聚合物驱是化学驱提高采收率的主要方法之一，在矿场应用中具有良好的驱油效果[1-4]。传统驱油用聚丙烯酰胺能够改善水油流度比，扩大波及体积，但在注入过程中容易受到管线、炮眼及近井地带的高速剪切而发生机械降解；另一方面，聚丙烯酰胺在含有S2−和Fe2+的有水环境下，易被氧化分解，导致溶液黏度大幅下降，影响了聚合物溶液在油藏深部的驱油效果[5-9]。近年来，微胶囊技术在油田相关领域的发展和应用为解决上述问题提供了思路。微胶囊技术指利用无机或高分子材料通过物理、化学等手段将固态、液态或气态的功能性材料包覆成具有核壳结构的固体微粒，这种特殊的核壳结构能够保护芯材，同时起到控释和缓释芯材的作用[10-12]。微胶囊技术主要应用于酸化压裂、调剖堵水、钻井与固井等领域[13-20]，但目前只开展了驱油用微胶囊聚合物的室内合成探索、基本性能评价以及应用于驱油的可行性研究，并未应用于现场试验[21-22]。本研究基于乳液聚合+界面聚合的方式，合成了一种外壳为聚氨酯，内核为部分水解聚丙烯酰胺的微胶囊聚合物、从缓释性、抗剪切性、注入性、剖面调整能力和驱油性能等方面进行了研究，并通过现场试验，验证了其在油藏中的缓释增黏能力。
实验材料：模拟地层（水矿化度为7173 mg/L），离子组成为：ρ（Na+）+ρ（K+）=2592 mg/L、ρ（Mg2+）+ρ（Ca2+）=114 mg/L、ρ（Cl−）=3881 mg/L、ρ（HCO3−）=586 mg/L；孤岛中一区Ng1+2脱气原油，黏度（65 ℃）为82.5 mPa·s。
实验仪器：烧杯；天平；磁力搅拌器；pH计；JSM-6700F型扫描电子显微镜（SEM）；布鲁克海文BI-200SM 广角动静态光散射仪；DGG-9023A型电热鼓风干燥箱，上海森信实验仪器有限公司；8010型吴茵搅拌器，美国动力公司；安东帕MCR302型流变仪，奥地利安东帕公司；HX-2型恒温驱油装置，南通研创石油科技有限公司；人造岩心，直径3.8 cm，长度30.0 cm。
微胶囊聚合物的制备分为两步。第一步为反相乳液法制备微胶囊内核：在去离子水中溶解丙烯酰胺（AM）和2−丙烯酰胺−2−甲基丙磺酸（AMPS），调节pH得到单体水相，将其加入混合均匀的白油和司盘、吐温复合乳化剂，利用均质机强力搅拌形成油包水乳液，氮气吹扫后加入氧化还原剂，得到乳液聚合物；第二步为界面原位聚合法制备微胶囊外壳：把聚醚型聚氨酯（PU）预聚体溶于正己烷溶液中，加入乳液型聚合物，因PU预聚体具有两亲性，可吸附于聚合物的水化表面，形成预聚体膜，再加入扩链剂，预聚体膜固化为微胶囊聚氨酯外壳，最终形成乳液微胶囊聚合物。
在温度为50 ℃、搅拌速度为500 r/min的条件下，将微胶囊聚合物滴加至模拟地层水中，增加搅拌速度至700 r/min，搅拌30 min，得到有效质量浓度为1850 mg/L的微胶囊聚合物溶液。
利用pH计测定微胶囊聚合物溶液初始pH，用NaOH溶液将pH调至12.2，常温搅拌2 h使其破壳，再用HCl溶液调至初始pH，得到破壳后微胶囊聚合物溶液。
微观形貌表征：将破壳前和破壳后微胶囊聚合物滴在硅片上并进行干燥，然后对微胶囊样品进行喷金处理，增加样品的导电性，在电镜下观察微胶囊聚合物破壳前后的微观形貌。
粒径分布表征：称取破壳前后的微胶囊聚合物，分别加入到白油和模拟水中配制成溶液，加入动静态光散射仪样品池中，在25 ℃下测定破壳前后的粒径分布。
取破壳前的微胶囊聚合物溶液置于锥形瓶中密封，分别将其放置在65 ℃和75 ℃的烘箱中加热。采用流变仪测试不同时间下的溶液黏度，测试温度为65 ℃，剪切速率为7.34 s−1。
