聚合物驱油藏渗流理论与试井方法发展分析研究 物理学专业

目录TOC\o"1-3"\h\u161951绪论 177861.1国内外研究概况和发展趋势 1230731.2聚合物驱油的方法原理 266301.2.1聚合物驱提高采收率的作用原理 2180601.2.2聚合物驱油机理研究 3283341.3驱油用聚合物的分类 6220721.3.1聚丙烯酰胺(HPAM) 63111.3.2黄原胶 659131.3.3疏水缔合聚合物 776231.3.4两性聚合物 7189261.3.5梳形聚合物 8310572聚合物微观渗流机理的研究 9128782.1聚合物溶液与原油界面流变性的实验 9189032.1.1仪器及测量原理 9132922.1.2化学试剂及材料 10151202.1.3实验步骤 1038832.1.4测试方法与数据处理 10269312.1.5结果与讨论 10243872.2核磁共振研究聚合物微球调驱微观渗流机理 1169222.2.1核磁共振测试原理 11200922.2.2水驱油实验 12321962.2.3渗吸实验 13228562.3压汞法研究储层孔隙结构特征对渗流的影响 14307412.3.1储集层基本特征 14325912.3.2实验原理 1460612.3.3实验结果与分析 14311382.3.4结束语 15294502.4X-CT扫描成像法研究油水渗流机理 1519632.4.1原理 15274372.4.2实验及结果讨论 16124492.4.3结论 19214482.5低温氮气吸附法测定空隙分布 1914072.5.1实验样品与测试条件 19321992.5.2页岩储层孔隙结构特征 2040502.5粘弹性聚合物溶液在扩张一收缩孔道中的渗流特征研究 22162512.5.1物理模型 22153212.5.2数学模型 22119372.5.3数值结果 23165923聚合物驱油藏渗流数学模型的发展 2792463.1单相聚合物渗流数学模型 27246643.2聚合物溶液与油相渗流数学模型 2977233.2.1基本假设 29241563.2.2质量守恒方程 29320623.2.3辅助方程 30237803.2.4定解条件 30145923.3聚合物模拟软件介绍 31255204聚合物驱试井解释模型的发展与应用 34220174.1聚合物试井解释模型 34229404.1.1解释参数模型[23] 34271534.1.2单层均质油藏聚合物驱试井解释模型 3697454.1.3双区复合油藏聚合物驱试井解释模型 37113684.1.4双层油藏聚合物驱试井解释模型 4089764.6试井解释实例 42143365总结 453236致谢 466609参考文献 47摘要本文在国内外有关聚合物驱微观渗流理论和聚合物试井原理等论文的基础上，系统的了解和研究了聚合物驱油的发展、方法、原理、驱油机理，同时结合部分具体的聚合物驱实验、不同类型的微观渗流数学模型，充分认识了聚合物对提高采收率的意义，同时，本文也调研了聚合物试井的理论模型与方法，对聚合物试井理论也有了一定的认识。聚合物是通过改变油水的粘度比，来调节水驱的波及面积和区有效率，不同的聚合物有很多不同的优点，它们可以通过吸附、捕集的方式进入细小孔隙，同时又能依靠自身高分子、高粘度、具有较大伸展体积的的特点来堵塞高渗透率的通道，达到调剖的目的，从而提高原油采收率。同时，本文也调研了聚合物渗流机理的实验手段，例如：核磁共振法、压汞法、X-CT扫描成像法以及低温氮气吸附法。它们是不同的实验方法来研究聚合物的微观渗流机理，但是，却使聚合物的渗流特征更加清晰的表现出来，文中通过几个具体的实例来分析这几个实验方法的操作步骤，所需条件，得到的结论。接着笔者也分析了不同聚合物的渗流数学模型，了解了渗流数学模型建立的基本方法和步骤，同时对不同的渗流数学进行分析，研究了它们建立的条件，适用的油藏，以及不同的影响因素下渗流数学模型如何变化，以及参数模型对环境的适应性等。最后，文章介绍了在不同的条件下聚合物的试井数学模型，其中包括粘度模型、渗透率下降模型、不可及空隙体积对渗透率下降参数的影响以及单层均质油藏聚合物驱试井模型、双区窜流油藏聚合物驱试井模型，本通过无因次压力和无因次压力的导数来分析模型的具体情况。关键词：聚合物；渗流机理；数学模型；试井模型AbstractBasedonthetheoryofmicro-percolationofpolymerfloodingandtheprincipleofpolymertestandsoon,thispapersystematicallystudiedandstudiedthedevelopment,method,principleandoildisplacementmechanismofpolymerflooding,andcombinedwithsomespecificpolymerizationInthispaper,thetheoreticalmodelandmethodofpolymerwelltestingarealsostudied,andthetheoryofpolymerwelltestisalsodiscussedinthispaper.Theknowledge.Polymershaveanumberofdifferentadvantagesbychangingtheratioofwaterandwatertochangetheareaofthewaterfloodandtheefficiencyofthezone.Differentpolymershavedifferentadvantagesthroughadsorptionandtrapping,andatthesametimetheycanrelyontheirownPolymer,highviscosity,withalargestretchofthecharacteristicsofthecharacteristicstoplugthehighpermeabilityofthechannel,toachievethepurposeofprofilecontrol,therebyenhancingoilrecovery.Atthesametime,thispaperalsoinvestigatesthemechanismofpolymerseepagemechanism,suchasnuclearmagneticresonance,mercuryintrusion,X-CTscanningimagingandlowtemperaturenitrogenadsorption.Theyaredifferentexperimentalmethodstostudythemicro-flowmechanismofthepolymer,butitmakesthepolymerseepagecharacteristicsmoreclearlydemonstrated,thetextthroughseveralspecificexamplestoanalyzetheoperationoftheseexperimentalmethods,therequiredCondition,theconclusion.Then,theauthoralsoanalyzestheseepagemathematicalmodelofdifferentpolymers,andunderstandthebasicmethodsandstepsoftheseepagemathematicalmodel.Atthesametime,thedifferentseepagemathsareanalyzedandtheconditionsoftheirestablishment,thereservoirsandthedifferentimpactsHowthemathematicalmodelofseepageflowchanges,andtheadaptabilityoftheparametermodeltotheenvironment.Finally,thearticleintroducesthemathematicalmodelofthetestofthepolymerunderdifferentconditions,includingtheviscositymodel,thepermeabilityreductionmodel,theinfluenceofthevoidvolumeonthepermeabilitydecreaseparameter,andthesinglelayerhomogeneousreservoirpolymerfloodingWellmodel,doublezonechannelingreservoirpolymerfloodingwelltestmodel,thisthroughthedimensionlesspressureanddimensionlesspressurederivativetoanalyzethespecificsituationofthemodel.Keywords:polymer;seepagemechanism;mathematicalmodel;welltestmodel绪论石油是当今社会最重要的一种不可再生资源之一。保证石油的充足供给对于工业生产的正常运行，以及经济的发展，乃至国家的安全保障都有着十分重要的战略地位。随着近年来油气消费需求量的迅速提高，国内石油供给的份额越来越低。提高采油田油气采收率对于缓解我国石油压力至关重要。油层采油过程分为三个阶段，一次采油是采油的初始阶段，主要靠天然压力出油，这一过程的采收率一般低于30%；目前发达国家的采油主要靠二次采油，二次采油是靠注水、注气等方式，采用水驱提高采收效果，但采收率依然低于50%；三次采油又称强化采油(EOR)，常用的方式如采用高压蒸汽驱油，利用CO2,N2驱油，表面活性剂驱油，微生物驱油等。其中聚合物驱油可使采收率提高到80%左右，效果优异，目前我国大庆、胜利等油田材处于开采中后期，采出油含水率高，为了提高采收率，我国在油田开采过程中多使用FOR技术，以聚合物驱油最为广泛。大庆油田经过43年的勘探开发，建成了中国最大的企业和石油基地，2002年原油产量继续保持在5000万吨以上水平，已连续稳产了27年，为国民经济的发展做出了巨大的贡献。在这一过程中，新理论的发展和创新技术的进步起了决定性的作用。因此，为确保大庆油田的可持续发展，迫切需要发展新理论，搞好具有战略意义的技术创新。聚合物驱油技术已经在大庆油田大面积推广应用，成为油田可持续发展的重要措施。聚合物驱油矿场试验和推广应用表明：目前聚合物驱提高采收率只有12%OOIP左右。三元复合驱提高采收率可达到20%OOIP左右[1]，但该技术复杂、投资大、成本高，而且目前技术尚未成熟。多个项目组最近的研究结果表明，使用黄原胶的采收率随质量浓度的增加而增大，但是采收率增大10%左右时，质量浓度的增加不能使采收率增加，而使用聚丙烯酰胺的采收率增大10%时，继续增加质量浓度，采收率仍继续增加，这主要是聚丙烯酰胺的粘弹性起的作用。因此，利用聚丙烯酰胺的粘弹性可以使聚合物驱采收率在水驱基础上提高20%OOIP。本文研究的主要目的是探索一种新的提高非均质严重、高渗透的油藏原油采收率方法，该方法可以大幅度提高原油采收率。新方法的研究成功，对更有效、更经济地开发和利用石油矿产资源，保持油田高水平、高效益、持续性发展，具有重要的战略意义。本文的研究是对聚合物驱传统理论的一种挑战，具有重要的学术价值。1.1国内外研究概况和发展趋势石油是一种不可再生的资源，更是国家经济发展的重要经济命脉。但随着油田的开采，尤其是高含水开采阶段，无论是经济指标，还是技术指标，都将变差。油井含水增加，产量下降，基本建设投资增加，成本增大。如何经济有效地开采水驱开发后残留在地层中60-70%的剩余油，已成为世界各国油藏工程专家努力攻关的课题。早在60-70年代，许多国家的石油工作者就着手对聚合物驱油技术进行大量的研究。建立了一些聚合物驱在室内评价及筛选方法，开展了一些矿场试验。但统计数据表明，一般聚合物仅比水驱提高采收率2-5%OOIP，经济效益也不好。同时，大部分文献认为聚合物驱后，毛管数只能增加数十倍，小于启动残余油所需的提高值，因而只能提高波及体积，不能提高驱油效率。这些都直接影响到聚合物驱油技术的工业化生产应用。大量的实验研究证实，聚合物溶液的勃弹性不仅影响到其在多孔介质中的传播性能，而且直接与聚合物溶液的驱油效率有关。黄延章等(1990)在微观驱油实验中观察到了聚合物溶液驱替残余油的现象。王德民(2000)通过比较水、甘油、聚丙烯酰胺溶液在T型流道中的驱替现象和结果，指出勃弹性聚合物溶液能够提高微观驱油效率，并通过对室内岩心驱替实验、微观驱油实验结果和油田生产数据的综合分析认为，勃弹性聚合物溶液通过在孔隙内的拉伸携带作用可在一定程度上驱替油藏孔隙表面的油膜、盲端及孔喉残余油。夏惠芬等(2002)通过微观渗流模型实验和岩心驱替实验，进一步指出聚合物溶液提高微观驱油效率主要是由聚合物溶液的勃弹性效应所致。在理论研究方面，岳湘安等(2000)以勃弹性聚合物溶液驱替盲端类的残余油为主题，采用有限差分数值方法开展了大量研究，分析了随着聚合物溶液勃弹性的增加，流函数、速度等值线以及应力等值线等的相应变化情况，从理论上验证了勃弹性对残余油的作用，对于理解和进一步认识聚合物驱油机理起到了重要作用。但由于有限差分法本身对于复杂孔隙介质在求解的稳定程度和精确程度方面的局限性，在研究中当聚合物溶液的勃弹性达到一定值时，不免将出现数值计算发散的情况，使得研究结果中聚合物溶液的勃弹性值与实际聚合物溶液的勃弹性值存在较大差别。而试井数学模型的发展早在1933年Moore就提出了利用不稳定试井资料确定地层渗透率的方法，此后，Muslcat提出了利用绘图和分析的模式进行试井资料的解释。