盧軍，張卓，楊力生，郭琳琳，張小靜

（1.中國(guó)石化河南油田分公司油氣開發(fā)管理部，河南南陽(yáng)473132；2.中國(guó)石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南南陽(yáng)473132；3.河南正佳能源環(huán)保股份有限公司，河南鄭州452370；4.中國(guó)石化河南油田分公司采油二廠，河南南陽(yáng)473400）

國(guó)內(nèi)外低中滲油藏采用聚合物驅(qū)和三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)提高采收率礦場(chǎng)應(yīng)用較少，非均相驅(qū)技術(shù)由勝利油田研發(fā)，均是在高滲透油藏進(jìn)行開發(fā)試驗(yàn)和工業(yè)性應(yīng)用[1]，低中滲油藏應(yīng)用非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)在國(guó)內(nèi)外尚屬空白[2]。目前河南油田優(yōu)質(zhì)化學(xué)驅(qū)資源匱乏，Ⅰ類、Ⅱ類油藏已動(dòng)用70.1%，未動(dòng)用儲(chǔ)量有3 512×104t，以小斷塊、低中滲油藏為主[3]。因此，如何動(dòng)用這部分化學(xué)驅(qū)儲(chǔ)量已迫在眉睫。

目標(biāo)區(qū)塊王集油田王17塊屬中滲（偏低）中溫低黏低礦化度巖性斷塊油藏，儲(chǔ)層空氣滲透率為0.023～1.665 μm2，平均空氣滲透率為0.233 μm2，層間滲透率級(jí)差3.6 倍，平面突進(jìn)系數(shù)為3.83，非均質(zhì)性較強(qiáng)；開發(fā)表現(xiàn)出平面、縱向動(dòng)用不均衡，注入水竄流、主體區(qū)水淹嚴(yán)重，注采井網(wǎng)不完善，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度低，采出程度低（23%），剩余油普遍分布，局部富集的開發(fā)特征。因此，經(jīng)評(píng)價(jià)篩選適合聚合物驅(qū)[4]，同時(shí)需對(duì)高滲透條帶進(jìn)行調(diào)剖封堵，改善剖面擴(kuò)大波及體積。

河南油田與聚合物驅(qū)配套的調(diào)剖技術(shù)通常采用交聯(lián)聚合物體系。近幾年，隨著產(chǎn)出凈化注入水性不斷發(fā)生變化，暴露出成膠時(shí)間、成膠強(qiáng)度、成膠率難以控制的現(xiàn)象；而非均相調(diào)驅(qū)技術(shù)具有選擇性封堵、彈性變形、運(yùn)移、再封堵作用，在勝利油田取得了礦場(chǎng)試驗(yàn)與技術(shù)成功[5]，并得到廣泛推廣應(yīng)用。為此，開展了王集油田17 塊低中滲油藏以聚合物驅(qū)為主，輔助多級(jí)非均相體系調(diào)驅(qū)提高采收率試驗(yàn)。

非均相驅(qū)油體系由連續(xù)相的聚合物與分散相的黏彈顆粒驅(qū)油劑（PPG）復(fù)配后形成，技術(shù)關(guān)鍵是聚合物與中滲油藏配伍，改善流度比，以及非均相驅(qū)油體系與中滲油藏相適應(yīng)，封堵高滲條帶，改變流向[6]，擴(kuò)大波及體積提高采收率。

1 聚合物與油藏適應(yīng)性

化學(xué)驅(qū)劑中聚合物的最終黏度保留值關(guān)系到流度比的改善和波及體積的擴(kuò)大[7]。經(jīng)多種聚合物篩選評(píng)價(jià)，在聚合物溶解性、殘余單體、驅(qū)油效率初篩選評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，重點(diǎn)評(píng)價(jià)了聚合物（HNI-1）與油藏溫度、礦化度的適應(yīng)性及與孔喉尺寸的配伍性。

1.1 聚合物耐溫性評(píng)價(jià)

