石油大學繼續(xù)教育學院冀東油田開發(fā)新技術高級培訓班講義提高石油采收率技術岳湘安2001.4.7（2）聚合物驅技術發(fā)展僅用了十年左右的時間，在“八五‘末期，就基本掌握了聚合物驅油技術，完善配套了十大技術，即：①注水后期油藏精細描述技術；②聚合物篩選及評價技術；③合理井網井距優(yōu)化技術；④聚合物驅數(shù)值模擬技術；⑤注入井完井、分注和測試技術；⑥聚合物驅防竄技術；⑦聚合物配制、注入工藝和注入設備國產化；⑧采出液處理及應用技術；⑨高溫聚合物驅油技術；⑩聚合物驅方案設計和礦場實施應用技術。規(guī)模與效果采收率：聚合物驅先導性試驗、工業(yè)性礦場試驗、工業(yè)化應用均取得了在水驅基礎上提高采收率10%以上的好效果。大港油田：西四區(qū)聚合物驅先導性井組試驗在“七五‘期間最早取得明顯增油降水效果，井組含水由90.5%下降至U67%，日產油由48.6t上升到88.4t，采收率提高了10.4%；注1t聚合物干粉增油達400t。注聚前后對比：高滲透層吸水強度由15m3/m下降到10m3/m，低滲透層吸水強度由1m3/m下降至U7m3/m。表明：有效地擴大了注水波及體積。大慶油田：中區(qū)西部聚合物先導性井組試驗。該區(qū)注水開發(fā)近30年。聚合物驅后在葡I1-4單層試驗井組全區(qū)綜合含水由95.2%降到79.4%，日產油由37t上升到149t，平均注1t聚合物干粉增油241t，中心井比水驅提高采收率14%。在葡I1-4和薩n1-3雙層開采試驗井組，全區(qū)綜合含水由94.7%降至U84.4%，日產油由86t上升到211t，平均每注1t聚合物干粉增油209t，中心井比水驅提高采收率11.6%。北一區(qū)斷面葡I1-4層工業(yè)性礦場試驗。試驗區(qū)面積達3.13km2。地質儲量632X104t，注采井數(shù)達61口，全區(qū)含水由90.7%下降至73.9%，日產油由651t上升到1356t，試驗未結束時提高采收率已達13.62%，比聚合物干粉增加原油130t。大慶油田從1996年開始聚合物驅工業(yè)化推廣應用。目前已有15個區(qū)塊實施聚合物驅，已成為大慶油田開發(fā)的重要技術。例如：大慶采油一廠聚驅工業(yè)區(qū)塊已達5個，年產油保持在300X104t，占全廠總產油量的近1/4。96年開始注聚的三個區(qū)塊目前聚合物用量已達577.21mg/LPV，綜合含水已回升到87%，目前已大慶采油三廠目前，聚合物驅工業(yè)應用區(qū)塊已達5個，年產量占全場總產量的29%左右。北二西東、西兩個區(qū)塊分別于95年12月。96年8月投入聚合物驅開采，面積15.35km2,地質儲量2818X104t,總井數(shù)222口（其中注入井98口，采出井124口）。截止到2000年底，累計注入聚合物干粉25125t，聚合物溶液2540.55X104m2。累計增油186.87X104t,1t聚合物增油74t。階段才采出程度為17.04%，較數(shù)模高3.9%。河南雙河油田,油層溫度72℃,發(fā)展了一套高溫聚合物驅技術,礦場先導性試驗已提高采收率8.6%,預計試驗完成后可提高采收率10.4%。“八五”末,全國已進行聚合物驅油礦場試驗19個。并在6個大油區(qū)25個油田、區(qū)塊開始推廣應用，建成168X104t原油生產能力?！熬盼濉遍_始，已將聚合物增產原油列入我國陸上原油生產計劃，現(xiàn)已達到年增產原油700X104t。預計整個“九五”期間增產原油1500X104t。1997年全國投入聚合物驅工業(yè)化應用的油田面積達101.3km2,動用地質儲量2.21X108t,年注入聚合物干粉2.37X104t。聚合物驅年增產原油達303X104to我國已成為聚合物驅規(guī)模最大、增產效果最好的國家。（3）復合驅油技術我國從“七五”開始表面活性劑驅油技術的研究。在此基礎上,于“八五”開展了復合驅油技術的研究。由于復合驅油技術遠比聚合物驅復雜得多,難度更大、風險更大。所以“八五”期間的研究工作是由基礎開始的。開展了5個不同油區(qū)、不同類型復合驅油先導性礦場試驗。首次于1993年在勝利油區(qū)孤東油田．．．．小井距試驗區(qū)取得成功：在水驅才采出程度已達到54%（屬油田枯竭）條件下,又提高采收率13.4%,使其總采收率達到67%。大慶油田：在原油X108t基本無酸值的條件下，中區(qū)西部先導性試驗區(qū)、杏五區(qū)先導試驗驅試驗結果,6口水驅最終采收率提高20%,比聚合物驅提高采收率高出已一倍左右。新疆克拉瑪依礫（11）巖油田二中區(qū)小井距先導試驗區(qū)：在含水99%的條件下，中心井產量增長了12倍,含水下降到83%。遼河油區(qū)興隆臺油田興28區(qū)塊具有氣頂邊水小斷塊油田已注水枯竭的情況下,采用堿—聚合物二元復合驅，中心井日產油由0.9t上升到9.7to我國以化學驅油技術為代表的EOR技術發(fā)展迅速，已成為我國陸上主力油田持續(xù)發(fā)展的重大戰(zhàn)略接替技術。當前不論從規(guī)模上、年增產原油量和技術的系統(tǒng)完善配套上,均已走在世界前列。預計到2010年我國化學驅年總增油量將占全國陸上油田年產油量的15%左右，成為世界上EOR技術工業(yè)化程度最高的國家。二、聚合物驅技術（一）聚合物在油藏中的穩(wěn)定性與滯留1.聚合物溶液的穩(wěn)定性聚合物溶液在油藏條件下必須長時間保持穩(wěn)定，才能取得好的驅油效果。即聚合物溶液在油藏條件下應該保持初始的粘度值、不絮凝或不應沉淀交聯(lián)而堵塞油層，且降解盡可能的小。而高含鹽量、高速剪切處理、高溫、化學反應及生物降解都會使聚合物分子破壞，從而使聚合物溶液的穩(wěn)定性受到影響。聚合物的降解基本上有三種不同類型的降解機理：機械降解、化學降解和生物降解。經過降解作用，聚合物的平均分子量下降，直接影響到它的增粘特性。（1）機械降解當聚合物溶液被置于高剪切條件下，由于分子承受大的剪切應力造成分子鏈被剪斷。這是瞬時效應，在聚合物溶液混配時，或聚合物溶液經泵和閘門的輸送過程中，或者在注入通過射孔炮眼時，或者在井筒附近的地層，聚合物高速流動的地方都會出現(xiàn)高的剪切條件。目前已開展了聚合物在高剪切流動情況下的實驗研究工作。主要研究結果如下：①在高剪切流動情況下，聚合物鏈斷裂速度取決于分子量、剪切速率和溶液粘度；同時也與溶液的濃度有關，當然，濃度與粘度有關。