📝 摘要
本文研究了双子表面活性剂/聚合物/纳米颗粒驱在化学EOR中的 efficacy。首先通过界面张力降低、润湿性改变、吸附、粘度调节和驱油实验研究了水性化学流体的物理化学行为。在组分分析中，利用CMG-STARS工具建立了具有指定网格属性、注入流速、井网和岩石-流体特性的笛卡尔模型。等值线图分析表明，在{14-6-14 GS + 后续水驱}、{14-6-14 GS + PHPA + 后续水驱}和{14-6-14 GS + PHPA + SiO₂ + 后续水驱}后，含油饱和度分别从初始的80%降至31.96%、30.68%和29.30%。根据注入流体组成不同，实现了15-19%的三次采收率。通过CMOST工具对实验数据进行历史拟合，模拟结果吻合良好。CMG驱替模拟器为研究驱油剖面、评估驱替采收能力以及预测所提出化学EOR项目的可行性提供了整体方法。
关键词：提高采收率；双子表面活性剂；聚合物；纳米颗粒；CMG-STARS；历史拟合
🖥️ CMG软件应用情况总结
| 项目 | 内容 |
|---|---|
| 所用软件 | CMG STARS（组分热采模拟器）；CMOST（历史拟合与优化） |
| 模型类型 | 笛卡尔网格单孔隙度模型 |
| 网格系统 | 100×1×1（I方向100个网格，每个0.0874 cm） |
| 模拟对象 | 砂岩岩心驱替实验 |
| 岩心尺寸 | 长度8.74 cm，直径3.66 cm |
| 储层参数 | 孔隙度17-18%，渗透率350-400 mD，温度303 K |
| 流体系统 | 原油 + 盐水 + 化学驱段塞 |
| 化学体系 | ① 0.10% 14-6-14 GS；② 0.10% 14-6-14 GS + 0.05% PHPA；③ 0.10% 14-6-14 GS + 0.05% PHPA + 0.025% SiO₂ |
| 驱替方案 | 一次水驱(208 min) → 化学驱(86 min) → 后续水驱(150 min)，流速0.00024 m³/day |
| 历史拟合 | CMOST优化，最优误差<6% |
| 主要输出 | 含油饱和度分布、相对渗透率曲线、累积产油量、含水率、采收率 |
文中明确指出：使用CMG STARS进行化学驱数值模拟，使用CMOST进行历史拟合优化（第2节、第4节、致谢部分）。作者感谢印度理工学院丹巴德分校提供CMG教育版许可证。
📊 研究方法与流程
实验与模拟工作流程：
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实验测定：界面张力、接触角（润湿性）、吸附等温线、粘度、岩心驱替
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模型构建：在STARS中建立100×1×1笛卡尔网格，体积等于实验室岩心
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参数输入：孔隙度、渗透率、油水饱和度、组分性质
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井位设置：注入井[1,1,1]，生产井[100,1,1]
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历史拟合：CMOST进行2000次实验，调整相对渗透率曲线和毛管数插值参数
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结果验证：对比实验与模拟累积产油量，误差<6%
化学体系关键实验参数：
| 性质 | 14-6-14 GS | + PHPA | + SiO₂ |
|---|---|---|---|
| CMC | 约0.05-0.10% | – | – |
| 最低IFT | 0.0594 mN/m | ~0.0318 mN/m | ~0.0194 mN/m |
| 粘度@10 s⁻¹ | ~11.24 mPa·s | ~27.69 mPa·s | ~42.82 mPa·s |
| 吸附模型 | Langmuir (R²=0.9128) | – | – |
| 润湿性变化 | 102.8° → 14.2° (480 s) | – | – |
Langmuir吸附参数：K_L=4.0619，Q_sat=3.2988 mg/g，χ²=0.0217，R²=0.9128
🧪 岩心驱替实验结果
| 驱替体系 | 水驱采收率 | 三次采收率 | 总采收率 | 残余油饱和度 |
|---|---|---|---|---|
| 14-6-14 GS | 46.33% | 15.29% | 59.92% | 31.96% |
| 14-6-14 GS + PHPA | 45.46% | 17.40% | 61.69% | 30.68% |
