CN105385429A - 一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系及制备方法 - Google Patents

一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系及制备方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种油田注水井调剖/调驱的非均相体系，公开了一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系及制备方法，该非均相体系由连续相和分散相组成，连续相为部分水解聚丙烯酰胺水溶液、部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液或者由部分水解聚丙烯酰胺配置而成的流动凝胶体系；分散相为可膨胀预交联凝胶高分子颗粒。本发明的连续相负责携带分散相并在地层中进行流度控制，分散相利用其颗粒膨胀封堵高渗透地层，强化液流转向能力，较好的发挥调剖驱油作用；该体系可直接采用油田回注水配液，能够节约水资源，减少油田采出水的环境污染，且溶解方便，施工简单；可用于油田中高含水期注水井调剖/调驱。

Description

一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系及制备方法
技术领域
本发明属于石油开采领域，具体涉及一种油田注水井调剖/调驱的非均相体系及其制备方法。
背景技术
调剖/调驱等各类增产及三次采油技术，能够抑制油田综合含水上升速度过快的趋势。目前油田常用的调剖/调驱体系主要有聚合物类、冻胶体系类、微球类等，各种体系有自己的优势，也有相应的不足，矿场实施效果也不尽相同。
冻胶体系是高分子聚合物与交联剂形成的高强度聚合物网状结构，具有较好的稳定性能，它是由聚合物、交联剂、助剂等在水溶液中形成的。冻胶类调驱剂在多孔介质中能够覆盖在多孔介质壁上，在喉道中形成贾敏(Jamin)效应，实现在高渗透层对注入流体的良好封堵或降低其流动性，并具有稳定性好、强度高的特点，是一种良好的选择性调剖剂。但是冻胶体系成胶后粘度较大，注入能力和在地层中运移能力较弱，通常在近井地带起作用，同时由于受到地层温度和水质的影响，也容易出现破胶现象或成胶不充分的情况，此外由于经济效益的限制，要求调驱体系用量控制在一定范围，因此常规调驱半径和有效期有限。
聚合物易受温度、矿化度、溶解氧等多种因素的影响，其增加水相粘度降低水油流度比的能力有限，其调整储层的非均质性也受到限制；而在油田进入开发中后期，含水迅速上升，由于长期受水动力的影响，形成优势流场，聚合物在驱油过程中会引起单向突进，聚合物溶液发生窜流，也降低了聚合物的驱油效率。
聚合物纳米微球调驱剂是指颗粒尺寸从数个纳米到数百纳米聚合物纳米粒子，通常可采用乳液聚合方法制备，纳米颗粒在水中可以均匀分散、易于进入注水地层，随后缓慢吸水膨胀，可实现深部逐级封堵，但是由于纳米微球调驱剂没有粘度或粘度较低，粒径较小，对非均质性较强储层，孔喉较大和粘度较大的稠油油田实施效果较差。
鉴于以上现有技术都存在一定的局限性。冻胶体系成胶后粘度较大，注入困难，地层运移能力较弱，常规调驱半径较小和有效期较短；聚合物和微球调整非均质性储层的作用有限。另外油田需要采用回注水配液，施工要求简单、快速，现有的体系无法达到这一要求。
发明内容
本发明所要解决的是现有技术中单一调剖/调驱体系的不足，提供了一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系及其制备方法，该非均相体系由分散相与连续相组成，连续相负责携带分散相并在地层中进行流度控制，分散相利用其颗粒膨胀封堵高渗透地层，强化液流转向能力，较好的发挥调剖驱油作用，连续相增加了体系的流动性及悬浮性,分散相增强了体系的封堵性和液流转向能力,二者加和,体系效应增强；该体系可直接采用油田回注水配液，能够节约水资源，减少油田采出水的环境污染，且溶解方便，施工简单；可用于油田中高含水期注水井调剖/调驱。
为了解决上述技术问题，本发明通过以下的技术方案予以实现：
一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系，该体系由连续相和分散相按照3:1-10:1的质量比配制而成，所述连续相为部分水解聚丙烯酰胺水溶液，或者部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液，或者由部分水解聚丙烯酰胺、交联剂、助剂和油田水反应后形成的流动凝胶体系；所述分散相为可膨胀预交联凝胶高分子颗粒。
所述部分水解聚丙烯酰胺水溶液、所述部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液、所述流动凝胶体系中采用的部分水解聚丙烯酰胺，其相对分子质量为1200万～2000万，水解度为15％～30％。
所述部分水解聚丙烯酰胺水溶液是以部分水解聚丙烯酰胺溶于油田水配制而成，其中所述部分水解丙烯酰胺的质量百分含量为0.08％～0.3％。
所述部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液是以部分水解聚丙烯酰胺乳液溶于油田水配制而成，其中所述部分水解聚丙烯酰胺乳液的质量百分含量为0.08％～0.3％；其中所述部分水解聚丙烯酰胺乳液由部分水解聚丙烯酰胺和白油组成，所述部分水解丙烯酰胺在所述部分水解聚丙烯酰胺乳液中的质量百分含量为30％～35％。
