金玉寶，盧祥國(guó)，謝 坤，孫 哲，吳行才，劉義剛

（1.東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318；2.中國(guó)石油勘探與開(kāi)發(fā)研究院采油所，北京 100083；3. 中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司研究院，天津 300450）

聚合物微球油藏適應(yīng)性評(píng)價(jià)方法及調(diào)驅(qū)機(jī)理研究

金玉寶1，盧祥國(guó)1，謝 坤1，孫 哲1，吳行才2，劉義剛3

（1.東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318；2.中國(guó)石油勘探與開(kāi)發(fā)研究院采油所，北京 100083；3. 中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司研究院，天津 300450）

以大慶油田儲(chǔ)層和流體物性為模擬對(duì)象，采用注入壓力、含水率和采收率等評(píng)價(jià)指標(biāo)，對(duì)聚合物微球油藏適應(yīng)性評(píng)價(jià)方法及調(diào)驅(qū)機(jī)理進(jìn)行研究。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著水化時(shí)間的延長(zhǎng)，微球吸水膨脹倍數(shù)（Q）增加，初期膨脹較快，之后膨脹減緩。與SMGW相比，SMGY的Q增長(zhǎng)較慢，Q較小。與聚合物相分子聚集體尺寸相比，SMGW和SMGY微球狀態(tài)粒徑分布范圍都較窄，具有更大的不可及孔隙體積。聚合物微球SMGW和SMGY通過(guò)巖心時(shí)，壓力達(dá)到穩(wěn)定時(shí)的巖心滲透率極限值為237×10-3μm2和712×10-3μm2。聚合物微球調(diào)驅(qū)的調(diào)驅(qū)機(jī)理與聚合物驅(qū)不同，微球進(jìn)入較大孔隙滯留和產(chǎn)生封堵作用，水進(jìn)入較小孔隙發(fā)揮驅(qū)油作用。微球恒壓實(shí)驗(yàn)的采收率增幅大于恒速實(shí)驗(yàn)的值，聚合物微球調(diào)驅(qū)（模型Ⅳ）的增油效果要優(yōu)于聚合物驅(qū)（模型Ⅱ）的增油效果。

大慶油藏；聚合物溶液；聚合物微球；粒徑分布；儲(chǔ)層適應(yīng)性；驅(qū)油效果；機(jī)理分析

油田水驅(qū)開(kāi)發(fā)是最經(jīng)濟(jì)和最有效的開(kāi)發(fā)方式。但由于受到油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，注入水會(huì)優(yōu)先進(jìn)入滲流阻力較小的高滲透層。隨著注水開(kāi)發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)，一方面高滲透層含油飽和度降低會(huì)提高水相滲透率，導(dǎo)致吸水量增加；另一方面，受到注入水長(zhǎng)期沖刷，巖石結(jié)構(gòu)會(huì)受到破壞，造成高滲透層滲流阻力減小和吸水量進(jìn)一步增加。因此，注水開(kāi)發(fā)會(huì)導(dǎo)致低效和無(wú)效循環(huán)［1-5］。聚合物驅(qū)油技術(shù)是利用聚合物溶液在多孔介質(zhì)內(nèi)滯留來(lái)增加高滲透層滲流阻力，進(jìn)而提高注入壓力和增加中低滲透層吸液壓差，最終達(dá)到增加中低滲透層吸液量即擴(kuò)大中低滲透層波及體積的作用［6-7］。隨著聚合物驅(qū)油過(guò)程持續(xù)進(jìn)行，一方面由于聚合物在中低滲透層中滯留所引起滲流阻力的增加值要遠(yuǎn)大于在高滲透層中的增加值，于是造成中低滲透層吸液?jiǎn)?dòng)壓力升高；另一方面，注入壓力因受到儲(chǔ)層巖石破裂壓力和設(shè)備耐壓能力限制，不可能無(wú)限制地提高。因此，中低滲透層吸液壓差（注入壓力與啟動(dòng)壓力的差值）就會(huì)逐漸減小，吸液量逐漸降低，即出現(xiàn)所謂“剖面反轉(zhuǎn)”現(xiàn)象，這極大限制了聚合物驅(qū)增油降水效果，聚驅(qū)后仍有約50%儲(chǔ)量原油未被采出［8-11］。

