油藏原油分析(1)胶质、沥青质、钠含M的测定也然胶质沥青组分对超低界面张力没奋什么作川，似足胶质沥青等极性物质能在岩石中产生吸附进而对润湿性产生影响，勾此Ml吋原油屮极性物质的吸附将使岩石的水湿性减弱，凼于原油中存在卷一些大量天然表面活性剂，所以针对原油本身的物性进行分析。主要包括沥青质、胶质、蜡等含量的测定。测定方法参照屮华人民共和国石汕天然气行业标准SY/T7550-2004。测定机理是利用沥青质不溶于正庚烷、溶于甲苯，而胶质和蜡含:W:的是通过原油在氧化铝色谱•:上产生吸附分离出汕蜡后，用…苯一内酮以1:1比例作为脱蜡溶剂，经冷冻结晶后析出的为蜡，随后通过减差法得到胶质含量。实验结果如下：①水含量的测定m«=2.43g,加入甲苯lOOmL，在一定温度卜用水含量测定器冋流一个多小时到两个小时，静置待分未读出水量，通过计算得出水含量小于0.5%。②蜡含量的测定油样质Mw4=1.06g，m瓶=82.49g，m瓶+.=82.66g，故油蜡的质Mm2=mirH觸-m瓶=0.17g。m权=82.11g,m瓶+w=82.53，故蜡的质景m3=0.04g③沥青质含量的测定 m调油=W3=1.11g，m瓶=81•07g，m庇+沥靑质=81.11g，故沥青质的质量为mi=0.04g。根据以上数据可以得出沥青质含量叫，蜡含量co2及胶质含量co3的质景分数（用％表示）co,=^x/xlOO%%co,=^xyxlOO%—%叫=（i-^■-芝）xrxioo%其屮Y=99.5%，带入以上数据根据公式可知（01=3.59%，co2=3.75%，co3=79.97%.从上面可以结果分析，由于沥青质指的是指石油中溶干苯却不溶P小分子的正烷烃（如正戊烷、正庚烷等）的物质，在原油的非烃部分中分了•呈敁大，极性却比较小。胶质是以真溶液形式存在在原汕屮的物质，极性比较人，对沥青质具奋一定的分散作川，阻碍着沥青质的缔合与聚并。一般来说，胶质不仅防止了沥青质的聚集而且可以使沥青质以微粒的形式分散在原油中，使沥青质与胶质都冇较强的表而活性，吸附在汕-水界Ifii后形成的界膜具冇一定强度，致使原汕乳状液比较稳定。因为胶质比沥青质的相对分子质量小很多，而且胶质为弱的有机酸，所以形成的是一种液体的、流动的强度较小的界面膜。似是当沥青质浓度不变，当胶质含暈继续增人到一定柷度吋，膜强度反而会逐渐下降，界面稳定性变差，使原汕乳状液的稳定性卜暮。有可能因为胶质对沥宵质的这种溶解分散作用，减少沥宵质的缔合与聚并后改变了沥青质的胶束状态，胶质能够降低沥青质稳定的原油乳状液的稳定性。为了进一步对油相中各组分进行研究，再对原油进行油相色谱分析，结果如下图：500040003000200010000C6C13C15C17C19C21C23C25C27C29C31C33C358000700060001峰面税161412求1086 图汕相色谱分析酸性组分是界而活性最强的组分，降低界而张力最强。（胜利原汕各组分对界而脱扩张 流变性的影响孤东原油组分与Kasp配方体系间界ihf张力的研究）2.2低渗透油藏微观模型的制作微观物理模型的实验技术始于上世纪50,60年代末期。依附于近代仿真技术及实验观察技术的发展，目前己能较好地应用驱油微观模拟实验技术更深入地研究储层流体运动的微观机理。驱油微观模拟实验是应用可视化储层微观模型，借助于W.微放人、录像、阁像分析和实验计景技术，实现从储层流体微观渗流过程的定性机理分析到定景描述的研究，以揭示储层内流体微观渗流特征及剩余油微观分布特征。R前国内外4:进行模拟水驱油试验研究时主耍采用W种类型。