盧祥國，曹豹，謝坤，曹偉佳，劉義剛，張云寶,，王曉燕,，張杰

（1. 東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318；2. 中海石油（中國）有限公司天津分公司采油工藝研究所，天津 300450；3. 中國石油大港油田公司采油工藝研究院，天津 300280）

0 引言

聚合物驅(qū)油技術是大幅度提高水驅(qū)油藏開發(fā)效果的有效方法，大慶油田自1996年開始聚合物驅(qū)油技術工業(yè)化應用，聚合物驅(qū)原油產(chǎn)量于2003年超過1 000×104t，礦場聚合物驅(qū)提高采收率幅度達到13%～14%，取得了較好的技術經(jīng)濟效果[1-3]。國內(nèi)繼大慶油田之后，勝利、河南、新疆、大港、遼河和渤海等油田相繼開展了聚合物驅(qū)或復合驅(qū)礦場試驗和應用，增油效果同樣顯著[4-6]。隨著聚合物驅(qū)工業(yè)化應用規(guī)模的擴大和應用油藏類型的增多，制約聚合物驅(qū)提高采收率幅度的不利因素開始逐漸顯現(xiàn)，噸聚增油量由井組和先導性試驗時的100～300 t下降到目前的45～50 t，技術經(jīng)濟效果逐步變差。分析認為，除油藏環(huán)境（儲集層非均質(zhì)性、平均滲透率和溶劑礦化度等）變差和生產(chǎn)管理等存在不足外，以黏度大小作為驅(qū)油劑性能優(yōu)劣的評價依據(jù)、以改善流度比作為聚合物驅(qū)驅(qū)油機理和理論基礎的做法也存在諸多問題。在該理論的指導下，聚合物研究機構和供應商主要研發(fā)、生產(chǎn)通過改變聚合物分子聚集體結構形態(tài)來增加黏度的“片-網(wǎng)”結構聚合物產(chǎn)品（如疏水締合聚合物和梳形聚合物），雖然該型聚合物的增黏性得到了提高，但其油藏適應性卻較差[7-9]，同時也加劇了注入井吸液剖面的反轉(zhuǎn)速度，最終降低聚合物驅(qū)的增油、降水效果。

為提高聚合物驅(qū)技術經(jīng)濟效果，本文以大慶、大港、長慶和渤海等油田的儲集層巖石和流體為模擬對象，探討非均質(zhì)油藏聚合物驅(qū)提高采收率的機理和技術途徑；通過對比“等黏度”和“等濃度”條件下普通聚合物溶液、甘油、“片-網(wǎng)”結構聚合物溶液和非均相弱凝膠等的驅(qū)油效果，分析其差異原因，論證聚合物類驅(qū)油劑黏度與驅(qū)油效果間的關系，探索提高聚合物類驅(qū)油劑波及體積的方法。

1 水驅(qū)油藏提高采收率機理與途徑

1.1 水驅(qū)油藏提高采收率機理

非均質(zhì)性是油藏儲集層固有特性，陸相沉積油藏非均質(zhì)性尤為嚴重[10-11]。研究表明，儲集層滲透率越高，滲流阻力越低，注入壓力相同，高滲透層及高滲透區(qū)域（后文簡稱高滲透層）吸液量較多，中低滲透層及中低滲透區(qū)域（后文簡稱中低滲透層）吸液量較少，且該現(xiàn)象隨油藏水驅(qū)開發(fā)時間的延長會逐漸嚴重，最終注入水將在高滲透層中低效甚至無效循環(huán)。

水驅(qū)采收率大小取決于波及體積和洗油效率，水驅(qū)油藏只有在波及體積達到一定程度的前提下，改善洗油效率才能顯著提高油藏采收率[12-14]，有效增加油藏內(nèi)中低滲透層或中小尺度孔隙吸液量才能實現(xiàn)擴大波及體積并大幅度提高采收率。

