劉進(jìn)祥，盧祥國，牛麗偉，謝 坤，張寶巖，張 松，于振濤，葛玉婷

(1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶163318;2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083;3.吉林油田公司油氣工程研究院，吉林 松原138000)

目前，國內(nèi)大慶、勝利和河南等油田進(jìn)行了聚合物(部分水解聚丙烯酰胺PHPAM)驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用，取得了明顯的增油降水效果［1-3］。為了減緩含水上升速度和增加原油采收率，近年來聚合物弱凝膠類驅(qū)油劑和調(diào)剖劑陸續(xù)投入礦場試驗(yàn)和實(shí)際應(yīng)用，取得了良好的“穩(wěn)油控水”效果。但也必須看到，與高濃度聚合物溶液獲取較高黏度機(jī)理不同，聚合物弱凝膠是通過交聯(lián)作用使聚合物分子形成具有“區(qū)域性”網(wǎng)絡(luò)分子結(jié)構(gòu)形態(tài)，這種體系能夠?qū)Υ罂椎榔鸬搅己玫姆舛伦饔?，但這種體系的聚合物分子線團(tuán)尺寸Dh通常要比巖石孔隙尺寸大，導(dǎo)致傳輸運(yùn)移能力差，注入困難，即使在外力作用下進(jìn)入孔隙，其分子結(jié)構(gòu)也遭到破壞，失去了原有功能［4-12］。如果交聯(lián)反應(yīng)能在油藏內(nèi)進(jìn)行［4-5］，將有效解決這一難題。研究表明［13-14］，兩性離子聚合物凝膠具有良好的延緩成膠效果，因此，本文通過黏度、分子線團(tuán)尺寸、阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)、轉(zhuǎn)向效果等參數(shù)研究了兩性離子聚合物溶液及兩性離子聚合物凝膠的增黏性能、耐剪切性能、成膠性能、靜態(tài)成膠效果、液流轉(zhuǎn)向效果，為兩性離子聚合物及兩性離子聚合物凝膠現(xiàn)場應(yīng)用提供了理論和現(xiàn)實(shí)依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

聚合物為中國石油勘探開發(fā)研究院采油所提供的兩性離子聚合物，相對分子質(zhì)量約為1 700×104，有效含量為100%。交聯(lián)劑為酚醛樹脂類交聯(lián)劑+助劑。若未作特殊說明，兩性離子聚合物溶液質(zhì)量濃度為2 500 mg/L。兩性離子交聯(lián)聚合物溶液質(zhì)量濃度為 2 500 mg/L，0.2%交聯(lián)劑，0.02%助劑。

實(shí)驗(yàn)用水為油田污水，離子組成為:Ca2+、Mg2+、K++Na+、Cl—、SO42—、CO3和HCO3，質(zhì)量濃度分別為 12.1 mg/L、7.3 mg/L、1 285.0 mg/L、780.1 mg/L、9.6 mg/L、210.1 mg/L 和 1 708.6 mg/L，總礦化度 4 012.7 mg/L。

實(shí)驗(yàn)巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)巖心［15-16］，靜態(tài)成膠實(shí)驗(yàn)巖心采用環(huán)氧樹脂澆鑄密封，巖心氣測滲透率Kg=200×10—3μm2，外觀幾何尺寸高×寬×長為4.5 cm×4.5 cm×30 cm。液流轉(zhuǎn)向動(dòng)態(tài)成膠實(shí)驗(yàn)巖心外觀尺寸長×寬×高為60 cm×4.5 cm×4.5 cm，均質(zhì)巖心，巖心氣測滲透率Kg約為5 000×10—3μm2、2 000 × 10—3μm2、1 000 ×10—3μm2、500 ×10—3μm2和 150 ×10—3μm2。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器及方法

1.2.1 黏度測試 黏度采用DV—Ⅱ型布氏黏度儀測試。

1.2.2 分子線團(tuán)尺寸Dh測試 聚合物分子線團(tuán)尺寸Dh采用美國布魯克海文BI—200SM型廣角動(dòng)/靜態(tài)光散射儀系統(tǒng)(Brookhaven Instruments Cop，USA)測試，測定散射角為90°。測試前，所有樣品經(jīng)0.8μm核微孔濾膜過濾，測試后，采用CONTIN數(shù)學(xué)模型進(jìn)行數(shù)據(jù)處理［8］。

