《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

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：

①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?? ②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。

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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（EOR──Enhanced 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 ①聚合物驱 驱油机理 改善流度比 提高波及效率 提高微观驱油效率 改善岩石润湿性 降低油／水界面张力 通过乳化改善流度比 降低油／水界面张力 增大毛管数 ①＋降低毛管数 ①＋② ①＋②＋③＋协同效应 2

典型采收率（%） 5～10 ②碱驱 ③活性剂驱 ④胶束／聚合物驱 ⑤碱／聚合物驱 ⑥ASP复合驱

5 5～10 15 5 15～20 ⑦泡沫驱 ①＋③＋泡沫调剖效果 气体上浮运移、溶解气驱 5～10 ?CO2混相或非混相驱??液化石油气混相驱????轻烃驱?富气混相或非混相驱气驱??干气（或贫气）驱

???氮气驱???烟道气驱??蒸汽吞吐注蒸汽???蒸汽驱?? 热力采油?火烧油层??电加热??电磁波加热另外，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。

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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

美国EOR产量与项目数 分是注气（轻烃、CO2和氮气）。

①CO2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：① 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；②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855×104吨。

气驱：

美国气驱产量与项目数 ? CO2非混相驱 ? N2驱 ? 轻烃驱 ② 热力采油 ③化学驱 ? 胶束／聚合物 ? 聚合物驱 ? 碱驱

? CO2混相驱

? 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

① 热力采油

前苏联实施热采的主要地区是

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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。

② 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。

③ 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3.2～6.4万m3／天左右。到2010年可达12.7～20.7万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2.5mPa·s，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 mPa·s，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

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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 mPa·s（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60～90 mPa·s，下第三系沙河街组油层10～20 mPa·s。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： ① 由于油层的非均质性，水驱波及系数低； ② 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Ⅱ1-3层水淹厚度仅33.7%，葡Ⅰ1-4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1.1～1.44,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74×108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59.7×108t地质储量，平均提高采收率8.7%，可增加可采储量5.19×108t。适合表面活性剂和复合驱的地

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质储量有60×108t，平均提高采收率18.8%，可增加可采储量11.3×108t。

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15～20%。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1.4×108t，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8×108t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100×104t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：

继续水驱加密井网 聚合物驱 复合驱 平均单井日产油，t 4.1 20.7 34.5 提高采收率 3 12 20 注水量／吨油 16.5 5.8 2.8 产液量／吨油 9.2 6.6 2.7 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”（1986～1990）、“八五”（1991～1995）、“九五”（1996～2000）连续将EOR技术研究列为国家重点科技攻关项目。

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（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Ⅱ1-3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Ⅰ1-4层工业性矿场试验。试验区面积达3.13km2。地质储量632×104t，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300×104t，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%。

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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2818×104t，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2540.55×104 m2。累计增油186.87×104 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168×104 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700×104 t。预计整个“九五”期间增产原油1500×104 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2.21×108 t，年注入聚合物干粉2.37×104 t。聚合物驱年增产原油达303×104 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（lì）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

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（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：

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。

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（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0.1μｍ2。

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。

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

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VK?0.72，在聚合物注入量240PV·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。

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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

聚合物用量选择综合曲线 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380 PV·mg/L。

（2）聚合物用量和经济效益的关系

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身的技术效果。还不能全面反映出聚合物驱油的经济效益。

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聚合物用量与经济效益关系曲线 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

600 PV·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220 PV·mg/L。

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。

① 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（μｍ2） <0.25 0.25～0.4 0.4～0.7 聚合物分子量（万） <650 650～1700 1700～2500 从表可以看出，空气渗透率大于0.4μｍ2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0.5μｍ2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。

② 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

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系，国内外研究结果表明，当油层孔隙度半径中值（R50）与聚合物分子回旋半径（rp）之比大于5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0.342μｍ，回旋半径的5倍，也只有1.71μｍ。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（R50）大于1.71μｍ，因此对其采用分子量高一些的聚合物是可行的。

