孟祥海 鞠 野 王承州 李 翔 王 楠 周 振

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300450；2.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300450；3.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點實驗室， 黑龍江 大慶 163318）

0 引 言

渤海BZ34?3油田位于渤海南部，為夾持在多條斷層之間的一個壘塊構(gòu)造。受斷層切割和砂體分布影響，油田多為斷塊油藏，含油層段多、開采較為困難，尤其在經(jīng)歷了衰竭開采、人工注水開采、油田綜合調(diào)整這3個階段后［1］，開采油藏面臨儲層非均質(zhì)性加劇、油層壓力降低、含水率上升等諸多問題。針對提高油田的開發(fā)效果，前人［2?6］已經(jīng)開展了大量的室內(nèi)研究實驗。梁守成等［7］通過室內(nèi)物理模擬實驗認為，“強凝膠封堵大孔道+聚合物微球轉(zhuǎn)向中低滲透層調(diào)驅(qū)”多級調(diào)剖調(diào)驅(qū)技術(shù)兼顧了大孔道治理和中低滲透層深部液流轉(zhuǎn)向技術(shù)需求，能夠獲得較好的增油降水效果；蘇毅等［8］驗證了復(fù)合調(diào)驅(qū)體系在雙高油田中能夠有效封堵水流優(yōu)勢通道，改善油水流度比，擴大波及體積，實現(xiàn)深部調(diào)驅(qū)，提高剩余儲量動用程度，有效改善了注水開發(fā)效果；張楠等［9］認為在“復(fù)合凝膠+微球/高效驅(qū)油劑”段塞組合中，復(fù)合凝膠在高滲透層內(nèi)滯留作用較強，液流轉(zhuǎn)向效果較好，使得后續(xù)“微球/高效驅(qū)油劑”滿足中低滲透層擴大波及體積或洗油效率的需求，因而采收率增幅明顯，采收率增幅26.50%。

雖然近年來油田采用組合調(diào)驅(qū)的方法，在現(xiàn)場也取得了明顯增油降水效果，但對組合調(diào)驅(qū)方式與油藏儲層適應(yīng)性的研究分析較少。本文通過室內(nèi)實驗，對比分析了2種聚合物微球粒徑及膨脹倍數(shù)變化對人造模擬巖心的匹配性。考察5種調(diào)剖體系對人造巖心的適應(yīng)性［10］，以及在搭配不同濃度的調(diào)驅(qū)劑時產(chǎn)生的壓力、產(chǎn)液量、含水率等作出分析，獲得適用于目標(biāo)油田的段塞組合方式。這對于調(diào)剖/調(diào)驅(qū)技術(shù)個性化方案的設(shè)計及油田高效開發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。

1 調(diào)驅(qū)實驗

1.1 實驗材料

1.1.1 實驗藥劑

1.1.1.1 初低黏延緩交聯(lián)型調(diào)剖體系（調(diào)剖劑）

中等凝膠體系（702聚合物+交聯(lián)劑+固化劑乳液+促交劑）。弱凝膠體系（702聚合物+交聯(lián)劑+固化劑乳液+促交劑）。Cr3+凝膠體系（702聚合物+有機鉻交聯(lián)劑）。

有機鉻有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.52%、凍膠分散體DMG、等流度調(diào)驅(qū)劑（PPG王+PPG分散劑）。其中聚合物為702聚合物，固體質(zhì)量分?jǐn)?shù)100%，交聯(lián)劑為低溫酚醛樹脂類交聯(lián)劑，有效體積分?jǐn)?shù)為100%，固化劑為間苯二酚，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)100%。

1.1.1.2 非連續(xù)性調(diào)驅(qū)體系（調(diào)驅(qū)劑）

主要為聚合物微球，為納米型熒光示蹤微球，質(zhì)量濃度3 000 mg/L，有效物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為100%。以上實驗藥劑均由中海油田服務(wù)股份有限公司天津分公司提供。

1.1.2 實驗用水

BZ34?3油田注入水，總礦化度為8 057.82 mg/L，離子質(zhì)量濃度：K++Na+為2 735.03 mg/L、Ca2+為192.58 mg/L、Mg2+為29.61 mg/L、Cl-為4 624.52 mg/L、SO42-為30.2 mg/L、HCO3-為445.88 mg/L。

1.1.3 實驗巖心

實驗巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心，巖心尺寸：高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，組合調(diào)驅(qū)方式與儲層適應(yīng)性研究所用巖心為3層非均質(zhì)巖 心，滲透率分別為10 000×10-3、2 000×10-3、500×10-3μm2。

