《提高石油采收率技术》讲义.doc

石油大学继续教育学院冀东油田开发新技术高级培训班 讲义提高石油采收率技术岳 湘 安2001.4.7一、概述 （一）提高原油采收率的意义作为一种重要的能源和化工原料，世界范围内对石油的需求仍将持续增长。尤其在我国，一方面国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大；另一方面，我国的各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，而且后备储量严重不足，石油的供求矛盾日益突出。据预测，按目前的开采水平，到2005年我国进口原油将高达108吨/年（1亿）。这将对我国国民经济发展造成极其严重的影响。缓解石油供求之间日益突出的矛盾有两条有效的途径：一是寻找新的原油地质储量；二是提高现有地质储量中的可采储量，即提高采收率。寻找新的油田、补充后备储量是原油增产和稳产最直接、最有效的途径。多年以来，各油田在开发过程中也不断加大勘探力度，找到新的储量。但是，石油是一种不可再生资源，它的总地质储量是一定的，而且我国陆上石油资源的勘探程度已经很高，新增地质储量的难度越来越大，潜力越来越少。近年来，几个大油田新增地质储量多数都是丰度很低、油层物性差、开采难度大的油藏。在有限的原油地质储量中，其可采储量是一个变量。它随着开采技术的发展而增加，而且其潜力一般很大。石油是一种流体矿藏，具有独特的开采方式。在各种矿物中，石油的采收率是比较低的。在目前技术水平下，石油的采收率平均约在30%60%之间。在非均质油藏中，水驱采收率一般只有30%40%。也就是说，水驱只能开采出地质储量的一小部分，还有大部分原油残留在地下。如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来，是一个极有吸引力的问题，也是世界性的难题。从长远来看，只要这个世界需要石油，人们必将越来越多地将注意力集中到提高采收率上。实际上，与勘探新油田不同，提高采收率问题自油田发现到开采结束，自始至终地贯穿于整个开发全过程。可以说，提高采收率是油田开采永恒的主题。（这种说法一点也不过分）。近几年，我国已成为纯石油进口国，预计到2005年将进口1亿吨年。国民经济急需石油，大庆是我国最大的油田，按现已探明的地质储量计算，采收率每提高一个百分点，就可增油5000万吨。这对国民经济的发展具有极其重要的意义。提高采收率是一个综合性很强的学科领域。它的综合性表现为两方面：高新技术的高度集成。不是一个单项技术而是一套集成技术，注入、采出、集输学科领域的高度综合。涉及各个学科。这种学科交叉、互渗，有助于产生新的理论突破，并孕育着新的学科生长点。而且，提高采收率的原理对于促进相关学科的发展，为这些学科提供发展空间具有很重要的意义。目前，国内外研究与应用的提高采收率方法很多。由于驱替截介质不同，其具体的驱油机理各不相同，适应条件和驱油效果都不同。但所有驱油方法都基于一些具有共性的原理。 （二）提高采收率方法及其分类从油田开采阶段上划分，通常将利用油层所具有的天然能量，如溶解气、气顶等，将原油采至地面的方法（能量衰竭法）称之为一次采油。在天然能量枯竭后用人工补充油藏能量的开采方法，如注水、注气，称之为二次采油。但是这种开采方式的分类很容易引起混乱。例如，在我国和前苏联一些油田曾采用早期注水保持压力的开采方法，很难说这究竟是一次采油还是二次采油。在稠油油田往往是一投入开发就进行热力采油，很难按上面的原则将其归类。另一种是按技术特点分类：将传统的注水、注气以外的，不是以保持和补充油藏能量为目的，而是以改变和控制油藏及油藏流体物理化学性质为目的的所有开采方法统称为强化采油（EOREnhanced Oil Recovery）。目前，EOR这一术语已获得普遍的认可，并已成为提高采收率的同义词。现有的主要EOR方法可分成如下几大类：（1）化学驱；（2）气驱；（3）热力采油。在这里，我们重点讨论化学驱。化学驱方法及技术比较：几乎所有化学驱方法都具有高盐敏性，即对矿化度非常敏感，所以一般对驱油体系的矿化度都有限制。由于化学体系在油层中运移时，易于发生吸附、滞留，甚至絮凝、沉降，影响化学剂的注入。