聚驅(qū)后B-PPG與HPAM非均相復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)

任亭亭，宮厚健，桑 茜，李亞軍，董明哲

(中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580)

聚驅(qū)后B-PPG與HPAM非均相復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)

任亭亭，宮厚健，桑 茜，李亞軍，董明哲

(中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580)

通過單填砂管流動(dòng)實(shí)驗(yàn)中阻力系數(shù)的測(cè)量，對(duì)聚驅(qū)后支化預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒(B-PPG)與水解聚丙烯酰胺(HPAM)復(fù)配的非均相體系的封堵性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，優(yōu)選出了封堵能力最佳的B-PPG、HPAM非均相體系；通過滲透率不同的雙填砂管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)和微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，研究了聚驅(qū)后非均相體系的調(diào)剖與驅(qū)油能力。單管封堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：B-PPG與HPAM復(fù)配的非均相體系，能夠?qū)μ钌肮苓M(jìn)行有效封堵，顯著提高聚驅(qū)后填砂管阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，HPAM與B-PPG按質(zhì)量比例6∶4(干重)配制時(shí)封堵效果最好。雙管調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：非均相體系調(diào)驅(qū)能夠明顯改善聚驅(qū)后高滲管和低滲管的分流比，使剩余油動(dòng)用程度較低的低滲管采收率大幅提高。微觀實(shí)驗(yàn)表明：非均相體系提高聚驅(qū)后采收率方式主要靠增大驅(qū)替液的波及系數(shù)來實(shí)現(xiàn)。

提高采收率；非均相體系；支化預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒；阻力系數(shù)；調(diào)剖

聚合物驅(qū)能夠提高原油采收率，已被油田開采實(shí)踐所證實(shí)[1-3]，但聚合物驅(qū)后油藏仍有豐富的剩余油殘余地下，此外,聚驅(qū)后油層高含水、剩余油更加分散、地層宏觀及微觀非均質(zhì)性加劇和大孔道驅(qū)油劑竄流等問題,使得化學(xué)驅(qū)越來越難以滿足油田提高采收率的要求。因此，對(duì)于聚合物驅(qū)規(guī)模應(yīng)用的油田，亟需開展聚驅(qū)后提高采收率的方法及機(jī)理研究，以減緩產(chǎn)量遞減，提高資源利用程度。針對(duì)聚驅(qū)后如何提高采收率問題，許多學(xué)者提出過表面活性劑驅(qū)[4]、聚表二元復(fù)合體系驅(qū)[5]、陽離子聚合物驅(qū)[6]、泡沫驅(qū)[7]、聚合物再利用[8]等技術(shù)，但存在黏性指進(jìn)、波及系數(shù)小和穩(wěn)定性差等缺陷。由聚合物單體、交聯(lián)劑及其他添加劑進(jìn)行交聯(lián)，然后經(jīng)烘干、粉碎、篩分形成的體膨型預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒(PPG)是一種新型深部液流轉(zhuǎn)向劑，具有地面交聯(lián)、施工方便、耐溫耐鹽性好等優(yōu)點(diǎn)[9-11]。PPG能夠吸水膨脹，膨脹后的顆粒具有彈性，壓力作用下能夠變形通過孔隙[12]，在油田應(yīng)用中取得了較好的控水增油效果[13-14]。勝利油田近期研制了一種新型支化預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒(B-PPG)，在主鏈上引入部分支化鏈，較大程度地提高了B-PPG懸浮液的黏度，B-PPG吸水膨脹后的顆粒尺寸遠(yuǎn)小于傳統(tǒng)的PPG顆粒，可進(jìn)入較低滲透率的地層進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)。B-PPG顆粒在懸浮液中容易沉降，與聚合物復(fù)配后可增大懸浮液體相黏度，增強(qiáng)B-PPG顆粒的懸浮性能。本文考察了不同質(zhì)量配比(干重)的B-PPG與HPAM非均相體系對(duì)填砂管的封堵能力，并通過填砂管實(shí)驗(yàn)及微觀實(shí)驗(yàn)對(duì)聚驅(qū)后非均相體系驅(qū)油效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)，以期為B-PPG的油田應(yīng)用提供指導(dǎo)。

1 實(shí)驗(yàn)材料與方法

(1)聚驅(qū)后非均相體系封堵性能實(shí)驗(yàn)