1.2 實驗設(shè)備

實驗儀器：四聯(lián)攪拌器配制、DV?Ⅱ型布氏黏度儀、電熱恒溫烘箱、奧特光學(xué)儀器BDS400倒置生物熒光顯微鏡、磁力攪拌器、平流泵、手搖泵、壓力表、巖心夾持器、中間容器和燒杯等。

實驗條件：實驗溫度為65 ℃，除平流泵和手搖泵外，其他部分均置于65 ℃恒溫箱內(nèi)。

實驗流程見圖1。

圖1 實驗裝置及流程示意 Fig. 1 Sketch of experiment equipment and work flow

1.3 實驗方法和步驟

1.3.1 組合調(diào)驅(qū)體系性能評測

用渤海BZ34?3油田的現(xiàn)場注入水配制質(zhì)量濃度為5 000 mg/L的聚合物母液備用，用注入水稀釋成質(zhì)量濃度為3 000、3 500、4 000 mg/L的目標(biāo)液，然后搭配其他藥劑，分別配制成不同的調(diào)剖體系。將配制好的各調(diào)剖體系放入65 ℃恒溫箱中，然后定期用DV?Ⅱ型布氏黏度儀測試不同時間下的黏度變化。配制質(zhì)量濃度為3 000 mg/L的納米型熒光微球溶液，采用磁力攪拌器攪拌均勻后，放置溫度為65 ℃恒溫箱內(nèi)進行緩膨，采用奧特光學(xué)儀器BDS400生物熒光顯微鏡定期觀察微球的粒徑變化。

1.3.2 實驗步驟

（1）將3層非均質(zhì)巖心抽真空飽和水，在注模擬注入水的過程中，待壓力波動至平穩(wěn)后，記錄注入壓力，計算巖心水測滲透率；

（2）飽和油老化12 h后，記錄飽和油體積，計算含油飽和度；

（3）分別水驅(qū)至含水率80%、98%，記錄注入壓力，出液量和出水量；

（4）注入調(diào)剖劑0.1 PV，候凝3 d，注入示蹤微球0.2 PV，緩膨7 d后，記錄注入壓力、出液量和出水量；

（5）后續(xù)水驅(qū)至含水率98%，計算最終采收率。

以上實驗階段注入速度為0.9 mL/min，記錄時間間隔為10 min，收集采出液，計算含水率和采收率，繪制相關(guān)特征曲線，并以此為指標(biāo)評價調(diào)剖劑/調(diào)驅(qū)劑與儲層的適應(yīng)性。

2 調(diào)驅(qū)工藝方案設(shè)計

采用體積法、經(jīng)驗公式法、壓力指數(shù)（pI）/充滿度（FD）法3種方法分別計算堵劑用量，取3種算法計算堵劑用量的平均值作為最終堵劑用量。

2.1 體積法

計算公式為：

式中：V1——工作液注入總量，m3；

V2——封竄段塞注入工作液量，m3；

V3——調(diào)驅(qū)段塞注入工作液量，m3；

re——外沿半徑，取調(diào)驅(qū)井組平均油水井距，m；

rt——凝膠體系調(diào)剖半徑，m；

rw——內(nèi)沿半徑，統(tǒng)一取3 m；

h——調(diào)驅(qū)層厚度，m；

?——孔隙度，%；

α——注入液的方向系數(shù)；

γ——工作液注入的面積系數(shù)；

η——注入孔隙體積倍數(shù)；

κ——高滲透層厚度占注水地層厚度的比例，取0.1。

式（1）中注入孔隙體積倍數(shù)η，采用油藏工程方法進行模擬優(yōu)化，通過模擬不同注入孔隙體積倍數(shù)條件下堵劑用量對應(yīng)的措施效果，優(yōu)化出最優(yōu)的堵劑用量。根據(jù)不同注入孔隙體積倍數(shù)的生產(chǎn)天數(shù)與日產(chǎn)油量的關(guān)系（圖2），推薦注入量為0.09 PV，預(yù)測其累計年增油量為8 560 m3。

圖2 不同注入孔隙體積倍數(shù)的生產(chǎn)時間與日產(chǎn)油量關(guān)系Fig. 2 Relations between production time and daily oil production for different injected PV