②大分子對流動的阻力較大，產生的剪切或拉伸應力也較大，因此很容易斷裂。③剪切前后，聚合物分子量分布發(fā)生改變，剪切后的分子量分布在低分子量部分的峰值較高些。④聚合物分子流動所產生的剪切應力是斷裂的主要原因。（2）化學降解氧化作用或自由基化學反應通常被認為是化學降解作用的最重要的來源。（3）生物降解生物降解是指聚合物分子被細菌或受酶控制的化學過程而破壞。防止生物降解最常用的辦法就是使用生物殺菌劑，如甲醛或其它化學劑。然而使用了這樣的殺菌劑，就可能影響所使用的其它保護聚合物的化學劑。例如殺菌劑可以和除氧劑發(fā)生反應。因此，研制新型殺菌劑是目前急待解決的問題之2.聚合物在油藏孔隙中的滯留在油層流體運移過程中，聚合物分子與孔隙介質之間存在著很強的相互作用，會引起聚合物在多孔介質中的滯留，從而損耗注入水中的聚合物。顯然，這時驅替液的粘度比注入時的聚合物溶液粘度要低很多，導致聚合物驅油作用降低。但是，聚合物在多孔介質中的滯留作用也可使油層巖石的滲透率下降，有利于降低驅替液的流度。相比之下，增粘作用更為主要。因此，聚合物滯留作用的強弱，是決定聚合物驅油經濟效果好壞的關鍵因素之一。聚合物通過多孔介質時有三個滯留機理，即：①吸附；②機械捕集；③水動力滯留。下面分別進行討論。（2）聚合物的吸附聚合物的吸附指的是溶液中聚合物分子同固體表面之間的相互作用。吸附機理可分為物理吸附和化學吸附。物理吸附是指在表面（吸附劑）和被吸附物質（吸附質）之間依靠靜電力（或范德華力）和氫鍵的作用相結合。化學吸附是指兩者之間發(fā)生化學反應而產生的吸附。聚合物在巖石表面的吸附主要依靠物理吸附。評價聚合物吸附的方法有兩種：靜態(tài)吸實驗驗和動態(tài)吸附實驗。①靜態(tài)吸附將巖石顆粒靜置于聚合物溶液中，直至吸附達到平衡，這種吸附稱為靜態(tài)吸附。具體確定吸附量的方法是將巖石顆粒在溶液中靜置72小時，用離心機將溶液與顆粒分離，用濁度法測溶液濃度，濃度損失即為吸附損失。聚合物的吸附量和吸附性質主要取決于以下幾點：聚合物的種類和聚合物的性質，如分子量大小、分子尺寸、電荷密度或水解度（對HPAM來說）、聚合物濃度；溶劑的性質，包括溶劑的類型、pH值、礦化度（Na+、Cl-等）和硬度（Ca2+、Mg2+等），以及溶劑中其它組分的含量；巖石的表面積和組成巖石的礦物類型。②動態(tài)吸附聚合物溶液通過多孔介質時產生的吸附稱為動態(tài)吸附。動態(tài)吸附的環(huán)境與靜態(tài)吸附有較大的差別，在動態(tài)吸附過程中，巖石顆粒表面不完全暴露于溶液中，因而吸附比表面積較小，但表面更不光滑，存在粒間夾角、喉道等，它們可能阻止聚合物通過，大分子在這些地方會有堆積。以這種方式滯留的分子已經不屬于吸附滯留而是機械捕集了。在實驗室中很難將動態(tài)吸附造成的大分子滯留與其它

機理造成的滯留區(qū)分開。（2）聚合物的機械捕集機械捕集作用是聚合物滯留在狹窄的流動孔隙所致，與水動力滯留是相互影響的，這種現(xiàn)象只有在溶液流經多孔介質時才能發(fā)生。在網狀微孔隙中，有一部分是細窄的喉道。因此當聚合物溶液流經這種復雜的網狀介質時，分子要占據(jù)大量的孔道，某些較大尺寸的分子被捕集在狹窄喉道處，于是發(fā)生堵塞效應，流動作用減弱，進而可能在堵塞處捕集更多的分子（包括部分較小尺寸的分子）。實際上，這種機理與深部過濾現(xiàn)象相似。（3）聚合物的水動力滯留聚合物的水動力滯留是最難定義和理解的一種滯留機理，這一機理是在巖心聚合物滯留達到穩(wěn)定狀態(tài)后，改變流速時總滯留量發(fā)生變化后建立的。Chauveteau和Kohler兩人在巖心上進行了HPAM滯留試驗，由流出的水相分析結果可知，當流速由3m/d增大到10.3m/d時發(fā)現(xiàn)，聚合物的產出濃度下降，這說明HPAM的滯留量隨流速的增加而增大。流速再減小到3m/d，則聚合物的產出濃度又回到了注入濃度（400mg/l），這說明滯留量也下降了。Maerker在進行黃原膠的類似研究中，也發(fā)現(xiàn)聚合物滯留量隨流速增加而增大的現(xiàn)象。3.聚合物在多孔介質中的流動參數(shù)聚合物通過多孔介質時，不僅降低了地層的滲透率，而且其溶液的粘度特性也發(fā)生了變化。為了評價聚合物溶液通過多孔介質的流動特性，采用了三種度量參數(shù)，有阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)和篩網系數(shù)。（1）阻力系數(shù)(0-1)_(k四)F-wR(k四)(0-1)p阻力系數(shù)表示聚合物溶液降低流度的能力，它是大于1的無因次數(shù)。（2）殘余阻力系數(shù)為了單獨描述滲透率下降效應，引進了殘余阻力系數(shù)的概念。這是描述聚合物溶液降低巖心滲透率能力的物理量，用Frr表示。FRRNFRRNk―p—wNkwp(0-2)式中k——巖心原始水測滲透率；wk——聚合物溶液通過巖心時的有效滲透率；pF——大于1的無因次數(shù)。F愈大，聚合物降低滲透率的能力愈強。它是評價注聚合物后RRRR油層注入能力的一個重要參數(shù)。（二）聚合物驅油的主要機理及影響因素聚合物驅主要機理普遍認為，與其它化學驅相比，聚合物驅的機理較簡單。但迄今為止，對聚合物驅的微觀本質仍然認識不清。室內實驗和礦場試驗、生產中發(fā)現(xiàn)的一些現(xiàn)象，無法用傳統(tǒng)的理論來解釋。也正是由于目前對驅油機理的物理本質認識程度所限，嚴重地制約了聚合物驅理論與技術的發(fā)展。在這里我們只能簡單地介紹已被公認的主要機理。（1）改善流度比目前公認的聚合物驅主要機理是改善流度比，抑制粘性指進，提高宏觀波及效率。雖然聚合物溶液的物理化學性質，尤其是流變性非常復雜，在油藏中的流動與驅替機理與小分子的牛頓型驅替液（水）有很大（甚至是本質）的差異，但其粘度效應對驅油效率的影響在定性規(guī)律上與水驅具有可比性。因此，我們有理由用水驅油效率預測方法來定性地分析聚合物驅的主要機理。入o入o—

