長(zhǎng)慶油田低滲透油藏聚合物微球深部調(diào)驅(qū)工藝參數(shù)優(yōu)化

賈玉琴， 鄭明科， 楊海恩， 周廣卿

(1.中國石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018；3.中國石油長(zhǎng)慶油田分公司，陜西西安 710018)

長(zhǎng)慶油田開發(fā)較早的三疊系低滲透油藏已進(jìn)入中高含水期，開發(fā)矛盾日益凸顯，產(chǎn)量遞減控制難度逐年加大，常規(guī)的聚合物驅(qū)技術(shù)因深部調(diào)驅(qū)能力不足而難以有效提高油田最終采收率，且存在聚合物線性高分子應(yīng)用油層滲透率下限高(100 mD)、耐鹽性差和抗剪切性差等問題[1-14]。為此，長(zhǎng)慶油田以深部調(diào)驅(qū)擴(kuò)大波及體積為主要目標(biāo)，開展了低滲透油藏聚合物微球深部調(diào)驅(qū)技術(shù)研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù)在我國勝利、中原、華北等油田有一定規(guī)模的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，并取得了較好的增產(chǎn)效果[15-19]。2010年起，長(zhǎng)慶油田在16口井先后開展了特低滲油藏聚合物微球深部調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，并取得了良好效果，試驗(yàn)區(qū)油井產(chǎn)量自然遞減率降低3百分點(diǎn)，含水上升率下降2百分點(diǎn)，但部分井采出程度低，裂縫見水。因此，為進(jìn)一步提升增產(chǎn)效果，長(zhǎng)慶油田開展了聚合物微球粒徑與儲(chǔ)層匹配研究及注入工藝參數(shù)優(yōu)化，形成了不同含水階段聚合物微球深部調(diào)驅(qū)注入工藝參數(shù)及段塞組合，并在該油田43口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，取得了較好的增產(chǎn)效果，產(chǎn)量遞減率得到了有效控制，為低滲特低滲油藏的高效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

1　聚合物微球粒徑匹配性試驗(yàn)

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，聚合物微球粒徑過大無法進(jìn)入儲(chǔ)層深部，而粒徑太小又不能對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行有效封堵，因此聚合物微球與儲(chǔ)層孔喉、裂縫的配伍性極為重要[20-24]。為此，圍繞深部調(diào)驅(qū)機(jī)理，進(jìn)行了長(zhǎng)慶油田3個(gè)開發(fā)階段(低含水階段(含水率為0～20%)、中含水階段(含水率為20%～60%)、高含水階段(含水率為60%～90%))條件下的聚合物微球粒徑與儲(chǔ)層匹配性室內(nèi)評(píng)價(jià)試驗(yàn)，即在給定注入速度、注入濃度、注入量、注入方式及注入時(shí)機(jī)的條件下，利用單填砂管模型進(jìn)行3種粒徑聚合物微球溶液封堵試驗(yàn)，分析不同粒徑聚合物微球在不同含水階段的封堵效果，并對(duì)不同含水階段調(diào)驅(qū)的微球粒徑進(jìn)行優(yōu)選。

1.1　試驗(yàn)條件及步驟

1.1.1試驗(yàn)條件

1) 物理模型：填砂管尺寸為φ38 mm×300 mm，滲透率為50 mD。

2) 試驗(yàn)用油：煤油。

3) 試驗(yàn)用液：濃度為5 000 mg/L的粒徑分別為5，10和20 μm的3種通過反相乳液聚合制備的微球溶液。

4) 試驗(yàn)用水：飽和用水為模擬長(zhǎng)6油藏地層水，其礦化度為53 219.57 mg/L；巖心驅(qū)替用水為模擬污水，其礦化度為106 439.14 mg/L。