不同分子量聚合物分子回旋半径计算

分子量（万） 750 1000 1500 水解度（%） 30 30 30 rp（μｍ） 0.261 0.283 0.342 rp×5（μｍ） 1.305 1.416 1.710 ③ 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） 400 600 800 1200 750 2.46 3.76 5.50 9.50 1500 4.15 6.50 10.60 21.15 阻力系数（FR） 残余阻力系数（Rk）750 3.55 5.45 7.75 13.00 1500 7.14 12.50 18.90 36.80 750 1.60 1.88 1.95 2.05 1500 2.20 3.40 4.10 4.40 ④ 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） 0 400 800 1120 1760 2240 750万 1500万 剪切速率 （s-1） 粘度（mPa·s） 下降（%） 粘度（mPa·s） 下降（%） 0 1732 2743 3840 6035 7680 21.9 21.8 21.7 21.6 21.5 21.1 0.5 0.9 1.4 1.8 3.7 38.8 37.0 36.4 35.3 34.9 3.4 5.0 5.8 7.8 9.0

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⑤ 聚合物分子量和提高采收率幅度的关系

室内应用VK?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） 2800 1000 500 水驱采收率 （%） 20.95 20.48 20.34 聚合物驱采收率（%） 54.32 44.87 30.95 提 高 值 （%） 33.37 20.39 10.61 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。

3. 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 （PV·mg/L） 380 380 380 380 段塞浓度 （mg/L） 800 1000 1200 1500 含水下降最大值 提高采收率值每吨聚合物增量 （%） （%） （t） 17.44 19.89 20.73 21.01 11.08 11.15 11.24 11.33 178.08 180.99 181.53 182.96 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”

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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500 PV·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500 PV·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

不同注采方式聚合物驱油效果比较

井网类型 注 采 井 距 （m） 年注液速度 （PV） 方案终止时注液量（PV） 五点法 250 0.0652 1.6963 97.00 31.4716 0.8426 四点法 250 0.0652 1.6963 97.01 31.3972 0.8428 反九点法 250 0.052 1.6963 97.13 30.2283 0.8426 水驱指标 fw （%） Ew （%） 转注时指标 注水 （PV） f （%） 94.67 123.04 97.02 36.7318 5.2602 94.68 122.90 96.79 36.4851 5.0879 94.79 123.04 96.34 33.5088 3.2805 聚 合 mg/L·PV 物 驱方案结束时指标 f （%） 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

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EP （%） ?E （%） 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

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0.8μｍ2时，注采井距以250m左右比较合适。

（四）聚合物驱动态特性

1. 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%。

2. 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降到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。

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注聚合物前后产液能力变化

产 液 指 数〔t/(Mpa·d·m)〕 项 目 水驱 全 区 PO5井 3.24 5.72 注聚合物 1.33 0.83 下降（%） 59.0 85.5 转水驱 1.74 2.02 下降（%） 46.3 64.7 3. 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

含水下降 产出液聚合物浓度（mg/L） 最大值 效果最佳时 最 高 （%） 28.5 29.8 29.7 14.9 17.0 10.3 21.8 67.7 36.9 420 200 300 300 150 310 430 400 400 500 600 350 350 150 310 600 400 600 井 号 PO5 PO6 PO7 PO8 PO9 PO10 PO11 PO12 PO13 见效时间 1990.8.20 1990.8.30 1990.8.30 1990.10.13 1990.10.21 1990.11.30 1990.11.10 1990.8.30 1990.8.30 突破时间 1990.9.20 1990.9.24 1990.9.12 1990.10.13 1990.9.12 1990.9.12 1990.9.21 1990.9.18 1990.9.13 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。

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4. 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Ⅰ1-4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。

5. 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

1. 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（We↑），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

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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，

而且可以为改善聚合物驱技

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。

2. 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。

3. 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50～100 ft。大孔道处理半径250 ft；

? 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。

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②弱凝胶体系

弱凝胶体系（week gel）和分散凝胶（colloidal dispersion gel）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30 m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

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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。

1. 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

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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。

2. 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—活性剂—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

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碱对表面活性剂及聚合物在矿物表面吸附的影响 吸附量（mg/100g矿物） 矿物 （固液比0.1） 吸附量减少(%) 加入NaCl 23℃ 高岭土 碎Berea岩 1.36 0.15 70℃ 1.33 0.12 加入NaHCO3 23℃ 0.36 0.14 70℃ 0.09 0.10 23℃ 74 7 70℃ 95 17 存在时，1.5小时后有92%被吸附，120小时后，有95%被吸附。但是，在有NaHCO3存在时，120小时后的吸附量仅为3%，而16天后竟为0。

