孙民笃 - 聚驱后多元注入体系提高采收率实验研究

中图分类号：TE357.45 单位代码：10425

学 号：S0602308

聚驱后多元注入体系提高采收率实验研究

Experimental Studies on Multiple-injection System to Enhance

Recovery of Oil Field after Polymer Flooding

学科专业： 油气田开发工程

研究方向： 油气田开发理论与系统工程 作者姓名： 孙民笃 指导教师： 冯其红 教授

二〇〇九年四月

Experimental Studies on Multiple-injection System to Enhance

Recovery of Oil Field after Polymer Flooding

A Thesis Submitted for the Degree of Master

Candidate：Sun Mindu

Supervisor：Prof. Feng Qihong

College of Petroleum Engineering China University of Petroleum (East China)

关于学位论文的独创性声明

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学位论文作者签名： 日期： 年 月 日

学位论文使用授权书

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保密学位论文在解密后的使用授权同上。

学位论文作者签名： 日期： 年 月 日 指导教师签名： 日期： 年 月 日

摘要

我国东部油田已开展大规模的聚合物驱，提高采收率可达10％左右，但地下仍有50％左右的原油不能开采出来，在聚合物驱后采取必要措施进一步提高采收率具有非常重要的意义。聚合物驱提高采收率有限的主要原因是沿着大孔道（或高渗透条带）窜聚及后续水驱的无效水循环现象严重，聚合物的利用率低，中低渗透部位原油得不到有效驱替。针对此，本文开展聚驱后多元注入体系提高采收率室内实验研究，通过室内实验研究，筛选了聚驱后提高采收率的多元注入体系，即阳离子凝胶微球、交联剂、高效洗油剂，并对三种实验用剂进行性能评价实验研究，具体实验及结果如下：

通过凝胶微球筛选实验，优选出阳离子凝胶微球作为大孔道封堵体系；通过溶胀实验及剪切实验，研究了聚合物的存在以及流经多孔介质后凝胶微球的粒径变化规律；通过凝胶微球粒径与地层渗透率匹配实验，得出凝胶微球粒径与地层渗透率的一一对应关系。

通过交联成胶实验及剪切稳定实验，筛选出交联体系作为中高渗透层调剖用剂；通过不同地层聚驱后注交联剂实验，研究了交联剂对不同地层调剖封堵效果及最佳适用浓度。

通过界面张力实验，筛选出高效洗油剂作为低渗层的实验用剂；通过盐度对洗油剂影响实验和稳定实验，验证洗油剂在不同条件下的稳定性能；通过洗油剂降低启动压力梯度实验及增油实验，研究了洗油剂降低启动压力梯度效果，并得出该洗油剂在提高中低渗透部位洗油效率的同时，能降低低渗透岩心的启动压力、增加其毛管数，从而提高低渗透部位的采收率。

通过二元调剖实验及三元调驱实验研究，在二元注入体系充分提高注入压力效果的基础上，验证了三元注入体系聚驱后提高采收率可能性，并能充分动用岩心的中低渗透层，提高后续水驱注入压力，使得地层的高中低三种渗透层充分发挥作用，进而较大程度起到聚驱后提高采收率效果。

关键词：凝胶微球；交联剂；驱油剂；调剖剂；聚合物驱后；提高采收率

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Experimental Studies on Multiple-injection System to Enhance Recovery of

Oil Field after Polymer Flooding

Sun Mindu(Oil & Gas Field Development Engineering)

Directed by Prof. Feng Qihong

Abstract

Polymer flooding has been large-scale carried out in eastern oil filed，enhanced oil recovery up to 10 %.But there are still underground about 50 percent of crude oil can not be exploited，It’s necessary to take the measures to enhance oil recovery after polymer flooding. The main reason for limitation of polymer flooding is polymer channeling along the major channels (or high permeability bands) and invalidity of the water cycle，the utilization rate of polymer is very low，so crude oil is not effective displaced in low-to-moderate permeable formation. Based on this problem the issue evolved a set of enhanced oil recovery experimental studies after polymer flooding. Through inner laboratory study，multiple-injection system of enhancing oil recovery after polymer flooding was optimized，ie gel microsphere、crosslinker、high efficiency oil displacing agent and behavior of three oil displacement agents was valuated，concrete experiments as follows:

Positive ion gel microspheres was selected to block off the major channels through gel microspheres screening experiment； the laws of gel microspheres grain diameter was found when existing polymer and flowing in porous medium through swelling and shearing experiments. and the matched relations of gel microsphere grain diameter and formation permeability was found through the adaptation experiment of the gel microspheres grain diameter and formation permeability.

Crosslinker was selected as profiling control agent to block off high-middle formation through gelling experiment and shearing and steady experiments，and through filling crosslinker experiment after polymer flooding in distinct formations， the profiling and blocking laws of crosslinker was studied.

High efficiency oil displacing agent was selected through interfacial tension force experiment，and the steady characters of oil displacing agent was verified under diversity environments. Through decreasing trigger pressure gradient decreasing injection pressure and increasing crude output experiments，the effect of decreasing trigger pressure gradient was studied， and while enhancing displacement efficiency，oil displacing agent could enhance oil recovery through decreasing trigger pressure gradient and was increasing capillary tubes.

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Through binary system profiling and ternary system profiling experiments，the capability of enhancing oil recovery of ternary injection system was verified based on increasing follow-up injecting pressure of binary system， the formation of low-middle permeability layer was sufficiently used， so the formation of low-middle-high permeability layer will be fully utilized while increasing follow-up water flooding injection pressure, and recovery was increased to a great degree after polymer flooding.

Key words: gel microsphere; crosslinker; oil displacing agent; profile control agent; after polymer flooding; enhanced oil recovery

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目 录

第一章 前言 .............................................................................................................................. 1

1.1 目的和意义 .................................................................................................................. 1 1.2 聚驱后提高采收率研究现状 ...................................................................................... 1

1.2.1 凝胶微球研究现状 ................................................................................................. 4 1.2.2 交联剂研究现状..................................................................................................... 7 1.2.3 高效洗油剂研究现状.............................................................................................. 9

1.3 研究内容及技术路线 .................................................................................................11

1.3.1 研究内容 ..............................................................................................................11 1.3.2 技术路线 ............................................................................................................. 12

第二章 凝胶微球评价实验研究 ............................................................................................ 14

2.1 凝胶微球筛选实验研究 ............................................................................................ 14 2.2凝胶微球溶胀实验研究 ............................................................................................. 20 2.3凝胶微球剪切变形实验研究 ..................................................................................... 22 2.4 凝胶微球粒径与地层渗透率匹配实验研究 ............................................................ 23 2.5 凝胶微球与残留聚合物协同作用实验研究 ............................................................ 30

2.5.1水驱后凝胶微球调剖和聚驱后凝胶微球调剖对比实验研究 .................................... 31 2.5.2聚驱后不同水驱时机注凝胶微球调剖实验 ............................................................. 32

2.6 小 结 ........................................................................................................................ 34 第三章 交联剂评价实验研究 ................................................................................................ 36

3.1 交联体系成胶效果实验 ............................................................................................ 36 3.2 交联体系剪切及稳定实验 ........................................................................................ 38 3.3 均质岩心聚驱后注交联剂实验 ................................................................................ 39 3.4 非均质岩心聚驱后注交联剂实验 ............................................................................ 41 3.5 小 结 ........................................................................................................................ 48 第四章 高效洗油剂评价实验研究 ........................................................................................ 49

4.1 洗油剂界面张力实验 ................................................................................................ 49 4.2 洗油剂稳定实验 ........................................................................................................ 50 4.3 盐度对洗油剂影响实验 ............................................................................................ 51

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4.4 高效洗油剂对地层启动压力梯度的影响实验研究 ................................................ 52 4.5 高效洗油剂降压增油特性实验研究 ........................................................................ 54 4.6 小 结 ........................................................................................................................ 59 第五章 多元注入体系调驱实验研究 .................................................................................... 60

5.1二元注入体系调剖实验研究 ..................................................................................... 60

5.1.1 均质岩心调剖实验研究 ........................................................................................ 60 5.1.2非均质岩心调剖实验研究 ..................................................................................... 63

5.2三元注入体系调驱实验研究 ..................................................................................... 65 5.3 小 结 ........................................................................................................................ 69 第六章 结论 ............................................................................................................................ 70 参考文献 .................................................................................................................................. 71 致谢 .......................................................................................................................................... 75

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第一章 前言

1.1 目的和意义

我国东部主力油区已开展大规模的聚合物驱，提高采收率可达10％左右，但地下仍有50％左右的原油不能开采出来，在聚合物驱后采取必要措施进一步提高采收率具有非常重要的意义。聚合物驱提高采收率有限的主要原因是沿着大孔道（或高渗透条带）窜聚及后续水驱的无效水循环现象严重，聚合物的利用率低，中低渗透部位原油得不到有效驱替。

为了解决目前存在的地层中窜聚、聚合物利用率低以及中低渗透层得不到动用的问题，有必要对地层存在的大孔道（或高渗透条带）进行封堵，并充分利用地层的中低渗透层。因而本文开展聚驱后提高采收率室内实验研究，通过物模实验，筛选适合非均质地层调驱的多元注入体系，即通过多元体系的注入，封堵地层大孔道（或高渗透条带）的同时，充分利用地层的中低渗透层，尤其是低渗层得到动用，使得地层高中低三层充分发挥作用，从而较大幅度地提高地下原油的采收率。

本文的研究结果，希望能为非均质地层聚驱后提高采收率的技术提供参考，为矿场施工及应用提供实验基础。

1.2 聚驱后提高采收率研究现状

聚合物（主要指聚丙烯酰胺）驱油是目前一种日趋成熟的提高注水开发油田采收率的方法，越来越受到人们的重视，正开始由矿场试验逐步走向工业性推广。聚合物驱油之所以能够大幅度提高注水开发油田的原油采收率[1]，一方面是由于聚合物溶液粘度较高，能够有效改善水油流度比，有利于缓解层间矛盾，改善吸液剖面，扩大驱替液体的波及体积，从而提高原油采收率。另一方面由于聚合物溶液具有粘弹效应，能够有效地驱替各种水驱残余油，提高驱油效率，从而提高原油采收率。无论是室内实验、现场实验、还是工业实施，作为三次采油方法的聚合物驱油在提高采收率方面都取得了较好的效果，大庆与胜利两大油田，聚合物驱的应用比较广泛。但是，聚合物驱后地下仍有50％左右的原油不能开采出来，在聚合物驱后采取必要措施进一步提高采收率具有非常重要的意义。由于是在三次采油之后进一步提高采收率措施，所以可称为四次采油问题。四次采油定义为：水驱后已经注入某种化学驱油剂（单一的或复合的化学剂）进行三次采

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第一章 前言

油之后，再注入另一种驱油剂(单一的或复合的化学剂)，从而进一步提高采收率。

从目前的经验和理论可看出，用于三次采油后进一步提高采收率的方法较多，例如注入单一的或复合的化学剂驱油、各种热法驱油、各种微生物方法采油等。聚合物驱后提高采收率的方法具体分为两类：