所述流动凝胶体系采用的所述部分水解丙烯酰胺的质量百分含量为0.08％～0.3％，所述交联剂的质量百分含量为0.05％～0.2％，所述助剂的质量百分含量为0.05％～0.15％，其余为油田水。
所述交联剂为乙酸铬或酚醛树脂；所述助剂为硫脲或硫代硫酸钠。
所述可膨胀预交联凝胶高分子颗粒的膨胀前尺寸选用5-30μm、30-100μm、100-300μm、300-600μm其中之一，所述可膨胀预交联凝胶高分子颗粒的膨胀倍数为3-20倍。
一种上述非均相体系的制备方法，所述连续相采用油田水将部分水解聚丙烯酰胺干粉溶解完全，配制成质量浓度为0.08％～0.3％的部分水解聚丙烯酰胺水溶液；将所述分散相按照质量比加入所述连续相中，充分溶胀均匀。
一种上述非均相体系的制备方法，所述连续相采用油田水将部分水解聚丙烯酰胺乳液溶解完全，配制成质量浓度为0.08％～0.3％的部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液；将所述分散相按照质量比加入所述连续相中，充分溶胀均匀。
一种上述非均相体系的制备方法，所述连续相为先采用油田水将部分水解聚丙烯酰胺干粉溶解完全，然后按照质量比加入交联剂和助剂，经过反应后形成流动凝胶体系；最后将所述分散相按照质量比加入所述连续相中，充分溶解均匀。
本发明的有益效果是：
本发明的非均相体系克服了现有单一调剖/调驱体系的缺点，通过分散相与连续相组合发挥协同作用；连续相负责携带高分子可膨胀固体颗粒，并在地层中进行流度控制；分散相利用其颗粒膨胀封堵高渗透率层，强化液流转向能力，起到好的调剖驱油作用，同时分散相为预交联凝胶高分子颗粒，可以有效克服冻胶体系在地下成胶不充分或破胶的不足，提高了调驱剂的耐温抗盐性能。此外，当连续相采用部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液时，还可以简化矿场实施过程中聚合物溶解和熟化流程，施工简单；
本发明的非均相体系可直接采用油田回注水制备，能够节约水资源，减少油水污染；
本发明的非均相体系可用于油田中高含水期注水井调剖/调驱，也可以在聚合物驱实施过程或实施后期使用，提高聚合物实施效果。
具体实施方式
下面通过具体的实施例对本发明作进一步的详细描述：
以下实施例可以使本专业技术人员更全面的理解本发明，但不以任何方式限制本发明，其中采用的部分原料如下：
中相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺：大庆炼化公司，白色颗粒，相对分子质量1400×104，固含量为91.74％；
高相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺：大庆炼化公司，白色颗粒，相对分子质量2000×104，固含量为88.57％；
部分水解聚丙烯酰胺乳液：北京希涛开发技术有限公司，白色或类白色液体，固含量为30％～35％，其中，部分水解聚丙烯酰胺的相对分子质量为1200×104；。；
可膨胀预交联凝胶高分子颗粒：东营市聚星化工有限责任公司，白色颗粒干粉，固含量为86％％，膨胀前粒径尺寸级别为：5-30μm、30-100μm、100-300μm、300-600μm；所述可膨胀预交联凝胶高分子颗粒的膨胀倍数为3-20倍，该颗粒尺寸可以根据油田储层孔隙半径进行选择；
交联剂：酚醛树脂，河南油田飞亚化工厂，红棕色液体，密度1.05～1.25g/cm3，pH值8.5～10.5，固含量≥40％％；
交联剂：乙酸铬，河南油田飞亚化工厂，墨绿色液体，密度1.20～1.504g/cm3，pH值8.5～7.0，有效含量(以Cr3+浓度计)≥4.5％％；
助剂：硫代硫酸钠、硫脲，河北辛集化工集团有限责任公司，白色晶体，工业级；
水：油田回注水。
以下实施例均采用三层非均质岩心(4.5×4.5×30cm，气测渗透率分别为300md、1000md、3000md)进行非均相室内驱替实验：岩心抽真空→饱和水→饱和油→水驱含水率至98％→转非均相体系驱0.3pv→转后续水驱至含水率98％。记录驱替压差、产油量和产水量，并计算采出程度。
实施例1：
准确称取(0.8/0.9174)g的中相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺聚合物(相对分子质量：1400×104，固含量：91.74％，水解度：27％)加入1L油田注入水中配成质量百分含量为0.08％的连续相溶液。按照连续相和分散相为3:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：5-30μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系一。利用三层非均质岩心进行物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到47.5％，相对水驱提高采出程度9.5％；同时，在注入非均相体系过程中，注入压力逐渐升高，后续水驱压力明显降低。
实施例2：
准确称取(1.5/0.9174)g的中相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺聚合物(相对分子质量：1400×104，固含量：91.74％，水解度：27％)加入1L油田注入水中配成质量百分含量为0.15％的连续相溶液。按照连续相和分散相为5:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：30-100μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系二。利用三层非均质岩心进行物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到52.1％，相对水驱提高采出程度14.1％；同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力明显降低。
