第十一章聚合物驱油动态特征及影响因素

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1、第一章 聚合物驱动态特征及影响因素888669610.67.169.226第一节聚合物驱动态变化特征一、聚合物驱动态变化特征1、注入压力和注入能力的变化注入压力的变化是聚合物驱过程中最早显现的一个特征。由于增加了注入水的粘 度，以及聚合物在油层孔隙中的吸附捕集，注入井周围油层的渗透率下降较快，导致注 入初期注入压力上升较快，与注聚合物前相比最高上升25MPa。随着聚合物的注入，近井地带的聚合物吸附达到平衡，渗流阻力趋于稳定或缓慢上升。这表明，聚合物在油 层中的传播能力好，不会发生堵塞问题。由此，可以早期判断聚合物与油层的配伍性及 注入方案的合理性。转入后续注入顶替水驱替时，注人压力稍有下降，但

2、仍比注聚合物 前高13MPa，直到再稳定（图11-1）。由于注入压力的升高，注入水粘度增加，渗流阻力增大，注入能力下降。初见效期 比吸水指数下降较快，明显见效期比吸水指数保持平稳稍有降低，与注聚合物前相比约下降1/31/2。但后续注水突破油井后，比吸水指数逐步上升，至见效末期比吸水指数 保持平稳或略有上升（图11-2） o孤岛、孤东及胜一区聚合物驱试验测试资料同样也表明了这一规律， 注聚合物溶液 与注水时相比，启动压力上升，注人能力下降 1/3左右。3个试验区启动压力平均上升 1.67MPa左右，比吸水指数下降1/4或2/3 （表11-1）。1注聚含詢阶段1童财奧阶段IQ E一 ” L* _

3、上 _ - -=_ =- lid，1992.12 L9S3.8 19644 199412 19%B I99&4 1 殴112199B.4 19S& 12 1909,8 S000_4生产时何图11-1孤岛油田中一区Ng3聚合物驱先导试验注入压力变化曲线8 6 43表11-1先导试验注入井指示曲线测试结果对比启动压力，MPfl比囁水描牧*d * m)孤囲瞇平均孤护平均tti tn1735 34 07.218.7注ft厨机船ItWt8 1氐02.8265 差值L071.132.8).6733%61%3SM2、产液能力的变化已经进行的聚合物驱矿场实施项目，一般都表现出在聚合物驱过程中油井流压降 低、产

4、液能力下降的现象。这是由于聚合物溶液注入地层以后，由于驱替剂粘度的增加， 改善了水驱时不利的流度比，降低了驱油剂的流度，导致渗流阻力增大，使地层供液能 力低于水驱供液能力。特别是在高含水阶段，由于油井含水降低，从而大幅度地降低产 液指数。孤岛油田中一区Ng3聚合物驱先导试验区中心井中11-JII井的流动系数由注聚合 物初期的7.45D m/mPas)连续降至注聚合物结束时的 1.94D m/ (mPa - s)，采液 指数由 24.4m3/d MPa)下降至 4.93m3/ (d MPa)。在聚合物驱替过程中，地层压力、油井流压、油井含水及原油脱气对产液指数的变 化有明显的影响。在控制油井流压

5、下采油时，在相同含水的情况下，随着地层压力不断 恢复，产液指数则不断恢复；在控制地层压力下采油时，油井流压增加并不断恢复，则 产液指数缓慢增加。油井初始含水率也影响采液指数，在聚合物驱开始时，油井初始含水率越高，产液 指数下降幅度越大。在相同的初始含水率条件下，油井含水率下降幅度越大，则产液指 数下降幅度也越大。为了减小油井产液指数的下降，应当保持和提高地层压力，以保持 较小的脱气指数，同时油井应加大机械采油强度，进一步降低流压。3、产油能力和含水的变化长期以来，人们认为聚合物驱只是所谓的“改善水驱”，不能导致油井含水大幅度 下降，采油量明显增加，采收率只能提高2.5%。近年来，人们通过大量的

6、矿场实践发现，在聚合物驱油过程中，随着宏观和微观波及体积的增加，也会类似微乳液驱那样， 使原油富集，形成“油墙”从而使油井含水大幅度下降，产油量明显增加，并可大幅度 提高采收率。国外的一些油田，如阿曼的 Marmul油田、加拿大的 RaPdan油田，美国 Yates油 田、德国的Hankesbuetted油田，注聚合物后都出现了含水大幅度下降，产油量明显增 加的结果。女口 Han kesbuetted油田，油田的西部中块先导性试验，以及该区的二断块和 四断块进行的扩大试验，按数值模拟预测结果，水驱最终采收率可达43.5%，而聚合物驱后实际达到的采收率为 65.0%，较水驱提高了 21.5%。国

7、内各油田的聚合物驱实践也有相似的结论。如胜利油田孤岛中一区Ng3先导试验区含水下降21.2%，提高采收率12%。室内试验、数值模拟及矿场实践的结果表明：在注入一定量的聚合物溶液后，综合 含水开始下降，出现含水下降漏斗，日产油也开始增加，使采出程度明显高于同期水驱 采出程度。但当含水下降到一定程度后，又逐渐开始回升，直至驱替结束。虽然由于各 单元的实际条件和注采状况不同，影响聚合物驱见效时机和最终采收率有所不同，但仍存在一般规律。因此根据产油量和含水的变化，将聚合物驱分为3个阶段，即初见效期、 明显见效期和见效末期。在这3个阶段内，各项指标呈现相应的开采特征（表11-2）。表11-2聚合物驱见效