1949年Everding和Hurst发表了试井领域中的经典性论文，首次应用Laplace变换解决不稳定渗流问题。本世纪50年代以后，试井解释相继进入常规试井解释和现代试井解释阶段.常规试井解释方法最重要的有三种，一是1950年由Homer所发表的方法，后被称为霍纳法，其二是Miller-Dyes-Hutchison提出的方法，其三是Muskat方法。常规解释方法的特点是利用半对数曲线图中的直线段进行解释并求解有关参数，这种方法的优点是，在所研究的流动阶段以前，产量变化次数有限时，这种方法则简便易行，但其缺点是，在实测曲线中有时难以确定出直线段或识别出真正的径向流直线段。从1970年以后，试井解释方法可看作是现代试井解释阶段。在该阶段，首先由Ramey提出了典型曲线方法，Gringarten引入有效井筒半径的概念，把两个重要的参数CD和S组合成为一个参数团CDe2s，从而大大地简化了典型曲线图版的绘制和应用过程，在此时期，Bourdet等人提出了压力导数方法。到目前为止，无论是试井解释模型，还是试井解释方法都达到了比较成熟的阶段。1.2聚合物驱油的方法原理1.2.1聚合物驱提高采收率的作用原理宏观上看聚合物的驱油原理是通过提高注入流体的粘度，调节油藏中油水两项的流度比，达到扩大波及体积的目的[2]。下面我们从微观的角度上来分析下聚合物提高采收率的原理。基本原理——增大水的粘度——降低了水的流度——减小水油流度比——抑制水的指进——提高波及系数——提高原油采收率（如图1-1）聚合物驱有更高的平面波及效率－从而提高了采收率。图1-1水驱与聚合物驱的相对渗透率曲线图1-2水驱与聚合物驱的平面波及效率图1-3水驱与聚合物驱的纵向波及效率K2>k3>k1聚合物驱开发相对于水驱开发成本较高、周期短，因此需要掌握影响聚合物驱的各种因素，力争在开发的过程中控制好不利因素带来的影响，达到技术和经济效益的最大化。同样，聚合物驱采收率也是由波及体积和波及效率两个因素决定的。此外，在聚合物驱采油的过程中，还有其他因素影响了采收率的提高，有油藏因素、水驱开发状况、聚合物溶液体系、生产过程中的跟踪调整、地面设备井下工艺和管理水平等因素，需要说明的是这些因素的影响并不是孤认的，很多情况下是这些因素综合作用的效果。聚合物驱通常不是单独使用。聚合物驱后仍有大量残余油滞留在地层，针对这种情况可以使用聚合物表面活性剂复合驱、聚合物碱复合驱、二氧化碳驱、混相驱等方式来提高原油采收率。1.2.2聚合物驱油机理研究1、增粘机理聚合物可通过增加水的粘度，降低水油流度比，从而提高波及系数。聚合物之以能增加水的粘度，主要由于：（1）水中聚合物分子互相纠缠形成结构；（2）聚合物链节中亲水基团在水中溶剂化；（3）若为离子型聚合物则其在水中解离，产生许多带电符号相同的链节，使聚合物分子在水中所形成的无规线团更松散，因而有更好的增粘能力。如：缠绕+亲水集团的溶剂化+离子型聚合物的解离。2、降低渗透率机理[3]聚合物可通过减小水的有效渗透率，降低水油流度比，从而提高波及系数。聚合物之所以能减小水的有效渗透率，主要由于它可在岩石孔隙结构中产生滞留。聚合物在岩石孔隙结构中有两种滞留形式：（1）吸附：吸附是指聚合物分子通过色散力、氢键或其他作用力在岩石表面所产生的浓集。（2）捕集：聚合物分子在水中所形成的无规线团的半径虽小于喉道的半径，但是它们可通过架桥而滞留在喉道外。这种滞留叫捕集。图1-4聚合物分子在吼道外的捕集聚合物分子可通过架桥而滞留在喉道处－降低Krw，目前普遍认为聚合物驱只是通过增加注入水的粘度，改善水油流度比，扩大注入水在油层中的波及体积提高原油采收率。但是研究发现聚合物驱也可以通过提高洗油效率来提高采收率。根据流变性实验证明驱油用的聚合物溶液具有粘弹流体的特性。在亲水岩心中,具有粘弹性的聚合物溶液可以驱动盲端中的可动残余油。具有相同粘性的牛顿流体和粘弹流体的最终采收率不同，水驱后再聚合物驱替的最终采收率高于水驱后再甘油驱替的最终采收率,粘弹流体的驱油效率高于粘性流体。粘弹性聚合物溶液均会降低各类水驱残余油量[4],残余油是被聚合物溶液携带出来的,而不是推出来的。粘弹性越大,携带出的残余油量越多,驱替效率越高。提高驱油效率主要是通过吸附作用、粘滞作用和增加驱动压差[5]来实现的；扩大波及体积主要是通过绕流作用和调剖作用来实现的。（1）吸附作用：聚合物可以大量的吸附在岩石的孔壁上，降低了水相的流动阻力，而对油相并无多大影响，在相同的含油饱和度下，油相的相对渗透率比水驱时有所提高，使得部分残余油重新流动，被驱替出来。（2）粘滞作用：聚合物的粘弹性加强了水相对残余油的粘滞作用，在聚合物溶液的携带下，残余油会重新流动，从而被夹带而出。（3）增加驱动压差：提高了岩石内部的驱动压差，使得注入液可以克服小孔道产生的毛细管压力，进入细小的孔道中，从而把原油驱替出来。（4）绕流作用：聚合物进入高渗透层后，增加了水相的渗透阻力，产生了由高渗透层指向低透层的压差，使得注入液发生绕流，进入到中、低渗透层中，扩大了水驱的波及体积，提高了原油的采收率。（5）调剖作用：聚合物的注入可以改善水油的流度比，控制了注入液在高渗透层的前进速度，减少了指进，使得注入液在高、低渗透层中以较均匀的速度向前推进，改善了非均质层中的吸水剖面，提高了注入液的波及体积和驱油效率。自从人们对聚合物驱可以提高采收率进行研究以来，就开始了对其驱油机理的研究。早期的聚合物驱理论认为，聚合物驱只是通过增加注入水的粘度，改善水油流度比，扩大注入水在油层中的波及体积提高原油采收率。并基于毛管数与驱油效率的关系，认为聚合物驱并不能提高驱油效率，降低残余油饱和度。因此，有人把聚合物驱称为改性水驱，即二次采油。其理论是：①聚合物驱与水驱替速度一般相同；②聚合物溶液的粘度一般为水的粘度的30倍左右；③聚合物不能降低油水之间的界面张力。所以，聚合物驱时的毛管数不能提高到10-3以上，即不能明显提高驱油效率。实际上，人们对聚合物溶液在地下驱油过程中的渗流特征的认识还远不够完善，特别是其微观物理化学渗流规律，还不十分清楚。聚合物溶液在多孔介质中流动时，粘弹性起着十分重要的作用。但是直到近年来才把粘弹效应与采收率结合起来。许多学者研究认为聚合物溶液在多孔介质中的粘弹效应引起了粘度的大幅度增加，进一步改善了驱替前缘的流度比，因而当HPAM流量增加时，采油速度迅速上。其它一些研究者Mohammad、韩显卿、汪伟英、杨清彦通过岩心驱替实验也得到了相似的结果：对于不同渗透率的岩心，HPAM存在不同的最佳注入速度范围，在此速度范围内，驱替效率最高。同时他们还指出该速度范围与温度、HPAM的分子量、质量浓度、水解度、岩心的性质等因素有关。直到近几年，由王德民等人提出聚合物溶液的粘弹性对微观驱油效率有很大影响，聚合物溶液的粘弹性可以提高驱油效率。王德民等通过实验室岩心驱油实验，对水驱后不同残余油类型进行了研究，结果表明粘弹性的聚合物溶液驱替后，所有类型的残余油均减少。