1.2.3 阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)測試 設(shè)備主要由平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等組成，如圖1所示。除平流泵和手搖泵外，其他部分置于常溫的恒溫箱內(nèi)［11］。

圖1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程示意圖Fig.1 Experimental equipment and process

阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)是描述化學(xué)劑在多孔介質(zhì)內(nèi)滯留量大小的技術(shù)指標(biāo)，通常用符號FR和FRR表示，其定義為:

其中，δp1為巖心水驅(qū)壓差，δp2為化學(xué)驅(qū)壓差，δp3為后續(xù)水驅(qū)壓差。上述注入過程必須保持注液速度相同［8］。

實(shí)驗(yàn)步驟包括:巖心抽空飽和地層水，注模擬水，記錄壓力;注調(diào)驅(qū)劑，記錄壓力;后續(xù)注水，記錄壓力［8］。

1.2.4 靜態(tài)成膠實(shí)驗(yàn) 如圖2所示，通過“注入口1”向巖心注入調(diào)驅(qū)劑1 PV，然后關(guān)閉“注入口1”和“采出口1”閘門(見圖2(a))。在地層溫度條件下，當(dāng)巖心放置預(yù)定時(shí)間后，在距原“注入口1”和“采出口1”口面3 cm處重新開孔并安裝閘門(見圖2(b))，形成“注入口2”和“采出口2”，這可以消除巖心端面空間對交聯(lián)聚合物溶液成膠效果的影響。在“注入口1”和“采出口1”閘門處于關(guān)閉狀態(tài)下，打開“注入口2”和“采出口2”閘門，進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，觀測和記錄壓力值。

圖2 巖心及注入采出端示意圖Fig.2 Schematic diagram for injection end and production end of cores

實(shí)驗(yàn)步驟:巖心抽空飽和地層水，計(jì)算孔隙體積;注模擬水，記錄壓力;油藏溫度下注調(diào)驅(qū)劑，記錄壓力;巖心在油藏溫度條件下放置一段時(shí)間;后續(xù)水驅(qū)，記錄壓力［11］。

實(shí)驗(yàn)的注入速度為0.3 mL/min，壓力記錄時(shí)間間隔為30 min，若未作特殊說明，為模擬注入管線、泵、閥及射孔孔眼對黏度造成的損失，注入前對樣品進(jìn)行黏度損失，使其黏度保留率為60%［8］。

實(shí)驗(yàn)溫度為45℃。

2 結(jié)果分析

2.1 兩性交聯(lián)聚合物溶液黏度及其影響因素

2.1.1 聚合物濃度和時(shí)間的影響 聚合物質(zhì)量濃度對兩性離子聚合物溶液(PS)和兩性離子交聯(lián)聚合物溶液(CPS)黏度的影響見圖3。

圖3 黏度測試結(jié)果Fig.3 Viscosity curves

從圖3可以看出，相同時(shí)間條件下，隨聚合物質(zhì)量濃度的增加，兩性離子聚合物溶液和兩性離子交聯(lián)聚合物溶液的黏度逐漸增加然后趨于平穩(wěn);在相同聚合物質(zhì)量濃度條件下，隨時(shí)間的延長，兩性離子聚合物溶液的黏度變化不大，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液的黏度逐漸增加然后趨于平穩(wěn)。聚合物質(zhì)量濃度越大，兩性離子聚合物凝膠的成膠速度越快。說明兩性離子交聯(lián)聚合物溶液具有良好的成膠效果［17］。且在一天之內(nèi)，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液的黏度和兩性離子聚合物溶液黏度基本一致，說明兩性離子交聯(lián)聚合物溶液具有良好的延緩成膠效果。

2.1.2 溫度和放置時(shí)間的影響 反應(yīng)溫度及放置時(shí)間對兩性離子交聯(lián)聚合物溶液黏度的影響結(jié)果見表1。

表1 反應(yīng)溫度及放置時(shí)間對兩性離子交聯(lián)聚合物溶液黏度的影響Tab.1 Influence of reaction temperature and time on the viscosity of amphoteric ionic cross-linking polymer solution