5) 試驗(yàn)溫度：依據(jù)長(zhǎng)6油藏溫度，設(shè)定為55 ℃。

6) 試驗(yàn)儀器：恒溫箱、恒速恒壓泵、中間容器、填砂管、壓力表和產(chǎn)液計(jì)量管。

1.1.2試驗(yàn)步驟

填砂管用粗、中、細(xì)3種不同粒徑石英砂按體積比1∶1∶1填制而成，然后飽和模擬地層水，計(jì)算其孔隙度；將飽和好模擬地層水的填砂管放置在恒溫箱內(nèi)(55 ℃)，測(cè)填砂管滲透率；用油驅(qū)填砂管，至填砂管出口端不出水為止，確定原始含油飽和度；按2 mL/min的驅(qū)替速度水驅(qū)填砂管至出口端含水率達(dá)到10%，40%和75%；分別將粒徑為5，10和20 μm的聚合物微球溶液按2 mL/min的注入速度進(jìn)行調(diào)驅(qū)，注入量均為0.5倍孔隙體積，記錄調(diào)驅(qū)過程中注入壓力的變化；再按2 mL/min的驅(qū)替速度進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，記錄后續(xù)注入壓力的變化，并計(jì)算不同含水階段3種微球調(diào)驅(qū)后的封堵率和采收率。

1.2　試驗(yàn)結(jié)果分析

通過填制20組單填砂管進(jìn)行不同聚合物微球粒徑體系與不同含水階段配伍性試驗(yàn)。其中填砂管滲透率為40.63～64.81 mD，平均滲透率為41.51 mD，平均孔隙度為13.21%，平均原始含油飽和度為75.27%。

1.2.1低含水階段微球粒徑匹配試驗(yàn)結(jié)果

低含水階段注φ5，φ10和φ20 μm微球及后續(xù)水驅(qū)過程中注入壓力的變化情況見圖1。

圖1　低含水階段注不同粒徑微球及后續(xù)水驅(qū)過程中的注入壓力變化曲線Fig.1　Changes in pressures during injection of microspheres with different particle sizes and subsequent water flooding in low water cut stage

從圖1可以看出：

1) 注φ5 μm微球，微球封堵大孔道，注入壓力緩慢增大；轉(zhuǎn)為水驅(qū)后，微球溶液被稀釋，部分微球隨轉(zhuǎn)向的水流進(jìn)入次級(jí)孔道進(jìn)行封堵，注入壓力繼續(xù)上升，但上升幅度有限。

2) 注φ10 μm微球，微球在砂管入口端對(duì)大孔道進(jìn)行封堵，注入壓力快速增大；轉(zhuǎn)為水驅(qū)后，微球不易進(jìn)入次級(jí)孔道進(jìn)行封堵，注入壓力基本不發(fā)生變化。

3) 注φ20 μm微球，微球預(yù)膨脹后很難進(jìn)入大孔道，同時(shí)溶液中微球顆粒濃度太低，注入壓力沒有明顯的變化；后續(xù)水驅(qū)壓力變化也不明顯，表明φ20 μm微球的封堵效果較差。

計(jì)算低含水階段3種粒徑微球調(diào)驅(qū)后的封堵率和采收率，結(jié)果如圖2所示。

圖2　低含水階段注不同粒徑微球調(diào)驅(qū)后的封堵率和采收率Fig.2　Plugging rates and recovery rates during the injection of microspheres with different particle sizes in low water cut stage

從圖2可以看出，低含水階段φ5 μm微球的封堵效果(封堵率為81.5%)和驅(qū)油效果(采收率為75.0%)明顯優(yōu)于φ10和φ20 μm微球，因此低含水階段優(yōu)選φ5 μm微球進(jìn)行調(diào)驅(qū)。

1.2.2中含水階段微球粒徑匹配試驗(yàn)結(jié)果

中含水階段注φ5，φ10和φ20 μm微球及后續(xù)水驅(qū)過程中注入壓力的變化情況如圖3所示。

從圖3可以看出：

1) 注φ5 μm微球，注入壓力緩慢增大；轉(zhuǎn)為水驅(qū)后，部分微球進(jìn)入次級(jí)孔道，對(duì)其進(jìn)行封堵，注入壓力繼續(xù)上升，但上升幅度有限。

2) 注φ10 μm微球，微球在砂管端口附近對(duì)大孔道進(jìn)行封堵，注入壓力快速增長(zhǎng)；轉(zhuǎn)為水驅(qū)后，由于填砂管經(jīng)過較長(zhǎng)時(shí)間沖刷，次級(jí)孔道比較發(fā)育，有少數(shù)微球進(jìn)入次級(jí)孔道進(jìn)行封堵，因此注入壓力略有增長(zhǎng)。

