秦　山，王　健，倪　聰，吳豐豆，陳　佳，章洋陽(yáng)（.西南石油大學(xué)油氣藏及地質(zhì)開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都60500；.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津00400；.西安長(zhǎng)慶化工集團(tuán)，西安7008）

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低滲油藏二次交聯(lián)凝膠與聚合物微球復(fù)合調(diào)剖體系

秦山1，王健1，倪聰2，吳豐豆1，陳佳1，章洋陽(yáng)3
（1.西南石油大學(xué)油氣藏及地質(zhì)開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500；2.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津300400；3.西安長(zhǎng)慶化工集團(tuán)，西安710018）

摘要：針對(duì)吐哈盆地溫米油田溫八區(qū)塊含水率上升快，無(wú)效、低效水循環(huán)嚴(yán)重的問(wèn)題，研制了一種二次交聯(lián)凝膠與聚合物微球復(fù)合的深部調(diào)剖體系。第一交聯(lián)劑選用有機(jī)鉻交聯(lián)劑，第二交聯(lián)劑選用JQ-1與FJ-1酚類(lèi)交聯(lián)劑的復(fù)配組合，25℃條件下，5 h后一次交聯(lián)成膠黏度為374 mPa·s，78℃條件下，10 d后二次交聯(lián)成膠黏度為17 005 mPa·s.聚合物微球有良好的抗溫抗鹽和水化時(shí)間穩(wěn)定性，在油藏溫度78℃和礦化度40 000 mg/L下膨脹20 d，其粒徑膨脹倍率為6.08.得到的二次交聯(lián)凝膠體系與SD-320聚合物微球進(jìn)行復(fù)合調(diào)剖，通過(guò)流動(dòng)實(shí)驗(yàn)測(cè)算阻力系數(shù)在20以上，殘余阻力系數(shù)在18以上，采收率提高15.52%.該復(fù)合調(diào)剖體系能有效降低漏失，且能夠適應(yīng)78℃的油藏溫度，在溫米油田溫八區(qū)塊中有良好的應(yīng)用前景。

關(guān)鍵詞：吐哈盆地；溫米油田；二次交聯(lián)；聚合物微球；低滲油藏；深部調(diào)剖

吐哈盆地溫米油田溫八區(qū)塊中侏羅統(tǒng)三間房組為低孔低滲油藏，油藏平均溫度78℃，平均孔隙度16.4%，平均滲透率51 mD，油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重，局部出現(xiàn)高滲透條帶，在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中水淹速度快，水驅(qū)油波及效率低，穩(wěn)油控水難度大[1-2]。吐哈油田累計(jì)實(shí)施化學(xué)調(diào)剖216次，平均單井增油167～319 t，降水281～1 156 t.由于調(diào)整規(guī)模小，處理半徑一般為10～ 20 m，調(diào)剖劑總量小于3 000 m3，隨著油田進(jìn)入中高含水開(kāi)發(fā)期，其適應(yīng)性降低，效果逐年變差，為適應(yīng)油田開(kāi)發(fā)需要，對(duì)于平面非均質(zhì)性強(qiáng)的注水井，必須進(jìn)行大規(guī)模深部調(diào)剖[3-5]。溫米油田溫八區(qū)塊低孔低滲油藏具有大小不一的孔道，使用單一調(diào)剖劑很難滿(mǎn)足多層次調(diào)剖的需求，因此，針對(duì)溫八區(qū)塊暴性水淹、注水開(kāi)發(fā)效果差這一問(wèn)題，研制出了二次交聯(lián)凝膠與聚合物微球復(fù)合而成的調(diào)剖體系[6-7]。

采用高黏度的二次交聯(lián)凝膠，能增強(qiáng)調(diào)剖黏附性，二次交聯(lián)凝膠在地面已經(jīng)一次成膠，分子團(tuán)大，在地層條件下二次交聯(lián)，成膠黏度高，黏附性好；聚合物微球具有注入容易，更易進(jìn)入地層深部的特點(diǎn)，可以充分發(fā)揮封堵中小孔隙、調(diào)整剖面矛盾的作用，適用于中低滲油藏的深部調(diào)驅(qū)[8-9]。采用二次交聯(lián)凝膠與聚合物微球的復(fù)合調(diào)剖體系，對(duì)于嚴(yán)重非均質(zhì)油藏，特別是低孔低滲油藏，能減少凝膠對(duì)殘余油區(qū)域的污染，達(dá)到改善層內(nèi)矛盾，防止注入水竄流進(jìn)入生產(chǎn)井的作用，最終實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)產(chǎn)，提高采收率的目的[10-11]。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1實(shí)驗(yàn)儀器及藥劑