工作液段塞注入量：孔隙度?為33.4%、方向系數(shù)α為0.7、面積系數(shù)γ為0.6、調(diào)驅(qū)層厚度h為14.6 m、注入孔隙體積倍數(shù)η為0.09、外沿半徑re為385 m、內(nèi)沿半徑rw為3 m、工作液注入總量V1為85 786 m3、封竄外沿半徑為100 m、封竄內(nèi)沿半徑rw為3 m、高滲層占比為0.08、封竄段塞注入工作液量V2為5 140 m3。調(diào)驅(qū)段塞注入工作液量V3為80 646 m3。

2.2 經(jīng)驗公式法

依據(jù)調(diào)驅(qū)井組的歷史存水量，進行堵劑用量設(shè)計，具體計算公式為：

式中：V′——封竄段塞用量，m3；

V''——調(diào)驅(qū)段塞用量，m3；

V——工作液注入總量，m3；

V0——注水井組存水量， m3；

τ——水竄通道比例系數(shù)；

σ——水驅(qū)優(yōu)勢通道比例系數(shù)。

按上述方法，結(jié)合目標(biāo)井組的存水量，計算得到堵劑用量。堵劑用量構(gòu)成：存水量V0為37.5×104m3，水竄通道比例系數(shù)τ為0.013 5，水驅(qū)優(yōu)勢通道滲流比例系數(shù)σ為0.228，封竄段塞用量V′為5 063 m3，調(diào)驅(qū)段塞用量V''為85 500 m3，工作液注入總用量V為90 563 m3。

2.3 pI /FD法

凝膠體系封竄段塞主要用于封堵油水井之間的水竄通道，非連續(xù)性調(diào)控劑主要用于儲層深部液流轉(zhuǎn)向，均能實現(xiàn)提高水井的pI/FD值，堵劑用量可采用pI/FD決策公式計算，即：

式中：W——封竄段塞用量，m3；

VV——調(diào)驅(qū)段塞用量，m3；

VZ——工作液注入總量，m3；

β——凝膠體系用量系數(shù)，m3/（MPa·m）；

ζ——非連續(xù)性調(diào)控劑用量系數(shù)，m3/m；

h——調(diào)驅(qū)層厚度，m；

ΔpI——調(diào)剖劑前后pI值變化，MPa；

ΔFD——調(diào)驅(qū)前后FD增幅。

利用pI/FD計算得到該油田的堵劑用量，pI/FD法堵劑用量構(gòu)成：調(diào)驅(qū)層厚度h為14.6 m，凝膠體系用量系數(shù)β為140 m3/（MPa·m），調(diào)控劑用量系數(shù)ζ為130 m3/m，ΔpI為2.5 MPa，ΔFD為38 %，封竄段塞用量W為5 110 m3，調(diào)驅(qū)段塞用量VV為83 220 m3，工作液注入總量VZ為88 330 m3。

根據(jù)3種方法算得堵劑量的平均值分別為：堵劑總用量為88 200 m3，備用的凝膠體系用量為5 100 m3，非連續(xù)性調(diào)控劑用量為83 100 m3。

根據(jù)以上3種算法計算結(jié)果，模擬不同注入孔隙體積倍數(shù)條件下堵劑用量對應(yīng)的措施效果，優(yōu)選出最優(yōu)的堵劑用量。最終獲得目標(biāo)油田最優(yōu)的堵劑總用量為88 200 m3，凝膠體系堵劑用量為5 100 m3，非連續(xù)性調(diào)控劑用量為83 100 m3。

3 結(jié)果分析

3.1 組合調(diào)驅(qū)體系性能評測

3.1.1 各調(diào)剖體系不同成膠時間的黏度

在溫度為65 ℃時，成膠時間與成膠變化的測定結(jié)果（表1）可知中等凝膠、弱凝膠和鉻凝膠［11］這3種調(diào)剖體系在10 h內(nèi)黏度增加較少，38 h后黏度急劇增加，72 h內(nèi)這3種凝膠體系具有良好的成膠強度，黏度均超過20 000 mPa·s，考慮到這3種調(diào)剖劑的注入性及封堵能力，選擇調(diào)剖劑的候凝時間為72 h。分析認為38 h聚合物分子發(fā)生分子間交聯(lián)，分子膨脹速度變快，形成了區(qū)域性網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)［12］，72 h后單位體積內(nèi)交聯(lián)劑分子與聚合物鏈段的接觸接近完善，黏度上升較快；等流度調(diào)驅(qū)劑和DMG［13］這2種體系分子間未發(fā)生交聯(lián)，聚團能力較弱，表現(xiàn)為黏度低，成膠效果不佳。