從溫度與水解度研究看，部分水解聚丙烯酰胺類聚合物在一定的溫度下長(zhǎng)期作用會(huì)發(fā)生水解，一般在20%～30%，初始水解度高，黏度相對(duì)就高，黏度隨水解度增加而增加，當(dāng)水解度達(dá)到30%～40%時(shí)溶液黏度最高，隨后開始下降，最終水解度為50%左右[8]；且部分水解聚丙烯酰胺類聚合物的水解速度隨溫度增加而加快，王集油田17 塊地層溫度為67.5 ℃，屬中溫油藏，水解速度相對(duì)較慢，為使配制黏度在油藏中深部保持較高黏度，評(píng)價(jià)選擇聚合物水解度在較高的范圍（25%～30%）。

經(jīng)黏—溫關(guān)系曲線研究，配制聚合物溶液濃度為1 500 mg/L，考慮地面設(shè)備、沿程、井筒、炮眼等多因素剪切降解，聚合物（HNI-1）黏度是隨著溫度的增加而降低的，當(dāng)溫度在30 ℃時(shí)，黏度為80 mPa·s，當(dāng)?shù)貙訙囟仍?5 ℃時(shí)，黏度為62.7 mPa·s，雖黏度損失21.62%，但黏度仍較高，高于地層原油黏度11 mPa·s，有利于流度比改善。

聚合物長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)，老化溫度模擬地層溫度70 ℃，老化時(shí)間45 d，黏度由86.4 mPa·s 降至85.3 mPa·s，保留率達(dá)98.73%，在油藏溫度條件下具有較好的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性。

1.2 聚合物抗鹽性評(píng)價(jià)

根據(jù)室內(nèi)不同含鹽度對(duì)聚合物影響研究，聚合物（HNI-1）的黏度隨礦化度增加而降低。低礦化度較為敏感，表現(xiàn)出快速下降，當(dāng)?shù)V化度達(dá)10 000 mg/L時(shí)，下降速度減緩，當(dāng)超過20 000 mg/L 時(shí)，黏度保持相對(duì)穩(wěn)定，在王集油田礦化度為4 523 mg/L時(shí)黏度達(dá)54 mPa·s，具有較好的抗鹽性，滿足礦場(chǎng)注入污水配聚的要求。

1.3 與油藏孔喉配伍評(píng)價(jià)

毛細(xì)管剪切實(shí)驗(yàn)，采用陳化污水配制4 500 mg/L的聚合物母液，再稀釋至濃度為800 mg/L、1 000 mg/L、1 200 mg/L、1 500mg/L、1 800 mg/L 的聚合物溶液，采用Brookfield DV Ⅲ黏度計(jì)，0#轉(zhuǎn)子，剪切速率為6 rpm，檢測(cè)溫度為65 ℃進(jìn)行測(cè)試，結(jié)果聚合物溶液的黏度剪切保留率均大于94%，反映出不同濃度聚合物溶液都具有較強(qiáng)的耐剪切能力。

采用動(dòng)態(tài)光散射方法（DLS）評(píng)價(jià)分子量從1 500×104到2 500×104的聚合物，分子水力學(xué)直徑基本上在0.2～4 μm范圍內(nèi)，僅有少量的分子尺寸超過10 μm，與其匹配聚合物分子量為（1 700～2 300）×104。

對(duì)聚合物在不同滲透率巖心里的注入性進(jìn)行研究，配制聚合物濃度為1 200 mg/L 溶液，在滲透率0.225 μm2和0.116 μm2的膠結(jié)巖心中可順利注入，阻力系數(shù)分別為95.16和182，殘余阻力系數(shù)為23.65和30.69，且有較高的封堵效率，注入性良好。

