李曉驍，岳湘安，閆榮杰，郭亞兵，檀洪坤

（1.油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249；3.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083；4.中國(guó)石油華北油田分公司第一采油廠，河北任丘 062552）

稠油油藏注水開(kāi)發(fā)采收率普遍較低，水驅(qū)后轉(zhuǎn)注CO2驅(qū)油技術(shù)具有大幅度提高采收率的潛力［1-2］。室內(nèi)研究結(jié)果表明，CO2在稠油中具有較好的溶解和萃取能力，具有降低原油黏度、膨脹增容、與原油多次接觸混相降低界面張力等優(yōu)點(diǎn)［3-6］。但是，多數(shù)礦場(chǎng)實(shí)踐證實(shí)，長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)后生產(chǎn)井采出液含水率上升，普遍進(jìn)入高含水甚至特高含水階段，轉(zhuǎn)注CO2后普遍過(guò)早突破發(fā)生竄流現(xiàn)象，造成增油有效期短，提高經(jīng)濟(jì)效益有限［7-10］。

目前，表面活性劑是輔助CO2驅(qū)油提高采收率的常用助劑。一方面，表面活性劑與CO2接觸可以產(chǎn)生泡沫，具有封堵高滲透通道、擴(kuò)大波及體積的功能；另一方面，表面活性劑在驅(qū)油過(guò)程中也具有降低界面張力、乳化分散原油和改善潤(rùn)濕性的功能［11-15］。但是，多數(shù)研究往往強(qiáng)調(diào)表面活性劑達(dá)到超低界面張力的能力和增強(qiáng)CO2泡沫的穩(wěn)定性［16-18］，對(duì)就地生成泡沫后的運(yùn)移與封堵特征的研究較少。另外，由于儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性，并不能保證表面活性劑在油藏運(yùn)移過(guò)程能夠與CO2實(shí)現(xiàn)完全接觸并生成泡沫，泡沫破滅或者未與CO2接觸的表面活性劑溶液，其驅(qū)油過(guò)程對(duì)采收率貢獻(xiàn)程度與表面活性劑的主控性能也往往重視不足。因此，根據(jù)蘇北盆地洲城油田某區(qū)塊的儲(chǔ)層物性和原油特征，通過(guò)對(duì)表面活性劑的油水界面張力和乳化能力以及與CO2的發(fā)泡能力和泡沫的穩(wěn)定性評(píng)價(jià)，優(yōu)選出具有明顯性能差異的表面活性劑作為CO2驅(qū)油助劑；基于物理模擬實(shí)驗(yàn)，對(duì)表面活性劑輔助驅(qū)油的主控性能、驅(qū)油性能與輔助調(diào)驅(qū)機(jī)理進(jìn)行研究，并分析了表面活性劑輔助CO2驅(qū)油對(duì)非均質(zhì)性變化的適應(yīng)性，以期為礦場(chǎng)應(yīng)用提供理論依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)器材

實(shí)驗(yàn)儀器主要包括：Haake RheoStress6000流變儀、JJ200B 界面張力儀、蔡司Axiovert200 高倍光學(xué)顯微鏡、Waring-Blender 攪拌器、THE-Ⅲ高溫乳化動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)儀和ISCO泵等驅(qū)替設(shè)備。

研究區(qū)原油經(jīng)脫水脫氣處理后，原油密度為0.904 g/cm3，地面原油黏度為253.2 mPa·s，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和蠟的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為23.10%，1.77% 和11.74%，具有中高黏度、高密度和高膠質(zhì)的特征。實(shí)驗(yàn)用油為由研究區(qū)地面脫氣原油與煤油復(fù)配的模擬油，油藏溫度（75 ℃）下黏度約為32 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)所用表面活性劑主要包括陰離子型（SDS，SDBS，AOS 和AES）、兩性離子型（LAB，RA 和BS-12）和非離子型（Tween-80 和AEO），均為由北京現(xiàn)代東方精細(xì)化學(xué)品有限公司生產(chǎn)的分析純。

