劉怡婷，張懷杰，鐘 陵，賈剛衛(wèi)，左入文，韋克熠

（1.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢 430100；2.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西定邊 718600；3.中國石油青海油田科技信息處，甘肅敦煌 736202；4.中國石油青海油田采油二廠，青海茫崖 816499）

0 前言

聚合物驅(qū)油技術(shù)因其具有在巖心中可滯留特性，可有效改善油水流度比及儲層非均質(zhì)性，促進(jìn)液流轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大宏觀波及體積［1-4］。因此，聚合物驅(qū)油技術(shù)在陸上油田得到了廣泛應(yīng)用［5-6］。陸地B 油田儲層屬于背斜構(gòu)造油氣藏，油層埋藏深度為600～1200 m，油層物性較好，有效孔隙度為23%～31%，有效滲透率變化范圍較大，原油具有黏度大、凝固點(diǎn)低、含蠟量高、含硫量低的特點(diǎn)［7-9］。作為首批運(yùn)用聚合物驅(qū)技術(shù)的油田之一，隨著油田的不斷注水注聚開發(fā)，主力油層的開采潛力逐年下降，聚合物驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)任務(wù)艱巨［10-11］。為保證油田產(chǎn)量，石油科技工作者將聚合物驅(qū)技術(shù)的研究與應(yīng)用轉(zhuǎn)向了地質(zhì)條件相對較差的二類儲層。但與主力油層相比，二類油層的滲透率較低，縱向及平面非均質(zhì)性更嚴(yán)重，聚合物驅(qū)開發(fā)難度較大［12-13］。對于常規(guī)主力油層的注入方式及參數(shù)已經(jīng)不適用于二類油層，地層強(qiáng)非均質(zhì)性導(dǎo)致了聚合物驅(qū)效果變差，低滲層動用程度較低等問題［14-15］，因此，對于二類油層聚合物驅(qū)的注入?yún)?shù)和注入方式還需進(jìn)一步完善與細(xì)化。針對上述問題，國內(nèi)學(xué)者開展了大量實(shí)驗(yàn)研究。林立等［16］針對目標(biāo)區(qū)塊二類油層注采關(guān)系的問題，通過明晰分單元驅(qū)替方式，對聚合物、水兩驅(qū)注采關(guān)系的射孔原則進(jìn)行優(yōu)化與總結(jié)。邱長波等［17］研究了兩個注聚合物區(qū)塊水驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整后的開采特征，研究了影響油層動用程度的問題及其各種因素。張曉芹等［18］通過實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，可以通過對二類油層進(jìn)行縮小井距、細(xì)化層系以及優(yōu)化注聚合物方案等技術(shù)措施來改善二類油層的聚合物驅(qū)條件，以提高二類油層聚合物驅(qū)開發(fā)效果。雖然國內(nèi)關(guān)于二類油層聚合物驅(qū)技術(shù)已有部分相關(guān)報道，但關(guān)于二類油層聚合物驅(qū)合理注入方式和參數(shù)的研究相對較少。為解決目標(biāo)油田二類油層聚合物驅(qū)效果較差的難題，本文針對二類儲層的特點(diǎn)及目前聚合物驅(qū)開發(fā)現(xiàn)狀，以陸地B 油田儲層和流體為研究對象，通過室內(nèi)物理模擬巖心實(shí)驗(yàn)，開展不同注入?yún)?shù)及注入方式下驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究，探討不同注入?yún)?shù)及注入方式對最終驅(qū)油效果的影響，優(yōu)化篩選出最佳注入?yún)?shù)及方式，以期為后續(xù)礦場試驗(yàn)提供重要決策依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

聚合物HPAM，相對分子質(zhì)量2500×104和1200×104，固含量90%，水解度30%，大慶華龍祥化工有限公司；實(shí)驗(yàn)用油為模擬油，由目標(biāo)油田脫氣原油與煤油按一定比例混合而成，黏度17.6 mPa·s（45 ℃）。實(shí)驗(yàn)用水為目標(biāo)油田模擬注入水，礦化度6778.2 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）：K++Na+2136.8、Ca2+54.2、Mg2+12.3、Cl-1317.7、SO42-16.2、CO32-354.9、HCO3-2886.1。滲流特性實(shí)驗(yàn)所用巖心為人造膠結(jié)柱狀巖心，氣測滲透率為400×10-3、800×10-3μm2，尺寸為φ2.5 cm×10 cm。驅(qū)油實(shí)驗(yàn)所用巖心為人造膠結(jié)兩層非均質(zhì)長巖心，尺寸30×4.5×4.5（cm），各小層厚度為2.25 cm，氣測滲透率400×10-3/800×10-3μm2。