從表1可以看出，在相同時(shí)間條件下，隨著溫度的升高，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液的黏度逐漸下降。在相同放置溫度條件下，隨著時(shí)間的延長，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液的黏度逐漸增加，且溫度越低，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液的黏度增加幅度越大。這主要是因?yàn)榻宦?lián)反應(yīng)是放熱反應(yīng)［18］，在一定范圍內(nèi)，溫度越低越有利于反應(yīng)的發(fā)生。

2.1.3 剪切作用的影響 剪切時(shí)間對兩性離子交聯(lián)聚合物溶液黏度的影響見表2。

從表2可以看出，相同放置時(shí)間條件下，隨剪切時(shí)間的延長，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液的黏度逐漸降低;相同剪切時(shí)間條件下，隨放置時(shí)間的延長，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液的黏度逐漸增加。說明剪切作用會(huì)延緩交聯(lián)作用，從而使兩性離子聚合物凝膠成膠作用變?nèi)酰z的強(qiáng)度下降。

表2 剪切時(shí)間對兩性離子交聯(lián)聚合物溶液黏度的影響Tab.2 Influence of shear time on the viscosity of amphoteric ionic cross-linking polymer solution

2.2 分子線團(tuán)尺寸D h

注入水配制兩性離子聚合物溶液和交聯(lián)聚合物溶液(配制完后放置一定時(shí)間稀釋至100 mg/L)，2種溶液Dh與時(shí)間關(guān)系見表3。

表3 2種溶液D h與時(shí)間關(guān)系Tab.3 Relationship between D h of two polymer solutions and time

從表3看出，隨時(shí)間的延長，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液的分子線團(tuán)尺寸先小幅增加，然后迅速增加最后趨于平穩(wěn)。成膠后，分子線團(tuán)尺寸明顯較大，說明聚合物分子發(fā)生了大范圍的“分子間”交聯(lián)［13，19］。

2.3 多孔介質(zhì)中靜態(tài)成膠效果

(1)阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

兩性離子聚合物溶液和兩性離子交聯(lián)聚合物溶液阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)見表4。

表4 阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)(K g=200×10—3μm2)Tab.4 Experimental data of resistance coefficient and residual resistance coefficient

從表4中可看出，在巖心滲透率相同條件下，兩性離子聚合物溶液和兩性離子交聯(lián)聚合物溶液阻力系數(shù)較接近，表明注入過程中兩性離子交聯(lián)聚合物溶液內(nèi)未發(fā)生明顯的交聯(lián)反應(yīng)。放置一段時(shí)間后，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液殘余阻力系數(shù)明顯大于聚合物溶液的值，說明巖心孔隙內(nèi)聚合物分子與交聯(lián)劑間發(fā)生了交聯(lián)反應(yīng)。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，隨著放置時(shí)間的延長，兩性離子交聯(lián)聚合物溶液殘余阻力系數(shù)逐漸增加并趨于平穩(wěn)。由此可見，隨時(shí)間延長，巖心內(nèi)交聯(lián)反應(yīng)程度增加并趨于穩(wěn)定。

(2)動(dòng)態(tài)特征

在滲透率相同條件下，不同放置時(shí)間注入壓力與PV數(shù)關(guān)系對比見圖4。

圖4 注入壓力與PV數(shù)關(guān)系Fig.4 Relationship between injection pressure and injection volume

從圖4可以看出，水驅(qū)階段各方案注入壓力基本一致。在化學(xué)驅(qū)階段，隨注入量增加，注入壓力逐漸升高，各方案注入壓力也基本相同，表明交聯(lián)反應(yīng)未發(fā)生。在放置一定時(shí)間后進(jìn)行的后續(xù)水驅(qū)階段，隨注入量增加，兩性離子聚合物溶液的注入壓力逐漸降低，巖心內(nèi)放置1 d和放置2 d的交聯(lián)聚合物溶液注入壓力先小幅下降然后趨于平穩(wěn)，其他方案注入壓力先上升然后趨于平穩(wěn)，放置5 d的穩(wěn)定壓力大于放置3 d的。