如何保持足够的注入能力，是一个长期研究的课题。减少化学剂在油藏中的损失（吸附、滞留），是直接影响化学驱效果的关键问题。驱替方法驱油机理典型采收率（%）聚合物驱改善流度比提高波及效率提高微观驱油效率510碱驱改善岩石润湿性降低油水界面张力通过乳化改善流度比5活性剂驱降低油水界面张力增大毛管数510胶束聚合物驱降低毛管数15碱聚合物驱5ASP复合驱协同效应1520泡沫驱泡沫调剖效果气体上浮运移、溶解气驱510另外，微生物提高采收率技术也日益受到了广泛的重视，加速研究。但由于许多技术方面的问题，其工业化应用还有待时日。利用物理场激励油层、提高采收率，是一类新的技术思路，属于油气田开发的前言研究领域。这类物理方法提高采收率的机理还不十分清楚，须深化研究。可以与化学驱相互补充，对那些不适用化学驱的油藏是一类很有价值和前景的方法。 （三）国外提高采收率技术发展现状提高采收率技术的应用不仅受技术水平发展的制约，更大程度受油价的制约。近年来，由于油价下跌，多数国家的EOR技术应用呈下降趋势，但对于EOR的研究却从未停止。据“油气杂志”（Oil and Gas）第十三次独家的两年一次的EOR调查，1996年初世界提高采收率项目和稠油项目的石油产量估计约为220万桶天，约占世界石油总产量的3.6%。其中，美国72.4万桶天，占32.9%；加拿大51.5万桶天，占23.4%；中国16.6万桶天，占7.6%；前苏联地区20.0万桶天，占9.1%，其他国家59.3万桶天，占27.0%。热力采油是目前世界上应用最广泛、最主要的EOR方法，其产量约为130万桶天，占EOR总产量的59%。1. 美国EOR技术应用状况美国的EOR项目数自1986年以来持续下降，而EOR产量在1992年调查时居最高，达760907桶天。美国EOR产量与项目数美国1996年统计的700000桶的EOR产量中，约有60%是热力采油的产量。其余产量的大部分是注气（轻烃、CO2和氮气）。CO2驱在美国，CO2混相驱的产量与项目数都在持续增加，其原因是： Colorado 和新墨西哥拥有巨大的CO2资源，其供应条件已得到改善，已建成3条CO2输气管线。目前CO2日供应能力已达10亿立方英尺；油藏模拟能力提高，改善油藏管理、降低成本，不仅大型项目效益好，而且小型项目的效益也很可观。据估计，CO2驱每桶油的成本已从1985年的18.2美元降至10.25美元。美国中南部的Wasson San Anros油田的Willard区CO2驱、CO2混相驱，十采收率比水驱提高了12.2%，总采收率达53.1%。1996年有60个矿场进行CO2混相驱，年总产油已达855104吨。美国气驱产量与项目数气驱：l CO2混相驱l CO2非混相驱l N2驱l 轻烃驱 热力采油化学驱l 胶束聚合物l 聚合物驱l 碱驱l 表面活性剂驱，只在1990年实施过1个项目，产油20桶天。这些统计资料表明，近年来，美国化学驱的项目数和产量急剧下降。这主要是由于经济效益的制约。由此也必然影响到其技术研究的进展。3. 俄罗斯和独联体EOR技术应用状况俄罗斯和独联体在122个油田的237个区块上实施过EOR方法前苏联EOR产量与项目数 热力采油前苏联实施热采的主要地区是哈萨克。累计产油量到1992年已达4080万吨。其中近一半是靠蒸汽驱采出的（2030万吨）。注热水产油1690万吨，火烧油层产油360万吨。 化学驱化学驱的主要实施地区是鞑靼斯坦、西西伯利亚、伏尔加乌拉尔。到1992年已累计产原油3920万吨，其中主要是靠聚合物驱采出的。也做过一些活性剂驱的矿场试验，但由于设备陈旧、管理不善、活性剂成本高，大多数试验经济效益不好。 气驱到1992年底，独联体采用天然气和水气交替注入，累计采油量达670万吨。主要是在西西伯利亚实施。前苏联进行的CO2驱试验不多，唯一的一次试验，由于管线膨胀和造成污染等问题而终止。俄罗斯和独联体油田有巨大的难采储量，水驱后残留在油层数千亿桶石油，具有巨大的EOR潜力。2000年，应用EOR技术增产的原油可达3.26.4万m3天左右。到2010年可达12.720.7万m3天。 （四）我国提高采收率技术发展状况我国的提高采收率技术研究与应用虽然比西方国家起步晚一些，但发展很快。