1.2 水驅(qū)油藏提高采收率途徑

假設儲集層中滲流為單相流，那么圓形油層中心注入井的吸液量可以表示為：

（1）式表明，增加吸液量可以通過提高注水井注入壓力與吸液指數(shù)兩種方式實現(xiàn)，而提高吸液指數(shù)最有效的方法為降低滲流阻力。

提高注入壓力可通過增加注入速度和降低儲集層滲透率2種途徑實現(xiàn)，但在油田實際操作中，增加注入速度會受到地面注入設備能力等的限制，大幅提高注入速度實現(xiàn)難度較大。此外，因高滲透層滲流阻力低，提高注入速度所增加的注入量大部分將進入高滲透層，加劇注入水對高滲透層的沖刷和破壞作用，進一步增大高滲透層的吸液能力，加劇儲集層非均質(zhì)性。故現(xiàn)場通常采用降低非均質(zhì)油藏高滲透層滲透率、增大其滲流阻力來提高注入壓力。聚合物類驅(qū)油劑在多孔介質(zhì)內(nèi)具有滯留作用，可以實現(xiàn)增大高滲透層滲流阻力的目標。

降低滲流阻力主要是降低中低滲透層滲流阻力。在非均質(zhì)油藏注水開發(fā)過程中，受儲集層非均質(zhì)性影響，與高滲透層相比，中低滲透層滲流阻力較高，吸液量較小。通過降低中低滲透層滲流阻力，可以增加其吸液量，達到調(diào)整吸液剖面目的。壓裂、酸化等措施都可以降低中低滲透層滲流阻力，其中壓裂措施以其穿透能力強、施工工藝簡單和成本較低而得到廣泛應用[15]。

2 聚合物類驅(qū)油劑驅(qū)油機理

非均質(zhì)油藏化學驅(qū)提高采收率關鍵在于擴大波及體積，通過增加中低滲透層或中小孔隙吸液壓差能夠達到擴大波及體積的效果。聚合物類驅(qū)油劑具有選擇性封堵高滲透層的性能，注入后可降低高滲透層滲流能力，進而提高注入壓力，增加中低滲透層的吸液量。聚合物驅(qū)提高采收率的機理主要為擴大波及體積[12,16-17]，現(xiàn)有聚合物驅(qū)驅(qū)油理論認為聚合物類驅(qū)油劑主要通過降低驅(qū)替相和被驅(qū)替相流度比來提高采收率，根據(jù)流度比的定義，降低流度比有 2個途徑：①增加驅(qū)油劑黏度；②降低驅(qū)油劑相滲透率。目前增加黏度是實驗室和礦場最常用的方法。

黏度是評價流體內(nèi)摩擦力大小的指標，通常采用布氏黏度計進行測量。布氏黏度計測量的是套筒內(nèi)液體對轉(zhuǎn)子產(chǎn)生的扭矩值，測得的黏度值體現(xiàn)了宏觀空間尺度下流體的內(nèi)摩擦力大小。宏觀尺度下，聚合物類驅(qū)油劑黏度大小與聚合物相對分子質(zhì)量、濃度、聚合物分子聚集體形態(tài)和溶劑礦化度等因素有關；微觀尺度下，聚合物類驅(qū)油劑的黏度與宏觀尺度下存在明顯差異，研究表明[18-19]，相同剪切速率下，聚合物類流體的黏度隨孔道特征尺寸減小而降低，特別是在微觀尺度、低剪切速率下受孔道特征尺寸影響更顯著。因此，微觀尺度下多孔介質(zhì)中聚合物類驅(qū)油劑的增黏性會顯著降低，此時黏度并不起主導作用，而聚合物在微孔內(nèi)因滯留作用而產(chǎn)生的附加滲流阻力的作用則成為聚合物驅(qū)的主要驅(qū)油機理。

聚合物類驅(qū)油劑（如部分水解聚丙烯酰胺）進入儲集層多孔介質(zhì)后，會優(yōu)先進入高滲透層，由于化學吸附和機械捕集作用在高滲透層發(fā)生滯留，并產(chǎn)生附加滲流阻力，在保持注入速度不變條件下全井注入壓力將升高，進而達到增加中低滲透層吸液壓差和吸液量的目的，這個過程稱為吸液剖面調(diào)整。同樣，聚合物類驅(qū)油劑轉(zhuǎn)向進入中低滲透層后也會發(fā)生滯留，產(chǎn)生附加滲流阻力，而且相同吸液量下滲流阻力增幅遠大于高滲透層。隨著儲集層吸入驅(qū)油劑量不斷增加，注入壓力也會持續(xù)升高[20]。為了避免儲集層破裂引起驅(qū)油劑突進而降低波及體積，礦場注入壓力一般不超過儲集層巖石破裂壓力。隨著聚合物驅(qū)過程的持續(xù)進行，注入端各個小層吸液壓差逐漸減小，中低滲透層表現(xiàn)更為顯著，最終中低滲透層吸液量逐漸降低甚至完全不吸液。