B-PPG與HPAM復(fù)配的非均相體系封堵性能用單填砂管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)來考察。實(shí)驗(yàn)用水根據(jù)勝利油田地層水用NaCl、CaCl2、MgCl2·6H2O和蒸餾水配制，礦化度為9 667 mg/L。聚合物HPAM分子量約為2 000萬，水解度25%。B-PPG目數(shù)為160目。

實(shí)驗(yàn)研究了B-PPG質(zhì)量分?jǐn)?shù)(干重)為0%、20%、40%、60%、80%和100%時(shí)復(fù)配體系的封堵能力。實(shí)驗(yàn)在恒溫水浴箱中進(jìn)行，實(shí)驗(yàn)溫度70 ℃，非均相體系總質(zhì)量濃度2 500 mg/L。實(shí)驗(yàn)步驟如下：①填砂管抽真空，飽和地層水，計(jì)算孔隙度，水測(cè)填砂管滲透率；②以0.3 mL/min的流速水驅(qū)0.2 PV，記錄水驅(qū)過程中填砂管入口端與出口端的壓差，由于出口端壓力為大氣壓，所以入口端的測(cè)量壓力就等于入口端與出口端的壓差；③以相同流速注0.5 PV聚合物段塞，記錄注入過程填砂管入口端與出口端的壓差；④以相同流速注水0.5 PV，記錄水驅(qū)過程中填砂管入口端與出口端的壓差，計(jì)算此時(shí)填砂管滲透率；⑤以相同注入速度繼續(xù)注B-PPG質(zhì)量分?jǐn)?shù)(干重)不同的復(fù)配體系0.5 PV，記錄注入過程中填砂管入口端與出口端的壓差；⑥以相同注入速度進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，記錄水驅(qū)過程填砂管入口端與出口端的壓差，計(jì)算填砂管滲透率。聚合物驅(qū)和聚驅(qū)后復(fù)合體系驅(qū)的阻力系數(shù)FR和殘余阻力系數(shù)FRR計(jì)算式分別為

(1)

(2)

式中：FR為阻力系數(shù)；Δp1為注入聚合物時(shí)填砂管入口端與出口端的壓差，kPa；Δp2為注入復(fù)合體系時(shí)填砂管入口端與出口端的壓差，kPa；Δpw1為注入聚合物前進(jìn)行水驅(qū)時(shí)填砂管入口端與出口端的壓差，kPa；FRR為殘余阻力系數(shù)；K1為聚合物驅(qū)之前的水測(cè)填砂管滲透率，μm2；K2為注入聚合物后進(jìn)行水驅(qū)時(shí)測(cè)得的填砂管滲透率，μm2；K3為注入復(fù)合體系后進(jìn)行水驅(qū)時(shí)測(cè)得的填砂管滲透率，μm2；Δpw2為注入聚合物后進(jìn)行水驅(qū)時(shí)填砂管入口端與出口端的壓差，kPa；Δpw3為注入復(fù)合體系后進(jìn)行水驅(qū)時(shí)填砂管入口端與出口端的壓差，kPa。

(2)聚驅(qū)后非均相體系雙管調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)

用非均質(zhì)雙填砂管調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)來研究B-PPG與HPAM復(fù)配體系的調(diào)剖和驅(qū)油效果。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)用油為勝利油田坨四外輸原油，70 ℃下黏度68.4mPa·s，實(shí)驗(yàn)用水、HPAM和B-PPG與封堵性能實(shí)驗(yàn)所用的相同。高滲管滲透率8.5m2，低滲管滲透率1.2m2，實(shí)驗(yàn)溫度70 ℃，流速0.3mL/min。進(jìn)行實(shí)驗(yàn)之前先將填砂管飽和油后在恒溫水浴箱中老化3d，然后采用合注分采的方式按水驅(qū)—聚驅(qū)—后續(xù)水驅(qū)—非均相驅(qū)—后續(xù)水驅(qū)步驟進(jìn)行，記錄實(shí)驗(yàn)過程中雙管分流量和采收率隨注入孔隙體積倍數(shù)(PV)的變化。

(3)聚驅(qū)后非均相體系微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)用油為坨四外輸原油與煤油按1∶1的質(zhì)量比配制，以降低原油黏度，增加流動(dòng)性，25 ℃下黏度為18.7mPa·s。所用微觀模型為非均質(zhì)微觀玻璃刻蝕網(wǎng)絡(luò)模型，實(shí)驗(yàn)按照水驅(qū)—聚驅(qū)—后續(xù)水驅(qū)—非均相體系驅(qū)的步驟進(jìn)行，注入速度0.15L/min。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 聚驅(qū)后非均相體系封堵性能