3) 注φ20 μm微球，微球預(yù)膨脹后粒徑變大，溶液中微球顆粒濃度太小，導(dǎo)致注入壓力沒有明顯的變化；轉(zhuǎn)為水驅(qū)后注入壓力變化也不明顯，表明φ20 μm微球很難形成有效封堵。

圖3　中含水階段注不同粒徑微球及后續(xù)水驅(qū)過程中注入壓力變化曲線Fig.3　Changes in pressures during injection of microspheres with different particle sizes and subsequent water flooding in medium water cut stage

計(jì)算中含水階段3種粒徑微球調(diào)驅(qū)后的封堵率和采收率，結(jié)果如圖4所示。

圖4　中含水階段不同粒徑微球調(diào)驅(qū)后的封堵率和采收率Fig.4　Plugging rates and recovery rates of microspheres with different particle sizes in medium water cut stage

從圖4可以看出，中含水階段φ5 μm微球的封堵效果(封堵率為80.2%)和驅(qū)油效果(采收率為75.1%)優(yōu)于φ10和φ20 μm微球，因此中含水階段仍然優(yōu)選φ5 μm的微球進(jìn)行調(diào)驅(qū)。

1.2.3高含水階段微球粒徑匹配試驗(yàn)結(jié)果

高含水階段注φ5，φ10和φ20 μm微球及后續(xù)水驅(qū)過程中注入壓力的變化情況如圖5所示。

從圖5可以看出：

1) 注φ5 μm微球，填砂管由于經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間水驅(qū)沖刷，大孔道發(fā)育，注入壓力增長(zhǎng)變緩，對(duì)大孔道封堵能力變?nèi)酰晦D(zhuǎn)為水驅(qū)后，部分微球隨后續(xù)水流改向進(jìn)入次級(jí)孔道，由于次級(jí)孔道也較發(fā)育，因此注入壓力略有增大。

圖5　高含水階段注不同粒徑微球及后續(xù)水驅(qū)過程中注入壓力變化曲線Fig.5　Changes in pressures during the injection of microspheres with different particle sizes and subsequent water flooding in high water cut stage

2) 注10 μm微球，微球在填砂管端口附近對(duì)大孔道進(jìn)行封堵，注入壓力快速增長(zhǎng)；轉(zhuǎn)為水驅(qū)后，由于填砂管經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間沖刷，次級(jí)孔道比較發(fā)育，部分微球進(jìn)入次級(jí)孔道進(jìn)行封堵，因此相對(duì)于低、中含水階段，高含水階段注φ10 μm微球后續(xù)水驅(qū)注入壓力增長(zhǎng)較明顯。

3) 注φ20 μm微球，微球預(yù)膨脹后粒徑太大，顆粒濃度較低，注入壓力沒有明顯變化；后續(xù)水驅(qū)壓力變化也不明顯，表明φ20 μm微球很難封堵高滲層。

計(jì)算高含水階段3種粒徑微球調(diào)驅(qū)后的封堵率和采收率，結(jié)果如圖6所示。

圖6　高含水階段不同粒徑微球調(diào)驅(qū)后的封堵率和采收率Fig.6　Plugging rates and recovery rates of microspheres with different particle sizes in high water cut stage

從圖6可以看出，高含水階段注φ10 μm微球的封堵效果(封堵率為78.3%)和驅(qū)油效果(采收率為74.2%)優(yōu)于φ5和φ20 μm微球，因此高含水階段優(yōu)選φ10 μm微球進(jìn)行調(diào)驅(qū)。

2　注入工藝參數(shù)優(yōu)化試驗(yàn)

在聚合物微球粒徑匹配試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，分別填制9組平行填砂管，在低、中、高含水階段條件下進(jìn)行聚合物微球體系注入工藝參數(shù)優(yōu)化試驗(yàn)，對(duì)比分析不同注入濃度、注入量的聚合物微球體系在不同含水階段的封堵率和采收率提高率，優(yōu)選出不同含水階段所適用的聚合物微球注入濃度和注入量。