（1）聚合物驱后注入驱油剂提高采收率

从聚合物驱开始推广时，人们就不断地研究进一步提高采收率的问题。四次驱油剂的研究情况如下：1997年郭尚平等人[2，3]用表面活性剂和液晶体系作为四次采油的驱油剂进行室内研究，表面活性剂提高8.6%，液晶体系提高16%，发现聚合物驱后直接注入四次驱油剂可进一步提高采收率，但成本较高，仅限于室内研究，没有进行矿场试验；2002年卢祥国等人[4]对聚合物驱后三元复合驱的驱油效果进行了室内评价，平均提高采收率10%左右，并在大庆油田进行了先导性试验，但效果不理想且施工复杂；2002年徐德军等人[5]对聚合物驱后低浓度交联聚合物驱提高原油采收率进行了室内评价，并在孤岛油田进行了先导性试验，由于聚合物、交联剂浓度低及复杂的地层情况，没有达到理想的效果，投入产出比为1：1.2；2004年王其伟等人[6]对聚合物驱后泡沫驱提高采收率技术进行了室内研究，聚合物驱、水驱后再进行泡沫驱，采收率可提高10%，但施工情况未见报道；2004年石梅等人[7]针对大庆油田的注聚区块提出利用微生物驱进一步提高采收率的方法，并对其可行性进行了室内研究，室内提高采收率值不高，且微生物对地层条件的要求比较苛刻，推广性不强；2005年，提出了聚合物微球及纳米膜等新型驱油剂[8、9、10]。

对于平面及纵向渗透率差异较大的油藏，聚合物驱后期，由于注入水及聚合物的长期冲刷，注入水及聚合物沿高渗透层突入油井，造成注入的聚合物溶液在注水井和生产井之间循环流动，大大降低了注入聚合物的利用率。所以聚合物驱后直接注入驱油剂，会造成驱油剂突入油井的后果，起不到相应的驱油作用。

（2）聚合物驱后注入调剖剂提高采收率

注聚合物单元在相继转入后续水驱开发阶段后，由于油层的非均质性，注入水沿高渗透层突入油井，致使油井出聚浓度上升、油压下降、含水上升速度过快。因此为了使注入的驱油剂不沿大孔道突破，有必要先进行调剖再注入驱油剂。为降低生产井中聚合物的产出浓度，提高注入聚合物溶液的利用率及波及系数，必须从生产井及注入井对高渗层或高渗透条带进行封堵。徐婷等人对聚合物驱后的固定技术进行了研究[11-20]。

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我国油田化学堵水技术从20世纪50年代起在现场应用，至今已有50多年历史。最初是用水泥浆堵水，后发展了油基水泥、石灰乳、树脂、活性稠油等，60年代以树脂为主，70年代，水溶性聚合物及其凝胶开始在油田应用，从此，油田堵水技术进入一个新的发展阶段，堵剂品种迅速增加，处理井次增多，经济效益也明显提高。我国油田普遍采用注水开发方式，地层非均质性严重，油藏地质复杂，在开发中后期含水上升速度加快，目前油井生产平均含水已达80%以上，东部地区的一些老油田含水已达90%以上。因此，堵水调剖的工作量逐年增大，工作难度增加，而增油潜力降低。

根据堵水剂对油层和水层的堵塞作用，化学堵水可分为非选择性堵水和选择性堵水

[21、22、23]

。非选择性堵水是指堵剂在油井层中能同时封堵油层和水层；选择性堵水是指

堵剂只与水起作用，而不与油起作用，故只在水层造成堵塞而对油层影响甚微。 （1）非选择性调剖堵水剂

(a)树脂型调剖堵水剂；(b)无机盐沉淀型调剖堵水剂；(c)凝胶型调剖堵水剂；(d)水膨体调剖堵水剂。 （2）选择性调剖堵水剂

(a)聚合物冻胶类调剖堵水剂；(b)多元共聚物凝胶调剖堵水剂；(c)改性淀粉调剖堵水剂；(d)微生物类调剖堵水剂；(e)水泥类调剖堵水剂。 （3）调剖堵水机理

调剖堵水剂种类很多，其封堵原理也不一样，但都是利用其一种或多种特点进行堵塞目的层[24-25]。

颗粒类堵剂封堵机理:主要是靠物理堵塞，但应注意颗粒大小与空隙喉道的匹配关系；

树脂型堵剂封堵机理:主要靠化学固化后，堵剂与砂面形成化学键堵塞地层； 无机盐沉淀型堵剂封堵机理:它的封堵作用原理是，向地层注入由隔离液隔开的两种无机化学剂溶液，在地层形成沉淀堵塞物封堵地层孔道；微生物类堵剂封堵机理[26]:微生物对地层的作用是多方面的，主要通过如下两个方面达到改善注入调剖的目的:（1）微生物主要进入水流大孔道，在多孔介质中生长繁殖，形成菌丝团菌落降低的原始渗透率；（2）微生物在生长繁殖过程中会产生大量的气体，改变溶液介质的环境，一方面形成气锁，另一方面造成盐等矿物质的结晶和沉淀，堵塞出水层位，使后注驱替剂被迫绕过堵塞区，启动低渗透层，波及到水驱未波及的区域，提高采出程度。聚合物冻胶类堵剂封堵机理:以物理堵塞为主并兼有吸附和动力捕集作用，其中物理堵塞是由于聚合物

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第一章 前言

链上有许多反应基团与交联剂发生交联作用，形成网状结构，而这种结构把水包含在晶格结构中形成具有粘弹性的冻胶体，这种冻胶体在孔隙介质中间形成物理堵塞，阻止水流通过或改变水流方向。其具体作用表现在四个方面[27-30]:（1）渗透率下降:化学剂交联反应，使地层渗透率下降，高渗区下降得更加明显，其下降幅度与交联剂浓度大小及两者的配比有关；（2）油层非均质程度降低:堵水调剖可调整注水井的吸水剖面，水、油井周围的高渗区带得到降低，使驱替剂接触较大的油层；（3）滞留与捕集:部分交联体系分子及分子上的极性基团卷缩在孔道中即为捕集，阻碍水流动；（4）吸附:分子链上的极性基团与岩石表面相吸附，提高了调剖剂和堵水剂对岩石的残余阻力，增强了堵水效果。

以上各类堵剂从油藏整体上看，油井堵水的作用和效果主要体现在以下四个方面

[31]

:

（1）降低油井产液的含水比，提高产油量。

（2）增加产油层段厚度，减少高含水层厚度，改善油井的产液剖面。 （3）提高注入水的波及体积，改善驱替效率。

（4）从整体上改善开发效果，使区块含水率上升速度减缓，产液量递减度下降，

区块水驱特性曲线斜率变缓。 1.2.1 凝胶微球研究现状

注水井深部调驱技术是1995年对我国油田实际情况提出的一项提高采收率新技术，近几年，该技术成为许多研究机构和油田单位研究和应用的热点，取得了一些新的成果

[32]

。而国外主要集中在注水井深部液流转向技术的研究方面[33，34]。尽管这两项技术的

研究思路略有不同，但在化学剂体系基本组成、凝胶交联反应机理和施工工艺等方面均有许多相似之处。本节主要介绍了与深部调驱有关的凝胶颗粒调剖技术在国内外的研究、发展[35，36，37]和应用现状[38，39]。

近年来，深部调驱用化学剂得到较大发展，所用的调驱剂基本为聚合物交联形成的凝胶体系。这些深部调驱剂按其主剂类型可划分为两类：聚丙烯酰胺类和黄胞胶类。 （1）聚丙烯酰胺类调驱体系

聚丙烯酰胺是油田中应用最为广泛的处理剂，其良好的交联性能，低廉的价格和大量的工业化产品都为这一助剂的应用提供了基础。目前工业化的聚丙烯酰胺有多种类型。从分子量看，从300万到2500万不等；从分子结构看，有非水解聚丙烯酰胺、部

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分水解聚丙烯酰胺、两性离子聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺共聚物等。不同结构的聚丙烯酰胺具有不同的特性，水解度主要影响聚合物的水解性和交联反应性能，两性离子的引入能提高聚合物在多孔介质中的吸附性，而嵌段共聚物能显著提高聚合物的耐温性和抗盐性。不同聚合物都具有相同的特性，即分子链段中含有一些活性基团，-COOH和-CONH2等，这些活性集团提供了交联反应的基础。聚丙烯酰胺类调驱体系按其形成凝胶的形态和交联反应的机理不同可将其划分为两类:聚丙烯酰胺弱凝胶或称本体凝胶(BG)和胶态分散凝胶(CDG)。

①聚丙烯酰胺弱凝胶

聚丙烯酰胺弱凝胶是研究最早、并在国内外油田得到普遍应用的一种深部调驱剂，国外有的研究机构将其称为“流动凝胶”(flowing gel)，而这里所谓的“流动”是指通过视觉观察可观察到这种凝胶体系在试管内可呈现流动状态，而非固态，也不是指凝胶在多孔介质中的流动。这种凝胶以整体形式存在，交联状态为分子间交联。

这一凝胶体系主要由聚合物和交联剂两部分组成。一般选择分子量为500万以上的聚丙烯酰胺作为主剂，浓度为800ppm到5000ppm之间。所采用的交联剂主要有树脂类、二醛类和多价金属离子类。美国新墨西哥石油开采中心的Seright等对美国过去几年内的交联剂使用情况进行了调研，发现使用最多的是铬(Cr3+)、柠檬酸铝(EPT公司)和乙二醛(Pfizer公司)。我国应用较多的交联剂主要包括有机树脂预聚体、乙酸铬、乳酸铬、柠檬酸铝等。交联体系的选择应重点考虑聚合物和交联剂与地层流体、配液用水、油藏温度的配伍性和油藏的地质特征。这种凝胶体系的适用温度范围一般为20-90℃，耐盐性一般不超过100000mg/L。

目前，国内从事这方面的研究较多，但基本上集中在配方的调整及其与试验区块的配伍性研究方面，而关于该体系的交联反应机理、动静态反应条件、剪切等因素对交联反应过程的影响研究较少。国外对此体系的研究主要集中在凝胶对油水的不均衡减少机理和凝胶处理提高采收率机理方面，Zaitoun，Liang，wllhite等人对弱凝胶对油水相对渗透率的不均衡机理进行了大量的研究，Seright等人对如何采用弱凝胶封堵裂缝进行了大量的研究，研究结果表明，采用地面部分交联弱凝胶不但会降低调驱剂对非目的层的伤害，而且有利于提高凝胶封堵裂缝效果，并建议采用交联时间较短的凝胶体系进行大剂量凝胶处理裂缝，这一建议在美国Rangety油田的50多口井得到采用，取得了较好的增油降水效果，经济效益显著。弱凝胶处理技术在国外得到广泛应用，取得了较好的效果，其中美国怀俄明Campbell县的Rainbow Ranch区块采用弱凝胶进行了处理，交

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第一章 前言

联体系为阴离子聚丙烯酰胺和乙酸铬。分三段塞注入，各段塞聚合物浓度分别为1500ppm、3000ppm和4500ppm，交联剂浓度分别为130ppm、260ppm和950ppm。共注入交联体系60000桶，处理后的注水压力上升了1000Psi，累计增油达到了一万五 千多桶。

胜利油田是我国最早应用弱凝胶深部调驱体系的油田。该油田于1991年先后采用本体弱凝胶对孤东油田七区西北部进行了三井次的深部调剖处理，共注入深部调剖剂1.55万方，相当于0.05PV。该井平均井温65℃，渗透率280?10?3?m2到3800?10?3?m2。交联体系采用3000ppm高分子量的聚丙烯酰胺和500ppm乳酸铬，调剖后注水井的注水压力平均上升了3MPa左右，累计增油3100吨。目前，弱凝胶技术在我国大部分高含水油田得到普遍应用，取得了明显的经济效益。