DV-Ⅱ型布氏黏度儀，布魯克菲爾德公司；驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等，除平流泵和手搖泵外，其余裝置置于45 ℃恒溫箱內(nèi)。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）聚合物溶液配制

首先用模擬注入水配制濃度為5000 mg/L的聚合物母液，再用模擬注入水分別稀釋至不同濃度的目的溶液。

（2）滲流特性實(shí)驗(yàn)

將巖心抽真空、飽和地層水，水測巖心滲透率，在溫度45 ℃下，以0.3 mL/min 的注入速率注入5 PV 的聚合物溶液，后續(xù)水驅(qū)直至壓力穩(wěn)定，計算阻力系數(shù)及殘余阻力系數(shù)。

（3）驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

將巖心抽真空、飽和地層水，測孔隙體積，飽和原油后在45 ℃下恒溫老化12 h，以0.3 mL/min的注入速率注入模擬地層水，水驅(qū)至含水率95%，記錄出液量，計算水驅(qū)采收率；然后再按設(shè)定方案以一定的注入速率注入一定黏度的聚合物溶液，后續(xù)水驅(qū)至含水率95%，記錄出液量，計算采收率。如無特殊說明，實(shí)驗(yàn)注入速率為0.3 mL/min，數(shù)據(jù)記錄時間間隔為30 min。

2 結(jié)果與討論

2.1 增黏性能

兩種不同相對分子質(zhì)量聚合物溶液黏度隨濃度的變化見圖1。從圖1可以看出，隨著聚合物濃度的升高，溶液黏度呈指數(shù)型增長，初期黏度增加較緩，后期黏度升幅逐漸加快。在聚合物溶液濃度相同的條件下，聚合物的相對分子質(zhì)量越高，溶液黏度越大，且隨著濃度的增大，兩種相對分子質(zhì)量聚合物溶液的黏度相差越來越大，表明聚合物相對分子質(zhì)量越大，溶液黏度對濃度的敏感性越強(qiáng)，隨著溶液濃度的升高，分子線團(tuán)間纏繞性更復(fù)雜，分子內(nèi)摩擦力加劇，致使黏度升高更明顯。

圖1 不同相對分子質(zhì)量聚合物溶液黏度與濃度關(guān)系曲線

2.2 注入性能

聚合物溶液對不同滲透率巖心的阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)測試結(jié)果見表1。從表1可以看出，隨著聚合物相對分子質(zhì)量、溶液濃度的升高及巖心滲透率的降低，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)逐漸增大，且阻力系數(shù)均高于殘余阻力系數(shù)。分析認(rèn)為，在巖心滲透率不變的條件下，隨著聚合物相對分子質(zhì)量及濃度的增大，聚合物分子聚集體尺寸增大，溶液中分子內(nèi)摩擦力增大，致使溶液黏度升高，加劇聚合物在巖心中的滯留，減小巖心孔喉的過流斷面，使附加滲流阻力升高，注入壓力升幅更大，從而導(dǎo)致阻力系數(shù)升高。但由于聚合物是線性結(jié)構(gòu)，抗剪切能力較弱，后續(xù)水驅(qū)階段，聚合物會因注入水的沖刷受到巖心孔喉剪切作用，聚合物分子共價鍵斷開，對黏度和流度的控制能力減弱，削弱了聚合物在巖心中的滯留能力，因滯留而產(chǎn)生的附加滲流阻力隨之減小，注入壓力降低，因此表現(xiàn)為殘余阻力系數(shù)低于阻力系數(shù)。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，當(dāng)聚合物相對分子質(zhì)量為2500×104時，溶液濃度由2000 mg/L升高至3000 mg/L及4000 mg/L時，阻力系數(shù)急劇上升，殘余阻力系數(shù)雖有增幅但增幅較小，這表明聚合物相對分子質(zhì)量及濃度較高時，因自身高黏特征，導(dǎo)致注入性較差，聚合物在巖心端面及近井地帶堆積嚴(yán)重，造成注入壓力快速升高，殘余阻力系數(shù)迅速增大，但后續(xù)水驅(qū)過程中，較大的聚集體尺寸與巖心孔喉半徑匹配性較差，受到巖心的剪切作用較強(qiáng)，導(dǎo)致分子聚集體被切割程度較高，在巖心中滯留及增加滲流阻力作用大大減弱，導(dǎo)致最終殘余阻力系數(shù)升幅較小。