近年來(lái)，聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù)研究受到廣泛重視［12-15］，礦場(chǎng)試驗(yàn)也取得明顯增油降水效果。此外，由于聚合物微球不需要熟化工藝環(huán)節(jié)，解決了長(zhǎng)期困擾海上油田聚合物驅(qū)油技術(shù)應(yīng)用效果和規(guī)模的技術(shù)難題，已經(jīng)成為海上油田調(diào)驅(qū)調(diào)剖的重要措施之一。但也必須看到，與礦場(chǎng)試驗(yàn)規(guī)模和應(yīng)用效果相比較，微球調(diào)驅(qū)機(jī)理研究成果還不能滿足實(shí)際需求，目前微球性能評(píng)價(jià)仍主要沿用聚合物溶液方法和技術(shù)指標(biāo)［16-18］，例如，黏度、流變性和黏彈性等，這在一定程度制約了微球調(diào)驅(qū)理論發(fā)展和技術(shù)進(jìn)步。

本工作以大慶油田儲(chǔ)層和流體物性為模擬對(duì)象，采用注入壓力、含水率和采收率等評(píng)價(jià)指標(biāo)，對(duì)聚合物微球油藏適應(yīng)性評(píng)價(jià)方法及調(diào)驅(qū)機(jī)理進(jìn)行研究。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

聚合物微球：SMGW和SMGY兩種，有效含量均為100%（w），中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院采油所；聚合物（部分水解聚丙烯酰胺）干粉：相對(duì)分子質(zhì)量1 900×104，固含量90%（w），中國(guó)石油大慶煉化公司；實(shí)驗(yàn)用油：脫氣原油與煤油混合而成，黏度（45 ℃）為9.8 mPa·s，中國(guó)石油大慶油田第一采油廠。

實(shí)驗(yàn)巖心為石英砂環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)人造巖心［19］，其中聚合物微球與巖心孔隙適應(yīng)性評(píng)價(jià)用巖心為柱狀巖心，巖心滲透率（Kg）為（170～1 005）×10-3μm2。聚合物溶液和聚合物微球調(diào)驅(qū)效果評(píng)價(jià)采用雙管模型，該模型由2塊人造均質(zhì)巖心并聯(lián)而成，單塊巖心外觀幾何尺寸為30 cm× 4.5 cm×4.5 cm，Kg= 300×10-3mm2和 Kg= 2 700×10-3mm2。

實(shí)驗(yàn)用水為中國(guó)石油大慶油田第一采油廠采出污水，表1為水質(zhì)離子分析結(jié)果。

表1 水質(zhì)離子分析結(jié)果Table 1 Water quality ion analysis

1.2 儀器

采用德國(guó)萊卡公司DM1750m型金相顯微鏡觀測(cè)聚合物微球粒徑；美國(guó)布魯克海文公司BI-200SM型廣角動(dòng)/靜態(tài)光散射儀系統(tǒng)測(cè)試聚合物分子聚集體尺寸和光強(qiáng)分布；采用布氏黏度計(jì)測(cè)量調(diào)驅(qū)劑黏度；巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置評(píng)價(jià)聚合物微球與巖心孔隙適應(yīng)性和調(diào)驅(qū)增油降水效果。

2 結(jié)果與討論

2.1 聚合物微球水化膨脹特征參數(shù)

2.1.1 聚合物微球粒徑與時(shí)間關(guān)系

取一定量SMGW和SMGY聚合物微球與水混合，配制成200 mg/L的微球溶液，磁力攪拌器上勻速攪拌15 min，再將溶液置于45 ℃保溫箱中，一定時(shí)間后取出少量試樣進(jìn)行觀測(cè)。圖1為微球粒徑與水化時(shí)間關(guān)系。由圖1可知，SMGY初始粒徑較大，隨著水化時(shí)間延長(zhǎng)，2種微球粒徑均增大。SMGY水化膨脹過(guò)程中表現(xiàn)為體型結(jié)構(gòu)，水化過(guò)程完成后結(jié)構(gòu)致密，聚集性較好。

圖1 微球粒徑與水化時(shí)間關(guān)系Fig.1 The relationship between microsphere size and hydration time.