实施例3：
准确称取(2/0.9174)g的中相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺聚合物(相对分子质量：1400×104，固含量：91.74％，水解度：27％)加入1L油田注入水中配成质量百分含量为0.2％的连续相溶液。按照连续相和分散相为10:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：100-300μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系三。利用三层非均质岩心进行物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到55.5％，相对水驱提高采出程度17.5％，同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力逐渐降低。
实施例4：
准确称取(3/0.9174)g的中相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺聚合物(相对分子质量：1400×104，固含量：91.74％，水解度：27％)加入1L油田注入水中配成质量百分含量为0.3％的连续相溶液。按照连续相和分散相为10:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：300-600μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系四。利用三层非均质岩心进行物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到58.5％，相对水驱提高采出程度20.5％，同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力有一定程度降低。
实施例5：
用移液器准确移取(0.8/0.4)g的部分水解聚丙烯酰胺乳液(固含量为30％，部分水解聚丙烯酰胺的相对分子质量为1200×104)加入1L油田注入水中配成质量百分含量为0.08％的连续相溶液。按照连续相和分散相为3:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：5-30μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系五。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到48.4％，相对水驱提高采出程度10.4％，同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力明显降低。
实施例6：
用移液器准确移取(0.8/0.4)g的部分水解聚丙烯酰胺乳液(固含量为35％，部分水解聚丙烯酰胺的相对分子质量为1200×104)加入1L油田注入水中配成质量百分含量为0.08％的连续相溶液。按照连续相和分散相为3:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：5-30μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系六。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到49.2％，相对水驱提高采出程度11.2％，同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力明显降低。
实施例7：
用移液器准确移取(1.5/0.4)g的部分水解聚丙烯酰胺乳液(相对分子质量1200×104，固含量分别为35％)加入1L油田注入水中配成质量百分含量为0.15％的连续相溶液。按照连续相和分散相为5:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：30-100μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系七。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到52.8％，相对水驱提高采出程度14.8％，同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力明显降低。
实施例8：
用移液器准确移取(2/0.4)g的部分水解聚丙烯酰胺乳液(相对分子质量1200×104，固含量分别为35％)加入1L油田注入水中配成连质量百分含量为0.2％的连续相溶液。按照连续相和分散相为10:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：100-300μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系八。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到54.5％，相对水驱提高采出程度16.5％，同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力逐渐降低。