表1 聚合物溶液在不同滲透率巖心中的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

綜合考慮聚合物溶液的注入性、滯留能力及經(jīng)濟(jì)成本，選用相對分子質(zhì)量為1200×104、質(zhì)量濃度分別為1000、2000 和3000 mg/L 的聚合物溶液進(jìn)行后續(xù)實(shí)驗(yàn)研究。

2.3 注入黏度的影響

2.3.1 采收率

先將巖心水驅(qū)至含水率95%，再以0.3 mL/min的注入速率注入不同黏度聚合物溶液，后續(xù)水驅(qū)至含水率95%，在注入不同黏度聚合物溶液條件下增油降水效果見表2。其中，方案2-1（單一高黏）：注入0.6 PV 高黏聚合物溶液；方案2-2（單一低黏）：注入0.6 PV 低黏聚合物溶液；方案2-3（梯度增黏）：注入0.2 PV 低黏+0.2 PV 中黏+0.2 PV 高黏聚合物溶液；方案2-4（梯度降黏）：注入0.2 PV 高黏+0.2 PV中黏+0.2 PV低黏聚合物溶液；方案2-5（變黏交替）：注入0.2 PV 低黏+0.2 PV 高黏+0.2 PV 中黏聚合物溶液。低、中、高黏聚合物溶液質(zhì)量濃度分別為1000、2000、3000 mg/L，聚合物相對分子質(zhì)量為1200萬，對應(yīng)黏度分別為12.6、35.4、94.5 mPa·s。

表2 不同黏度聚合物溶液條件下增油降水效果

從表2可以看出，以最終采收率為評價標(biāo)準(zhǔn)，開采效果最好的注入方式依次為：梯度增黏＞交替變黏＞梯度降黏＞單一高黏＞單一低黏。其中梯度增黏、交替變黏與梯度降黏注入方式的采收率增幅較大，達(dá)到20%以上，梯度增黏注入方式提高采收率效果最優(yōu)，采收率增幅為24.2%。與之相比，單一高黏與單一低黏注入方式增油效果相對較弱，采收率增幅不足18%。分析認(rèn)為，聚合物驅(qū)階段采用單一高黏注入方式時，由于聚合物分子聚集體尺寸較大，導(dǎo)致其與巖心孔喉半徑匹配性較差，聚合物進(jìn)入儲層后受到地層的剪切作用較嚴(yán)重，聚合物分子鏈遭到破壞，改善流度比能力減弱，在一定程度上限制了提高采收率的開發(fā)效果；另一方面，高黏聚合物注入低滲層時，由于捕集滯留而導(dǎo)致的升壓更敏感，致使聚合物溶液在注入壓力升高后很快繼續(xù)繞流回高滲層，低滲層的動用效果不理想，導(dǎo)致最終采收率較低。聚合物驅(qū)階段采用單一低黏注入方式時，注入壓力升幅較小，表明低黏聚合物在高滲層滯留效果較差，液流轉(zhuǎn)向作用有限，低滲層動用程度較弱，無法較好實(shí)現(xiàn)擴(kuò)大波及體積效果，采收率增幅較低。聚合物驅(qū)階段采用梯度降黏注入方式時，聚合物驅(qū)初期注入的高黏聚合物會對低滲層造成一定傷害，使后續(xù)注入的中低黏聚合物從低滲層繞流至高滲層的剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象提前，造成對低滲層的驅(qū)替不充分，影響最終的開采效果。聚合物驅(qū)階段采用變黏交替注入方式時，首先注入低黏聚合物對高滲層進(jìn)行驅(qū)替，再注入高黏聚合物進(jìn)一步對高滲層進(jìn)行驅(qū)替，此時高黏聚合物進(jìn)入低滲層對其會造成一定傷害，但與梯度降黏相比，由于注入高黏聚合物時機(jī)較晚，因此對后續(xù)聚合物注入及后續(xù)水驅(qū)造成的影響較小，采收率增幅較為可觀。由此可見，高黏聚合物的注入既有優(yōu)勢也有弊端：優(yōu)勢是可以較大幅度增加低滲層的吸液壓差，為后續(xù)流體啟動低滲層奠定基礎(chǔ)，有利于擴(kuò)大宏觀波及體積及最終采收率；劣勢是高黏聚合物進(jìn)入低滲層后對低滲層的傷害問題，會導(dǎo)致后續(xù)流體剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象提早發(fā)生。但從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，只要合理控制高黏聚合物的注入順序及注入量，它的優(yōu)勢遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于劣勢。聚合物驅(qū)采用梯度增黏注入方式的開發(fā)效果很好印證了上述說法，首先注入低黏聚合物對高滲層進(jìn)行有效驅(qū)替，其次注入中黏聚合物增大吸液壓差，使低滲層得到一定動用，最后注入高黏聚合物，使注入壓力進(jìn)一步升高，低滲層得到進(jìn)一步動用，后續(xù)水驅(qū)時低滲層動用程度較高，改善流度比效果較好，提高采收率效果最優(yōu)。