2.1　試驗(yàn)條件及步驟

2.1.1試驗(yàn)條件

1) 物理模型：雙平行填砂管尺寸均為φ38 mm×300 mm，低滲填砂管滲透率約為40 mD，高滲填砂管滲透率約為100 mD。

2) 試驗(yàn)用油：煤油。

3) 試驗(yàn)用液：在微球粒徑匹配試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，用匹配的微球配置成9組不同濃度和不同注入量的微球溶液。

4) 試驗(yàn)用水：飽和用水為模擬地層水，其礦化度為53 219.57 mg/L；巖心驅(qū)替用水為模擬污水，其礦化度為106 439.14 mg/L。

5) 試驗(yàn)溫度：55 ℃。

6) 試驗(yàn)儀器：恒溫箱、恒速恒壓泵、中間容器、填砂管、壓力表和產(chǎn)液計(jì)量管。

2.1.2試驗(yàn)步驟

先將2支填砂管飽和模擬地層水，測(cè)量各自的孔隙度及孔隙體積，然后放置在恒溫箱內(nèi)(55 ℃)，測(cè)量高、低滲填砂管滲透率；分別對(duì)2支填砂管飽和油至填砂管出口端不出水為止，確定2支填砂管的原始含油飽和度；按2 mL/min驅(qū)替速度水驅(qū)至高滲填砂管出口端含水率達(dá)到10%，40%和75%；將聚合物微球體系按照不同濃度(即2 000，5 000和7 000 mg/L)不同注入量(即0.3，0.5和0.8倍孔隙體積)進(jìn)行調(diào)驅(qū)，注入速度為2 mL/min，記錄調(diào)驅(qū)過程中注入壓力的變化；然后再按2 mL/min的驅(qū)替速度繼續(xù)水驅(qū)，記錄后續(xù)水驅(qū)穩(wěn)定壓力，分別計(jì)算不同濃度、不同注入量的聚合物微球調(diào)驅(qū)后對(duì)高滲管的封堵率和2支填砂管各自的最終采收率。

2.2　試驗(yàn)結(jié)果分析

2.2.1低含水階段

低含水階段φ5 μm微球注入量和濃度對(duì)封堵率和采收率提高率的影響試驗(yàn)結(jié)果見圖7。從圖7可以看出，填砂管出口剛見水時(shí)，水驅(qū)采收率較小，這個(gè)階段高濃度微球快速封堵主見水通道，迫使水流轉(zhuǎn)向低滲區(qū)域，從而防止含水率快速上升，提高采收率。隨著微球注入量的增加，封堵效果和提高采收率的效果變得更好，但增加幅度不明顯?？紤]經(jīng)濟(jì)因素，最終選用濃度為7 000 mg/L,注入量為0.3倍孔隙體積(其封堵率可達(dá)77.0%，采收率相對(duì)于單純水驅(qū)可提高25.5%)。

圖7　低含水階段φ5 μm微球注入量和濃度對(duì)封堵率和采收率提高率的影響Fig.7　Impacts of the injection volumes and concentrations of the 5μm microsphere on the plugging rates and recovery rates in the low water cut stage

2.2.2中含水階段

中含水階段φ5 μm微球注入量和濃度對(duì)封堵率和采收率提高率的影響試驗(yàn)結(jié)果見圖8。中含水階段由于含水率較高，注入微球的主要目的是封堵大孔道，以提高采收率。從圖8可以看出，由于低濃度微球溶液能量累積較慢，封堵用時(shí)過長(zhǎng)，而高濃度微球雖然封堵較快，但提高采收率的效果并不明顯，中濃度微球克服了前兩者的弊端。因此選用濃度為5 000 mg/L,注入量為0.5倍孔隙體積(其封堵率可達(dá)76.3%，采收率相對(duì)于單純水驅(qū)可提高26.0%)。

