《提高石油采收率技术》讲义

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（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：①注水后期油藏精细描述技术；②聚合物筛选及评价技术；③合理井网井距优化技术；④聚合物驱数值模拟技术；⑤注入井完井、分注和测试技术；⑥聚合物驱防窜技术；⑦聚合物配制、注入工艺和注入设备国产化；⑧采出液处理及应用技术；⑨高温聚合物驱油技术；⑩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%下降至U67%，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下降至U7m3/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I1-4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I1-4和萨n1-3双层开采试验井组，全区综合含水由94.7%降至U84.4%，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I1-4层工业性矿场试验。试验区面积达3.13km2。地质储量632X104t，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300X104t，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/LPV，综合含水已回升到87%，目前已大庆采油三厂目前，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2818X104t,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2540.55X104m2。累计增油186.87X104t,1t聚合物增油74t。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168X104t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700X104t。预计整个“九五”期间增产原油1500X104t。1997年全国投入聚合物驱工业化应用的油田面积达101.3km2,动用地质储量2.21X108t,年注入聚合物干粉2.37X104t。聚合物驱年增产原油达303X104to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X108t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（11）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0.9t上升到9.7to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：①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。②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。③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。④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：①吸附；②机械捕集；③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。①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：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；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；岩石的表面积和组成岩石的矿物类型。②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)_(k四)F-wR(k四)(0-1)p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Frr表示。FRRNFRRNk―p—wNkwp(0-2)式中k——岩心原始水测渗透率；wk——聚合物溶液通过岩心时的有效渗透率；pF——大于1的无因次数。F愈大，聚合物降低渗透率的能力愈强。它是评价注聚合物后RRRR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。入o入o—