2.3.2 動態(tài)特征

實(shí)驗(yàn)注入過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積關(guān)系見圖2。從圖2可以看出，在水驅(qū)開發(fā)階段，隨著注入量的增加，原油采出程度提高，采收率增大，含水率不斷升高。水驅(qū)初期，由于含油飽和度較高，采收率增幅較快，注入壓力因油水兩相流動短時間內(nèi)稍有增加；之后隨著含油飽和度逐漸下降采收率增幅減緩，油水兩相流減弱，滲流阻力減小，注入壓力開始降低。在聚合物驅(qū)階段，隨著聚合物驅(qū)的進(jìn)行聚合物在巖心內(nèi)不斷滯留，附加滲流阻力增大，注入壓力升高，低滲層吸液壓差增大，低滲層逐漸被動用，聚合物液流轉(zhuǎn)向進(jìn)入低滲層，采收率增幅較快，含水率不斷降低，其中梯度增黏措施含水率下降幅度最大，聚合物驅(qū)結(jié)束含水率為75.3%，含水降幅接近20%。后續(xù)水驅(qū)階段，初期由于注入壓力較高，低滲層可以被動用，但隨著注入水沖刷，聚合物滯留效果逐漸減弱，致使注入壓力降低，低滲層吸液壓差減小，低滲層波及程度逐漸減弱，含水率逐步上升，采收率增幅減緩。

圖2 不同黏度聚合物溶液驅(qū)注入壓力、含水率、采收率與注入體積的關(guān)系

2.4 注入速率的影響

2.4.1 采收率

先將巖心水驅(qū)至含水率95%，再以不同速率注入中黏度聚合物溶液（2000 mg/L），后續(xù)水驅(qū)至含水率95%，在注入速率不同條件下增油降水效果實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。其中，方案2-6（單一高速）：高速注入0.6 PV 中黏聚合物溶液；方案2-7（單一低速）：低速注入0.6 PV 中黏聚合物溶液；方案2-8（梯度增速）：低速注入0.2 PV+中速注入0.2 PV+高速注入0.2 PV 聚合物溶液；方案2-9（梯度降速）：高速注入0.2 PV+中速注入0.2 PV+低速注入0.2 PV 聚合物溶液；方案2-10（變速交替）：低速注入0.2 PV+高速注入0.2 PV+中速注入0.2 PV聚合物溶液。低、中、高速注入速率為0.15、0.3、0.6 mL/min。