實(shí)驗(yàn)測(cè)試了非均相體系中B-PPG質(zhì)量分?jǐn)?shù)(干重)分別為0%、20%、40%、60%、80%和100%時(shí)聚驅(qū)后單填砂管阻力系數(shù)，如表1所示。

可以看出，單一B-PPG體系雖然具有一定黏度，但黏度較低。實(shí)驗(yàn)過程中長時(shí)間放置容易發(fā)生沉降，影響B(tài)-PPG在填砂管中的注入能力。與聚合物復(fù)配后能夠有效增大體系黏度，增加B-PPG顆粒的懸浮性能，使B-PPG更容易進(jìn)入填砂管進(jìn)行封堵。聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)(干重)越高，體系的黏度越大，但非均相體系的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)并不隨體系黏度的增大而一直增大，而是呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)。說明非均相體系增大填砂管阻力系數(shù)主要靠B-PPG顆粒，同時(shí)顆粒的易注入性對(duì)非均相體系的封堵能力有很大影響。聚合物和B-PPG質(zhì)量配比(干重)為60∶40時(shí)，非均相體系阻力系數(shù)達(dá)到最大。

表1 不同質(zhì)量配比(干重)的非均相體系單填砂管驅(qū)替過程的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

為了研究驅(qū)替過程中阻力系數(shù)隨注入PV數(shù)的變化，圖1給出了聚驅(qū)后注B-PPG質(zhì)量分?jǐn)?shù)(干重)為40%的非均相體系過程中阻力系數(shù)隨PV數(shù)的變化，單填砂管滲透率為2.7 μm2。可以看到，填砂管水驅(qū)后注聚合物，阻力系數(shù)升高，注聚結(jié)束時(shí)填砂管阻力系數(shù)達(dá)到115；后續(xù)水驅(qū)階段填砂管阻力系數(shù)迅速下降，水驅(qū)結(jié)束時(shí)填砂管殘余阻力系數(shù)基本穩(wěn)定在38。轉(zhuǎn)注B-PPG和HPAM復(fù)配的非均相體系后，填砂管阻力系數(shù)先迅速升高，升高到一定值后逐漸平穩(wěn)，并呈鋸齒狀波動(dòng)狀態(tài)，平穩(wěn)時(shí)的阻力系數(shù)遠(yuǎn)大于注聚合物時(shí)的阻力系數(shù)，達(dá)到287；后續(xù)注水階段阻力系數(shù)先下降，后逐漸平穩(wěn)，水驅(qū)結(jié)束時(shí)殘余阻力系數(shù)仍然很高，為132。

圖1 聚驅(qū)后注非均相體系單管阻力系數(shù)隨注入PV的變化

聚合物溶液依靠高黏度來增大驅(qū)替液在填砂管中的阻力系數(shù)，后續(xù)注水在聚合物溶液占據(jù)的孔道中突破后，填砂管阻力系數(shù)會(huì)迅速降低。聚合物和B-PPG復(fù)配形成的非均相體系，不僅具有聚合物溶液的高黏度性質(zhì)，又具有B-PPG顆粒的黏彈性特征。因此轉(zhuǎn)注非均相體系后，一方面由于驅(qū)替液黏度高而增大阻力系數(shù)，另一方面體系中的B-PPG顆粒在高黏溶液攜帶下進(jìn)入填砂管，對(duì)大孔道進(jìn)行封堵，極大地增加了驅(qū)替液在填砂管中的流動(dòng)阻力，所以填砂管阻力系數(shù)會(huì)迅速大幅度提高。由于B-PPG顆粒具有黏彈性，在壓差作用下可以不斷發(fā)生變形通過孔道，然后繼續(xù)在下一孔道進(jìn)行封堵，因此填砂管阻力系數(shù)會(huì)出現(xiàn)鋸齒狀波動(dòng)。后續(xù)注水過程中，B-PPG在水流的推動(dòng)下繼續(xù)在填砂管中運(yùn)移，繼續(xù)發(fā)揮封堵效果，因此后續(xù)水驅(qū)階段仍能保持較高的阻力系數(shù)。

