聚合物驱油技术机理及应用的综述

聚合物溶液种类及性质

　　驱油用的聚合物有下面几种，黄胞胶（天然），聚丙烯酰胺（PAM），梳形抗盐聚合物，疏水缔合聚合物等等1。

　　黄胞胶是一种由假黄单胞菌属发酵产生的单胞多糖，具有良好的增粘性、假塑性、颗粒稳定性。由于其凝胶强度较弱，不耐长期冲刷，以及弹性差、残余阻力系数小，现场试验驱油效果不好，还容易发生生物降解作用，因此调剖和三次采油现在不怎么样用，有待于进一步改善。

　　聚丙烯酰胺是丙烯酰胺（AM）及其衍生物的均聚和共聚物的统称。产品有三种形式，水溶液胶体、粉状及胶乳，并可以有阴离子、阳离子和非离子等类型（油田一般用粉状阴离子型产品，再者是非离子，阳离子正在发展）。具有双键和酰胺基官能团，具有烯烃的聚合性能以及酰胺结构的性能。具有水解、霍夫曼降解、交联等反应属性。聚合物溶液应用过程中会发生氧化降解、自发水解、铁离子促进降解等化学反应，以及机械剪切降解和生物降解作用。经试验证明，粘度对聚合物相对分子质量、水解度、浓度、温度、水质矿化度、流速有很多依赖性，基本上相对分子质量越高，水解度越小，浓度越大，温度越低，水质矿化度越小，流速越小，其粘度就越大。聚合物溶液在孔隙介质中流动特性有絮凝、粘弹等特性。聚丙烯酰胺的絮凝作用具有电荷中和和吸附絮凝两大因素，能降低聚合物在水中的有效浓度和粘度。通过稳态剪切流动和稳态剪切流动实验，证明了聚合物具有粘弹性，一定条件下随流速增加而发展，粘弹效应是聚合物溶液提高微观驱油效率重要机理。另外聚合物溶液的注入性差会导致注入压力上升，严重时将引起地层破坏，致使聚合物驱油失败。

　　普通聚丙烯酰胺耐温、抗盐性能差，为此有关专家研制出梳形抗盐聚合物，经过试验，其粘度、黏温性、增稠性、热稳定性都得到大大的提高，此类产品现已经成为普通聚合物的替代品。另外研制出一种疏水缔合聚合物，增粘及抗温、抗盐、抗剪切性能提高，但是其溶解性、注入性、稳定性不怎么好，因此还需进一步改良。

　　聚合物驱油机理

　　宏观上看聚合物驱油的基本原理是通过提高注入流体的粘度，调节油藏中油水两相的流度比，达到扩大波及体积的目的。下面我们从微观上分析一下聚合物的驱油机理。

　　首先改善了水油流度比（M表示），扩大了波及体积。水驱油时，当M＞1，说明水的流动能力比原油强，水的流动易发生指进现象，波及系数就低，大部分原油将不会被驱替出来。而聚合物加入水中，溶液渗入地层能力降低，粘度就提高，溶液流动则降低。如原油的流动能力比溶液强，溶液波及范围就得到提高，水驱油的效果则变好。

　　其次增加了水在油藏高渗透部位的流动阻力，提高了波及效率。聚合物的加入水中，一方面增加了水的粘度并减少了水的有效渗透率。另一方面在渗透高部位流动时所受流动阻力小，机械剪切作用弱，聚合物降解程度低，则聚合物分子就易于缠结在孔隙中，增大高渗透部位的流动阻力。反之，低渗透率部位，聚合物分子降解作用强，分子回旋半径就低，反而容易通过低孔径孔隙，而不堵塞小孔径。

第三，形成稳定的“油丝”通道。由于聚合物溶液的粘弹性作用，拖拉携带盲端残余油以及形成稳定的“油丝”通道2。聚合物加入水中，没有弹性的水变成了具有弹性的溶液。一方面聚合物溶液可看作可胀可缩的海绵，即“海绵效应”3。聚合物溶液通过孔隙就像海绵通过一样，可以拖拉携带出孔隙边缘中油滴状的油以及使孔隙壁上的油膜变薄。另外一方面聚合物溶液将残余油拉伸形成细长的油柱，然后跟下游油柱相遇即形成稳定的“油丝”通道，也可能是由于油水界面的内聚力而形成多个细小油珠，并与下游油珠结合形成稳定的“油丝”通道。无论是“海绵”效应拖拉携带残余油还是“油丝”机理，都降低了各类水驱残余油量，提高了驱油效率。

