引言

海上Q油田属于河流相沉积，储集层埋藏浅，成岩作用较弱，因此砂岩疏松，平均孔隙度35%~38%，平均渗透率在1 492~2 747 mD，属于高孔高渗非均质油藏。目前Q油田综合含水率已超过85%，而开采程度不到20%，多轮次的常规调剖作业有效期短效果不明显^[1-2]。分析认为，其原因是在注水开发过程中，形成水流优势通道引起水窜导致含水上升过快^[3]，因此亟需与油藏条件相匹配的稳油控水新体系，充分发挥“调”和“驱”的协同作用，扩大波及体积同时提高微观驱油效率^[4]。

活性聚合物是一种用具有特定功能基团在碳氢链上接枝共聚形成的新型多功能驱油聚合物^[5-7]，其结构见图 1。由于分子链上引入增黏性基团和界面活性基团，因此具有较好的增黏性和界面活性，表现出独特的低浓高黏和良好的洗油能力^[8-13]。本文针对渤海Q油田条件，通过室内实验研究了活性聚合物的增黏性和界面活性，并通过物模实验评价了调驱性能。

1 实验部分 1.1 实验材料与仪器

部分水解聚丙烯酰胺：大庆炼化生产，文中代号LD；活性聚合物：中海油能源发展工程技术公司，文中代号QS。为了便于对比分析，实验用机械剪切模拟现场聚合物从地面到地层黏度损失率，并通过控制浓度使QS与LD溶液的黏度相同，见表 1。

Q油田现场注入水；Q油田脱水原油；Q油田模拟油(原油与煤油混合配制)；均质人造胶结岩芯(几何尺寸30.0 cm$\times$2.5 cm$\times$2.5 cm，渗透率2 000 mD，中间带测压点)；两层非均质人造胶结岩芯(几何尺寸30.0 cm$\times$4.5 cm$\times$4.5 cm，渗透率500/3 000 mD)。

Brookfield DV-Ⅱ电子数显黏度计(美国Brook公司)；哈克RS600高温高压流变仪(Thermo Haake公司)；吴茵剪切机(美国WARing Blender公司)；恒温水浴搅拌器(江苏威尔)；TX-500C界面张力仪(美国TA公司)；多功能化学驱替设备(江苏华安科研仪器有限公司)。

1.2 实验方法 1.2.1 增黏性测定

在45 ℃条件下配制5 000 mg/L的聚合物母液，搅拌2 h，熟化12 h。然后，将母液分别稀释为200、500、800、1 000、1 250、1 500、1 750、2 000及3 000 mg/L的目标液。利用流变仪在油藏温度下(65 ℃)测定各目标液的表观黏度，测定程序设置为7.34 s$^{-1}$测5 min，取稳定值。

1.2.2 界面张力测定

采用TX-500C界面张力仪，利用旋滴法测定聚合物溶液与原油的界面张力，然后，根据Bashforth-Adams方程计算界面张力^[14]。

1.2.3 注入性实验

模拟Q油田油藏条件，采用均质人造胶结岩芯，进行活性聚合物注入性物理模拟实验，同时测定阻力系数与残余阻力系数。实验过程：水驱至压力稳定$\longrightarrow$聚合物驱至压力稳定$\longrightarrow$后续水驱至压力稳定，记录压力。

1.2.4 驱油实验

模拟Q油田油藏条件，采用两层非均质人造胶结岩芯开展活性聚合物的驱油实验。实验过程：水驱至含水98$\longrightarrow$注入0.3 PV聚合物$\longrightarrow$后续水驱至含水98%。在实验过程中每隔20 min准确计量注入压力、产出水量和产出油量。

2 实验结果与讨论 2.1 活性聚合物增黏性

表 2和图 2是两种驱油剂黏度随浓度的变化关系。可以看出，QS溶液在浓度低于1 250 mg/L时，随着浓度的增加，溶液黏度大幅度增加，而当浓度大于1 250 mg/L后，随着浓度的增加，黏度增加缓慢。

LD溶液的黏度与浓度呈近似线性关系，相同浓度下黏度要比QS溶液小很多，浓度为1 500 mg/L时，LD溶液和QS溶液的黏度分别是56.35 mPa$\cdot$s和331.80 mPa$\cdot$s。这是由于活性聚合物分子链存在疏水基团，在水溶液中疏水基团容易发生缔合作用而形成聚集体，溶液的黏度发生较大变化^[15-16]；而当浓度高于第二临界浓度时^[17-18]，缔合作用对聚合物溶液黏度的贡献开始减弱，黏度则随浓度增加缓慢上升。黏浓曲线表明，活性聚合物具有低浓高黏特性。

2.2 活性高分子聚合物的界面活性

图 3是不同浓度的QS溶液与Q油田原油界面张力随时间的变化曲线。

由于QS接枝有表面活性的基团，具有一定的界面活性。从图 3可以看出，随着时间的增加，QS与原油的动态界面张力趋于平稳，说明界面膜比较稳固，随着浓度的增加，界面张力降低，活性增强。当浓度高于400 mg/L时，界面张力不高于11 mN/m，表现出一定的界面活性。