入+入o(0-3)，1(0-3)，1+入/入wwoo式中，九,九分別為水、油的流度。wo九二k|Hwrww九二k|Horoo由式（0-3）可見，為提高原油采收率，需降低水油流度比九這也是最初提出聚合物驅基本原w理。這也是最初提出聚合物驅基本原下面我們具體分析影響流度比的因素，以及在技術上如何實現(xiàn)。為此將式（0-3）略加變形：1于。=、kk（0-4）+rwro日日wo僅從上式分析，為改善流度比，獲得較好的驅油效率有兩個途徑：①降低水/油相對滲透率比kk；②提高水/油粘度比NN。rwrowo降低水油相對滲透率比油水兩相的相對滲透率（k,k）是含水飽和度的函數(shù)，水相滲透率k隨含水飽和度增加而增rwrorw加，而油相滲透率k則隨含水飽和度增加而降低。在向油層注水的整個過程中，含水飽和度始終是ro增加的，最終趨向極限值。因此，均質油層采油過程中，比值kk隨開采時間的增長而持續(xù)增大。rwro最終趨于無限大（k將趨于零）?？梢?，采出液中油流分流量始終是減少的，最終趨于零。這是油田ro開采的最終結果。也就是說，水油相對滲透率比隨含水飽和度增加，這一客觀事實是無法改變的。但是相對滲透率不僅與含水飽和度有關，而且與其它因素相關。例如，巖石潤濕性、孔隙結構、流體性質等。這些因素影響相對滲透率的物理本質和規(guī)律還需要深入地研究（可能存在一些尚未被認識的現(xiàn)象與規(guī)律）。這里面很有可能蘊含著新技術的生長點。提高水油粘度比通過提高水油粘度比來改善流度比，提高驅油效率是一種很有效的方法。當水/油粘度比很小時，采出液中含水率上升速度快。例如，當油層平均含水飽和度達到30%時，對于NN=0.1的條件，wo生產井含水就會達到80%；若，含水只有30%。就是說，如果驅替液與原油粘度比過小，在油層中含水飽和度并不很高的情況下，就不得不因采出液含水率已達到采油經濟允許的極限含水率而終止開采。此時的采收率還很低，如果提高水/油的粘度比（NN），采出液中含水率上升速度將大大減緩。當wo它達到經濟允許的極限含水率時，油層中的含水飽和度可以達到較高的值，相應的原油采收率較高。提高水油粘度比有兩個途徑：①增大驅替液的粘度——聚合物驅②降低原油粘度——熱采等（2）調剖效應調整吸水剖面、擴大波及體積是聚合物驅提高采收率的另一主要機理。在聚合物的調剖作用下，油層注入液的波及體積擴大，在油層的未見水層段中采出無水原油。聚合物驅室內模擬實驗結果表明：在非均質巖心中，聚合物溶液的波及范圍擴大到了水未波及到的中低滲透層。現(xiàn)場的實測資料也證實了這一點。但是，對于層間滲透率差異太大的油層，僅依靠聚合物溶液的流度控制，往往不能有效地抑制舌進。在此情況下，應采取調整吸水剖面的技術措施（調剖）。（3）聚合物溶驅微觀驅油機理傳統(tǒng)的觀點認為，聚合物驅只是改善的水驅，即聚合物只能增加掃油效率（Sweepingefficiency）,而不能提高驅替效率（Displacementrecoveryefficiency），若是這樣，就決定了聚合物驅只能提高5%左右的采收率。但是，實際的情況并不是這樣。根據(jù)大慶油田的礦場試驗結果分析，只要選擇合適的油藏，有正確的注入體系設計，聚合物驅提高采收率的幅度可達10%以上。由此斷定，聚合物驅不僅在縱向上、平面上擴大了波及系數(shù)，而且，在油藏微觀孔隙結構上，也增加了水驅體積。中科院萬莊分院滲流力學研究所利用核磁共振儀，對比分析了水驅和聚合物驅的人造巖心，認為聚合物驅擴大了驅油的孔隙數(shù)量。據(jù)大慶油田聚合物驅后檢查井密閉取芯的資料證明，僅靠增加波及系數(shù)達不到如此高的采收率，而正式由于增加波及系數(shù)與提高驅替效率的疊加效果，才可能使聚合物驅的采收率達到10%以上。下面是有關聚合物微觀驅油機理的幾個實驗：（多媒體動畫）聚合物驅的適用條件利用聚合物溶液驅油時，由于地層巖石、流體等的復雜性，會影響聚合物的驅油效果。因此，在油田上應用時，必須根據(jù)巖石性質選擇適當?shù)木酆衔铩＃?）聚合物的篩選對于聚合物的選擇，必須從驅油效果和經濟上進行考慮，同時不能傷害地層，因此，油田上應用的聚合物應滿足：①具有水溶性：能在常用驅油劑（水）中溶解；②具有明顯的增粘性：加入少量的聚合物就能顯著地提高水的粘度，具有非牛頓特性，從而改善流度比；③化學穩(wěn)定性好：所應用的聚合物與油層水及注入水中的離子不發(fā)生化學降解。對于生物聚合物，受細菌的影響應盡可能??；④剪切穩(wěn)定性好：在多孔介質中流動時，受到剪切作用后，溶液的粘度不能明顯的降低；⑤抗吸附性：防止因聚合物在孔隙中產生吸附而堵塞地層，使?jié)B透率下降或使溶質粘度降低；⑥在多孔介質中有良好的傳輸性：良好的傳輸性指除了聚合物具有較強的擴散能力外，注入時不需要太大的壓力以及在較大的注入量下不出現(xiàn)微凝膠、沉淀和其它殘渣等；⑦來源廣、價格低：應用的聚合物來源要廣，以便在油田上能夠廣泛應用。能同時滿足上述所有要求的聚合物很少。在應用時，根據(jù)油層條件，選擇出適合巖石性質的聚合物。（2）油藏條件的適應性由于聚合物驅油受油層條件和巖石組成的影響，因此，聚合物驅油時必須考慮油層條件。①油藏幾何形狀和類型：對于具有氣頂?shù)挠筒?，或者地層具有裂縫、孔洞的油層不能應用聚合物驅。因為注入的聚合物會充填到氣頂中，或者沿著裂縫前進造成聚合物繞流，而不能在多孔介質的孔隙中流動降低流體的流度。②油層巖石為砂巖，不含泥巖或含量非常少。防止聚合物的吸附量過多而影響驅油效果；巖石滲透率及其分布是聚合物驅能否成功的重要因素，滲透率決定聚合物溶液的注入能力和聚合物的滯留量，因此巖石平均滲透率最好大于0.1Mm2。③原油性質在很大程度上決定了聚合物驅是否可行。原油粘度越高，聚合物驅對流度比改善越大。一般原油粘度在5mPa-50mPa?s之間比較適合聚合物驅。此外，地層的含油飽和度必須大于殘余油飽和度，而且含油飽和度越高，聚合物驅效果越好。④油層溫度：聚合物驅的油層溫度不能太高，雖然許多聚合物的熱穩(wěn)定性可以達到120c或者更高，但使用時油層溫度最好不要超過70℃。多數(shù)聚合物在70℃左右，其性質會發(fā)生變化，聚丙烯酰胺在70℃表現(xiàn)出很強的絮凝傾向。高溫下降解反應會加速，吸附量增大。溫度還對聚合物驅所需的其它化學添加劑，如殺菌劑、除氧劑等有影響。油層溫度太低對聚合物驅也有不利的影響，因為在這樣的溫度下細菌的活動通常會加劇。⑤地層水的性質是聚合物篩選的重要依據(jù)之一。如果地層水礦化度很高，就必須選用耐鹽性能好的聚合物，或者用淡水對地層進行預沖洗。（三）聚合物驅注入方案聚合物注入時機所謂注入時機，就是指油田上油井在綜合含水多少時，注聚合物最合適。數(shù)值模擬研究表明，注聚合物越早，節(jié)省的注水量越多，注入水利用效率越高。如正韻律油層V=0.72，在聚合物注入量K240PV?mg/L時，同水驅相比，都計算到油井綜合含水98%。當油田開發(fā)一開始就注聚合物，與水驅相比可節(jié)省注水量2.2PV；當油井含水85%時，再注聚合物，可節(jié)省注水量1.8PV；當含水90%時，注聚合物，可節(jié)省注水量1.6PV；當含水95%時注聚合物，可節(jié)省注水量0.62PV由此可見，注聚合物越早，開發(fā)年限越短，節(jié)省的注水量越多。但是應該指出，聚合物不同的注入時機對提高采收率的幅度沒有影響。在上述地質模型和同樣的聚合物用量下，計算結果表明，不同含水時注聚合物，其提高采收率的幅度相同，均為10%左右。