取破壳前微胶囊聚合物，一部分除氧后放置到65 ℃的烘箱中进行热老化破壳，一部分倒入吴茵搅拌容器中，在18000 r/min的转速下剪切3 min，再经除氧后再放入65 ℃的烘箱中破壳。利用流变仪测试完全破壳后的聚合物溶液黏度。
取破壳前后的微胶囊聚合物溶液，在65 ℃下分别注入到气测渗透率为50×10−3~500×10−3 μm2的人造岩心中，压力稳定后转注模拟地层水，记录不同阶段的注入压力，并计算阻力系数和残余阻力系数，注入速度0.5 mL/min。
调剖实验：将不同渗透率级差的人造岩心进行并联，分别注入破壳前后的微胶囊聚合物溶液，待压力稳定后转注模拟地层水至实验结束，注入速度1.0 mL/min，实验温度为65 ℃。
驱油实验：将岩心饱和油水驱至含水率（质量分数，下同）90%，分别转注0.5 PV破壳前后的微胶囊聚合物溶液，后续水驱至含水率98%以上结束实验，注入速度为1.0 mL/min，实验温度为65 ℃。
图1为破壳前后微胶囊聚合物微观形貌。由图1可知，破壳前的微胶囊聚合物呈现球形，整体包覆程度完整；破壳后的微胶囊可观测外壳的破裂，表明聚合物已从壳里释放。
图2为破壳前后微胶囊聚合物流体力学直径分布。由图2可知，破壳前微胶囊聚合物流体力学直径分布为170~800 nm，颗粒粒径分布范围较宽；破壳后的微胶囊聚合物流体力学直径分布范围为50~350 nm，表明破壳后释放的聚合物呈线性结构，分子尺寸分布范围变窄。
图3为微胶囊聚合物溶液的黏度释放率变化曲线。由图3可知，微胶囊聚合物溶液在65 ℃和75 ℃下黏度变化经历了以下过程：溶液的初始黏度与水相近，为0.8 mPa·s；加热2 h后，在65 ℃和75 ℃下溶液黏度分别增至2.1 mPa·s和2.9 mPa·s，黏度释放率分别为2.8%和5.9%；加热3 h后，溶液黏度开始明显增加，微胶囊聚合物逐渐开始破壳，加热至17 h，在65 ℃和75 ℃下，溶液黏度分别为38.7 mPa·s和44.8 mPa·s，黏度释放率分别为81.2%和91.4%；20 h以后，溶液黏度缓慢增加并趋于稳定，微胶囊内的聚合物基本被释放完全。在75 ℃比在65 ℃下破壳释放速率更快，主要原因是微胶囊外壳材质为聚氨酯材质，一方面，聚氨酯吸水溶胀会导致外壳破裂；另一方面，在温度高于50 ℃的情况下，聚氨酯会水解变为小分子，导致外壳更易破裂，高温条件下释放速度更快。
图4为微胶囊聚合物溶液剪切前后的破壳黏度对比。由图4可知，未剪切聚合物在65 ℃温度下破壳后，黏度为40.5 mPa·s，而经吴茵搅拌器强力剪切后，破壳黏度为37.5 mPa·s，黏度保留率为92.6%，强力剪切并未使聚合物外壳破裂释放出内部的聚合物。因此，外壳对聚合物具有明显的保护作用。在相同条件下剪切常规聚合物，由于没有外壳的保护，常规聚合物分子链溶解后一直暴露在水溶液中。经强力剪切后，分子链断开，分子间缠绕能力大幅降低，黏度由初始时的40.0 mPa·s降至2.8 mPa·s，黏度保留率仅为7%。
图5为不同渗透率下破壳前后微胶囊聚合物阻力系数和残余阻力系数变化，由图5可知，在渗透率为50×10−3~500×10−3 μm2的岩心中，破壳前微胶囊聚合物阻力系数小于10，残余阻力系数小于5，表明微胶囊聚合物溶液破壳前注入性能良好，几乎不具备流度控制能力。破壳后，聚合物溶液阻力系数升至30~180，残余阻力系数升至20~25，原因是破壳后释放出的聚合物通过分子链间的缠绕等作用形成较大的分子聚集体，黏度大幅提升，使注入压力大幅增加。