入+入o(0-3)，1(0-3)，1+入/入wwoo式中，九,九分别为水、油的流度。wo九二k|Hwrww九二k|Horoo由式（0-3）可见，为提高原油采收率，需降低水油流度比九这也是最初提出聚合物驱基本原w理。这也是最初提出聚合物驱基本原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（0-3）略加变形：1于。=、kk（0-4）+rwro日日wo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：①降低水/油相对渗透率比kk；②提高水/油粘度比NN。rwrowo降低水油相对渗透率比油水两相的相对渗透率（k,k）是含水饱和度的函数，水相渗透率k随含水饱和度增加而增rwrorw加，而油相渗透率k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ro增加的，最终趋向极限值。因此，均质油层采油过程中，比值kk随开采时间的增长而持续增大。rwro最终趋于无限大（k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ro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NN=0.1的条件，wo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（NN），采出液中含水率上升速度将大大减缓。当wo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：①增大驱替液的粘度——聚合物驱②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（Sweepingefficiency）,而不能提高驱替效率（Displacementrecoveryefficiency），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）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：①具有水溶性：能在常用驱油剂（水）中溶解；②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；③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；④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；⑤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；⑥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；⑦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。①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。②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0.1Mm2。③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5mPa-50mPa•s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。④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120c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。⑤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V=0.72，在聚合物注入量K240PV•mg/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。