上述注聚合物的時機只是就節(jié)省水量這一點來講，是越早越好。但注聚合物是一個復雜的系統(tǒng)工程，涉及到巨額的投入和龐大的工作量。一開始就注聚合物，不僅會大大增加油田開發(fā)的難度和工作量，而且也會延長油田投入開發(fā)的時間和產量增長的速度，從而失去注水開發(fā)初期低投入低成本開采的有利時機，大大降低油田開發(fā)初期的經濟效益。因此，注聚合物的時機問題，是一個油田開發(fā)的綜合經濟問題，必須從油田開發(fā)的整體部署出發(fā)，進行全面的論證后，才能確定。聚合物的用量聚合物和水相比，是一種昂貴的化學劑，所以聚合物的用量不僅涉及注聚合物的效果，而且也涉及到整體的經濟效益，是聚合物驅油中一個十分重要的問題。（1）聚合物用量和聚合物驅效果的關系聚合物的用量一般用聚合物溶液的段塞體積（PV）和聚合物溶液濃度（mg/L）的乘積來表述。根據(jù)數(shù)值模擬計算，在一定的油層條件和聚合物增粘效果下，聚合物用量越大，提高采收率的幅度越高，但當聚合物用量達到一定值以后，提高采收率的幅度就逐漸變小了。而每噸聚合物的增油量卻有一個最佳區(qū)間，在上述計算中，隨著聚合物用量的增加，每噸聚合物的增油量也增加；但當聚合物用量超過200PV?mg/L后，則隨著聚合物用量的增加反而減少了。聚合物的最佳用量應保證提高采收率的幅度較高，每噸聚合物的增油量較大，怎樣才能確定這一最佳用量的數(shù)值呢？將左圖上的提高采收率值和對應的每噸聚合物增油量值相乘，得到一條新的關系曲線，我們稱綜合技術指標曲線，這條新關系曲線的拐點所對應的聚合物用量就是我們要確定的聚合物最佳用量，在上述計算條件下，聚合物最佳用量為380PV?mg/Lo（2）聚合物用量和經濟效益的關系聚合物用量選擇綜合曲線按照上述方法所確定的聚合物最佳用量只反映了聚合物用量本聚合物用量選擇綜合曲線身的技術效果。還不能全面反映出聚合物驅油的經濟效益。

在進行聚合物驅油時，除了聚合物的投資以外，還需要進行加密鉆井，縮小注采井距，進行地面建設和改造。鉆井和地面建設費用是一次性投資，在不同的聚合物用量下，可看作是不變的。而聚合物投資，則隨著用量的增加而增加。根據(jù)總的產出和投入比來看，開始隨著聚合物用量的增加，產出和投入比增加，但當用量達到一定值以后，產出和投入比開始減少，即經濟效益開始下降。從上圖來看，最大產出投入比所對應的聚合物用量為600PV-mg/L。這就是說，為了追求總經濟效益，聚合物用量要比單純考慮技術指標時多得多。兩者相差220PV?mg/Lo所以，油田采用聚合物驅油時，應從經濟效益出發(fā)，結合油田具體情況，正確地確定聚合物的最佳用量。（3）聚合物分子量的選擇眾所周知，聚合物分子量越高，增粘效果越好，在油層中產生的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)越高，波及體積越大。當然分子量過大，對油層會帶來注入的困難。分子量太小，聚合物的增粘效果又會大大降低。因此，在進行聚合物礦場設計時，必須事先研究聚合物分子量與油層滲透率的匹配關系，研究不同分子量的聚合物化學降解和機械降解的粘度損失。聚合物分子量和滲透率的匹配關系室內不同滲透率的巖心及不同分子量的聚合物進行了注入能力實驗，得到了分子量和滲透率的匹配關系（如下表）。聚合物分子量與巖心滲透率匹配空氣滲透率（Mm2）聚合物分子量（萬）<0.25<6500.25?0.4650?17000.4?0.71700?2500從表可以看出，空氣滲透率大于0.4mm2的油層，注入聚合物的分子量可達1700萬以上。大慶油田的非均質油層，滲透率大于0.5mm2的油層厚度占75%以上，從這一匹配關系來看，對大慶油田的非均質厚油層可采用分子量比較高的聚合物。孔隙半徑中值與聚合物分子回旋半徑的關系聚合物分子量和滲透率的匹配關系，實質上是聚合物回旋半徑的大小與巖心孔隙半徑的匹配關系，國內外研究結果表明，當油層孔隙度半徑中值（R）與聚合物分子回旋半徑（r）之比大于550p時，聚合物不會對油層造成堵塞。根據(jù)聚合物分子量和分子回旋半徑的關系，聚合物分子量為1500萬時，其分子回旋半徑只有0.342Mm,回旋半徑的5倍，也只有1.71mm。而大慶油田厚油層的壓汞資料表明，約有80%的厚油層，其孔隙半徑中值（R）大于1.71mm,因此對其采用分子量高一些的聚合物是可行的。50不同分子量聚合物分子回旋半徑計算分子量（萬）水解度（％）r（Mm）prX5（Mm）p750300.2611.3051000300.2831.4161500300.3421.710聚合物分子量和增粘效果、阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)的關系根據(jù)室內對相近滲透率巖心所作的注入實驗表明,在相同的濃度和在相同礦化度的水中,聚合物分子量越高,增粘效果越好,阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)越大（下表）。不同分子量的指標測試結果粘度（mPa?s）阻力系數(shù)（F）殘余阻力系數(shù)（R）k7501500750150075015004002.464.153.557.141.602.206003.766.505.4512.501.883.408005.5010.607.7518.901.954.1012009.5021.1513.0036.802.054.40聚合物分子量和剪切降解的關系室內通過模擬實驗,研究了不同分子量聚合物通過射孔炮眼后的剪切降解情況。在相同剪切速率下,分子量越大,粘度損失越大,但其保留的粘度值仍比低分子量的高（下表）。