聚合物溶液在驱替不同类型残余油时，表现出很强的“拉、拽”作用。夏惠芬等通过实验研究了部分水解聚丙烯酰胺的粘弹性，分析了粘弹性聚合物溶液对残余油的作用机理，研究了粘弹性聚合物溶液提高残余油驱替效率的机理。提出聚合物溶液驱油提高驱油效率的机理是由于聚合物溶液的粘弹性，残余油是被聚合物溶液拉出来的，而不是推出来的。王德民等通过室内实验和矿场试验数据分析表明，用聚合物溶液驱替后，孔隙介质中所有类型的残余油均减少，减少的量取决于驱替液的弹性。粘弹性驱替液驱替残余油的力与牛顿流体的力不尽相同，它不仅有垂直于油一水界面克服束缚残余油的毛管力，而且还有较强的平行于油一水界面驱动残余油的拖动力。所有这些研究成果，无疑对聚合物溶液的驱油机理的研究有了新的认识，产生了质的飞跃，但无人量化聚合物溶液的粘弹性与驱油效率的对应关系。1.3驱油用聚合物的分类1.3.1聚丙烯酰胺(HPAM)聚丙烯酰胺(HPAM)[6]，特别是部分水解聚丙烯酰胺是目前使用最广泛的驱油剂及改性原料，由部分水解的丙烯酰胺单体合成的直链聚合物。水解度，即同一个分子中被水解的酰胺基物质的量占总酰胺基物质的量比，对聚合物的性能，如吸附、剪切和热稳定性等都非常重要。目前，由于油田实际生产的要求以及聚合物合成技术的进步，聚丙烯酰胺的相对质量已经可以达到2500×104,甚至3000×104。HPAM分子是一种长链结构高分子。微观结构中通常是无规则线团。聚丙烯酰胺通常表现出柔性，这是因为其次级结构不稳定，不能提供一定的强度。HPAM的不稳定性还体现在作为一种聚电解质，溶液中的离子会与其发生反应。这将会大大影响HPAM的分子构象，进而影响其使用性能。尤其是高温和高矿化度的油层环境中，更容易发生相分离，进而致使溶液豁度剧烈下降。目前，即使的合成技术有了长足进步，合成的高相对分子质量的HPAM，在一定程度上解决了抗温抗盐的问题，但仍然解决不了聚合物溶液高速流经井底炮眼时长链大分子链段被剪切成若干小分子量的小链段的剪切作用，加之高温作用，存在着剪切变稀等缺点。1.3.2黄原胶尽管HPAM的分子质量已经达到很高，在用量不高时溶液的表观豁度就可以满足油田使用要求，但当地层水矿化度较高和油层温度较高时，由于分子构像呈卷曲状态，溶液豁度仍然不高。因此，选择或研制开发刚性聚合物是一个重要途径。黄原胶是用微生物黄单胞菌属茹菌素为原料生产的。其主链是由葡萄糖单体合成类似于纤维素一样的链构成。其主链上相间的结构单元上所连接的侧链是黄原胶结构的重要特征。由三糖系列的甘露糖一葡糖醛酸一甘露糖组成。X射线衍射研究结果表明，黄原胶具有螺旋状的分子结构，其侧基沿着螺旋线折起来，从而形成刚性的柱状分子。因此，当水中的电解质浓度或温度增高时，在刚性作用下黄原胶分子不会像HPAM那样卷曲，导致溶液表观豁度降低。也就是说，生物程度上具有抗温抗盐性。也就是说，生物聚合物在一定程度上具有抗温抗盐性。由于生产工艺以及其他技术原因，黄原胶生物聚合物的生产成本较高。这在一定度上影响了在油田上的大规模应用。无论是合成的HPAM还是生物聚合物黄原胶，都存在一定问题，因此，研制开发兼具耐热、抗腐蚀、抗剪切等优异性能且经济可行的聚合物是未来主流发展趋势。1.3.3疏水缔合聚合物疏水缔合聚合物[7]，又称缔合聚合物，是一种性能优异的新型聚合物，其解决了聚丙烯酰胺的缺点，以聚丙烯酰胺分子链主体为基础引人少量疏水基团。由于疏水基的存在，增强了分子间的作用力，使其在较低的浓度下也可体现出一定的豁度。此外，疏水缔合聚合由于分子结构上的特点，其溶液耐盐、抗剪切等性能及对驱油效果的影响显著有别于部分水解聚丙烯酰胺。McCormick等研究了丙烯酰胺与N一烧基丙烯酰胺胶束发生聚合反应在水溶液中的特性，并且借助荧光法及紫外可见光谱法，证实了大分子链中疏水链段是以嵌段结构存在的。实验结果还表明存在于疏水基团中的微嵌段结构显著影响驱油剂的增稠作用，同时具备优良耐盐特性。G.O.Yahaya等使用引发剂过硫酸钾((KPS)、表面活性剂十六烷基三乙基嗅化钱(CTAB)，合成了疏水缔合型丙烯酰胺共聚物。共聚物中的疏水链段的比例可以通过合成过程中疏水基团原料的比例进行控制。其反应历程图1-5所示：图1-5疏水缔合型丙烯酰胺//N-苄基丙烯酰胺共聚物合成方式李亮等采用胶束共聚法，通过在丙烯酰胺中加人疏水单体丙烯酸正辛酯合成一种新型疏水缔合水溶性聚合物，并且测试发现该聚合物耐温抗盐性能良好。周妮等采用自由基胶束共聚法，在丙烯酰胺主体中复配了两种单体，分别是N,N一二甲基丙烯酰胺(DMAM)，其在聚合物分子种起到了疏水作用，另一种单体为2一丙烯酞氨基一2一甲基丙磺酸(AMPS)。实地应用测试结果表明，合成的三元驱油聚合物PAD黏度下降缓慢，且表现出优良的耐盐。刘平德等通过研究丙烯酰胺、烷基二甲基烯丙基氯化钱作为原料制备的共聚物的流变特性，发现随着溶液浓度提升，剪切速率对豁度恢复率的影响显著降低。1.3.4两性聚合物两性聚合物是分子链上存在阳离子基团(叔胺、季胺盐)和阴离子基团(梭酸、磺酸基)的共聚物。由于将相等电荷数的阴、阳离子基团引人高分子链，致使其易由于阴、阳离子基团的相互吸引而在淡水中发生分子链收缩。在盐水溶液中，由于盐自身的电解释放出正负离子，与聚合物内阴、阳离子基团结合，降低聚合物自身基团间的相互吸引力。因此，两性聚合物在电解质溶液中使用时具有较高的茹度。Kujawa等以(2一甲基丙烯酞基)氧乙基三甲基氯化钱(MADQUAT)、丙烯酰胺(NaAMHPS)和丙烯酰胺(PAM)为单体合成了疏水改性两性聚合物。孙宝珍使用引发剂K2S208-Na2S03为引发剂，合成了三甲基烯丙基氯化铵两性离子聚合物。伊卓等合成了甲基丙烯酸一2一二甲氨基乙酯(DMAEMA)与甲基丙烯酸叔丁酯(tBMA)的嵌段共聚物。进行相对分子量测试后结果表明，制得产品的相对分子质量与设计目标值一致。1.3.5梳形聚合物和两性聚合物不同，梳形聚合物[8]是指在高分子的侧链上同时含有亲油基和亲水基，这两种基团相互排斥，分子间及内部均存在较强排斥力，整个分子铺展开来，高分子链在水溶液中排列成梳子形状(图1-6)。图1-6两种梳形抗盐聚合物单体的结构Zhao等通过对所制备的一种新型四元梳形活性聚合物的溶解性能研究时发现，两亲支链使聚合物在溶液中存在强烈的分子间疏水缔合作用，从而大幅提高梳形聚合物的耐温抗盐性能。罗健辉等人开发了KYPAM具有辫状侧链的梳形抗盐聚合物，并将其应用于生产中，这种聚合物主链上引人了含离子基团的成双侧链，使高分子链在水溶液中呈现出分散的梳形。多个有天安的生产实践表明，此聚合物1000m/L的溶液黏度比超高分子量的HPAM高出30%-40%；在溶液老化实验中，黏度保持好；在剪切稳定性实验中，效果优异。2聚合物微观渗流机理的研究本章笔者调研了大量的研究聚合物微观渗流的实验，通过对比分析选取几个具有代表性的实验来逐个介绍各个实验的方法、步骤、原理，分析不同实验方法所适应的聚合物及油藏类型，并详细介绍了粘弹性聚合物在孔道中流动的特征。