图6为不同非均质条件下破壳前后微胶囊聚合物渗流的分流率曲线。由图6（a）、图6（b）和图6（c）可知，当恒定低渗岩心渗透率为50×10−3 μm2时，破壳前的微胶囊聚合物相对于破壳后的微胶囊聚合物表现出相对更好的调剖效果，主要原因是当渗透率为50×10−3 μm2时，破壳后的微胶囊聚合物注入性较差，无法进入低渗岩心所导致。由图6（d）、图6（e）和图6（f）可知，恒定低渗岩心的渗透率为300×10−3 μm2，不同级差下的调剖效果差异明显，破壳前聚合物的剖面控制能力受渗透率级差的影响不大，对低渗岩心分流率的提高均小于5个百分点。破壳后聚合物黏度增高，能发挥出较好的剖面控制能力，在级差为10的条件下仍能将低渗岩心的分流率提高10个百分点左右。
图7为不同条件下采收率变化。由图7可知，在非均质条件分别为300∶1500、300∶900、50∶300和50∶150的并联驱油实验中，破壳前聚合物驱采收率增幅分别为4.9个百分点、7.8个百分点、4.9个百分点和6.4个百分点；破壳后聚合物驱采收率增幅分别为11.2个百分点、15.5个百分点、6.2个百分点和12.0个百分点，约为破壳前的两倍。当非均质性为300∶900时，破壳后聚合物驱采收率增幅最大，为15.5个百分点。驱油过程中聚合物驱和后续水驱的采收率增幅不仅与岩心的渗透率级差有关，还和岩心的渗透率大小以及聚合物是否破壳有关。渗透率级差越大，聚合物驱的采收率增幅越小，岩心渗透率越大，聚合物驱采收率增幅越大。
为验证微胶囊聚合物驱实际的驱油效果，选择胜利孤岛油田中一区Ng1+2进行先导试验。先导试验区位于馆陶组顶部，网状河沉积，砂体发育零散，非均质性强，泥质含量高。区块有效厚度为4.3 m，平均渗透率为1673×10−3 μm2，油层温度为66 ℃，地下原油黏度50~80 mPa·s，地质储量为731×104 t。
2022年12月，微胶囊聚合物正式投注，共设计3口注入井，16口生产井。投注前，生产井综合含水（w）93%，日产油35.7 t。方案设计注入段塞0.2 PV，共分为两段塞注入，第一段塞注入商品质量浓度6000 mg/L，共注180天；第二段塞注入商品质量浓度4500 mg/L，共注540天。注入微胶囊聚合物前，三口井平均油压4.7 MPa，第一段塞注入阶段，油压上升趋势明显；转入第二段塞后，压力稳定，平均油压为11.1 MPa，油压平均增幅为6.4 MPa，常规聚合物注入相同段塞时，油压增幅一般为3~4 MPa，表明微胶囊聚合物由于有外壳的保护，注入过程中抗剪切性好，在地层破壳后有效黏度高，因此，注入压力更高，调驱能力更强。
目前，区块整体开发形势平稳，已经有两口油井见效明显：GD1-1含水率下降7.6个百分点，日产油增加1.2 t/d；GD1-2含水率下降12.5个百分点，日产油增加3.2 t/d。
1） 利用乳液聚合+界面聚合的方式制备了内核为AM和AMPS共聚物的驱油用微胶囊聚合物。微胶囊聚合物破壳前粒径尺寸分布为170~800 nm，破壳后释放出的聚合物流体力学直径分布为50~350 nm。
2） 微胶囊聚合物具有缓释增黏效果，在65 ℃和75 ℃条件下2 h内几乎不破壳，溶液黏度较低，20 h后溶液黏度达40 mPa·s，破壳后的微胶囊聚合物具有良好的增黏性能。
3） 微胶囊聚合物破壳前在50×10−3~500×10−3 μm2岩心中注入性良好，阻力系数较低，破壳后阻力系数大幅增加。在高渗透非均质条件下，微胶囊聚合物破壳前基本无调剖效果，破壳后聚合物具有较强的剖面控制能力，提高采收率幅度是破壳前的2倍左右。
4） 微胶囊聚合物现场试验结果表明，注入微胶囊聚合物后，聚合物在地层运移过程中可以破壳增黏，增加注入压力，平均注入压力较常规聚合物增加了2.4~3.4 MPa，具有更好的调剖和驱油能力，且有两口井达到了降水增油的效果，具有较好的应用前景。
2025, Vol. 54 Issue (2): 79-84 2025, Vol. 54 Issue (2): 79-84