實(shí)驗(yàn)儀器：Brookfield旋轉(zhuǎn)黏度儀；QUANTA450型掃描電子顯微鏡；CS1013型電熱鼓風(fēng)恒溫干燥箱（重慶實(shí)驗(yàn)設(shè)備廠）；電子天平；S7401-Ⅱ型電動(dòng)攪拌器；流動(dòng)實(shí)驗(yàn)裝置。

實(shí)驗(yàn)藥劑：聚合物（部分水解聚丙烯酰胺HPAM），分子量為2 200×104，水解度25%；1%有機(jī)鉻，實(shí)驗(yàn)室自制；交聯(lián)劑JQ-1，實(shí)驗(yàn)室自制；交聯(lián)劑FJ-1，實(shí)驗(yàn)室自制；促凝劑CA，熱穩(wěn)定劑ST，分析純（成都科龍化工試劑廠）；SD-320聚合物微球（亞微米級(jí)，東營(yíng)市石大宇光科技有限責(zé)任公司）；實(shí)驗(yàn)用水為模擬溫米油田溫八區(qū)塊地層水，礦化度37 226.47 mg/L，為CaCl2水型。

1.2實(shí)驗(yàn)方法

（1）二次交聯(lián)凝膠體系配方篩選將聚合物HPAM、有機(jī)鉻、交聯(lián)劑JQ-1、交聯(lián)劑FJ-1、促凝劑CA和熱穩(wěn)定劑ST配制成不同質(zhì)量濃度，并根據(jù)需要進(jìn)行配比混合成凝膠體系，放置在室溫（25℃）和高溫（78℃）條件下，候凝，測(cè)定其一次交聯(lián)成膠黏度（5 h后凝膠體系的黏度）和二次交聯(lián)成膠黏度（10 d后凝膠體系的黏度），并考慮不同因素對(duì)凝膠體系成膠性能的影響。

（2）聚合物微球膨脹倍率性能評(píng)價(jià)聚合物微球的封堵性能與其自身粒徑緊密相連，它具有遇水膨脹的性能，微球的膨脹性能一般用粒徑膨脹倍率δ表征[12]：

式中δ——粒徑膨脹倍率；

R0——聚合物微球初始平均粒徑，μm；

R1——聚合物微球水化膨脹后平均粒徑，μm.

2　二次交聯(lián)凝膠體系配方優(yōu)選

2.1聚合物HPAM質(zhì)量濃度優(yōu)選

固定有機(jī)鉻質(zhì)量濃度100 mg/L、交聯(lián)劑JQ-1質(zhì)量濃度200 mg/L、交聯(lián)劑FJ-1質(zhì)量濃度200 mg/L、促凝劑CA質(zhì)量濃度50 mg/L和熱穩(wěn)定劑ST質(zhì)量濃度50mg/L，改變聚合物HPAM質(zhì)量濃度（1000～1800mg/L），測(cè)定其一次成膠黏度和二次交聯(lián)成膠黏度，依次放置在室溫（25℃）候凝5 h和高溫（78℃）候凝10 d，以此研究聚合物HPAM質(zhì)量濃度對(duì)交聯(lián)凝膠體系成膠性能的影響，得到合適的聚合物HPAM的質(zhì)量濃度。

根據(jù)前人及以往調(diào)驅(qū)經(jīng)驗(yàn)及試驗(yàn)井深、注入速度等因素，考慮在地面常溫條件下凝膠一次成膠不宜過(guò)快、過(guò)強(qiáng)，并能進(jìn)入到油藏深部，二次交聯(lián)凝膠應(yīng)具有一定的強(qiáng)度且可流動(dòng)，以滿(mǎn)足地層溫度和礦化度的要求。聚合物溶液一次成膠時(shí)間在5 h左右比較適宜，一次成膠黏度維持在300～500 mPa·s，在10 d左右已達(dá)到二次交聯(lián)成膠，成膠黏度為15 000～ 20 000 mPa·s（圖1）。從圖1可以看出，當(dāng)聚合物HPAM的質(zhì)量濃度大于1 400 mg/L時(shí)，無(wú)論是一次交聯(lián)成膠黏度還是二次交聯(lián)成膠黏度，都是緩慢增長(zhǎng)，因此聚合物HPAM的質(zhì)量濃度選定為1 400 mg/L.