②聚丙烯酰胺胶态分散凝胶(CDG)

胶态分散凝胶由低浓度高分子量的聚丙烯酰胺和交联剂组成。聚合物一般要求分子量在900万以上，浓度范围在100ppm到1200ppm。交联剂主要选择多价金属离子，如柠檬酸铝、乙酸铬等。

该技术最早由美国TIORCO公司于1985年提出，目前，国外也只有TIORCO一家公司在研究和应用。该公司在美国落矾山地区对29个油田采用胶态分散凝胶进行了深部处理，其中22个项目获得了成功。在俄亥俄州Campbell城的NRRU油田的深部处理比较典型，该油田井底平均温度为202oF。设计分四个段塞进行，第一个段塞采用浓度为775ppm白勺阳离子聚丙烯酰胺溶液，注入了81000桶；第二段塞采用浓度为1400ppm的阴离子聚丙烯酰胺溶液，共注入了46000桶；第三段塞采用浓度为1200ppm的阴离子聚丙烯酰胺和1000ppm的柠檬酸铝的混合溶液共198000桶；第四段塞采用浓度为300ppm的阴离子聚丙烯酰胺和265ppm的柠檬酸铝混合溶液共379000桶。处理后的半年内，生产井的平均水油比由2.3下降到2.04，最终的增油量达到了300000桶。 “九五”初期，这项技术在我国得到了广泛重视，许多从事聚合物驱的人员开始转向该技术的研究。近年来，这项技术在大庆、河南等油田进行了先导性试验，没有得到预期的效果，目前有许多从事该体系研究的人己将研究方向转移到本体凝胶体系。 （2）黄胞胶类弱凝胶

黄胞胶(也叫黄原胶)是一种生物聚合物，其分子链段中的梭基为聚合物与多价金属离子Cr3+、Al3+的交联反应提供了可能。黄胞胶凝胶的典型配方为，聚合物1000ppm到

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3000ppm，交联剂乙酸铬浓度为600ppm左右。黄原胶凝胶体系的使用温度一般限于85℃，由于黄原胶凝胶具有良好的剪切恢复性，对其交联时间的限制不大，但形成的凝胶脆性较大，抗冲刷能力不强，并且交联反应容易受到地层水矿化度和pH值的影响，一定程度上限制了这一体系的应用。

美国的Shovel-Tum油田在44口注水井中进行了黄原胶深部调剖，共注入1000ppm的黄原胶溶液和500ppm乙酸铬溶液13100方，累计增油10300吨。我国在河南、中原和华北油田也进行了黄原胶深部调剖试验，取得了较好的降水增油效果。 1.2.2 交联剂研究现状

交联剂是能与酞胺类和接基进行反应的化合物[41，42]。其研究主要是结合聚合物或者其他用剂组合产生调剖增油效果的，一类是酚类、水溶性酚醛树脂、三聚氰胺甲醛树脂、酚胺树脂等，其抗盐性好，低温时反应缓慢。另一类是过渡金属有机交联剂，主要是Al3+、

Cr3+、Ti3+、Zr4+等金属与适当的鳌合剂形成的。

（1）交联剂体系一般由醛类(常用的有甲醛、乙二醛、戊二醛等)与苯酚、苯酚二酸、

苯酚衍生物构成。它主要和聚合物中的酞胺基反应，形成弱凝胶。聚丙烯酸肢与多烃甲基间苯二酚反应后，在分子链中引入苯环，可增强弱凝胶体系的热稳定性。

（2）过渡金属有机交联剂

过渡金属有机交联剂经过水合、水解、羟桥作用后，再与聚合物的梭基作用，有效交联后形成弱凝胶。

①有机铬交联剂

有机铬交联剂通常是由还原剂将Cr6+还原为Cr3+，Cr3+再与有机酸络合，形成有机酸铬络合物，该产物再与聚丙烯酸胺形成聚合物弱凝胶体系[40]。

体系中三价铬离子是交联剂，它与多个部分水解的聚丙烯酰胺的羧基发生反应，形成完整的网络结构。有机铬交联剂可适用于较宽范围的温度和PH值条件，并能适应不同交联时间的要求。为了控制有机铬体系的成胶时间，常采用Cr3++配位鳌合物体系，目前报道的鳌合剂有己酸、丙酸、丙二酸、乳酸、葡萄糖酸、甘醇酸、水杨酸等，其中均含羧酸根，能与有机铬交联剂的配位体竞争，使三价铬离子的生成时间大幅度延后，从而使凝胶强度降低，成胶时间延长。

②有机铝交联剂

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第一章 前言

有机铝与聚合物的交联反应机理和有机铬相似，也是由于A13+经过水合、水解、羟桥作用后，再与聚合物的羧基交联。铝离子与聚合物形成的凝胶强度适中，易控制，经适当调节可形成分子内交联的弱凝胶体系。但有机铝交联剂在高温条件下水解形成沉淀，很不稳定，且交联反应过快。为了防止交联反应过快，并有效地控制反应速度，常使用柠檬酸铝作为交联剂。柠檬酸的强络合作用可以破坏铝水解所产生的羟桥结构，抑制交联反应速度。

③有机锆交联剂

有机锆交联剂由无机盐与有机配位体在高度控制的反应条件下合成。常用的有四氯化锆、氧氯化锆等。常用的有机配位体一般为胺基醇、R-二酮、乳酸等。引入有机配位体的锆交联剂稳定性提高，还可形成多核络离子，使单位交联点的强度大为增加，从而提高弱凝胶的抗温性。由于有机配位体和有机锆同时竞争与聚合物的反应，有机锆本身的稳定性提高，因此，能够与聚合物反应的离子数量减少，使交联反应延迟[43]。

有机锆[44]对羟基有较强的亲和力，能形成稳定的正四价氧化态，毒性小，使用普遍。由于有机锆与聚合物基团间形成的键热稳定性好，抗温最高可达163℃，所形成的凝胶可应用于高深井中。近几年来，国外有机锆交联剂发展较快[45]，出现了多种类型的性能优良的有机锆交联剂。

早期的矿场均采用Cr6+-还原剂体系，还原剂体系一般以硫脲为主。由于工艺的限制和油井中的影响，使得这种工艺效果很差，特别是由于Cr6+的毒性引起了环保问题，使该方法受到了限制[46]。目前多采用的有机铬交联体系为Cr3+-配位络合物，该体系适应性较强，但该体系在碱性油藏中吸附和滞留严重，在PH为9.0的油藏条件下能穿过的距离仅为10m左右[47]，影响了常规有机铬交联体系在油藏深部堵水和驱油方面的运用。而金属铝离子与聚合物的成胶强度适中，易控制，经适当调节可形成分子内交联的胶态分散凝胶体系。但是，有机铝交联剂在高温条件下易水解生成沉淀，而且仅适用于低PH值条件下，在碱性油藏条件下不能有效生成凝胶河南油田为降低聚合物用量也开展铬交联剂体系驱油技术研究[48]，现场通过单井试验、井组试验、聚驱过程中试验相继取得成功，并取得与聚合物驱相当的效果。目前铬交联体系已进行工业化推广，并取代聚合物驱三采主导地位，其成本比聚驱节省20%～30%，同时河油田把其它类油藏三次采油“十五”技术攻关定为交联聚合物驱油，铬交联剂体系驱油技术在河南油田已取得可观的经济效益。

大庆油田也相继开展铝、铬交联体系技术攻关研究，室内研究的体系配方能明显降

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低聚合物用量，其驱油技术参数好于聚合物驱，并相继转为现场试验，从现场效果看，铝交联体系存在井口成胶率低，注入压力升幅低，采出井见效不明显的特点；同时在聚驱后进行铬交联体系驱油试验，存在井口成胶率高、流动状态下不成胶、注入井压力不升、采出井不见效特点。以上试验效果，制约交联聚合物驱油技术在大庆油田的工业化推广和应用。

1.2.3 高效洗油剂研究现状

国外早在20世纪50年代就已开始驱油用表面活性剂的研制工作[49]。根据岩石表面电性、与油藏条件的匹配性、不同种类活性剂自身的特性以及环保等方面的要求，一般采用阴离子表活剂用于复合驱。目前，国外三次采油用表面活性剂工业产品主要有两大类[50，51，52]：一是石油磺酸盐为主的表活剂，二是烷基苯磺酸盐为主的表活剂。美国三次采油用石油磺酸盐产量在10×104t/a以上，有代表性的商业产品有Witco公司的TRS系列、Stepan公司的Petrostep系列以及阿莫古公司的Sulfonate系列。重烷基苯磺酸盐表面活性剂的研制始于20世纪90年代初，该产品的原料为十二烷基苯的副产品，来源较广，转化率高，无副产品且产品质量较稳定，所以在世界范围被迅速推广使用。美国各大化学品公司相继研制出各自的产品，如ORS41(SCI公司)、B100(Stepan公司)。

“八五”以来，国内驱油用表面活性剂的研制取得了较大进展[53]。除以上两种国际上采用的主流活性剂外，还开发研制了石油羧酸盐、改性木质素磺酸盐、生物表面活性剂、烷基萘磺酸盐等多种驱油用表面活性剂。这些产品与主表面活性剂复配后，能够形成超低界面张力，从而替代30%～50%的主表面活性剂用量，价格便宜的还可用作驱油体系的牺牲剂，以减少活性剂的吸附损失。针对芳烃含量较高的克拉玛依原油、大港羊三木原油，克拉玛依炼油厂和天津红岩炼油厂成功研制了石油磺酸盐，前者还建成了年产2000t的工业化生产装置[54]，其产品已用于克拉玛依油田复合驱矿场试验，并取得了较好效果。大庆油田采用抚顺洗化厂的重烷基苯成功研制了驱油用重烷基苯磺酸盐，实现了工业化生产，并应用到杏二中三元复合驱工业性矿场试验，目前已见到较好的增油降水效果，显示出良好的应用前景。在此基础上，大庆油田正在开展原料组分相对单一的烷基苯磺酸盐精细化合成研究，初步评价结果已显示出良好的界面活性和驱油效果。此种新型的、组分相对单一的烷基苯磺酸盐如能成功工业化生产应用，势必很大程度地解决多组分、宽分布表活剂体系所带来的活性剂自身色谱分离问题，进一步提高该类表活剂的驱油效能。

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第一章 前言

表面活性剂应用技术研究在油田化学应用技术研究中占有重要的地位。表面活性剂在石油工业中的开发应用具有悠久的历史。石油工业生产中的油田化学应用技术是石油工业勘探、钻采、集输和注水等专业领域广泛采用的化学工艺技术措施，是保证油气开采增产、稳产的重要技术手段之一。具体说来，油田化学应用技术中的压裂酸化技术、强化采油技术、泡沫排液、冲砂洗井采气技术、钻井液和完井液技术、集输技术等是钻井工程新开投产和老井后期挖潜不可缺少的技术措施。而油田化学应用技术离不开表面活性剂技术，油田应用技术成果从某种意义上说是表面活性剂应用技术在油田化学中的具体化、实用化和有针对性的应用研究成果。在大多数油气田用压裂酸化体系中[55]，表面活性剂是一个必不可少的组成部分，譬如，酸化缓蚀剂（采用的表面活性剂原料如有机胺类、眯唑啉及其盐类和脂肪酸及其脂肪酸脂类等）除本身需与表面活性剂配伍外，还需与作为缓蚀剂的表面活性剂配合使用以达到延缓酸岩反应速度，实现最大深穿透目的。众所周知，油田化学工作体系中的核心组分，是各类油田化学专用药剂。它们同表面活性剂有着间接的和/或直接的关联。油田化学专用药剂及其形成的工作液体系的性能、功能的优劣在很大程度上取决于表面活性剂技术的开发和应用技术水平。因此，表面活性剂在油田化学应用技术成果—油田化学专用药剂及其工作液体系中起着举足轻重的作用，甚至可以说是油田化学应用技术成果研发成功与否的关键因素之一。新型功能表面活性剂的开发和在油田化学中的应用技术的研制开发能够使油田化学应用技术成果取得突破性的进展，从而使得油田化学专用药剂及其形成的油田化学工作体系的技术质量、应用效果和环境效益及经济效果得以进一步的提升。