8、阶段的划分附段油1含水注人压力初见效期障低下降穗定上升平稳上升下降明显见致期平稳大幅度上升大輻度下降平難平檢见蚊玄期上升辔慢F降廻慢上升下降上升聚驱过程中，含水变化趋势分为上升、下降、稳定、上升四个阶段，其中下降阶段最长。胜利油田聚合物驱初见效期在注人 0.12PV左右以前，综合含水稍有上升或保持平稳 至在入0.12PV左右基本达到注聚合物前水驱时的水平，产液量有所下降；注入0.120.7PV左右为明显见效期，综合含水迅速下降，下降至最低值后开始回升，形成含水下 降漏斗，其中在注入0.30.5PV左右时为见效高峰期，含水达到最低值；注人0.71.2PV 左右为见效末期，聚合物驱效果变基直至恢复

9、到水驱水平， 一般综合含水达到98%,聚 合物驱结束。聚合物驱的工作周期：（1）聚合物驱的工作周期一般为九年，确定了采用聚合物驱 的油层及地面设施建成后，第一年下半年注低矿化度清水。（2）第二年开始注聚合物溶液，注入一年后见效。（3）第三年至第九年为七年增油见效期，其中前五年为集中有效 期，一般第十年进行聚合物驱油上返或关井。对产油规律总结为：是指产量的阶段变化和量的关系，根据聚合物驱油试验情况， 聚合物驱采油井的产油规律包括如下三个阶段：第一阶段，产量上升期，此阶段含水由 低产上升到高产，采出液中聚合物浓度由无到有逐步上升；第二阶段，产量稳定期，此 阶段含水相对稳定，产油量在高水平上相对稳定

10、，采出液聚合物浓度稳定；第三阶段， 产量递减期，此阶段含水缓慢上升，产油量由稳定转为缓慢下降，采出液含聚合物浓度 达到最咼。4、单井见效类型在聚合物驱过程中，由于地质条件、油层连通及开发状况的差异，油井的见效特点 也各不相同。根据油井见效时间与聚合物的突破时间，见效井可分为3种类型：一是油井先见效后突破；二是油井见效与聚合物突破同时；三是油井先产出聚合物，后见到降 水增油的效果。根据矿场统计，第一种类型的井，含水下降幅度大，增油效果好。表明这类油井宏 观和微观波及体积增加幅度大，形成了较好的“油墙”，聚合物利用率较高。第二、三 种类型的井，以提高驱油效率为主，见效后油井含水下降幅度小，增油效果

11、差。 另外，在没有窜流的情况下，产出聚合物浓度越高，增油效果越好，在效果达到最 佳时，产出浓度也接近或达到最高浓度。这一方面说明地层连通状况好，另一方面由于 地层对聚合物的吸附捕集及地层水的稀释，聚合物段塞前线浓度很低，浓度上升不快， 到吸附达到平衡后，产出聚合物浓度也很快达到最高值。此时产生的流动阻力最大，扩 大波及体积的能力最强，驱油效果也达到最佳。在采出液中聚合物含量分为三个阶段， 聚合物质量浓度在 200mg/L 以下为低含量阶 段，在 200mg/L-400mg/L 之间为中含量阶段，在 400mg/L-600mg/L 之间为高含量阶段。 二聚合物驱开发预测指标聚合物驱项目不同程度地

12、利用原来水驱的井网、 地面建设等资产， 继续开采油气资 源，力图用较小的投入获得油气产量较大程度的增加，获得新增效益。根据石油工业 建设项目经济评价方法与参数一书中“改扩建项目经济评价”一章中的规定，聚合物 驱项目显然属于改扩建项目， 其改扩建的目的是为了追求产量的增加。 在聚合物驱效果 的技术评价中，把继续水驱的预测结果作为对比标准，水驱预测指标包括最终采收率、 累计产油量、累计产油量变化、综合含水变化、累计注入量。聚合物驱开发预测指标 : 聚合物驱最终采收率、累计产油量、综合含水下降最大幅度、累计注入量、每注一吨聚 合物增产油量。第二节 动 态 分 析聚合物溶液注入油层后，可以增加注入水的

13、粘度，控制注入层段中的水油流度比， 同时由于油层吸附而增加渗流阻力， 可较大幅度地扩大注入水波及体积， 增加可采储量， 提高采收率。矿场试验表明，注聚合物后，聚合物驱有以下几点动态反映。（1）注聚合物后，注入能力下降，注入压力上升。（2）油井含水大幅度下降，产油量明显增加，产液能力下降。（3）采出液聚合物浓度逐渐增加。由于聚合物水驱增粘的机理特性，采出液中聚合 物含量增加， 使含油污水粘度成倍增加， 一般含聚合物后采出的水粘度约为常规污水粘 度的4-6倍。（ 4）改善了吸水、产液剖面，增加了吸水厚度及新的出油剖面。吸水剖面是指注水井在一定的注入压力和注入量的条件下， 各吸水层的吸水量， 一般用

