塔河油田H碎屑岩油藏平均温度95℃,地层水总矿化度204672.24 mg/L,钙镁离子含量高达11480.34 mg/L,属于高温高盐油藏。储层渗透率主要集中在5.00～95.00 mD,渗透率变异系数1.09～1.45,非均质性严重,导致注水效率低,采出程度低(25.36%),目前油井含水高达90%以上,如何改善水驱效果是油田开发面临的重要问题。合适的化学驱技术是改善水驱效果,提高原油采收率的有效手段,然而,如此恶劣的油藏条件使常规化学驱油体系的应用受到限制。针对油藏条件和注水开发问题,本文提出微尺度分散胶-表面活性剂驱油技术,通过分散胶渗透率非均质性调控作用和表面活性剂提高驱油效率作用进一步提高采收率。本文研究并形成了适合H油藏高温高盐条件的微尺度分散胶和新型阴-非离子表面活性剂体系。采用核磁共振、微观可视化模型和三维数字可视化大模型等先进实验手段,并结合常规的岩心驱替实验,研究了表面活性剂驱的影响因素,水驱和表面活性剂驱后剩余油的微观分布特征,降低界面张力和乳化作用对驱油的贡献和微观驱油机制;分析了分散胶在多孔介质中的运移规律和封堵模式,建立了分散胶颗粒粒径与岩石孔喉尺寸的量化匹配关系;研究了分散胶-表面活性剂驱过程中油水饱和度的分布变化,分析了分散胶-表面活性剂驱的提高采收率机理。通过上述研究,取得以下认识和成果:(1)新型阴-非离子表面活性剂AYF具有盐增效性,当表面活性剂浓度为0.2%时,在油藏条件下老化90d后,油水界面张力仍保持在10-3mN/m数量级,维持在超低水平。通过引入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和双尾型疏水单体,采用水溶液自由基聚合形成抗高温高盐吸水凝胶,通过干燥和多级粉碎技术制备了低成本的微尺度分散胶;分散胶在油藏条件下老化90d后仍可以保持较好的强度和韧性,转向压力为73.80 KPa(高于初始值70.80 KPa),韧性指数为0.82;两种体系在高温高盐条件下具有良好的配伍性。(2)通过注入压力特征曲线分析和拟合,结合产出分散胶的物理性质分析,建立了分散胶在不同渗透率条件下的运移规律和封堵模式,将其划分为五种类型:进入端面-完全封堵型,变形或剪切破碎通过-形成封堵-深部运移型(又可分为较强封堵、一般封堵和弱封堵三种类型)和顺利通过-无效封堵-稳定渗流型;并以α=d10/d,β=d50/d,γ=d90/d作为特征系数,结合增压系数,建立了量化的分散胶颗粒粒径与岩石孔喉尺寸的匹配关系。(3)单岩心实验表明:在实验渗透率范围内(0.77～940.91 mD),表面活性剂均可提高驱油效率,且随渗透率增加,驱油效率增加;表面活性剂驱过程中存在最佳注入速度,过低或过高均会显著影响驱油效率;岩石为中性润湿时表面活性剂驱油效率最高。(4)在不改变表面活性剂浓度和类型条件下,通过改变矿化度可获得五种不同界面张力水平(10.41 mN/m,2.77×10-1 mN/m,4.89×10-2 mN/m,2.41×10-3 mN/m 和1.44×10-4mN/m)的表面活性剂体系,且五种体系具有随界面张力降低,乳化作用逐渐变弱的特性。因而,在界定不同界面张力对驱油效率的贡献时,排除了乳化作用对驱油的影响,证实了界面张力越低,驱油效率越高,同时,明确了表面活性剂驱过程中降低界面张力的主导作用。(5)并联岩心驱油实验和核磁共振驱油实验表明:在一定非均质性条件下,低界面张力表面活性剂体系具有启动低渗透层剩余油的作用,其作用机理包括两方面:第一,降低油水界面张力,降低毛管阻力效应,进而降低高低渗透层流动阻力的差距;第二,降低水固界面张力和油水界面张力,使岩石更水湿,润湿角变小,进而降低粘附功。(6)微观可视化驱油实验表明降低界面张力和乳化作用启动和驱替残余油的机理不同:①界面张力高、乳化较强时,形成大量的乳化小液滴,液滴在液流携带下容易在大孔道中流动;乳化液滴变形能力差,易发生堵塞或堆积,可以起到一定的“瞬时”非均质性改善作用。②超低界面张力条件下,残余油会形成蝌蚪状的油滴,并在运移过程中被逐渐拉细、拉长,最终油水界面逐渐消失,呈现出类似油“溶”于水中的状态随液流流动;在超低界面张力作用下,驱油效率大幅提高。(7)三维数字可视化驱油实验表明,分散胶-表面活性剂驱的提高采收率机理主要包括以下四方面:①分散胶有效封堵高渗透通道,改善渗透率非均质性;②分散胶的深部运移在后续水驱过程中调整渗透率非均质性,使波及系数提高;③低界面张力条件下表面活性剂可有效提高低渗透区域的动用程度;④低界面张力表面活性剂体系可大幅提高洗油效率。分散胶-表面活性剂可提高采收率24.00%,显示了良好的驱油效果。本研究为高温高盐油藏提高采收率提供了一种新的技术和方法,对高温高盐油藏的高效开发具有实际意义;同时,研究结果对丰富表面活性剂驱油机理和分散胶在多孔介质中的运移及封堵机理具有重要的理论意义。