2.1.2 聚合物微球膨脹倍數(shù)與時(shí)間關(guān)系

膨脹倍數(shù)（Q）的計(jì)算見(jiàn)式（1）：

式中，d1，d2分別為吸水膨脹前后的微球粒徑，μm。

圖2為SMGW和SMGY聚合物微球的Q與水化時(shí)間關(guān)系。由圖2可知，隨著水化時(shí)間的延長(zhǎng)，微球吸水Q增加，初期膨脹速率較快，之后膨脹速率減緩。與SMGW相比，SMGY的Q增長(zhǎng)較慢，Q較小。

圖2 Q與水化時(shí)間關(guān)系Fig.2 The relationship between expansion times(Q) and hydration time.

2.1.3 聚合物微球粒徑分布

圖3為SMGW和SMGY聚合物微球顆粒粒徑分布。

圖3 聚合物微球顆粒粒徑分布Fig.3 Particle diameter distribution of polymer microspheres.

由圖3可知，SMGW和SMGY微球初始狀態(tài)粒徑分布范圍都較窄，其中SMGW微球初始狀態(tài)粒徑中值為3.94 μm，水化240 h后為19.56 μm，Q為3.96；SMGY微球初始狀態(tài)粒徑中值為13.72 μm，水化240 h后為116.46 μm，Q為7.49。

2.2 聚合物微球與巖石孔隙配伍性

聚合物微球與孔隙配伍性可用微球與孔隙尺寸匹配關(guān)系來(lái)評(píng)價(jià)。若水化前微球能夠進(jìn)入巖心孔隙并在其中發(fā)生傳輸運(yùn)移，且注入壓力呈現(xiàn)“升高—趨于穩(wěn)定”態(tài)勢(shì)，就認(rèn)為它們彼此間幾何尺寸是配伍的，此時(shí)巖心滲透率稱(chēng)之為微球滲透率極限值［20］。否則，微球顆粒就會(huì)在巖心孔隙入口或孔隙內(nèi)發(fā)生聚并或形成橋堵，最終造成注入壓力持續(xù)升高。

聚合物微球在多孔介質(zhì)內(nèi)滯留量的大小可以用阻力系數(shù)（FR）和殘余阻力系數(shù)（FRR）來(lái)評(píng)價(jià)，見(jiàn)式（2）和式（3）：

式中，δP1為巖心水驅(qū)壓差，δP2為微球注入壓差，δP3為后續(xù)水驅(qū)壓差。上述注入過(guò)程必須保持注液速率相同，注入量4～6 PV。

2.2.1 FR和FRR

表2為SMGW和SMGY的FR和FRR。由表2可知，在聚合物微球類(lèi)型和濃度相同的條件下，隨Kg增加，F(xiàn)R和FRR減小。而隨Kg增加，孔喉尺寸增大，微球與巖心孔喉間配伍性變好，滯留量減小，滲流阻力降低，液流轉(zhuǎn)向效果變差。在后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中，部分聚合物微球隨注入水流出巖心，孔隙內(nèi)滯留量減小，滲流阻力降低。與微球SMGW相比較，微球SMGY粒徑較大，Kg相同條件下滯留量較大。

表2 FR和FRRTable 2 Resisitance factor(FR) and residual resisitance factor(FRR)

2.2.2 巖心滲透率極限

當(dāng)SMGW和SMGY通過(guò)不同Kg的巖心時(shí)，注入壓力與PV數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖4。

圖4 注入壓力與PV數(shù)關(guān)系Fig.4 The relationship between injection pressure and PV.