不同剪切速率下的剪切降解數(shù)據(jù)注入速度（mL/h）剪切速率（s-1）750萬1500萬粘度（mPa?s）下降（％）粘度（mPa?s）下降（％）0021.9400173221.80.538.83.4800274321.70.937.05.01120384021.61.436.45.81760603521.51.835.37.82240768021.13.734.99.0聚合物分子量和提高采收率幅度的關系室內應用v=0.68的正韻律物理模型，在不考慮剪切降解的情況下，開展了對不同分子量的聚K合物的驅油實驗研究。實驗結果表明，在相同用量下，分子量越高，提高采收率幅度也越大（下表）。不同分子量聚合物驅采收率對比分子量（萬）水驅采收率（%）聚合物驅采收率（%）提高值（%）280020.9554.3233.37100020.4844.8720.3950020.3430.9510.61綜上研究可以看出，聚合物分子量越高，增粘效果越好。因此，只要聚合物分子量和油層滲透率匹配，在聚合物注入方案設計時，只要油層條件允許，應最大限度地采用高分子量的聚合物。聚合物溶液的段塞濃度和“階梯型”段塞在聚合物分子量和總用量確定以后，怎樣選擇聚合物溶液的段塞濃度和怎樣確定“階梯型”段塞仍然是聚合物驅油注入方案中不可忽略的一個問題。國內外的許多研究表明，在油層注入能力允許的情況下，聚合物濃度越高越好。如在聚合物用量380PV?mg/L和聚合物分子量相同的情況下，采用聚合物濃度為800mg/L的段塞驅油，含水下降最大值為17.44%，每噸聚合物的增油量為178.99t。但采用聚合物濃度為1500mg/L的段塞時，含水下降最大值可達21.01%，每噸聚合物的增油量可達182.96t。另外最近人們還開始注意到聚合物濃度和油層非均質的關系，油層非均質越嚴重，采用高濃度段塞，對擴大波及體積的作用就越大，驅油效果也越好。不同濃度聚合物驅油效果聚合物用量段塞濃度含水下降最大值提高采收率值每噸聚合物增量(PV?mg/L)（mg/L）（%）（%）（t）38080017.4411.08178.08380100019.8911.15180.99380120020.7311.24181.53380150021.0111.33182.96在以往的聚合物設計中，人們普遍認為：為了防止后續(xù)注水將聚合物段塞突破而影響聚合物的驅油效果，提出了依次降低濃度的“階梯型”注入方式，甚至使最后一個階梯段塞的粘度接近注入水的粘度。但近年來研究表明，當聚合物注入段塞小時，才適用這種“階梯型”注入方法。隨著注入段塞的增大，而高濃度主段塞的用量越大。第二、第三“段塞”的用量逐漸減少。當聚合物注入“段塞”大到一定程度后，階梯段塞就不起作用了，甚至會降低聚合物驅的增油效果。數(shù)值模擬研究結果表明：在聚合物用量380PV?mg/L的情況下，其中第一段塞用量要占94%以上，第二、第三段塞的用量僅占6%；當聚合物用量增加到500PV?mg/L時，就不必再用第二、第三段塞了。對大慶油田這樣非均質比較嚴重的厚油層，當聚合物用量增加到500PV?mg/L以上時，在聚合物驅注入方案設計時，就可不必考慮“階梯型”段塞了。這樣就可大大減少聚合物的注入時間，節(jié)約注入過程中的操作費用，對方案的具體實施過程有很大的意義。（4）對聚合物溶液段塞前后注入水水質的要求聚合物溶液一般采用低礦化度水配制，而地層水礦化度往往又大大高于配制水的礦化度，因而低礦化度水配制的聚合物溶液注入油層后，在段塞的前后，必將使聚合物溶液的礦化度升高，而降低聚合物溶液的粘度。為了提高聚合物驅油的效果，需對聚合物段塞前后注低礦化度水保護段塞。（5）注聚合物的井網井距選擇①注采方式對聚合物驅效果的影響井網類型不同注采方式聚合物驅油效果比較五點法四點法反九點法注采井距（m）250250250年注液速度（PV）0.06520.06520.052方案終止時注液量（PV）1.69631.69631.6963水驅f(%)w97.0097.0197.13E(%)w31.471631.397230.2283注時注水(PV)0.84260.84280.8426f(%)94.6794.6894.79聚—合mg/L?PV123.04122.90123.04物驅方案結f(%)97.0296.7996.34時Ep(%)36.731836.485133.5088AE(%)5.26025.08793.2805不同的注采方式對聚合物驅的效果有一定的影響。根據(jù)數(shù)值模擬計算，對比五點法、四點法和反九點法三種注采方式，在注采井距250m、注入量123PV?mg/L的條件下，采收率提高幅度以五點法最好，可達5.26%，反九點法最差，只有3.28%。所以在采用聚合物驅時，應選擇五點法和四點法面積井網比較合適。②關于注采井距的選擇影響聚合物驅注采井距選擇的因素主要有兩點：一是聚合物在油層中的穩(wěn)定性。若聚合物的穩(wěn)定性差，注采井距越大，聚合物注入速度越低，聚合物在油層中停留的時間就越長，聚合物溶液粘度下降的可能性和下降值就越大，這就越難以保證聚合物驅獲得比較好的效果。二是注入井的注入壓力限制。由于聚合物溶液粘度高，有時可比注入水粘度高50倍以上，因此注聚合物后，會使油層的滲流阻力顯著增加，造成注入能力大幅度下降，為保證一定的注入能力，需要提高注入壓力，大慶油田試驗區(qū)一般需提高2?5MPa左右。所以在其它條件不變的情況下，注采井距越大，要求的單井注入強度也越大，需要的注入壓力也越高。注采井距過大，就會造成注入壓力超過油層的破裂壓力，給注聚合物帶來難以克服的困難。聚合物驅注采井距的選擇是一個非常復雜的問題，到目前為止很多問題還在研究中，目前在設計聚合物的注入方案時，關于注采井距的選擇，主要考慮油層不同滲透率下年注入速度和注采井距的關系。油層滲透率越高，注入速度越低，所需的注采井距就越大。如年注入速度為0.19PV,當油層有效滲透率約為0.8pm2時，注采井距以250m左右比較合適。（四）聚合物驅動態(tài)特性注入壓力升高與注入能力下降注聚合物后，由于增加了注入水的粘度，以及聚合物在油層孔隙中的吸附捕集，小井距試驗區(qū)501井，在正常注水時，日注水量為150m3,注水壓力為5.7MPa,但注聚合物以后，在同樣的注入量下，注入壓力上升到8.7MPa,上升了3.0MPa。中區(qū)西部葡I1-4層試驗區(qū)，一般注水壓力由4.8MPa增加到7.4MPa,也提高2?3MPa,吸水指數(shù)下降35.6%,在轉入后續(xù)注水后，注入壓力又逐漸降低，吸水指數(shù)增加,前后水驅相比,吸水指數(shù)下降14.4%。油井流壓下降、產液能力下降注聚合物后,由于增加了注入流體的粘度,流動阻力增加,使壓力傳導能力下降。所以雖然注入壓力增加了，但生產井流壓仍明顯下降。如中區(qū)西部葡I1-4層試驗區(qū)生產井流壓由5.7MPa最低降到3.8MPA,中心井PO5由4.4MPa降至1」2.1MPa。產液指數(shù)下降60%?80%,轉入后續(xù)注水后，油井流壓逐漸上升，到1992年7月，全區(qū)流壓又上升到5.0MPa,PO5井流壓上升到4.2MPa。前后水驅相比，產液指數(shù)下降46.3%?64.7。