14、相对吸水量表示。 注水井的吸水剖面可分为 4个级别：吸水好、吸水较好、吸水差、不吸水。（ 5）聚合物驱见效时间与聚合物突破时间存在一定的差异。（ 6）油井见效后，含水下降最低点，稳定时间不同。 动态分析的基本方法有统计法、作图法、物质平衡法，内容大体上包括 : 注入与采出 状况和动态变化及影响因素。（1）注入状况分析，包括注入压力保持水平，注入聚合物浓度，注入粘度，注入速 度及注入量，注采比及吸水能力变化。（ 2）采出状况分析，包括含水率、产液 （ 油） 量， 产液（ 油） 指数，产出聚合物浓度以及产液剖面变化。（3）各种动态变化规律及影响因素分析，包括驱替特征曲线，IRP曲线，霍尔曲线等。由

15、于各井所处的地质条件不同，注采井间连通状况各异，因而不同的区块，不同的 井组，不同的油井出现不同的聚合物驱油效果，但总的规律大致上是相同的。在实际生 产中要根据各个油 （ 水） 井的具体情况进行分析。一、以区块为单元分析聚合物用量与含水、产油的关系注聚站正常生产时聚合物日用干粉数量与母液配制浓度、开井的数量、注入时率和 聚合物溶液的损失量有关。而以区块为单元分析聚合物用量是另一个概念，聚合物用 量（用V0?mg/L表示）是指区块地下孔隙体积中所注入的聚合物溶液量。即聚合物溶液浓度(11-1)聚合物溶液注入量V p mg / L =p地下孔隙体积数值模拟研究表明，聚合物用量越大，聚合物驱油效果越

16、好，提高采收率值幅度越大。但由于各区块所处地质条件不同，效果不完全一样。在进行聚合物动态分析时，结 合本区块的实际情况，分析在不同的聚合物用量（Vp?mg/L）下区块含水，产油之间的关系。一般的情况下，聚合物驱见效后，随着聚合物用量的增加，含水逐渐下降而产油逐渐上升。初期，随着聚合物的注入，油井含水要逐渐上升，产油下降，注入到某一聚合 物用量后，含水量达到最高值，油井开始见效。但由于区块内各井组油层发育的情况并 不完全一样，因此各井组及各个井见效情况并不是同时的 （一般的是完善程度好的中心 井，先见效），油井见效后，全区块含水率下降，产油上升。随着聚合物用量的增加， 油井含水下降幅度增大，产油

17、上升值增大。当含水下降幅度达到最大值（含水达到最低点）后，随着聚合物用量的增加，含水由稳定一定的时间后又逐渐上升，产油开始下降， 按实施方案注完聚合物用量并后续水驱，直到含水上升到 98%寸，全区聚合物驱结束。由此看出聚合物驱过程中，含水变化趋势分四个阶段，即：上升、下降、稳定、上升第一阶段时间较短，第二阶段时间较长，第三阶段时间长短差异较大，第四阶段时间最 长（见图11-3）。图11-3聚合物用量与含水产油关系曲线二、以井组为单元分析单井含水变化区块内同一井组的生产井，由于所处的地质条件不同，注采井间的连通状况存在着 差别，水驱开发后，油层剩余油饱和度大小及分布不同，因而同一井组的油井生产情

18、况 及见效时间也存在着一定的差异。在正常生产的情况下（注入井浓度、粘度符合方案要求并能保持连续注入，生产井井况，泵况正常及工作制度合理）。一般是注采系统完善 的中心井先见效。即井组内这样的井含水先变化，首先见到聚合物驱效果。搞清井组内单井的变化情况，才能分析、对比、揭露矛盾，从中找出主要问题，分 析发展趋势，为生产提供措施的依据。井组内单井含水发生变化，首先要从注入井上找原因。注入井注入量发生变化，而 一口油井周围又不止一口连通注入井， 这就要根据油层连通关系，判断多方面注入井影 响中的主要注入受效方向的井或层，进行针对性的分析，采取有力的措施，保证井组稳产。有时相邻生产井措施或产量有变化也会

19、影响到本井。三、以采出液浓度的变化分析采液指数的变化注入聚合物后，由于注入聚合物溶液粘度高，再加上油层对聚合物吸附捕集而引起 渗流阻力增加，渗透率下降，导致油层压力传导能力变差，油井产液能力下降，产液指 数下降。随着聚合物注入量的增加，采液指数已不再继续下降，趋于稳定。采出液的浓度在聚合物突破油井后， 其含量逐渐上升，当采出液浓度达到某一值时， 聚合物驱油效果达到最佳，此时，大致为产液指数趋于稳定阶段，在此之前随着采出液 浓度的增加产液指数大体上是逐渐下降的，在采液指数趋于稳定的一段时间里， 采出液的浓度大体上也是稳定的，以后驱油效果缓慢下降，采出浓度快速上升，而采液指数大 体仍趋于稳定或稳中