實(shí)驗(yàn)用水為根據(jù)研究區(qū)儲(chǔ)層地層水配制的模擬地層水，其礦化度為7 443 mg/L，水型為Na2SO4型。

實(shí)驗(yàn)所用物理模型采用無(wú)機(jī)膠結(jié)，根據(jù)研究區(qū)儲(chǔ)層的物性研發(fā)［19］。所用巖心包括柱狀均質(zhì)巖心和兩層非均質(zhì)巖心。其中，均質(zhì)巖心的巖心長(zhǎng)度為30 cm，半徑約為2.5 cm，滲透率為1 800 mD，孔隙度約為28%；非均質(zhì)巖心的尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，高滲透層和低滲透層厚度相近，高滲透層滲透率為1 800 mD，低滲透層滲透率分別為200，300，400和600 mD，整體孔隙度為22%～26%。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

表面活性劑驅(qū)油性能評(píng)價(jià) 表面活性劑驅(qū)油性能評(píng)價(jià)主要是評(píng)價(jià)油水界面張力和乳化能力。利用JJ200B 界面張力儀在75 ℃下穩(wěn)定20 min，測(cè)定界面張力，所測(cè)界面張力為動(dòng)態(tài)界面張力，取其平衡后穩(wěn)定值作為該體系的界面張力。表面活性劑乳化能力通過(guò)自主研發(fā)的THE-Ⅲ高溫乳化動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)儀進(jìn)行測(cè)試，采用乳化系數(shù)來(lái)表征表面活性劑的乳化能力［20-22］。

泡沫靜態(tài)性能評(píng)價(jià) 采用Waring-Blender 攪拌法評(píng)價(jià)表面活性劑的發(fā)泡能力和泡沫穩(wěn)定性。將100 mL 表面活性劑溶液加入到Waring-Blender 攪拌器中，以3 500 r/min 的轉(zhuǎn)速攪拌1 min，將全部泡沫與液體迅速倒入1 000 mL 量筒中，記錄發(fā)泡高度并計(jì)算泡沫半衰期，來(lái)表征不同表面活性劑的發(fā)泡能力與泡沫穩(wěn)定性。

泡沫封堵性能評(píng)價(jià) 為評(píng)價(jià)表面活性劑與CO2在油藏中接觸后對(duì)封堵能力與運(yùn)移產(chǎn)生的影響，采用多測(cè)點(diǎn)巖心裝置對(duì)CO2與表面活性劑生成的泡沫封堵性能進(jìn)行測(cè)試。多測(cè)點(diǎn)巖心裝置共設(shè)置5個(gè)壓力點(diǎn)（分別距離注入端5，10，15，20和25 cm）。實(shí)驗(yàn)步驟主要包括：①按照?qǐng)D1連接實(shí)驗(yàn)儀器，將干燥好的巖心稱重，抽真空12 h后，飽和模擬地層水8 h，再次稱重計(jì)算孔隙度和孔隙體積；設(shè)定圍壓為20 MPa，測(cè)定巖心的水相滲透率。②注入一定體積的表面活性劑段塞，后續(xù)注入CO2直到壓差穩(wěn)定。③以0.3 mL/min 的流速進(jìn)行水驅(qū)直至壓差達(dá)到穩(wěn)定，記錄各點(diǎn)壓力，并計(jì)算阻力系數(shù)和殘余阻力。

驅(qū)油潛力評(píng)價(jià) 按照?qǐng)D1 連接實(shí)驗(yàn)儀器，依據(jù)SY/T 5345—2007［23］對(duì)不同表面活性劑輔助CO2的驅(qū)油潛力進(jìn)行評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)步驟主要為：①將巖心模型干燥后稱重，抽真空飽和模擬地層水8 h，再次稱重，計(jì)算孔隙度和孔隙體積。②設(shè)定圍壓為20 MPa，地層溫度下飽和油，達(dá)到束縛水狀態(tài)后置于巖心夾持器中老化12 h 以上，并計(jì)算原始含油飽和度。③對(duì)巖心模型進(jìn)行水驅(qū)，以0.3 mL/min 的流速驅(qū)替至含水率為98%，記錄采出油體積并計(jì)算水驅(qū)采收率。④水驅(qū)結(jié)束后，注入不同段塞表面活性劑。⑤巖心夾持器出口端設(shè)置回壓閥壓力為10 MPa，注入CO2直至不出油為止。