注聚合物前后產液能力變化項目產液指數(shù)(t/(Mpa?d?m)〕水驅注聚合物下降（％）轉水驅下降（％）全區(qū)3.241.3359.01.7446.3PO5井5.720.8385.52.0264.7聚合物突破時間和見效時間在礦場試驗中，由于各井所處地質條件不同，注采井間連通狀況各異，因而油井的見效時間與聚合物突破時間也存在一定差異。根據(jù)動態(tài)反映統(tǒng)計，有的井先見效后突破，有的井二者幾乎同步，還有少數(shù)井先突破后見效。單層區(qū)有56%井是先見效后突破。油井聚合物突破時間與見效時間井號見效時間突破時間含水下降最大值（%）產出液聚合物濃度（mg/L）效果最佳時最高PO51990.8.201990.9.2028.5420500PO61990.8.301990.9.2429.8200600PO71990.8.301990.9.1229.7300350PO81990.10.131990.10.1314.9300350PO91990.10.211990.9.1217.0150150PO101990.11.301990.9.1210.3310310PO111990.11.101990.9.2121.8430600PO121990.8.301990.9.1867.7400400PO131990.8.301990.9.1336.9400600總的看來，先見效后突破的井，含水下降幅度大，增油效果好。表明這類油井宏觀和微觀波及體積增加幅度大，形成了較好的“油墻”，聚合物利用率較高。先突破后見效的井，由于擴大波及體積的幅度小，聚合物先于“油墻”到達之前突破，因而含水下降幅度小，增油效果差。因此可根據(jù)油井的反應定性判斷聚合物的驅油效果。另外，從上面的表還可看出，產出聚合物濃度越高，一般效果越好。在效果達到最佳期時，產出濃度也接近或達到最高濃度。這是由于地層對聚合物的吸附捕集及地層水的稀釋，聚合物段塞前緣濃度很低，聚合物突破后濃度上升不快，到吸附達到平衡后，產出聚合物濃度也很快達到最高值。此時產生的流動阻力最大，擴大波及體積的能力最強，一般驅油效果也已達到最佳期。有的井產出濃度出現(xiàn)多峰，表明多層段聚合物突破。聚合物注入過程的粘度損失聚合物經配制、注入到由油井中采出，要經過一個復雜的過程，受到機械剪切、微生物和氧化降解等多種因素的影響，使聚合物分子量降低，溶液的粘度下降。為了搞清聚合物溶液在整個過程中的粘度損失，我們在中區(qū)西部葡11-4層試驗區(qū)選擇了不同的取樣點進行取樣分析，將檢測結果與室內配制結果進行對比，計算出不同環(huán)節(jié)的粘度損失，根據(jù)檢測結果可以看出：從配制到注入泵入口處，粘度損失約10%；從配制到注入井井口，粘度損失約30%；從配制到距注入井30m的取樣井，粘度損失約60%；從配制到距注入井106m的采出井，粘度損失約70%。聚合物溶液在整個注入—采出過程中的粘度損失，主要集中在注入系統(tǒng)及射孔炮眼附近地帶，約占全部損失的70%。在油層中的粘度損失還不是太多，而且還包括礦化度增加而引起的損失。所以在實際注入過程中，應盡量采取措施，減少聚合物溶液在注入系統(tǒng)的粘度的損失。油井采出液中礦化度的變化注水開發(fā)的油田，在注入水礦化度明顯低于地層水礦化度的情況下，油井進入中、高含水期后，油井采出水的礦化度將會明顯降低。例如大慶油田的非均質厚油層目前采出水礦化度僅為3000mg/L，比原始地層水礦化度低4000mg/L，由于聚合物驅油，可擴大油層波及體積，增加新的出油部位，當聚合物驅油見效后，油井采出水中礦化度將會明顯增加，尤其是氯離子增加更為顯著。根據(jù)中區(qū)西部試驗區(qū)采出水資料分析統(tǒng)計，注聚合物后，有78%的采油井，礦化度增加400mg/L以上。當?shù)V化度達到最高值時一般都處在油井增產效果最佳期，而后礦化度又逐漸降低，增產效果也逐漸下降。因而，產出液中礦化度是否增加以及增加的多少，是聚合物驅動態(tài)反映的一個重要特點，也是衡量聚合物驅油效果的重要標志。（二）聚合物驅油技術研究中的幾個問題聚合物驅油機理國外傳統(tǒng)的觀點認為聚合物驅只能提高宏觀波及系數(shù)，而對它的微觀驅油效應則認識不足。其實我們在九十年代初就已經意識到（通過物理模擬實驗）聚合物驅可以提高微觀驅油效率，但對于其機理的研究卻遲遲沒有突破。最近，我們從聚合物溶液的粘彈性入手，研究了聚合物溶液在驅油過程中，由于其粘彈性流動，對孔隙盲端和喉道的滯留區(qū)（死油區(qū)）的波及特性，得出了一些非常重要的結論：隨著驅替液粘彈性的增大（WJ），對盲端和喉道滯留區(qū)的波及體積明顯擴大；由此可以得出這樣的

結論，聚合物溶液在油藏孔隙中可以擴大其微觀波及體積，這就是聚合物驅提高微觀驅油效率的主要機理之一。這一研究成果的意義不僅僅在于它的理論價值，聚合物溶液在T聚合物溶液在T型流道中的驅替流動圖術或開發(fā)新的驅油技術提供具有啟示性的思路。聚合物驅數(shù)值模擬我國目前使用的聚驅數(shù)值模擬軟件都是從國外引進的商業(yè)軟件，由于軟件開發(fā)時，人們對聚合物驅的機理認識有限，有許多重要的機理在軟件模型中并未反映出來。例如上面所討論的微觀驅油機理。而且有些模型也未必適合于我國油田情況，例如相滲模型。由于這些原因，現(xiàn)有的數(shù)模軟件預測結果與實際礦場試驗結果誤差很大。在大慶油田，實際驅油效果往往好于預測結果。我個人認為這是由于模型中未考慮聚合物溶液的微觀驅油效率所致。因此，對聚驅數(shù)值模擬的研究應從基礎模型入手，這里面有大量的理論工作和實驗工作要做。深度調剖技術在聚合物驅工業(yè)化應用中，發(fā)現(xiàn)聚合物溶液在非均質嚴重的油層中，沿高滲透層（或孔道）突進，影響了聚合物驅油效果。聚合物驅用的調剖劑在性能上有如下要求：地面注入過程中視粘度較低，注入性能好；能進入到油層深部，一般要求注入半徑為50?100ft。