20、有升。四、分析注入压力上升与聚合物用量的变化注聚合物后，由于增加了注入水的粘度以及聚合物在油层中的滞留作用，使油水流 度比降低，油层渗透率下降，流体的渗流阻力增加，因而在与水驱相同的注入速度下， 注入压力将会上升。注聚合物初期聚合物用量较小时，由于注入井周围油层渗透率下降 较快，而导致注入压力上升快，当聚合物用量达到一定量后，近井地带油层对聚合物的 吸附捕集达到平衡后，渗流阻力趋于稳定，注入压力亦趋于稳定或上升缓慢。即随着聚 合物用量的增加，初期注入压力上升较快，注人一定量后，注入压力趋于稳定或稳中有 升（见图11-4）。图11-4聚合物用量与注人压力，采出浓度、产液指数关系曲线 注入压力MF

21、- 采岀ft度吨五、分析油层平面和垂向波及效果聚合物驱前、后，对油、水井进行分层测试以及注示踪剂试验。将分层测试结果， 绘制成剖面图。对比分析聚合物驱前、后油层吸水厚度和出油剖面变化。禾I用示踪剂试 验资料分析聚合物驱前、后油层平面非均质调整效果。六、分析含水下降幅度与剩余油饱和度和地层系数的关系聚合物驱后，油井见效，含水下降。但含水下降幅度与油层各层段剩余油饱和度 测试含水率）和地层系数有一定关系。一般的是层段含油饱和度高（含水率低），地层 的油井含水下降幅度大（见图11-5 ）。图11-5含水下降幅度与小层含水及地层系数关系曲线（1）含水差比（fw全井-fw小层）/ fw全井（2）地层系数

22、比（Kh）小层/（ Kh）全井。七、分析含水变化与油层条件、油井连通关系从矿场试验结果看出，油井含水变化大致分三种类型（见图11-6 ）: 含水下降幅度小，回升快。这种情况属于地层系数小，含油饱和度低，连通性差, 受效方向少。含水下降速度较慢，幅度较大，稳定时间较长，回升较快。这种情况属 于油层条件好的。含水下降速度较慢，幅度较大，稳定时间长，回升慢。这种情况属 于油层条件好，地层系数大，含油饱和度高，连通性好，受效方向多（或有接替层）。图11-6含水与注入量关系曲线结构含水：某一开发系所属井网的油井总产水量与全油田产液量的比值叫做该开发 层系的结构含水。第三节影响聚合物驱油效果的因素聚合物驱

23、油机理较为简单，是目前较为成熟的一种化学驱提高原油采收率方法，但其驱油效果也受到多种因素的影响，主要包括地层条件、原油粘度和聚合物溶液粘度及 其稳定性等方面。一、油藏地质因素油藏因素包括渗透率及其非均质分布（油层纵向非均质、油层平面非均质）、油层 润湿性（液体在岩石表面的铺展能力）、夹层分布、油层破裂压力（限制注入能力）、 原油粘度、地层水矿化度、离子交换能力、油臧岩石对聚合物的吸附滞留及由此引起的 渗透率降低、油水相对渗透率及油藏温度。储层非均质是影响聚合物驱油效果的重要因素。水驱和聚合物驱的采出程度都随着 油层渗透率变异系数Vk值的增大而降低。聚合物驱相对水驱的增加采收率随 Vk的变化而

24、变化大庆油田得出的结论是在Vk=0.72附近将取得增加采收率幅度最大值。虽然这一结论 在聚合物驱油技术推广应用中产生了重要影响，然而这一结论是在一定油藏地质条件下得到的。多年来，理论研究和矿场实践表明：油层垂向上渗透性不同，聚合物驱油作用 机理也不尽相同。油层垂向渗透性的变化对驱油效果变化规律是有影响的。另外，从广 义上讲，油层非均质应包含渗透率、孔隙度、厚度及至流体物性的非均质。所以只考虑 渗透率的影响，以渗透率变异系数来描述油层非均质性也并非是最完善的描述。因为对一个纵向上各分层段渗透率大小已确定的油层，其非均质变异系数是唯一的。但相同非 均质变异系数的油层并非是唯一的。它们的平均渗透率可

25、能相差很大，而且其纵向渗透 率与平面渗透率的比值k_kx的大小也可能差异甚大。鉴于这种情况，为了进一步提高聚合物驱油规律的认识，我们在高渗透、高含水、 高度非均质、纵向有相当程度连通的油藏条件下， 研究纵向非均质和平面非均质对聚合 物驱效果的影响。1、纵向非均质对聚合物驱效果的影响在正韵律条件下，我们计算了不同平均渗透率及不同渗透率变异系数下的水驱及聚 合物驱方案。12tl50010001 5002000 2SQ0 3 MM图11-7纵向图同渗透率不同变异系数对聚合物驱油效果的影响从图11-7中可以看出：同一平均渗透率下，渗透率变异系数增大，聚合物驱的提高 采收率幅度增大；同一渗透率变异系数下

26、，随地层的平均渗透率的增大，聚合物驱的增 加采收率幅度先是大幅上升，随后曲线变得比较平缓。说明在渗透率比较高的条件下， 地层平均渗透率的变化对聚合物的增加采收率幅度的影响变缓。此时影响聚合物驱效果的主要因素是地层的渗透率变异系数。从图11-8中可以看出：平均渗透率一定时，变异系数增大，水驱采收率下降，聚合物驱的采收率也下降。但聚合物驱采收率下降幅度小于水驱采收率的下降幅度，因此聚合物驱增加的采收率幅度随变异系数的增大呈上升趋势。1丄00.4040J1图11-8纵向非均质对聚合物驱的影响从正韵律地层纵向非均质对聚合物驱效果的影响来看，除与地层平均渗透率值有关外， 还有一个重要的因素就是层间的连通