圖1 表面活性劑輔助CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)流程Fig.1 Experimental process of surfactant-assisted CO2flooding

2 表面活性劑復(fù)配與性能評(píng)價(jià)

2.1 表面活性劑的初選與優(yōu)化

9 種常用低濃度表面活性劑靜態(tài)發(fā)泡性能評(píng)價(jià)結(jié)果（圖2）表明，當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時(shí)，SDBS，AOS，LAB，RA 和AEO 的靜態(tài)發(fā)泡能力較強(qiáng)，而SDS，SDBS，AES，BS-12 和Tween-80 的泡沫穩(wěn)定性相對(duì)較好。

圖2 不同表面活性劑的靜態(tài)發(fā)泡性能Fig.2 Static foam properties of different surfactants

單一表面活性劑往往難以達(dá)到最優(yōu)效果，通常通過(guò)復(fù)配方式篩選適合油藏的表面活性劑［24］。按照初始發(fā)泡能力與穩(wěn)定性，統(tǒng)一質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%對(duì)不同表面活性劑進(jìn)行復(fù)配和篩選，得到發(fā)泡能力與穩(wěn)定性具有明顯差異的3 種復(fù)配表面活性劑。其中，表面活性劑S1 由質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的LAB 和0.1%的Tween-80 組成，屬于兩性-非離子型，初始發(fā)泡體積為832 mL，形成泡沫的半衰期為289 s，為強(qiáng)發(fā)泡能力-弱泡沫穩(wěn)定性；表面活性劑S2 由質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的SDBS 和0.1%的RA 復(fù)配，屬于陰離子-兩性型，初始發(fā)泡體積為763 mL，形成泡沫的半衰期425 s，為強(qiáng)發(fā)泡能力-強(qiáng)泡沫穩(wěn)定性；表面活性劑S3 由質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的SDS 和0.3%的AES 組成，屬于陰離子型，其初始發(fā)泡體積為447 mL，形成泡沫的半衰期為402 s，為弱發(fā)泡能力-強(qiáng)泡沫穩(wěn)定性。

2.2 復(fù)配表面活性劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果

動(dòng)態(tài)油水界面張力測(cè)試結(jié)果（圖3a）表明，3 種復(fù)配表面活性劑的動(dòng)態(tài)油水界面張力及其與原油的乳化能力具有明顯差異。其中，S1 的動(dòng)態(tài)油水界面張力平衡后穩(wěn)定值約為4.0×10-1mN/m；S3的動(dòng)態(tài)油水界面張力最低可達(dá)9.2×10-2mN/m，平衡后穩(wěn)定值約為1.2×10-1mN/m，兩者均屬于低界面張力體系；而S2 的動(dòng)態(tài)油水界面張力相對(duì)最低，平衡后穩(wěn)定值為8.2×10-3mN/m，屬于超低界面張力。

圖3 不同表面活性劑的動(dòng)態(tài)油水界面張力和乳化油率曲線Fig.3 Dynamic curves of oil-water interfacial tension and emulsified oil rates of different surfactants

乳化油率測(cè)試結(jié)果（圖3b）表明，S1，S2 和S3 的最大乳化油率分別為68.7%，33.6%和62.9%，S1 和S3達(dá)到最大乳化油率的穩(wěn)定時(shí)間較長(zhǎng)，而S2達(dá)到最大乳化油率的時(shí)間較短。經(jīng)乳化系數(shù)計(jì)算［22］，S1，S2 和S3 的 乳 化 系 數(shù) 分 別 為0.635，0.312 和0.559。說(shuō)明復(fù)配表面活性劑S1 和S3 與原油的界面性能具有低界面張力和強(qiáng)乳化能力的特點(diǎn)；S2 可以改善油水界面張力至超低界面張力，但其乳化能力相對(duì)最弱。