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200PV•mg/L后，则随着聚合物用量的增加反而减少了。聚合物的最佳用量应保证提高采收率的幅度较高，每吨聚合物的增油量较大，怎样才能确定这一最佳用量的数值呢？将左图上的提高采收率值和对应的每吨聚合物增油量值相乘，得到一条新的关系曲线，我们称综合技术指标曲线，这条新关系曲线的拐点所对应的聚合物用量就是我们要确定的聚合物最佳用量，在上述计算条件下，聚合物最佳用量为380PV•mg/Lo（2）聚合物用量和经济效益的关系聚合物用量选择综合曲线按照上述方法所确定的聚合物最佳用量只反映了聚合物用量本聚合物用量选择综合曲线身的技术效果。还不能全面反映出聚合物驱油的经济效益。

在进行聚合物驱油时，除了聚合物的投资以外，还需要进行加密钻井，缩小注采井距，进行地面建设和改造。钻井和地面建设费用是一次性投资，在不同的聚合物用量下，可看作是不变的。而聚合物投资，则随着用量的增加而增加。根据总的产出和投入比来看，开始随着聚合物用量的增加，产出和投入比增加，但当用量达到一定值以后，产出和投入比开始减少，即经济效益开始下降。从上图来看，最大产出投入比所对应的聚合物用量为600PV-mg/L。这就是说，为了追求总经济效益，聚合物用量要比单纯考虑技术指标时多得多。两者相差220PV•mg/Lo所以，油田采用聚合物驱油时，应从经济效益出发，结合油田具体情况，正确地确定聚合物的最佳用量。（3）聚合物分子量的选择众所周知，聚合物分子量越高，增粘效果越好，在油层中产生的阻力系数和残余阻力系数越高，波及体积越大。当然分子量过大，对油层会带来注入的困难。分子量太小，聚合物的增粘效果又会大大降低。因此，在进行聚合物矿场设计时，必须事先研究聚合物分子量与油层渗透率的匹配关系，研究不同分子量的聚合物化学降解和机械降解的粘度损失。聚合物分子量和渗透率的匹配关系室内不同渗透率的岩心及不同分子量的聚合物进行了注入能力实验，得到了分子量和渗透率的匹配关系（如下表）。聚合物分子量与岩心渗透率匹配空气渗透率（Mm2）聚合物分子量（万）<0.25<6500.25〜0.4650〜17000.4〜0.71700〜2500从表可以看出，空气渗透率大于0.4mm2的油层，注入聚合物的分子量可达1700万以上。大庆油田的非均质油层，渗透率大于0.5mm2的油层厚度占75%以上，从这一匹配关系来看，对大庆油田的非均质厚油层可采用分子量比较高的聚合物。孔隙半径中值与聚合物分子回旋半径的关系聚合物分子量和渗透率的匹配关系，实质上是聚合物回旋半径的大小与岩心孔隙半径的匹配关系，国内外研究结果表明，当油层孔隙度半径中值（R）与聚合物分子回旋半径（r）之比大于550p时，聚合物不会对油层造成堵塞。根据聚合物分子量和分子回旋半径的关系，聚合物分子量为1500万时，其分子回旋半径只有0.342Mm,回旋半径的5倍，也只有1.71mm。而大庆油田厚油层的压汞资料表明，约有80%的厚油层，其孔隙半径中值（R）大于1.71mm,因此对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径计算分子量（万）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、阻力系数、残余阻力系数的关系根据室内对相近渗透率岩心所作的注入实验表明,在相同的浓度和在相同矿化度的水中,聚合物分子量越高,增粘效果越好,阻力系数和残余阻力系数越大（下表）。不同分子量的指标测试结果粘度（mPa•s）阻力系数（F）残余阻力系数（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关系室内通过模拟实验,研究了不同分子量聚合物通过射孔炮眼后的剪切降解情况。在相同剪切速率下,分子量越大,粘度损失越大,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数据注入速度（mL/h）剪切速率（s-1）750万1500万粘度（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关系室内应用v=0.68的正韵律物理模型，在不考虑剪切降解的情况下，开展了对不同分子量的聚K合物的驱油实验研究。实验结果表明，在相同用量下，分子量越高，提高采收率幅度也越大（下表）。不同分子量聚合物驱采收率对比分子量（万）水驱采收率（%）聚合物驱采收率（%）提高值（%）280020.9554.3233.37100020.4844.8720.3950020.3430.9510.61综上研究可以看出，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层渗透率匹配，在聚合物注入方案设计时，只要油层条件允许，应最大限度地采用高分子量的聚合物。