綜上評(píng)價(jià)，篩選的聚合物（HNI-1）有較好的增黏性、抗剪切性、注入性及熱穩(wěn)定性，與該低中滲油藏是相適應(yīng)的。

2 非均相驅(qū)油體系與油藏的適應(yīng)性

非均相驅(qū)油體系與低中滲油藏配伍的關(guān)鍵是黏彈性顆粒驅(qū)油劑PPG 本身的變形能力、溶脹粒徑與油藏配伍。PPG 是通過多點(diǎn)引發(fā)將丙烯酰胺單體、交聯(lián)劑、支撐劑等引發(fā)聚合在一起，在水溶液中形成星型或三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的黏彈性顆粒，具有吸水溶脹、遇油收縮、可變形、良好的黏彈性、運(yùn)移能力和耐溫抗鹽性特性[9]。重點(diǎn)評(píng)價(jià)了與低中滲、中溫、低Ca2+、Mg2+相配伍的黏彈顆粒驅(qū)油劑的懸浮性、溶脹性、抗剪切性、熱穩(wěn)定性，及形成的非均相體系注入性、驅(qū)油效率等技術(shù)指標(biāo)[10]。

2.1 黏彈顆粒驅(qū)油劑粒徑分布評(píng)價(jià)

王集油田王17 塊屬偏低中滲油藏，經(jīng)3 種類型不同粒徑（50～900 μm）黏彈顆粒驅(qū)油劑初篩選評(píng)價(jià)，借鑒勝利油田研究的黏彈性顆粒與地層孔喉匹配關(guān)系圖版[1]，考慮到室內(nèi)實(shí)驗(yàn)PPG-Ⅱ型（150～300 μm）注入滲透率為0.5 μm2的膠結(jié)巖心時(shí)出現(xiàn)端面堵塞，最終選擇了顆粒相對(duì)較細(xì)的PPG-I 型（HNPPG-1,粉狀粒徑50～150 μm）進(jìn)行評(píng)價(jià)。

采用多級(jí)篩網(wǎng)和Bettersize-3 000 plus 激光顆粒分布測(cè)量?jī)x，對(duì)黏彈顆粒驅(qū)油劑HNPPG-1粉狀和溶脹粒徑進(jìn)行測(cè)試，粒徑呈正態(tài)型分布，歪度偏粗（圖1），分布范圍較窄，粒徑尺寸集中，粉狀與溶脹形態(tài)不一，反映溶脹倍數(shù)不均衡。粉狀粒徑以125 μm的粒徑為主，約占32%；溶脹粒徑以325 μm的粒徑為主，約占27%，溶脹增大2.6倍。

圖1 黏彈顆粒驅(qū)油劑粒徑分布Fig.1 Grain size distribution of preformed particle gel

2.2 黏彈顆粒驅(qū)油劑懸浮性評(píng)價(jià)

PPG 由于與配制水密度差，在水中自身黏度較低，不能很好懸浮，導(dǎo)致PPG 顆粒沉降，需依靠聚合物溶液的黏性進(jìn)行懸浮注入。聚合物溶液中添加HNPPG-1 后，溶液的黏度有所提高，改善了PPG 顆粒的懸浮性。實(shí)驗(yàn)?zāi)M礦場(chǎng)注入條件，配制聚合物母液濃度為3 000～5 000 mg/L，井口注入濃度范圍800～2 000 mg/L，聚合物與PPG濃度比為2:1～5:1時(shí)的懸浮性。當(dāng)固定聚合物與PPG濃度比為2:1時(shí)，不同濃度聚合物與PPG復(fù)配后的非均相體系溶液靜止放置24 h均不沉降，不分層，懸浮性好（表1）；當(dāng)固定PPG 濃度為750 mg/L，改變聚合物濃度也均不沉降、分層，表明PPG 在聚合物溶液中的沉降臨界濃度低于800 mg/L，即在礦場(chǎng)注入非均相體系不會(huì)在儲(chǔ)罐、井筒產(chǎn)生PPG顆粒與聚合物分層、沉降。

表1 不同濃度PPG沉降實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 1 Settlement experimental data of PPG with different concentrations

