在我国石油开采领域，化学驱是三次采油的主攻方向之一，其中技术相对简单、成本较低的聚合物驱，对于特高含水油田大幅度提高采收率是一项重要手段^[1–5]。当前，最常用的聚合物主要是干粉类线性高分子部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），这种聚合物具有合成方式简单、成本相对不高、运输便利且易于保存等一系列优点。然而，该类聚合物在大幅提高原油采收率的同时，仍然存在一些不容忽视的问题^[6–11]：一方面，配注流程冗长，占地面积较大，地面投资也颇高；另一方面，溶解后的聚合物分子完全暴露于水中，在注入过程中容易受到炮眼高速剪切的影响而出现断链的情况，致使进入地下后其有效黏度降低，极大地影响了聚合物实际的驱油效果。陈文娟等人^[12]通过对高分子聚合物改性使剪切后黏度保留率提高，但仍存在损失。那么，如何最大程度地提高聚合物的黏度保留率、简化配注工艺，是实现聚合物驱大幅度提高采收率的关键所在。

在医学、纺织、涂料等工业领域有广泛应用的微胶囊技术，具有可保护芯材、可控释放、便于储存的优点^[13]，这些特点可以为油田生产提供新思路和新方法。目前，在石油地质、油藏工程中，微胶囊技术主要涉及抗油管腐蚀、压裂液技术等 ^[14–16]，微胶囊聚合物也多集中于研究材料、制备技术等^[17–19]，而在油田提高采收率方面尚未深入探究。因此，区别于常规聚合物干粉，笔者团队利用反相乳液聚合与界面原位聚合技术，将聚合物包覆在微胶囊外壳内，研制出乳液状态的靶向增黏驱油剂（TVP），混配后直接输送至地层，免去了地面熟化流程，提升了配注效率；并且，在经过炮眼时，由于受到外壳的保护，内部聚合物黏度不会损失；进入油藏深部后根据环境变化智能响应，释放聚合物，对于提升化学驱油的精准性、大幅度提高采收率、增强油田开采的可持续性，都具有较大的研究价值和较好的应用前景。

笔者针对靶向增黏驱油剂的合成、破壳释黏的影响因素、破壳释黏前的微观形态、抗机械剪切性能、破壳前后的阻力系数及驱油效果等开展了深入研究，并分析了现场试验情况，以期为靶向增黏驱油剂的现场应用提供参考。

1.   靶向增黏驱油剂的制备

1.1   制备材料

聚合物合成单体：丙烯酰胺（AM），2−丙烯酰胺−2−甲基丙磺酸（AMPS），工业级；乳化剂：Span80、Tween80，工业级；油相：白油，工业级。

引发剂：过硫酸铵、亚硫酸氢钠，工业级；聚醚型聚氨酯（PU）预聚体，工业级。

扩链剂：1,4−丁二醇，化学纯。

其他：氢氧化钠，化学纯；模拟地层水，总矿化度8 689 mg/L，其中Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、Cl⁻的质量浓度分别为3 190，157，37和5 304 mg/L。

1.2   制备过程

靶向增黏聚合物的内核为增黏聚丙烯酰胺聚合物，外壳为聚氨酯类。

首先，通过反相乳液聚合法制备聚合物内核，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值至7.5左右，得到单体水相，水相中单体质量分数为50%，AM与AMPS的质量比为3∶1，将其加入混合均匀的油相和乳化剂（Span80和Tween80）中，单体水相、油相和乳化剂的质量比为55∶35∶10，氮气吹扫后加入单体质量占比0.1%的引发剂，在50 ℃下反应8 h得到聚合物内核乳液。

之后，通过界面原位聚合法制备微胶囊外壳，把含二异氰酸根的聚氨酯（PU）预聚体加入聚合物内核乳液，预聚体与单体的质量比为1∶4。预聚体混合搅拌后在聚合物内核表面形成预聚体膜，再加入少量扩链剂，在60 ℃下反应4 h，通过醇与异氰酸根的扩链反应，预聚体膜固化为微胶囊外壳，从而制备出靶向增黏聚合物（TVP）乳液样品。

再将模拟地层水在50 ℃下搅拌，搅拌速度为500±20 r/min，利用注射器吸取TVP乳液样品，滴加至搅拌的实验用盐水中，继续搅拌30 min，配制成质量浓度为5 000 mg/L的TVP溶液。