聚合物溶液的段塞浓度和“阶梯型”段塞在聚合物分子量和总用量确定以后，怎样选择聚合物溶液的段塞浓度和怎样确定“阶梯型”段塞仍然是聚合物驱油注入方案中不可忽略的一个问题。国内外的许多研究表明，在油层注入能力允许的情况下，聚合物浓度越高越好。如在聚合物用量380PV•mg/L和聚合物分子量相同的情况下，采用聚合物浓度为800mg/L的段塞驱油，含水下降最大值为17.44%，每吨聚合物的增油量为178.99t。但采用聚合物浓度为1500mg/L的段塞时，含水下降最大值可达21.01%，每吨聚合物的增油量可达182.96t。另外最近人们还开始注意到聚合物浓度和油层非均质的关系，油层非均质越严重，采用高浓度段塞，对扩大波及体积的作用就越大，驱油效果也越好。不同浓度聚合物驱油效果聚合物用量段塞浓度含水下降最大值提高采收率值每吨聚合物增量(PV•mg/L)（mg/L）（%）（%）（t）38080017.4411.08178.08380100019.8911.15180.99380120020.7311.24181.53380150021.0111.33182.96在以往的聚合物设计中，人们普遍认为：为了防止后续注水将聚合物段塞突破而影响聚合物的驱油效果，提出了依次降低浓度的“阶梯型”注入方式，甚至使最后一个阶梯段塞的粘度接近注入水的粘度。但近年来研究表明，当聚合物注入段塞小时，才适用这种“阶梯型”注入方法。随着注入段塞的增大，而高浓度主段塞的用量越大。第二、第三“段塞”的用量逐渐减少。当聚合物注入“段塞”大到一定程度后，阶梯段塞就不起作用了，甚至会降低聚合物驱的增油效果。数值模拟研究结果表明：在聚合物用量380PV•mg/L的情况下，其中第一段塞用量要占94%以上，第二、第三段塞的用量仅占6%；当聚合物用量增加到500PV•mg/L时，就不必再用第二、第三段塞了。对大庆油田这样非均质比较严重的厚油层，当聚合物用量增加到500PV•mg/L以上时，在聚合物驱注入方案设计时，就可不必考虑“阶梯型”段塞了。这样就可大大减少聚合物的注入时间，节约注入过程中的操作费用，对方案的具体实施过程有很大的意义。（4）对聚合物溶液段塞前后注入水水质的要求聚合物溶液一般采用低矿化度水配制，而地层水矿化度往往又大大高于配制水的矿化度，因而低矿化度水配制的聚合物溶液注入油层后，在段塞的前后，必将使聚合物溶液的矿化度升高，而降低聚合物溶液的粘度。为了提高聚合物驱油的效果，需对聚合物段塞前后注低矿化度水保护段塞。（5）注聚合物的井网井距选择①注采方式对聚合物驱效果的影响井网类型不同注采方式聚合物驱油效果比较五点法四点法反九点法注采井距（m）250250250年注液速度（PV）0.06520.06520.052方案终止时注液量（PV）1.69631.69631.6963水驱f(%)w97.0097.0197.13E(%)w31.471631.397230.2283注时注水(PV)0.84260.84280.8426f(%)94.6794.6894.79聚—合mg/L•PV123.04122.90123.04物驱方案结f(%)97.0296.7996.34时Ep(%)36.731836.485133.5088AE(%)5.26025.08793.2805不同的注采方式对聚合物驱的效果有一定的影响。根据数值模拟计算，对比五点法、四点法和反九点法三种注采方式，在注采井距250m、注入量123PV•mg/L的条件下，采收率提高幅度以五点法最好，可达5.26%，反九点法最差，只有3.28%。所以在采用聚合物驱时，应选择五点法和四点法面积井网比较合适。②关于注采井距的选择影响聚合物驱注采井距选择的因素主要有两点：一是聚合物在油层中的稳定性。若聚合物的稳定性差，注采井距越大，聚合物注入速度越低，聚合物在油层中停留的时间就越长，聚合物溶液粘度下降的可能性和下降值就越大，这就越难以保证聚合物驱获得比较好的效果。二是注入井的注入压力限制。由于聚合物溶液粘度高，有时可比注入水粘度高50倍以上，因此注聚合物后，会使油层的渗流阻力显著增加，造成注入能力大幅度下降，为保证一定的注入能力，需要提高注入压力，大庆油田试验区一般需提高2〜5MPa左右。所以在其它条件不变的情况下，注采井距越大，要求的单井注入强度也越大，需要的注入压力也越高。注采井距过大，就会造成注入压力超过油层的破裂压力，给注聚合物带来难以克服的困难。