表1 各調(diào)剖體系不同成膠時間的黏度Table 1 Viscosities of each profile control system for different gelation time

3.1.2 不同水化時間的微球粒徑

當(dāng)質(zhì)量濃度為3 000 mg/L時，納米型、超分子型微球粒徑隨水化時間觀測結(jié)果見圖3。從圖3可以看出，在微球質(zhì)量濃度一定條件下，聚合物微球粒徑在不同時間下的變化值表明聚合物微球遇水膨脹［14］。納米型微球初始粒徑較小且顆粒間出現(xiàn)聚并現(xiàn)象，水化過程中粒徑逐漸增大，分散性變好。超分子型微球，微球大小較為均勻，分散性較好，但水化過程中微球數(shù)目逐漸減少，且出現(xiàn)沉淀。

圖3 不同水化時間微球粒徑顯微照片F(xiàn)ig. 3 Micro-photos of microsphere particle size for different hydrated time

3.1.3 調(diào)驅(qū)劑粒徑中值隨水化時間及質(zhì)量濃度的變化

不同質(zhì)量濃度的納米型和超分子型微球粒徑中值在不同水化時間的測試測試結(jié)果見表2。

從表2可以看出，隨微球質(zhì)量濃度增加，納米型微球粒徑中值變化幅度較小，粒徑中值呈現(xiàn)“增—緩—增”的趨勢，初始粒徑中值為1.50～1.62 μm，7 d后粒徑中值為8.65～8.92 μm。

表2 不同質(zhì)量濃度和水化時間下的粒徑中值Table 2 Median particle size with different mass concentration and hydration time

由此可見微球質(zhì)量濃度變化對納米型微球粒徑中值影響程度不大。超分子型微球粒徑中值隨微球質(zhì)量濃度增加，粒徑中值呈現(xiàn)“增—增—緩”的趨勢，宏觀上靜止3 h的超分子型微球出現(xiàn)了白色沉淀，微球顆粒間聚并現(xiàn)象加劇，分散性變差，隨水化時間延長，粒徑逐漸增大，質(zhì)量濃度為3 000 mg/L時最終粒徑中值為19.80 μm，是3種質(zhì)量濃度中最大的粒徑中值，質(zhì)量濃度越高反而不利于該類型微球的水化膨脹?？紤]到微球與巖石孔喉間存在匹配性關(guān)系，當(dāng)滲透率過低時，微球數(shù)量越多，在巖心端面滯留引起的端面效應(yīng)越嚴(yán)重，導(dǎo)致進入多孔介質(zhì)內(nèi)部微球量越少，從滿足實驗需求及經(jīng)濟角度分析，選用質(zhì)量濃度為3 000 mg/L的納米微球。

3.1.4 調(diào)驅(qū)劑參數(shù)隨水化時間的變化

在溫度為65 ℃時，不同類型調(diào)驅(qū)劑在不同水化時間的粒徑和體積變化結(jié)果見表3。

由表3可知，調(diào)驅(qū)劑粒徑膨脹倍數(shù)和體積膨脹倍數(shù)都隨水化時間的增加而增大，納米型微球水化后粒徑增大，分散性改善。超分子型微球初始粒徑膨脹倍數(shù)較小，水化膨脹速度較快，有明顯的分散性。

表3 不同類型和水化時間下微球的膨脹倍數(shù)Table 3 Expanded multiples for different-type microspheres and hydrated time

分析認為微球的親水離子基團水解形成可移動的離子后，分子內(nèi)部和外部產(chǎn)生了離子濃度差，形成滲透壓差。

水化初期階段吸水膨脹速率較快；吸水到一定程度后，滲透壓差變小，吸水膨脹速率逐漸趨于緩慢，并最終達到平衡［15］。

3.2 調(diào)剖劑類型對增油效果的影響

3.2.1 采收率

在65 ℃、質(zhì)量濃度為3 000 mg/L示蹤微球、巖心滲透率分別為10 000×10-3、2 000×10-3、500×10-3μm2條件下，調(diào)剖劑類型對增油降水效果影響實驗結(jié)果見表4。從表4可以看出，在調(diào)驅(qū)劑相同質(zhì)量濃度條件下，調(diào)剖劑類型對調(diào)驅(qū)效果產(chǎn)生明顯影響。各采收率增幅從高到低依次為中等凝膠、弱凝膠、鉻凝膠、等流度調(diào)驅(qū)劑和凍膠分散體。其中“中等凝膠+示蹤微球”體系采收率明顯高于其他組合調(diào)驅(qū)體系，采收率增幅可達22.46%，分析認為水驅(qū)時，注入水首先進入滲流阻力較小的高滲層，因此波及的范圍主要是高滲層，后續(xù)注入的凝膠也會優(yōu)先進入高滲層，又因中等凝膠成膠后強度較高，滯留性能較強，迫使后續(xù)的微球進入中低滲層進行緩膨，產(chǎn)生的滲流阻力較大，因此驅(qū)油效果較好。

