荆 波，冯其红

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营 257000）

0 前言

随着我国大部分油田进入中后期开发阶段，长期注水开发导致的油井产出液含水率高以及原油采出程度低等问题越来越严重，尤其对于非均质性较强的油藏而言，此类问题更加突出。非均质性油藏经过长时间的注水开发会在地层中产生越来越多的高渗通道，使得大部分的注入流体沿着高渗透层突进，形成无效循环，严重影响油藏的整体开发效果［1-3］。因此，针对非均质油藏研究高效的调剖驱油技术具有十分重要的意义。

聚合物驱油技术虽然可以提高非均质油藏经过水驱开发后的波及体积，对高渗透层产生封堵，增大中低渗透层的吸液量，在一定程度上改善吸液剖面，进一步提高水驱开发后的采收率［4-6］。但由于聚合物注入地层中会对不同层位的流动阻力产生动态影响，除了高渗透层会滞留大量的聚合物外，中低渗透层也不可避免的会吸入部分聚合物，因而过早出现了“剖面反转”现象。另外，聚合物自身往往不具备较强的调驱能力，在非均质储层中存在较多优势通道以及裂缝的情况下，聚合物驱并不能较好地避免流体指进以及窜流现象的发生［7-9］。

聚合物微球调剖驱油技术具有经济有效、现场应用方便以及施工效果好的特点，是解决非均质油藏深部调驱难题的一种重要技术手段，已在国内各大油田得到了比较广泛的应用［10-15］。聚合物微球的粒径范围通常在纳米或微纳米之间，具有粒径可调、分散性好以及稳定性较强的特点。聚合物微球注入地层后会吸水膨胀，主要通过吸附封堵或者架桥封堵作用对高渗孔道进行有效封堵，促使后续注入流体更多地进入中、低渗透层，有效改善储层的吸液剖面。此外，聚合物微球还通常具有较好的变形特性，使其易于注入并能运移至储层深部，继续发挥其高效的封堵、调驱作用，提高非均质油藏的采收率［16-17］。然而，目前常用的聚合物微球大多是丙烯酰胺类聚合物，吸水膨胀后易发生剪切破碎现象，对非均质性较强的油藏往往无法产生有效的封堵，调驱的效果较差。另外，针对地层温度以及地层水矿化度较高的非均质油藏，此类聚合物微球往往稳定性较差，无法满足其深部调驱的需求［18-21］。本文以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和改性环状单体为原料，同时以N，N-亚甲基双丙烯酰胺和有机锆作为交联剂，制备了一种具有双重交联结构的聚合物微球SAM-2，室内评价其长期热稳定性能、黏弹性能、深部运移能力、剖面改善效果以及驱油效果，分析了调驱机理，并成功进行了现场应用。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

丙烯酰胺、N，N-亚甲基双丙烯酰胺，分析纯，上海麦克林生化科技有限公司；改性环状单体（NW-1），实验室自制；2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸，工业品，上海凯茵化工有限公司；有机锆，分析纯，广东翁江化学试剂有限公司；过硫酸铵、亚硫酸氢钠、溴化钾、无水乙醇，分析纯，国药集团化学试剂有限公司；Span80、OP-10，工业品，江苏省海安石油化工厂；10#白油，山东鑫城化工有限公司；模拟地层水，按照目标油田储层段地层水离子分析结果配制，矿化度为10.2×104mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：Na+30 052、K+4242、Ca2+6450、Mg2+245、Cl-60 510、SO42-125、HCO3-376；实验用油为储层脱气原油，黏度为1.38 mPa·s（25 ℃）；人造长岩心，长度为100 cm、直径为2.5 cm，渗透率为505.3×10-3μm2；双管非均质岩心，长度均为30 cm、直径均为2.5 cm，渗透率分别为101.8 ×10-3和1008.7×10-3μm2；三层非均质岩心，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，低中高层渗透率分别为108.7×10-3、510.5×10-3、1005.4×10-3μm2。