3 不同性能表面活性劑輔助CO2驅(qū)油效果

在注入CO2之前注入表面活性劑，一部分表面活性劑與CO2充分接觸后生成泡沫，達(dá)到調(diào)剖的效果；而一部分泡沫在油藏運(yùn)移過(guò)程中破滅或者未與CO2接觸的表面活性劑，具有驅(qū)油的作用。為此，分別研究了不同性能表面活性劑溶液及其與CO2生成的泡沫對(duì)水驅(qū)后巖心進(jìn)一步提高采收率的潛力。

3.1 表面活性劑的驅(qū)油貢獻(xiàn)

均質(zhì)長(zhǎng)巖心水驅(qū)后注入不同段塞的表面活性劑，3種表面活性劑的驅(qū)油效率增幅（圖4）表明，3種表面活性劑均能進(jìn)一步提高水驅(qū)后的驅(qū)油效率，隨著表面活性劑段塞注入量的增加，驅(qū)油效率增幅先增加后趨于穩(wěn)定，基本在0.5 PV 達(dá)到最大。從3 種表面活性劑注入過(guò)程中的采出液微觀照片（圖5）可以看出，表面活性劑S1 和S3 的乳化能力相對(duì)較強(qiáng)，巖心中的乳化作用相對(duì)容易發(fā)生，相應(yīng)采出液的油水乳化現(xiàn)象也更加明顯，所形成乳狀液滴數(shù)量更多、粒徑尺寸分布更廣。結(jié)合3 種表面活性劑對(duì)水驅(qū)后的驅(qū)油效率增幅，表面活性劑S1 和S3 的增油效果優(yōu)于S2，較小的段塞注入量即可以實(shí)現(xiàn)較高的驅(qū)油效率，說(shuō)明相比超低界面張力，表面活性劑對(duì)原油的乳化作用對(duì)驅(qū)油效率增幅貢獻(xiàn)更大，乳化能力越強(qiáng)驅(qū)油效果越好。這主要是因?yàn)椋孩俦砻婊钚詣┛梢愿纳平缑婊钚?，增?qiáng)原油的流動(dòng)能力，降低原油的啟動(dòng)阻力，實(shí)現(xiàn)降壓增注增油的效果。②水驅(qū)后，殘余油以吸附在巖石壁面的油膜為主，表面活性劑可以使殘余油膜乳化分散，降低殘余油膜的剝離難度，乳化能力越強(qiáng)，驅(qū)油效率增幅越大［22，24］。因此，表面活性劑與原油的乳化作用是驅(qū)油過(guò)程的主控性能，乳化能力越強(qiáng)，驅(qū)油效果越好。

圖4 不同表面活性劑對(duì)巖心水驅(qū)后的驅(qū)油效率增幅對(duì)比Fig.4 Comparison between increases in oil displacement efficiency after water flooding in core by different surfactants

圖5 不同表面活性劑注入過(guò)程中的采出液微觀照片F(xiàn)ig.5 Microscopic photos of produced fluids during injection of different surfactants