2.2.3高含水階段

高含水階段φ10 μm微球注入量和濃度對(duì)封堵率和采收率提高率的影響試驗(yàn)結(jié)果見圖9。高含水階段注入微球的主要目的是提高水驅(qū)波及體積，盡可能多地驅(qū)出剩余油。從圖9可以看出，低濃度微球溶液能量累積較慢，封堵用時(shí)過長(zhǎng)，而高濃度微球雖然封堵較快，但提高采收率的效果不明顯，中濃度微球克服了兩者的弊端。因此選用濃度為5 000 mg/L，注入量為0.5倍孔隙體積(其封堵率可達(dá)74.7%，采收率相對(duì)于單純水驅(qū)可提高19.2%)。

圖8　中含水階段φ5 μm微球注入量和濃度對(duì)封堵率和采收率提高率的影響Fig.8　Impacts of the injection volumes and concentrations of the 5μm microsphere on the plugging rates and recovery rates in the medium water cut stage

圖9　高含水階段φ10 μm微球注入量和濃度對(duì)封堵率和采收率提高率的影響Fig.9　Impacts of the injection volumes and concentrations of the 10μm microsphere on the plugging rates and recovery rates in the high water cut stage

3　調(diào)驅(qū)體系段塞組合優(yōu)化

在微球粒徑匹配的基礎(chǔ)上，對(duì)低、中、高含水階段的單填砂管分別注入匹配的微球，模擬現(xiàn)場(chǎng)單注；將3個(gè)含水階段的平行填砂管并聯(lián)并合注微球，模擬現(xiàn)場(chǎng)配水間的集合注。

3.1　試驗(yàn)條件及步驟

3.1.1試驗(yàn)條件

1) 物理模型：應(yīng)用單填砂管和3組并聯(lián)平行填砂管，尺寸均為φ25 mm×500 mm，滲透率均為50 mD。

2) 試驗(yàn)用油：煤油。

3) 試驗(yàn)用液：55 ℃條件下預(yù)膨脹5 d的φ5和φ10 μm微球溶液，濃度為5 000 mg/L。

4) 試驗(yàn)用水：飽和模擬用水為人工合成的鹽水，礦化度為53 219.57 mg/L，巖心驅(qū)替用水為模擬污水，礦化度為106 439.14 mg/L。

5) 試驗(yàn)溫度：55 ℃。

6) 試驗(yàn)儀器：恒溫箱、恒速恒壓泵、中間容器、填砂管、壓力表和產(chǎn)液計(jì)量管。

3.1.2試驗(yàn)步驟

先將填砂管飽和人工合成鹽水，測(cè)量孔隙度及孔隙體積；然后將填砂管放置在恒溫箱內(nèi)(55 ℃)；測(cè)量填砂管滲透率；飽和油至填砂管出口端不出水為止，確定原始含油飽和度；3組單填砂管按2 mL/min的驅(qū)替速度水驅(qū)至出口端含水率分別為10%，40%和75%；將低、中、高含水階段(含水率分別為10%，40%和75%)所對(duì)應(yīng)的最佳粒徑微球溶液以2 mL/min速度注入3組單填砂管，水驅(qū)至含水率達(dá)95%以上，記錄調(diào)驅(qū)過程中注入壓力的變化和最終單填砂管的封堵率和采收率；將3組并聯(lián)平行填砂管分別水驅(qū)至低、中、高含水階段，再將5 μm微球以2 mL/min速度注入3組并聯(lián)平行填砂管中，水驅(qū)至含水率達(dá)95%以上，記錄調(diào)驅(qū)過程中注入壓力的變化和最終合注φ5 μm微球的封堵率和采收率；同理將3組并聯(lián)平行填砂管分別水驅(qū)至低、中、高含水階段，再將φ10 μm微球以2 mL/min速度注入3組并聯(lián)平行填砂管中，水驅(qū)至含水率達(dá)95%以上，記錄調(diào)驅(qū)過程中壓力的變化和最終合注φ10 μm微球的封堵率和采收率。

