《表5 微观非均质调驱剂在非均质岩心中的分流率和封堵率》

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《微观非均质调驱剂油藏适应性及液流转向效果》

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3000 mg/L聚合物微球溶液（55℃下的黏度2.6m Pa·s）和3000 mg/L的1#(55℃下的黏度2.2 m Pa·s）冻胶分散体在非均质岩心中的分流率和封堵率见表5，动态特征曲线见图7。水驱结束时高渗透层分流率超过90%，低渗透层不吸液。注入聚合物微球和冻胶分散体后，各小层分流率发生了变化即吸液剖面得到调整，其中高渗透层分流率降至66.7%和70.4%，中渗透层增至22.5%和22.1%，低渗透层增至10.8%和7.5%。后续水驱结束时，两类调驱剂的滞留能力和转向效果差异更加明显。与冻胶分散体相比，由于聚合物微球具有较强的水化膨胀性，后续水驱阶段能维持较好的封堵作用，中渗透层仍维持较高的分流率。因此，选用聚合物微球作为渤海水驱稠油油田改善平面及微观非均质性调驱剂。进一步分析发现，尽管注入微观非均质调驱剂取得了较好的液流转向效果，但高渗透层封堵率低于25%，中低渗透层分流率尤其是低渗透层增幅仅为10.8%，表明颗粒类转向剂滞留能力与高渗透层（如本实验Kg约为11μm2）所需要值还存在差距。由此可见，对于平均渗透率高和非均质性强的油藏，必须将宏观和微观液流转向措施即强凝胶与微观非均质调驱剂相结合，才能更好地扩大波及体积和提高采收率。