圖1　聚合物HPAM質(zhì)量濃度對(duì)體系成膠性能的影響

2.2第一交聯(lián)劑質(zhì)量濃度優(yōu)選

實(shí)驗(yàn)選有機(jī)鉻作為第一交聯(lián)劑，有機(jī)鉻與聚合物HPAM的配比直接影響初次成膠時(shí)間及成膠黏度，實(shí)驗(yàn)中通過(guò)改變有機(jī)鉻質(zhì)量濃度，來(lái)研究其對(duì)體系成膠性能的影響（圖2）。從圖2可以看出，當(dāng)有機(jī)鉻質(zhì)量濃度為100 mg/L時(shí)，凝膠一次交聯(lián)成膠黏度合適，二次交聯(lián)成膠黏度在15 000 mPa·s左右，凝膠穩(wěn)定性及流動(dòng)性均較好。因此確定有機(jī)鉻交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為100 mg/L.

圖2　有機(jī)鉻質(zhì)量濃度對(duì)體系成膠性能的影響

2.3第二交聯(lián)劑質(zhì)量濃度優(yōu)選

實(shí)驗(yàn)第二交聯(lián)劑由JQ-1及FJ-1兩種交聯(lián)劑組成，交聯(lián)劑JQ-1及交聯(lián)劑FJ-1的質(zhì)量濃度及配比不僅對(duì)一次交聯(lián)有很大的影響，對(duì)二次交聯(lián)體系的形成及強(qiáng)度也同樣有很大的影響。

2.3.1交聯(lián)劑JQ-1質(zhì)量濃度優(yōu)選

隨著交聯(lián)劑JQ-1質(zhì)量濃度的增加，一次交聯(lián)成膠黏度增加，最終成膠黏度也隨之增強(qiáng)。當(dāng)交聯(lián)劑JQ-1質(zhì)量濃度為200 mg/L時(shí)，一次交聯(lián)成膠黏度大于300 mPa·s，二次交聯(lián)成膠黏度大于15 000 mPa·s左右，達(dá)到了設(shè)定目標(biāo)，因此確定交聯(lián)劑JQ-1的優(yōu)化質(zhì)量濃度為200 mg/L（圖3）。

圖3　交聯(lián)劑JQ-1質(zhì)量濃度對(duì)體系成膠性能的影響

2.3.2交聯(lián)劑FJ-1質(zhì)量濃度優(yōu)選

隨著交聯(lián)劑FJ-1質(zhì)量濃度的增加，當(dāng)其質(zhì)量濃度達(dá)到200 mg/L時(shí)，一次交聯(lián)成膠黏度達(dá)到最大值400 mPa·s，二次交聯(lián)成膠黏度隨交聯(lián)劑FJ-1質(zhì)量濃度的增加呈連續(xù)上升態(tài)勢(shì)（圖4），因此，最終確定交聯(lián)劑FJ-1的優(yōu)化質(zhì)量濃度為200 mg/L.

圖4　交聯(lián)劑FJ-1質(zhì)量濃度對(duì)體系成膠性能的影響

2.4促凝劑CA質(zhì)量濃度優(yōu)選

當(dāng)未添加促凝劑CA時(shí)，常溫下5 h后，凝膠幾乎未發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)。隨著促凝劑CA質(zhì)量濃度增加，第一次交聯(lián)反應(yīng)速度加快，增黏作用明顯（圖5）。由圖5可以看出，當(dāng)促凝劑CA的質(zhì)量濃度大于50 mg/L，增黏作用趨于平緩，促凝劑CA質(zhì)量濃度為50 mg/L時(shí)，一次交聯(lián)成膠黏度374 mPa·s，可以滿(mǎn)足增強(qiáng)交聯(lián)的要求，5 h后一次交聯(lián)成膠黏度可達(dá)350 mPa·s以上，因此，促凝劑CA優(yōu)化質(zhì)量濃度為50 mg/L.