2.4 液流轉(zhuǎn)向性能

在均質(zhì)巖心上開展三管并聯(lián)巖心實(shí)驗(yàn)，通過分析不同條件下的采收率和分流率，來研究兩性離子聚合物凝膠的液流轉(zhuǎn)向性能。

實(shí)驗(yàn)內(nèi)容:水驅(qū)到含水98%，先后注入1#和2#聚合物凝膠體系(CPS)各0.1 PV，候凝48 h，后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

1#聚合物凝膠體系:兩性離子聚合物2 500 mg/L+交聯(lián)劑2 000 mg/L+助劑200 mg/L，黏度90.3 mPa·s;2#聚合物凝膠體系:兩性離子聚合物2 000 mg/L+交聯(lián)劑2 000 mg/L+助劑200 mg/L，黏度 51.2 mPa·s。

模型由3種滲透率人造均質(zhì)巖心并聯(lián)而成，單塊巖心外觀幾何尺寸高 ×寬 ×長為4.5 cm×4.5 cm×60 cm，“模型1”巖心滲透率分別為 Kg=5 000×10—3μm2、1 000 ×10—3μm2和 150 ×10—3μm2，“模型2”巖心滲透率分別為 Kg=2 000×10—3μm2、1 000 ×10—3μm2和500 ×10—3μm2。

“方案7”為“模型1”，注入速度1 mL/min;“方案8”為“模型1”，注入速度3 mL/min;“方案9”為“模型2”，注入速度1 mL/min。

模型和小層采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表5。

表5 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.5 Experimental data of recovery factor

從表5可以看出，在轉(zhuǎn)向劑用量相同條件下，“方案7”采收率最高，增量為21.1%，“方案9”采收率最低，增量為18.4%。后續(xù)水驅(qū)結(jié)束后，模型各小層采收率呈現(xiàn)不同程度增加，其中“方案7”中滲層采收率增量最大，其次是高滲層，低滲層采收率增量最小，“方案8”高滲層采收率增量最大，其次是中滲層，低滲層采收率增量最小，而“方案9”中滲透層的采收率增量最大，其次是低滲透層，高滲透層增量最小。研究表明，在轉(zhuǎn)向劑調(diào)驅(qū)過程中，轉(zhuǎn)向劑首先進(jìn)入高滲透層，并在其中滯留，導(dǎo)致孔隙過流斷面減小，流動(dòng)阻力增加，注入壓力增大，中、低滲透層吸液壓差(注入壓力與地層啟動(dòng)壓力之差)增大，吸液量增加，中、低滲透層得到有效動(dòng)用［20］。與此同時(shí)，進(jìn)入模型中、低滲透層內(nèi)的轉(zhuǎn)向劑也會(huì)在其中發(fā)生滯留，導(dǎo)致中、低滲透層流動(dòng)阻力增加，吸液壓差減小，吸液量降低，最終引起吸液剖面發(fā)生反轉(zhuǎn)［21-22］。

分流率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表6。

表6 各小層階段分流率Tab.6 Fluid distribution ratio of different layers in different stages

從表6可以看出，注入速度及巖心滲透率變異系數(shù)對調(diào)驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)階段小層分流率存在影響。在調(diào)驅(qū)階段，高滲透層分流率減小，中、低滲透層分流率增加。在調(diào)驅(qū)階段結(jié)束時(shí)，“方案7”中滲透層分流率較高，“方案8”高滲透層分流率較高，“方案9”各層分流率接近。在后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時(shí)，“方案7”中滲透層分流率達(dá)到62.8%，明顯大于其高、低滲透層分流率的值，“方案9”中滲透層分流率達(dá)到48.1%，大于高、低滲透層的值。研究表明，在注入速度較高的情況下，交聯(lián)聚合物溶液的成膠效果會(huì)受到影響［19］，導(dǎo)致成膠效果變差，從而影響封堵效果，最終影響液流轉(zhuǎn)向效果。這主要是因?yàn)榻宦?lián)聚合物溶液要發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)首先發(fā)生分子內(nèi)交聯(lián)，然后發(fā)生大范圍分子間交聯(lián)［23］，如果注入速度過快，則聚合物的線性分子所受剪切作用較強(qiáng)，從而使聚合物分子呈現(xiàn)伸展構(gòu)象，致使聚合物難以發(fā)生分子內(nèi)交聯(lián)反應(yīng)，最終影響成膠效果。因此建議現(xiàn)場施工過程中采用合理的注入速度注入兩性離子交聯(lián)聚合物溶液，否則會(huì)導(dǎo)致封堵效果變差。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