聚合物驱提高采收率的影响因素

油层条件对提高采收率的影响因素1    

油藏类型的影响。如果油层含大量泥岩，那么聚合物就会被泥岩吸附。如果是气顶油藏，或者油层具有裂缝，那么注入的聚合物会充填到气顶中，或者沿着聚合物前进造成聚合物绕流。如此就会大大的影响驱油效果，不过对于泥岩含量非常小，我们可以多注些来弥补被吸附的聚合物，对于高孔渗大孔道或微笑裂缝可以通过调剖来改善。根据国内大量室内试验和现场实施经验，聚合物驱适用的油藏类型是陆相沉积的砂岩油藏，砂体发育连片，不含泥岩或含量非常少。

油层非均质性影响。当油层比较均匀时,聚合物流体推进就比较均匀，比非均质油藏推进速度慢，被聚合物流体波及到体积越大，驱油效率就越高。当油层非均质程度严重时，体积扫油效率提高幅度就越大。体积扫油效率和驱油效率这两个因素基本保持平衡，因而提高采收率值几乎是一样的。不过油层非均质性较均匀时，水驱开发效果本来很好，聚合物驱提高采收率的幅度就低。而油层非均质性不好，水驱开发效果差，聚合物驱提高采收率幅度就大。综合考虑，油层非均质性越强（一般在0.5-0.8之间），越适合实施聚合物驱油。

地层原油粘度的影响。当原油粘度过低，那么一般水驱后孔隙中的残余油就会很少，实施聚合物驱就没有意义。当原油粘度过高，要想改变水油流度比，则需要更高粘度的聚合物溶液，那么要求的聚合物浓度和量就高，从而需要更强的注入压力，这就给地面工艺带来了相当大的困难。根据国内经验，原油粘度一般在20～100mPa.s之间，适合实施聚合物驱。

油层温度的影响。温度太低，细菌活动加剧，聚合物的生物降解作用就强，不利于聚合物驱。温度过高，聚合物的氧化降解、水解、絮凝作用就强，粘度明显减小。根据经验，大于70℃时，过滤因子会明显增大，注入压力则需增强。这些情况的发生都不利于聚合物驱，因此适合聚合物驱的油层温度不能过高，一般略低于70℃。    

地层水矿化度的影响。前面已经提到配置聚合物溶液所用水质的矿化度能影响聚合物驱油粘度，同样地层水的矿化度也会降低聚合物溶液的粘度，影响聚合物驱油效果。因此适合油藏地层水的矿化度不能太高，一般在6000mg/L。

聚合物条件对提高采收率的影响4

聚合物浓度及用量对原油采收率的影响5、6。一定程度下，聚合物浓度越大，溶液的粘度越高，驱油效果应该越好。据华等人考察聚合物浓度对聚合物驱采收率的试验结果所得图件，如图（），从图中可以看出，原油采收率随着聚合物浓度增加而提高，然后趋于缓慢。相同浓度原油采收率随聚合物用量增加而提高到一定程度。从而我们可以得出一般高浓度聚合物驱油效果确实要优于低浓度聚合物浓度。

聚合物相对分子量对原油采收率的影响7。较高分子量的聚合物具有较强的粘弹性，这样就扩大力量聚合物驱的波及体积和提高聚合物驱油效率，因此在一定范围内聚合物的相对分子量越高，其原油采收率提高值也就越大。

转注时机对原油采收率的影响。转注时机包括不进行水驱直接进行聚合物驱，由水驱后不同阶段转为聚合物驱。水驱前、及水驱后不同阶段对应的含水率逐渐升高。

因此根据王德民所绘初始含水率与采收率提高值关系图8，我们可以得出相同浓度的聚合物驱，注入时间越早，原油采收率提高值就越大。

不同井网条件对原油采收率的影响。由于油藏平面非均质性严重，井距越大，井间非均质性越严重，而聚合物驱可以有效降低井间非均质性，所以在控制范围内，井间距离越大，波及效率越高，原油采收率提高值也就高。

残余阻力系数对原油采收率的影响9。残余阻力系数是聚合物溶液注入油层前后水的流动度之比，表征吸附和捕集在岩石孔道中的残留聚合物分子对水流动的抑制能力。

根据谢峰1998.9所绘聚合物驱油效率与残余阻力系数的关系曲线，我们可以得出，在聚合物驱时，滞留在岩石孔道中的聚合物能降低渗透率改变水流通道作用，残余阻力系数增加驱油效率也就增加，原油采收率提高值则变大。