实施例9：
用移液器准确移取(3/0.4)g的部分水解聚丙烯酰胺乳液(相对分子质量1200×104，固含量分别为35％)加入1L油田注入水中配成质量百分含量为0.3％的连续相溶液。按照连续相和分散相为10:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：300-600μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系九。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到57.8％，相对水驱提高采出程度19.8％，同时，在注入非均相体系过程中，注入压力迅速升高，而后逐渐平稳，后续水驱压力缓慢降低，但降低幅度较小。
实施例10：
准确称取(0.8/0.8857)g的高相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺(相对分子质量：2000×104，固含量：88.57％)加入1L油田注入水中配成0.08％的聚合物溶液，然后加入乙酸铬交联剂和硫脲助剂，使乙酸铬交联剂和硫脲助剂的质量百分含量分别为0.2％和0.15％，经过反应后形成流动凝胶体系。然后按照连续相和分散相为3:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：5-30μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系十。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到50.5％，相对水驱提高采出程度12.5％以上，同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力降低较缓慢。
实施例11：
准确称取(1.5/0.8857)g的高相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺(相对分子质量：2000×104，固含量：88.57％)加入1L油田注入水中配成0.15％的聚合物溶液，然后加入乙酸铬交联剂和硫脲助剂，使乙酸铬交联剂和硫脲助剂的质量百分含量分别为0.1％和0.1％，经过反应后形成流动凝胶体系。然后按照连续相和分散相为3:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：30-100μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系十一。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到53.8％，相对水驱提高采出程度15.8％，同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力降低较缓慢。
实施例12：
准确称取(2/0.8857)g的高相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺(相对分子质量：2000×104，固含量：88.57％)加入1L油田注入水中配成0.2％的聚合物溶液，然后加入酚醛树脂交联剂和硫代硫酸钠助剂，使酚醛树脂交联剂和硫代硫酸钠助剂的质量百分含量分别为0.05％和0.1％，经过反应后形成流动凝胶体系。然后按照连续相和分散相为5:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：100-300μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系十二。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到56.5％，相对水驱提高采出程度18.5％；同时，在注入非均相体系过程中，注入压力迅速升高，并且难以保持平衡，后续水驱压力有一定程度降低，但降低幅度较小。
实施例13：
准确称取(1.5/0.8857)g的高相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺(相对分子质量：2000×104，固含量：88.57％)加入1L油田注入水中配成0.15％的聚合物溶液，然后加入酚醛树脂交联剂和硫代硫酸钠助剂，使酚醛树脂交联剂和硫代硫酸钠助剂的质量百分含量分别为0.1％和0.05％，经过反应后形成流动凝胶体系。然后按照连续相和分散相为5:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：300-600μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系十三。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到56.2％，相对水驱提高采出程度18.2％；同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，后续水驱压力降低较缓慢，但降低幅度较小。
实施例14：