（1）表面活性剂的结构、分类[56]

表面活性剂单体是由一个非极性的亲油基和一个极性的亲水基构成。亲油基一般由长烃链组成。表面活性化合物的表面性质受制于其亲油和亲水特性的平衡。如果表面活性剂中的烃链少于12个碳原子，则该表面活性剂为水溶性的，因为极性端基团把全部分子拉入水中。然而，当烃链长度大于14个碳原子时，则这种化合物称为水不溶性（油溶性）的表面活性剂。

表面活性剂的分子结构不仅造成表面活性剂在表面的集中并降低溶剂的表面张力，而且也影响分子在表面的排列方向，其亲油基在溶剂中，而亲水基部分的取向则要离开溶剂。亲水基是离子型的或高度极化的。根据极性基团的性质可以把表面活性剂分为阴离子型、阳离子型、两性的或非离子型。在这些类型的表面活性剂中，与其它类型相比，由于阴离子型表面活性剂在油藏岩石表面的吸附少，故它广泛用于提高原油采收率的工

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艺技术中。

（2）应用于油田化学中的表面活性剂研究的方向

随着活性剂在油田中的应用越来越广泛。近年的发展表现出如下的趋势： ①扩大表面活性剂的原料来源

表面活性剂的原料来源目前已由石油扩大至煤、油页岩、微生物和工业废液等领域。如由微生物新陈代谢产物得到的生物表面活性剂可用于驱油；由造纸厂废液中得到的木质素磺酸盐可通过烷基化和氧化产生表面活性剂用于处理地层等。通过扩大表面活性剂原料来源，降低表面活性剂成本，以满足油田对表面活性剂的大量需求。

②发挥表面活性剂的多种需求

表面活性剂常有多种效用，如十二烷基三甲基氯化铵有杀菌、缓蚀、粘土稳定、防止蜡的析出和抑制酸化淤渣生成等作用；聚氧乙烯聚氧丙烯酚醛树脂有乳化降粘、润湿减阻和破乳等作用。表面活性剂的多种效用正在开发中。

③利用表面活性剂的协同效应

表面活性剂多是复配使用的。复配表面活性剂的使用效果往往优于同条件下单一表面活性剂的使用效果，这就是协同效应。由于协同效应可以提高表面活性剂的使用效果，减少它的用量并扩大它的使用范围，因此利用表面活性剂的协同效应是表面活性剂应用研究中的重要课题。

④发展苛刻条件下使用的表面活性剂

苛刻条件是指高温、高矿化度等超出正常状况的条件。在这些条件下，许多表面活性剂都不能使用。由于钻井和采油地层越来越深，地层温度和地层水矿化度越来越高，因而对表面活性剂的使用提出更苛刻的要求。新的表面活性剂将在研究如何满足苛刻条件的要求中不断涌现、更新、完善和优化。

⑤强化表面活性剂的作用机理研究

为了促进表面活性剂应用的发展，表面活性剂的作用机理如驱油机理、堵水机理、防蜡机理、防垢机理、粘土稳定机理、缓蚀机理、酸化、压裂用添加剂作用机理等的研究，日益引起人们的重视，其研究成果将为表面活性剂的应用打开新的局面。

1.3 研究内容及技术路线

1.3.1 研究内容

针对目前存在的聚合物驱后地层中聚合物利用率低和窜聚、无效水循环的问题，有

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第一章 前言

必要对地层存在的大孔道（或高渗透条带）进行封堵，并通过一定的相应措施利用地层的中低渗透层。

因而本文采用凝胶微球封堵高渗透层，抑制聚合物及后续注入水的窜流，加入适量的交联剂，充分利用残留聚合物，有效驱替中等渗透部位的原油，并通过注入少量的活性剂，在增加中低渗透部位洗油效率的同时，降低低渗透部位的启动压力、增加其毛管数，达到高、中、低渗透部位同时发挥作用的目的，从而大幅度提高原油采收率。主要研究内容有：

（1）凝胶微球评价实验研究 ①凝胶微球筛选实验研究

②凝胶微球溶胀实验研究 ③凝胶微球剪切变形实验研究

④凝胶微球粒径与地层渗透率匹配实验研究 ⑤凝胶微球与残留聚合物的协同作用实验研究 （2）交联剂评价实验研究 ①交联体系成胶效果实验研究 ②交联体系剪切及稳定实验研究

③均质岩心聚驱后注交联剂实验研究 ④非均质性岩心聚驱后注交联剂实验研究 （3）高效洗油剂体系评价实验研究

①洗油剂界面张力实验 ②洗油剂稳定实验研究 ③盐度对洗油剂影响实验研究

④高效洗油剂对地层启动压力的影响实验研究 ⑤高效洗油剂降压增油特性实验研究 （4）多元注入体系调驱实验研究 ①二元注入体系调剖实验研究 ②三元注入体系调驱调剖实验研究 1.3.2 技术路线

本课题拟通过开发相应的化学剂，对聚合物驱转后续水驱阶段的油田进行处理。在

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封堵高渗透部位，减少聚合物窜流及后续水驱无效水循环的同时，增加中低渗透部位的驱替效果，使得高中低渗透部位均发挥各自的作用，大幅度提高采收率。课题技术路线如下图所示：

凝胶微球性能评价研究 ??交联剂评价实验研究 ?高效洗油剂评价实验研究 ?多元注入体系调驱实验研究 ?

凝胶微球筛选实验研究 凝胶微球溶胀实验研究 凝胶微球剪切实验研究 凝胶微球粒径与地层渗透率匹配实验研究 凝胶微球与残留聚合物的协同作用研究 交联体系成胶效果实验研究 交联体系剪切及稳定实验研究 均质岩心聚驱后注交联剂实验 非均质岩心聚驱后注交联剂实验 洗油剂界面张力实验 洗油剂稳定实验 盐度对洗油剂影响实验 高效驱油剂对地层启动压力的影响实验研究 高效驱油剂降压洗油特性实验研究 二元注入体系调剖实验研究 三元注入体系调驱实验研究

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第二章 凝胶微球评价实验研究

第二章 凝胶微球评价实验研究

油田注水开发是目前应用最为广泛的油田开发方式和二次采油方法。在注水开发过程中，储层孔隙结构发生了较大变化，注入水对储层孔隙、骨架颗粒、胶结物和油藏流体的作用，以及油层温度和压力的变化，使得储层渗透率增大，孔喉半径增大，从而在储层中形成高渗带及特高渗透带，即所谓的大孔道[58]。由于大孔道或高渗带的存在，使得各种驱替用剂都沿着地层的大孔道流失，造成了各种用剂的流失或者后续水驱的无效循环，为了提高各种用剂的利用率，有必要采用封堵体系来封堵大孔道，改善驱替路径，提高后续水驱的利用率。目前采用较多的是颗粒调剖剂作为大孔道封堵体系，主要在于颗粒调剖剂能起到很好的大孔道封堵效果，改善驱替路径，且颗粒调剖剂地层适应性较强，且来源广，价格便宜。

本章主要是对现有的两种凝胶微球进行筛选和性能评价实验，筛选出性能好的凝胶微球调剖剂，并作为后续实验研究的驱替用剂；并通过不同凝胶微球粒径与不同地层渗透率匹配实验研究，得出凝胶微球粒径与地层渗透率的一一对应关系；其次进行水驱后凝胶微球调剖和聚驱后凝胶微球调剖实验，以及聚驱后不同后续水驱时机注凝胶微球调剖实验，通过对比注入压力变化规律和残余阻力系数，研究残留聚合物对凝胶微球调剖效果的影响规律。

2.1 凝胶微球筛选实验研究

目前研制的凝胶微球主要有两种，一种是阳离子凝胶微球，另一种是阴离子凝胶微球，通过人工岩心调剖实验，优选一种调剖性能好的调剖剂，作为后续实验的选用用剂。

（1）实验目的

主要进行阳离子凝胶微球调剖剂与阴离子凝胶微球调剖剂调剖实验，通过转后续水驱后的采收率及驱替压力的对比，研究凝胶微球窜聚层封堵效果和对残留聚合物的再利用效果。

（2）实验器材及材料

水：大庆油田某采油厂回注水，使用前经0.2μm的聚碳酸酯滤膜过滤；聚合物：分子量为1600万～1900万粉末；油：大庆油田某采油厂脱水原油与航空煤油按一定比例调和而成的模拟油，45℃下的粘度为9.8mPa?s；高压驱替泵：流速范围0.01mL/min～

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200mL/min，工作压力不小于30MPa；环压泵：工作压力不小于20MPa；高压气瓶：工作压力不小于15MPa；高压容器：可耐盐水的腐蚀，工作压力不小于20MPa；岩芯夹持器：样品规格4.5cm×4.5cm×30cm，工作压力不小于16MPa；压力计：机械压力表或电子压力表等压力计，量程根据实验要求选择；多通阀座；量筒：经检定的刻度量筒，根据实验要求，量程分别为：20 mL、50 mL；电子天平：感量10mg；颗粒搅拌器：转速0-5000转/min；岩心（如下）。

本实验用到的均为层状非均质岩心，规格及渗透率如表2-1

表2-1 岩心规格表 Table2-1 Core gauge table

岩心组 A组 岩心编号 规格（cm） 渗透率级差 孔隙体积（mL) 1 2 4.5×4.45×30.0 4.5×4.5×30.0 4.5×4.5×30.0 4.5×4.5×30.0 8 8 8 8 119.23 107.70 139.50 148.39 B组 3 4 实验流程见图2-1：

图2-1 驱替实验流程图

Fig2-1 Flow chart of displacement experiment

（3）实验步骤

① 阳离子凝胶微球调剖实验 a．岩心抽真空，饱和水；

b．油驱水至岩心流出端无水流出，即为岩心饱和油；

c．对饱和油的岩心水驱至含水率98%，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔

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第二章 凝胶微球评价实验研究

隙体积倍数的变化；

d．转注浓度为500mg/L的聚合物溶液0.7PV，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔隙体积倍数的变化；

e．转水驱0.3PV，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔隙体积倍数的变化； f．注入浓度为500mg/L阳离子凝胶微球悬浮液500mL，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔隙体积倍数的变化；

g．45oC恒温静置一周；

h．水驱至含水率98%，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔隙体积倍数的变化。

② 阴离子凝胶微球调剖实验： a．岩心抽真空，饱和水；

b．油驱水至岩心流出端油中不含水，即为岩心饱和油；

c．对饱和油岩心水驱至含水率98%，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔隙体积倍数的变化；

d．转注浓度为500mg/L的聚合物溶液0.7PV，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔隙体积倍数的变化；

e．转水驱0.3PV，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔隙体积倍数的变化； f．注入浓度为500mg/L阴离子凝胶微球悬浮液500mL，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔隙体积倍数的变化；

g．45oC恒温静置一周；

h．水驱至含水率98%，测试并记录压力、采出程度随不同注入孔隙体积倍数的变化。

（4）实验结果及分析

对同渗透率级差的岩心组分别进行阳离子凝胶微球和阴离子凝胶微球调剖实验，分别对凝胶微球注入压力及采收率对比，优选调剖效果好的凝胶微球。

①实验过程中，记录驱替不同PV数时的各种驱替方式下的注入压力（如图2-2，图2-3），由于残留聚合物带负电性，就会与注入的阳离子调剖剂会发生静电反应，而与阴离子凝胶微球不会有吸附反应，因而阳离子调剖压力与阴离子调剖压力会有所区别。