综上所述

国内油田形成的聚合物驱主要技术

一类油层聚合物驱油技术

1、高分子量聚合物前置段塞整体调剖技术。高分子量聚合物具有增粘效果好、渗透率下降系数优点，矿场试验效果表明，高分子量聚合物不仅可以利用现有注入工艺在低于油层破裂压力条件下向主力油层正常注入，而且还会使得油层存聚率更高、油井含水下降幅度更大、采收率提高幅度更高。室内试验和数值模拟研究表结果还表明，将少部分高分子量聚合物作为前置段塞向油田非均质主力油层注入，可以达到整体调剖、进一步提高聚合物驱开发效益的目的。

2、高浓度大段塞聚合物驱油技术。高浓度聚合物具有较强粘弹性，驱油效果好。根据现场试验结果，随着注入量的增加，产油量得到很大提升。接近700 PV·mg/L时，产油量趋于稳定。

3、交联聚合物深度调剖技术。胶态分散可动凝胶深度调剖技术形成的凝胶可以增加阻力系数和残余阻力系数。凝胶体系特征：成胶后的粘度增加不很明显，而阻力系数和残余阻力系数可以得到大幅度的提高；由于胶态分散凝胶具有延缓交联的性能，在实际注入过程中它可以优先进入高渗透层，并在油层深部发生交联，使高渗透层的部分孔道发生堵塞，以达到降低高渗透层渗透率的目的；驱油效果明显好于普通聚合物驱。

4、产出污水配置聚合物技术。两种方法，一是曝氧法，向产出污水中连续吹气，其次将吹气后的污水混合到聚合物母液中，然后再将稀释后的聚合物溶液注入到油层中，优点在于可以除去污水中的微生物和还原性物质，以达到避免聚合物在油层中的生化降解和还原性物质对聚合物溶液粘度的不利影响，二是污水聚合物驱改性法，总体思路是在化学剂总投入不增加的前提下，向油田产出污水与聚合物溶液中添加适量的改性剂，使得污水配置的聚合物溶液的粘度和残余阻力系数增加，以达到改性后的污水聚合物驱油效果接近或超过清水聚合物驱的目的。

5、“一井一制”注入技术，解决了部分注聚井注入压力迅速上升矛盾,而且低压井高浓度注入有效地封堵了高渗透带,减少了聚合物窜流,提高了驱替效率。

优化工程方案，发展聚合物驱注采工艺技术，有五项配套技术：

1、成功研制了高密度、大孔径、深穿透射孔新技术。优点在于可减少孔径处对聚合物的剪切降解，尽可能地保留聚合物溶液粘度；

2、形成了以保留注入聚合物溶液粘度为核心的地面注入工艺技术。

3、初步形成了适应聚合物采出液的处理技术。包括游离水脱除、电脱水和含油污水处理；

4、研究和发展了适合聚合物驱的分层注入、分层测试技术。解决了层间吸聚差异大的问题；

5、建立了一套动态监测技术。如聚合物注入和采出的浓度、粘度和分子量测试技术等。

二类油层聚合物驱技术

在主力油层聚合物驱成熟配套技术基础上进行了二类油层聚合物驱矿场试验及实践，确定了二类油层聚合物驱开发方法11，即以解决平面、层间矛盾为主，以提高聚合物驱控制程度为核心改善聚合物驱效果，弄清聚合物相对分子质量与油层渗透率的匹配关系。二类油层聚驱开发总体框架：第一注聚对象，二类油层注聚对象是指河道砂和有效厚度大于1m，渗透率高于100×10-3μm2的非河道砂。第二细化开采层系，将油层性质相近的开采对象组合到一起，采用同一套井网开采，以减少层间干扰，同时还要满足一套层系内的油层要尽量适于注同一种分子量的聚合物，以达到提高聚合物驱控制程度和改善开发效果的目的。第三缩小井距，根据二类油层的发育状况和先导性试验区的动态反映特点，缩小井距可显著提高二类油层聚合物驱对象的控制程度。第四开发方案设计，设计时必须针对注采井间的油层发育状况、联通状况和注入能力的差别，实现单井注入分子量、注入速度、注入浓度以及聚合物用量的个性化设计。第五薄差油层聚合物驱分质注入，对低渗透油层注入低分子量聚合物，以增加聚驱控制程度，对高渗透层注入高分子量聚合物，同时通过降低注入压力来注入量。