從圖4可知，在聚合物微球溶液注入過(guò)程中，隨Kg減小，注入壓力升高速率加快，壓力達(dá)到的穩(wěn)定值較高。當(dāng)Kg低于某個(gè)值（通常稱(chēng)之為滲透率極限值［20］）時(shí)，注入壓力持續(xù)升高，甚至造成堵塞，表明微球與巖心孔喉尺寸間不匹配。依據(jù)上述Kg極限值定義和注入壓力曲線，確定聚合物微球SMGW和SMGY的Kg極限值為237×10-3μm2和712×10-3μm2。

2.3 聚合物驅(qū)和聚合物微球調(diào)驅(qū)增油效果及其動(dòng)態(tài)特征

在聚合物溶液和微球藥劑費(fèi)用相同條件下，開(kāi)展恒定注入速度（恒速）或恒定注入壓力（恒壓）雙管并聯(lián)巖心調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)。

先水驅(qū)至含水98%（w），采用恒速方式注入0.57 PV聚合物溶液（聚合物濃度為1 000 mg/L，污水），再后續(xù)水驅(qū)至98%（w），記為實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ廷?；改變模型Ⅰ為恒壓方式，其他條件和步驟不變記為模型Ⅱ；先水驅(qū)至含水98%（w），采用恒速方式注入0.2 PV的SMGY微球溶液和0.37 PV的SMGW微球溶液各800 mg/L，靜置7 d后，再進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)到98%（w），記為模型Ⅲ；改變模型Ⅲ為恒壓方式，其他條件和步驟不變記為模型Ⅳ。

為確保聚合物微球溶液中微球不發(fā)生聚并和沉淀，采用聚合物溶液（200 mg/L）作為攜帶液，此時(shí)聚合物微球溶液黏度為8 mPa·s。為模擬大慶油田聚合物驅(qū)注入壓力升高倍數(shù)（水驅(qū)注入壓力6～7 MPa，聚驅(qū)注入壓力12～14 MPa，升高倍數(shù)2左右），恒壓實(shí)驗(yàn)所用注入壓力是巖心水驅(qū)結(jié)束時(shí)注入壓力的2倍。

2.3.1 采收率及其影響因素

表3為采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果。由表3可知，模型Ⅱ的聚合物驅(qū)采收率增幅為15.4百分點(diǎn)，模型Ⅰ為21.1百分點(diǎn)。無(wú)論恒壓還是恒速實(shí)驗(yàn)，模型低滲透層采收率增幅較大，且恒速采收率增幅要高于恒壓的值。由此可見(jiàn)，在恒速實(shí)驗(yàn)條件下，聚合物驅(qū)擴(kuò)大波及體積即液流轉(zhuǎn)向效果較好，各個(gè)小層動(dòng)用程度都呈現(xiàn)較大幅度提高。由表3還可知，模型Ⅳ聚合物微球驅(qū)采收率增幅為18.4百分點(diǎn)，模型Ⅲ為10.0百分點(diǎn)。與模型Ⅰ和模型Ⅱ?qū)酆衔矧?qū)增油效果影響規(guī)律相比較，模型Ⅲ和模型Ⅳ對(duì)聚合物微球調(diào)驅(qū)增油效果影響規(guī)律恰恰相反，即恒壓實(shí)驗(yàn)采收率增幅大于恒速的值；在恒壓實(shí)驗(yàn)條件下，聚合物微球調(diào)驅(qū)（模型Ⅳ）的增油效果要優(yōu)于聚合物驅(qū)（模型Ⅱ）的增油效果。

表3 采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 3 Experimental results of oil recovery