表3 注入速率不同條件下增油降水效果實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從表3可以看出，以最終采收率為評價標(biāo)準(zhǔn)，開采效果最好的注入方式依次為：梯度增速＞單一高速＞變速交替＞梯度降速＞單一低速。除單一低速注入方式外，其余4 種注入方式采收率增幅均可達(dá)到20%以上，其中梯度增速提高采收率效果最優(yōu)，采收率增幅為25.6%。分析認(rèn)為，單一低速注入方式由于注入速率較小，注入壓力升幅有限，導(dǎo)致低滲層動用程度較弱，聚合物主要在高滲層內(nèi)循環(huán)驅(qū)替，而高滲層在經(jīng)過水驅(qū)開發(fā)后開采潛力較低，最終增油效果較弱。對于梯度降速注入方式，由于初始階段高速注入，注入壓力升幅較快，低滲層開始被逐漸動用，但當(dāng)注入速率降低后，注入壓力升幅減弱，注入壓力逐漸不能滿足低滲層所需的吸液壓差，低滲層動用程度開始逐漸減弱，表現(xiàn)為注入后期增油降水效果并不明顯。對于單一高速注入方式，剩余油動用程度逐漸充分，聚合物水溶液通過多孔介質(zhì)時容易發(fā)生機(jī)械降解，同時注入速率較快也不利于聚合物在巖石表面的吸附，但由于注入壓力較高，注入階段初期可以較好動用低滲層，但隨著低滲層滯留聚合物的增多，吸液壓差逐漸增大，聚合物溶液后期會逐漸剖面反轉(zhuǎn)進(jìn)入高滲層。對于梯度增速注入方式，首先對聚合物溶液進(jìn)行小排量注入，注入壓力升幅較小，此時主要驅(qū)替高滲層剩余油；然后進(jìn)行中速驅(qū)替，隨著注入壓力的不斷升高，低滲層開始被逐漸啟動；最后進(jìn)行高速注入，注入壓力進(jìn)一步提升，低滲層后續(xù)水階段低滲層剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象延后，提高采收率幅度較顯著。而對于變速交替注入方式，首先低速驅(qū)替之后立即轉(zhuǎn)為高速驅(qū)替，注入壓力迅速升高，低滲層吸液壓差增大，聚合物大量進(jìn)入低滲層，此階段低滲層被動用程度較高；但最后轉(zhuǎn)為中速注入時，由于低滲層此時已進(jìn)入較多聚合物溶液，附加滲流阻力較大，導(dǎo)致中速注入時難以啟動低滲層。因此，與梯度增速注入相比，變速交替注入提高采收率幅度相對較弱。對于梯度降速注入方式，由于初始注入速率較高，低滲層被聚合物污染較嚴(yán)重，導(dǎo)致后續(xù)降速后低滲層動用程度減弱，采收率增幅較差。綜上所述，建議聚合物驅(qū)初期以驅(qū)替高滲層剩余油為主，盡量避免對低滲層造成傷害，后期再逐步動用低滲層，達(dá)到批次注入、分級啟動的效果。

2.4.2 動態(tài)特征

實(shí)驗(yàn)注入過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積關(guān)系見圖3。從圖3可以看出，在水驅(qū)開發(fā)階段，隨著注入量的增加，原油采出程度提高，采收率增加，含水率不斷升高。在聚合物驅(qū)階段，整體表現(xiàn)出注入速率越快，注入壓力越高。在幾種注入速率方式中，梯度增速注入方式的含水率降幅最大，聚合物驅(qū)結(jié)束含水率為72.0%，含水降幅為23.2%。聚合物驅(qū)階段，隨著聚合物在巖心中的吸附滯留，注入壓力不斷升高，含水率逐漸降低；后續(xù)水驅(qū)階段，由于注入水對巖心中滯留聚合物的沖刷，聚合物被逐漸采出，注入壓力逐漸降低，含水率逐步上升，采收率增幅減緩。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，最終注入壓力依然高于前期水驅(qū)時注入壓力，表明聚合物未被全部采出，最后仍有部分聚合物滯留在巖心中。