3.2　試驗(yàn)結(jié)果分析

單注和集合注微球調(diào)驅(qū)過程的注入壓力變化如圖10所示。從圖10可以看出：?jiǎn)巫⑦^程中，微球封堵大孔道，注入壓力緩慢上升；轉(zhuǎn)為水驅(qū)后，微球溶液被稀釋，部分微球隨轉(zhuǎn)向的水流進(jìn)入次級(jí)孔道進(jìn)行封堵，因此注入壓力繼續(xù)上升；由于后續(xù)缺少微球的供給，注入壓力上升受限。合注φ5 μm微球，微球優(yōu)先進(jìn)入高含水的砂管，對(duì)大孔道進(jìn)行封堵，隨著注入壓力的上升，部分微球隨轉(zhuǎn)向的水流進(jìn)入低、中含水的砂管，對(duì)低含水砂管的大孔道進(jìn)行封堵，因此轉(zhuǎn)為水驅(qū)后注入壓力繼續(xù)上升；但由于后續(xù)缺少微球的供給，注入壓力上升受限。合注φ10 μm微球，微球快速對(duì)高含水的砂管的大孔道進(jìn)行封堵，注入壓力迅速上升，隨后部分微球轉(zhuǎn)向進(jìn)入低、中含水的砂管，對(duì)低、中含水砂管的大孔道端面進(jìn)行封堵，轉(zhuǎn)為水驅(qū)后注入壓力幾乎不再上升。

圖10　單注和集合注微球調(diào)驅(qū)過程中的注入壓力變化曲線Fig.10　Pressure variations during injection of microspheres individually and aggregately

單注和集合注微球的封堵率及采收率對(duì)比如圖11所示。單注的調(diào)驅(qū)效果(封堵率為78.3%～81.5%，采收率為74.3%～77.5%)明顯優(yōu)于集合注(封堵率為75.5%～76.9%，采收率為70.2%～71.7%)。由于合注φ5 μm微球可以進(jìn)入低、中含水填砂管的深部，進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)，因此其采收率大于合注10 μm微球的采收率。而合注φ10 μm微球可以快速對(duì)高含水填砂管大孔道和低、中含水填砂管端口進(jìn)行封堵，因此其封堵率大于合注φ5 μm微球的封堵率。

圖11　單注和集合注微球的封堵率和采收率Fig.11　Plugging rates and recovery rates during injection of microspheres individually and aggregately

4　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

自2014年至今，聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù)在安塞、西峰、靖安和姬塬等油田的43口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，結(jié)果表明，油氣井產(chǎn)量自然遞減率平均降低3.0百分點(diǎn)以上，含水上升率平均降低2.2百分點(diǎn)，累計(jì)增油16 000 t以上，累計(jì)降水21 400 m3。其中，該技術(shù)在姬塬油田B102區(qū)塊連片5井組的應(yīng)用效果較好。

姬塬油田B102區(qū)塊為低孔、低滲油藏，儲(chǔ)層非均質(zhì)性差，單井產(chǎn)量低，綜合含水率為53.5%，油井見水早且呈多向性，裂縫見水明顯。根據(jù)室內(nèi)工藝參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，對(duì)該區(qū)塊進(jìn)行了φ5 μm微球單注調(diào)驅(qū)，單井注入濃度3 000 mg/L，注入量3 300 m3，1個(gè)月后油井出現(xiàn)明顯增油降水效果，單井產(chǎn)油量由2.5 t/d上升至2.7 t/d，含水率由40.8%下降至35.8%。截至2017年3月底，該區(qū)塊累計(jì)增油906 t，累計(jì)降水1 039 m3，目前還在持續(xù)見效中(見圖12)。

圖12　B102區(qū)塊5井組微球調(diào)驅(qū)開采曲線Fig.12　Microspheres displacement recovery curves for Well Group 5 in the B102 Block

5　結(jié)論與建議

1) 微裂縫發(fā)育的低滲透油藏在進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)時(shí)，低含水和中含水階段選用φ5 μm微球、高含水階段選用φ10 μm微球的封堵效果好，提高采收率效果顯著。

2) 室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果表明，對(duì)于微裂縫發(fā)育的低滲透油藏，在低含水階段，φ5 μm微球溶液的最優(yōu)注入濃度和注入量分別為7 000 mg/L和0.3倍孔隙體積；在中含水階段，φ5 μm微球溶液的最優(yōu)注入濃度和注入量分別為5 000 mg/L和0.5倍孔隙體積；在高含水階段，φ10 μm微球溶液的最優(yōu)注入濃度和注入量分別為5 000 mg/L和0.5倍孔隙體積。

3) 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，聚合物微球深部調(diào)驅(qū)技術(shù)能顯著提高低滲透油藏的采收率，降低含水率，能起到良好的增油降水效果。對(duì)水驅(qū)動(dòng)用程度不同的非均質(zhì)油藏，采用低濃度長(zhǎng)段塞組合調(diào)驅(qū)體系可有效提高大孔道的封堵率，從而進(jìn)一步提高原油采收率。

References

[1]樓湘，李軍剛，劉鴻波，等.提高原油采收率研究綜述及展望[J].青海石油,2009,27(2):24-29.