2.3.2 注入壓力、含水率和分流率變化規(guī)律

圖5為實(shí)驗(yàn)過(guò)程中模型注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系。由圖5可知，當(dāng)采取恒速注入方式時(shí)，調(diào)驅(qū)劑注入過(guò)程中注入壓力都呈現(xiàn)持續(xù)升高態(tài)勢(shì)，其中模型Ⅰ注入壓力要遠(yuǎn)高于模型Ⅲ注入壓力，因而聚合物驅(qū)含水率降幅較大，采收率增幅較高，表明注入壓力高低在一定程度上決定了擴(kuò)大波及體積效果即增油降水效果優(yōu)劣。而恒壓注入方式所采用的注入壓力較低，但注入壓力高低對(duì)聚合物溶液和聚合物微球產(chǎn)生了不同增油降水效果。在恒壓條件下，模型Ⅱ采收率增幅為15.4百分點(diǎn)，模型Ⅳ為18.4百分點(diǎn)。由此可見(jiàn)，對(duì)于聚合物微球調(diào)驅(qū)存在與聚合物驅(qū)不同的調(diào)驅(qū)機(jī)理。

圖5 注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系Fig.5 Injection pressure，moisture content，oil recovery and its relation to PV.

圖6為實(shí)驗(yàn)過(guò)程中模型各小層分流率和含水率與PV數(shù)關(guān)系。由圖6可知，無(wú)論是恒速還是恒壓注入方式，由于液流轉(zhuǎn)向作用，在調(diào)驅(qū)劑注入過(guò)程中高滲透層分流率呈現(xiàn)下降趨勢(shì)，低滲透層呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，其中聚合物溶液的分流率變化幅度較大，聚合物微球變化幅度較小。進(jìn)一步分析表明，與聚合物溶液相反，模型Ⅳ分流率較大，模型Ⅲ較小。由此可見(jiàn)，對(duì)于聚合物微球，恰當(dāng)?shù)淖⑷胨俣炔粌H可減緩微球在孔隙內(nèi)突進(jìn)現(xiàn)象，而且有利于水相進(jìn)入較小孔隙中發(fā)揮驅(qū)油作用，低滲透層含水率升高速度較低。因此，模型Ⅳ增油降水效果不僅優(yōu)于模型Ⅲ，而且優(yōu)于模型Ⅱ。

圖6 小層分流率和含水率與PV數(shù)關(guān)系Fig.6 Shunt fraction，moisture content of various layer and its relation to PV.

圖7為恒壓條件下，產(chǎn)液速率與注入PV數(shù)關(guān)系。由圖7可知，無(wú)論是各小層還是模型聚合物微球調(diào)驅(qū)過(guò)程的產(chǎn)液速率都要高于聚合物溶液的值。

圖7 產(chǎn)液速度與PV數(shù)關(guān)系Fig.7 The relationship between of rate of fluid produled and PV.

2.4 聚合物分子聚集體和微球粒徑及其分布對(duì)驅(qū)油機(jī)理的影響

2.4.1 聚合物分子聚集體和微球尺寸及其分布特征圖8為聚合物溶液中聚合物分子聚集體光強(qiáng)分布曲線。將圖8與圖3對(duì)比可知，聚合物微球溶液中微球分布范圍比較窄，粒徑大小相差不超過(guò)2倍。聚合物溶液中聚合物分子聚集體分布范圍比較寬［21-24］，尺寸從幾納米到數(shù)千納米都有分布，粒徑大小相差超過(guò)1 000倍。由此可見(jiàn)，聚合物溶液是一個(gè)極度不均勻的分散體系，可近似看作連續(xù)相體系。而聚合物微球則是一個(gè)十分均勻的分散體系，可近似看作非連續(xù)相體系。在聚合物溶液通過(guò)巖心過(guò)程中，因聚合物分子聚集體與孔喉尺寸間配伍性問(wèn)題，巖心中有一部分孔隙不能被聚合物溶液波及，這部分孔隙體積稱(chēng)之為不可及孔隙體積。與聚合物溶液相比較，聚合物微球粒徑分布比較窄，顆粒只能進(jìn)入與其尺寸相匹配的大孔隙，并在其中發(fā)生滯留，造成孔隙過(guò)流斷面減小、滲流阻力增加和注入壓力升高，促使微球攜帶液水轉(zhuǎn)向進(jìn)入小孔隙，進(jìn)而提高了這部分區(qū)域的動(dòng)用程度。

圖8 聚合物分子聚集體分布Fig.8 Molecular aggregates distribution of polymer.