3.2 表面活性劑輔助CO2的封堵效果

由阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)分析結(jié)果（圖6）可見(jiàn)，隨著段塞注入量增加，3 種表面活性劑與CO2對(duì)巖心整體的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)均整體呈現(xiàn)先增加后趨于穩(wěn)定的趨勢(shì)。其中，表面活性劑S1和S2與CO2產(chǎn)生的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)隨注入量變化趨勢(shì)基本相同，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)相對(duì)較大；而S3 在段塞注入量較小時(shí)，阻力系數(shù)相對(duì)較低，當(dāng)段塞注入量達(dá)到0.5 PV 后，所產(chǎn)生的阻力系數(shù)與S1 和S2 基本相同，但殘余阻力系數(shù)相對(duì)較小。這說(shuō)明，雖然3 種表面活性劑的靜態(tài)發(fā)泡能力具有明顯的差異，但是與CO2均能在巖心中發(fā)泡產(chǎn)生阻力，阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)相差較小。因此，考慮相同段塞注入量的條件下，靜態(tài)發(fā)泡能力較強(qiáng)的S1 和S2 與CO2產(chǎn)生的泡沫封堵效果更好。結(jié)合殘余阻力系數(shù)在巖心中的分布（圖7）可知：相比表面活性劑S1，靜態(tài)泡沫穩(wěn)定性更好的S2 和S3，與CO2接觸后，壓力上升段在距離巖心注入端更近的部位（5 和10 cm）產(chǎn)生的殘余阻力系數(shù)更大，而巖心中后部位的殘余阻力系數(shù)下降明顯；而靜態(tài)泡沫穩(wěn)定性最差的表面活性劑S1，在巖心中后部位殘余阻力系數(shù)相對(duì)更大。這說(shuō)明對(duì)于表面活性劑與CO2在多孔介質(zhì)中的發(fā)泡和運(yùn)移來(lái)說(shuō)，泡沫穩(wěn)定性并非越高越好。靜態(tài)泡沫穩(wěn)定性越強(qiáng)，在巖心注入端產(chǎn)生殘余阻力系數(shù)更大，這也意味著在注入端CO2與表面活性劑接觸體積更大，運(yùn)移到巖心中后部位后與CO2的有效接觸體積變?nèi)?，使得巖心中后部位的殘余阻力系數(shù)增加并不明顯；相反泡沫穩(wěn)定性越差，表面活性劑在注入端的損耗相對(duì)較小，能夠運(yùn)移到巖心中后部位并與CO2在巖心中運(yùn)移后接觸發(fā)泡，造成巖心中后部位的殘余阻力系數(shù)明顯地增加。因此，與CO2發(fā)泡能力更強(qiáng)、形成泡沫穩(wěn)定性較差的表面活性劑S1，有利于進(jìn)入實(shí)際油藏的深部，實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向的調(diào)驅(qū)要求。

圖6 巖心整體阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)與表面活性劑段塞注入量的關(guān)系Fig.6 Relationship of overall resistance coefficient and residual resistance coefficient of core with slug injection rates of surfactants

圖7 不同注入段塞表面活性劑的殘余阻力系數(shù)在巖心中的分布Fig.7 Distribution of residual resistance coefficients of surfactants with different injection slugs in core

3.3 表面活性劑輔助CO2對(duì)巖心非均質(zhì)性變化的適應(yīng)性

由表面活性劑輔助CO2驅(qū)油對(duì)滲透率級(jí)差為3.0 時(shí)非均質(zhì)巖心水驅(qū)后采收率增幅（圖8）可見(jiàn)：水驅(qū)后直接注入CO2提高采收率的幅度僅為5.7%；而3種表面活性劑輔助CO2，無(wú)論是在表面活性劑段塞的注入過(guò)程，還是CO2驅(qū)替過(guò)程，采收率均有一定幅度的提高。S1，S2 和S3 與CO2的采收率增幅分別為19.7%，13.2%和15.2%，其中S1 在注入過(guò)程具有較好的驅(qū)油能力，與CO2產(chǎn)生的驅(qū)油效果最佳。結(jié)合S1與S3的驅(qū)替過(guò)程有明顯的乳化現(xiàn)象，說(shuō)明了乳化能力更好的表面活性劑對(duì)稠油高含水狀態(tài)更容易乳化分散；同時(shí)，原油乳化后形成了數(shù)量多、粒徑尺寸廣的乳化油滴，一部分乳液暫堵孔喉產(chǎn)生賈敏效應(yīng)形成了微觀繞流，提高了CO2對(duì)剩余油的接觸面積。另外，表面活性劑與CO2接觸后就地生成了泡沫，對(duì)竄流通道產(chǎn)生阻力作用并擴(kuò)大了波及面積，有效地延緩了CO2竄流時(shí)間，并延長(zhǎng)了CO2與剩余油的接觸時(shí)間，有效地提高了采收率［25-26］。

圖8 不同表面活性劑對(duì)滲透率級(jí)差為3.0的非均質(zhì)巖心水驅(qū)后驅(qū)油效果Fig.8 EOR in heterogeneous cores with permeability ratio of 3.0 after water flooding by different surfactants