Nicolet™iS™5 型傅立叶变换红外光谱仪，深圳市科时达电子科技有限公司；Bruker AV500M 型核磁共振波谱仪，德国布鲁克公司；Master sizer 3000 型激光粒度仪，英国马尔文帕纳科公司；HAAKE RS600 型流变仪，德国哈克公司；ISCO 型高压高精度柱塞泵，青岛佳鼎分析仪器有限公司；岩心夹持器、多测点长岩心夹持器、中间容器、围压泵、压力表、压力传感器，江苏拓创科研仪器有限公司；恒温干燥箱，常州普天仪器制造有限公司。

1.2 双重交联聚合物微球SAM-2的制备

将一定量的丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和改性环状单体加入烧杯中，加入少量去离子水将其完全溶解，然后再加入一定量的N，N-亚甲基双丙烯酰胺交联剂、有机锆交联剂和过硫酸铵，搅拌混合均匀后得到水相溶液；分别称取一定量的Span80、OP-10以及一定体积的10#白油于三口烧瓶中，然后调节水浴温度至30 ℃左右，通入氮气除氧，在搅拌状态下缓慢滴加上述制备的水相溶液，滴加完毕后再加入一定量的引发剂亚硫酸氢钠，反应4 h左右后结束。将反应产物滴入无水乙醇中，离心沉淀后使用无水乙醇洗涤几次，烘干后即得到双重交联聚合物微球SAM-2。

1.3 测试与表征

（1）聚合物微球SAM-2的结构表征

将适量聚合物微球SAM-2 与溴化钾混合研磨均匀后压片制样，使用Nicolet™iS™5 傅立叶变换红外光谱仪进行红外光谱分析。

将适量聚合物微球SAM-2加入核磁管中，再加入重水使聚合物微球完全溶解，然后使用Bruker AV500M 核磁共振波谱仪进行13C-NMR分析。

（2）聚合物微球SAM-2长期热稳定性的测试

使用高矿化度模拟地层水配制质量浓度为2000 mg/L 的聚合物微球SAM-2 体系，然后将其在不同温度下进行老化，老化不同时间后取出部分样品，使用HAAKE RS600 流变仪在温度为50 ℃、剪切速率为7.34 s-1下测定聚合物微球体系的黏度；使用Master sizer 3000 系列激光粒度仪测定聚合物微球的粒径中值，并与老化前的粒径中值作对比，按式（1）计算聚合物微球的体积膨胀倍数。

式中，T—体积膨胀倍数；D0—老化前微球的粒径中值，μm；Di——老化不同时间后聚合物微球的粒径中值，μm。

（3）聚合物微球的黏弹性测试

使用模拟地层水配制质量浓度为2000 mg/L的聚合物微球体系，然后在储层温度（110 ℃）条件下放置120 h。在储层温度条件下，使用HAAKE RS600 流变仪测定聚合物微球SAM-2 体系在不同频率下的弹性模量G'的和黏性模量G''，以此评价聚合物微球SAM-2的黏弹性能。

（4）聚合物微球的深部运移能力评价实验

采用人造长岩心驱替实验评价聚合物微球SAM-2的深部运移能力。具体实验步骤如下：①将人造长岩心饱和模拟地层水，并装入长岩心夹持器中；②在距离长岩心注入端20、40、60 和80 cm处的测压点上连接压力传感器；③以0.5 mL/min 流速注入模拟地层水驱替岩心，记录不同测压点的压力值；④以相同的流速注入1 PV 的质量浓度为2000 mg/L的聚合物微球SAM-2体系，静置老化120 h后继续注入模拟地层水驱替，记录各测压点的压力值。实验温度均为110 ℃。