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12000100008000压力（kPa）阳离子阴离子后续水驱水驱+聚驱60004000200000注微球0.51驱替PV数1.522.5

图2-2 A组压力对比曲线

Fig2-2 Pressure correlation curve of A group

10000900080007000压力（KPa）阴离子阳离子后续水驱注微球600050004000300020001000000.51驱替PV数水驱+聚驱1.522.5

图2-3 B组压力对比曲线

Fig2-3 Pressure correlation curve of B group

通过A组和B组压力曲线（图2-2、图2-3）可以看出：初始岩心水驱、聚合物驱压力近乎相同，但在颗粒调剖过程中，阳离子凝胶微球的调剖压力平均高出阴离子凝胶微球3MPa左右，调剖结束恒温静置一周再转后续水驱，阳离子凝胶微球后续水驱的驱替压力同样高出阴离子凝胶微球后续水驱的驱替压力3MPa左右。

原因在于阳离子凝胶微球在注入过程中，与带负电残留聚合物发生静电吸附反应，在阳离子凝胶微球表面吸附一层聚合物分子膜，使得阳离子凝胶微球粒径变大，封堵了岩心高渗层，改变了后续水驱驱替流经，进入低渗部位，因而驱替压力升高，同时颗粒进入岩心出现压力波动，体现封堵效果。恒温静置一周后，由于阳离子凝胶微球与残留聚合物的持续静电作用，后续水驱过程中，更难实现阳离子凝胶微球在岩心中的推进，

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第二章 凝胶微球评价实验研究

较大的阳离子凝胶微球封堵了高渗层，后续水驱驱替路径发生改变，进入低渗部位，造成压力持续上升，且残留聚合物充分吸附于孔道壁上，就使得阳离子颗粒在运移过程中与孔道壁也存在一定吸附力，后续水驱必须克服这部分吸附力，才能实现微球的运移和推进，造成驱替压力变得更高；相对阴离子凝胶微球而言，由于与聚合物电性相同，根据同电相斥原则，颗粒不能与聚合物吸附，微球在孔道中非但没有因为吸附变大，反而在注入或后续水驱过程中，由于变形剪切而使粒径变小，成为单独的颗粒游离在较大的孔隙当中，在后续水驱过程中，颗粒就比较容易通过高渗层或者大的孔隙，同时后续水驱的驱替压力也低于阳离子凝胶微球后续水驱压力。综上两种类型凝胶微球注入压力效果来看，选用阳离子凝胶微球作为后续实验的调剖剂。

②实验过程中记录不同驱替方式下，不同注入PV数时的采出程度变化情况，采出程度变化表如表2-2，采出程度变化曲线如图2-4，图2-5。水驱和聚驱过程中，压力比较低，很难驱替出低渗层中的原油，造成采收率有限，当注入凝胶微球和后续水驱过程中，由于两种类型凝胶微球与残留聚合物存在不一样的反应形式，因而两种类型凝胶微球对于采出程度变化也就不一样。

表2-2 采出程度数据表

Table2-2 Data sheet of degree of reserve recovery

调剖剂并凝胶微球 实验组 注入方式 阳离子 A组 阴离子 阴离子 B组 阳离子 4 35.12 47.71 58.74 12.59 11.03 2 3 34.69 33.81 52.65 48.09 54.69 50.94 17.96 14.28 2.04 2.85 号 1 率/% 34.81 收率/% 率/% 54.05 64.24 19.24 岩心编水驱采收聚驱采水驱采收聚驱后 并水驱后 10.19 微球注入采收率增加值/% 采出程度效果图如下：

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7060阳离子阴离子采出程度（%）5040302010000.51水驱+聚驱注凝胶微球后续水驱pv倍数1.522.5

图2-4 A组岩心采出程度对比曲线

Fig2-4 Degree of reserve recovery correlation curve of A group cores

7060阴离子阳离子采出程度（%）5040302010000.51水驱+聚驱注凝胶微球后续水驱pv倍数1.522.5

图2-5 B组岩心采出程度对比曲线

Fig2-4 Degree of reserve recovery correlation curve of B group cores

从两组采出程度对比图（图2-4，图2-5）可以看出：初始水驱和聚驱过程中，由于压力有限，造成两种类型凝胶微球调剖前采收率近乎相同，驱替液主要流经了岩心的高渗层，低渗层或者小孔道中的原油得不到有效的驱替，使得采收率有限。凝胶颗粒调剖过后，阳离子凝胶微球与聚合物发生了静电吸附，使得颗粒粒径变大，很好地封堵了高渗层，迫使较高驱替压力的后续水驱通过低渗透层或小孔道，提高了后续水驱的波及系数，因而后续水进入低渗层，造成压力升高，低渗层中的原油得到驱替，因而导致采收率的增加；相比阴离子凝胶微球，颗粒进入了岩心，由于阴离子凝胶微球与聚合物不存在静电吸附作用，颗粒没有变大趋势，同时在静电斥力作用下，阴离子凝胶微球不能吸附于孔道壁上面，游离在高渗层或大孔道中，在有一定波动范围的驱替压力下，颗粒反而比较容易的就能通过岩心，后续水驱就沿着没有封堵的高渗层或者大孔道慢慢流失，

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第二章 凝胶微球评价实验研究

造成无效水循环，因而低渗层或小孔道的原油得不到完全有效驱替，使得参与岩心驱替的孔隙太少，提高采收率的程度有限，且相对于阳离子凝胶微球的采收率比较低。综上提高采收率方面，由于阳离子凝胶微球与残留聚合物存在的协同作用，使得阳离子凝胶微球比阴离子凝胶微球的调剖效果要好，因而优选阳离子凝胶微球作为后续实验的驱替剂。

2.2凝胶微球溶胀实验研究

通过筛选实验筛选出来的阳离子凝胶微球调剖剂，对其进行性能评价实验研究，进行溶胀特性实验研究，对溶胀特性进行研究及评价。

（1）实验目的

将凝胶微球分别浸没于水溶液及不同浓度聚合物溶液中静置，测量不同时间点微球的粒径变化，根据粒径变化规律研究凝胶微球的溶胀性能。

（2）实验器材及材料

水：大庆油田某采油厂回注水，使用前经0.2μm的聚碳酸酯滤膜过滤；聚合物：分子量1600万～1900万；高精度声波粒度检测仪；烧杯：500mL，800mL。

（3）实验步骤

①用水配置成质量浓度为500mg/L的凝胶微球悬浮液，室温静置，每隔一定时间对溶液中微球粒径变化进行测量和记录。

②用不同浓度的聚合物溶液配置质量浓度为500mg/L的凝胶微球悬浮液，室温静置，每隔一定时间对溶液中微球粒径变化进行测量和记录。不同浓度聚合物溶液情况如下表：

表2-3 聚合物溶液浓度对照表

Table2-3 Concentration reference listing of polymer solution

溶液 聚合物浓度0 （mg/L） 50 100 500 1000 2000 水溶液 溶液1 溶液2 溶液3 溶液4 溶液5 （4）实验结果及分析

实验过程中对不同时间的阳离子凝胶微球在水溶液和不同浓度聚合物溶液当中的粒径变化进行测量，并对各种悬浮液进行溶解状况描述如表2-4，表2-5。

①凝胶微球在水溶液中的溶胀实验结果及分析

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表2-4 凝胶微球性能表

Table2-4 Performance of gel microsphere

凝胶微球颗聚合物含量 粒 固态干粉 （%） 95 使用浓度 （%） 0.05-0.5 熟化时间 （h） 1-4 膨胀倍数 （倍） 50-100 膨胀后粒径中值 （μm） 180-450 表2-5 凝胶微球水溶液溶胀记录表 Table2-4 record sheet of gel microsphere in water

溶解 时间 溶解 现象 1h 溶液中变形虫的溶胀过程 4h 溶液中变形虫溶胀，存在大量溶胀的小胶体 1天 溶液中部分溶胀的小胶体溶解 5天 溶液中存在大量溶胀的小胶体 30天 溶液中存在大量溶胀的小胶体 120天 溶液中存在大量溶胀的小胶体 由表2-5水溶液溶胀实验可以表明，凝胶微球在水中有溶胀和部分溶解过程，在水中1-4小时凝胶微球主要为溶胀过程，溶液中凝胶微球溶胀成大量具有一定弹性、韧性的小胶体，4-24小时为凝胶微球的部分溶解过程，溶液粘度在5-6mPa?s范围内。24小时后凝胶微球在水中的粒径和溶液粘度变化不大，120天后凝胶微球的弹性、韧性变化不大，且长时间不溶解，不会失效。

②凝胶微球在聚合物溶液中的溶胀实验结果及分析

室内用高精度声波粒度检测仪检测凝胶微球与聚合物混合后粒径变化情况，得到粒径变化曲线如图2-6：

210200水溶液3溶液1溶液4溶液2溶液5粒径中值（μm）1901801701601504h1246膨胀时间（d）8101214

图2-6 凝胶微球聚合物溶液中粒径变化曲线图

Fig2-6 Curve of gel particle size in polymer solution with different concentrations

从上凝胶微球粒径变化曲线可以看出，凝胶微球与不同浓度的聚合物溶液混合后随着时间的延长，凝胶微球粒径不断增加，半个月后粒径溶胀性能达到最大值，以后基本不再变化，对比与水溶液中粒径，粒径均有不同程度增加，最大增幅18.7%，同时随着

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第二章 凝胶微球评价实验研究

聚合物浓度的增大粒径膨胀到最大值的时间越来越短，这一方面说明了凝胶微球与聚合物发生的吸附反应，使得凝胶微球表面形成一种层状分子膜，从而凝胶微球粒径增加，同时凝胶微球吸附量有一定限度，吸附量到达一定程度粒径就保持不变，因而粒径都能到达一个粒径最大值；另一方面聚合物溶液浓度越大，溶液中游离的聚合物分子就越多，在凝胶微球表面吸附的速度就会加快，且在凝胶微球表面吸附的量也就越多，因而达到最大吸附量的时间就越短，粒径更大。因而可以得出阳离子凝胶微球具有很好的溶胀性能，尤其是聚合物的存在，溶胀性能更佳。

2.3凝胶微球剪切变形实验研究

由于注入压力过高或者颗粒的强度不够，会造成颗粒调剖剂的破碎或者持续剪切，以至失去调剖效果，不能起到大孔道封堵效果，因而进行凝胶微球粒径剪切实验，观察并研究凝胶微球在多孔介质剪切变形规律。