| 14-6-14 GS + PHPA + SiO₂ | 45.91% | 18.15% | 63.48% | 29.30% |
CMOST历史拟合最优结果：
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案例I（表面活性剂）：实验ID 1791，误差±5.85%
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案例II（表面活性剂+聚合物）：实验ID 1017，误差±4.38%
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案例III（表面活性剂+聚合物+纳米颗粒）：实验ID 1753，误差±5.23%
含油饱和度演化（模拟）：
| 时间阶段 | 持续时间 | 案例I | 案例II | 案例III |
|---|---|---|---|---|
| 初始 | 0 min | 79.76% | 80.08% | 80.25% |
| 水驱30 min | – | 59.12% | 59.78% | 59.79% |
| 水驱60 min | – | 53.44% | 54.13% | 54.07% |
| 水驱结束 | 208 min | 43.97% | 44.69% | 44.35% |
| 化学驱结束 | 294 min | 36.93% | 35.62% | 35.06% |
| 后续水驱结束 | 444 min | 31.96% | 30.68% | 29.30% |
相对渗透率曲线插值参数（毛管数相关）：
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润湿相（水）：DTRAPWA = -5（高IFT）→ DTRAPWB = -4至-2（低IFT）
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非润湿相（油）：DTRAPNA = -2.5至-0.5（低IFT）
-
曲率参数WCRV、OCRV、GCRV默认值为1
流体流变特性：
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所有化学流体呈现剪切变稀（假塑性）行为，有利于注入性和驱油控制
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SPN体系中形成“超分子网络结构”，增强携油能力
✅ 主要结论
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实验结果表明，14-6-14 GS双子表面活性剂能实现超低IFT（0.0594 mN/m），将接触角从102.8°降至14.2°，吸附行为符合Langmuir模型。
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聚合物PHPA加入使粘度提高约2.5倍（11.24→27.69 mPa·s），纳米颗粒SiO₂进一步将粘度提高至42.82 mPa·s，形成增强的网络结构。
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表面活性剂-聚合物-纳米颗粒（SPN）体系三次采收率达18.49%，比纯表面活性剂体系提高3.43% OOIP。
-
CMG-STARS结合CMOST成功实现了化学驱实验的历史拟合，最优误差小于6%。
-
含油饱和度等值线图直观展示了化学驱的驱替前缘推进过程，SPN体系残余油饱和度最低（29.30%）。
-
SPN体系综合了超低IFT、有利润湿性改变、粘度增强和网络结构稳定性的多重优势，是砂岩油藏化学EOD的有前景候选体系。
🏛️ 作者及单位信息
| 作者 | 单位 |
|---|---|
| Nilanjan Pal | Indian School of Mines（印度矿业学院） |
| Ajay Mandal | 单位未明确（可能是印度理工学院丹巴德分校） |
预印本时间：2020年5月11日
状态：预印本，未经同行评审
致谢：印度理工学院丹巴德分校石油工程系提供CMG教育版许可证
致谢中提及的软件：CMG STARS（通用版本）
注：本文为预印本，发表于Authorea平台，尚未经过同行评审。文中提到的“Indian School of Mines”即为印度矿业学院（位于丹巴德，现为印度理工学院丹巴德分校）。表面活性剂14-6-14 GS为作者合成的新型季铵盐双子表面活性剂（六亚甲基-1,6-双(二甲基十四烷基溴化铵)）。
如需提取论文中的特定图表（如接触角变化图、吸附等温线、IFT曲线、粘度曲线、岩心驱替结果、含油饱和度等值线图、相对渗透率曲线、历史拟合误差图等）或翻译全文/特定章节，可以继续为您处理。