仿真玻璃模型和真实砂岩储层模型，填砂微模型三种方法。如下表2-1所示。表2-1不同模型的优缺点名称制作方法优点缺点真实岩心模型全直径:岩心磨成薄片，用玻璃夹住，再用橡胶把模型薄片周围粘结制成。1）真实性强可在高温窈压下工作制作时间长;使用寿命短；现象不够清晰；可比较性差填砂微模型用石英砂颗粒紧密粘在玻璃什上，嵌入特定的透明橡胶套中。1）立体形状2＞町在高温高压下工作3｝制作成本及难度小一次性使用；孔隙结构对比差;人为因素较大仿真刻蚀模型固定采用光化学蚀刻技术工艺，将岩心切片孔隙结构利用激光刻到平面光学玻璃上，经髙温烧结成型。1＞再现孔隙介质的孔隙结构特征，特别是孔喉变化特征2）透光度好3賄楚地观察到流体分布和相互作川机理4）能够进行重复实验验证制作成本高;难度人•，模拟WfR条件受到限制三种模型中，真实砂岩模型和仿真玻璃模型应用比较广泛。真实砂岩模型是用全且径岩心磨成很薄的薄片，川两块玻璃火住，并W橡胶把模型薄片周围粘结起來，制作成真实岩心为模型。然P进行不同注水速度下的水驱汕试验，旨在分析不同驱替速度对微观驱汕效果的影响。仿真玻璃模型用光刻技术fi制孔隙模型制成，再现了孔隙介质的孔隙结构特征，特別是孔喉变化特征，而且透光度好，可以清楚地观察到孔喉屮各种流体的分布及流体之间的界面现象和相互作用的机理。由于两种模型各奋利弊，所以针对以上情况，选川两种模型共同进行实验研究，发挥其各自特性。2.2.1微观仿真玻璃模型的制作微观刻蚀玻璃模型的制作方法，首先必须对图像进行二值化处理，把扫描后的CT图片（如图）经过软件处理成能够进行识别的黑白照片，比例尺与光刻机进行光刻的尺十-•致。由于在转换过程屮，奋些像素没法识别，所以耑要对原始图像与转换后的图像进行后期人工处理，使原始图像与转换P的阁像岩石颗粒与孔喉裂缝等人小一致。 0图经过转换后的图形微观仿真玻璃模型即在刻蚀玻璃上先进行匀胶，将图像刻在光刻机上，川显影液使可出阁像的地方裸露出玻璃表而，然•用腐蚀液将裸露出玻璃表而的地方腐蚀出一定深度，形成孔道。这种模型孔隙大小可控，模型透明、孔道边缘光滑且可视性好，便于观察实验过程。通过该方法可以制作不hd图像的模型，包括规则结构的重复图像、规则但呈规律性变化的阁形、不规则图像以及具有非均质的图形。制作的图像复制到玻璃上，可制成微观仿真玻璃梭型，可真实梭拟实际岩心的孔隙结构。刻蚀深度和孔喉表而粗糙度可通过腐蚀吋间控制。（1）实验设备真空泵，空气压缩机，匀胶机，烤胶板，无掩胶光刻机，成都光电所提供，电脑，吹风机，德国蔡司体视显微镜及和应的电脑，中间容器，KH-500DE型数控超声波清洗器，昆山禾创超声仪器奋限公司提供，电子天〒，铁架台，漏斗等；胶机刻机微镜 图实验设备图（2）实验原材料30x30x2.1mm的国产超白抛光玻片（超白玻璃含杂质少,透光率高，可高达91.5%,含铁景低，仅为普通坡璃的1/10甚至更低，同时具备优质浮法玻璃所具旮的一切可加工性能，具冇优越的物理、机械及光学性能）：正性光刻胶，.显影液，去胶液；去离了•水；固体氟化铵，40%HF,30%H2O2,98%H2SO4。手食，镊子，烧杯，培养皿多个，刀片，固体蜡•，滤纸，试镜纸等。（3）实验条件曝光实验在避光的、常温环境卜进行。（4）实验工艺流程实验工艺流程如图2-10所示。玻璃基片1V涂底膜涂正胶紫外光曝光iOaOi显影酸蚀去胶图2-10光刻工艺流程图2-10中，紫色部分为玻片，紫色上面的黑色部分为底膜，黑色上面的红色部分为正胶，红色卜測的箭尖代表紫外光照射，箭久•左右的黑色表示遮住非曝光区域，闩色部分表示曝光、影、腐蚀、去胶后的孔隙空间。