（5）双管并联非均质岩心调剖实验

采用双管并联非均质岩心调剖实验评价聚合物微球SAM-2 的剖面改善效果。具体实验步骤如下：①将两块岩心饱和模拟地层水，并联装入岩心夹持器；②使用模拟地层水驱替岩心，直至出口端产液量达到稳定；③注入0.5 PV的质量浓度为2000 mg/L的聚合物微球SAM-2体系，静置老化120 h；④继续注入模拟地层水驱替，直至出口端产液量稳定。驱替流速均为0.5 mL/min，通过高、低渗透岩心出口端的产液量计算其分流率，然后按式（2）计算剖面改善率η。实验温度均为110 ℃。

式中，Q1b、Q1a——分别为高渗透岩心注入聚合物微球SAM-2 前、后的分流率，%；Q2b、Q2a——分别为低渗透岩心注入聚合物微球SAM-2 前、后的分流率，%。

（6）三层非均质岩心驱油实验

采用三层非均质岩心评价聚合物微球SAM-2的驱油效果。具体实验步骤如下：①将三层非均质岩心抽真空、饱和模拟地层水，计算其孔隙体积；②饱和储层原油，在地层温度条件下放置老化48 h；③模拟地层水驱油至产出端含水率达到98%以上为止，计算水驱采收率；④注入0.5 PV 的质量浓度为2000 mg/L 的聚合物微球SAM-2 体系，静置老化120 h；⑤继续使用模拟地层水驱油，直至产出端含水率达到98%以上为止。记录驱替过程中的注入压力和产出液含水率，计算最终采收率和聚合物微球SAM-2 驱提高采收率。驱替流速均为0.5 mL/min，实验温度均为110 ℃。

2 结果与讨论

2.1 聚合物微球SAM-2的结构分析

图1 为聚合物微球SAM-2 的红外光谱图。其中，3428、320 5cm-1处为N—H 的伸缩振动吸收峰；2935 cm-1处为C—H 键的伸缩振动吸收峰；1665 cm-1处为羧基中C=O 的伸缩振动吸收峰；1450、1350 cm-1处分别—CH2和—CH3的伸缩振动吸收峰；1195 cm-1处为改性环状单体中C—N 键的伸缩振动吸收峰；1035 cm-1处为S=O键的伸缩振动吸收峰；550 cm-1处为—SO3H基团的伸缩振动吸收峰；此外，在1600 cm-1附近并无明显的特征吸收峰出现，说明各单体中的C=C键均发生了聚合反应。

图1 聚合物微球SAM-2的红外光谱图

图2 为聚合物微球SAM-2 的13C-NMR 谱图。其中，化学位移为179.52处的吸收峰对应C=O中的碳原子；化学位移为58.12 处的吸收峰对应2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体中与磺酸基团连接的碳原子；化学位移为40.65和18.98处的吸收峰对应改性环状单体中与氮原子相连接的碳原子；另外，化学位移为33附近的吸收峰不明显，并且13C-NMR谱图中并未出现C=C 键的化学位移。结合上述红外光谱图分析结果，进一步证明了三种单体均发生了聚合反应，制备的聚合物微球SAM-2为目标产物。

图2 聚合物微球SAM-2的13C-NMR谱图

2.2 聚合物微球SAM-2的长期热稳定性

聚合物微球溶液的黏度、粒径和膨胀倍数为考察指标，评价聚合物微球SAM-2 的长期热稳定性能。质量浓度为2000 mg/L的聚合物微球SAM-2体系在不同温度下老化一定时间后的黏度、粒径、膨胀倍数如图3、表1和图4所示。