2.3 溫度對(duì)黏彈顆粒驅(qū)油劑溶脹性影響

1）室內(nèi)采用礦場(chǎng)凈化陳化污水，溫度為38 ℃，礦化度為4 500 mg/L 對(duì)黏彈顆粒驅(qū)油劑(HNPPG-1）溶脹性進(jìn)行評(píng)價(jià)，PPG顆粒在初期2 h內(nèi)快速溶脹，6 h完全溶脹，達(dá)到峰值并趨于穩(wěn)定，粒度中值由100 μm增至400 μm，增大了3倍左右（圖2）。

圖2 溶脹時(shí)間與粒度中值關(guān)系Fig.2 Relation between swelling time and median particle size

2）對(duì)不同溫度下黏彈顆粒驅(qū)油劑的吸水倍數(shù)進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，表明吸水溶脹能力隨溫度的升高而增加。溫度在20～50 ℃時(shí)，溶脹能力緩慢增大；在50～80 ℃時(shí)，溶脹能力增大較快；在80 ℃之后趨于穩(wěn)定(圖3）。這是因?yàn)闇囟鹊纳咴龃罅吮０坊鶊F(tuán)的水解程度，導(dǎo)致顆粒的吸水量增大，特別是50 ℃后，酰胺基團(tuán)水解更加活躍，使聚丙烯酰胺水解速度增加，并達(dá)到水解極限，溶脹倍數(shù)趨于穩(wěn)定。

王集17 塊配制聚合物母液凈化污水溫度36～40 ℃，在此溫度范圍，吸水倍數(shù)為155～178倍，溶脹速度增長(zhǎng)緩慢，為此,在實(shí)際應(yīng)用中，對(duì)黏彈顆粒驅(qū)油劑從地面分散潤(rùn)濕溶脹到注入井底時(shí)間需控制在6 h，以減小機(jī)械剪切，保持溶脹后PPG有較大的粒度。

圖3 溫度與黏彈顆粒驅(qū)油劑吸水倍數(shù)關(guān)系Fig.3 Relation between temperature and water absorption multiple of preformed particle gel

2.4 鹽水離子含量對(duì)黏彈顆粒驅(qū)油劑溶脹性影響

蒸餾水中加入不同含量的Na+、Mg2+和Ca2+離子考察對(duì)PPG 吸水溶脹性能的影響[11]。表明隨著Na+、Mg2+和Ca2+離子含量的增加，PPG 的吸水性能減?。▓D4），其中Mg2+離子的影響最大，Ca2+次之，Na+最弱。當(dāng)Mg2+和Ca2+離子濃度增加，吸水能力迅速下降，超過2 000 mg/L，溶脹倍數(shù)變緩逐漸趨于穩(wěn)定，Na+離子濃度超過4 000 mg/L，溶脹倍數(shù)變緩逐漸趨于穩(wěn)定。

圖4 鹽水離子含量與黏彈顆粒驅(qū)劑吸水倍數(shù)關(guān)系Fig.4 Relation between ion content of brine and water absorption multiple of preformed particle gel

主要原因是吸水溶脹后的聚合物分子鏈段上存在大量可離解基團(tuán)，生成高分子負(fù)離子和陽(yáng)離子，形成穩(wěn)定的電場(chǎng)，當(dāng)引入陽(yáng)離子時(shí)，會(huì)對(duì)負(fù)電荷產(chǎn)生屏蔽作用，導(dǎo)致高聚物分子間的作用力減弱，體系的彈性自由能降低，所以吸水能力降低。

王集17塊產(chǎn)出凈化配聚水中Mg2+、Ca2+離子含量為20 mg/L,對(duì)粒度溶脹性能影響較?。欢鳱a+離子含量為1 314 mg/L,是影響PPG 吸水溶脹性能主要因素。