大庆油田自1964年开始采收率的研究，经过近40年的努力，已经在聚合物驱、表面活性剂驱、CO2非混相驱、天然气驱和复合驱方面取得了长足的进展。尤其是聚合物驱技术 、三元复合驱技术等化学驱技术的研究与应用的发展更为迅速。我国化学驱技术的迅猛发展的动力来源于国民经济对原油的需求和提高采收率的巨大潜力。1. 我国提高原油采收率潜力（1）与国外典型油田条件的对比原苏联：注水开发的杜玛兹油田，原油地下粘度2.5mPas，含水82.9时已采出地质储量的49.3%，方案设计采收率为59%。美国：东得克萨斯油田水驱，原油地下粘度为0.93 mPas，含水80%时已采出地质储量的50%，方案设计采收率可高达80%。我国：油田主要分布在陆相沉积盆地，油层物性变化和砂体分布均比海相沉积复杂，泥质含量高，油藏非均质性远高于主要为海相沉积的国外油田。而且陆相盆地生油母质为陆生生物，原油含蜡高、粘度高。这样的陆相沉积环境和生油条件，加大了我国油田开发的难度。我国依靠科技的力量，发展了一系列注水开发的配套技术，十使注入水不断扩大波及体积，延长了油田的稳产期。应该说我国注水开发技术和稳产指标，已达到或超过国外同类油田水驱开发的先进水平。尽管如此，由于油层物性差，非均质性严重，原油物性差（粘度高、含蜡高），我国油田的水驱平均采收率只有34.2%，一些油田只有20%25%，远低于国外海相沉积油田的水驱采收率水平。大庆油田，陆相沉积、油藏非均质变异系数0.7左右，原油地下粘度为9 mPas（是美国东德克萨斯油田原油粘度高10倍之多！），综合含水82%，仅采出地质储量的30.1%，最初预测最终水驱采收率仅为34.8%，经过多年的工作，不断改善水驱开发效果，大庆油田预测水驱采收率也仅可提高到40%左右，仍然远远低于国外海相沉积大油田的水驱采收率。胜利油田，陆相沉积，原油地下粘度：上第三系馆陶组油层6090 mPas，下第三系沙河街组油层1020 mPas。现含水已达89.8%，仅采出地质储量的21.1%。预测水驱采收率也只有27.7%。我国油田总水驱采收率水平较低，主要反映在两个方面： 由于油层的非均质性，水驱波及系数低； 驱油效率低。这两点决定了我国油田采用以扩大波及体积和提高驱油效率为目标的EOR方法具有很大潜力。（2）采收率潜力分析大庆油田13口井水淹层密闭取心资料表明，以正韵律厚层砂岩为主的喇嘛甸、莎北、莎中地区，注入水在平面上沿条带状突进，垂向上厚层底部水淹严重在注水倍数为1时水洗厚度仅为69%，其中强水洗厚度也只有26.5%，水洗段平均驱油效率47%。大庆中区西部已注水开发30余年，在聚合物驱前，钻井取心资料表明：萨1-3层水淹厚度仅33.7%，葡1-4曾水淹厚度仅28.4%，采出程度只有20%。胜利油田的胜坨油田，河流三角洲沉积，为高渗高粘油田。1994年取心资料表明，在已注水开发近30年，注水倍数已达1.11.44,综合含水已高达92%95%的情况下，水洗和强水洗厚度仅为油层厚度的54.6%，平均驱油效率也仅为41.6%47.1%。我国对25个主力油田资料进行研究表明：平均水驱波及系数最终可达0.623，驱油效率为0.531，据此预测全国陆上油田水驱采收率仅达34.2%。这意味着水驱之后我国还有近百亿吨探明地质储量残留在地下，有待新的提高采收率技术开采。这就是我国提高采收率的巨大资源潜力。1988年应用美国能源部提高采收率潜力模型，对我国13个油区173个油田、近千个区块、总计74108吨地质储量进行了三次采油潜力分析，其结果表明：我国陆上油田适合聚合物驱的共有59.7108t地质储量，平均提高采收率8.7%，可增加可采储量5.19108t。适合表面活性剂和复合驱的地质储量有60108t，平均提高采收率18.8%，可增加可采储量11.3108t。实际上，经过近30个矿场试验和推广应用表明，聚合物驱可提高采收率10%，复合驱先导试验可提高采收率1520%。这些数字充分显示出我国提高采收率具有很大的潜力。2. 我国的提高采收率技术发展总体状况（1）总体概况我国的提高采收率研究起始于60年代初，其发展高峰是80年代初。1979年，原石油工业部将提高采收率（三次采油）列为我国油田开发十大科学技术之一。