具体实验步骤如下：①洗玻八：将玻什放置在玻璃烧杯中用H2O2:H2SO4=3：7的混合液煮沸2h,肉来水冲洗2-3遍，然后川蒸馏水超声2-3次，每次5min,再川酒精沒泡两小吋以去除玻璃表面的细小油质，然后再用蒸馏水超声2-3次，每次5min,经肉眼观察玻璃表|fti无杂质为止，将艽密封保存在奋蒸馏水的烧杯屮待用。②烘玻）h取出洗好的玻片，将玻片上的水分吹干，然沿在一定温度的烤胶板上烘烤，待其冷却后进行匀胶。③匀胶：将烘好的玻八放置在匀胶机的旋转台上，按下vacuum键，将玻什牢固的吸在旋转台上。然后川胶失滴管移取底膜液，移取fi为能将玻璃什表而覆盖满为宜，在，开启匀胶机将底膜液均匀散歼，然沿用手取下玻片放在烤胶板上烘烤若干分钟后，以使底膜更好的粘附在玻片上，形成光滑的、涂胶厚度＜30nm的薄膜；待打好底膜的玻璃片温度冷却后进行旋涂正性光刻胶（经分析天平称景，覆盖在玻片表血的胶液景为0.3g），放置冷却；④前烘：将玻R旋涂光刻胶后，在一定温度下的烤胶板上烘烤芯干分钟，使胶液更好的粘附在玻片表而上，防止在显影时胶液脱落，烘烤后进行避光放置，冷却待用。 ①曝光：对匀好胶的玻璃八进行光刻，将画好的图形转移到涂冇光刻胶的玻片上。打开汞灯预热15min,再开风扇，lOmin后开启控制电源，开泉，然f打开计算机，将玻璃片放置在载物台上曝光的敁佳位置，通过真空泵将艽牢固的吸住，然后打开软件界沏，设好相关参数-生成脚木-导入阁形-设好曝光时间-保存-打开脚木文件-调好焦而-开始曝光。②显影：曝光完毕后将K放在配好的显影液里常温下进行显影，使曝光区域的胶液溶解禅，将光刻部分显现出来。③坚膜:取出显影后的玻片，自然状态K将表面的水分晾T，然后在烤胶板上烘烤lOmin,使玻片表面的水分以及胶液里的洛剂蒸发，同吋也使胶液更好的粘附在玻片上。④紂蜡：待坚膜后的玻片冷却后将未涂胶的部分进行封蜡，以保护未涂胶的玻片表而。⑤酸蚀：用40%HF酸和氟化铵的缓冲液进行腐蚀，时间根据孔隙大小来确定。一般孔隙越大，腐蚀时间越长；孔隙越小，腐蚀吋间越短。当然，吋间越长，腐蚀的孔隙深度越深。⑥去蜡，去胶。用刀片将玻片表面的蜡刮去，然后将其放置在去胶液中进行去胶，去胶•用试镜纸将K表而的去胶液及杂质擦干净，经洒精、蒸馏水清洗P在体视显微镜卜进行观察，看阁形效果是否能满足下一步的驱替实验。2.2.2微观真实岩心模型的制作在研究低渗透沿心的微观渗流特征时，为了保持原始储层岩石木身的孔隙结构特征和表面物理性质，也为了更进一步的从示岩石的孔喉结构，与刻蚀模型达到和互辉映的效果，所以利川低渗油藏真实天然岩心薄几进行了微观N*视渗流特征研究。山于低渗透岩心的孔隙较小，岩心较致密，在微观实验T•台上很难实现透射光和反射光能够真实观测到岩心的孔隙结构和流体在孔隙中的流动状态。为此，在室内首先将岩心样品磨成岩心薄片，在不破坏岩样的基础上，制作有一定厚度的岩心薄八(太薄影响孔隙的流通，太厚透光度小视觉差)，敁大限度满妃微观町视实验T-台对岩心孔隙结构和渗流特征观测的需要。后用两块玻璃夹住岩心溥片，制成真实天然岩心薄片模型，进行水驱汕试验，ft在分析微观驱汕效果的影响因素。制作的岩样薄片如图2-11所示。图2-11真实岩心薄片图2-11中白色颗粒为固体岩石颗粒，亮色的为孔喉。从图中可以看出，在亮色区域中存在有许多细小、不均匀分布的喉道以及在喉道处的粘上矿物颗粒和胶结物等，使得喉道变得更加复杂。 2.3本章小结(1)从低渗透油藏的分析，我们可以得出此区块为典型高压异常岩性兌杂的低渗透油层状油藏，粘土矿物中高岭石含量较高，孔隙类型主耍以中孔细喉及低孔细喉为主，孔隙结构复杂。