（1）实验目的

通过凝胶微球对人工岩心的反复驱替实验，研究凝胶微球在多孔介质中运移时剪切变形规律。

（2）实验器材及材料

水：大庆油田某采油厂回注水，使用前经0.2μm的聚碳酸酯滤膜过滤；聚合物：分子量为1600万～1900万的聚合物干粉；空气压缩机；高压驱替泵：流速范围0.01mL/min～40mL/min，工作压力不小于30MPa；高压容器：耐盐水腐蚀，工作压力不小于20MPa；多通阀座；量筒：经检定的刻度量筒，根据实验要求，量程分别为：50 mL、100 mL；电子天平：感量10mg；岩心：人工填砂管岩心，规格φ3.8cm×30 cm；高精度声波粒度检测仪。实验流程见图2-7：

图2-7 驱替实验流程图

Fig2-7 Flow chart of displacement experiment

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（3）实验步骤

a．岩心抽真空，饱和水； b．水驱至压力稳定；

c．转注浓度为1000mg/L的聚合物溶液0.7PV； d．水驱0.3PV；

e．注入浓度为5000mg/L的凝胶微球悬浮液4.5PV；

f．将驱替产出液收集，并反复回注（至少20次），将每次收集的凝胶微球进行粒径测量；

g．对收集液中凝胶微球进行粒径测量； h. 得到粒径剪切变化曲线，并对曲线进行分析。 （4）实验结果及分析

实验过程中，通过阳离子凝胶微球对同一根岩心进行多次注入，测量并记录每次岩心驱替出液中凝胶微球的粒径，得出粒径变化曲线（如图2-8），通过粒径变化曲线，分析凝胶微球流经多孔介质的粒径变化规律。

变形虫粒径（μm）180160140120100051015通过岩心次数202530原始粒径

图2-8 凝胶微球通过岩心后粒径变化曲线

Fig2-8 Grain diameter variation curve of gel microsphere after through core

实验结果表明，凝胶微球反复通过渗透率为800?10?3?m2的岩心，凝胶颗粒没有发生完全破碎或持续剪切，反复经过岩心27次后，粒径损失在27.3%左右，并且随着通过岩心次数的增多，凝胶微球粒径损失逐渐变小，并最终能保持一个比较稳定的值。

2.4 凝胶微球粒径与地层渗透率匹配实验研究

大庆油田矿场实践表明，凝胶微球粒径与地层渗透率的匹配关系对凝胶微球的注入能力和最终调剖效果有显著影响，凝胶微球粒径过大，凝胶微球的注入能力不好；凝胶微球粒径过小，最终的调剖效果不好。因而本文以前面实验筛选出的阳离子凝胶微球为

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第二章 凝胶微球评价实验研究

研究对象，开展了凝胶微球粒径与地层渗透率匹配关系实验研究。

（1）实验目的

利用不同粒径凝胶微球对一系列不同渗透率岩心驱替实验，研究不同粒径凝胶微球与地层孔喉的匹配情况。

（2）实验器材及材料

水：大庆油田某采油厂回注水，使用前经0.2μm的聚碳酸酯滤膜过滤；聚合物：分子量为1600万～1900万；高压驱替泵：流速范围0.01mL/min～200mL/min，工作压力不小于30MPa；高压气瓶：工作压力不小于15MPa；高压容器：可耐盐水的腐蚀，工作压力不小于20MPa；压力计：机械压力表或电子压力表，量程根据实验要求选择；多通阀座；量筒：经检定的刻度量筒，根据实验要求，量程分别为：50 mL、100 mL；电子天平：感量10mg；岩心：人工填砂管岩心，规格φ3.8cm×30 cm。

实验流程见图2-9：

图2-9 驱替实验流程图

Fig2-9 Flow chart of displacement experiment

表2-6 实验用岩心渗透率表

Table2-6 Permeability sheet of experimental cores

凝胶微球 岩心1 大于80目 岩心2 岩心3 岩心4 岩心1 岩心2 60-80目 岩心3 岩心4 岩心5 岩心1 30-40目 岩心2 岩心3 岩心4 岩心编号 岩心渗透率10?m ?321764 1037 464 235 4400 3674 2204 1763 1102 5336 4409 2204 1764 岩心规格 φ3.8cm?30cm （3）实验步骤

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a．岩心抽真空，饱和水； b．水驱至压力稳定；

c．注浓度为1000mg/L的聚合物驱替0.7PV； d．水驱0.3PV；

e．注入浓度为500mg/L的凝胶微球溶液4PV，观察并记录压力随注入体积倍数的变化规律；

f. 转水驱至压力稳定，求取残余阻力系数；

h. 通过对比凝胶微球注入压力变化和残余阻力系数，研究凝胶微球粒径与地层渗透率匹配关系。

（4）实验结果及分析

①大于80目阳离子凝胶微球实验结果

对人工岩心进行大于80目粒径的凝胶微球注入，实验过程中，通过记录各种驱替方式的稳定压力或平均压力，计算大于80目粒径的凝胶微球对人工岩心的残余阻力系数，并记录凝胶微球的岩心注入过程，得出凝胶微球注入过程驱替记录表（如表2-7），同时记录凝胶微球注入过程中注入压力随注入体积的变化，得出压力变化曲线（如图2-10）。对于大于80目的凝胶微球，随着注入体积倍数的增多，颗粒在岩心中封堵、运移的距离增加，并在运移的过程中，不断封堵合适的孔隙，从而出现压力曲线的波动，当遇到比凝胶微球粒径小的孔隙，出现憋压，压力上升，如果压力足够大，就使得颗粒通过变形或者剪切等方式通过小孔隙，而后出现压力的下降，并在这个压力的变化过程中实现颗粒的不停运移，从而出现压力的持续波动。

表2-7 大于80目凝胶微球驱替记录表

Table2-7 Displacement note list of greater than 80 mesh gel microsphere

岩心渗透率 ?32水驱 压力 /MPa 聚驱 压力 /MPa 聚驱后水驱 压力 /MPa 调剖剂转后续水驱 稳定 压力 /MPa 残余阻力系数 变形虫驱替过程描述 编 /10?m 号

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第二章 凝胶微球评价实验研究

表2-7 大于80目凝胶微球驱替记录表（续）

Table2-7 Displacement note list of greater than 80 mesh gel microsphere 岩心2 岩心3 岩心4 岩心1 2520岩心4岩心2岩心3岩心1岩心注入端有少量凝胶微球1037 0.01 0.4 0.05 5.88 588 未注进岩心，出口端有少量凝胶微球流出 岩心注入端有较多凝胶微球464 0.025 0.310 0.051 4.48 179.2 未注进岩心，出口端未见 凝胶微球流出 凝胶微球基本未注进岩心，岩235 0.035 0.512 0.062 4.04 115.4 心注入端有大量凝胶微球堆积 凝胶微球可注入岩心中，岩心出口端流出大量凝胶微球 1764 0.006 0.330 0.040 1.60 266.7 压力（MPa）151050050100150驱替体积（ml）200250300

图2-10 大于80目的粒径与不同渗透率岩心压力变化曲线图

Fig2-10 Pressure history of greater than 80 mesh gel microsphere and distinct permeability cores

由上图结果可以看出，对于1037?10?3?m2的岩心，注入压力到了20MPa，颗粒在岩心的运移过程中，压力的波动平均保持在3MPa-7.5MPa，此压力波动范围能很好的实现凝胶微球在岩心内部的推动和运移，由表2-7驱替记录表可以看出，岩心出口端只有少量的凝胶微球流出，凝胶微球有很大一部分留在岩心当中起到调剖的作用，且残余阻力系数588，也是这一组岩心中最高的。对于1764?10?3?m2的岩心，颗粒在进入岩心之后，也能实现压力的波动，压力波动范围在2 MPa -4.5 MPa，波动范围有2.5 MPa，

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颗粒能在此压力波动范围内实现运移，但在出口端有很多的凝胶微球颗粒流出，留在岩心内部充当调剖作用的颗粒就很少，对岩心的调剖效果不好，驱替记录表中残余阻力系数只有266.7，效果不如1037?10?3?m2的要好；同样对于464?10?3?m2或者235?10?3?m2的岩心，开始阶段出现了较高的注入压力，但是在凝胶微球进一步注入过程中，基本看不到压力波动或者压力的波动范围太小，压力波动只有1MPa，很难实现颗粒的推动和运移，从注入情况来看，都是在注入端大量堆积，只有很少的凝胶微球进入岩心内部，对调剖效果产生很大影响，因而也不能满足实验要求。综上效果看大于80目的凝胶微球适合的岩心渗透率为1000?10?3?m2。

② 60-80目阳离子凝胶微球实验结果

对人工岩心进行60-80目粒径的凝胶微球注入，实验过程中，通过记录各种驱替方式的稳定压力或平均压力，计算60-80目粒径的凝胶微球对人工岩心的残余阻力系数，并记录凝胶微球的岩心注入过程，得出凝胶微球注入过程驱替记录表（如表2-8），同时记录凝胶微球注入过程中注入压力随注入体积的变化，得出压力变化曲线（如图2-11）。对于60-80目的颗粒，由于粒径的变大，注入压力和难度普遍比前一组要高，并且颗粒在岩心中实现运移比较困难，因而寻找合适的岩心相对比较困难。

表2-8 60-80目凝胶微球驱替记录表

Table2-7 Displacement note list of 60-80 mesh gel microsphere

渗透率 /10?m ?32编号 水驱压 力 /MPa 聚驱压力 /MPa 聚驱后 水驱 压力 /MPa 调剖剂转后续水驱稳定压力 /MPa 残余阻力系数 凝胶微球基本未注进岩心，变形虫驱替过程描述 岩心5 岩心4 岩心3 2204 0.004 0.217 0.013 1.26 315.0 1763 0.008 0.35 0.04 1.34 1102 0.013 0.38 0.045 0.72 55.4 岩心注入端有大量凝胶微球堆积 岩心注入端有较多凝胶微166.25 球未注进岩心，出口端未见 凝胶微球流出 少量凝胶微球注进岩心，岩心注入端有大量凝胶微球堆积

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第二章 凝胶微球评价实验研究

表2-8 60-80目凝胶微球驱替记录表

Table2-8 Displacement note list of 60-80 mesh gel microsphere

岩心2 岩心1 25岩心注入端有少量凝胶微3674 0.0025 0.178 0.0112 5.46 1820.0 球未注进岩心，出口端有少量凝胶微球流出 凝胶微球可注入岩心中，岩4400 0.002 0.171 0.0062 3.06 1530.0 心出口端流出大量凝胶微球 20岩心5岩心4岩心3岩心2岩心1压力(MPa)151050050100驱替体积（mL）150200

图2-11 60-80目的粒径与不同渗透率岩心压力变化曲线图

Fig2-11 Pressure history of 60-80 mesh gel microsphere and distinct permeability cores

由上图表结果可以看出，对于3674?10?3?m2的岩心，注入压力在15-20MPa，颗粒运移过程中，压力波动能保持在2.5 MPa -6.5MPa，较高的压力波动范围能实现这种粒径的微球在此渗透率岩心当中的运移，从而实现压力波动。从驱替记录表也可以看出，出口端很少的凝胶颗粒流出来，很大一部分凝胶微球在岩心内部起到调剖效果，得到残余阻力系数是最大的1820，因而效果最佳。对于4400?10?3?m2的岩心，注入压力11MPa，颗粒在岩心中运移时，压力的波动范围只有1.5MPa，很难实现这种较大颗粒在岩心中的推进，驱替记录表中驱替过程也不如3674?10?3?m2岩心效果好；对于1102?10?3?m2-2204?10?3?m2范围的岩心，渗透率变小，凝胶微球注入难度更大，造成注入压憋起高压，但是从压力变化曲线图很难看出压力的波动，压力的波动范围只有1MPa，也就很难实现颗粒的运移，驱替过程来讲，很大部分颗粒都在注入端堆积，进入岩心内部的凝胶微球较少，因而注入效果不好，也就不会起到很好的调剖效果。综上