表4 不同實驗方案的含油飽和度、采收率實驗結(jié)果對比Table 4 Comparisons of experiment results of oil saturation and recovery factor for different programs

3.2.2 動態(tài)特征

實驗注入過程中注入壓力、含水率、采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系見圖4。從圖4可以看出，在注樣階段，各調(diào)剖體系注入壓力上升，中等凝膠體系注入壓力明顯高于其他調(diào)剖體系，表明中等凝膠體系在高滲透層的滯留性較強，液流轉(zhuǎn)向的效果較好，促使調(diào)驅(qū)劑（聚合物微球）能夠有效地發(fā)揮深部調(diào)驅(qū)的作用，因此中-低滲透層吸液量增加，波及效果明顯，采收率增幅相對較大。

圖4 不同調(diào)剖劑注入孔隙體積倍數(shù)與注入壓力、 含水率、 采收率的關(guān)系Fig. 4 Relations of PV vs. injection pressure, watercut and recovery factor for different profile control agents

3.3 調(diào)驅(qū)劑質(zhì)量濃度對增油效果的影響

當(dāng)水驅(qū)至含水率80%、示蹤微球注入量為0.2 PV時，巖心含油飽和度為69.55%。在不同調(diào)驅(qū)劑質(zhì)量濃度（1 000、3 000、5 000 mg/L）下，各凝膠體系對增油降水效果影響實驗結(jié)果見表5。

表5 不同調(diào)驅(qū)劑質(zhì)量濃度的采收率對比Table 5 Comparisons of recovery factors for different profile-control agent's mass concentrations

由表5可知，在調(diào)剖體系相同條件下，隨著調(diào)驅(qū)劑（微球）質(zhì)量濃度增加，采收率逐漸增大。相同微球質(zhì)量濃度下，“中等凝膠+微球”采收率增幅最高，“等流度調(diào)驅(qū)劑+微球”和“凍膠分散體+微球”采收率相對于其他幾種組合調(diào)驅(qū)體系增幅較小，這表明調(diào)剖劑的作用非常重要，如果調(diào)剖劑封堵效果不佳，在注入微球階段，聚合物微球就會大部分進入高滲層，水化緩膨7 d后，雖然對高滲層有一定封堵效果，但封堵效果非常有限，擴大波及體積效果不佳，采收率增幅較小。

3.4 不同段塞尺寸組合對增油效果的影響

3.4.1 采收率

在調(diào)剖劑類型和調(diào)驅(qū)劑類型一定的條件下，調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑的不同段塞尺寸組合對增油降水效果影響實驗結(jié)果見表6。

從表6可以看出，在調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑類型一定條件下，調(diào)剖調(diào)驅(qū)劑不同段塞尺寸搭配組合對增油降水存在影響。

表6 不同段塞尺寸組合的采收率對比實驗結(jié)果Table 6 Experimental compared results of recovery factor for different plug size combinations

其中方案3?1比方案3?2采收率增幅高，說明凝膠對高滲透層配伍性較好，3 d后凝膠黏度變大，在高滲透層產(chǎn)生了有效滯留，使后續(xù)注水波及到了部分中滲透層，其中一部分剩余油被驅(qū)替出來；而單一的注入微球，由于粒徑較小基本流入高滲層，即使水化7 d后，與高滲層的配伍性仍然很差，基本隨后續(xù)注入水一起流出，因此采收率增幅較低；方案3?3至方案3?6采用組合調(diào)驅(qū)的方式交替注入，其中方案3?4比方案3?3采收率增幅高，分析認為注入適量凝膠會對高滲層產(chǎn)生有效封堵，促使后續(xù)微球波及到中滲透層發(fā)揮出深部調(diào)驅(qū)的作用，而方案3?3注入凝膠量較少，因此產(chǎn)生的滲流阻力會被后續(xù)液體輕易突破，微球調(diào)驅(qū)的能力也被大大縮減；方案3?5和方案3?6表明凝膠起主導(dǎo)作用，先注入的微球流經(jīng)高滲透層，產(chǎn)生的液流轉(zhuǎn)向效果甚微，深部調(diào)驅(qū)的作用較弱，后注入的凝膠對高滲會產(chǎn)生封堵，一定范圍內(nèi)，凝膠注入量越大，波及的高滲層范圍越廣，使后續(xù)水波及中滲透層的范圍也隨之?dāng)U大，使之驅(qū)替出更多的剩余油。