2.1聚合物溶液与原油界面流变性的实验2.1.1仪器及测量原理测量仪器为英国Camtel公司生产的CIR一100界面流变仪，并利用Pt/IrDeNouy环来测定界面弹性模量和界面黏度，CIR一100型界面流变[9]仪测量原理见图2-1，测定界面流变性时将Pt/IrDeNouy环置于液液或气液界面上，由驱动线圈施加一定频率的正弦交变转矩给Pt/IrDeNouy环，使其在界面上做小角度(偏转角(士1°C)正弦交变振荡。Pt/IrDeNouy环的偏转角由位移传感器传送给测量控制系统，测量控制系统通过调节控制参数使Pt/IrDeNouy环的振荡处于一定振幅下的相谐振状态(即偏转角的相位落后转矩相位90°C）。图2-1CIR一100型界而流变仪测量原理在相谐振状态下，界面弹性模量G’为(2-1)(2-2)式中：G’’为界面黏性模量；w为角频率；Ri为测试环的直径；Ro为测试杯的内径；I为测试环系统的惯性矩；Totot为作用在测试环系统上的转矩振幅；A(w)和B(w)为与角频率w相关的系数，可由无界面活性物质的参比样测试中的惯性力矩和转矩确定。由式(2-1)和式(2-2)可以计算出界面弹性模量和界面黏性模量.界面黏度η和界面茹弹模量G分别为(2-3)(2-4)2.1.2化学试剂及材料聚合物为大庆炼化公司生产的聚丙烯酰胺，相对分子质量分别为1.2X107,1.9X107,2.5X107,3.8X107，用NaCl盐水配制成各种矿化度和质量浓度的溶液.所用油样由煤油和大庆第一采油厂原油配制而成，45°C时粘度为9.8mPa·s。2.1.3实验步骤油水界面流变性测试中的测试参数：振荡频率为2HZ，振幅为0.0068rad，参比样采用油样和去离子水。测试步骤：(1)设定界面流变仪测试台的温度，将盛有油样和水样的细口瓶放入水浴中，恒温30min；(2)将测试环挂到界面流变仪上；(3)用注射器向界面流变仪样品杯中加入8mL水样后，将其放到界面流变仪的测试台上；(4)升高界面流变仪的测试台，使DuNouy环浸入水样后，再降低测试台的高度，使测试环刚好位于水样与空气的界面上；(5)用注射器将7mL油样均匀地加到样品杯中的水面上，60min后测定油水界面流变性。2.1.4测试方法与数据处理在标准谐振模式(NormalisedResonancemode)下，以固定频率和振幅，通过时间扫描得不同条件下的η，G''和G’，对式(4)的实部和虚部取模，计算得到G。2.1.5结果与讨论2.1.5.1聚合物相对分子质量对聚合物溶液与原油界面流变性的影响将相对分子质量分别为1.2X107,1.9X107,2.5X107,3.8X107的聚合物，用矿化度为500mg·L-1的NaCl盐水配制成质量浓度为1000mg·L-1的聚合物溶液，在45℃时测量油水界面流变参数.聚合物相对分子量对油水界面流变性的影响见图2-2。图2-2聚合物相对分子质量对油水界而流变性的影响由图2-2可以看出，聚合物溶液与油相界面茹度、界面黏性模量和界面弹性模量随着聚合物相对分子质量的增加均增大，这是由于随着聚合物相对分子质量的增大，分子间的链节增大、增多，使得分子间力增大，而且不同分子之间的相互作用会产生协同作用，从而极大地提高界面黏度和界面弹性模量；另外，聚合物分子含有许多含氮、含氧基团，氢键能极大地增强分子抗剪切的能力，增强界面薄膜的结构强度，因此其界面黏度比较大。2.1.5.2聚合物溶液质量浓度对聚合物溶液与原油界面流变性的影响对相对分子质量为1.9X107的聚合物，用矿化度为500mg.L-1的NaCl盐水配制成质量浓度分别为0.6,1,1.5,2,2.5,3.0g.L-1的溶液，在45°C时测量油水界面流变参数。图2-3聚合物溶液质量浓度对油水界而流变性的影响聚合物溶液质量浓度对聚合物溶液与原油界面流变性的影响见图2-3，从图2-3看出，随着聚合物溶液质量浓度的增加，油水界面茹度、界面黏性模量和界面弹性模量均增加，界面茹弹性的增强意味着分子间作用力增大，这说明聚合物质量浓度增加，在油水界面上聚合物分子间的相互作用力增强，聚合物在溶液和油相界面上吸附和定向排列，形成排列紧密的油水界面膜，使界面的流动性变差。2.2核磁共振研究聚合物微球调驱微观渗流机理2.2.1核磁共振测试原理核磁共振技术[10]是有效认识储层和测试储层流体参数的重要手段之一目前核磁共振技术在石油工业中的应用主要集中在2个方面：一是核磁共振试井及解释评价，二是低场核磁共振室内岩心分析。后者可以获得更加准确多样的岩石信息，为渗流机制的探讨以及提高采收率的基础研究提供一种有效的辅助方法。核磁共振横向弛豫时间T2与孔隙大小成正比，信号幅度的大小与对应孔隙中的流体量成正比，如图2-4所示，所以测定横向弛豫时间T2的变化，就可以获得不同大小孔隙中的流体分布。图2-4核磁共振横向弛豫时间谱核磁共振机理表明，弛豫时间与孔隙半径成正比，因此，将弛豫时间转换成孔隙半径，即(2-1)式中：r为孔隙半径μm；T2为核磁共振弛豫时间，ms；C为转换系数，其值取1.71ms/μm。T2谱转换的孔隙半径分布曲线与常规压汞曲线拟合较好，相关性较高。定义核磁共振横向弛豫时间小于10ms对应小孔隙，10-50ms对应中孔隙，大于50ms对应大孔隙，相应的孔喉半径小于4.3μm，4.3-21.5μm,大于21.5μm。各孔隙区间T2谱幅度和与整个岩心T2谱幅度和的比即为各区间对应的含水饱和度，进而可以计算出各孔隙喉道区间内含油饱和度和采出程度。2.2.2水驱油实验选择三块岩心进行定压水驱油实验，每块岩心依次在由小到大选择三个压力进行水驱实验(考虑渗透率与采出程度选择三个水驱压力)，每个压力下达到稳定含水后，进行一次核磁共振测试，包括初始饱和水的状态和饱和油的状态在内，共进行五次核磁共振T2谱测试，每块岩心得到五条T2谱线。根据这些曲线，研究了不同尺寸的孔隙所占的体积白分比、不同尺寸孔隙饱和油的多少、不同尺寸的孔隙在水驱作用下动用的难易程度。结果如下图2-5,表2-1。表2-1jw32井9-23/32(1)岩样不同压力下水驱油核磁共振测试结果孔隙分类孔隙体积%饱和油空隙型体积%采出油所占孔隙体积%不同级别空隙采出程度%总采出程度%1/Kpa3/Kpa28/Kpa总计小孔隙51.87.9107.416.2137.49162.1220.253.54中孔隙21.1211.09222.92176.3198.29497.5144.310.88大孔隙27.0626.18648.48802.49201.641652.6162.2936.1合计10045.16978.8995.01337.412312.24—50.52图2-5jw32井9-23/32(1)岩样小同压力下水驱油核磁共振T2谱线综合三块岩心的核磁共振驱油效率试验结果表明：小孔隙占总的孔隙体积的50%以上，中孔隙和大孔隙各占20%以上，含量比较接近，表明了新疆八区低渗透砾岩储层的孔隙微小的特性。