27、程度。即kz与kx的比值大小。在本模型中kz/ kx=0.1，表明层间 的渗透性（或窜流作用）是比较强的，而且随着Vk值增大而增大。这种 情况对水驱产生的影响很大。由于重力作用和正韵律将助长注入水向油层下部高渗层段 窜流，以至随着Vk值增加产生暴性水淹，即水驱采收率在Vk高值区急剧下降。显然这种 重力及正韵律作用的大小与油层中驱替剂与被驱替剂的流度比有直接关系。聚合物驱改善了流度比，降低了重力及正韵律地层造成的不利影响。因此即使在高Vk值区，聚合物驱采收率的下降仍是较缓的。由于本模型同时考虑了渗流和存储能力的非均质，因而上述因素的正负作用将更加强。对于高渗透以及 kz/ kx较大的情况，随着V

28、k吨值增加时， 对应水驱采收率相对较低，而其聚合物驱采收率相对较高，因此其采收率增幅相对较大。 对于层间窜流较小或小层之间近似隔绝的情况，对聚合物驱效果起影响的主要是正韵 律。如当kz/ k x = 0.001或0.01时，层间的渗透性将是很小的。此时Vk值的大小对水驱 和聚合物驱影响效果与上述高渗透层有窜流的影响效果是不同的。戚连庆等人研究了具有大庆油田地质特点的kz/ k x比值对聚合物驱效果的影响，其结果见表11-3。表11-3正韵律地层Vk及k，/ k;r对聚合物驱增加采收率幅度的影响kz/kxV.k./k z00.2480.4330.5900.7200.8200.8900.9680.

29、0019.172 29.28559.813 410.324110.411 叮9.55628.57888.16970.018.821 19.12169.634 510.23610.556910.329 E10. 3 529.184 60.18.59569.12439.617310.242810.9011.28311.582 311.2628从表中可以看出，在kz/ k x = 0.01和0.001时，聚合物驱的采收率增加幅度在 Vk=0.72附 近达到最大值。而当kz/ k x =0.1时，这一最大值点向Vk高值区移动，即Vk=0.89处。另外不考虑垂向渗透率，其预测的结果为 Vk =0.72时

30、采收率增值幅度最大。综上所述，油层非均质性（包括渗透能力、储存能力的双重非均质）、垂向渗透率以 及油层平均渗透率的大小都是影响聚合物驱效果的重要因素。在垂向渗透率达到一定值时，即存在一定程度的层间窜流时，在Vk高值区，聚合物驱采收率增值随Vk值增加而增 加。这一认识为选择聚合物驱的油层提供了一个依据。2、平面非均质对聚合物驱效果的影响我们利用平面模型研究了不同渗透率和不同变异系数组合对聚合物驱效果的影响100015002 0002 500图11-9平面不同渗透率不同变异系数对聚合物驱效果的影响从图11-9可以看出：同一变异系数下，随平均渗透率的增大，聚合物驱提高采收率幅度3初期增长很大，但当渗

31、透率达到2000X10-心2时，提高采收率的幅度变缓。也就是说, 当地层的平均渗透率达到某一值时，影响聚合物驱效果的主要因素为变异系数而不是平 均渗透率；同一平均渗透率下，当变异系数小于 0.6时，随变异系数的增大，聚合物驱 提高采收率幅度下降；当变异系数大于 0.6时，渗透率变异系数增大，采收率增加幅度 上升；当渗透率变异系数为0.6时，增加幅度最小。图11-10表示平均渗透率为2000X 10-3心2时，不同变异系数下的水驱与聚合物驱 效果对比图。从图中可以看出，随着变异系数的增加，水驱采收率和聚合物驱的采收率 都下降。但提高采收率幅度呈现出先下降后上升的趋势。*沁209L 亠 Bj “

32、N 1 B图11-10平面非均质对聚合物的影响【岂弼君僚8.5这是由于平面模型主要模拟注水后期情况， 所以在设计平面模型时，在主流线上为 高渗带，油水井同处于高渗条带上，因而发生注入液沿主流线突进的情况。随着渗透率 变异系数的增大，渗透率的级差提高，注入液突进程度加大，由此水驱和聚合物驱的采 出程度都随着渗透率变异系数的增大而减小。 当模型的变异系数较小时，水驱及聚合物 驱都有较好的波及效果，聚合物的作用主要是改善水油流度比， 它有很高的增加采收率 幅度。当模型的变异系数较大时，模型渗透率的级差急剧增大。此时水沿主流线突进的 现象加剧，主流线两侧低渗区内剩余油增多，水驱采收率急剧降低。而聚合物

33、的注入可 以增大主流线的流动阻力，迫使注入水进入低渗区驱油，从而大大地增大波及系数。因 此对于平面模型，在Vk高值区，变异系数越大，聚合物驱的增加采收率幅度越大。在此地质模型下，增加采收率幅度变化趋势的转折点是在在V k =0.6处3、大孔道对聚合物驱效果的影响大孔道是指在长期注水过程中，由于水的冲刷作用，而使原来渗透率很高的油层,渗透率变得越来越高，形成大孔道，又称贼层。贼层的存在 对开发效果有显著影响， 无论是水驱还是聚合驱最终采收率随贼层渗透率增加而下降，而且贼层厚度越大，下降的速率越大。在贼层厚度不变的条件下，最终采收率随贼层渗透率增加而下降的速率也 不相同。为研究地层存在大孔道时聚合