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对于60-80凝胶微球粒径适合渗透率为3674?10?3?m2的岩心。

③ 30-40目阳离子凝胶微球实验结果

对人工岩心进行30-40目粒径的凝胶微球注入，实验过程中，通过记录各种驱替方式的稳定压力或平均压力，计算大于80目粒径的凝胶微球对人工岩心的残余阻力系数，并记录凝胶微球的岩心注入过程，得出凝胶微球注入过程驱替记录表（如表2-9），同时记录凝胶微球注入过程中注入压力随注入体积的变化，得出压力变化曲线（如图2-12）。对于30-40目凝胶微球，粒径是三种微球颗粒中最大的，凝胶微球注入难度大，实验效果不如前面的这么明显。

表2-9 30-40目凝胶微球驱替记录表

Table2-7 Displacement note list of 30-40 mesh gel microsphere

聚驱后编号 渗透率 /10?3水驱压2聚驱压力 力 /MPa /MPa 水驱压调剖剂转后续水驱稳定压力力系数 /MPa 残余阻变形虫驱替过程描述 力 /MPa ?m 岩心2 岩心3 岩心4 岩心1 5336 0.001 0.152 0.002 1.45 1450.0 1764 0.006 0.33 0.034 2.0 333.4 2205 0.004 0.25 0.012 5.10 1275.0 4409 0.003 0.175 0.006 6.25 2083.3 岩心注入端有少量凝胶微球未注进岩心，出口端有少量凝胶微球流出 岩心注入端有较多凝胶微球未注进岩心，出口端未见 凝胶微球流出 凝胶微球基本未注进岩心，岩心注入端有大量凝胶微球堆积 凝胶微球可注入岩心中，岩心出口端流出大量凝胶微球

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第二章 凝胶微球评价实验研究

20181614压力（MPa）岩心4岩心3岩心2岩心1121086420050100驱替体积（mL）150200

图2-12 30-40目粒径与不同渗透率岩心压力变化曲线图

Fig2-12 Pressure history of 30-40 mesh gel microsphere and distinct permeability cores

从上图表可以看出，对于4409?10?3?m2的岩心，颗粒注入压力10-15MPa，注入过程中压力波动范围有4MPa，驱替过程注入端仅有少量堆积，出口端也是少量流出，说明大部分的颗粒进入了岩心内部，在岩心中实现运移和推进，能实现调剖效果；对比5336?10?3?m2岩心，注入压力较低，颗粒在岩心运移过程中，压力的波动范围只有2MPa，残余阻力系数也不如4409?10?3?m2岩心，且大部分凝胶颗粒在出口端流出，只有很少一部分凝胶微球进入岩心内部，对调剖效果来讲不是很好，残余阻力系数也比较低；对2205?10?3?m2的岩心，颗粒基本不能注入或注入的很少，大部分的颗粒都在注入端堆积，从运移效果看，压力几乎没有波动，一方面说明进入岩心的微球少，另一方面说明这种粒径的颗粒很难实现此渗透率范围的岩心内部的推动和运移，因而看不到明显的压力波动。综上选出30-40目凝胶微球适合渗透率为4500?10?3?m2的岩心。

2.5 凝胶微球与残留聚合物协同作用实验研究

聚合物的存在使得阳离子凝胶微球粒径变大，起到较好的岩心封堵效果，为了验证阳离子凝胶微球与残留聚合物协同作用以及聚合物的残留量对凝胶微球调剖效果影响，开展水驱后凝胶微球调剖和聚驱后凝胶微球调剖实验，以及聚驱后不同后续水驱时机注凝胶微球调剖实验，通过不同形式驱替过程和不同时机后续水驱注凝胶微球，验证阳离子凝胶微球对残留聚合物协同作用。

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2.5.1水驱后凝胶微球调剖和聚驱后凝胶微球调剖对比实验研究

（1）实验目的

通过水驱后转凝胶微球调剖剂和聚驱后转凝胶微球调剖剂两种岩心封堵实验，进行压力和残余阻力系数对比，研究聚合物的存在对凝胶微球岩心封堵效果的影响。

（2）实验器材及材料

水：大庆油田某采油厂回注水，使用前经0.2μm的聚碳酸酯滤膜过滤；聚合物：分子量为1600万～1900万的聚合物干粉；空气压缩机；高压驱替泵：流速范围0.01mL/min～200mL/min，工作压力不小于30MPa；高压容器：可耐盐水的腐蚀，工作压力不小于20MPa；压力计：机械压力表或电子压力表，量程根据实验要求选择；多通阀座；量筒：经检定的刻度量筒，根据实验要求，量程分别为：50 mL、100 mL；电子天平：感量10mg；岩心：人工填砂管岩心，规格φ3.8cm×30 cm。

实验流程见图2-13：

图2-13 驱替实验流程图

Fig2-13 Flow chart of displacement experiment

（3）实验步骤

① 实验1水驱后转凝胶微球调剖剂实验 a．岩心抽真空，饱和水；

b．水驱至压力稳定，记录稳定压力；

c．转注浓度为500mg/L的凝胶微球悬浮液500mL，记录压力随注入体积倍数的变化规律；

d．水驱至压力稳定，记录平均压力，求取残余阻力系数。 ② 实验2聚驱后转凝胶微球调剖剂实验

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第二章 凝胶微球评价实验研究

a．岩心抽真空，饱和水；

b．水驱至压力稳定，记录稳定压力；

c．注浓度为1000mg/L的聚合物溶液0.7PV，记录聚驱压力； d．水驱0.3PV，记录水驱稳定压力；

e．转注浓度为500mg/L的凝胶微球悬浮液500mL，记录压力随注入体积倍数的变化规律；

f．转水驱至压力稳定，记录平均压力，求取残余阻力系数 （4）实验结果及分析

开展水驱后转凝胶微球调剖剂和聚驱后转凝胶微球调剖剂两种岩心封堵实验，实验过程记录各种驱替压力变化，并计算残余阻力系数（如表2-10），进行压力和残余阻力系数对比。

表2-10 压力和残余阻力系数对比表

Table2-10 correlation table of Pressure and residual resistance factor

渗透率 水驱压力 聚驱压力 聚驱后水驱凝胶微球调剖剂转后续水残余阻力系编号 压力 驱平均压力 2/MPa /MPa 注入/MPa 数 /?m /MPa /MPa 实验1 实验2 0.80 0.88 0.017 0.017 \\ 0.44 \\ 0.085 3.2-6.0 5.2-10.8 4.0 6.0 232.6 355.0 实验结果表明，聚合物的存在能使凝胶微球注入压力升高近3MPa，转后续水驱平均压力也高出2MPa，且残余阻力系数也比无聚合物的驱替方式要高，因而聚驱后转凝胶微球调剖剂比水驱后转凝胶微球调剖剂岩心调剖效果要好，从而证明残留聚合物的存在，对凝胶微球调剖剂的封堵效果有进一步的提高。 2.5.2聚驱后不同水驱时机注凝胶微球调剖实验

（1）实验目的

通过聚驱后不同水驱时机注凝胶微球调剖实验，对比不同注入时机下注入压力变化规律和残余阻力系数，研究残留聚合物浓度变化对凝胶微球调剖效果的影响规律。

（2）实验器材及材料

水：大庆油田采油二厂回注水，使用前经0.2μm的聚碳酸酯滤膜过滤；聚合物：分子量为1600万～1900万的聚合物干粉；空气压缩机；高压驱替泵（流速范围0.01mL/min～40mL/min，工作压力不小于30MPa；高压容器：可耐盐水的腐蚀，工作

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压力不小于20MPa；多通阀座；量筒：经检定的刻度量筒，根据实验要求，量程分别为：50 mL、100 mL；电子天平：感量10mg；岩心：人工填砂管岩心，规格φ3.8cm×30 cm。

实验流程见图2-14：

图2-14 驱替实验流程图

Fig2-14 Flow chart of displacement experiment

（3）实验步骤

a．岩心抽真空，饱和水；

b．水驱至压力稳定，记录稳定压力；

c．注浓度为1000mg/L的聚合物溶液0.7PV，记录聚驱压力； d．水驱不同PV（如表2-11），记录水驱压力；

e．转注浓度为500mg/L的凝胶微球悬浮液500mL，记录压力随注入体积倍数的变化规律；

f．转水驱至压力稳定，记录平均压力，求取残余阻力系数

g．通过凝胶微球注入过程压力变化及残余阻力系数对比，分析聚合物浓度对凝胶微球调剖效果的影响。

表2-11 聚驱后不同水驱时机与实验编号对照表

Table2-11 Correlation table of different water flooding occasion and experiment number after polymer

flooding

实验编号 驱替类型 1 无聚合物驱 2 后续水驱 0.2PV 3 后续水驱0.3PV 4 后续水驱0.4PV 5 后续水驱0.6PV （4）实验结果及分析

利用同渗透率人工填砂管岩心，开展聚驱后不同水驱时机注凝胶微球与水驱后注凝胶微球调剖实验，实验过程中，记录各驱替方式的突破压力，并计算凝胶微球转后续水

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第二章 凝胶微球评价实验研究

驱残余阻力系数，如表2-12，对比凝胶微球注入过程压力变化、后续水驱压力变化及残余阻力系数。通过凝胶微球注入过程压力变化、后续水驱平均压力和残余阻力系数三个参数对比情况，评价聚驱后不同水驱时机注凝胶微球的调剖效果。

表2-12 聚驱后不同水驱时机注凝胶微球压力对比表

Table2-12 Pressure correlation table of water flooding on different occasion after polymer flooding

渗透率实验编号 /10?m 800 867 883 854 860 ?32水驱压力/ MPa 0.0172 0.0169 0.0169 0.0170 0.0169 聚驱 压力/ MPa \\ 0.430 0.440 0.423 0.451 聚驱后转水驱/ MPa \\ 0.084 0.085 0.083 0.084 凝胶微球注入/ MPa 3.2~6.0 6.0~11.6 5.2~10.8 4.0~9.2 3.2~8.4 凝胶微球转后续水驱/MPa 4.0 7.6 6.0 4.8 4.0 残余阻力系数 232.6 449.7 355.0 282.4 236.7 1 2 3 4 5 从上表可以看出，一方面聚合物的存在能使凝胶微球注入压力提高，转后续水驱平均压力也有所提高，且残余阻力系数也比无聚合物驱转凝胶微球调剖剂的要高；另一方面随着凝胶微球在不同后续水驱时机注入，凝胶微球的注入压力和转后续水驱的压力以及残余阻力系数都有明显变化。原因在于：一方面残留聚合物的存在能与凝胶微球发生吸附反应，使得凝胶微球颗粒变大，对大孔道产生好的封堵效果，造成注入压力及凝胶微球转后续水驱压力高，且残余阻力系数也比水驱后转注凝胶微球的的驱替方式要高，另一方面随着后续水驱量增多，岩心中残留聚合物越来越少，凝胶微球表面吸附的聚合物量就越来越少，颗粒增大程度也相应变小，对大孔道的封堵效果就相应变差，造成驱替压力和后续水驱压力降低，同时残余阻力系数也相应降低。