北二西東塊二類油層位于松遼盆地大慶長垣薩爾圖油田北部純油區(qū)內(nèi)，區(qū)域內(nèi)共發(fā)育薩爾圖油層組、葡萄花油層組和高臺(tái)子油層組3套油層組，屬于早白堊世中期松遼盆地北部的一套大型河流—三角洲沉積。區(qū)塊含油面積為4.4 km2，開采目的層為薩Ⅱ1+2—薩Ⅱ15+16層，地質(zhì)儲(chǔ)量為693×104t，孔隙體積為1 248×104m3。原始地層壓力10.3 MPa，飽和壓力9.5 MPa，油層溫度43℃左右，原油密度0.865 g/cm3，原始?xì)庥捅?47.4 m3/t，地層水總礦化度平均為6 475 mg/L。

試驗(yàn)區(qū)目前井網(wǎng)為2006年1月投產(chǎn)，采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，注采井距150 m，共有注入采出井172口，其中采油井90口，注入井82口。射孔平均射開砂巖厚度20.4 m，有效厚度14.7 m，平均滲透率0.404μm2。2010年1月20日，全區(qū)注入井開井81口，平均注入壓力 9.3 MPa，日實(shí)注 4 887 m3，累積注水691.392×104m3;采油井開井86口，日產(chǎn)液6 330 t，日產(chǎn)油 363 t，綜合含水94.3%，累積產(chǎn)油59.405 5 ×104t。

2010年3月28日，開始調(diào)驅(qū)施工;2010年11月28日，調(diào)驅(qū)施工結(jié)束，完成3個(gè)段塞的堵劑注入(前置段塞尺寸0.02 PV，聚合物質(zhì)量濃度為3 000 mg/L，交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為2 000 mg/L，助劑質(zhì)量濃度為200 mg/L;主段塞尺寸0.15 PV，聚合物質(zhì)量濃度為2 500 mg/L，交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為2 000 mg/L，助劑質(zhì)量濃度為200 mg/L;保護(hù)段塞尺寸0.02 PV，聚合物質(zhì)量濃度為2 000 mg/L，交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為2 000 mg/L，助劑質(zhì)量濃度為 200 mg/L)。截至2011年3月10日，11口受效油井中有9口見效，日產(chǎn)液由調(diào)前的1 222.8 m3下降到 1 111.2 m3，日產(chǎn)油由調(diào)前70.6 t上升到80.9 t，含水率由調(diào)前的94.2%下降到 92.7%，已累計(jì)增油 3 501.2 t。注入過程中，注入壓力明顯提升，由注聚前的6.5 MPa上升到注聚結(jié)束的13.2 MPa。圖5為北二西東塊試驗(yàn)區(qū)油井開井?dāng)?shù)、注入壓力、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量和含水率隨時(shí)間變化情況。表7為北二西東塊試驗(yàn)區(qū)從2010年1月至2011年2月期間日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、綜合含水率、預(yù)測含水率、預(yù)測日產(chǎn)油、日增油和月增油情況。

圖5 動(dòng)態(tài)特征曲線Fig.5 Dynamic characteristic curves

表7 北二西厚油層深部調(diào)驅(qū)增油統(tǒng)計(jì)Tab.7 Oil increasing statistics of Beierxi thick oil layer by deep profile control and oil displacement

4 結(jié)論

(1)兩性離子聚合物凝膠具有良好的延緩成膠性能，能夠保證在注入巖心前不發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)。

(2)兩性離子聚合物凝膠交聯(lián)后黏度大幅上升，分子線團(tuán)尺寸明顯增加。

(3)兩性離子聚合物凝膠在巖心內(nèi)靜態(tài)條件下能夠發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)明顯增加，具有良好的液流轉(zhuǎn)向效果。

(4)現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明，兩性離子聚合物凝膠具有良好的調(diào)剖效果，具有較好的降水增油效果。

(5)兩性離子交聯(lián)聚合物溶液注入過程中要控制合理的注入速度，如果注入速度過快則容易導(dǎo)致聚合物分子呈伸展構(gòu)象，交聯(lián)體系成膠困難，從而使封堵高滲層失敗。

［1］ 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.