2.2 聚驅(qū)后非均相體系雙管調(diào)剖驅(qū)油效果

通過滲透率不同的雙填砂管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，研究了B-PPG與聚合物復(fù)配的非均相體系的調(diào)驅(qū)效果，所用的復(fù)合體系中聚合物和B-PPG質(zhì)量配比(干重)為6∶4，因?yàn)榇速|(zhì)量配比時(shí)復(fù)合體系的封堵性能最優(yōu)。

調(diào)驅(qū)過程中雙管分流量隨注入PV的變化如圖2所示，可以看出，水驅(qū)階段注水從高滲管突破后，液流只進(jìn)入高滲管，注聚合物后雙管吸水剖面有所改善，高低滲管分流比由水驅(qū)結(jié)束時(shí)的100∶0變?yōu)榧s80∶20；聚驅(qū)后再進(jìn)行水驅(qū)，聚合物的調(diào)剖效果迅速失效，后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時(shí)高滲管分流量又升高于95%。轉(zhuǎn)注非均相體系后，低滲管分流量迅速升高并超過高滲管，雙管分流量發(fā)生逆轉(zhuǎn)，在此后的非均相驅(qū)階段及后續(xù)注水階段，高滲管和低滲管分流量在30%～70%附近波動(dòng)，并發(fā)生多次液流轉(zhuǎn)向，說明聚合物和B-PPG復(fù)配的非均相體系能極大改善非均質(zhì)填砂管的吸水剖面，調(diào)剖效果顯著，并且非均相體系的調(diào)剖能力在后續(xù)水驅(qū)階段依然能夠持續(xù)有效地發(fā)揮。這是由于體系中的B-PPG顆粒在高黏溶液攜帶下進(jìn)入非均質(zhì)填砂管，并優(yōu)先對(duì)高滲管進(jìn)行選擇性封堵，增大了驅(qū)替液在高滲管中的流動(dòng)阻力，致使低滲管的分流量迅速上升；凝膠顆粒進(jìn)入低滲管后同樣會(huì)發(fā)揮封堵特性，增大低滲管流動(dòng)阻力降低驅(qū)替液注入能力。B-PPG顆粒在高滲管和低滲管這種不斷的交替封堵是分流量曲線不斷波動(dòng)變化的原因。

圖2 聚驅(qū)后非均相驅(qū)雙管分流量隨注入PV的變化

聚驅(qū)后非均相調(diào)驅(qū)不同階段雙管采收率數(shù)據(jù)見表2?？梢钥闯?，非均質(zhì)雙填砂管一次水驅(qū)采收率為36.5%，注聚合物后能較大程度地提高水驅(qū)后原油采收率，雙管整體采收率提高20.3%，但高滲管采收率已達(dá)到70.7%，低滲管采收率僅為43.3%，說明聚合物驅(qū)仍然是以提高高滲管采收率為主，低滲管剩余油飽和度高，后續(xù)開發(fā)潛力大。注非均相體系后，填砂管采收率在聚合物驅(qū)的基礎(chǔ)上又有顯著提高，雙管整體采收率提高21.5%，最終達(dá)到78.3%。 低滲管采收較聚驅(qū)提高30.9%， 高滲管僅

提高12.1%，說明非均相體系調(diào)驅(qū)能使低滲透填砂管剩余油得到有效開發(fā)。從圖2中的雙管分流曲線可以看出，非均相調(diào)驅(qū)后顯著改善了非均質(zhì)填砂管的吸水剖面，使驅(qū)替液能夠更多地進(jìn)入低滲管，增大體系的波及系數(shù)，從而使低滲管中的剩余油得到有效動(dòng)用。

表2 雙填砂管聚驅(qū)后非均相驅(qū)實(shí)驗(yàn)不同階段的采收率

2.3 聚驅(qū)后非均相驅(qū)油效果微觀實(shí)驗(yàn)

通過非均質(zhì)填砂管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)可以看到B-PPG與聚合物復(fù)配的非均相體系能夠較大程度地提高聚驅(qū)后原油采收率。為了進(jìn)一步弄清非均相驅(qū)替時(shí)剩余油的動(dòng)用情況，直觀地觀察聚驅(qū)后非均相體系的驅(qū)油效果，又進(jìn)行了聚驅(qū)后非均相體系驅(qū)油的微觀實(shí)驗(yàn)研究。非均相體系聚合物與B-PPG質(zhì)量配比(干重)為60∶40，不同驅(qū)替階段油水分布如圖3所示。