圖3 注入速率不同條件下注入壓力、含水率、采收率與注入體積的關(guān)系

2.5 組合注入方式的影響

2.5.1 采收率

先將巖心水驅(qū)至含水率95%，再以不同組合方式注入聚合物溶液，后續(xù)水驅(qū)至含水率95%，在組合注入方式不同條件下增油降水效果實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。其中，方案2-11（降速增黏）：高速低黏注入0.2 PV+中速中黏注入0.2 PV+低速高黏注入0.2 PV聚合物溶液；方案2-12（增速降黏）：低速高黏注入0.2 PV +中速中黏注入0.2 PV +高速低黏注入0.2 PV聚合物溶液。從表4可以看出，增速降黏注入方式相比降速增黏注入方式采收率增幅高出1.8%，整體采收率相差不大，但與單一注入方式相比，增油降水效果較明顯。分析認(rèn)為，聚合物驅(qū)最理想的狀態(tài)是將高黏聚合物注入高滲層，中低黏聚合物液流轉(zhuǎn)向進(jìn)入低滲層發(fā)揮驅(qū)替作用。低速高黏注入方式相比高速低黏注入方式，低速高黏注入方式雖然聚合物黏度較高，但由于注入速率較低，因此注入壓力升幅較小，且低滲層對高黏聚合物更敏感，較難進(jìn)入低滲層，因此，高黏聚合物主要進(jìn)入高滲層，增加高滲層附加滲流阻力，使高滲層滲流阻力較大，后續(xù)高速低黏注入時，主要動用滲流阻力較小的低滲層，有效延緩了注入聚合物過程中以及后續(xù)水驅(qū)過程中的剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，增油降水效果較好。對于降速增黏注入方式，首先高速低黏注入，注入壓力較低而很難啟動低滲層，聚合物溶液主要滯留在高滲層，后續(xù)中速中黏及低速高黏注入時，逐漸啟動低滲層，但由于中高黏聚合物溶液注入時進(jìn)入了低滲層，導(dǎo)致其滲流阻力迅速增大，吸液壓差減小，加速了低滲層中聚合物溶液及后續(xù)水繞流至高滲層，剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象提前，但整體采收率與單一注入方式相比增幅仍較高。

表4 組合注入方式不同條件下的增油降水效果

2.5.2 動態(tài)特征

實(shí)驗(yàn)注入過程中注入壓力、含水率和采收率與注入體積的關(guān)系見圖4。從圖4可以看出，在水驅(qū)開發(fā)階段，隨著注入量的增加，原油采出程度提高，采收率增加，含水率不斷升高。在聚合物驅(qū)階段，注入壓力增幅速度較快，含水率持續(xù)降低，聚合物驅(qū)結(jié)束時，增速降黏注入方式含水率為67.6%，含水率降幅27.3%，降速增黏注入方式含水率為70.1%，含水率降幅25.2%。分析認(rèn)為，采取增速降黏的注入方式可以最大程度將高黏聚合物注入高滲層，致使后續(xù)中低黏聚合物溶液液流轉(zhuǎn)向進(jìn)入低滲層，實(shí)現(xiàn)逐級啟動、分級驅(qū)替的效果，對巖心剩余油波及程度較高。對于降速增黏注入方式，由于前期注入壓力升幅較高，啟動低滲層時機(jī)提前，低滲層吸液壓差增大，致使后續(xù)聚合物溶液主要在高滲層驅(qū)替，而高滲層的剩余油挖潛潛力低于低滲層。因此，表現(xiàn)為最終采收率增幅較低。

圖4 組合注入方式不同條件下注入壓力、含水率、采收率與注入體積的關(guān)系

綜上所述，在二類油田聚合物驅(qū)過程中應(yīng)合理控制注入壓力，注入聚合物前期避免或減少對低滲層的傷害，應(yīng)采取逐級啟動、分級動用的注入方式，為取得更好的增油降水效果，推薦礦場實(shí)際應(yīng)用中采用增速降黏的組合注入方式。

3 結(jié)論

由于受到巖心孔喉剪切作用的影響，隨著聚合物相對分子質(zhì)量及溶液濃度的增加，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)增大，但殘余阻力系數(shù)升幅逐漸變小。

注入聚合物溶液的黏度對開采效果影響依次為：梯度增黏＞交替變黏＞梯度降黏＞單一高黏＞單一低黏。其中梯度增黏注入方式提高采收率效果最優(yōu)。

聚合物溶液注入速率對開采效果影響依次為：梯度增速＞單一高速＞變速交替＞梯度降速＞單一低速。其中梯度增速與交替變速采收率增幅較大。

不同組合注入方式下采收率提高效果為：增速降黏＞降速增黏，兩種注入方式均比單一注入方式增油降水效果好，其中增速降黏組合方式提高采收率效果最好。