在驱替压力的作用下，主要的采出程度贡献来白大孔隙，平均占采出程度的64%；中孔隙的内的油提供了采出程度的次要贡献，平均占采出程度的27%；小孔隙的内的油为采出程度的贡献很小，平均占采出程度的9%。水驱采油主要发生在大孔隙和中空隙中，小空隙所做贡献很小。2.2.3渗吸实验多孔介质中的渗吸现象[11]一般发生在非均质介质中，渗吸驱油过程是毛管力、油水重力差等作用力综合作用的结果，是否发生渗吸主要决定于多孔介质的微观结构，多孔介质的润湿性、油水界面接触面积和接触时问。为了明确新疆八区低渗透砾岩储层的驱油机理，运用核磁共振技术的渗吸实验研究。渗吸驱油共进行了3块岩心实验，包括初始饱和水的状态、饱和油的状态和渗吸实验结束状态，每个状态进行一次核磁共振T2谱测试，每块岩心得到三条T2谱线，我们研究了不同尺寸的孔隙在渗吸作用下动用的难易程度。结果如图2-6、表2-2。表2-2jw32井7-1/4(1)样品渗吸实验核磁共振结果孔隙分类孔隙体积%饱和油孔隙体积%渗吸采油所占孔隙体积%总采出程度%小孔隙61.374.611.87.45中孔隙19.486.260.93.72大孔隙19.1613.341.315.42合计10024.224.0216.59图2-6jw32井7-1/4(1)样品渗吸实验核磁共振T2谱图综合三块岩心核磁共振渗吸试验结果：在渗吸作用下，小孔隙内的油提供了主要采出程度贡献，平均占采出程度的48%；中孔隙的内的油提供的采出程度平均占采出程度的21%；大孔隙的内的油提供的采出程度平均占采出程度的31%。渗吸采油时，小孔隙内的油是主要贡献，与水驱采油的情况明显不同，渗吸总体采出程度比较低，渗吸速度较慢。表明了微小的孔喉的毛管压力差是渗吸作用发生直接动力，低渗岩心的渗吸平衡时问长，原油采收率较低。2.3压汞法研究储层孔隙结构特征对渗流的影响青海油田昆北地区位于柴达木盆地西部南区的昆北断阶带上，青海油田昆北地区在水驱开发中见水速度快，无水采油周期短，很快进入高含水开发时期，为此针对路乐河组E1+2切12井区探井取心的压汞资料结合微观水驱油实验对昆北地区地层孔喉结构及水驱油特征进行研究，搞清储层孔喉关系特征对后期注水开发至关重要。2.3.1储集层基本特征研究区储层岩石类型[12]主要由砾岩、砂质砾岩和含砾砂岩组成，颗粒组分主要为花岗岩碎屑，次为长石和石英，少量板岩等变质岩碎屑。填隙物成分中泥质杂基和自生胶结矿物均普遍发育储集空间类型以残余原生孔隙为主，亦可见少量颗粒微裂缝和长石颗粒粒内溶孔。2.3.2实验原理汞为非润湿相，不润湿岩石表面，注入岩样的过程中毛管力为阻力，可以看做是非湿相驱替润湿相的过程，而退出时毛管力为动力，可以看为吸允的过程。汞在驱替压力下进入岩样，不同进入岩样的驱替压力可以看做是不同孔喉部分的毛管压力，所对应的半径即为毛管半径，汞进入岩样的体积可以看做是孔喉的体积实验选用不同渗透率级别的岩心碎块40块，岩心渗透率分别为：1-3mD,3-10mD,10-50mD三个等级。2.3.3实验结果与分析2.3.3.1岩心毛管压力曲线特征分析根据对研究区储层40块岩心碎屑进行压汞实验测定的数值以及压汞曲线形态特征，同时结合排驱压力、饱和度中值压力、饱和度中值半径等参数的分析，可以将该区储层分为以下四类；I型储层毛管力曲线中间平缓段最长且接近于水平轴线，该类型储层分选好，孔隙半径大，属于粗歪度，岩石物性最好但该类型毛管力曲线所占比例最小，只占到9%；II型储层毛管压力曲线呈下凹斜坡型，靠近右下方，水平段较短该类型储层分选中等，裂缝孔隙分布不均匀，属于略粗歪度这种类型储层最多，占到41%；Ⅲ型储层毛管力曲线呈下凸型斜坡型，靠近右下方，几乎无水平段该类型储层分选较差，孔喉分部不均匀，属于略细歪度这种类型储层占到23%；IV型储层毛管力曲线几乎呈直线型，无水平段该类储层未分选，孔喉分布极不均匀，岩石物性最差这种类型储层占27%。上述分析可知，切12地区储层物性较好，虽属低渗储层，但仍存在一部分大孔喉，孔喉结构复杂多样，非均质性强。2.3.3.2孔喉分布特征该储层孔喉半径分布[13]范围广泛，存在小于1μm和大于50μm半径的孔喉，多数存在大于200μm孔喉主要孔喉半径集中在1-10μm，且存在较大孔喉可以看出对于渗透率越小的岩心孔喉分布越集中、均匀性越好，而渗透率大的岩心10-50μm半径孔喉占的比例较大，这些大孔喉的存在为储层提供了良好的导流能力其渗透率小于l0mD，不同尺寸孔喉对渗透率的贡献差别不大，这是因为大孔喉数目比较少，与大量存在的小孔喉贡献率近似一致而对于大于l0mD的岩样，10-50μm的孔喉数量多，对渗流起主导作用。2.3.4结束语1)路乐河组E1十2切12井区储层存在4种不同类型孔喉分布特征的储层，分选中等，裂缝孔隙分布不均匀，属于略粗歪度的ǁ类储层所占比例最多，为41%但仍存在物性极差的未分选的储层，占到27%。2)通过对岩样渗透率及孔喉半径对比分析，渗透率越小的岩心孔喉分布越集中、均匀性越好渗透率小于l0mD的岩样各孔喉对渗透率的贡献率差别不大，而渗透率大于lOmD的岩样，10-50μm的孔喉对渗流起主导作用。2.4X-CT扫描成像法研究油水渗流机理为了把地层深处的油气开发出来，必须了解流体在岩层中的渗流规律。在CT扫描装置的帮助下我们能够清楚地观测到岩心内部的液流状况，两相区前缘逐步向前推移的特性，从而改进了我们对渗流规律的认识。CT扫描技术的基本特点是:能在不改变岩心的外部形态、内部结构的条件下，在几秒钟内观测到整块岩心的内部结构以及液流状况。CT装置产生于医学界。1969年Hounsfield(1979年获诺贝尔生物奖)首先设计成计算体层摄影(Computedtomography简称CT)装置。经神经放射诊断学家Ambrose用于临床，由于这种诊断方法所得到的图片质量高，取得极为满意的诊断效果。1978年开始有人将CT扫描装置用于研究油藏岩心特性。1980年到目前为止研究论文发表约有20多篇。这些文章的要点是将CT装置用于研究岩心的孔隙结构和两相驱替机理。在我国，较有成效的工作是从1987年开始，到目前为止，不仅已将CT装置用于研究岩心的孔隙结构及两相驱动机理，还用于研究岩心酸化压裂效果，油层污染机理，水垢分布等等。可以预计该项实验技术及装置，在石油科学研究中将有极为广阔的应用前景。2.4.1原理CT是以x射线束，从多个方面向被查物体某一选定层面进行照射，测定透过该层面的x射线量，经计算得出该层面组织各个单位容积(voxel)的吸收系数，这些吸收系数可构成512×512或256×256的数字矩阵，经数字/模拟转换器于阴极射线管上显示该层面图象的检测技术。CT扫描与x射线摄影同样都利用了x射线源，但成像原理完全不同。CT装置主要包括以下几个组成部分(图2-7)：(1)扫描装置由发射x射线的二线管和接受透过被查体x射线的探测器组成。(2)计算机系统由中心处理机，主储存器，显示器，操作台，快速打印机等组成。它可以将扫描所收到的信息数据进行储存、运算并能重建图象。显示器采用阴极射线管，也可采用彩色电视显示装置。