［2］ 孫煥泉.勝利油田三次采油技術(shù)的實(shí)踐與認(rèn)識［J］.石油勘探與開發(fā)，2006，33(3):262-266.

SUN Huan-quan.Practice and understanding on tertiary recovery in Shengli Oilfield［J］.Petroleum Exploration and Development，2006，33(3):262-266.

［3］ 周守為，韓明，向問陶，等.渤海油田聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù)研究及應(yīng)用［J］.中國海上油氣，2006，18(6):386-389，412.

ZHOU Shou-wei，HAN Ming，XIANG Wen-tao，et al.Application of EOR technology by means of polymer flooding in Bohai oilfields［J］.China Offshore Oil and Gas，2006，18(6):386-389，412.

［4］ 劉述忍，康萬利，白寶君，等.預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒與十二烷基硫酸鈉的相互作用［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2013，37(2):153-157.

LIU Shu-ren，KANG Wan-li，BAI Bao-jun，et al.Interaction of preformed particle gel and sodium dodecyl sulfate［J］.Journal of China University of Petroleum:Edition of Natural Science，2013，37(2):153-157.

［5］ 宋社民，王亞洲，周俊，等.早期可動(dòng)凝膠調(diào)驅(qū)注水開發(fā)普通稠油油藏［J］.石油勘探與開發(fā)，2007，34(5):585-589.

SONG She-min，WANG Ya-zhou，ZHOU Jun，et al.Early movable-gel-driving in water-flood development of heavy oil reservoirs［J］.Petroleum Exploration and Development，2007，34(5):585-589.

［6］ Mahmoud O，Elsharafi，Baojun Bai.Effect of strong preformed particle gel on unswept oil zones/areas during conformance control treatments［C］.SPE 164879，2013.

［7］ Wang W，Lu X G，Xie X.Evaluation of intra-molecular cross-linked polymers［C］.SPE 113760，2008.

［8］ 盧祥國，姜維東，王曉燕.Cr3+、堿和表面活性劑對聚合物分子構(gòu)型及其滲流特性影響［J］.石油學(xué)報(bào)，2009，30(5):749-754.

LU Xiang-guo，JIANG Wei-dong，WANG Xiao-yan.Study on effects of Cr3+，alkali and surfactant on polymer molecular configuration and seepage flow characteristics［J］.Acta Petrolei Sinica，2009，30(5):749-754.

［9］ 康萬利，孟令偉，牛井崗，等.礦化度影響HPAM溶液黏度機(jī)理［J］.高分子材料科學(xué)與工程，2006(5):175-177，181.

KANG Wan-li，MENG Ling-wei，NIU Jing-gang，et al.Mechanism of the effect of salinity on HPAM solution viscosity［J］.Polymer Materials Science ＆ Engineering，2006(5):175-177，181.

［10］盧祥國，王曉燕，李強(qiáng)，等.高溫高礦化度條件下驅(qū)油劑中聚合物分子聚集態(tài)結(jié)構(gòu)及其在中低滲油層中的滲流特性［J］.化學(xué)學(xué)報(bào)，2010，68(12):1229-1234.

LU Xiang-guo，WANGXiao-yan，LI Qiang，et al.The polymer molecular configuration in the oil displacement agent with high temperature and salinity and its seepage property in the medium-low permeability layer［J］.Acta Chimica Sinica，2010，68(12):1229-1234.

［11］董朝霞，吳肇亮，林梅欽，等.交聯(lián)聚合物線團(tuán)的形態(tài)和尺寸研究［J］.高分子學(xué)報(bào)，2002(4):493-497.

DONG Zhao-xia，WU Zhao-liang，LIN Mei-qin，et al.The study of the conformation and size of the linked polymer coils［J］.Acta Polymerica Sinica，2002(4):493-497.