綜上所述，聚合物驅(qū)的主要機理為聚合物類驅(qū)油劑注入地層后在油藏高滲透層滯留，提升注入壓力，增加中低滲透層吸液壓差和吸液量，達到擴大波及體積的效果。目前聚合物驅(qū)驅(qū)油理論探索與礦場試驗中均存在過度追求增加驅(qū)油劑黏度來提高采收率的問題，然而物理模擬實驗結果證實聚合物驅(qū)驅(qū)油效果與驅(qū)油劑黏度并不存在正相關關系。

3 不同驅(qū)油劑、不同注入方式下驅(qū)油效果

3.1 “等黏度”條件下聚合物溶液與甘油驅(qū)油效果

驅(qū)替溶液：采用大慶油田清水配制聚合物和甘油溶液，調(diào)整藥劑濃度使兩者黏度近似為50 mPa·s。

實驗巖心：選用相同人造巖心2塊，尺寸均為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，由高、中、低滲透3層構成，各層等厚，厚度1.5 cm。2塊巖心高、中、低滲透層氣測滲透率均分別近似為 2 400×10?3，800×10?3，300×10?3μm2。

實驗用原油：采用大慶油田脫氣、脫水原油與白油混合而成，黏度為9.8 mPa·s（45 ℃）。

實驗步驟：①巖心抽真空飽和地層水，計算孔隙體積；②飽和油，油驅(qū)水至含水率為0，計算飽和油體積；③水驅(qū)油至含水率98%后，注入甘油0.3 PV（孔隙體積倍數(shù)），再水驅(qū)至含水率98%，再注入聚合物溶液0.3 PV，最后水驅(qū)至含水率98%；④記錄整個驅(qū)替過程中巖心出入口壓力、產(chǎn)油、產(chǎn)水量；⑤取另一塊巖心，重復第①、②步；⑥將聚合物與甘油的注入順序交換，重復第③、④步。

實驗結果：①水驅(qū)采收率為 36.5%，水驅(qū)后進行甘油驅(qū)采收率提高13.9%，甘油驅(qū)后再聚合物驅(qū)采收率提高 13.9%，最終采收率 64.3%；②水驅(qū)采收率為36.2%，水驅(qū)后聚合物驅(qū)采收率提高26.9%，聚合物驅(qū)后再甘油驅(qū)采收率提高4.9%，最終采收率68.0%。由此可見，水驅(qū)后先實施聚合物驅(qū)開發(fā)效果較好，最終采收率比水驅(qū)后先實施甘油驅(qū)高3.7%，這主要是因為聚合物為線性高分子材料，分子聚集體尺寸較大，更易在多孔介質(zhì)內(nèi)滯留，產(chǎn)生附加滲流阻力較大，注入壓力升幅更高，因而中低滲透層吸液壓差和吸液量增幅較大，擴大波及體積效果較好。同時也說明，盡管甘油與聚合物黏度基本一致，驅(qū)替流程相同，但驅(qū)替順序不一樣，其效果也有較大差異。

3.2 不同類型聚合物溶液驅(qū)油效果

驅(qū)替溶液：采用大港油田港西三區(qū)注入水（總礦化度6 726 mg/L，Ca2+、Mg2+總含量53 mg/L）配制普通超高相對分子質(zhì)量聚合物溶液（HTPW，相對分子質(zhì)量2 500×104）、疏水締合聚合物溶液（APP4，在普通聚合物分子中引入少量疏水基團，在疏水作用下產(chǎn)生分子鏈聚集，大分子鏈產(chǎn)生分子內(nèi)或分子間締合，形成“片-網(wǎng)”結構[21]）、梳形聚合物溶液（CAB20，聚合物的主鏈具有含強極性基團和烴基的短側(cè)鏈，側(cè)鏈具有體積和電性排斥作用，主鏈不易卷縮，具有“片-網(wǎng)”結構，增黏效果較強，分子聚集體流體力學尺寸較大[22]），所用聚合物均為丙烯酰胺類。