聚合物驱注采井距的选择是一个非常复杂的问题，到目前为止很多问题还在研究中，目前在设计聚合物的注入方案时，关于注采井距的选择，主要考虑油层不同渗透率下年注入速度和注采井距的关系。油层渗透率越高，注入速度越低，所需的注采井距就越大。如年注入速度为0.19PV,当油层有效渗透率约为0.8pm2时，注采井距以250m左右比较合适。（四）聚合物驱动态特性注入压力升高与注入能力下降注聚合物后，由于增加了注入水的粘度，以及聚合物在油层孔隙中的吸附捕集，小井距试验区501井，在正常注水时，日注水量为150m3,注水压力为5.7MPa,但注聚合物以后，在同样的注入量下，注入压力上升到8.7MPa,上升了3.0MPa。中区西部葡I1-4层试验区，一般注水压力由4.8MPa增加到7.4MPa,也提高2〜3MPa,吸水指数下降35.6%,在转入后续注水后，注入压力又逐渐降低，吸水指数增加,前后水驱相比,吸水指数下降14.4%。油井流压下降、产液能力下降注聚合物后,由于增加了注入流体的粘度,流动阻力增加,使压力传导能力下降。所以虽然注入压力增加了，但生产井流压仍明显下降。如中区西部葡I1-4层试验区生产井流压由5.7MPa最低降到3.8MPA,中心井PO5由4.4MPa降至1」2.1MPa。产液指数下降60%〜80%,转入后续注水后，油井流压逐渐上升，到1992年7月，全区流压又上升到5.0MPa,PO5井流压上升到4.2MPa。前后水驱相比，产液指数下降46.3%〜64.7。

注聚合物前后产液能力变化项目产液指数(t/(Mpa•d•m)〕水驱注聚合物下降（％）转水驱下降（％）全区3.241.3359.01.7446.3PO5井5.720.8385.52.0264.7聚合物突破时间和见效时间在矿场试验中，由于各井所处地质条件不同，注采井间连通状况各异，因而油井的见效时间与聚合物突破时间也存在一定差异。根据动态反映统计，有的井先见效后突破，有的井二者几乎同步，还有少数井先突破后见效。单层区有56%井是先见效后突破。油井聚合物突破时间与见效时间井号见效时间突破时间含水下降最大值（%）产出液聚合物浓度（mg/L）效果最佳时最高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总的看来，先见效后突破的井，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。先突破后见效的井，由于扩大波及体积的幅度小，聚合物先于“油墙”到达之前突破，因而含水下降幅度小，增油效果差。因此可根据油井的反应定性判断聚合物的驱油效果。另外，从上面的表还可看出，产出聚合物浓度越高，一般效果越好。在效果达到最佳期时，产出浓度也接近或达到最高浓度。这是由于地层对聚合物的吸附捕集及地层水的稀释，聚合物段塞前缘浓度很低，聚合物突破后浓度上升不快，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，一般驱油效果也已达到最佳期。有的井产出浓度出现多峰，表明多层段聚合物突破。聚合物注入过程的粘度损失聚合物经配制、注入到由油井中采出，要经过一个复杂的过程，受到机械剪切、微生物和氧化降解等多种因素的影响，使聚合物分子量降低，溶液的粘度下降。为了搞清聚合物溶液在整个过程中的粘度损失，我们在中区西部葡11-4层试验区选择了不同的取样点进行取样分析，将检测结果与室内配制结果进行对比，计算出不同环节的粘度损失，根据检测结果可以看出：从配制到注入泵入口处，粘度损失约10%；从配制到注入井井口，粘度损失约30%；从配制到距注入井30m的取样井，粘度损失约60%；从配制到距注入井106m的采出井，粘度损失约70%。聚合物溶液在整个注入—采出过程中的粘度损失，主要集中在注入系统及射孔炮眼附近地带，约占全部损失的70%。在油层中的粘度损失还不是太多，而且还包括矿化度增加而引起的损失。所以在实际注入过程中，应尽量采取措施，减少聚合物溶液在注入系统的粘度的损失。油井采出液中矿化度的变化注水开发的油田，在注入水矿化度明显低于地层水矿化度的情况下，油井进入中、高含水期后，油井采出水的矿化度将会明显降低。例如大庆油田的非均质厚油层目前采出水矿化度仅为3000mg/L，比原始地层水矿化度低4000mg/L，由于聚合物驱油，可扩大油层波及体积，增加新的出油部位，当聚合物驱油见效后，油井采出水中矿化度将会明显增加，尤其是氯离子增加更为显著。根据中区西部试验区采出水资料分析统计，注聚合物后，有78%的采油井，矿化度增加400mg/L以上。当矿化度达到最高值时一般都处在油井增产效果最佳期，而后矿化度又逐渐降低，增产效果也逐渐下降。因而，产出液中矿化度是否增加以及增加的多少，是聚合物驱动态反映的一个重要特点，也是衡量聚合物驱油效果的重要标志。（二）聚合物驱油技术研究中的几个问题聚合物驱油机理国外传统的观点认为聚合物驱只能提高宏观波及系数，而对它的微观驱油效应则认识不足。其实我们在九十年代初就已经意识到（通过物理模拟实验）聚合物驱可以提高微观驱油效率，但对于其机理的研究却迟迟没有突破。最近，我们从聚合物溶液的粘弹性入手，研究了聚合物溶液在驱油过程中，由于其粘弹性流动，对孔隙盲端和喉道的滞留区（死油区）的波及特性，得出了一些非常重要的结论：随着驱替液粘弹性的增大（WJ），对盲端和喉道滞留区的波及体积明显扩大；由此可以得出这样的