34、物驱的影响。我们计算了大孔道渗透率的高低和大孔 道层的厚度对聚合物驱的影响。(1) 大孔道渗透率高低模型平均渗透率为2500 X 10-3心2，渗透变异数为0.6。在原有6小层的基础上增加 了一个具有大孔道的小薄层，其厚度为0.05m并使渗透率为基本模型高渗层渗透率的5, 10，50倍，同时孔隙度也做相应的变化。从表11-4中看出：当地层存在很薄的大孔道层时， 大孔道渗透率的增大对聚合物驱 是有利的。在这种情况下，聚合物驱能够充分发挥其调剖作用。 就聚合物驱采收率来讲， 当大孔道渗透率增大到一定值，其采收率开始下降。但由于水驱收率下降幅度相对更大， 所以提高采收率随大孔道渗透率增加而增大。 但

35、总的来说渗透率高的大孔道对最终采收 率是不利的。表11-4大孔道的渗透率对聚合物驱效果的影响对比指标50倍10倍5倍水驱采收率/(%)18.424.5425.31聚合物驱采收率/(%)34.2536.4736.24提高采收率/(%)15.8511. 9310.93(2) 大孔道厚度的影响在孔道大小不变的条件下，研究了具有大孔道的厚度对聚合物驱效果的影响。从表11-5中可以看出：当大孔道层的厚度增大时，水驱和聚合物驱采收率大幅度下降。聚合 物段塞的调剖作用已显得微乎其微，甚至起不到调剖作用了。可以看出，大孔道厚度对 最终采收率的影响是致命的，此时要发挥聚合物的驱油作用，必须对大孔道进行一定的 封

36、堵。否则，聚合物驱采收率会随大孔道的厚度增加而减小，采收率增值也会随之减小。表11-5大孔道层的厚度对聚合物驱效果的影响对比指标0.05 m1m2.5m水驱采收率/(%)18.46438.29聚合物驱采收率/(%)34.2521.6321. 17提高采收率/(%)15.8515.212.88(3) 平面模型大孔道的影响为研究平面上存在大孔道时对聚合物驱的响。我们将平均渗透率为2500 X10-3 Jm 2，变异系数分别为0.2和0.6的模型中注采线上的渗透率分别增大5倍和10倍结果见表11-6。表11-6平面大孔道对聚合物驱效果的影响变异系数对比指标正常5咅1（倍0.2水驱采收率/(%)32.

37、8927.824.0聚合物驱采收率/(%)41.3135.3531.54提高采收率/(%)8.427.557.540.6水驱采收率/(%)29.3422.09184 6聚合物驱采收率/(%)37.1930.2627.08提高采收率/(%)7.858.178.62从表中可以得出：不管平面上渗透率的非均质程度是强还是弱，大孔道的存在都降低了水驱及聚合物驱采收率。但由于在非均质较强的油藏中水驱采收率随大孔道的增大而降 低较快，而聚合物驱采收率随大孔道的增大而降低较慢，所以平面上当渗透率变异系数较大时，大孔道的渗透率越高，聚合物驱增加的采收率幅度越高。而渗透率变异系数较 小时，大孔道渗透率越高，聚合物

38、的增加采收率幅度越低。总之，地层中大孔道的存在对水驱采收率和聚合物驱采收率都有影响。而影响结果受大孔道渗透率和厚度的控制。因此，在进行聚合物驱油前，首先有必要对油层的高渗 通道或大孔道状况进行监测分析， 论证高渗通道或大孔道存在的量级，并由此确认对聚合物驱效果的影响程度。如对聚合物驱油有一定影响时，应首先进行调剖，封堵高渗通 道，以提高聚合物驱油效果。4、油层厚度对驱油效果的影响水湿油层聚合物驱受油层厚度的影响较大，油层越厚，增采效果越好；而对于油湿 油层，油层厚度变化对于聚合物驱影响效果不大，不论油层厚薄，聚合物驱都有比较好 的效果。5、原油粘度对驱油效果的影响：(1) 在水驱情况下，不论水

39、湿油层，还是油湿油层，不论正韵律情况，还是反韵律 情况，原油粘度增加，总体采出程度都呈现下降变化。(2) 采用聚合物驱油，各类油层采出程度都有普遍的提高，然而随原油粘度增加采 出程度仍呈下降变化。(3) 聚合物驱提高采收率的幅度，在油湿正韵律油层上，当原油粘度在5300mPas 范围内，聚合物驱增采幅度普遍较高，它的变化是先由低到高，在原油粘度为 75mPa- s 时，增采幅度相对最大，进而随原油粘度增加而有所降低；对于湿正韵律油层聚合物增采幅度普遍是较高的，它的变化规律是随着原油粘度增加增采幅度增加；对于反韵律油层，不论水湿还是油湿，聚合物驱都有较高的增采幅度，且都随原油粘度增加增长幅度 增