對比幾種方案表明合理段塞尺寸組合調(diào)驅(qū)比單一凝膠調(diào)剖或微球調(diào)驅(qū)采收率效果要好。

3.4.2 動態(tài)特征

實驗注入過程中注入壓力、含水率、采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系見圖5，油藏聚合物驅(qū)模型示意見圖6。

圖5 不同段塞尺寸組合注入孔隙體積倍數(shù)與注入壓力、含水率、采收率的關(guān)系Fig. 5 Relations of PV vs. injection pressure, watercut and recovery factor for different slug-size combinations

從圖5中可以看出，隨不同段塞尺寸“調(diào)剖+調(diào)驅(qū)劑”的組合注入，采收率也呈現(xiàn)不同程度的增幅。分析認為水驅(qū)過程中，水會先進入滲流阻力較小的高滲層，而中低滲層的滲流阻力較大，因此波及程度較弱，當(dāng)高滲層注入水突破后，注入壓力進一步降低，中低滲層波及程度較弱，剩余油較多，往往水驅(qū)采收率較低，本文水驅(qū)至含水率98%的采收率也只有26.6%（圖6（a））?；瘜W(xué)驅(qū)階段，單純注入調(diào)剖劑（凝膠）（方案3?1）對高滲透適應(yīng)性較強，液流轉(zhuǎn)向能力較好，使后續(xù)水有效波及了中滲透層，使其中一部分剩余油被驅(qū)替出來（圖6（b））。注入調(diào)驅(qū)劑（微球）（方案3?2），雖然微球膨脹滯留后具有一定的液流轉(zhuǎn)向能力，但微球的滯留能力非常弱，很容易被驅(qū)替出來，采收率增幅有限（圖6（c））。先注入凝膠，后注入微球（方案3?3和方案3?4），凝膠體系首先在高滲層滯留，產(chǎn)生較高的滲流阻力，微球注入過程中，主要是進入中滲層，并在中滲層水化膨脹，因此此種注入方式，能使凝膠和微球都發(fā)揮出作用，采收率增幅較大（圖6（d）），與方案3?3相比，方案3?4采收率增幅較大，采出程度達22.46%，主要是因為方案3?3凝膠的注入量較小，后續(xù)液體溶液突破凝膠體系，從而使高滲層的封堵實效，因此采收率增幅較小。先注入微球后注入凝膠的體系（方案3?5和方案3?6），雖然注入壓力升幅較高，導(dǎo)致后續(xù)水能夠進入中低滲透層，起到較好的擴大波及體積的作用，但是微球和凝膠體系進入的都是高滲層，而微球在高滲層的滯留能力較弱，基本上沒有發(fā)揮出深部調(diào)驅(qū)的作用，因此采收率增幅較?。▓D6（e））。

圖6 5種聚合物驅(qū)油模型示意Fig. 6 Schematic diagrams of 5 polymer flooding models

4 結(jié) 論

（1）單一的調(diào)剖或調(diào)驅(qū)技術(shù)不能適應(yīng)地質(zhì)情況較為復(fù)雜油田。采用高強度連續(xù)性凝膠對無效水循環(huán)區(qū)域進行強封堵，解決方向性竄流；采用非連續(xù)性調(diào)驅(qū)材料對低效水循環(huán)區(qū)域進行微觀調(diào)整，兩者組合能有效解決目前油藏面臨的多級交叉問題。

（2）前置調(diào)剖體系對儲層適應(yīng)性的強弱直接影響后續(xù)微球調(diào)驅(qū)作用的發(fā)揮；以層內(nèi)矛盾為主同時竄逸通道或竄流速度快的儲層，建議采用“連續(xù)性凝膠調(diào)剖+非連續(xù)性微球類調(diào)驅(qū)”組合技術(shù)，從室內(nèi)模擬實驗結(jié)果得出適用于目標(biāo)油田的最優(yōu)段塞組合為“0.1 PV中等凝膠+0.2 PV優(yōu)選濃度納米微球”。