表1 聚合物微球SAM-2的粒径随老化时间的变化

图3 聚合物微球SAM-2体系黏度随老化时间的变化

图4 聚合物微球SAM-2膨胀倍数随老化时间的变化

由图3可以看出，随着老化时间的不断延长，不同温度老化后聚合物微球SAM-2 体系的黏度均呈现先升高后逐渐下降的趋势，且老化温度越高聚合物微球体系的黏度越高。当老化时间达到30 d时，聚合物微球SAM-2体系的黏度达到最大；继续延长老化时间，黏度开始下降。但是，当老化时间达到180 d 时，聚合物微球SAM-2 体系经过100、110、120 ℃老化后的黏度仍能分别达到35.78、39.57、40.28 mPa·s，黏度降低幅度较小。说明聚合物微球SAM-2 具有较强的耐温抗盐性能。由于老化温度越高，聚合物微球内部的分子热运动越剧烈，分子链的伸展程度越大，聚合物微球吸水膨胀后的流体力学半径越大，使得体系的黏度升高；另外，随着老化时间的延长，在高温下聚合物微球的分子开始部分水解，造成溶液黏度有所降低，但同时其与有机锆交联剂又会产生二次交联反应，在聚合物分子链间再次缠绕形成网络结构，有利于溶液黏度的稳定。

由表1 可以看出，聚合物微球SAM-2 的初始粒径为5.3 μm，随着老化时间的不断延长，聚合物微球SAM-2的粒径呈现出先增大后减小的趋势，且老化温度越高粒径越大。当老化时间达到180 d 时，聚合物微球SAM-2 在100、110、120 ℃下的粒径分别为28.9、36.1、39.5 μm。在地层温度（110 ℃）下，老化0～180 d 时，聚合物微球SAM-2 的粒径范围为5.3～40.4 μm。根据目标区块地层资料分析结果，该区块内储层段孔喉直径分布范围为10.8～80.6 μm，为达到深部调驱的效果，根据相关文献研究结果［14，22］，聚合物微球的粒径与孔喉直径之比为1/3～2/3 时较为合适。因此，研制的聚合物微球SAM-2与目标储层具有良好的适应性。

由图4可以看出，随着老化时间的延长，不同温度老化后聚合物微球SAM-2 的膨胀倍数均呈现先增大后减小的趋势，且老化温度越高膨胀倍数越大。当老化时间为5 d 时，聚合物微球SAM-2 在不同温度条件下的膨胀倍数基本达到最大；老化时间继续延长时，聚合物微球SAM-2的膨胀倍数逐渐减小，但降低幅度不大。当老化时间达到180 d时，聚合物微球SAM-2 在100、110、120 ℃下的膨胀倍数仍能达到5.45、6.81、7.45 倍。综合来看，在储层温度（110 ℃）和矿化度（10.2×104mg/L）条件下，聚合物微球SAM-2体系具有较高的黏度，且吸水膨胀性能良好，说明该聚合物微球体系的耐温抗盐性能较好，具有良好的长期热稳定性能。

2.3 聚合物微球SAM-2的黏弹性能

聚合物微球SAM-2 体系的黏弹性能测试结果如图5所示。可以看出，在测定频率范围内，聚合物微球SAM-2 体系的弹性模量G'均大于黏性模量G''，这表明聚合物微球SAM-2在吸水膨胀后具有良好的弹性特性，在一定的压力条件下能够变形通过地层孔喉，运移至地层深部，起到深部调驱的效果。

图5 聚合物微球SAM-2的黏弹性能

2.4 聚合物微球SAM-2的深部运移能力

采用人造长岩心驱替实验评价聚合物微球SAM-2的深部运移能力，实验结果见图6。其中p1、p2、p3和p4分别对应的是距离长岩心注入端20、40、60、80 cm 处测压点检测的压力。由图6 可以看出，长岩心中注入聚合物微球SAM-2体系后，各个测压点的注入压力均有所升高。注入1 PV 的聚合物微球SAM-2 后，测压点的p1和p2可分别升高至0.203和0.139 MPa，与水驱稳定时相比注入压力明显增大，而测压点的p3和p4升高的幅度较小。后续水驱阶段，聚合物微球SAM-2吸水膨胀后继续在长岩心中运移，导致各个测压点的注入压力继续升高，达到一定值后，测压点的p1、p2和p3有所降低，并逐渐趋于稳定。这是由于聚合物微球SAM-2 吸水膨胀后，封堵压力越来越大，导致聚合物微球SAM-2 产生部分形变，突破之前封堵的区域，运移至更深的部位。驱替5 PV 时，测压点的p1、p2、p3和p4分别稳定在0.262、0.202、0.082、0.046 MPa。这说明制备的聚合物微球SAM-2具有良好的深部运移能力，既能通过岩心孔隙运移至深部区域，又能在吸水膨胀之后对不同的孔隙形成有效的封堵，增加流体在大孔道中的渗流阻力，实现深部调剖的目的。