(2)通过原汕组分的分析，可以得出胶质沥青质的含景比较多，所以对乳化和润湿性影响比较人。而通过不同元素的分析，可以知道原汕组分复杂。（3）通过沿石孔隙的分析，可以刻蚀fli5pm的微小孔隙的微观仿真玻璃模型，能准确反映低渗透岩心的孔吼结构特征，可视化效果好；同时制作出微观真实岩心模型，进一步提高了岩石介质的真实性，两者取长补短，成功搭建了微观渗流实验〒台。第三章低渗透油藏降低増注体系相关性能研究从.卜.章我们知道，油田的实际情况决定了表面活性剂的选用，所以我们需要针对上章的低渗透储层自身的渗透率人小、矿化度人小、原汕性质以及环境条件来进行初步筛选，因为一般而言低渗透油藏渗透率低，孔喉细小，表面活性剂的吸附损失比较大，所以首先考虑非离子表而活性剂、明离子表而活性剂和两性离子表而活性剂这三种类型的表而活性剂。卜而以胜利纯化汕田某区块实际怡况为例，针对表而活性剂降压增注主要机理如:表而张力、乳化性能、润湿性进行Y三种不同增注体系在汕藏温度条件K的性能研究，为以后同类汕111的表面活性剂筛选提供参考，hd吋也为后续机理研究提供一定依据。3.1降压增注体系的润湿性性能研究润湿性是表而活性剂降乐增注机理屮比较重要的一个因素。而人W:文献说明表而活性剂可以与含羟基的砂岩表面反应，或者与分离出阳离子的与带负电的砂岩表面反应，亦或足通过离子交换，屯性，范德华力或者鉍键在砂岩表面形成吸附，发生润湿性的变化。所以在降压増注体系中润湿性忡能的研究是一个不能忽视的因素。下Ifii就针对几种表刖活性剂体系进行润湿性的性能研究。3.1.1实验条件及步骤（1）实验药品及条件AEC-lONa（成都市科龙化工试剂提供）、OP-10（成都市科龙化工试剂提供）、HY1OOA（滨州慧源石油技术公司提供）。NaCI（成都巾科龙化工试剂提供）、KCI（成都市科龙化工试剂提供）、Na2CO3（成都市科龙化工试剂提供）、NaHCO3（成都市科龙化工试剂提供）、Na2SO4（成都市科龙化工试剂提供）、CaCI2（成都市科龙化T.试剂提供）、MgCI2（成都市科龙化工试剂提供）、均为分析纯。实验原油为纯化脱水脱气原油（在储层温度80°C下粘度为3.8mPa，s）,实验用水（表面活性剂溶液均是用地层水进行配制）如下表3-1:表3-1注入水纽分混合注入水成分Na+、Ca2+Mg2+HCO3'ClTDSmg/L9976456896561606927246（2）实验仪器 光学接触州测fi仪，如图3-1所示 阁3-1光宁接触角测仪(3)实验方法润湿性体现了液体在固体的一种铺展能力。关干涧湿性的测定方法很多，比如测涧湿角，Amott法，USBM來测定。测定润湿角是K•中简单而.FI.比较常用的一种方法。润湿接触角足指通过气、液、固三相的交点，在液滴表面做切线与固液界面所形成的火角。当润湿接触角0=0°时，液体在固体表而上就完全铺展开，此吋涧湿程度最大，为完全润湿;当0=180°时,即液体在岡体表iftLh难本不粘附，呈不铺展状态,固体表面对液体分了•没冇吸引九此时储层的润湿程度最差，可以称为完全不润湿。根据油水相互之间的亲和能力，我们把0°-75H殳定为亲水，75°-105°设定为中性润湿，75-180°设定为亲汕表面。实验步骤为：打丌仪器，将玻片放入载物台的屮央，打丌软什，调整载物台商度及测S台位置，让玻片处于视频影像中为介适的测试区域，调节焦距至阁像清晰稳定。用弯形针尖把液体滴在玻璃表面，在图形分析软件下测试接触角。为了使数据准确，我们取三次测试值的T•均值。