實驗巖心：①選用相同人造非均質(zhì)巖心 4塊，尺寸均為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，由高、中、低滲透3層構成，各層等厚，厚度1.5 cm，4塊巖心高、中、低滲透層氣測滲透率均分別近似為 4 400×10?3，800×10?3，200×10?3μm2；②選用相同人造均質(zhì)巖心 3 塊，尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，3塊巖心氣測滲透率均分別近似為 1 800×10?3μm2，巖心中部布置 1 個測壓孔。

實驗用原油：采用大港油田港西三區(qū)脫氣、脫水原油與白油混合而成，黏度為40.0 mPa·s（53 ℃）。

非均質(zhì)巖心實驗方案：共設計4套方案（見表1），方案1-1—方案1-3為“等濃度”條件下不同類型聚合物驅(qū)效果對比方案；方案1-4為方案1-1的對比方案，主要對比不同濃度但“等黏度”條件下的開發(fā)效果。

均質(zhì)巖心傳輸運移實驗方案：共設計 3套方案（見表 2），用于對比“等濃度”條件下不同類型聚合物驅(qū)中聚合物溶液的傳輸運移能力。

非均質(zhì)巖心驅(qū)油效果實驗步驟：①巖心抽真空飽和地層水，計算孔隙體積；②飽和油，油驅(qū)水至含水率為0，計算飽和油體積；③水驅(qū)油至含水率98%后，注入APP4聚合物溶液（方案1-1）0.3 PV，再水驅(qū)至含水率98%；④記錄整個驅(qū)替過程中巖心出入口壓力、產(chǎn)油、產(chǎn)水量；⑤取另一塊巖心，重復第①、②步；⑥將聚合物更換為CAB20（方案1-2），或不同濃度的HTPW（方案1-3、1-4），重復第③、④步。

均質(zhì)巖心傳輸運移實驗步驟：①巖心抽真空飽和地層水；②注入APP4聚合物溶液（方案2-1）1 PV，再注入水1 PV；③記錄整個驅(qū)替過程中巖心入口和中部壓力；④取另一塊巖心，重復第①步；⑤將聚合物溶液更換為CAB20（方案2-2），或HTPW（方案2-3），重復第②、③步。

由非均質(zhì)巖心實驗結果（見表1）可以看出，在聚合物濃度相同條件下，盡管疏水締合聚合物溶液和梳形聚合物溶液黏度遠高于超高相對分子質(zhì)量聚合物溶液[21-24]，但超高相對分子質(zhì)量聚合物驅(qū)采收率增幅卻高于疏水締合聚合物與梳形聚合物溶液。在聚合物溶液黏度（濃度不同）基本相同條件下（方案1-1與方案1-4），超高相對分子質(zhì)量聚合物驅(qū)采收率增幅明顯高于疏水締合聚合物。

表1 不同類型聚合物溶液驅(qū)油實驗方案設計與開發(fā)指標數(shù)據(jù)表

從注入壓力曲線（見圖1）可以看出，盡管疏水締合聚合物溶液和梳形聚合物溶液注入壓力較高，但壓力主要消耗在注入端附近，這點在均質(zhì)巖心傳輸運移實驗結果中體現(xiàn)更清晰（見表2），這說明聚合物驅(qū)中聚合物溶液的傳輸運移效果較差。從含水率變化曲線看（見圖2），疏水締合聚合物和梳形聚合物驅(qū)后，含水率最大降幅小于超高相對分子質(zhì)量聚合物驅(qū)，說明疏水締合聚合物和梳形聚合物在高滲透層滯留能力較弱，形成的滲流阻力較小，液流轉(zhuǎn)向進入中低滲透層中的量較小，效果較差。

表2 不同類型聚合物溶液傳輸運移能力實驗方案設計與驅(qū)替壓力數(shù)據(jù)

圖1 3種聚合物驅(qū)注入壓力曲線

圖2 3種聚合物驅(qū)含水率變化曲線

黏度是流體內(nèi)摩擦力大小的評價指標，聚合物溶液內(nèi)摩擦力大小與聚合物相對分子質(zhì)量、聚合物濃度、溶劑礦化度和聚合物分子結構形態(tài)等因素密切相關，通過增加聚合物濃度和改變分子結構形態(tài)均可達到增黏目的。圖 1顯示，疏水締合聚合物溶液和梳形聚合物溶液后續(xù)水驅(qū)結束時注入壓力較低，這主要是因為“片-網(wǎng)”結構聚合物與線型結構普通聚合物相比（見圖3），聚合物分子聚集體流體力學尺寸明顯增大，與巖石孔隙空間的配伍性變差，聚合物溶液注入困難，同時因孔隙對聚合物的剪切作用，聚合物分子聚集體在一定程度上遭到破壞，沿程滯留能力降低，其對高滲透層選擇性封堵能力變?nèi)酢?/p>