图6 不同测压点注入压力随注入体积的变化

2.5 双管并联非均质岩心调剖效果

采用双管并联非均质岩心评价了聚合物微球SAM-2 的调剖效果，实验结果见图7。由图7 可以看出，未注聚合物微球SAM-2 体系前，高渗透岩心的分流率达到了93%以上，低渗透岩心几乎未被波及。注入0.5 PV的质量浓度为2000 mg/L的聚合物微球SAM-2 体系后，高渗透岩心的分流率迅速下降，低渗透岩心的分流率则显著升高。后续水驱过程中，高渗透岩心的分流率持续降低并逐渐趋于稳定，而低渗透岩心的分流率则持续升高并逐渐趋于稳定，水驱8 PV 后，高渗透岩心的分流率降低至15.5%，而低渗透岩心的分流率则达到84.5%，剖面改善率达到了98.7%。说明所制备的聚合物微球SAM-2对非均质岩心具有良好的剖面改善效果。

图7 非均质岩心分流率与注入体积的关系曲线

聚合物微球SAM-2 体系优先进入具有更强吸水能力的高渗透岩心，待其吸水膨胀后会对高渗透岩心中的大孔隙产生有效的封堵，后续流体进入高渗透岩心的流动阻力增大，从而使更多流体转向进入低渗透岩心，达到降低高渗透岩心分流率、提高低渗透岩心分流率的目的，起到较好的剖面调整效果。

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2.6 三层非均质岩心驱油效果

采用三层非均质岩心评价聚合物微球SAM-2的驱油效果，结果如图8所示。由图8可以看出，前期水驱阶段，注入流体主要进入高渗透层，大部分的原油被驱替出后，中、低渗透层仍残留大量的原油未被动用，水驱采收率仅为40%左右，与油田实际开发效果相一致。注聚合物微球阶段，注入压力随注入体积的增大而逐渐升高，含水率有所降低，采收率不断增大。这是由于聚合物微球SAM-2 的注入使高渗透层残余的一部分原油又被驱出，而微球吸水膨胀，对高渗透层产生了一定的封堵，致使注入压力不断增大。后续水驱阶段，注入压力继续升高，然后有所降低，并趋于稳定；含水率继续降低，然后逐渐升高；采收率持续升高，直至不再变化。聚合物微球SAM-2 在后续水驱阶段得到了充分的吸水膨胀，并随着注入流体运移至岩心深部区域，对高渗透层产生了更强的封堵，使后续注入流体更多的进入中、低渗透层中，增大了流体的波及体积，使中、低渗透层中更多的残留原油被驱替出来，采收率得到更进一步的提高。后续水驱至4 PV时，岩心的最终采收率达到了65.52%，与水驱采收率相比提高了25.34 百分点，提高采收率效果显著。这说明制备的聚合物微球SAM-2 对非均质储层具有良好的深部调驱效果，能够有效提高此类油藏水驱开发后的采收率。