结论，聚合物溶液在油藏孔隙中可以扩大其微观波及体积，这就是聚合物驱提高微观驱油效率的主要机理之一。这一研究成果的意义不仅仅在于它的理论价值，聚合物溶液在T聚合物溶液在T型流道中的驱替流动图术或开发新的驱油技术提供具有启示性的思路。聚合物驱数值模拟我国目前使用的聚驱数值模拟软件都是从国外引进的商业软件，由于软件开发时，人们对聚合物驱的机理认识有限，有许多重要的机理在软件模型中并未反映出来。例如上面所讨论的微观驱油机理。而且有些模型也未必适合于我国油田情况，例如相渗模型。由于这些原因，现有的数模软件预测结果与实际矿场试验结果误差很大。在大庆油田，实际驱油效果往往好于预测结果。我个人认为这是由于模型中未考虑聚合物溶液的微观驱油效率所致。因此，对聚驱数值模拟的研究应从基础模型入手，这里面有大量的理论工作和实验工作要做。深度调剖技术在聚合物驱工业化应用中，发现聚合物溶液在非均质严重的油层中，沿高渗透层（或孔道）突进，影响了聚合物驱油效果。聚合物驱用的调剖剂在性能上有如下要求：地面注入过程中视粘度较低，注入性能好；能进入到油层深部，一般要求注入半径为50〜100ft。大孔道处理半径250ft；通过吸附，粘弹性或沉淀作用，停留在油层的设计不为，并在地下具有较好的稳定性（6个月以上）；与后续聚合物溶液具有良好的配伍性，对其不产生不利影响；从目前研究进展来看，有应用前景的有以下几种：①延缓交联型凝胶主要采用聚合物与适当的有机或无机延缓交联剂，大剂量注入地层。在地层条件下缓慢发生交联反应，形成三维网状结构的凝胶，其粘度可控。所用的聚合物包括聚丙烯酰胺（PAM）、阳离子聚丙烯酰胺（CPAM）、生物聚合物（XCP）等。延缓交联剂多为多价金属有机盐（如柠檬酸铝、乙酸铝、丙酸铝、改性甲醛的包囊体等）。交联时间可根据设计要求控制在6〜10天。②弱凝胶体系弱凝胶体系（weekgel）和分散凝胶（colloidaldispersiongel）技术特点（理论上的）：聚合物和交联剂浓度低；不形成连续网状结构的弹性体，在地层就位后呈现可流动的弱凝胶或分散凝胶体，易于进入高渗层深部。但是这项技术在矿场试验中的成功率并不高。据了解在美国的成功率为30%左右。有效率（增油）只有不到15%。有些实验，注入压力虽然升高，但含水不降。返排，排出物为强度很高的胶体块。这说明体系并没有进入油层到达设计不为，而是堵塞在注入井周围（聚交联所致）。由此可见，深度调剖技术在机理上、技术上还有很多问题没有解决，这是一个很有吸引力、难度也很大的研究领域。其主攻方向应是如何使调剖体系能够按照设计在油层深部交联。③沉淀堵塞利用某种特殊的化学物质，在地层内部发生物理—化学反应生成沉淀堵塞物来调整地层注水剖面。例如，利用阴离子聚合物（PHP）和阳离子聚合物在地层内相遇，生成絮团沉淀物；水解聚丙烯腈和地层中的盐（Ca,Mg）形成的沉淀物。（4）减少聚合物溶液粘度损失目前聚合物驱存在的一个重要问题就是粘度损失。聚合物溶液在到达油层有效驱油不为之前，其视粘度损失严重。据大庆油田中区西部试验区的观测结果，从配置到距注入井30m处的油层内，聚合物的视粘度损失就高达60%。如果全面考察聚合物溶液的流变性，其粘弹性的损失率更大。也就是说，聚合物溶液在驱油过程中本来应该具有流度控制能力绝大部分损失在配注系统和注入井附近的无效驱油区内。相当于聚合物的大量损失。造成这种损失的主要原因：剪切降解；聚合物在近井地带的滞留；相应地，解决这一问题的途径：配制抗剪切的聚合物；降低聚合物在近井地带的滞留量（5）注入井解堵，提高注入能力聚合物驱工业化应用暴露出的一个突出问题是，注入井堵塞严重（这个问题看来与聚合物粘度损失联系在一起）。而且非常难解。注入井的严重堵塞造成了注入压力不合理的急剧上升。有些水井的注入压力甚至达到或超过的地层的破裂压力。据统计大庆油田注聚井有10%以上套损，这是注入压力过高所致。影响了正常生产。目前实际中解决这一问题的主要措施是：近井地带改造——压裂、深穿孔；化学解堵。