2.   靶向增黏驱油剂性能研究

靶向增黏驱油剂与常规聚合物在分子结构、产品状态等方面存在差异，要对驱油剂的微观形貌、释放影响因素、抗剪切性、渗流及驱油效果等进行研究。

2.1   破壳前后微观形貌表征

将破壳前的TVP乳液样品进行离心，去除油相后置于50 ℃下烘箱干燥5 h，获得样品粉末，附着于硅片上。将破壳后的TVP溶液滴加在硅片上，置于50 ℃烘箱5 h。利用扫描电子显微镜（SEM）和原子力显微镜（AFM）对TVP在破壳过程中不同时间节点的微观形貌进行表征，结果如图1、图2所示。

图  1  SEM微观图像

Figure  1.  Microscopic image under scanning electron microscope

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图  2  AFM微观图像

Figure  2.  Microscopic image under atomic force microscope

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通过表征可知，破壳前，TVP为球形纳米微胶囊颗粒，粒径主要分布在600～800 nm，整体包覆程度完整。缓释过程中，由于聚氨酯外壳的水解和聚合物内核的吸水膨胀造成外壳变形至逐渐破裂，使聚合物内核暴露于水中。破壳后，聚合物内核溶解形成网络结构，从而增加了水相黏度，并且未观测到壳层，说明聚氨酯外壳可完全降解，而不会影响水相的均匀性。

2.2   释放时间影响因素评价

2.2.1   温度的影响

将TVP溶液分装于安瓿瓶中，抽真空至13.3 Pa，晃动除氧2 h后封口，在55，65和75 ℃烘箱中老化。在不同老化时间点取出样品，利用流变仪在温度65 ℃（模拟矿场地层温度）、剪切速率为7.34 s⁻¹下测试溶液黏度，得到温度对驱油剂释放时间的影响规律。不同老化温度下TVP溶液黏度随时间的变化如图3所示。

图  3  不同老化温度下黏度随时间变化曲线

Figure  3.  Viscosity curve with time at different aging temperatures

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由图3可知，在老化温度55 ℃时，TVP溶液黏度在72 h后仍小于1 mPa·s，认为TVP尚未增黏。老化温度升至65 ℃时，TVP溶液黏度在8 h后为5 mPa·s，认为驱油剂开始破裂，从而释放聚合物增黏，且随着老化时间延长，微胶囊破裂程度增大，溶液黏度逐渐增大，72 h后黏度稳定于30 mPa·s。老化温度升至75 ℃时，TVP在5 h时开始增黏，并且15 h后黏度即稳定于30 mPa·s，缓释时间明显缩短。综上分析，TVP的缓释时间受温度的影响较明显，微胶囊外壳在较低温度下不会破裂，而在较高温度下才可触发缓释功能，并且温度越高缓释时间越短，这是因为高温能加快聚氨酯外壳的水解，促进壳层破裂。在65和75 ℃下，微胶囊外壳均可在2 h内保持未破裂状态，因而能够保证聚合物在矿场应用时顺利通过炮眼，而不会因炮眼剪切而发生降解。

2.2.2   pH值的影响

利用碱液调节TVP溶液pH值为8，9和10，分装于安瓿瓶中，抽真空除氧，并在55 ℃烘箱中老化。在不同老化时间点取出样品，利用流变仪在温度65 ℃、剪切速率7.34 s⁻¹下测试溶液黏度，得到pH值对驱油剂释放时间的影响规律。

老化温度55 ℃下，中性的TVP溶液可以长时间处于未破壳状态，在该条件下不同pH值下黏度随时间的变化如图4所示。

图  4  不同pH值下黏度随时间变化曲线

Figure  4.  Viscosity curve with time at different pH

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由图4可知，pH值为8时，TVP在12 h后开始释放增黏，3 d后黏度升至35 mPa·s。pH值为9时，TVP在12 h时黏度已超过20 mPa·s，并在2 d后黏度稳定于35 mPa·s。pH值为10时，样品溶液2 h的黏度就可达到30 mPa·s，并在6 h后黏度即稳定于35 mPa·s。

综上分析，随着碱性程度增大，驱油剂起效时间、达到峰值时间明显缩短。这是因为，碱性条件会促进聚氨酯的水解。因此，可以通过调节溶液的pH值对靶向增黏驱油剂释放时间进行控制。