开始着手进行EOR技术调研，组织国际合作，引进先进技术，就此揭开我国EOR技术高速发展的序幕。从经济和产量角度综合考虑，化学驱是我国油田开发提高采收率技术的最佳选择：我国近年来原油产量约为1.4108t，全国陆上油田含水已高达82%，进入了高含水期开采阶段。每年年产量综合递减800多万吨。仅仅是为了稳产，每年就需增加近8108t地质储量。目前我国陆上油田新区勘探难度越来越大，单纯靠新区增加可采储量已无法满足需要。另一方面，我国老油田还剩余近百万吨储量无法依靠二次采油开采出来。大庆油田对其外围新区未动用的低渗透新油田和老油田每采100104t原油所需总费用进行了对比：老区继续水驱加密阱网总费用4.22亿元；老区聚合物驱3.93亿元；外围新区8.3亿元。这说明，在老区提高采收率所投入的经费是较低的。以北一区中块为例，作了开发指标的经济评估（按EOR8年有效期计）对比：平均单井日产油，t提高采收率注水量吨油产液量吨油继续水驱加密井网4.1316.59.2聚合物驱20.7125.86.6复合驱34.5202.82.7这表明，大庆老区用EOR方法是经济有效的，不仅可以大幅度增加可采储量，还可以大幅度减少注水量和产液量。1982年，在对国外五个主要石油生产国十余种EOR方法综合分析的基础上，对我国23个主力油田进行了EOR方法粗选。1984年开始与日、美、英、法等国在大港、大庆、玉门等油田进行聚合物驱，表面活性济驱油技术合作。由于我国探明气源不足，油田混相压力较高，不具备广泛实施混相驱的条件，确定了化学驱油作为我国EOR技术的主攻方向，并以首先聚合物驱作为重点。“七五”（19861990）、“八五”（19911995）、“九五”（19962000）连续将EOR技术研究列为国家重点科技攻关项目。（2）聚合物驱技术发展仅用了十年左右的时间，在“八五末期，就基本掌握了聚合物驱油技术，完善配套了十大技术，即：注水后期油藏精细描述技术；聚合物筛选及评价技术；合理井网井距优化技术；聚合物驱数值模拟技术；注入井完井、分注和测试技术；聚合物驱防窜技术；聚合物配制、注入工艺和注入设备国产化；采出液处理及应用技术；高温聚合物驱油技术；聚合物驱方案设计和矿场实施应用技术。规模与效果采收率：聚合物驱先导性试验、工业性矿场试验、工业化应用均取得了在水驱基础上提高采收率10%以上的好效果。大港油田：西四区聚合物驱先导性井组试验在“七五期间最早取得明显增油降水效果，井组含水由90.5%下降到67%，日产油由48.6t上升到88.4t ，采收率提高了10.4%；注1t聚合物干粉增油达400t。注聚前后对比：高渗透层吸水强度由15m3/m下降到10m3/m，低渗透层吸水强度由1m3/m下降到7m3/m。表明：有效地扩大了注水波及体积。大庆油田：中区西部聚合物先导性井组试验。该区注水开发近30年。聚合物驱后在葡1-4单层试验井组全区综合含水由95.2%降到79.4%，日产油由37t上升到149t，平均注1t聚合物干粉增油241t，中心井比水驱提高采收率14%。在葡1-4和萨1-3双层开采试验井组，全区综合含水由94.7%降到84.4%，日产油由86t上升到211t，平均每注1t聚合物干粉增油209t，中心井比水驱提高采收率11.6%。北一区断面葡1-4层工业性矿场试验。试验区面积达3.13km2。地质储量632104t，注采井数达61口，全区含水由90.7%下降至73.9%，日产油由651t上升到1356t,试验未结束时提高采收率已达13.62%，比聚合物干粉增加原油130t。大庆油田从1996年开始聚合物驱工业化推广应用。目前已有15个区块实施聚合物驱，已成为大庆油田开发的重要技术。例如：大庆采油一厂聚驱工业区块已达5个，年产油保持在300104t，占全厂总产油量的近1/4。96年开始注聚的三个区块目前聚合物用量已达577.21mg/L PV，综合含水已回升到87%，目前已达提高采收率10%。大庆采油三厂目前，聚合物驱工业应用区块已达5个，年产量占全场总产量的29%左右。北二西东、西两个区块分别于95年12月。96年8月投入聚合物驱开采，面积15.35km2，地质储量2818104t，总井数222口（其中注入井98口，采出井124口）。截止到2000年底，累计注入聚合物干粉25125t，聚合物溶液2540.55104 m2。