40、加，特别应注意，在高粘条件下，增采原油达到采出量的三分之一左右，可见聚合物 驱油对高年油开采是有利的6油层地下水的矿化度对驱油效果的影响：油层地下水的矿化度差别是较大的， 大庆油田原始地下水矿化度约7000mg/L左右，相对是较低的，国内长庆马岭油田地下水 矿化度达10X 104mg/L左右，相对是较高的，国外某些海相沉积油田地下水矿化度也是很 高的，而对于普通聚合物，它们的盐敏性是很强的，特别是它们水溶液粘度随水质矿化 度变化而变化，这样对于不同矿化度油层驱油效果不同，以大庆油田油层矿化度为基础， 分别以它的含盐量的2, 3, 4, 7，10，15倍值为油层含盐量，计算了相应驱方案，这里 又

41、对注入水取了不同的数值，一类是地下水矿化度相同的注入水为相应聚合物驱方案1;另一种是以大庆注入水为相应聚合物方案 2，计算结果列于表11-7。11-7不同类型非均质油层(V.=0.72、K，/K.=O.01)水质变化驱油效果表离子浓度，meg/ml汹层项目正韵律泊湿反韵律汹湿正韵律水湿反韵律水湿K、NaC2+、Mg驱动方式R, %ar，%R, %AR , %R, % R , %R, %ar , %水驱46.4247.0247.3147.890.10080.0013聚合物驱153.447.0253.426. 4053.275.9653. 305.41聚合物驱256.7810.3656.929.9

42、056.709.3956.668.770.20160.0026聚合物驱151.324.9051.424.4051.414.1051.603.71聚合物驱256. 7510.3356.639.6156.669.3556.638.740.30240.0039聚合物驱151.164.7451.444.4251.544.2351.863.97聚合物驱256.9210. 5056.929.9056.639.3256. 668.770.40320.0052聚合物驱151.274.8551.614.5951.694.3852.054.16聚合物驱256.8910.4756.839.8156.609.2956

43、.568.67O.70560.0091聚合物驱151.384.9651.774.7551.824 5152.254.36聚合物驱256.8010.3856.759.7356 519.2056.488.591.00800.0130聚合物驱151.404.9851.824.8051.834.5252.314.42聚合物驱256. 7310.3156.679.5656.449. 1356.408. 511.51200.0195聚合物驱151.384.9651.874.8551.824.5152.354.46聚合物驱256.6210.2056.569.5456.339.0256.298.40由表中可以

44、看到，在各类油层上，对于第一组驱油方案普遍增采幅度较低，而且可 以看到在高盐的情况下，增采幅度相对更低，显然在这类高含盐油田上，用高含盐水配 制聚合物驱油效果是不好的。对于第二组方案，这里把注入水改为大庆低矿化度注入水， 而且是从水驱开始就采用这种水质，相当对油层进行了预冲洗，从表中看到，聚合物驱 在各类油层上都有较高的增采幅度，这一计算结果显示了在高含盐油层上可以考虑用普 通聚合物驱油，然而应该注意低矿化度清水也是宝贵的资源，在这样的油层上预冲洗到 什么程度，即选择合适预冲洗段塞和聚合物，都是需要认真研究的，从而才保证驱油有 良好的技术和经济效果。所以聚合物注入前应对地层进行预处理，1.用低

45、矿化度的清水对地层预冲洗3-6个 月。2.注聚合物前用不小于300mg/L的甲醛溶液对井底彻底杀菌。3.用有机阳离子交换 粘土颗粒表面的无机阳离子。4.用化学解堵清除近井地带的地层堵塞。5.对注聚合物层 系进行剖面调整。二、操作因素操作因素包括聚合物的选取、布井方式（井网调整）、射（补）孔层段、聚合物总 注入量、注入方式（单段塞、多级段塞、淡水预冲洗、淡水配液、后驱液）、各级段塞 的化学剂浓度及尺寸、注入速度、注入能力、注入时机（聚合物驱起始含油饱和度及其 分布）、注入过程中各部分各因素引起的粘度损失及其降低方法；以及聚合物驱前是否 需要进行调剖处理。由于大部分因素在前面已经详细叙述过， 在这

46、里只对聚合物的稳定 性进行讲解，影响聚合物粘度稳定性的因素主要有地层温度、氧含量、细菌、钙镁离子 含量以及聚合物本身的性质如水解度等，找出在聚合物驱油过程中各种因素对聚合物溶 液在油藏条件下粘度稳定性的影响规律，提出解决问题的措施。1、聚合物溶液热稳定性的影响因素（1）水解度聚合物溶液的粘度随水解度的增加而增加，是因为分子中COON基团随水解度增加，负电基团（COO间的斥力促进分子伸展，分子的流体力学尺寸增大，导致溶液粘度升 高。水解度低的聚合物，随着老化时间的延长，水解度不断增加，粘度也增加；且水解 度越低，随老化时间的延长，水解度和粘度增加的幅度越大。而水解度高的聚合物，女口 钻井4#,随