圖3 聚合物分子聚集體結構形態(tài)

3.3 注入方式對驅(qū)油效果的影響

驅(qū)替溶液：采用長慶油田長4+5儲集層注入水（總礦化度68 030 mg/L，Ca2+、Mg2+總含量5 197 mg/L）配制聚合物溶液（相對分子質(zhì)量 100×104，濃度 50 mg/L）、非均相弱凝膠（相對分子質(zhì)量100×104，濃度50 mg/L，交聯(lián)劑為Cr3+，聚合物、交聯(lián)劑比為270∶1，其中聚合物溶液為連續(xù)相，凝膠膠粒為分散相）。

實驗巖心：選用相同人造非均質(zhì)巖心3塊，尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，由高、中、低滲透3層構成，各層等厚，厚度1.5 cm，3塊巖心高、中、低滲透層氣測滲透率均分別近似為 25×10?3，5×10?3，1×10?3μm2。

實驗用原油：采用長慶油田長4+5儲集層脫氣、脫水原油與白油混合而成，黏度為9.0 mPa·s（60 ℃）。

實驗方案：共設計3套方案（見表3），用于對比整體段塞注入聚合物、非均相弱凝膠以及非均相弱凝膠-水交替注入時的開發(fā)效果。

實驗步驟：①巖心抽真空飽和地層水，計算孔隙體積；②飽和油，油驅(qū)水至含水率為0，計算飽和油體積；③水驅(qū)油至含水率 98%后，注入聚合物溶液 0.18 PV，再水驅(qū)至含水率98%；④記錄整個驅(qū)替過程中巖心出入口壓力、產(chǎn)油、產(chǎn)水量；⑤取另一塊巖心，重復第①、②步；⑥將第③步中聚合物溶液更換為非均相弱凝膠溶液，重第③、④步；⑦重復第⑤步，將第③步中的聚合物溶液更換為0.05，0.04，0.03，0.03，0.03 PV非均相弱凝膠溶液分別與0.02 PV水組成的5個段塞，重第③、④步。

由實驗結果（見表3）可以看出，水驅(qū)后非均相弱凝膠整體段塞驅(qū)采收率增加8.34%，聚合物整體段塞驅(qū)采收率增加6.28%。注入壓力曲線（見圖4）顯示，非均相弱凝膠與聚合物溶液黏度幾乎相同，但由于非均相弱凝膠在巖心中滯留能力較強，注入壓力明顯高于聚合物溶液，巖心內(nèi)中低滲透層吸液壓差和吸液量較大，液流轉(zhuǎn)向效果較好，采收率增幅較大。

表3 不同注入方式實驗方案設計與開發(fā)指標數(shù)據(jù)表

圖4 聚合物與非均相弱凝膠驅(qū)注入壓力曲線

從實驗結果（見表3）還可以看到，與弱凝膠整體段塞注入相比，弱凝膠-水交替注入采收率增加值高出3.31%，與聚合物溶液整體段塞驅(qū)油相比較，弱凝膠無論是整體段塞注入還是與水交替注入均能取得較好的增油效果。弱凝膠由凝膠分子聚集體（由部分聚合物分子鏈上部分支鏈的羧基間發(fā)生交聯(lián)反應而形成）與聚合物溶液組成，聚合物溶液為連續(xù)相，凝膠顆粒為分散相，弱凝膠黏度、凝膠分子聚集體尺寸與相同濃度聚合物溶液幾乎相同，二者油藏適應性基本相似[25-27]，但驅(qū)油效果卻相差較大。機理分析認為，首先弱凝膠中仍存在部分未參加交聯(lián)反應的交聯(lián)劑，并以游離態(tài)進入弱凝膠分子擴散雙電層中：①這一方面會中和部分弱凝膠分子鏈上的負電荷，使鏈段負電性減小，另一方面也會對弱凝膠分子鏈上羧基負離子間的靜電排斥起到屏蔽作用[28-29]；②當弱凝膠與水接觸時，水的稀釋作用一方面使原本吸附于弱凝膠分子鏈表面的交聯(lián)劑發(fā)生脫附，分子鏈段負電性增大，同時擴散層中交聯(lián)劑數(shù)量減少，減弱交聯(lián)劑對弱凝膠分子鏈上羧基負離子間的靜電排斥屏蔽作用，引起Zeta電位增高、擴散雙電層厚度增加和弱凝膠分子鏈伸展程度增大。其次與聚合物分子鏈不同，弱凝膠分子聚集體內(nèi)部存在局部三維空間結構，水的稀釋作用難以破壞該形態(tài)，且水分子受到弱凝膠分子鏈上親水基團的吸引不斷進入分子鏈內(nèi)部，形成水化膨脹。水的稀釋作用導致分子鏈的伸展和水化膨脹，增強了弱凝膠的滯留性能，提高了擴大波及體積的能力[28-29]，因此交替注入方式能獲得更好的開發(fā)效果。