累计增油186.87104 t，1 t聚合物增油74 t。阶段才采出程度为17.04%，较数模高3.9%。河南双河油田，油层温度72，发展了一套高温聚合物驱技术，矿场先导性试验已提高采收率8.6%，预计试验完成后可提高采收率10.4%。“八五”末，全国已进行聚合物驱油矿场试验19个。并在6个大油区25个油田、区块开始推广应用，建成168104 t原油生产能力。“九五”开始，已将聚合物增产原油列入我国陆上原油生产计划，现已达到年增产原油700104 t。预计整个“九五”期间增产原油1500104 t。1997年全国投入聚合物驱工业化应用的油田面积达101.3 km2，动用地质储量2.21108 t，年注入聚合物干粉2.37104 t。聚合物驱年增产原油达303104 t。我国已成为聚合物驱规模最大、增产效果最好的国家。（3）复合驱油技术我国从“七五”开始表面活性剂驱油技术的研究。在此基础上，于“八五”开展了复合驱油技术的研究。由于复合驱油技术远比聚合物驱复杂得多，难度更大、风险更大。所以“八五”期间的研究工作是由基础开始的。开展了5个不同油区、不同类型复合驱油先导性矿场试验。首次于1993年在胜利油区孤东油田小井距试验区取得成功：在水驱才采出程度已达到54%（属油田枯竭）条件下，又提高采收率13.4%，使其总采收率达到67%。大庆油田：在原油108t基本无酸值的条件下，中区西部先导性试验区、杏五区先导试验驱试验结果，6口水驱最终采收率提高20%，比聚合物驱提高采收率高出已一倍左右。新疆克拉玛依砾（l）岩油田二中区小井距先导试验区：在含水99%的条件下，中心井产量增长了12倍，含水下降到83%。辽河油区兴隆台油田兴28区块具有气顶边水小断块油田已注水枯竭的情况下，采用碱聚合物二元复合驱，中心井日产油由0.9 t上升到9.7 t。我国以化学驱油技术为代表的EOR技术发展迅速，已成为我国陆上主力油田持续发展的重大战略接替技术。当前不论从规模上、年增产原油量和技术的系统完善配套上，均已走在世界前列。预计到2010年我国化学驱年总增油量将占全国陆上油田年产油量的15%左右，成为世界上EOR技术工业化程度最高的国家。 二、聚合物驱技术 （一）聚合物在油藏中的稳定性与滞留1. 聚合物溶液的稳定性聚合物溶液在油藏条件下必须长时间保持稳定，才能取得好的驱油效果。即聚合物溶液在油藏条件下应该保持初始的粘度值、不絮凝或不应沉淀交联而堵塞油层，且降解尽可能的小。而高含盐量、高速剪切处理、高温、化学反应及生物降解都会使聚合物分子破坏，从而使聚合物溶液的稳定性受到影响。聚合物的降解基本上有三种不同类型的降解机理：机械降解、化学降解和生物降解。经过降解作用，聚合物的平均分子量下降，直接影响到它的增粘特性。（1）机械降解当聚合物溶液被置于高剪切条件下，由于分子承受大的剪切应力造成分子链被剪断。这是瞬时效应，在聚合物溶液混配时，或聚合物溶液经泵和闸门的输送过程中，或者在注入通过射孔炮眼时，或者在井筒附近的地层，聚合物高速流动的地方都会出现高的剪切条件。目前已开展了聚合物在高剪切流动情况下的实验研究工作。主要研究结果如下：在高剪切流动情况下，聚合物链断裂速度取决于分子量、剪切速率和溶液粘度；同时也与溶液的浓度有关，当然，浓度与粘度有关。大分子对流动的阻力较大，产生的剪切或拉伸应力也较大，因此很容易断裂。剪切前后，聚合物分子量分布发生改变，剪切后的分子量分布在低分子量部分的峰值较高些。聚合物分子流动所产生的剪切应力是断裂的主要原因。（2）化学降解氧化作用或自由基化学反应通常被认为是化学降解作用的最重要的来源。（3）生物降解生物降解是指聚合物分子被细菌或受酶控制的化学过程而破坏。防止生物降解最常用的办法就是使用生物杀菌剂，如甲醛或其它化学剂。然而使用了这样的杀菌剂，就可能影响所使用的其它保护聚合物的化学剂。例如杀菌剂可以和除氧剂发生反应。因此，研制新型杀菌剂是目前急待解决的问题之一。2. 聚合物在油藏孔隙中的滞留在油层流体运移过程中，聚合物分子与孔隙介质之间存在着很强的相互作用，会引起聚合物在多孔介质中的滞留，从而损耗注入水中的聚合物。显然，这时驱替液的粘度比注入时的聚合物溶液粘度要低很多，导致聚合物驱油作用降低。