圖3 微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)不同驅(qū)替階段油水分布

可以看出，微觀模型飽和油后進(jìn)行水驅(qū)時(shí)，水流只能對(duì)高滲區(qū)域原油進(jìn)行驅(qū)替，對(duì)低滲區(qū)域的小孔道，水流則未能進(jìn)入(圖3(a)，圖3(b))。注聚合物后，低滲區(qū)域內(nèi)的原油部分得到動(dòng)用(圖3(c))，這是因?yàn)榫酆衔镳ざ雀撸纳屏怂土鞫缺?，使?qū)替液的波及系數(shù)得到較大提高。但聚合物驅(qū)替后無論高滲區(qū)域還是低滲區(qū)域都仍有較多的原油殘留，剩余油飽和度仍然很高。進(jìn)行非均相驅(qū)替后，高滲和低滲區(qū)域的剩余油采出程度都得到極大提高，模型中只存在部分零散的剩余油(圖3(d))，這主要是由于注非均相體系驅(qū)替時(shí)，體系中的B-PPG顆粒在不同孔徑的孔道中進(jìn)行動(dòng)態(tài)的交替封堵，使驅(qū)替液不斷產(chǎn)生轉(zhuǎn)向，因此驅(qū)替液能夠進(jìn)入聚合物溶液難以進(jìn)入的孔道中驅(qū)油，極大地提高驅(qū)替液的波及系數(shù)；同時(shí)，凝膠顆粒在以變形的方式通過孔道運(yùn)移時(shí)，對(duì)殘存在孔道中的剩余油也能發(fā)揮驅(qū)替效果；此外，非均相體系中聚合物的增黏作用也能起到一定的增大波及系數(shù)的作用。

3 結(jié) 論

(1)B-PPG與聚合物復(fù)配的非均相體系既具有黏彈性顆粒的特征，又具有聚合物溶液的高黏性質(zhì)。由于B-PPG顆粒對(duì)填砂管孔道的封堵作用及高黏溶液中顆粒懸浮性能改善、易進(jìn)入巖心的性質(zhì)，非均相體系能夠極大提高聚驅(qū)后填砂管阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，有效解決聚驅(qū)后巖心阻力系數(shù)下降快、封堵能力差的問題。

(2)非均相體系中的B-PPG顆粒對(duì)非均質(zhì)巖心的交替封堵使液流不斷發(fā)生轉(zhuǎn)向，顯著改善了非均質(zhì)巖心的吸水剖面，有效解決了聚合物調(diào)剖能力弱、后續(xù)注水迅速失效的問題。

(3)雙管模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，聚驅(qū)后注非均相體系驅(qū)油能夠使剩余油飽和度較高的低滲填砂管中的原油得到有效動(dòng)用，低滲填砂管采收率較聚驅(qū)提高30.9%，填砂管整體采收率較聚驅(qū)提高21.5%，而增大驅(qū)替液的波及系數(shù)是非均相體系提高聚驅(qū)后原油采收率的主要原因。

[1] 李振泉.孤島油田中一區(qū)特高含水期聚合物驅(qū)工業(yè)試驗(yàn)[J].石油勘探與開發(fā),2004,31(2):119-121. LI Zhen-quan.Industrial test of polymer flooding in superhigh water cut stage of central No.1 Block,Gudao Oilfield[J].Petroleum Exploration and Development,2004,31(2):119-121.

[2] 王德民,程杰成,吳軍政,等.聚合物驅(qū)油技術(shù)在大慶油田的應(yīng)用[J].石油學(xué)報(bào),2005,26(1):74-78. WANG De-min,CHENG Jie-cheng,WU Jun-zheng,et al.Application of polymer flooding technology in Daqing Oilfield[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(1):74-78.

[3] 程杰成,王德民,李群,等.大慶油田三元復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)動(dòng)態(tài)特征[J].石油學(xué)報(bào),2002,23(6):37-40. CHENG Jie-cheng,WANG De-min,LI Qun,et al.Field test performance of alkaline surfactant polymer flooding in Daqing Oil Field[J].Acta Petrolei Sinica,2002,23(6):37-40.