可見聚合物類驅(qū)油劑黏度的高低與驅(qū)油效果不存在正相關性，提高采收率的機理主要在于擴大水驅(qū)波及體積。聚合物類驅(qū)油劑的分子聚集體尺寸與儲集層巖石孔喉尺寸的配伍性、聚合物分子在儲集層中的滯留和傳輸運移能力是影響水驅(qū)波及體積的重要因素。采用“高滯留”（聚合物類驅(qū)油劑）與“低滯留或不滯留”（表面活性劑類驅(qū)油劑或注入水）驅(qū)油劑交替注入，可進一步改善聚合物類驅(qū)油劑驅(qū)油效果。

4 改善聚合物驅(qū)驅(qū)油效果實踐

4.1 聚合物驅(qū)“吸液剖面反轉(zhuǎn)”機理及應對措施

水驅(qū)過程中，油藏內(nèi)高滲透層滲透率較高，滲流阻力較小，注入流體進入量較大，隨著水驅(qū)采出程度的提高，水沖刷對儲集層巖石結構的破壞作用逐漸增強。聚合物類驅(qū)油劑或調(diào)驅(qū)劑注入初期，高滲透層滲流阻力較小，驅(qū)油劑優(yōu)先進入其中并滯留，孔隙過流斷面減小，滲流阻力增加，若驅(qū)油劑注入速度保持恒定，全井注入壓力將升高，注入流體轉(zhuǎn)向進入中低滲透層，波及體積擴大。同理，進入中低滲透層的驅(qū)油劑也會因滯留而增大滲流阻力，并且相同吸液量下滲流阻力增幅要遠大于高滲透層。隨著驅(qū)油劑的持續(xù)注入，驅(qū)油劑滯留的區(qū)域越來越多，全井注入壓力持續(xù)升高直至接近儲集層巖石破裂壓力。在整個過程中，中低滲透層吸液量表現(xiàn)為先升高后降低，吸液剖面發(fā)生反轉(zhuǎn)，驅(qū)油效果減弱。由此可見，非均質(zhì)油藏進行驅(qū)油劑（調(diào)驅(qū)劑）類型、濃度、段塞尺寸及其組合方式設計時，必須兼顧高滲透層和中低滲透層各自的需求特點，前者以“堵”為主，后者以“驅(qū)”為主，盡可能減少聚合物類驅(qū)油劑進入中低滲透層，降低吸液剖面反轉(zhuǎn)速度?！案邷簟迸c“低滯留或不滯留”驅(qū)油劑交替注入可以有效改善驅(qū)油效果。

4.2 非均相弱凝膠及其與水交替注入礦場試驗

4.2.1 非均相弱凝膠調(diào)驅(qū)試驗

LD10-1油田位于遼東灣地區(qū)遼西低凸起的中段，儲集層細分為6個油層組，其中Ⅱ油層組為主力，分布范圍廣且穩(wěn)定性好。Ⅱ油層組油層平均厚度大于30 m，最厚67 m；油層孔隙度29%～35%，滲透率（1 000～5 500）×10?3μm2；地層原油黏度 13.9～19.4 mPa·s。該油田2005年1月投產(chǎn)，2005年9月開始注水，2006年3月在A23井Ⅱ油層組進行非均相弱凝膠調(diào)驅(qū)試驗，采用中國石油大慶煉化公司生產(chǎn)高相對分子質(zhì)量聚合物，濃度1 200～1 500 mg/L，聚合物、交聯(lián)劑比為180∶1至270∶1。2012年試驗擴大到8口井，2016年底原調(diào)驅(qū)方案完成，轉(zhuǎn)為后續(xù)水驅(qū)。