准确称取(3/0.8857)g的高相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺(相对分子质量：2000×104，固含量：88.57％)加入1L油田注入水中配成0.3％的聚合物溶液，然后加入乙酸铬交联剂和硫脲助剂，使乙酸铬交联剂和硫脲助剂的质量百分含量分别为0.05％和0.05％，经过反应后形成流动凝胶体系。然后按照连续相和分散相为10:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：300-600μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系十四。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到60.8％，相对水驱提高采出程度22.8％；同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，出现注入困难等现象，后续水驱压力基本没有变化。
实施例15：
准确称取(3/0.8857)g的高相对分子质量部分水解聚丙烯酰胺(相对分子质量：2000×104，固含量：88.57％)加入1L油田注入水中配成0.3％的聚合物溶液，然后加入酚醛树脂交联剂和硫脲助剂，使酚醛树脂交联剂和硫脲助剂的质量百分含量分别为0.05％和0.05％，经过反应后形成流动凝胶体系。然后按照连续相和分散相为10:1的质量比加入可膨胀预交联凝胶高分子颗粒分散相(粒径：300-600μm，固含量：86％)，搅拌混合使其充分溶胀均匀后得到非均相调驱体系十五。利用三层非均质岩心进行非均相驱油物理模拟实验，记录驱替压差并计算其采出程度。模拟实验结果：总采收率达到61.2％，相对水驱提高采出程度23.2％以上；同时，在注入非均相体系过程中，注入压力升高明显，出现注入困难等现象，后续水驱压力基本没有变化。

Claims (10)

1.一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系，其特征在于，该体系由连续相和分散相按照3:1-10:1的质量比配制而成，所述连续相为部分水解聚丙烯酰胺水溶液，或者部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液，或者由部分水解聚丙烯酰胺、交联剂、助剂和油田水反应后形成的流动凝胶体系；所述分散相为可膨胀预交联凝胶高分子颗粒。
2.根据权利要求1所述的一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系，其特征在于，所述部分水解聚丙烯酰胺水溶液、所述部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液、所述流动凝胶体系中采用的部分水解聚丙烯酰胺，其相对分子质量为1200万～2000万，水解度为15％～30％。
3.根据权利要求1所述的一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系，其特征在于，所述部分水解聚丙烯酰胺水溶液是以部分水解聚丙烯酰胺溶于油田水配制而成，其中所述部分水解丙烯酰胺的质量百分含量为0.08％～0.3％。
4.根据权利要求1所述的一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系，其特征在于，所述部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液是以部分水解聚丙烯酰胺乳液溶于油田水配制而成，其中所述部分水解聚丙烯酰胺乳液的质量百分含量为0.08％～0.3％；其中所述部分水解聚丙烯酰胺乳液由部分水解聚丙烯酰胺和白油组成，所述部分水解丙烯酰胺在所述部分水解聚丙烯酰胺乳液中的质量百分含量为30％～35％。
5.根据权利要求1所述的一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系，其特征在于，所述流动凝胶体系采用的所述部分水解丙烯酰胺的质量百分含量为0.08％～0.3％，所述交联剂的质量百分含量为0.05％～0.2％，所述助剂的质量百分含量为0.05％～0.15％，其余为油田水。
6.根据权利要求5所述的一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系，其特征在于，所述交联剂为乙酸铬或酚醛树脂；所述助剂为硫脲或硫代硫酸钠。
7.根据权利要求1所述的一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系，其特征在于，所述可膨胀预交联凝胶高分子颗粒的膨胀前尺寸选用5-30μm、30-100μm、100-300μm、300-600μm其中之一，所述可膨胀预交联凝胶高分子颗粒的膨胀倍数为3-20倍。
8.一种如权利要求1所述非均相体系的制备方法，其特征在于，所述连续相采用油田水将部分水解聚丙烯酰胺干粉溶解完全，配制成质量浓度为0.08％～0.3％的部分水解聚丙烯酰胺水溶液；将所述分散相按照质量比加入所述连续相中，充分溶胀均匀。
9.一种如权利要求1所述非均相体系的制备方法，其特征在于，所述连续相采用油田水将部分水解聚丙烯酰胺乳液溶解完全，配制成质量浓度为0.08％～0.3％的部分水解聚丙烯酰胺乳液水溶液；将所述分散相按照质量比加入所述连续相中，充分溶胀均匀。
10.一种如权利要求1所述非均相体系的制备方法，其特征在于，所述连续相为先采用油田水将部分水解聚丙烯酰胺干粉溶解完全，然后按照质量比加入交联剂和助剂，经过反应后形成流动凝胶体系；最后将所述分散相按照质量比加入所述连续相中，充分溶解均匀。
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