大孔道處理半徑250ft；通過吸附，粘彈性或沉淀作用，停留在油層的設計不為，并在地下具有較好的穩(wěn)定性（6個月以上）；與后續(xù)聚合物溶液具有良好的配伍性，對其不產生不利影響；從目前研究進展來看，有應用前景的有以下幾種：①延緩交聯(lián)型凝膠主要采用聚合物與適當?shù)挠袡C或無機延緩交聯(lián)劑，大劑量注入地層。在地層條件下緩慢發(fā)生交聯(lián)反應，形成三維網狀結構的凝膠，其粘度可控。所用的聚合物包括聚丙烯酰胺（PAM）、陽離子聚丙烯酰胺（CPAM）、生物聚合物（XCP）等。延緩交聯(lián)劑多為多價金屬有機鹽（如檸檬酸鋁、乙酸鋁、丙酸鋁、改性甲醛的包囊體等）。交聯(lián)時間可根據(jù)設計要求控制在6?10天。②弱凝膠體系弱凝膠體系（weekgel）和分散凝膠（colloidaldispersiongel）技術特點（理論上的）：聚合物和交聯(lián)劑濃度低；不形成連續(xù)網狀結構的彈性體，在地層就位后呈現(xiàn)可流動的弱凝膠或分散凝膠體，易于進入高滲層深部。但是這項技術在礦場試驗中的成功率并不高。據(jù)了解在美國的成功率為30%左右。有效率（增油）只有不到15%。有些實驗，注入壓力雖然升高，但含水不降。返排，排出物為強度很高的膠體塊。這說明體系并沒有進入油層到達設計不為，而是堵塞在注入井周圍（聚交聯(lián)所致）。由此可見，深度調剖技術在機理上、技術上還有很多問題沒有解決，這是一個很有吸引力、難度也很大的研究領域。其主攻方向應是如何使調剖體系能夠按照設計在油層深部交聯(lián)。③沉淀堵塞利用某種特殊的化學物質，在地層內部發(fā)生物理—化學反應生成沉淀堵塞物來調整地層注水剖面。例如，利用陰離子聚合物（PHP）和陽離子聚合物在地層內相遇，生成絮團沉淀物；水解聚丙烯腈和地層中的鹽（Ca,Mg）形成的沉淀物。（4）減少聚合物溶液粘度損失目前聚合物驅存在的一個重要問題就是粘度損失。聚合物溶液在到達油層有效驅油不為之前，其視粘度損失嚴重。據(jù)大慶油田中區(qū)西部試驗區(qū)的觀測結果，從配置到距注入井30m處的油層內，聚合物的視粘度損失就高達60%。如果全面考察聚合物溶液的流變性，其粘彈性的損失率更大。也就是說，聚合物溶液在驅油過程中本來應該具有流度控制能力絕大部分損失在配注系統(tǒng)和注入井附近的無效驅油區(qū)內。相當于聚合物的大量損失。造成這種損失的主要原因：剪切降解；聚合物在近井地帶的滯留；相應地，解決這一問題的途徑：配制抗剪切的聚合物；降低聚合物在近井地帶的滯留量（5）注入井解堵，提高注入能力聚合物驅工業(yè)化應用暴露出的一個突出問題是，注入井堵塞嚴重（這個問題看來與聚合物粘度損失聯(lián)系在一起）。而且非常難解。注入井的嚴重堵塞造成了注入壓力不合理的急劇上升。有些水井的注入壓力甚至達到或超過的地層的破裂壓力。據(jù)統(tǒng)計大慶油田注聚井有10%以上套損，這是注入壓力過高所致。影響了正常生產。目前實際中解決這一問題的主要措施是：近井地帶改造——壓裂、深穿孔；化學解堵。但這些措施并沒有從根本上解決注入能力問題，而且有效期非常短（一般在1個月左右）。所以注入井解堵，提高注入能力是我們面臨的急需功課的難題。三、堿/活性劑/聚合物（ASP）三元復合驅堿/活性劑/聚合物三元復合體系驅油是80年代初出現(xiàn)的新技術。三元復合體系是從二元復合體系發(fā)展而來的。人們雖然已經意識到了膠束/聚合物驅的特殊效果，但是，經濟因素限制了這一技術的商業(yè)化推廣。而三元復合體系主要是為了用便宜的堿劑來代替價格昂貴的表面活性劑，以降低有效化學劑的成本，這為復合驅的推廣應用奠定了基礎。從化學劑效率（總化學劑成本/采油量）來看，復合體系所需要的表面活性劑和助劑的總量，僅為膠束/聚合物驅的三分之一，復合體系的化學劑效率比膠束/聚合物驅要高。從提高采收率來看，三元復合驅體系能夠采出水驅剩余油的80%以上，可以與最好的膠束/聚合物驅相比，并高于一般的二元復合驅。從驅油機理來看，三元復合驅比二元復合驅有更廣的適應范圍，并能明顯地降低活性劑的吸附滯留。此外，三元復合驅比二元復合驅有更好的資金回收率。（一）ASP驅油機理ASP復合驅提高采收率的機理是三種效應的綜合結果：①降低界面張力；②流度控制；③減少化學劑損失。降低油水界面張力與其它驅替體系相比，三元復合體系（ASP）與原油接觸后，界面張力能很快降到10-2mN/m以下，而表面活性劑或堿單獨與原油之間的界面張力下降的速度要慢得多。當聚合物濃度適中時，ASP三元復合體系比AS二元體系能產生更低的界面張力。這可能是由于聚合物尤其是聚丙烯酰胺能夠保護表面活性劑，使其不與Ca2+、Mg2+等高價陽離子反應而使活性劑失去表面活性。同時，表面活性劑和聚丙烯酰胺在油水界面上均有一定程度的吸附，形成混合吸附層。部分水解聚丙烯酰胺分子鏈上的多個陰離子基可使混合膜具有更高的界面電荷，使界面張力降得更低。另外，堿劑推動活性劑前進，趨向于使最小界面張力迅速傳播，這樣就減少了堿驅替原油的滯后過程，且可保持長時間的低張力驅過程。流度控制在堿/活性劑/聚合物復合驅過程中，由于被驅替的原油流度高，在油墻的前面形成了低流度帶，從而保證了較高的掃及效率。由于較高的表觀粘度，也增加了局部的毛管數(shù)，提高了驅油效率。而且，ASP體系中，表面活性劑和堿有效地保護了聚合物不受高價陽離子的影響。有的研究認為，加入活性劑可使聚丙烯酰胺的粘度增加10%?25%,加入堿可使聚丙烯酰胺的粘度增加22%?42%。在各種堿劑中，硅酸鈉（Na3SiO4）保護聚合物粘度的性能最好，碳酸鈉（Na2cO3）次之，氫氧化鈉（NaOH）最差。也有研究報導，堿和活性劑的存在，可使部分水解聚丙烯酰胺的增稠能力變差，體系視粘度損失很大（NaOH一活性劑一部分水解聚丙烯酰胺體系）。3．降低化學劑的損失與其它的二元驅替相比，ASP驅能明顯地降低化學劑的吸附滯留損失，從而使復配體系發(fā)揮出更充分的驅油作用。（1）三元體系的堿耗堿驅礦場失敗的一個主要的原因是堿耗。引起堿耗的因素主要是堿劑與地層礦物反應，與地層鹽水反應，與原油的酸性組分反應。但是，ASP體系中，表面活性劑的加入，避免了原硅酸鈉（Na4SiO4）、氫氧化鈉（NaOH）等一類強堿的應用，使堿耗不再成為嚴重問題。若使用具有中等pH的緩沖堿體系，可有效地降低硬離子濃度，并可減少化學反應的驅動力，因而堿耗、結垢都很少。