該油田非均相弱凝膠調(diào)驅(qū)區(qū)塊取得了較好的開發(fā)效果，截至2016年底，累計注入弱凝膠0.354 PV，實現(xiàn)增油115.85×104m3，產(chǎn)出投入比高達3.179；與水驅(qū)區(qū)塊相比，調(diào)驅(qū)區(qū)塊采出程度提高7%，相同采出程度下含水率降低約10%。

4.2.2 非均相弱凝膠與水交替注入調(diào)驅(qū)試驗

NB35-2油田位于渤海中部海域，南區(qū)有水平注入井3口（B17井、B06井、B20m井），油井24口。因水驅(qū)開發(fā)效果較差，2008年始在B17、B06和B20m井組開展了多輪次非均相弱凝膠調(diào)驅(qū)試驗，所用聚合物濃度為2 800～4 000 mg/L，聚合物、交聯(lián)劑比為120∶1至180∶1，累計實施11井次（見表4，其中各井組最后一輪次為弱凝膠與水交替注入）。

從表4可以看出，B17和B06井組最后一輪為弱凝膠與水交替注入，效果較好。B17井組第5輪的效果明顯好于第3、第4輪，B06井組第3輪的效果明顯好于第1、第2輪。盡管最后一輪所用弱凝膠段塞尺寸遠小于整體注入弱凝膠段塞，但增油效果卻比整體弱凝膠段塞注入好，這主要得益于交替注入有效地改善了注入井吸液剖面（見圖5）。B17井前4輪次調(diào)驅(qū)均為弱凝膠整體段塞注入，長時間注入弱凝膠導致每輪次調(diào)驅(qū)均出現(xiàn)了明顯的吸液剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，至第 4輪次時（2015年9月）低滲透層（Ⅰ油層組（1+2）小層）幾乎不吸液，注入液基本進入高滲透層（0油層組5小層），增油量也從第3輪的10 531 m3銳減到6 582 m3；第5輪次采用弱凝膠與水交替注入方式，弱凝膠段塞尺寸從第4輪次0.011 7 PV減少到0.007 2 PV，吸液剖面（2017年10月）顯示Ⅰ油層組（1+2）小層吸液量大幅增加，吸液剖面得到明顯改善，井組增油量從6 582 m3提高到12 617 m3，多增油6 035 m3，效果良好。而B20m井組第3輪次交替注入增油效果卻低于前2輪次，分析認為這主要是由于B20m井組位于油藏邊部，受效井少，在第3輪次交替注入弱凝膠量較少情況下，增油效果受限。

表4 調(diào)驅(qū)井基本情況

圖5 B17井不同時期吸液剖面對比

5 結論

聚合物在多孔介質(zhì)內(nèi)因滯留作用進而擴大注入水波及體積是聚合物驅(qū)提高采收率主要機理，而聚合物類驅(qū)油劑黏度與聚合物驅(qū)驅(qū)油效果不存在正相關性，具有“片-網(wǎng)”結構的聚合物雖然增黏能力較強，但與儲集層巖石孔喉結構的配伍性較差，其可注入性和抗剪切性較差，聚合物溶液選擇性封堵高滲透層的能力相對較弱。

非均相弱凝膠體系在多孔介質(zhì)內(nèi)具有較強的吸附、機械捕集作用，容易在儲集層巖石孔隙內(nèi)滯留，在高滲透層能夠建立有效的滲流阻力，與具有“等黏度”或“等濃度”的聚合物溶液相比，擴大波及體積能力更強。

長時間注入聚合物類驅(qū)油劑，勢必會導致吸液剖面反轉(zhuǎn)，大大降低聚合物驅(qū)開發(fā)效果，采用“高滯留”與“低滯留或不滯留”驅(qū)油劑交替注入，可進一步改善聚合物類驅(qū)油劑驅(qū)油效果。

符號注釋：

J——吸液指數(shù)，m3/（d·MPa）；Q——吸液量，m3/d；pin——注入壓力，MPa；pe——地層壓力，MPa。