3.1.2实验结果及分析CAm49.8CA|R|49.8为了减少实验误差，首先在未经过处理的玻片表而进行地层水样润湿角的测定。实验结果如下图所示：CA|l|4厂屬CAIRI47.4 CA|L|”•？CA|R]4S7CAWCARCA，|03CAR图3-2注入地层水在坡片表面的润湿角变化上图3-2为注入地层水在玻片表而的2.5min内（30s—个点）润湿角变化动态，可以看出，随着时间的推移，润湿角并没冇出现大的波动，保持一个稳定值范围为47°-48°，属于水湿表面。（1）水湿表面不同玻片的润湿性还是奋微小的差别，一般都在40°-50°之间，属于屮等水湿表面。由于阳离子在一定范围能改变水湿表而的润湿性，特别是油润湿反转作用，所以加入阳离子CTAB和DDTAB进行对比分析。在此润湿角范围的玻片上滴入不同浓度的表沏活性剂，观察不同浓度的表面活性剂对水湿表面的影响，如图3-3所示。10001溶液浓度（mg/l） ooooooooooo09876543211(。)ur違装―HY100-A溶液浓度（mg/l）10001000oooooooooo987654321(c)«瘈霧溶液浓度（mg/l）00908070605040302010-♦-CTAB0•—1髓浓度（mg/l）WQQ10oooo9876Co-<-DDTABis11000溶液浓度（mg/l）图3-3不同浓度的不同表而活性剂对水湿表面的影响从上图3-3我们可以看出，在水湿表面上，在浓度0.1mg/L到5000mg/L范围内，不同表面活性剂均没有使玻八的润況性发牛.了较大的改变，特别是两种阳离子，随卷溶液浓度的增加丼没侖出现所谓的润湿反转的现象。而明离子AEC-lONa在较低的浓度卜*可以使润湿角 随着浓度的增加而减少，这种改变润湿性的能力缓慢降低，稳足在20"左心发生波动；而两性离子HY100A在低浓度的时候改变润湿性能力同样比高浓度稍强，何是整体上随着浓度的改变，润湿性改变作用不大；而OP-10随卷浓度的变化改变润湿性的能力逐渐增加，到达4500mg/L时有所W升，但是均能把水湿表而改变为强水湿。为了改变玻片的润湿性，我们通过8CTC下对玻璃进行浸泡，浸泡后表而上有些科吸附层，如下图所示。浸泡12hf,对W注入水滴在沒泡后的玻片上，观察润湿角的变化情况如T:vooooooooon39876543211(。)迂頦要1000溶液浓度（mg/l）OOOOOOOOOOO09876543211(。)迂頦S—*-HY100A浸泡12h11000溶液浓度(mg/l)10001009080oooooO765432(。)«漠要oO1溶液浓度（mg/l） 图3-4浸泡后坡片在水湿表面润湿性改变从上图3-4我们可以看出，浸泡后随卷浓度的增加，AEC-lONa可呈现逐渐下降的趋势，HY1OOA波动比较大，改变润湿角的能力差奸性很大，OP-10随着浓度的增加汕缓慢卜降的趋势，但是阳离子CTAB有比较人的波动，润湿角改变能力比较弱，能把玻片变成强水湿,似波动不足很人，DDTAB能有效的增加的润浞角，俏足井不足以把屮性水湿变成屮性润湿等条件。所以根据此实验结果，得出在后续实验中讨论润湿性的影响因素吋，需通过其他实验手段改变玻八的润湿性，而不是通过筛选出合适的表面活性剂体系來改变介质的润況性。(2)屮性润湿表面由于沥宵质的吸附和沉积是改变石英表而润湿性的重要因素，所以把玻片浸泡在原汕中数天，叫以让玻片向亲油的方向转换，这种改变介质的润湿性的方法比通过表面活性剂吏加方便可行讨投，而且可以减少其他因素的影响。所以考察几种表面活性剂体系对屮性润湿条件的润湿性的影响。