綜上所述，表面活性劑具有驅(qū)油與輔助CO2調(diào)驅(qū)的雙重效應(yīng)?？紤]實(shí)際儲(chǔ)層的非均質(zhì)性更加復(fù)雜，選擇滲透率級(jí)差分別為3.0，4.5，6.0 和9.0 的非均質(zhì)巖心進(jìn)行表面活性劑輔助CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。結(jié)果（圖9）表明，隨著非均質(zhì)巖心滲透率級(jí)差的增加，表面活性劑輔助CO2對(duì)水驅(qū)后采收率的增幅逐漸下降。當(dāng)滲透率級(jí)差小于6.0 時(shí)，表面活性劑輔助CO2驅(qū)油仍然具有較好的效果；但當(dāng)滲透率級(jí)差繼續(xù)增大，其整體采收率也逐漸下降。當(dāng)非均質(zhì)巖心的滲透率級(jí)差達(dá)到9.0 時(shí)，3 種表面活性劑的采收率增幅分別為12.6%，10.2%和7.8%。這說(shuō)明，表面活性劑輔助CO2對(duì)巖心非均質(zhì)性的變化具有一定的適應(yīng)性。隨著滲透率級(jí)差的增加，非均質(zhì)程度增強(qiáng)，表面活性劑輔助CO2驅(qū)油對(duì)水驅(qū)后采收率的增油效果也相應(yīng)下降。此外，表面活性劑S1 輔助CO2驅(qū)油對(duì)水驅(qū)后采收率的增油效果仍然高于S2和S3，這表明隨著滲透率級(jí)差的增大，巖心非均質(zhì)性增強(qiáng)，具備強(qiáng)乳化、強(qiáng)發(fā)泡能力且兼顧弱泡沫穩(wěn)定性的表面活性劑輔助CO2驅(qū)油對(duì)巖心非均質(zhì)性變化的適應(yīng)性最好，實(shí)現(xiàn)驅(qū)油-調(diào)驅(qū)的協(xié)同作用最佳。

圖9 表面活性劑輔助CO2驅(qū)油不同非均質(zhì)巖心采收率增幅Fig.9 Increase in recovery factor of different heterogeneous cores with surfactant-assisted CO2flooding

4 結(jié)論

表面活性劑可以與CO2產(chǎn)生驅(qū)油-調(diào)剖作用，對(duì)稠油油藏高含水期具有明顯的增油效果。3 種表面活性劑輔助CO2對(duì)滲透率級(jí)差為3.0 的非均質(zhì)巖心的采收率增幅分別為19.7%，13.2%和15.2%，高于直接注入CO2的采收率增幅（5.7%）。表面活性劑驅(qū)油過(guò)程中，其乳化作用對(duì)驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)明顯優(yōu)于界面張力，乳化能力越強(qiáng)，驅(qū)油效率增幅越高；與CO2形成的泡沫應(yīng)該具有靜態(tài)發(fā)泡能力強(qiáng)、形成泡沫穩(wěn)定性弱的特征，有利于在巖心中運(yùn)移到中后部位與CO2發(fā)泡，在巖心中后部位殘余阻力系數(shù)更高，能夠?qū)崿F(xiàn)深部調(diào)驅(qū)；并且隨著非均質(zhì)巖心滲透率級(jí)差增大，表面活性劑輔助CO2驅(qū)油的采收率增幅逐漸下降。

強(qiáng)乳化、強(qiáng)發(fā)泡能力且兼顧弱泡沫穩(wěn)定性的表面活性劑S1 輔助CO2驅(qū)油的驅(qū)油效果最佳，其驅(qū)油機(jī)理主要包含表面活性劑驅(qū)油貢獻(xiàn)及其與后續(xù)CO2產(chǎn)生的泡沫調(diào)驅(qū)貢獻(xiàn)，兩者可以產(chǎn)生協(xié)同驅(qū)油-調(diào)驅(qū)效果；同時(shí)，隨著巖心非均質(zhì)性的增強(qiáng)，對(duì)非均質(zhì)性變化的適應(yīng)性較好。