但是，聚合物在多孔介质中的滞留作用也可使油层岩石的渗透率下降，有利于降低驱替液的流度。相比之下，增粘作用更为主要。因此，聚合物滞留作用的强弱，是决定聚合物驱油经济效果好坏的关键因素之一。聚合物通过多孔介质时有三个滞留机理，即：吸附；机械捕集；水动力滞留。下面分别进行讨论。（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体表面之间的相互作用。吸附机理可分为物理吸附和化学吸附。物理吸附是指在表面（吸附剂）和被吸附物质（吸附质）之间依靠静电力（或范德华力）和氢键的作用相结合。化学吸附是指两者之间发生化学反应而产生的吸附。聚合物在岩石表面的吸附主要依靠物理吸附。评价聚合物吸附的方法有两种：静态吸实验验和动态吸附实验。静态吸附将岩石颗粒静置于聚合物溶液中，直至吸附达到平衡，这种吸附称为静态吸附。具体确定吸附量的方法是将岩石颗粒在溶液中静置72小时，用离心机将溶液与颗粒分离，用浊度法测溶液浓度，浓度损失即为吸附损失。 聚合物的吸附量和吸附性质主要取决于以下几点：l 聚合物的种类和聚合物的性质，如分子量大小、分子尺寸、电荷密度或水解度（对HPAM来说）、聚合物浓度；l 溶剂的性质，包括溶剂的类型、pH值、矿化度（Na+、Cl- 等）和硬度（Ca2+、Mg2+等），以及溶剂中其它组分的含量；l 岩石的表面积和组成岩石的矿物类型。 动态吸附聚合物溶液通过多孔介质时产生的吸附称为动态吸附。动态吸附的环境与静态吸附有较大的差别，在动态吸附过程中，岩石颗粒表面不完全暴露于溶液中，因而吸附比表面积较小，但表面更不光滑，存在粒间夹角、喉道等，它们可能阻止聚合物通过，大分子在这些地方会有堆积。以这种方式滞留的分子已经不属于吸附滞留而是机械捕集了。在实验室中很难将动态吸附造成的大分子滞留与其它机理造成的滞留区分开。（2）聚合物的机械捕集机械捕集作用是聚合物滞留在狭窄的流动孔隙所致，与水动力滞留是相互影响的，这种现象只有在溶液流经多孔介质时才能发生。在网状微孔隙中，有一部分是细窄的喉道。因此当聚合物溶液流经这种复杂的网状介质时，分子要占据大量的孔道，某些较大尺寸的分子被捕集在狭窄喉道处，于是发生堵塞效应，流动作用减弱，进而可能在堵塞处捕集更多的分子（包括部分较小尺寸的分子）。实际上，这种机理与深部过滤现象相似。（3）聚合物的水动力滞留聚合物的水动力滞留是最难定义和理解的一种滞留机理，这一机理是在岩心聚合物滞留达到稳定状态后，改变流速时总滞留量发生变化后建立的。Chauveteau和Kohler两人在岩心上进行了HPAM滞留试验，由流出的水相分析结果可知，当流速由3m/d增大到10.3m/d时发现，聚合物的产出浓度下降，这说明HPAM的滞留量随流速的增加而增大。流速再减小到3m/d ，则聚合物的产出浓度又回到了注入浓度(400mg/l)，这说明滞留量也下降了。Maerker在进行黄原胶的类似研究中，也发现聚合物滞留量随流速增加而增大的现象。3. 聚合物在多孔介质中的流动参数聚合物通过多孔介质时，不仅降低了地层的渗透率，而且其溶液的粘度特性也发生了变化。为了评价聚合物溶液通过多孔介质的流动特性，采用了三种度量参数，有阻力系数、残余阻力系数和筛网系数。(1) 阻力系数 (0-1)阻力系数表示聚合物溶液降低流度的能力，它是大于1的无因次数。（2）残余阻力系数为了单独描述渗透率下降效应，引进了残余阻力系数的概念。这是描述聚合物溶液降低岩心渗透率能力的物理量，用表示。 (0-2)式中 岩心原始水测渗透率； 聚合物溶液通过岩心时的有效渗透率； 大于1的无因次数。愈大，聚合物降低渗透率的能力愈强。它是评价注聚合物后油层注入能力的一个重要参数。 （二）聚合物驱油的主要机理及影响因素1. 聚合物驱主要机理普遍认为，与其它化学驱相比，聚合物驱的机理较简单。但迄今为止，对聚合物驱的微观本质仍然认识不清。室内实验和矿场试验、生产中发现的一些现象，无法用传统的理论来解释。也正是由于目前对驱油机理的物理本质认识程度所限，严重地制约了聚合物驱理论与技术的发展。在这里我们只能简单地介绍已被公认的主要机理。（1）改善流度比目前公认的聚合物驱主要机理是改善流度比，抑制粘性指进，提高宏观波及效率。