2.4.2 聚合物微球液流轉(zhuǎn)向機(jī)理

圖9為聚合物微球在微觀可視化模型中傳輸運(yùn)移和液流轉(zhuǎn)向過(guò)程。

圖9 聚合物微球調(diào)驅(qū)機(jī)理Fig.9 Profile controlling and flooding mechanism of polymer microspheres.

由圖9可知，在平面填砂微觀模型中存在孔徑大小不同的孔道。依據(jù)毛管力理論，孔徑愈大，毛管力愈小，滲流阻力愈小。因此，在水驅(qū)過(guò)程中，注入水首先進(jìn)入優(yōu)勢(shì)通道（孔徑較大孔道），促使其中的油發(fā)生運(yùn)移，這部分孔道最終被注入水占據(jù)。在聚合物微球注入過(guò)程中，微球仍先進(jìn)入原水流優(yōu)勢(shì)通道，并在其中運(yùn)移（見(jiàn)圖9a和9b）。一旦微球進(jìn)入孔隙喉道，因其粒徑大于吼道尺寸，就會(huì)被喉道捕集，導(dǎo)致滲流阻力增加和注入壓力升高。隨注入壓力升高，微球受到外力作用逐漸增強(qiáng)，其外形由初期的球狀變?yōu)殚L(zhǎng)條狀，最終通過(guò)喉道并繼續(xù)向前運(yùn)移和發(fā)生下一次捕集（見(jiàn)圖9c和9d）。隨著孔隙內(nèi)微球吸水膨脹和數(shù)量增大，它在部分孔隙處會(huì)發(fā)生捕集、聚并和形成橋堵，促使后續(xù)水進(jìn)入孔徑較小孔道（圖9e和9f），實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向和擴(kuò)大波及體積。如此不斷重復(fù)捕集—堵塞—液流轉(zhuǎn)向的過(guò)程，最終實(shí)現(xiàn)擴(kuò)大波及體積的目的。

綜上所述，與連續(xù)相聚合物溶液相比較，聚合物微球溶液為非連續(xù)相，其中微球在巖石大孔隙中發(fā)揮堵塞和液流轉(zhuǎn)向作用，水則進(jìn)入中小孔隙發(fā)揮驅(qū)油作用。此外，聚合物溶液中聚合物分子聚集體尺寸分布較寬，聚合物分子聚集體不可及孔隙體積較大，微觀波及效率受到極大影響。與聚合物溶液不同，聚合物微球粒徑分布較窄，具有“堵大不堵小”性能特征，即微球進(jìn)入較大孔隙滯留和產(chǎn)生封堵作用，水進(jìn)入較小孔隙發(fā)揮驅(qū)油。

3 結(jié)論

1）SMGY水化膨脹過(guò)程中表現(xiàn)為體型結(jié)構(gòu)，水化過(guò)程完成后結(jié)構(gòu)致密，聚集性較好。

2）隨著水化時(shí)間的延長(zhǎng)，微球吸水Q增加，初期膨脹速度較快，之后膨脹速度減緩。與SMGW相比，SMGY的Q增長(zhǎng)較慢，Q較小。SMGW和SMGY微球初始狀態(tài)粒徑分布范圍都較窄，其中SMGW微球初始狀態(tài)粒徑中值為3.94 μm，水化240 h后為19.56 μm，Q為3.96；SMGY微球初始狀態(tài)粒徑中值為13.72 μm，水化240 h后為116.46 μm，Q為7.49。

3）與聚合物相分子聚集體尺寸相比，SMGW和SMGY微球狀態(tài)粒徑分布范圍都較窄，具有更大的不可及孔隙體積。聚合物微球SMGW和SMGY通過(guò)巖心時(shí)，壓力達(dá)到穩(wěn)定時(shí)的Kg極限值為237×10-3μm2和712×10-3μm2。