2.3   抗剪切性能评价

配制5 000 mg/L的TVP溶液。一部分直接除氧后放置烘箱老化；另一部分倒入吴茵搅拌容器中，在18 000 r/min剪切速度下剪切10 s用来模拟炮眼剪切（该剪切时间后的黏度损失和经过井筒炮眼剪切后的黏度损失接近），之后除氧后放入烘箱老化。剪切和未剪切样品在相同老化时间点取出，利用流变仪在温度65 ℃、剪切速率7.34 s⁻¹下测量样品黏度，结果如图5所示。配制1 500 mg/L的常规聚合物溶液，同样条件下测量剪切前后的样品黏度，与靶向增黏驱油剂进行对比。

图  5  剪切前后TVP溶液黏度随老化时间变化曲线

Figure  5.  Curve of solution viscosity before and after shearing

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由图5可知，未经剪切溶液在65 ℃下老化120 h后黏度为30 mPa·s，剪切后在相同温度及老化时间下溶液黏度仍可保持在29 mPa·s左右，黏度损失率仅为3.3%，这表明微胶囊外壳在炮眼剪切后仍可保持完整的包覆形态，可保护聚合物内核不被剪切破坏。而常规聚合物溶液在剪切前与剪切后的黏度分别为32和14 mPa·s，黏度损失率达56.2%，相比之下，TVP溶液具有很好的抗剪切性能。

2.4   破壳前后渗流能力评价

为明确TVP注入过程中是否可建立压力梯度，利用岩心物理模拟多点测压装置开展了TVP运移特性试验。岩心长度30.00 cm，直径3.81 cm，孔隙体积86.85 cm³，孔隙度24.98%，岩心气测渗透率490 mD。试验温度为室温和65 ℃（模拟地层温度），注入方式为水驱+聚合物驱+后续水驱，注入TVP浓度5 000 mg/L，驱替注入速度为0.2 mL/min，围压3 MPa，在3个测压点（p₁，p₂和p₃）监测压力变化。室温条件下，不同测压点压力随注入未破壳TVP体积的变化曲线如图6所示；65 ℃温度下，不同测压点压力随注入TVP溶液体积发生动态破壳时变化曲线如图7所示。

图  6  未破壳TVP注入压力曲线

Figure  6.  Pressure curve of unbroken TVP

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图  7  动态破壳TVP注入压力曲线

Figure  7.  Pressure curve of dynamic breaking TVP

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由图6可知，TVP在室温条件下不会触发缓释作用，驱替相的黏度低于1 mPa·s，因此注入后驱替压力变化不大。注入近3.3 PV时，驱替压力42 kPa，阻力系数和残余阻力系数仅为3.50和2.75，表明注入性良好。同时，沿程测压点压力均有增长，表明TVP可顺利运移。分析其原因，TVP在未破壳时的粒径只有600～800 nm，不足以在孔喉中形成堆积封堵，因此渗流阻力较弱。

由图7可知，注入2 PV前，测压点压力无明显变化，这是由于TVP尚未破壳。当注入2 PV后，测压点压力开始不断升高，这是因为TVP在较高温度下注入时可触发破壳增黏，驱替相流度逐渐下降。当注入近6 PV时，驱替压力达到1200 kPa，阻力系数为36.88，表明聚合物可在岩心中滞留形成渗流阻力，缩小高、低渗孔道的水驱推进速度差，从而扩大波及范围。后续水驱中压力缓慢下降并趋于稳定，残余阻力系数为31.00，表明TVP可在岩心中持续滞留，从而进一步对后续水驱起到调剖和扩大波及范围的作用。p₂和p₃点监测压力在后续水驱阶段基本保持不变，分析认为，是岩心前端未破壳的TVP运移至岩心后端后发生破壳增黏，保持压力不变^[20]，表明TVP具有较好的运移性能。

综上所述，TVP在未破壳增黏时具有较好的注入性能和运移性能，在注入岩心后可在高温下触发缓释作用，破壳增黏，起到扩大波及范围的作用。

2.5   破壳后驱油效果评价

为明确TVP在岩心中的驱油性能，在模拟地层温度（65 ℃）下开展了常规聚合物与TVP填砂模型驱油试验。注常规聚合物驱油试验：岩心尺寸2.5 cm×30.0 cm，渗透率1.45×10³ mD，孔隙体积56 mL，含油饱和度92.8%，注入方式为水驱＋Ⅱ型聚合物0.5 PV+后续水，聚合物浓度为2 000 mg/L，驱替曲线如图8所示。注TVP驱试验：岩心尺寸2.5 cm×30.0 cm，渗透率1.628×10³ mD，孔隙体积56.7 mL，含油饱和度84.7%，注入方式为水驱＋TVP 0.5 PV+后续水驱，注入2 000 mg/L TVP，注入速度0.23 mL/min，驱替曲线如图9所示。