但这些措施并没有从根本上解决注入能力问题，而且有效期非常短（一般在1个月左右）。所以注入井解堵，提高注入能力是我们面临的急需功课的难题。三、碱/活性剂/聚合物（ASP）三元复合驱碱/活性剂/聚合物三元复合体系驱油是80年代初出现的新技术。三元复合体系是从二元复合体系发展而来的。人们虽然已经意识到了胶束/聚合物驱的特殊效果，但是，经济因素限制了这一技术的商业化推广。而三元复合体系主要是为了用便宜的碱剂来代替价格昂贵的表面活性剂，以降低有效化学剂的成本，这为复合驱的推广应用奠定了基础。从化学剂效率（总化学剂成本/采油量）来看，复合体系所需要的表面活性剂和助剂的总量，仅为胶束/聚合物驱的三分之一，复合体系的化学剂效率比胶束/聚合物驱要高。从提高采收率来看，三元复合驱体系能够采出水驱剩余油的80%以上，可以与最好的胶束/聚合物驱相比，并高于一般的二元复合驱。从驱油机理来看，三元复合驱比二元复合驱有更广的适应范围，并能明显地降低活性剂的吸附滞留。此外，三元复合驱比二元复合驱有更好的资金回收率。（一）ASP驱油机理ASP复合驱提高采收率的机理是三种效应的综合结果：①降低界面张力；②流度控制；③减少化学剂损失。降低油水界面张力与其它驱替体系相比，三元复合体系（ASP）与原油接触后，界面张力能很快降到10-2mN/m以下，而表面活性剂或碱单独与原油之间的界面张力下降的速度要慢得多。当聚合物浓度适中时，ASP三元复合体系比AS二元体系能产生更低的界面张力。这可能是由于聚合物尤其是聚丙烯酰胺能够保护表面活性剂，使其不与Ca2+、Mg2+等高价阳离子反应而使活性剂失去表面活性。同时，表面活性剂和聚丙烯酰胺在油水界面上均有一定程度的吸附，形成混合吸附层。部分水解聚丙烯酰胺分子链上的多个阴离子基可使混合膜具有更高的界面电荷，使界面张力降得更低。另外，碱剂推动活性剂前进，趋向于使最小界面张力迅速传播，这样就减少了碱驱替原油的滞后过程，且可保持长时间的低张力驱过程。流度控制在碱/活性剂/聚合物复合驱过程中，由于被驱替的原油流度高，在油墙的前面形成了低流度带，从而保证了较高的扫及效率。由于较高的表观粘度，也增加了局部的毛管数，提高了驱油效率。而且，ASP体系中，表面活性剂和碱有效地保护了聚合物不受高价阳离子的影响。有的研究认为，加入活性剂可使聚丙烯酰胺的粘度增加10%〜25%,加入碱可使聚丙烯酰胺的粘度增加22%〜42%。在各种碱剂中，硅酸钠（Na3SiO4）保护聚合物粘度的性能最好，碳酸钠（Na2cO3）次之，氢氧化钠（NaOH）最差。也有研究报导，碱和活性剂的存在，可使部分水解聚丙烯酰胺的增稠能力变差，体系视粘度损失很大（NaOH一活性剂一部分水解聚丙烯酰胺体系）。3．降低化学剂的损失与其它的二元驱替相比，ASP驱能明显地降低化学剂的吸附滞留损失，从而使复配体系发挥出更充分的驱油作用。（1）三元体系的碱耗碱驱矿场失败的一个主要的原因是碱耗。引起碱耗的因素主要是碱剂与地层矿物反应，与地层盐水反应，与原油的酸性组分反应。但是，ASP体系中，表面活性剂的加入，避免了原硅酸钠（Na4SiO4）、氢氧化钠（NaOH）等一类强碱的应用，使碱耗不再成为严重问题。若使用具有中等pH的缓冲碱体系，可有效地降低硬离子浓度，并可减少化学反应的驱动力，因而碱耗、结垢都很少。（2）聚合物、活性剂的吸附滞留损失在ASP驱中，价格较低的碱剂的主要作用是改变岩石表面的电荷性质，以减少价格较高的表面活性剂和聚合物的吸附、滞留损失，保证这类三元体系在经济上可行。因为有碱存在时，溶液pH值较高，岩石表面的负电荷量较多，可减少带负电荷的表面活性剂、石油酸皂的吸附，并能有效地排斥带负电荷的聚合物，减少其吸附。实际上，许多研究已经证明，在没有碱存在的条件下，大部分活性剂都滞留在岩心中。有时，为了使活性剂或聚合物的损失降到最低，还在三元复合体系注入前，进行预冲洗处理。如聚丙烯酰胺在多孔介质中的吸附量，经NaCl预冲洗后为0.019mg/100g岩石；而经NaHCO3预冲洗后的吸附量为0.005mg/100g岩石，减少了74%；生物聚合物在有NaCl碱对表面活性剂及聚合物在矿物表面吸附的影响一般作为预冲洗的牺牲剂是一些易于发生吸附的廉价无机盐或有机物质，如一般的碱剂（Na2CO3、NaHCO3、NaHO）、多聚磷酸钠、六偏磷酸钠、木质素磺酸钠、石油羧酸盐，以及小分子的聚丙烯酰胺等，都可使活性剂在油岩上的吸附量大幅度降低。如对于大庆油田三元复合驱的B-100体系或ORS体系（活性剂一0.3%wt；聚合物一1200mg/L；碱一1.2%wt），活性剂的损失量降低50%以上。而且，加入牺牲剂后，降低了吸附损失对体系界面张力造成的破坏。