4）聚合物微球調(diào)驅(qū)存在與聚合物驅(qū)不同的調(diào)驅(qū)機(jī)理，微球進(jìn)入較大孔隙滯留和產(chǎn)生封堵作用，水進(jìn)入較小孔隙發(fā)揮驅(qū)油作用。微球恒壓實(shí)驗(yàn)采收率增幅大于恒速的值，在恒壓實(shí)驗(yàn)條件下，聚合物微球調(diào)驅(qū)（模型Ⅳ）增油效果要優(yōu)于聚合物驅(qū)（模型Ⅱ）增油效果。

［1］ 杜慶龍.長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)砂巖油田儲(chǔ)層滲透率變化規(guī)律及微觀機(jī)理［J］.石油學(xué)報(bào)，2016，37（9）：1159-1164.

［2］ 高敏.大慶油田薩零組儲(chǔ)層水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果研究［J］.斷塊油氣田，2007，14（5）：40-44.

［3］ 王曙光，趙國(guó)忠，余碧君.大慶油田油水相對(duì)滲透率統(tǒng)計(jì)規(guī)律及其應(yīng)用［J］.石油學(xué)報(bào)，2005，26（3）：78-85.

［4］ 石成方，齊春艷，杜慶龍.高含水后期多層砂巖油田單砂體注采關(guān)系完善程度評(píng)價(jià)［J］.石油學(xué)報(bào)，2006，27（s1）：133-136.

［5］ 陳元千，王小林，姚尚林，等.加密井提高注水開(kāi)發(fā)油田采收率的評(píng)價(jià)方法［J］.新疆石油地質(zhì)，2009，30（6）：705-709.

［6］ 盧祥國(guó)，胡廣斌，曹偉佳，等.聚合物滯留特性對(duì)化學(xué)驅(qū)提高采收率的影響［J］.大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2016，35（3）：99-105.

［7］ 何勤功.高分子聚合物在儲(chǔ)集層孔隙介質(zhì)中的滯留機(jī)理［J］.石油勘探與開(kāi)發(fā)，1981，8（3）：49-59.

［8］ 白振強(qiáng)，吳勝和，付志國(guó).大慶油田聚合物驅(qū)后微觀剩余油分布規(guī)律［J］.石油學(xué)報(bào)，2013，34（5）：924-931.

［9］ 韓培慧，趙群，穆爽書(shū)，等.聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率途徑的研究［J］.大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2006，25（5）：81-84.

［10］ 李宜強(qiáng)，隋新光，李斌會(huì).聚合物驅(qū)后提高采收率方法室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究［J］.石油學(xué)報(bào)，2008，29（3）：405-408.

［11］ 盧祥國(guó)，高振環(huán)，趙小京，等.聚合物驅(qū)油之后剩余油分布規(guī)律研究［J］.石油學(xué)報(bào)，1996，17（4）：55-61.

［12］ 楊俊茹，謝曉慶，張健，等.交聯(lián)聚合物微球-聚合物復(fù)合調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.石油勘探與開(kāi)發(fā)，2014，41（6）：727-730.

［13］ 王代流，肖建洪.交聯(lián)聚合物微球深部調(diào)驅(qū)技術(shù)及其應(yīng)用［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2008，15（2）：86-88.

［14］ 王越，孫衛(wèi)，張奉，等.聚合物微球和表面活性劑結(jié)合提高采收率實(shí)驗(yàn)研究——以沙埝油田H區(qū)塊為例［J］.石油地質(zhì)與工程，2011，25（5）：105-108.

［15］ 劉承杰，安俞蓉.聚合物微球深部調(diào)剖技術(shù)研究及礦場(chǎng)實(shí)踐［J］.鉆采工藝，2010，33（5）：62-64.

［16］ 雷光倫，鄭家朋.孔喉尺度聚合物微球的合成及全程調(diào)剖驅(qū)油新技術(shù)研究［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2007，31（1）：87-90.

［17］ 韓秀貞，李明遠(yuǎn)，林梅欽.交聯(lián)聚合物微球分散體系的性能評(píng)價(jià)［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2009，16（5）：63-65.