(3)图象记录常采用偏振光照像机一和偏振光照片。不少学者的论文表明，现有医用CT装置经过适当改装和软件补充能适用于油气藏开发各种项目的研究。图2-7计算体层摄影装置示意图2.4.2实验及结果讨论1.天然岩心水驱气用渗透率为694×10-3μm2，直径为2.54cm的均质天然岩心进行水驱气实验。在水驱气的过程中，沿过岩心轴线的纵向截面进行CT扫描，使用适当的软件，我们得到了显示岩心内部气水前缘的推进情况的各个图象。通过图象，可看出下列事实：(1)在水驱气[14]的过程中，含水区(图2-8中黑色区域)在不断扩大，水区前缘不断向前推移，前缘形状在不断变化。最初前缘略呈圆弧形，随着水区的扩大，前缘弧形的弧度增大，且向下凸，显示出水区前缘形态受到重力的影响。而对于渗透性较低的均质砂岩来说，重力的影响是很弱的。如图2-8，是渗透性较差的人造岩心35#的实验图象，该岩心的渗透率为321.7×10-3μm2，在水驱气过程中，水区前缘始终几乎呈一垂直线，重力的影响几乎显示不出来。图2-8水驱气实验图象应该注意的是：在图2-8中，水区前缘形状与管路水力学中，过水断面上流速分布图非常相似，但二者有本质的区别；在管道中，中心部分流速高，边部功于边界层及粘滞力的原因形成一个速度梯度。而图2-8的水区前缘的弧形显示了岩心中心部分渗透率好，边部渗透性差。形成这种状况的原因是岩心加工过程中(钻取)，在边部形成一个环状的压实带。但对于致密而坚硬的35#岩心，这个环状压实带被压实的程度低，因而水区前缘弧形不明显。图2-935#岩心渗流CT图象通过CT扫描能确定出压东带的形状和位置。一般压实带比周围CT值高，图片上相对黑色较深。因为，由同一种周定颗粒材料构成的岩心被压实时，其孔隙空间缩小，CT值增高。在CT扫描图片上，区分油气水的分布，也是按CT值大小进行判别的。从图象记录的时间和相应测量出的水区位置，便可计算出液体流动的真实速度。通过岩心观察，使用适当峋计算软件，可以由图2-8得到图2-10。图中‘颜色较深的部分即渗透率相对较高有大量流体通过的地方。图2-10高渗透区分布图图2-8(2)中，两条虚线是用来测量水区前沿弧度大小的。弧顶至岩心入口端的距离是7cm，而岩心边沿部分，水区前沿至岩心入口的距离是6.2cm，可见，我们不仅能得到前缘形态图象，也可以建立关于前沿形态的量的概念。2.人造岩心水班油图2-11是113号人造岩心在水驱油过程中的不同时刻获得的实验图象。CT扫描位置通过岩心轴。线的纵向截面。事先岩心113号被用煤油饱和，然后用水驱替。从图2-11可以看出以下事实：(1)岩心边部压实带对渗流的影响由图2-11(1)可以看出，水首先在岩心中心部分发生流动(黑色区域为水侵入区)，而在岩心的环形边部，很少流动，甚至没有油流。这是因为岩心边部具有一个环形压实带的缘故。这个压实带的渗透率比岩心中心部分的渗透率低很多。当渗流阻力较小时，压实带对流动的影响不大(图2-8、图2-9)。由于油的粘度高，渗流阻力大，当驭动力较小时，压实带的影响就比较突出(图2-11(1)）。随着渗流时间的增长，逐渐有液体侵入压实带，如图2-11(2),2-11(3)所示，黑色区域(水区)逐渐延长变粗，表明压实带中有水侵入。(2)从图2-11可以清楚地看到，水驱油的非活塞式驱替过程[15]及其变化。白色或灰白色的微小区域表示没有水浸入或有极微量的水浸入。显示了水驱油的非活塞式驱替过程。从驭替时入口端观察，可发现随着渗流时间的增长，这个区域中白色区域在不断地变小，表明该区的含水饱和度逐步上升，含油饱和度逐步下降，即在水驱油过程中，任一位置上含水饱和度是时间的函数。图2-11水驱油实验图象(3)图2-11(1)、图2-11(2)以及图2-8中，水区前缘的形态可以充分说明，水区前缘确实存在着含水饱和度发生突变这一事实。并且由于重力及毛管力的影响，使得这一突变不是陡然下降，而是略带一点坡度。综合(2),(3)所述的事实，可以认为水区含水驱和度分布规律与贝克莱一列维尔特水驱油理论完全吻合。(4)图2-11(3)的出口端，液流的尾段，显示出岩心端部的末端效应，液流向岩心的轴部突向出口端。显然这里的实际流速应大于岩心中间段的流速。3.非均质岩心水驱油(气)在水驱气或水驱油的过程中，在均质砂岩的岩心水区前缘多呈圆弧形，当岩心结构不均质时，水驱前缘可能呈任意形态(图2-12)。黑色区域表示有液流通过的区域。可以看到液流并不是分布在整块岩心的任何位置，它总是选择阻力最小的通道流向岩心的出口端。图2-12非均质岩心中的液流状况4.非均质岩心水驱油(油水粘度比大)图2-13是一种较极端的情况，实验所用岩心不均质，岩心两端所加压差小，水驱油时，油的粘度比水大很多(柴油中混少许机油)。实验结果是：水只沿高渗透狭长带发生驱油流动，如图2-13中黑色区域所示。图2-13非均质岩心中的窜流2.4.3结论由以上的讨论我们能够清楚地认识到，CT扫描技术在研究渗流力学方面将起到特殊的促进作用。在确定岩心有效孔隙度、含水饱和度等方面将建立一些新的概念。在研究注水井布井，三次采油机理中将为我们给出直观的开采效果。而这些现象在使用CT扫描之前我们是不能直接观察的。应该注意到的是：随着计算软件的发展，使用CT技术不仅能进行图象分析，还可以进行定量分析。CT扫描技术除用于研究流体流动之外，还可用于研究岩心的孔隙结构、层理构造。它能帮助我们看清楚岩心内部裂缝的发育状况，裂缝的长短、宽窄，以及截面积均可使用相应的软件测量出来。当岩心具有层理结构时，使用CT技术可确定出层面的倾角，每一层的厚度，以及层与层之间的距离，估计各夹层的渗透率等。此外，CT扫描技术用于研究油气井酸化效果，油气层污染机理，岩层不整合状况等也是一种极有效的手段。它能帮助我们测量出酸化前后，孔隙扩大的情况，岩心被酸溶蚀后渗透率所产生的变化，它能帮助我们测量出岩心被污染后，固相颗粒侵入深度，泥浆滤液侵入深度。它也能让我们看清岩心内部不整合面的位置和形状。2.5低温氮气吸附法测定空隙分布作者调研了重庆南川三泉剖而泉浅1井、景江观音桥剖而、涪陵B井和石柱打风坳剖而等龙马溪组页岩储层样品为例[16]，通过低温氮吸附实验数据来分析储层空隙及渗流分布特征。2.5.1实验样品与测试条件四川盆地志留纪加里东构造阶段强烈的挤压导致古隆起而积扩大，在川东南一鄂西渝东地区发生强制海侵，使盆地在东南高、西北低的基底上沉积范围广、厚度大的龙马溪组页岩。龙马溪组沉积环境的主体为局限的深水陆棚，下部富含笔石，有机质质量分数高，向上砂质质量分数增多。实验样品取自龙马溪组下部页岩储层，取样位置包括重庆南川三泉剖而泉浅1井、纂江观音桥剖而、涪陵B井和石柱打风坳剖而。在120块页岩储层样品中选取6块新鲜样品，作为低温氮吸附实验的测试样品。龙马溪组下部页岩储层矿物组分稳定，黏土矿物质量分数最高，其次为石英，并含有一定的方解石、长石、黄铁矿等(见表2-3)，矿物组合反映的沉积环境为海相深水泥质陆棚微相，是一种有利于页岩气富集和保存的沉积环境，样品有机质质量分数较丰富，平均超过2.5%(见表2-3)，类型为工型腐泥型;等效镜质组反射率达到过成熟阶段。