图  8  常规聚合物驱替曲线

Figure  8.  Displacement curve of conventional polymer

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图  9  TVP驱替曲线

Figure  9.  Displacement curve of TVP

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由图8可知，水驱阶段含水率上升至91.2%后，转注常规聚合物0.5 PV，含水率下降最低点为16.4%，压力上升最高点为0.69 MPa，最终采收率为73%，提高采收率18.2%。由图9可知，水驱阶段含水率上升至接近90%后转注破壳TVP 0.5 PV，含水率开始下降，压力大幅上升，直至到后续水驱阶段，含水率最低降至26.1%，压力上升最高点为0.55 MPa。最终采收率可达81.9%，提高采收率26.7%。相比之下，TVP具有更好的降水增油效果。在后续水驱阶段，同样含水率上升，但与注常规聚合物相比，注TVP后含水率上升速度明显放缓，即含水率降低漏斗更宽。这表明TVP可通过缓释增黏而具有更好的深部驱油能力和提高采收率能力。

3.   现场试验

对新型靶向增黏驱油剂进行了现场先导试验，先导试验区选在胜利油田孤岛中一区Ng1+2。该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。该区域原始地层压力11.7 MPa，有效厚度4.3 m，有效孔隙度34.0%，原始含油饱和度58.5%，油层温度66 ℃，地下原油黏度50～80 mPa·s，地面原油黏度722 mPa·s，单元含油面积10.3 km²，地质储量731×10⁴ t。

试验井为3口注聚井，12口采出井。方案设计注入段塞0.2 PV，分2段塞注入，第一段塞浓度5 000 mg/L，注180 d；第二段塞浓度4 500 mg/L，注540 d。配注方式为产出水直接分散稀释，现场设备为储液泵和增压外输泵（占地面积6 m²左右），配注流程大幅简化，占地面积大幅减小。

3口注入井注聚前平均油压4.7 MPa，在第一段塞注入阶段，注入井油压上升趋势明显，转入第二段塞后压力稳定，平均油压11.1 MPa，增幅6.4 MPa。区块整体开发形势平稳，GD1−1井和GD1−2井两口多向受效油井见效明显：GD1−1井，动液面由324 m升至640 m，含水率下降7.6百分点，日增油1.2 t；GD1−2井，动液面由464 m升至714 m，含水率下降12.5百分点，日增油3.2 t/d。取距离注入井35 m的观察井下层聚合物样品，出现拉丝现象，表明靶向驱油运移到观察井时已破壳释黏，地层温度66 ℃下测试黏度为4.6 mPa·s，测试浓度1 295 mg/L。

4.   结　论

1）合成的靶向增黏驱油剂为微胶囊壳层保护的纳米颗粒，粒径主要分布于600～800 nm，缓释过程中通过壳层水解和内核溶胀而逐渐破壳增黏。

2）温度和pH值均会通过加快聚氨酯外壳的水解速度，促进外壳破裂。相较于温度，pH值对靶向增黏驱油剂的缓释功能影响更大。

3）在渗透率490 mD、质量浓度5000 mg/L条件下，低温下注入未破壳靶向增黏驱油剂，纳米级尺寸不会在孔喉中形成堆积，对岩心的渗流阻力和封堵作用较弱，整体注入性良好。在地层温度下注入靶向增黏驱油剂，驱替压力显著升高。通过滞留形成的渗流阻力，可调节高低渗差异，有效扩大波及范围。

4）靶向增黏驱油剂与常规聚合物相比，室内提高采收率可达26.7%，含水率最低降至26.1%，具有良好的油藏深部驱油性能。

5）综合现场生产资料，注入靶向增黏驱油剂，3口注入水井压力平均上升6.4 MPa，2口油井动液面上升，含水率降低，日增油4.4 t，注聚见效，验证了驱油剂可实现油藏深部驱油。

6）靶向增黏驱油剂具备在线注入、抗炮眼剪切等优点，可应用于陆上及海上油田，更大幅度提高原油采收率。