［12］李科星，錢志鴻，杜金陽，等.交聯(lián)聚合物動(dòng)態(tài)成膠及運(yùn)移的室內(nèi)模擬研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2012，34(4):115-121.

LI Ke-xing，QIAN Zhi-hong，DU Jin-yang，et al.Laboratory study on dynamic gelation behavior and transfer process of crosslinked polymer［J］.Journal of Southwest Petroleum University:Science ＆ Technology Edition，2012，34(4):115-121.

［13］劉進(jìn)祥，盧祥國，劉敬發(fā)，等.交聯(lián)聚合物溶液在巖心內(nèi)成膠效果及機(jī)理研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2013，40(4):474-480.

LIU Jin-xiang，LU Xiang-guo，LIU Jing-fa，et al.Mechanism and gelling effects of linked polymer solution in the core［J］.Petroleum Exploration and Development，2013，40(4):474-480.

［14］McCormick C L，Johnson CB.Polyampholytes are charged macromolecules bearing both anionic and cationic groups along the polymer backbone［J］.Macromolecules，1988，21:686-693.

［15］盧祥國，高振環(huán)，閆文華.人造巖心滲透率影響因素試驗(yàn)研究［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，1994，13(4):53-55，77.

LU Xiang-guo，GAO Zhen-huan，YAN Wen-hua.Experimental study on influence factors of artificial core permeability［J］.Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing，1994，13(4):53-55，77.

［16］盧祥國，宋合龍，王景盛，等.石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)非均質(zhì)模型制作方法:中國，ZL200510063665.8［P］.2005-09-07.

［17］姜祖明，蘇智青，黃光速，等.預(yù)交聯(lián)共聚物驅(qū)油劑高溫高鹽環(huán)境下長期耐老化機(jī)理研究［J］.油田化學(xué)，2010，27(2):166-170，187.

JIANG Zu-ming，SU Zhi-qing，HUANG Guang-su，et al.Anti-ageing mechanisms for a precrosslinked acrylamide copolymer in high temperature and high salinity aqueous media［J］.Oilfield Chemistry，2010，27(2):166-170，187.

［18］潘祖仁.高分子化學(xué)［M］.北京:化學(xué)工業(yè)出版社，2007:310-313.

［19］劉進(jìn)祥，盧祥國，李國橋，等.特高礦化度Cr3+交聯(lián)聚合物溶液滲流特性及其機(jī)制［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2013，37(6):145-152.

LIU Jin-xiang，LU Xiang-guo，LI Guo-qiao，et al.Seepage characteristics and mechanism of Cr3+cross-linked polymer solution in ultra-high salinity media［J］.Journal of China University of Petroleum:Edition of Natural Science，2013，37(6):145-152.

［20］杜慶軍，侯健，徐耀東，等.聚合物驅(qū)后剩余油分布成因模式研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2010，32(3):107-111，195.

DU Qing-jun，HOU Jian，XU Yao-dong，et al.Study on genetic model of remaining oil distribution after polymer flooding［J］.Journal of Southwest Petroleum University:Science ＆ Technology Edition，2010，32(3):107-111，195.

［21］盧祥國，王樹霞，王榮健，等.深部液流轉(zhuǎn)向劑與油藏適應(yīng)性研究——以大慶喇嘛甸油田為例［J］.石油勘探與開發(fā)，2011，38(5):576-582.

LU Xiang-guo，WANG Shu-xia，WANG Rong-jian，et al.Adaptability of a deep profile control agent to reservoirs:taking the Lamadian Oilfield in Daqing as an example［J］.Petroleum Exploration and Development，2011，38(5):576-582.

［22］劉玉章，熊春明，羅健輝，等.高含水油田深部液流轉(zhuǎn)向技術(shù)研究［J］.油田化學(xué)，2006，23(3):248-251.

LIU Yu-zhang，XIONG Chun-ming，LUO Jian-hui，et al.Studies on indepth fluid diverting in oil reservoirs at high water cut stages［J］.Oilfield Chemistry，2006，23(3):248-251.

［23］LIU Jin-xiang，LU Xing-guo，SUI Shi-lei.Synthesis，evaluation，and gelation mechanism of organic Chromium［J］.Journal of Applied Polymer Science，2012，124(5):3669-3677.