47、着时间的延长，水解度几乎无变化，而粘度则急剧下降。这说明在70C条件下，聚合物水解后，水解度不能超过40%水解度的变化对聚合物溶液粘度的影响很大。 聚合物溶液注入地层后，由于地层温度的升高而导致聚合物的水解度增加， 所产生的羟 酸基增加，羟酸基之间由于同性电荷相斥使分子膨胀，进而导致溶液粘度升高；而后， 当水解度升至一定程度，羟酸基与地层水中 CeT Md+离子产生沉淀，这时，溶液的粘度 开始下降，影响水解的主要因素是地层水 PHS及温度。碱性越大，水解速率越大。现场 可以根据油藏情况选用不同水解度的聚合物样品，水解度太低，初始粘度低；水解度太 高，热稳定性差。建议现场用聚合物的水解度为(25

48、 3)%(2)氧含量聚合物分子在温度较高的环境中，由于氧自由基的参与，会使其分子链发生断裂现 象，从而相对分子量减小，溶液粘度降低，这就是聚丙烯酰胺的氧化降解。HPA大分子链氧化降解属于自由基反应，通常情况下是由于聚合物分子链中薄弱点的断裂所致。室内试验研究结果表明，不含溶解氧的聚合物溶液粘度在研究时间内基本保持不变， 而当氧的含量超过1.0mg/L时聚合物溶液的粘度损失非常快。由于孤岛采油厂注聚驱注 入水中的清水的溶解氧含量很高，为713mg/L,虽然污水基本不含溶解氧，但聚合物 溶液是在暴氧条件下配制的，所以必须对溶解氧进行处理，以减少聚合物溶液的粘度损 失。表11-8为某聚合物，用矿化度

49、为5727mg/L的盐水配制成1500mg/L的聚合物溶液，字 啊绝氧和部分除氧的热稳定性试验结果。 在70C条件下，氧的存在对聚合物溶液的粘度 的影响非常大，即使氧的含量很低，也使聚合物溶液的粘度迅速降低。表11-8溶解氧含量对聚合物热稳定性的影响粘度 / mPa * sX.0KO5.08.6D24.92219,720.8124,421,51?.4艮733219.414-64,3724.616.59.21522.51510.66.43025.fiS33+4441.9l .6025.2(3) 阳离子含量由于部分水解聚丙烯酰胺溶于水后解离成带负电荷的大分子，分子之间的静电排斥作用和同一分子上不同

50、链节之间的阴离子排斥力导致分子在溶液中的伸展并能使分子 间相互缠绕，使其在水溶液中表现出较高的粘度。如果增加水溶液中的一价或多价金属 阳离子，则会使碳碳间自由旋转，引起分子蜷曲，金属阳离子的屏蔽作用减弱了高分子 的静电排斥作用，从而也就减弱了伸展分子间的相对缠绕，使得溶液粘度降低。同时， 分子的运动阻绊作用也大大减弱，水溶液粘度降低甚至形成凝聚而沉淀。二价金属离子 比一价金属离子的屏蔽作用更大，所以用不同 CaT离子含量作为影响因素进行分析。随 CaT离子含量的增大，初始聚合物的粘度越低，粘度保留率越低。从试验过程可以观察 到，caT离子含量越高，产生沉淀越多。(4) 细菌一般认为合成聚合物分

51、子并不像生物聚合物一样受细菌的影响发生生物降解，但近年来一些研究指出，聚丙烯酰胺的降解产物也可作为细菌生命活动的营养物质，营养物质的消耗就会促进聚丙烯酰胺的降解，从而导致溶液粘度的下降。试验表明，在除氧的 条件下，细菌能引起聚合物粘度下降；在未除氧系统中，氧化降解起了主导作用，细菌 的影响远远小于氧的影响。2、聚合物溶液的粘度稳定剂聚合物驱在现场实施过程中， 溶液配制是在地面完成的。 聚合物干粉经鼓风机进入 溶解罐溶解并熟化后注入地层的。 整个配制系统为开发系统， 溶液中会含有部分溶解氧； 况且在胜利油田目前所有实施聚合物驱单元中，绝大部分采用清水配污水注的注入方 式，另有少数单元采用清水配注

52、，由于请水中溶解氧的含量很高，而污水中几乎不含溶 解氧，所以目前这种配注方式聚合物溶液中含有部分溶解氧是不可避免的， 这样势必会 造成聚合物溶液的降解。 聚合物溶液注入地层后， 能够长期保持较高的粘度是聚合物驱 能否取得效果的关键。 可以通过提高聚丙烯酰胺的相对分子质量、 使用改性聚合物以及 加入交联剂等方法来提高聚合物溶液的粘度。 但是，由于目前合成工艺和技术水平的限 制，大规模生产高或超高相对分子质量聚丙烯酰胺的难道非常大，且成本较高；聚合物 经过改性后虽然能够使溶液粘度有所提高、 稳定性增加， 但成本比一般聚合物要高出几 倍，难以实现大规模的现场应用；加入交联剂能够大幅度提高聚合物溶液的粘度，然而 在地层中的成胶时间较难控制， 一旦破胶后溶液的粘度几乎完全损失。 因此在不增加聚 合物溶液地面粘度的前提下，加入自行研制的聚合物保粘剂，能够有效的抑制氧、细菌 和二价离子等对聚合物的降解。 在不除氧体系中，聚合物溶液在30d后粘度保留率为30% 左右，而加入聚合物保粘剂后30d的粘度保留率为80%左右。这说明聚合物溶液保粘体系 的加入能有效地抑制聚合物的降解。