圖5　促凝劑CA質(zhì)量濃度對(duì)體系成膠性能的影響

2.5熱穩(wěn)定劑ST質(zhì)量濃度優(yōu)選

在對(duì)溫度高于70℃的油藏條件進(jìn)行凝膠配方研究時(shí)，熱穩(wěn)定劑是必不可少的添加劑，它可以保護(hù)凝膠在一個(gè)相對(duì)較長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)不破膠，選擇合適的熱穩(wěn)定劑質(zhì)量濃度顯得十分重要（圖6）。從圖6可以看到，當(dāng)熱穩(wěn)定劑ST質(zhì)量濃度大于50 mg/L時(shí)，5 h成膠黏度較高，10 d后成膠黏度達(dá)17 005 mPa·s，可以滿(mǎn)足配方的需要，從經(jīng)濟(jì)角度考慮，選擇熱穩(wěn)定劑ST的質(zhì)量濃度為50 mg/L.

圖6　熱穩(wěn)定劑ST質(zhì)量濃度對(duì)體系成膠性能的影響

3　影響聚合物微球基本性能的因素

針對(duì)油藏滲透率較低，考慮使用亞微米級(jí)聚合物微球，微球具有在油層孔隙中運(yùn)移、封堵、改變注入水滲流方向的特點(diǎn)，從而能提高注入水波及體積，可實(shí)現(xiàn)從注水井到油井的全過(guò)程調(diào)剖和驅(qū)油，適用于中低滲油藏的深部調(diào)驅(qū)。

溫米油田溫八區(qū)塊油藏的滲透率為11.1～310.0mD，孔隙度為13.7%～20.7%，采用Kozeny公式估算巖石的平均孔隙半徑為

由（2）式和（3）式可知，油藏巖石孔隙直徑為1.310～8.510 μm，按照顆粒類(lèi)堵劑“1/3架橋堵塞”原理，要求顆粒粒徑為0.537～2.307 μm.因此，選用SD-320聚合物微球，進(jìn)行電鏡掃描，觀察其初始粒徑，平均粒徑為0.785 μm（亞微米級(jí)別）。

（1）水化時(shí)間選用SD-320聚合物微球，將其用淡水配制成質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的溶液，在78℃油藏溫度條件下，水化膨脹不同的天數(shù)（10～60 d）實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著水化時(shí)間的增加，聚合物微球的高分子鏈逐漸伸展，表現(xiàn)出體積的膨脹，使膨脹倍率逐漸增大，水化時(shí)間在10～20 d時(shí)，膨脹倍率增長(zhǎng)62.72%，水化20 d后，微球膨脹速度趨于緩和，膨脹倍率為8.54；在60 d時(shí)，膨脹倍率達(dá)到11.61.

（2）溫度將質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的聚合物微球溶液，置于不同溫度（50～80℃）水化膨脹20 d，隨著溫度的升高，微球吸水能力增強(qiáng)，微球的膨脹倍率逐漸增大，在50℃時(shí)聚合物微球的膨脹倍率為6.12，當(dāng)達(dá)到78℃時(shí)，微球膨脹倍率為8.89，具有較好的耐溫性。

（3）礦化度將聚合物微球與不同礦化度的鹽水（0，1 000，5 000，10 000，20 000，50 000 mg/L）配制成質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的溶液，在油藏溫度（78℃）下水化膨脹20 d，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)使用礦化度為0 mg/L鹽水時(shí)，聚合物微球在78℃下膨脹20 d后，其膨脹倍率最大為8.54.隨著鹽水礦化度的升高，水中鹽分質(zhì)量濃度越大，質(zhì)量濃度差效應(yīng)導(dǎo)致水分難以進(jìn)入聚合物微球內(nèi)部，聚合物微球水化程度減弱，其膨脹倍率逐漸減小，當(dāng)鹽水礦化度為30 000 mg/L時(shí)，其減小程度已趨于平緩；當(dāng)鹽水礦化度達(dá)到40 000 mg/L時(shí)，聚合物微球膨脹倍率仍有6.08，較無(wú)礦化度聚合物微球的膨脹倍率僅下降了28.81%，說(shuō)明其有良好的耐鹽性。

4　體系性能評(píng)價(jià)

4.1復(fù)合調(diào)剖體系配方及注入性能評(píng)價(jià)