聚合物驱油技术应用效果

大庆油田北一区断西聚合物驱油工业性矿场试验效果

试验层葡I1~4是喇嘛甸-萨西河流系统形成的碎屑岩地层，油层分布广、厚度大、渗透率高。油层纵向上分为5个时间沉积单元，参数见表1 

                      表1 油层数据表

表2  北一区断西中心井历年产量变化表

时间

1、油井含水大幅度下降，增油降水显著。年度综合含水从1993年的时候到1995年一次降低。

2、采收率大幅度提高，取得了预期的试验效果。试验结果达到方案设计提高采收率12%，吨聚合物增油120t的指标。通过计算每注1t聚合物增123t，采收率提高了16.82%。

3、产水量减少，注水利用率得到提高。聚合物见效前，油井平均含水90.7%，相当于1t原油耗水9.8t；聚合物驱见效后，产油量逐渐增加，产水量不断下降，是效果最佳期，中心井油井平均含水降到70.6%，相当于每采1t原油耗水2.4t，耗水量降低了3倍，注入水的利用率提高。

胜坨油田高温高盐油藏有机交联聚合物驱试注试验12

试验井组概况胜坨油田一区沙二段1-3砂层组（Es21～3）1-1N8井组进行有机交联聚合物单井试注试验。井组含油面积为0.13km2，有效厚度为15.8m，孔隙体积为60×104m3，控制石油地质储量为36.7×104t。1-1N8井为注入井，井组共有5口油井。该实验井组储层的原始地层水矿化度为21053mg/L,2003年注入水矿化度为12401mg/L，地下原油粘度为25mPa.s。原始地层压力位20.2Mpa，饱和压力为10.9-14.2Mpa。原始油层温度为80℃，为典型的高温高盐油藏。矿场试验方案采用2个阶段注入，清水配制母液 ,污水稀释注入。第1阶段注入1500mg/L聚合物(AX-74)和1 000mg/L交联剂;第 2阶段注入1000mg/L聚合物(AX-74)和800mg/L交联剂。单井配注量为100m /d。

试注单井注入有机交联聚合物驱油体系后，矿场动态反应良好，启动压力上升，吸水指数下降，渗透流阻力增大，吸水剖面得到改善。

1、启动压力上升且吸水指数下降，2003年7月30日1-1N8井的启动压力位6.8Mpa，比吸水指数为7.8 m3/(d·MPa·m);到11月，启动压力升为7.2Mpa，比吸水指数下降到4.1 m3/(d·MPa·m)。这主要是有机交联聚合物驱油体系在地下进行交联，形成粘弹性大且具流动性的凝胶，增加了地层的流动阻力造成的。

2、渗流阻力增加，从 1 - 1N8井的霍尔曲线可以看出 (图 3) ,注入有机交联聚合物驱油体系后,曲线的斜率变大,说明注入油层的有机交联聚合物在地下成胶，成胶后的粘度高于单一聚合物溶液的地下粘度，进一步增大了地层的渗流阻力，改善了油层的渗流状况。

图 3 1-1N8井霍尔曲线

3、吸水状况明显改善，试验前，1-1N8井以Es211层吸水为主，相对吸水量占86.99%，其他小层吸水非常少或者不吸水；注入有机交联聚合物体系后，Es211层的相对吸水量下降，Es212-3层得到较大的改善，相对吸水量由1.08%上升到27.70%，改善了层间波及动用状况。

大港油田港西五区一断块聚合物驱油试验效果

港西五区一断块的试验井网以主采井网为基础，聚合物控制面积0.46km2，控制地质储量106×104，储油层位主要发育着NmII、NmIII小层，注聚合物层位以这两个小层为主要目的层。聚合物驱油剂分子量在1500~2000万范围之内，聚合物段塞（前缘、主体、后尾）前缘部分应用高分子量聚合物EORPAM-4，主体和后尾部分应用优质价廉的讹误SW-130。

井口压力上升。9口井的压力均有不同程度的上升，升高1.1~3.7，平均上升了2.2Mpa，说明聚合物前缘起到了调剖的作用，降低了高渗透部位的渗透率。

层间、层内吸水得到改善。试验井层间吸水状况得到有效改善，层间、层内吸水得到调整。高渗透层的吸水率大幅度降低，平均下降了20%，而低渗透层的吸水量明显增加。

启动压力提高，吸水指数增加。9口注聚合物井的平均启动压力由以前的3.82Mpa上升到7.4Mpa，吸水指数由注聚合物前156m3/（Mpa.d）上升到191m3/(Mpa.d),这说明低渗透层发挥了作用。

注水利用率提高。村税率由0.19提高至0.01，水驱指数由1.42增加至0.75，含水上升率由0.68减少至7.0。可见，聚合物起到了调整吸水剖面，改善地层吸水状况的作用，同时，也启动了低渗透层，扩大了波及体积。

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