综上可以证明，残留聚合物的存在，对凝胶微球调剖剂的封堵效果确实有进一步的提高，且随着残留聚合物浓度增加，凝胶微球封堵效果更好。

2.6 小 结

（1）筛选出阳离子凝胶微球类型作为后续实验及研究工作的驱替用剂，阳离子凝胶微球具有很好的聚驱后调剖效果，且具有很好的溶胀及抗剪切性能。

（2）总结出凝胶微球粒径与地层渗透率的匹配关系：根据上述实验可以得出：大于80目凝胶微球粒径适用于地层渗透率为1000?10?3?m2左右； 60-80目的凝胶微球粒

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径适用于地层渗透率为3600?10?3?m2左右； 30-40目的凝胶微球粒径适用于地层渗透率为4500?10?3?m2。

（3）阳离子凝胶微球调剖剂具有很好的封堵效果，从凝胶微球注入过程压力波动曲线来看，凝胶微球具有一定变性特征，能实现深部孔喉封堵作用。对于合适渗透率的岩心进行凝胶微球调剖剂调剖，不但能起到很好的大孔道封堵效果，还能实现凝胶微球在岩心中的变形运移，使颗粒能进入岩心深部，更好的封堵岩心深部孔道，使得后续驱替过程中的用剂能绕过大孔道实现其他孔道驱替，起到真正调剖效果。

（4）研究了凝胶微球与残留聚合物协同调剖效果，总结出残留聚合物的存在对凝胶微球调剖效果的影响规律及聚驱后不同水驱时机注凝胶微球对凝胶微球调剖效果的影响规律。

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第三章 交联剂评价实验研究

第三章 交联剂评价实验研究

通过上一章节注入的凝胶微球调剖剂，将主要存在于高渗透层的地下残留聚合物溶液充分利用，对高渗层产生大孔道封堵的作用，迫使后续注入水进入中、低渗透层，本章再通过注入一定浓度交联剂体系，除了部分与高渗层中残留聚合物发生交联反应外，还可以与中渗层的残留聚合物发生交联反应，充分利用中渗层的残留聚合物，迫使后续水驱改变驱替路径，进入地层低渗层或者小孔道，从而达到残留聚合物再利用和增油的双重目的，充分利用地层非均质结构，提高聚合物驱后的水驱采收率。

本章的目的就是模拟地层非均质情况，主要进行交联剂特性评价实验及岩心调剖实验，通过对交联剂体系的成胶效果及剪切稳定实验，研究交联剂体系的成胶性能、抗剪切及稳定性能；再通过不同地层注交联剂岩心实验，研究交联剂体系在不同岩心中对残留聚合物再利用效果和岩心封堵效果。

3.1 交联体系成胶效果实验

为了观察交联剂与连续通过岩心后的剪切聚合物成胶效果及成胶性能，在恒温条件下，根据交联剂与聚合物混合后注入油层后，长时间在油层中流动的实际情况，采用动态循环驱替实验装置，使交联剂与聚合物混合液能够在高压密闭系统中的多孔介质中长时间运行，通过混合液的粘度等参数的变化，研究交联剂的成胶效果和性能。

（1）实验目的

通过先交联后驱替岩心实验，对交联剂体系与聚合物溶液的混合液的粘度进行测试和成胶鉴定；再通过驱替过程中交联驱替实验，对驱替产出液进行粘度测试和成胶鉴定，对两种实验中的混合液粘度和岩心封堵率进行对比，研究交联剂体系成胶封堵效果。

（2）实验器材及材料

水：大庆油田某采油厂回注水，使用前经0.2μm的聚碳酸酯滤膜过滤；聚合物：分子量为1600万～1900万；交联剂体系：大庆油田现场使用；烧杯；玻璃棒；恒温烘箱：0-1500C；粘度仪；岩心：人工填砂管岩心。

（3）实验步骤

实验一：先交联后驱替岩心实验

a．在恒温45℃条件下，测试浓度为500mg/L聚合物溶液的粘度，并记录粘度值；

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b. 交联剂体系与聚合物混合均匀，测试粘度，并检查成胶情况； c. 岩心饱和水；

d. 水驱岩心至压力稳定；

e. 转交联剂体系与聚合物成胶混合液驱替1PV；

f. 水驱至压力稳定，驱替4PV后记录驱替压力，计算水相渗透率。 实验二：驱替过程中交联成胶实验

a. 在恒温45℃条件下，测试浓度为500mg/L聚合物溶液的粘度，并记录粘度值； b. 岩心饱和水，水驱至压力稳定； c. 转注浓度为500mg/L聚合物溶液0.7PV； d. 水驱0.3PV；

e. 转浓度为100mg/L的交联剂驱1PV，并候凝两天；

f. 水驱至压力稳定，驱替4PV后记录驱替压力，计算水相渗透率； g. 检查驱替产出液的成胶情况。 （4）实验结果及分析

实验过程中，聚合物溶液初始粘度相同，通过记录并测量常压静止实验的驱替液粘度和高压流动驱替出液的粘度，并对成胶情况进行比较，再通过4PV后续水驱计算岩心渗透率并得到岩心封堵率（如表3-1）。

表3-1 交联剂与聚合物混合液成胶实验数据

Table 3-1 Gelling experimental data of crosslinker and polymer solution 调剖前岩心水调剖后水驱4PV 初始粘成胶后成胶时间 成胶 相渗透率 封堵率 岩心水相渗透率 度 粘度 状况 d % 22mPa?s mPa?s μm μm 723 80 425 8 成胶 1.237 0.851 31.2 3 成胶 1.134 0.801 29.3 实验 条件 常压 静止 高压 流动 实验结果表明：交联体系与聚合物混合液在高压流动条件下能够成胶，与常压静止相比成胶粘度降低41.2%，成胶时间变长；水驱4PV后岩心封堵率都在30%左右，可以说明该交联体系在实际应用当中，流径地层的多孔介质，还能继续保持交联效果及地层封堵特性。

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第三章 交联剂评价实验研究

3.2 交联体系剪切及稳定实验

（1）实验目的

研究交联剂体系经多孔介质剪切后成胶情况及稳定性能，并比较粘度变化。 （2）实验器材及材料

水：大庆油田某采油厂回注水，使用前经0.2μm的聚碳酸酯滤膜过滤；聚合物：分子量为1600万～1900万；交联剂体系：大庆油田现场使用；旋转搅拌容器；烧杯；玻璃棒；恒温烘箱：0-2000C；旋转粘度计；。

（3）实验步骤

实验一：交联体系剪切实验

a. 配制浓度为500mg/L聚合物溶液，并测量溶液粘度；

b. 在恒温45℃条件下，对聚合物溶液进行剪切实验，并对剪切后聚合物溶液进行粘度测试；

c. 用质量浓度250mg/L的交联剂与质量浓度500mg/L聚合物溶液配制交联体系复配液，并对成胶体系进行粘度测试；

d. 在恒温45℃条件下，对复配液进行剪切实验，并对剪切后溶液进行粘度测试。 实验二：交联体系稳定实验

a. 利用质量浓度100mg/L和质量浓度50mg/L的交联剂与质量浓度500mg/L的聚合物溶液配制成胶溶液，并对成胶复配液进行粘度测试；

b. 成胶体系静置45℃恒温箱中，每隔15天检查复配液成胶状况及粘度变化。 （4）实验结果及分析 ①交联体系剪切实验结果分析

实验过程中记录聚合物与交联剂体系复配溶液经剪切的粘度变化（如表3-2），并对粘度变化进行比较。

表3-2 复配液剪切过程粘度数据表

Table3-2 Viscosity data sheet of combination solution in the course of shearing

交联剂体系浓度 （mg/L） 250 剪 切 前 初始粘度 （mPa?s ） 80 成胶粘度（mPa?s ） 9500 剪 切 后 初始粘度 （mPa?s ） 44.5 成胶粘度 （mPa?s ） 9470

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室内实验结果表明：聚合物的初始剪切粘度能降低近50%，而复配液在剪切前后粘度变化不大。可以得出：聚合物经过多孔介质就会发生机械剪切，对粘度影响很大，加入交联剂体系，对成胶复配液再进行剪切实验，由于成胶体系发生剪切之后还能继续交联，并能在多次剪切之后还能重新发生交联反应，因而最终粘度变化不大，由此可以证明交联体系流经多孔介质后能继续保持交联特性。

②交联体系稳定实验结果分析

实验过程中，每隔15天对不同浓度交联剂配制的复配溶液进行成胶情况检查，并对成胶体系的粘度进行测量，对粘度变化进行比较（如表3-3）。

表3-3 稳定性能实验数据表 Table3-3 The stability data sheet

交联剂浓度（mg/L） 100 50 时间 （d） 粘度 (mPa?s) 60 75 90 10960 9495 105 10875 9321 120 135 150 10632 9256 165 10514 9194 180 10500 9012 11000 10980 9541 9532 10800 10745 9311 9275 室内实验结果表明：在45℃的恒温箱中，不同浓度交联剂配置的成胶体系在长时间内，粘度变化不大，并且能长时间稳定成胶，因而对地层注交联体系会长时间保持交联性能。

3.3 均质岩心聚驱后注交联剂实验

（1）实验目的

对不同渗透率岩心进行聚驱后注交联剂对残留聚合物的再利用实验，通过后续水驱过程中注入压力变化及封堵率对比，研究交联剂对残留聚合物的再利用规律。

（2）实验器材及材料

交联剂：大庆油田现场应用；聚合物：分子量为1600万～1900万；油：大庆油田某采油厂脱水原油与航空煤油按一定比例调和而成的模拟油，45℃下的粘度为9.8mPa?s；高压驱替泵：流速范围0.01mL/min～200mL/min，工作压力不小于30MPa；环压泵：工作压力不小于20MPa；高压气瓶：工作压力不小于15MPa；高压容器：可耐盐水的腐蚀，工作压力不小于20MPa；岩芯夹持器：规格4.5cm×4.5cm×30cm，工作压力不小于16MPa；压力计：电子压力表，量程根据实验要求选择）；多通阀座；量筒：经检定的刻度量筒，根据实验要求，量程分别为：20 mL、50 mL；电子天平：感量10mg；岩心：人工石英砂岩心。

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第三章 交联剂评价实验研究

实验流程图如下：

图3-1 交联剂实验流程图

Fig3-1 Flow chart of crosslinker experiment

（3）实验步骤

a. 岩心饱和水，水驱至压力稳定，记录稳定压力值；

b. 转驱浓度为1000mg/L的聚合物溶液0.7PV，记录稳定压力值； c. 转水驱0.3PV，记录稳定压力；

d. 注浓度为100mg/L的交联剂1PV，记录稳定压力值； e. 候凝两天；

f. 转水驱，并记录不同PV时的驱替压力，至压力稳定； g. 水驱4PV时，利用稳定压力计算岩心渗透率。 （4）实验结果及分析

实验过程中记录各种驱替方式下的稳定压力及交联剂转后续水驱不同PV时的压力，得出交联剂岩心注入压力变化曲线（如图3-2），并通过最终后续水驱稳定压力计算岩心渗透率，进而得到岩心封堵率（如表3-4）。

表3-4 注交联剂岩心实验结果表 Table3-4 Results sheet of injecting crosslinker

岩心编号 岩心1 岩心2 岩心渗透率 （10-3μm2） 1180 308 水驱压力 （MPa） 0.015 0.088 聚驱压力 （MPa） 0.11 0.8 水驱4PV 渗透率 （10-3μm2） 47 85 水驱4PV后 封堵率 （%） 96 72

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