綜合以上二次交聯(lián)凝膠和聚合物微球優(yōu)選實(shí)驗(yàn)，可以得出溫米油田溫八區(qū)塊復(fù)合調(diào)剖體系的優(yōu)化配方為：聚合物HPAM質(zhì)量濃度1 400 mg/L+有機(jī)鉻質(zhì)量濃度100 mg/L+交聯(lián)劑JQ-1質(zhì)量濃度200 mg/L+交聯(lián)劑FJ-1質(zhì)量濃度200 mg/L+促凝劑CA質(zhì)量濃度50 mg/L+熱穩(wěn)定劑ST質(zhì)量濃度50 mg/L+SD-320聚合物微球（亞微米級(jí)別）。

為了判定復(fù)合體系是否具有良好的注入性能，在實(shí)驗(yàn)中，采用填砂管對(duì)該體系配方進(jìn)行流動(dòng)實(shí)驗(yàn)。填砂管B-1的長(zhǎng)度為50 cm，直徑為2.541 cm，水測(cè)基質(zhì)滲透率293 mD；填砂管B-2的長(zhǎng)度為50 cm，直徑為2.588 cm，水測(cè)基質(zhì)滲透率為652 mD.

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中分別對(duì)兩根填砂管進(jìn)行飽和地層水、飽和原油、水驅(qū)油至含水率98%，并用凝膠和聚合物微球的復(fù)合體系進(jìn)行注入性能測(cè)試，結(jié)果如圖7所示。

圖7　不同滲透率填砂管中復(fù)合體系注入過(guò)程壓力變化

從圖7可看出，滲透率較低的填砂管B-1壓力上升較快；在驅(qū)替過(guò)程中兩根填砂管壓力變化均表現(xiàn)為穩(wěn)定上升趨勢(shì)，沒(méi)出現(xiàn)壓力上下大幅度波動(dòng)的情況。復(fù)合體系在注入30 min期間（注入速度0.5 mL/min）壓力正常，說(shuō)明復(fù)合體系的注入性能良好。

4.2阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

復(fù)合體系注入性能良好只能說(shuō)明其能夠用于油藏，在向地層注入過(guò)程中不會(huì)存在堵塞地層等嚴(yán)重后果。要判斷體系配方能否達(dá)到預(yù)想的對(duì)地層進(jìn)行大孔道封堵、降低水竄的效果，最直接的評(píng)價(jià)是對(duì)調(diào)驅(qū)過(guò)程中的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)（表1，圖8）。

表1　調(diào)剖劑體系阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)

圖8　復(fù)合體系注入后壓力變化

從圖8可看出，注入調(diào)剖劑50 min以后，后續(xù)壓力的變化中可以看出復(fù)合體系能夠使地層壓力得到明顯且穩(wěn)定地抬升。B-3填砂管后續(xù)水驅(qū)穩(wěn)定壓力為0.163 MPa左右，計(jì)算出的殘余阻力系數(shù)為20.41；B-4號(hào)填砂管后續(xù)水驅(qū)壓力穩(wěn)定在0.062 MPa左右，計(jì)算出的殘余阻力系數(shù)為18.40.

4.3提高采收率

采用高低不同滲透率的填砂管A-1和A-2進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。將兩根填砂管并聯(lián)后用注入水驅(qū)替含油巖心至殘余油，得到水驅(qū)采收率，再按“凝膠+微球”復(fù)合體系驅(qū)組合順序（段塞尺寸為0.3 PV+0.3 PV）進(jìn)行雙管巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，得到驅(qū)出原油體積，計(jì)算出水驅(qū)采收率，再用注入水后續(xù)水驅(qū)，測(cè)定其提高采收率（表2）。

表2　巖心提高采收率的測(cè)定

水驅(qū)后采用復(fù)合體系調(diào)驅(qū)，如圖9所示采收率提高15.52%，說(shuō)明水驅(qū)后注入復(fù)合體系能形成有效封堵，從而改善注入流體的波及體積。由于體系的選擇性封堵作用，原高滲填砂管滲透率較高，且含油飽和度較低，復(fù)合體系則主要進(jìn)入高滲通道，使得主要水流通道被優(yōu)先封堵，滲流阻力增大，后續(xù)液流則轉(zhuǎn)向縱向上的中低滲透層，使低滲透填砂管中原油得到有效動(dòng)用，從而擴(kuò)大掃油面積，提高驅(qū)油效率。