2.5 pH值對(duì)黏彈顆粒驅(qū)油劑溶脹性影響

室內(nèi)不同pH 值下PPG 吸水性能實(shí)驗(yàn)表明，隨著pH 值的增加，黏彈顆粒驅(qū)油劑的溶脹倍數(shù)增加（圖5）。在偏堿性條件下，顆粒吸水溶脹效果較好。

圖5 pH值與黏彈顆粒驅(qū)油劑吸水倍數(shù)關(guān)系Fig.5 Relation between pH and water absorption multiple of preformed particle gel

主要原因是黏彈顆粒驅(qū)油劑帶有負(fù)電荷，在較低的pH 條件下，水中的氫離子使負(fù)電荷失效，分子線團(tuán)收縮，單位體積內(nèi)的網(wǎng)絡(luò)空間減小，從而導(dǎo)致顆粒的溶脹倍數(shù)減少；在較高pH 條件下，分子鏈上的負(fù)電荷排斥作用，使其分子鏈更加舒展，吸水能力增強(qiáng)，溶脹倍數(shù)增大。

王集17塊地層水pH值介于6.5～8.5，此pH值下吸水倍數(shù)在220～240倍，相對(duì)穩(wěn)定，有利于PPG顆粒溶脹。

2.6 黏彈顆粒驅(qū)油劑熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

聚合物與PPG 配比2:1，模擬王集油田污水配制溶液濃度為5 000 mg/L，黏彈顆粒驅(qū)油劑HNPPG-1在接近油藏溫度70 ℃下，老化30 d，粒徑尺寸279 μm，粒徑尺寸保留率70.82%，過100目鋼網(wǎng)，重量由16.6 g降至13.1 g，重量保留率為78.9%，黏度由202.7 mPa·s增至291.6 mPa·s，保留率為143.57%（表2），反映出該P(yáng)PG熱老化后顆粒存在，但有所減少，非均相體系熱穩(wěn)定性較好。

表2 黏彈顆粒驅(qū)油劑長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性Table 2 Long-term thermal stability of preformed particle gel

2.7 非均相驅(qū)油體系抗剪切性能

配制非均相體系濃度3 000 mg/L，聚合物與PPG 配比2:1，攪拌器轉(zhuǎn)速模擬地面和炮眼剪切速率，剪切不同時(shí)間下過60目和100目鋼網(wǎng)稱重，了解PPG 抗剪切性[12]。當(dāng)模擬炮眼剪切速率攪拌速度為12 000 rpm，剪切10 min，黏度保留率達(dá)到84.3%，過60目網(wǎng)顆粒保留率達(dá)到92.2%，過100目網(wǎng)顆粒保留率達(dá)到71.3%，（表3）；模擬地面剪切速率攪拌速度為300 rpm，黏度保留率達(dá)到97.6%，過100目網(wǎng)顆粒保留率達(dá)到94.3%；反映出黏彈顆?？辜羟行暂^好，不易破碎。

2.8 黏彈顆粒驅(qū)油劑注入性評(píng)價(jià)

1）在高倍光學(xué)顯微鏡放大100 倍下，表征不同PPG 濃度的注入性，PPG 顆粒呈不規(guī)則形狀，非均勻地分散在聚合物溶液中（圖6），聚合物與PPG配比為2∶1下不同濃度顆粒數(shù)，濃度越高，顆粒數(shù)越多，注入性越差，封堵率越高。

圖6 不同濃度黏彈顆粒驅(qū)油劑在顯微鏡下顆粒數(shù)Fig.6 Grain number of preformed particle gel with different concentrations under microscope

2）實(shí)驗(yàn)考察聚合物與PPG在不同配比下的非均相體系注入性[13]。聚合物濃度在1 500 mg/L時(shí)，聚合物與PPG比由5:1調(diào)整至1:1時(shí)，黏度由70.4 mPa·s增至184.3 mPa·s，彈性模量由298 mPa增至1 090 mPa。反映出相同聚合物濃度下，聚合物與PPG配比增加，黏度增加，彈性模量也增加，注入性下降（表4）。