［18］ 曲文馳，宋考平.低滲油藏超細(xì)聚合物微球的制備及性能評(píng)價(jià)［J］.油田化學(xué)，2015，32（2）：198-203.

［19］ 盧祥國(guó)，高振環(huán)，閆文華. 人造巖心滲透率影響因素試驗(yàn)研究［J］.大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，1994，13（4）：53-55.

［20］ 盧祥國(guó)，高振環(huán). 聚合物分子量與巖心滲透率配伍性——孔隙喉道半徑與聚合物分子線團(tuán)回旋半徑比［J］.油田化學(xué)，1996（1）：72-75.

［21］ 盧祥國(guó)，王偉. Al3+交聯(lián)聚合物分子構(gòu)型及其影響因素［J］.物理化學(xué)學(xué)報(bào)，2006（5）：631-634.

［22］ 盧祥國(guó)，姜維東，王曉燕. Cr3+、堿和表面活性劑對(duì)聚合物分子構(gòu)型及滲流特性影響［J］.石油學(xué)報(bào)，2009（5）：749-754.

［23］ 王曉燕，盧祥國(guó)，姜維東. 正負(fù)離子和表面活性劑對(duì)水解聚丙烯酰胺分子線團(tuán)尺寸的影響及其作用機(jī)理［J］.高分子學(xué)報(bào)，2009（12）：1259-1265.

［24］ 盧祥國(guó)，王曉燕，李強(qiáng)，等. 高溫高礦化度條件下驅(qū)油劑中聚合物分子結(jié)構(gòu)形態(tài)及其在中低滲油層中的滲流特性［J］.化學(xué)學(xué)報(bào)，2010（12）：1229-1234.

（編輯 楊天予）

Polymer microspheres reservoir adaptability evaluation method and the mechanism of oil displacement

Jin Yubao1，Lu Xiangguo1，Xie Kun1，Sun Zhe1，Wu Xingcai2，Liu Yigang3

（1. Petroleum Engineering College，Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163318，China；2. China Petroleum Exploration and Development Research Institute Oil Production，Beijing 100083，China；3. Tianjin Branch Institute，Cnooc (China) Co.，LTD，Tianjin 300450，China）

Researches on reservoir adaptability evaluation methods of polymeric microsphere and its flooding mechanism were carried out，taking reservoir geology and fluid property of typical area in Daqing as research platform，regarding injection pressure，moisture content and oil recovery efficiency as evaluation index. Results show that，with the extension of hydration time，the expansion times(Q) increases，the early expansion rate is faster，and after inflation rate is slow. Compared with the SMGW，the Q growth of SMGYis slow and Q is small. Compared with the polymer molecule aggregate，the size distribution of microspheres is narrow，so the inaccessible pore volume of microspheres is greater than that of the polymer solution. When polymeric microsphere samples SMGWand SMGYpass core and injection pressure reaches a steady，the permeability limitation is 237× 10-3μm2and 712×10-3μm2. Microspheres flooding mechanism is different from polymer flooding，displacement move into the larger pores and the sealing action，and the water enters the smaller pores and drives the oil. Microspheres constant-pressure experiment of recovery growth is greater than constant rate experiment，microspheres (Ⅳ) model of profile modification and oil displacement effect is superior to the effect of polymer flooding (Ⅱ) model.

book=926,ebook=91

Daqing reservoir；polymer solution；polymer microsphere；size distribution；reservoir adaptability；oil displacement efficiency；mechanism analysis

1000-8144（2017）07-0925-09

TQ 016

A

10.3969/j.issn.1000-8144.2017.07.016

2017-02-20；［修改稿日期］2017-05-01。

金玉寶（1992—），男，黑龍江省綏化市人，碩士生，電話 13284598900，電郵 675508828@qq.com。聯(lián)系人：盧祥國(guó)，電話0459-6503406，電郵 luxiangg2003@aliyun.com。

國(guó)家“十三五”科技重大專(zhuān)項(xiàng)子課題（2016ZX05058-003-010）；國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（51574086）。