虽然聚合物溶液的物理化学性质，尤其是流变性非常复杂，在油藏中的流动与驱替机理与小分子的牛顿型驱替液（水）有很大（甚至是本质)的差异，但其粘度效应对驱油效率的影响在定性规律上与水驱具有可比性。因此，我们有理由用水驱油效率预测方法来定性地分析聚合物驱的主要机理。在水驱条件下，水突破后采出液中油的分流量为： (0-3)式中，分别为水、油的流度。由式可见，为提高原油采收率，需降低水油流度比。这也是最初提出聚合物驱基本原理。下面我们具体分析影响流度比的因素，以及在技术上如何实现。为此将式略加变形： (0-4)仅从上式分析，为改善流度比，获得较好的驱油效率有两个途径：降低水/油相对渗透率比；提高水/油粘度比。 降低水油相对渗透率比油水两相的相对渗透率（）是含水饱和度的函数，水相渗透率随含水饱和度增加而增加，而油相渗透率则随含水饱和度增加而降低。在向油层注水的整个过程中，含水饱和度始终是增加的，最终趋向极限值。因此，均质油层采油过程中，比值随开采时间的增长而持续增大。最终趋于无限大（将趋于零）。可见，采出液中油流分流量始终是减少的，最终趋于零。这是油田开采的最终结果。也就是说，水油相对渗透率比随含水饱和度增加，这一客观事实是无法改变的。但是相对渗透率不仅与含水饱和度有关，而且与其它因素相关。例如，岩石润湿性、孔隙结构、流体性质等。这些因素影响相对渗透率的物理本质和规律还需要深入地研究（可能存在一些尚未被认识的现象与规律）。这里面很有可能蕴含着新技术的生长点。 提高水油粘度比通过提高水油粘度比来改善流度比，提高驱油效率是一种很有效的方法。当水/油粘度比很小时，采出液中含水率上升速度快。例如，当油层平均含水饱和度达到30%时，对于的条件，生产井含水就会达到80%；若，含水只有30%。就是说，如果驱替液与原油粘度比过小，在油层中含水饱和度并不很高的情况下，就不得不因采出液含水率已达到采油经济允许的极限含水率而终止开采。此时的采收率还很低，如果提高水/油的粘度比（），采出液中含水率上升速度将大大减缓。当它达到经济允许的极限含水率时，油层中的含水饱和度可以达到较高的值，相应的原油采收率较高。提高水油粘度比有两个途径： 增大驱替液的粘度聚合物驱 降低原油粘度热采等（2）调剖效应调整吸水剖面、扩大波及体积是聚合物驱提高采收率的另一主要机理。在聚合物的调剖作用下，油层注入液的波及体积扩大，在油层的未见水层段中采出无水原油。聚合物驱室内模拟实验结果表明：在非均质岩心中，聚合物溶液的波及范围扩大到了水未波及到的中低渗透层。现场的实测资料也证实了这一点。但是，对于层间渗透率差异太大的油层，仅依靠聚合物溶液的流度控制，往往不能有效地抑制舌进。在此情况下，应采取调整吸水剖面的技术措施（调剖）。（3）聚合物溶驱微观驱油机理传统的观点认为，聚合物驱只是改善的水驱，即聚合物只能增加扫油效率（Sweeping efficiency），而不能提高驱替效率（Displacement recovery efficiency），若是这样，就决定了聚合物驱只能提高5%左右的采收率。但是，实际的情况并不是这样。根据大庆油田的矿场试验结果分析，只要选择合适的油藏，有正确的注入体系设计，聚合物驱提高采收率的幅度可达10%以上。由此断定，聚合物驱不仅在纵向上、平面上扩大了波及系数，而且，在油藏微观孔隙结构上，也增加了水驱体积。中科院万庄分院渗流力学研究所利用核磁共振仪，对比分析了水驱和聚合物驱的人造岩心，认为聚合物驱扩大了驱油的孔隙数量。据大庆油田聚合物驱后检查井密闭取芯的资料证明，仅靠增加波及系数达不到如此高的采收率，而正式由于增加波及系数与提高驱替效率的叠加效果，才可能使聚合物驱的采收率达到10%以上。下面是有关聚合物微观驱油机理的几个实验：（多媒体动画）2. 聚合物驱的适用条件利用聚合物溶液驱油时，由于地层岩石、流体等的复杂性，会影响聚合物的驱油效果。因此，在油田上应用时，必须根据岩石性质选择适当的聚合物。（1）聚合物的筛选对于聚合物的选择，必须从驱油效果和经济上进行考虑，同时不能伤害地层，因此，油田上应用的聚合物应满足：具有水溶性：能在常用驱油剂（水）中溶解；具有明显的增粘性：加入少量的聚合物就能显著地提高水的粘度，具有非牛顿特性，从而改善流度比；化学稳定性好：所应用的聚合物与油层水及注入水中的离子不发生化学降解。