（2）聚合物、活性劑的吸附滯留損失在ASP驅中，價格較低的堿劑的主要作用是改變巖石表面的電荷性質，以減少價格較高的表面活性劑和聚合物的吸附、滯留損失，保證這類三元體系在經濟上可行。因為有堿存在時，溶液pH值較高，巖石表面的負電荷量較多，可減少帶負電荷的表面活性劑、石油酸皂的吸附，并能有效地排斥帶負電荷的聚合物，減少其吸附。實際上，許多研究已經證明，在沒有堿存在的條件下，大部分活性劑都滯留在巖心中。有時，為了使活性劑或聚合物的損失降到最低，還在三元復合體系注入前，進行預沖洗處理。如聚丙烯酰胺在多孔介質中的吸附量，經NaCl預沖洗后為0.019mg/100g巖石；而經NaHCO3預沖洗后的吸附量為0.005mg/100g巖石，減少了74%；生物聚合物在有NaCl堿對表面活性劑及聚合物在礦物表面吸附的影響一般作為預沖洗的犧牲劑是一些易于發(fā)生吸附的廉價無機鹽或有機物質，如一般的堿劑（Na2CO3、NaHCO3、NaHO）、多聚磷酸鈉、六偏磷酸鈉、木質素磺酸鈉、石油羧酸鹽，以及小分子的聚丙烯酰胺等，都可使活性劑在油巖上的吸附量大幅度降低。如對于大慶油田三元復合驅的B-100體系或ORS體系（活性劑一0.3%wt；聚合物一1200mg/L；堿一1.2%wt），活性劑的損失量降低50%以上。而且，加入犧牲劑后，降低了吸附損失對體系界面張力造成的破壞。ASP驅的最大優(yōu)點就是三組分之間協(xié)同作用的存在。但是，吸附損失可以破壞這種協(xié)同作用，“色譜分理”也可破壞協(xié)同作用。由于復合體系中的各種組分與巖石間的作用不同，諸如競爭吸附、離子交換、分配系數(shù)、分散作用、滲透能力等的差異，使得三組分間產生差速運移，這種現(xiàn)象叫做驅油體系的色譜分離。有關的研究始于20世紀70年代，當時美國出現(xiàn)了膠束驅油體系，活性劑的色譜分離影響著膠束體系的穩(wěn)定性，為此，人們進行了大量的研究工作。同樣，對于三元復合驅而言，由于堿、聚合物、活性劑的運移速度不同，勢必造成一定程度的色譜分離現(xiàn)象。當然，這與地層物性、原油物性、驅油體系的配方以及注入方式等，都有著密切的關系。實際上，最為重要的是避免堿與活性劑的分理，因為二者的復配是形成超低界面張力的保證。三元復合驅微觀驅油機理實驗：（二）礦場試驗.大慶油田中區(qū)西部試驗區(qū)試驗區(qū)平均有效厚度為8.6m,孔隙體積203300m3,地質儲量11730仇,中心井地質儲量20065t。試驗目的層位為薩H1-3層，試驗區(qū)共有油水井15口，其中注入井4口，生產井9口，以及1口取樣井和1口觀察井。注采井距106m,生產井距150m。注入體系為0.3%B-100+1.25%Na2CO3+1200mg/L的聚合物1275A。三元復合體系于1994年9月24日正式開始注入，到1995年6月30日結束，累計注活性劑180t、堿劑653t、聚合物103.8t，7月1日轉入注后續(xù)保護段塞。在注入的274天中，有243天注入體系與原油的界面張力達到了mN/m，占88.7%；體系粘度達到16的有234天，占注入時間的85.4%；注入壓力由注水時的3.63MPa上升到5.92MPa，上升了63%；注入強度平均6.3m3/（m.d）；吸水指數(shù)由注入前的1.75m3/（m.Mpa.d）下降到三元體系結束時的1.12m3/（m.Mpa.d），下降幅度36.0%。到1995年6月30日，試驗區(qū)各井已開始見效。全區(qū)綜合含水由見效前的88.5%，降到了73.3%；日產液由見效前的371t降到了的2803日產油由見效前的37t上升到了733日增油36t。其中，中心井（PO5）的含水由見效前的87.9%降到了目前的48.6%，日產油由3t上升到21t，增加6倍。到1996年11月底，全區(qū)累計生產原油62009t，累計增產原油19471t，其中中心井增產原油4207t。根據(jù)動態(tài)資料分析，全區(qū)提高采收率16.6%，中心區(qū)提高采收率21.0%，與數(shù)值模擬預測的結果相符。.大慶油田杏五區(qū)試驗區(qū)杏五區(qū)試驗區(qū)位于杏樹崗油田五區(qū)二排中部，利用原表外儲層試驗井，封堵原試驗層，補開新的目的層。共有油水井5口，其中注入井1口（杏5-試2-更2），采油井4口（杏5-試1-1、1-2、3-2、3-3井），采用一注四采不均勻注采井距的五點法面積井網。試驗區(qū)面積約為0.04km2，孔隙體積68000m3,原始地質儲量37000t。試驗目的層為122,單井平均砂巖厚度8.4m，有效厚度6.8m，有效滲透率0.589pm，滲透率變異系數(shù)0.63。杏五井試驗區(qū)于1994年8月開始水驅，1995年1月29日開始注入三元復合體系，注入體系為0.3%ORS-41+1.2%NaOH+1200mg/L聚合物（1275A）。到3月末（此時已經注入約0.08PV），四口采油井陸續(xù)開始見效；9月20日結束，累計注入三元復合體系溶液2571（0.378PV）。9月21日轉注后續(xù)聚合物保護段塞，到1996年2月21日結束，2月22日開始后續(xù)水驅。150天里累計注入聚合物溶液20899（0.307PV），此時全區(qū)綜合含水降為85.0%。四口井見效前與各井含水最低時相比，日產油由12t上升到67t，日增油55t；綜合含水由96.9%下降到80.7%，下降了16.2個百分點。各井含水下降最大幅度在10.1%?36.4%之間，累計增油13102t。根據(jù)動態(tài)反應特性，三元復合驅比水驅提高采收率23.1%。1996年9月，大慶油田采油四廠于杏二區(qū)開始了第二次礦場試驗。中心井的含水已從100%降到50%左右，日產油從0噸上升到26噸，并且經維持了4個多月；其它邊井的含水率也有不同程度的下降。通過采出液化學分析和見效時間對比，所有生產井都是先見效后見化學劑，為發(fā)現(xiàn)段塞被突破的現(xiàn)象，而且生產井含水大幅度下降，說明卻有油墻形成。大慶油田的礦場試驗結果，消除了過去對復合驅及堿驅的擔心，并未發(fā)生結構沉淀和堵塞油層的現(xiàn)象。國外三元復合驅的礦場試驗不多，比較完整的是美國懷俄明州Crook地區(qū)西Kiehl油田三元復合驅項目。注入體系為Na2CO3+PetrostepB-100+聚合物（Pusher700）。他們對比了四種開采方式的結果是：一次采收率11%（OOIP），水