表3 黏彈顆粒驅(qū)油劑抗剪切性Table 3 Shear resistance of preformed particle gel

表4 不同非均相體系配方黏度變化Table 4 Viscosity of heterogeneous systems with different formulas

3）不同非均相體系配方的注入性實(shí)驗(yàn)表明，非均相體系配方不同，注入性變化較大[14]。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明（表5），在膠結(jié)天然巖心，滲透率為0.395 μm2，體系配方為1 200 mg/L（P）+800 mg/L（HNPPG-1）可順利注入；在滲透率為0.190 μm2時(shí)，雖能注入，但壓力高達(dá)17 Mpa，注入性下降；在滲透率為0.198 μm2時(shí)，降低聚合物及非均相體系濃度變?yōu)? 000 mg/L（P）+200 mg/L（HNPPG-1），注入壓力由17 MPa降至7.5 MPa，注入性變好。因此，優(yōu)化控制聚合物與PPG配比、注入濃度是確保非均相體系注入的關(guān)鍵。

表5 非均相體系不同配方封堵效率Table 5 Plugging efficiency of heterogeneous systems with different formulas

2.9 非均相體系驅(qū)油效率及分流率評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)采用人造均質(zhì)長(zhǎng)條膠結(jié)巖心（2.5 cm×2.5 cm×30 cm），滲透率分別為200×10-3μm2左右和600×10-3μm2左右，驅(qū)替流速為50 mL/h，線性速度（V）為1 m/d。模擬油黏度為11 mPa·s，聚合物為HNI-1，PPG為HNPPG-1，非均相體系配方為聚合物1 200 mg/L+PPG 800 mg/L，選取滲透率級(jí)差分別為2.8和3.1的兩組雙管并聯(lián)巖心，巖心飽和模擬油老化后水驅(qū)[15]，水驅(qū)后分別注入2 種段塞結(jié)構(gòu)尺寸的非均相復(fù)合驅(qū)油體系進(jìn)行評(píng)價(jià)在雙管并聯(lián)巖心中的驅(qū)油效率和分流率[16]（表6）。

2.9.1 驅(qū)油效率

實(shí)驗(yàn)一：雙管巖心水驅(qū)至綜合含水100%，水驅(qū)采收率為36.96%，注入0.6PV非均相復(fù)合體系，段塞結(jié)構(gòu)為0.1PV（PPG/P）+0.4PV（P）+0.1PV（P），轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水100%[17]，最終采收率達(dá)到59.77%，提高采收率22.81 %。其中，高滲巖心提高采收率21.71%，低滲巖心提高采收率24.10%。

實(shí)驗(yàn)二：雙管巖心水驅(qū)至綜合含水100%，水驅(qū)油采收率為32.04%，注入0.6PV非均相復(fù)合驅(qū)油體系，多級(jí)段塞結(jié)構(gòu)為0.1PV（PPG/P）+0.2PV（P）+0.05PV（PPG/P）+0.2PV（P）+0.05PV（PPG/P），轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水100%，最終采收率高達(dá)61.96%，提高采收率29.92%。其中，高滲巖心提高采收率23.57%，低滲巖心提高采收率42.56%。

實(shí)驗(yàn)表明：非均相驅(qū)油體系有較好的提高采收率能力，提高采收率主要貢獻(xiàn)在低滲巖心，從結(jié)構(gòu)上看，分級(jí)數(shù)越多，提高采收率越高。

2.9.2 分流率

實(shí)驗(yàn)注入非均復(fù)合驅(qū)油相體系后，實(shí)驗(yàn)一低滲巖心分流率從3%增加至30%，高滲巖心則從97%降低至70%；實(shí)驗(yàn)二低滲巖心分流率從2%增加至35%～40%，高滲巖心則從98%降低至60%～65%，高、低滲巖心出口產(chǎn)液量均發(fā)生了改變，高滲產(chǎn)液量降低、低滲產(chǎn)液量得到一定程度的提高，這說明非均相復(fù)合驅(qū)油體系具有一定的改善剖面能力[18]。從段塞結(jié)構(gòu)看，非均相復(fù)合驅(qū)油體系段塞交替次數(shù)越多剖面改善效果越好，但轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，分流率又發(fā)生反轉(zhuǎn)，反映出非均相體系因變形而使其耐沖刷性變?nèi)鮗19]，因此，要注重后續(xù)水驅(qū)調(diào)整。