LOU Xiang,LI Jungang,LIU Hongbo,et al.Review and prospect of improving oil recovery[J].Qinghai Shiyou,2009,27(2):24-29.

[2]何佳，賈碧霞，徐海濤，等.調(diào)剖堵水技術(shù)最新進(jìn)展及發(fā)展趨勢(shì)[J].青海石油,2011,29(3):59-63.

HE Jia,JIA Bixia,XU Haitao,et al.Recent progress and development trend of profile control and water shutoff technology[J].Qinghai Shiyou,2011,29(3):59-63.

[3]潘凌，方全堂，段永剛.低滲油藏非均質(zhì)性對(duì)采收率的影響因素研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2012,34(3):111-115.

PAN Ling,FANG Quantang,DUAN Yonggang.Mechanism research of the impact of heterogeneity on the low permeability reservoir recovery[J].Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition),2012,34(3):111-115.

[4]宋燕高，牛靜，賀海，等.油田化學(xué)堵水調(diào)剖劑研究進(jìn)展[J].精細(xì)石油化工進(jìn)展，2008，9(5):5-11.

SONG Yangao,NIU Jing,HE Hai,et al.Research progress on chemical water shutoff and profile control agent in oilfield[J].Advances in Fine Petrochemicals,2008,9(5):5-11.

[5]NORMAN C,TURNER B O,ROMERO J L,et al.A review of over 100 polymer gel injection well conformance treatments in Argentina and Venezuela:design,field implementation and evaluation[R].SPE 101781,2006.

[6]THAKUR A,WANCHOO R K,SINGH P,et al.Inverse emulsion polymerization of acrylamide[J].Journal of Polymer Materials,2006,23(1):39-46.

[7]陳淵,孫玉青,溫棟良,等.聚合物納米微球調(diào)驅(qū)性能室內(nèi)評(píng)價(jià)及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[J].石油鉆探技術(shù)，2012，40(4)：102-106.

CHEN Yuan,SUN Yuqing,WEN Dongliang,et al.Evaluation and application on profile control of polymer nano-microspheres[J].Petroleum Drilling Techniques,2012,40(4):102-106.

[8]賈曉飛,雷光倫,尹金煥,等.孔喉尺度彈性調(diào)驅(qū)微球與儲(chǔ)層匹配關(guān)系理論研究[J].石油鉆探技術(shù),2011,39(4):87-89.

JIA Xiaofei,LEI Guanglun,YIN Jinhuan,et al.The relationship between pore-scale elastic microsphere and formation matching[J].Petroleum Drilling Techniques,2011,39(4):87-89.

[9]呂挺.丙烯酰胺在聚乙二醇水溶液中的雙水相聚合成滴機(jī)理[D].杭州：浙江大學(xué)，2010.

LYU Ting.The mechanism of aqueous two-phase polymerization of acrylamide in polyethylene glycol aqueous solution[D].Hangzhou:Zhejiang University,2010.

[10]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 Demin,CHENG Jiecheng,WU Junzheng,et al.Application of polymer flooding technology in Daqing Oilfield[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(1):74-78.

[11]楊中建，賈鎖剛，張立會(huì)，等.異常高溫、高鹽油藏深部調(diào)驅(qū)波及控制技術(shù)[J].石油勘探與開發(fā)，2016，43(1)：91-98.

YANG Zhongjian,JIA Suogang,ZHANG Lihui,et al.Deep profile adjustment and oil displacement sweep control technique for abnormally high temperature and high salinity reservoirs[J].Petroleum Exploration and Development,2016,43 (1):91-98.