ASP驱的最大优点就是三组分之间协同作用的存在。但是，吸附损失可以破坏这种协同作用，“色谱分理”也可破坏协同作用。由于复合体系中的各种组分与岩石间的作用不同，诸如竞争吸附、离子交换、分配系数、分散作用、渗透能力等的差异，使得三组分间产生差速运移，这种现象叫做驱油体系的色谱分离。有关的研究始于20世纪70年代，当时美国出现了胶束驱油体系，活性剂的色谱分离影响着胶束体系的稳定性，为此，人们进行了大量的研究工作。同样，对于三元复合驱而言，由于碱、聚合物、活性剂的运移速度不同，势必造成一定程度的色谱分离现象。当然，这与地层物性、原油物性、驱油体系的配方以及注入方式等，都有着密切的关系。实际上，最为重要的是避免碱与活性剂的分理，因为二者的复配是形成超低界面张力的保证。三元复合驱微观驱油机理实验：（二）矿场试验.大庆油田中区西部试验区试验区平均有效厚度为8.6m,孔隙体积203300m3,地质储量11730仇,中心井地质储量20065t。试验目的层位为萨H1-3层，试验区共有油水井15口，其中注入井4口，生产井9口，以及1口取样井和1口观察井。注采井距106m,生产井距150m。注入体系为0.3%B-100+1.25%Na2CO3+1200mg/L的聚合物1275A。三元复合体系于1994年9月24日正式开始注入，到1995年6月30日结束，累计注活性剂180t、碱剂653t、聚合物103.8t，7月1日转入注后续保护段塞。在注入的274天中，有243天注入体系与原油的界面张力达到了mN/m，占88.7%；体系粘度达到16的有234天，占注入时间的85.4%；注入压力由注水时的3.63MPa上升到5.92MPa，上升了63%；注入强度平均6.3m3/（m.d）；吸水指数由注入前的1.75m3/（m.Mpa.d）下降到三元体系结束时的1.12m3/（m.Mpa.d），下降幅度36.0%。到1995年6月30日，试验区各井已开始见效。全区综合含水由见效前的88.5%，降到了73.3%；日产液由见效前的371t降到了的2803日产油由见效前的37t上升到了733日增油36t。其中，中心井（PO5）的含水由见效前的87.9%降到了目前的48.6%，日产油由3t上升到21t，增加6倍。到1996年11月底，全区累计生产原油62009t，累计增产原油19471t，其中中心井增产原油4207t。根据动态资料分析，全区提高采收率16.6%，中心区提高采收率21.0%，与数值模拟预测的结果相符。.大庆油田杏五区试验区杏五区试验区位于杏树岗油田五区二排中部，利用原表外储层试验井，封堵原试验层，补开新的目的层。共有油水井5口，其中注入井1口（杏5-试2-更2），采油井4口（杏5-试1-1、1-2、3-2、3-3井），采用一注四采不均匀注采井距的五点法面积井网。试验区面积约为0.04km2，孔隙体积68000m3,原始地质储量37000t。试验目的层为122,单井平均砂岩厚度8.4m，有效厚度6.8m，有效渗透率0.589pm，渗透率变异系数0.63。杏五井试验区于1994年8月开始水驱，1995年1月29日开始注入三元复合体系，注入体系为0.3%ORS-41+1.2%NaOH+1200mg/L聚合物（1275A）。到3月末（此时已经注入约0.08PV），四口采油井陆续开始见效；9月20日结束，累计注入三元复合体系溶液2571（0.378PV）。9月21日转注后续聚合物保护段塞，到1996年2月21日结束，2月22日开始后续水驱。150天里累计注入聚合物溶液20899（0.307PV），此时全区综合含水降为85.0%。四口井见效前与各井含水最低时相比，日产油由12t上升到67t，日增油55t；综合含水由96.9%下降到80.7%，下降了16.2个百分点。各井含水下降最大幅度在10.1%〜36.4%之间，累计增油13102t。根据动态反应特性，三元复合驱比水驱提高采收率23.1%。1996年9月，大庆油田采油四厂于杏二区开始了第二次矿场试验。中心井的含水已从100%降到50%左右，日产油从0吨上升到26吨，并且经维持了4个多月；其它边井的含水率也有不同程度的下降。通过采出液化学分析和见效时间对比，所有生产井都是先见效后见化学剂，为发现段塞被突破的现象，而且生产井含水大幅度下降，说明却有油墙形成。大庆油田的矿场试验结果，消除了过去对复合驱及碱驱的担心，并未发生结构沉淀和堵塞油层的现象。国外三元复合驱的矿场试验不多，比较完整的是美国怀俄明州Crook地区西Kiehl油田三元复合驱项目。注入体系为Na2CO3+PetrostepB-100+聚合物（Pusher700）。他们对比了四种开采方式的结果是：一次采收率11%（OOIP），水