对于生物聚合物，受细菌的影响应尽可能小；剪切稳定性好：在多孔介质中流动时，受到剪切作用后，溶液的粘度不能明显的降低；抗吸附性：防止因聚合物在孔隙中产生吸附而堵塞地层，使渗透率下降或使溶质粘度降低；在多孔介质中有良好的传输性：良好的传输性指除了聚合物具有较强的扩散能力外，注入时不需要太大的压力以及在较大的注入量下不出现微凝胶、沉淀和其它残渣等；来源广、价格低：应用的聚合物来源要广，以便在油田上能够广泛应用。能同时满足上述所有要求的聚合物很少。在应用时，根据油层条件，选择出适合岩石性质的聚合物。（2）油藏条件的适应性由于聚合物驱油受油层条件和岩石组成的影响，因此，聚合物驱油时必须考虑油层条件。油藏几何形状和类型：对于具有气顶的油藏，或者地层具有裂缝、孔洞的油层不能应用聚合物驱。因为注入的聚合物会充填到气顶中，或者沿着裂缝前进造成聚合物绕流，而不能在多孔介质的孔隙中流动降低流体的流度。油层岩石为砂岩，不含泥岩或含量非常少。防止聚合物的吸附量过多而影响驱油效果；岩石渗透率及其分布是聚合物驱能否成功的重要因素，渗透率决定聚合物溶液的注入能力和聚合物的滞留量，因此岩石平均渗透率最好大于0.12。原油性质在很大程度上决定了聚合物驱是否可行。原油粘度越高，聚合物驱对流度比改善越大。一般原油粘度在5mPa50mPas之间比较适合聚合物驱。此外，地层的含油饱和度必须大于残余油饱和度，而且含油饱和度越高，聚合物驱效果越好。油层温度：聚合物驱的油层温度不能太高，虽然许多聚合物的热稳定性可以达到120或者更高，但使用时油层温度最好不要超过70。多数聚合物在70左右，其性质会发生变化，聚丙烯酰胺在70表现出很强的絮凝倾向。高温下降解反应会加速，吸附量增大。温度还对聚合物驱所需的其它化学添加剂，如杀菌剂、除氧剂等有影响。油层温度太低对聚合物驱也有不利的影响，因为在这样的温度下细菌的活动通常会加剧。地层水的性质是聚合物筛选的重要依据之一。如果地层水矿化度很高，就必须选用耐盐性能好的聚合物，或者用淡水对地层进行预冲洗。（三） 聚合物驱注入方案1. 聚合物注入时机所谓注入时机，就是指油田上油井在综合含水多少时，注聚合物最合适。数值模拟研究表明，注聚合物越早，节省的注水量越多，注入水利用效率越高。如正韵律油层，在聚合物注入量240PVmg/L时，同水驱相比，都计算到油井综合含水98%。当油田开发一开始就注聚合物，与水驱相比可节省注水量2.2PV；当油井含水85%时，再注聚合物，可节省注水量1.8PV；当含水90%时，注聚合物，可节省注水量1.6PV；当含水95%时注聚合物，可节省注水量0.62PV由此可见，注聚合物越早，开发年限越短，节省的注水量越多。但是应该指出，聚合物不同的注入时机对提高采收率的幅度没有影响。在上述地质模型和同样的聚合物用量下，计算结果表明，不同含水时注聚合物，其提高采收率的幅度相同，均为10%左右。上述注聚合物的时机只是就节省水量这一点来讲，是越早越好。但注聚合物是一个复杂的系统工程，涉及到巨额的投入和庞大的工作量。一开始就注聚合物，不仅会大大增加油田开发的难度和工作量，而且也会延长油田投入开发的时间和产量增长的速度，从而失去注水开发初期低投入低成本开采的有利时机，大大降低油田开发初期的经济效益。因此，注聚合物的时机问题，是一个油田开发的综合经济问题，必须从油田开发的整体部署出发，进行全面的论证后，才能确定。2. 聚合物的用量聚合物和水相比，是一种昂贵的化学剂，所以聚合物的用量不仅涉及注聚合物的效果，而且也涉及到整体的经济效益，是聚合物驱油中一个十分重要的问题。（1）聚合物用量和聚合物驱效果的关系聚合物的用量一般用聚合物溶液的段塞体积（PV）和聚合物溶液浓度（mg/L）的乘积来表述。根据数值模拟计算，在一定的油层条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，但当聚合物用量达到一定值以后，提高采收率的幅度就逐渐变小了。而每吨聚合物的增油量却有一个最佳区间，在上述计算中，随着聚合物用量的增加，每吨聚合物的增油量也增加；但当聚合物用量超过200PVmg/L后，则随着聚合物用量的增加反而减少了。聚合物用量选择综合曲线