图8 岩心含水率、采收率和注入压力随注入体积的变化

2.7 聚合物微球SAM-2的深部调驱机理

聚合物微球SAM-2实现深部调驱的机理为“微球运移-吸水膨胀-封堵孔喉-变形通过-再运移-再封堵”的过程。聚合物微球SAM-2刚注入地层时粒径较小，能够保证其顺利进入地层，随着时间的推移微球逐渐吸水膨胀，当其粒径达到与地层孔喉尺寸相匹配时就会在孔道中滞留产生封堵作用，使后续注入流体转向，扩大了注入流体的波及体积；当注入压力增大到一定程度时，吸水膨胀后的聚合物微球会产生一定的形变，通过当前堵塞滞留的孔道，聚合物微球通过孔道后会恢复其溶胀状态，并再次运移至更远的地层深部；当聚合物微球再次达到与孔喉尺寸相匹配的孔道时会再次产生封堵作用，进而实现对非均质油藏深部调驱的效果。另外，所研制的聚合物微球SAM-2具有双重交联结构，经过长时间的运移、膨胀以及变形后不可避免会产生一定的水解，此时有机锆交联剂会与聚合物微球分子发生二次交联反应，生成新的配位聚合物，使聚合物微球的网状结构保持平衡，确保微球不会在地层高温和剪切作用下产生破碎现象。聚合物微球SAM-2的耐温抗盐性能较好，在高温高矿化度非均质油藏中可起到良好的深部调驱效果。

2.8 现场应用情况

2.8.1 目标区块的基本概况

西部某油田M区块储层埋深为4005～4118 m，已探明地质储量高达2435×104t，储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩和含砾砂岩，地层温度在110 ℃左右，压力系数在1.12 左右，地层水矿化度基本在10×104mg/L以上，储层原油黏度为2.03 mPa·s。目标区块的储层非均质性较强，储层段渗透率分布在87.7×10-3～1105.2×10-3μm2，储层平面和层间的物性差异较大，变异系数为0.62～0.79，渗透率级差为8.2～12.8。

目标区块内共设计注水井28口、采油井51口，经过十余年的注水开发，目前采出液的平均含水率已达到80%以上，部分油井甚至出现了无油产出的现象。为提高该区块内油井的采收率，前期采取了聚合物驱和表面活性剂驱提高采收率等措施，但整体效果均不好，有效期较短。据统计，目前该区块的整体采出程度小于15%，剩余开发潜力较大。

从2018 年7 月份开始将制备的聚合物微球SAM-2 应用于目标区块10 余口井的深部调驱提高采收率现场施工中，成功率达到100%，取得了比较明显的增油降水效果。以M-101井为例，该井储层埋深为4085 m，地层温度为108.5 ℃，储层段孔隙度平均为25.8%，渗透率平均为507.6×10-3μm2，孔喉直径主要分布在28.4～53.5 μm，最大孔喉直径可达75.2 μm。该井设计注入聚合物微球SAM-2质量浓度为2000 mg/L，注入量为2400 m3，具体施工效果见图9。可以看出，措施前1个月（6月份）M-101井的平均日产油为2.92 t，平均含水率达到了90.4%，注入聚合物微球SAM-2措施后的1个月（7月份），平均日产油增加至3.46 t，平均含水率降低至87.1%，取得了一定的降水增油效果，后续生产过程中日产油量稳中有升，含水率稳中有降。直至2018年10月份，M-101井的平均日产油量继续升高至4.58 t，平均含水率降低至80.3%，与措施前相比，平均日产油量提升了56.8%，平均含水率降低了10.1%。截至2019年底，该区块累计增油达到了5480 t，降水增油效果显著。

图9 聚合物微球SAM-2调驱效果（M-101井）

3 结论

以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和改性环状单体为原料，以N，N-亚甲基双丙烯酰胺和有机锆为交联剂，制备的非均质油藏深部调驱用的双重交联聚合物微球SAM-2，具有良好的长期热稳定性能，在地层温度、矿化度条件下老化180 d后仍具有较高的黏度和良好的膨胀性能；聚合物微球SAM-2还具有良好的黏弹性能和深部运移能力，既易于注入又能在岩心深部区域产生较好的封堵效果；聚合物微球SAM-2对非均质岩心的剖面改善效果较好，剖面改善率可达98.7%；三层非均质岩心模拟驱油实验结果表明，聚合物微球SAM-2可提高采收率25.34百分点，驱油效果较好。

M-101井注入聚合物微球SAM-2调驱后，平均日产油量显著提升，平均含水率明显降低，增油降水效果显著，取得了良好的现场应用效果。