表2-3龙马溪组下部页岩储层样品的矿物成分与有机特征参数样品编号粘土矿物%石英与长石%碳酸盐矿物%黄铁矿TOC%Q-27127.52.323.1Q-37026.22.21.32.8Q-56926.61.61.92.6Q-76729.51.51.62.1Q-87427.31.31.72Q-10682821.42.6低温氮吸附实验仪器为美国Quantachrome公司生产的Autosorb-1型比表而积及孔径测定仪，最小可分辨相对压力为2.60×10-2(N2)；测试比表而积不小于0.5X10-3m2/g；测试孔径范围为(3.5-5000.0)×10-4nm；测试孔体积小于0.1×10-3cm3/g。测试时需进行脱气处理，脱气温度为97.0℃，脱气时间为5h，样品质量为0.3377-0.6782g，仪器原理为等温物理吸附静态容积法。2.5.2页岩储层孔隙结构特征比表而积采用BrunauerS等提出的BET多分子层吸附公式口习，在0.05-0.35的相对压力下进行线性分析，通过单分子层饱和吸附量获得BJT比表而积；采用BJH模型计算孔径分布，根据等温吸附曲线的脱附线，在相对压力为0.99时，通过氮气的吸附量计算得到。2.5.2.1孔隙形态特征吸附脱附曲线可以表征储层孔隙的复杂程度和形貌特征，测试单型样品吸附脱附曲线见图2-14,其中曲线整体形态均呈反S型，总体形态与IUPAC等温线分类标准：(见图2-15(a))的IV型最为接近，在IUPAC给出的6种等温线类型中，I型指示外表而相对较小的微孔固体；Ⅱ型、Ⅲ型等温线一般由非孔或大孔固体产生；IV型等温线由介孔固体产生，V型等温线极为少见，指示微孔和介孔固体上的弱气一固相互作用；VI型等温线具有吸附台阶，来源于均匀非孔表而的依次多层吸附。样品吸附线与IV型接近，说明样品介孔(2-50nm)较为发育。龙马溪组页岩储层样品的吸附过程可以分为3个阶段：第一阶段((0<P/P0<0.40，p0为氮气在液氮温度77.35K时的饱和蒸汽压)为低压阶段，样品吸附量增加较为缓慢，吸附等温线上升较为缓慢，呈现平缓上凸的形状；该阶段对应于液氮在样品表而的单分子层吸附，等温吸附线的拐点即为单分子层吸附向多分子层吸附的过渡点；第二阶段(0.40Gp/pa<0.80)随着相对压力的继续增加，样品吸附量增加速率增快，吸附等温线迅速上升，并出现回滞环；该阶段对应于多分子层吸附阶段；第三阶段(Pa>0.80)相对压力继续增加，样品吸附量急剧增加，吸附等温线出现拐点，且在拐点后急剧上升，即使在相对压力接近饱和蒸汽压(1.00)时也未表现明显的吸附限制，出现吸附饱和现象；该阶段对应于样品的毛细孔凝聚阶段。图2-14典型样品吸附脱附曲线图2-15相对压力分布图实验样品的等温脱附曲线出现明显的脱附滞后现象，脱附量远小于吸附量，并出现明显的回滞环，原因是样品孔隙结构极为复杂，基质表而发生毛细管凝聚现象，反映样品小孔径孔隙的发育形态和连通性存在显著差异，造成吸附的氮气未能完全脱附。各样品回滞环发育程度不同，但总体形态基本相似，与IUPAC回滞环分类(见图2-15(b))中的H1型最为接近，指示样品具有较多的片状颗粒基质，与样品较高质量分数的黏土矿物符合(见表2-3)。根据回滞环形貌特征与孔隙形态对应关系，伙见图2-16)，样品吸附曲线在饱和蒸汽压附近很陡，脱附曲线在中等压力处很陡，总体形态与B型裂缝形孔隙最为接近，但并不完全相同，兼具A型、C型与E型的形态特征；回滞环形貌由多种标准回线迭加而成，兼具圆柱形、裂缝形、圆锥形和墨水瓶形的孔隙特征。封闭性孔不能产生回滞环，而龙马溪组样品出现显著的回滞环，说明样品孔隙开放，以开放程度较高的的圆筒孔及平行板孔(圆锥形、圆柱形、平板形和墨水瓶形)等孔隙为主；由于回滞环形貌与B型最为接近，说明多存在平行板状、狭缝状的孔隙。图2-15回滞环形貌特征与孔隙形态对应关系2.5粘弹性聚合物溶液在扩张一收缩孔道中的渗流特征研究2.5.1物理模型地层的微观孔隙[17]非常复杂，这给理论的研究带来了很多不便，因此在研究过程中，需要对油藏的微观孔隙简化。本文选择了扩张一收缩流道的简化模型作为研究的物理模型，对其进行了简化。该模型具有截而突变的特点，能够准确的反应瓢弹性流体在多孔介质迂曲的孔道中流动时，死油区在孔隙中的存在方式以及由于孔隙的扩张、收缩造成的Lagrangian意义下的不稳定流动。图2-17扩张一收缩孔道物理模型示意图2.5.2数学模型聚合物溶液在微观孔隙中流动的控制方程包括连续性方程、动量方程和本构方程[18][19]。本构方程选取上随体Maxwell本构方程(UCM)。以下方程均为无因次形式。(2-2)(2-3)(2-4)(2-5)(2-6)(2-7)式中u,v为X和Y方向的速度分量，τxx,τyy为法向应力，τxy为剪切应力。Re为雷诺数，Re=pUB/η。特征长度B一般取喉道宽度的一半；特征速度U一般取喉道截而的平均速度。威森博格数We，We=λU/B。2.5.3数值结果应用前文所述有限体积法对粘弹性聚合物溶液在扩张一收缩孔道中的流动进行求解。根据所得结果绘制不同We下聚合物溶液在扩张一收缩孔道中的速度等值线图、流函数等值线图。不同We下聚合物溶液的速度等值线图图2-18图2-21为不同We下聚合物溶液在扩张一收缩孔道中的速度等值线图。从图中可以看出当孔喉比相同时，随着瓢弹性(We)的增加，同一条速度等值线逐渐靠近凸角，说明随着We的增加凸角处的速度增加凸角处的波及范围增加，有利于凸角处的残余油变成可动油，从而提高微观波及效率。图2-18We=0，Re=5Xe-5速度等值线图图2-19We=0.4，Re=5Xe-5速度等值线图图2-20We=0.8，Re=5Xe-5速度等值线图图2-21We=1.2,Re=5Xe-5速度等值线图为了更加详细的研究凸角内靠近边界处速度分布特征，绘制了不同凸角内y=1.45、y=1.25处的速度曲线(如图2-22所示)，从图中可以看出随着聚合吻溶液粘弹性(We)的增加，同一位置处的速度逐渐增大，扩张处尤为明显。图2-22凸角内y=1.45处速度曲线不同We下聚合物溶液的流函数等值线图图2-23We=0,Re=5Xe-5流函数等值线图图2-24We=0.4，Re=5Xe-5流函数等值线图图2-25We=0.8，Re=5Xe-5流函数等值线图图2-26We=1.2，Re=5Xe-5流函数等值线图图2-23图2-26是聚合物溶液通过扩张一收缩孔道的流函数等值线图。当黏弹性聚合物溶液通过扩张一收缩孔道时会在因截而突缩造成的凸角处产生涡流。产生此现象的原因是：当流体进入一个相对更窄的孔道时，它将会通过增加涡流区域的范围和密度来松弛其对应的应力。从图中可以看出涡流的大小和强弱(涡流的强弱可以通过流函数等值线密度来看)主要由黏弹性(We)的大小和孔喉比决定。黏弹性(We)的影响较大，黏弹性越强，凸角处产生的瓢弹性涡流区域越大、越强。随着We从。增加