2.3 活性聚合物注入性

岩芯测压点位置如图 4所示。实验过程中各测压点处压力变化如图 5所示。

从图 5a可以看出，QS溶液开始注入时，注入压力迅速上升，当注入量达到2.45 PV左右(水驱结束后)时，3个测压点的压力呈现下降趋势，最后趋于稳定。从图 5b可以看出，当LD溶液的注入量达到1.00 PV左右(水驱结束后)时，3个测压点的压力趋于稳定。说明QS具有较强的降低岩芯渗透率能力，调剖作用明显。当岩芯吸附聚合物达到饱和时(2.45 PV左右)^[19]，注入压力最大，随着后续流体的注入，压力开始降低并逐渐稳定，说明QS在岩芯中的流动压力较小。

根据注入压力计算的阻力系数和残余阻力系数见表 3。

2.4 活性聚合物驱油效率

表 4为QS溶液与LD溶液驱油效率对比实验结果，可以看出，QS溶液提高采收率的幅度比LD溶液高8.66%，说明在相同黏度下，QS溶液的驱油能力要强于LD溶液。

这是由于普通聚合物的驱油机理主要为通过增加黏度来调节油水流度比、扩大波及系数^[20]。而活性聚合物一方面能够调节油水流度比，另一方面，由于具有界面活性使其洗油能力更强，最终较大幅度地提高了驱油效率。

图 6是QS溶液和LD溶液驱油实验过程中压力、含水率和采收率的变化情况，可以看出，QS驱方案中后续水驱稳定时压力要比水驱稳定时压力高，这是由于QS具有较强的调剖能力，驱出孔隙中的原油后又对其进行了一定的封堵，因此后续水驱时压力增加。普通聚合物LD驱出孔隙中原油后，水流通道半径变大，而其调剖能力较差，因此，后续水驱稳定时压力较低。

另外，注入LD后含水率和采收率变化幅度较大，含水率快速下降，采收率快速上升，后续水驱时含水率快速上升至98%，采收率快速稳定，这主要因为LD驱转后续水驱后就不再保持减小水油流度比的能力。而由于QS具有界面活性，其增溶和乳化作用弱化了聚合物的波及能力^[21-23]，含水率呈波浪式变化，采收率持续缓慢上升，最终要高于LD驱。

2.5 活性聚合物注入方式优化 2.5.1 不同水驱程度后注入

表 5为分别在水驱至70%和98%时注入QS的驱油实验结果。从可以看出，水驱70%注入QS的驱油效率要比水驱98%高，这是因为，在水驱程度较低时注入QS更能发挥其增溶、乳化能力，使得大孔道内的残余油被驱替的更彻底。

图 7是水驱至含水率分别为70%和98%时转注QS驱油实验过程中压力、含水率和采收率变化情况，可以看出，水驱70%后注入QS，再后续水驱至含水率到98%，总注入流体量约4.00 PV，而水驱98%后注入QS再后续水驱至含水率到98%，总注入流体量接近8.00 PV。说明在水驱程度70%时注入QS可以大大减少整个驱油周期，对于现场应用而言，在相近的采收率前提下，较短的开采周期可以降低开采成本，因此，提前注入具有一定的现场应用价值。

2.5.2 段塞组合方式注入

表 6为采用高、低黏段塞组合方式注入QS与常规注入QS驱油实验结果。可以看出，对于QS体系驱油，在聚合物总质量相同的情况下，采用段塞组合的方式注入与常规单一段塞方式注入驱油效率基本一样。图 8是高、低段塞组合方式注入QS和常规注入QS驱油实验过程中压力、含水率和采收率的变化情况，可以看出，两者产液规律也基本一致，但段塞组合注入压力要比单一段塞低。

2.5.3 与水交替方式注入

表 7为采用聚合物、水交替注入与常规注入驱油实验结果。可以看出，QS与水交替注入驱油效率要比常规注入高，这是由于聚合物段塞会对高渗层有一定的封堵，注水段塞时会促进水流向渗透率较低的中低渗透层。

因此，体系与水交替注入最终采收率要比常规注入高。交替注入含水率变化呈现先下降，后略上升，继而下降，最后，又上升并逐渐达到98%，与交替段塞PV数一一对应(图 9)。从驱油效率来看，此种方式提高采收率幅度最高。

3 结论

(1) 相同浓度下，活性聚合物的黏度要比普通聚合物高很多，说明活性聚合物增黏性好，具有低浓高黏特性。

(2) 活性聚合物接枝具有界面活性的功能基团，其溶液具有一定的界面活性，在浓度高于400 mg/L时油水界面张力低于11 mN/m。

(3) 活性聚合物具有一定的深部调剖能力，且在相同黏度下，活性聚合物的驱油效率要比普通聚合物高8.66%。室内实验表明，活性聚合物适合Q油田化学驱开采，最佳注入方式为活性聚合物与水交替注入。