[12]張?chǎng)H鵬.聚合物驅(qū)在提高油氣采收率上的應(yīng)用與進(jìn)展[J].當(dāng)代化工,2016,45(4):860-862.

ZHANG Kunpeng.Application and development of polymer flooding in improving oil recovery[J].Contemporary Chemical Industry,2016,45(4):860-862.

[13]徐潔，羅鈺琳，張金芝，等.低滲透油藏滲流規(guī)律及其開發(fā)對(duì)策研究現(xiàn)狀[J].石油化工應(yīng)用，2011，30(7)：7-10,19.

XU Jie,LUO Yulin,ZHANG Jinzhi,et al.Low permeability reservoir seepage law and exploitation research status[J].Petrochemical Industry Application,2011,30(7):7-10,19.

[14]元福卿,張莉,謝民勇.多因素模糊綜合決策在調(diào)剖選井中的應(yīng)用[J].中外能源,2007,12(1):56-59.

YUAN Fuqing,ZHANG Li,XIE Minyong.Application of fuzzy integrated decision in profile control optimization[J].Sino-Global Energy,2007,12(1):56-59.

[15]劉文超.調(diào)剖(驅(qū))施工設(shè)計(jì)和決策系統(tǒng)研究[D].大慶：東北石油大學(xué),2012.

LIU Wenchao.Research on construction design and decision-making system of dissection (drive)[D].Daqing:Northeast Petroleum University,2012.

[16]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.

LIU Chengjie,AN Yurong.Research and application of polymer microspheres deep profile control technology[J].Drilling & Production Technology,2010,33(5):62-64.

[17]雷光倫.孔喉尺度彈性微球深部調(diào)驅(qū)新技術(shù)[M].東營:中國石油大學(xué)出版社,2011:1-10.

LEI Guanglun.The new technology of pore scale elastic microsphere deep profileadjustment and oil displacement[M].Dongying:China University of Petroleum Press,2011:1-10.

[18]崔新棟，董麗新.活性微球堵劑的研究與應(yīng)用[J].海洋石油,2007,27(2):83-86.

CUI Xindong,DONG Lixin.Research and application of active microspheres plugging agent[J].Offshore Oil,2007,27(2):83-86.

[19]王濤，肖建洪，孫煥泉，等.聚合物微球的粒徑影響因素及封堵特性[J].油氣地質(zhì)與采收率,2006,13(4):80-82.

WANG Tao,XIAO Jianhong,SUN Huanquan,et al.Study on the size influence factors and the plugging properties of polymer microspheres[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2006,13(4):80-82.

[20]孫煥泉，王濤，肖建洪，等.新型聚合物微球逐級(jí)深部調(diào)剖技術(shù)[J].油氣地質(zhì)與采收率,2006,13(4):77-79.

SUN Huanquan,WANG Tao,XIAO Jianhong,et al.,Novel technique of in-depth profile control step by step by polymer microsphere[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2006,13(4):77-79.

[21]唐延彥.單井堵水決策技術(shù)研究[D].青島：中國石油大學(xué)(華東),2009.

TANG Yanyan.Single well plugging decision technology[D].Qingdao:China University of Petroleum(Huadong),2009.

[22]滕飛.弱凍膠調(diào)剖綜合決策技術(shù)研究[D].青島：中國石油大學(xué)(華東),2009.

TENG Fei.Study of comprehensive decision technology of weak gel profile modification[D].Qingdao:China University of Petroleum(Huadong),2009.

[23]劉干.中低滲油藏多段塞微球調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)[J].科技致富向?qū)?2013(14):304.

LIU Gan.Improved recovery technique of multi-segment microsphere profile control and oil displacement in middle and low permeability reservoirs[J].Guide of Sci-Tech Magazine,2013(14):304.

[24]李建中,蘇春娥,陳彥云,等.隴東油田調(diào)剖技術(shù)研究及應(yīng)用[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2015,12(20):73-76.

LI Jianzhong,SU Chun’e,CHEN Yanyun,et al.Research and application of profile control technology in Longdong Oilfield[J].Journal of Yangtze University (Natural Science Edition),2015,12(20):73-76.