圖9　復(fù)合體系采收率與注入體積關(guān)系

5　結(jié)論

（1）優(yōu)選出二次交聯(lián)凝膠和聚合物微球復(fù)合調(diào)剖體系的優(yōu)化配方為：聚合物HPAM質(zhì)量濃度1 400 mg/L+有機(jī)鉻質(zhì)量濃度100 mg/L+交聯(lián)劑JQ-1質(zhì)量濃度200 mg/L+交聯(lián)劑FJ-1質(zhì)量濃度200 mg/L+促凝劑CA質(zhì)量濃度50 mg/L+熱穩(wěn)定劑ST質(zhì)量濃度50 mg/L+ SD-320聚合物微球（亞微米級(jí)別）。常溫條件下，5 h后一次交聯(lián)成膠黏度為374 mPa·s；78℃條件下，10 d后二次交聯(lián)成膠黏度為17 005 mPa·s.

（2）聚合物微球在油藏溫度78℃和礦化度40 000 mg/L條件下膨脹20 d，粒徑膨脹倍率仍有6.08，具有良好的抗溫抗鹽性。

（3）通過(guò)巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)得到復(fù)合調(diào)剖體系的注入性良好，測(cè)算阻力系數(shù)在20以上，殘余阻力系數(shù)在18以上。說(shuō)明大分子的交聯(lián)作用一方面降低了體系濾失，另一方面也增強(qiáng)了體系在多孔介質(zhì)中的滯留作用，降低了其在介質(zhì)中的流度。

（4）該復(fù)合調(diào)剖體系符合溫米油田溫八區(qū)塊低孔低滲油藏，水驅(qū)后提高采收率15.52%，效果顯著，具有良好驅(qū)油能力。

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（編輯楊新玲）

Composite Profile Control System of Secondary Crosslinking Gels and Polymer Microspheres for Low Permeability Reservoir

QIN Shan1, WANG Jian1, NI Cong2, WU Fengdou1, CHEN Jia1, ZHANG Yangyang3

(1.State Key Laboratoryof Oiland Gas Reservoir Geologyand Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China; 2.China Oilfield Services Limited (COSL), Tianjin 300400, China; 3.Xi’an Changqing Chemical Group, Xi’an, Shaanxi 710018, China)

Abstract:This paper presents a composite deep profile control system of secondary crosslinking gels and polymer microspheres, aiming at the problems of water cut rising fast and ineffective or poor effective water circulation in Wen?8 block of Wenmi oilfield in Tuha basin.The organic chrome crosslinking agent is used as the first crosslinking gel, and the JQ?1 and FJ?1 phenolic composite crosslinking agent is se?lected as the second one.At 25℃and after 5 hours, the first crosslinking gel’s viscosity is 374 mPa·s; at 78℃and after 10 d, the second?ary crosslinking gel’s viscosity reaches 17 005 mPa·s.The polymer microsphere is characterized by good anti?temperature and anti?salini?ty, and hydration time stability.At reservoir temperature of 78℃and salinity of 40 000 mg/L, after 20 d, the expansion multiplying factor of it is 6.08.Compositing the secondary crosslinking gel system with SD?320 microspheres for profile control, the estimated resistance factor by core flow experiment is higher than 20, the residual resistance factor is bigger than 18, and the recovery factor is enhanced by 15.5%.It is concluded that this composite profile control system can not only prevent plugging agent from leaking, effectively, but also can fit the high reservoir temperature of 78℃, being of good application prospect in Wen?8 block of Wenmi oilfield.

Keywords:Tuha basin; Wenmi oilfield; secondary crosslinking; polymer microsphere; low permeability reservoir; deep profile control

作者簡(jiǎn)介：秦山（1992-），女，新疆烏魯木齊人，碩士研究生，油氣田開(kāi)發(fā)，（Tel）15928104551（E-mail）qinshaneor@163.com.

基金項(xiàng)目：國(guó)家自然科學(xué)基金（51574200）

收稿日期：2015-10-13

修訂日期：2015-11-19

文章編號(hào)：1001-3873（2016）01-0069-05

DOI：10.7657/XJPG20160113

中圖分類(lèi)號(hào)：TE348;TE313.7

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A