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

王集油田王17塊低中滲斷塊油藏化學(xué)驅(qū)采用多級(jí)非均相段塞聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù)，依據(jù)上述研究成果，設(shè)計(jì)注入井12口，總段塞0.5PV，三級(jí)段塞注入，前緣段塞為非均相驅(qū)0.05PV（1 200 mg/L 聚合物+800 mg/L PPG），主段塞為多級(jí)非均相與聚合物驅(qū)交替注入，0.4PV（0.12PV聚合物+0.02PVPPG+0.12PV聚合物+0.02PVPPG+0.12PV聚合物），后置段塞為非均相驅(qū)0.05PV（1 200 mg/L 聚合物+800 mg/L PPG），預(yù)測(cè)提高采收率8.25個(gè)百分點(diǎn)，增加可采儲(chǔ)量6.34×104t。

王17 塊于2019年12月開始注入前緣非均相體系段塞，注入井差異化濃度注入，截至2020年6月底已注入0.05PV，注入井口黏度平均為35 mPa·s，地層壓力平穩(wěn)緩慢上升，由8.75 MPa 上升至12.57 MPa，增加了3.82 MPa，對(duì)應(yīng)采油井僅2 口見聚，且產(chǎn)聚濃度低，反映出驅(qū)劑與油藏配伍性較好。目前已有7口對(duì)應(yīng)采油井見效，見效率27%，這些井以中心采油井和有新方向能量補(bǔ)充井為主，具有見效時(shí)間早，以先見效后見聚為主的見效特征。運(yùn)用此技術(shù)，目前試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)量由35.5 t/d 增加至51.4 t/d，采油速度由1.07%提高至2.23%，已階段累增油1 300 t，增油降水效果顯著。

表6 非均相復(fù)合驅(qū)驅(qū)油效率及分流率Table 6 Oil displacement efficiency and divergence rate of heterogeneous flooding

4 結(jié)論

1）經(jīng)多種聚合物篩選評(píng)價(jià)，聚合物（HNI-1）有較好的增黏性、注入性、耐溫性、抗鹽性及與油藏孔喉尺寸的配伍性，黏度經(jīng)多因素綜合剪切降解，保留率達(dá)到70%左右，聚合物與王17塊適應(yīng)性較好。

2）篩選評(píng)價(jià)的黏彈顆粒驅(qū)油劑（HNPPG-1）粒徑呈正態(tài)性分布，需依靠聚合物進(jìn)行懸浮，粒徑在6 h完全溶脹，尺寸增加3倍，抗剪切性較好，顆粒不易破碎，熱老化顆粒粒徑尺寸保留率70.82%，礦場(chǎng)注入水性對(duì)黏彈顆粒驅(qū)劑溶脹性影響較?。粡?fù)配形成的非均相體系在不同低中滲油藏注入封堵率達(dá)到85.1%～99.8%，雙管巖心多級(jí)非均相復(fù)合驅(qū)室內(nèi)可提高采收率29.92%，非均相驅(qū)油體系與王17塊低中滲油藏有良好的適應(yīng)性。

3）王集油田王17 塊低中滲斷塊油藏化學(xué)驅(qū)采用多級(jí)非均相段塞聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù)，礦場(chǎng)前緣段塞注入非均相體系0.05PV，地層壓力緩慢上升3.82 MPa，具有見效時(shí)間早、以先見效后見聚為主、見聚井少、產(chǎn)出液含聚濃度低的見效特征，反映出驅(qū)劑與油藏適應(yīng)性較好。