[4] 郭尚平,田根林,王芳,等.聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的四次采油問題[J].石油學(xué)報(bào),1997,18(4):49-53. GUO Shang-ping,TIAN Gen-lin,WANG Fang,et al.The petroleum of quaternary oil recovery succeeding a polymer flooding[J].Acta Petrolei Sinica,1997,18(4):49-53.

[5] 夏惠芬,蔣瑩,王剛.聚驅(qū)后聚表二元復(fù)合體系提高殘余油采收率研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2010,25(1):45-49. XIA Hui-fen,JIANG Ying,WANG Gang.Study onenhancing recovery factor of residual oil by polymer/surfactant compound system after polymer flooding[J].Journal of Xi’an Shiyou University:Natural Science Edition,2010,25(1):45-49.

[6] 李愛芬,衣艷靜,陶軍.聚合物驅(qū)后提高采收率方式實(shí)驗(yàn)研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2006,21(5):55-58. LI Ai-fen,YI Yan-jing,TAO Jun.Experimental study on improving recovery factor after polymer flooding[J].Journal of Xi’an Shiyou University:Natural Science Edition,2006,21(5):55-58.

[7] 王其偉,宋新旺,周國華,等.聚合物驅(qū)后泡沫驅(qū)提高采收率技術(shù)試驗(yàn)研究[J].江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào),2004,26(1):105-107. WANG Qi-wei,SONG Xin-wang,ZHOU Guo-hua,et al.Experiment of enhancing oil recovery by foam flooding post polymer displacement[J].Journal of Jianghan Petroleum Institute,2004,26(1):105-107.

[8] 徐婷,李秀生,張學(xué)洪,等.聚合物驅(qū)后提高原油采收率平行管試驗(yàn)研究[J].石油勘探與開發(fā),2004(6):98-100. XU Ting,LI Xiu-sheng,ZHANG Xue-hong,et al.Parallel-column experiments for enhancing oil recovery after polymer flooding[J].Petroleum Exploration and Development,2004(6):98-100.

[9] Liu Y,Bai B,Wang Y.Applied technologies and prospects of conformance control treatments in China[J].Oil & Gas Science and Technology,2010,65(6):859-878.

[10] 吳應(yīng)川,白寶君,趙化廷,等.影響預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒性能的因素分析[J].油氣地質(zhì)與采收率,2005,12(4):55-57. WU Ying-chuan,BAI Bao-jun,ZHAO Hua-ting,et al.Analysis on factors influencing the performance of pre-crosslinked gel particles[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2005,12(4):55-57.

[11] 白寶君,劉偉,李良雄,等.影響預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒性能特點(diǎn)的內(nèi)因分析[J].石油勘探與開發(fā),2002,29(2):103-105. BAI Bao-jun,LIU Wei,LI Liang-xiong,et al.An analysis on intrinsic factors influencing theproperties of pre-crosslinking gelled particles[J].Petroleum Exploration and Development,2002,29(2):103-105.

[12] Coste J P,Liu Y,Bai B,et al.In-depth fluid diversion by pre-gelled particles:laboratory study and pilot testing[C].SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium.Society of Petroleum Engineers,2000.

[13] 劉一江,劉積松,李琇富.預(yù)交聯(lián)凝膠微粒在深度調(diào)剖中的應(yīng)用[J].油氣地質(zhì)與采收率,2001,8(3):65-66. LIU Yi-jiang,LIU Ji-song,LI Xiu-fu.Application of pre-crosslinked gel particles to depth profile control[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2001,8(3):65-66.

[14] 陳曉彥.非均相驅(qū)油劑應(yīng)用方法研究[J].石油鉆采工藝,2009,31(5):85-88. CHEN Xiao-yan.Method study for application of heterogeneous oil displacement agent[J].Oil Drilling and Production Technology,2009,31(5):85-88.

責(zé)任編輯：賀元旦

2015-04-20

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“油氣水三相微觀-連續(xù)介質(zhì)三維流動(dòng)模擬研究”(編號(hào)：51274225)和超臨界CO2微乳液體系的構(gòu)筑及其驅(qū)油機(jī)理研究(編號(hào)：51204197)；博士點(diǎn)基金項(xiàng)目“注溶劑提高稠油采收率的微觀-連續(xù)介質(zhì)模擬研究”(編號(hào)：20110133110007)

任亭亭(1989-)，女，碩士研究生，主要從事提高采收率與采油化學(xué)方面的研究。E-mail:rentingting217@163.com

1673-064X(2015)05-0054-05

TE357

A