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—0.3%wt；聚合物—1200mg/L；碱—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

1. 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117300t,中心井地质储量20065t。试验目的层位为萨Ⅱ1-3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。

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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1.12 m3/(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280t，日产油由见效前的37t上升到了73t，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。

2.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Ⅰ22，单井平均砂岩厚度8.4m，有效厚度6.8m，有效渗透率0.589μｍ，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

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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+Petrostep B-100+聚合物（Pusher 700）。他们对比了四种开采方式的结果是：一次采收率11%（OOIP），水驱增加29%，一、二次合计为40%；聚合物驱的结果亦是40%，但驱替时间要短，注入流体的量（PV数）要小。以上两种方式在驱替结束时，波及区内平均残余油饱和度为41%。而用碱/活性剂/聚合物驱，一次、二次、三次采收率合计为56%，此时，波及区内残余油饱和度降为26%。

在ASP体系中，碱作为主剂不仅可使酸性原油产生表面活性物质，而且，还可起到盐的作用。在碱溶液中，只需加入少量的（千分之几）表面活性剂，就能获得超低界面张力并提高复合驱的适宜矿化度范围，驱油效率很高。加入聚合物可增大体系的粘度并选择性地堵塞渗透率高的通道，使波及范围增大，扫及效率提高，总采收率达到较高值，剩余油饱和度可降至极低，甚至完全被采出。

在ASP体系中作主剂的碱价格较低，作助剂的表面活性剂用量较少，复配后的表面活性剂和聚合物在地层中损失减少，注入、产出操作费用降低，因而，ASP驱在经济上是可行的。 以每磅化学剂的费用乘以注入地层的孔隙体积，对ASP驱的经济成本进行了合理估算，结果表明，聚合物驱多采一桶油花费4.88美元，碱/聚合物驱要花费2.78美元，而ASP复合驱仅花费2.13美元，最为经济。增加同样的投资，ASP驱要比聚合物驱能多采4.5倍的原油。

（三）ASP三元复合驱技术中的几个问题

从机理上看，ASP复合驱应该兼具碱驱、表面活性剂驱、聚合物驱之长，并且具有三种组分之

间的协同效应。目前我国在ASP三元复合驱研究中取得的成果和大量矿场试验结果均表明，ASP复合驱的确具有很高的驱油效率，总采收率可在水驱基础上提高20%左右。就提高采收率而言，这的确是一项很具吸引力的技术。但是在矿场试验中也暴露出一些经济与技术上的问题。这些问题如果不解决，将制约ASP复合驱的工业化应用。这也是对我们研究人员提出的挑战，提供的机遇。

1. 表面活性剂的筛选与研制

ASP复合驱在经济上能否过关，关键之一是表面活性剂。ASP复合驱技术工业应用对表面活性剂的要求是即要高效又要廉价，这的确是一个世界级的难题。化学剂费用是影响化学驱经济效益的关键，也是当今世界EOR技术不能工业化推广的重要原因。我国在“八五”、“九五”期间始终将国产化高校、廉价表面活性剂的研究作为重点攻关项目。常用的驱油表面活性剂可分为三类：

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① 石油磺酸盐

大多数用于EOR的表面活性剂配方中都含有石油磺酸盐。生产石油磺酸盐是原料润滑油经磺

化除去芳香成分生产白油的副产品。由于对润滑油的需求有限，石油磺酸盐的供应短缺、货源不足。

② 合成磺酸盐

这些磺酸盐价格比较高，但驱油效果更好。 ③ 氧乙烯基磺酸盐

这类活性剂具有较强的抗盐能力。

虽然历经十余年的攻关，也取得了不少成果。驱油用表面活性剂距高效廉价、国产化还有相当一段距离，还有许多问题需要研究。今后的研究方向：

① 扩大活性剂的原料来源

目前，生产表面活性剂的原料已经扩大至煤、页岩、微生物和工业废液等，如由煤加氢裂解产

生的粗柴油或由煤焦油分馏得到的杂酚油，因含芳烃成分较多，是理想的制备磺酸盐型活性剂的原料；由微生物经新陈代谢得到的生物表面活性剂已用于驱油；由造纸厂废液得到的木质素磺酸盐可通过改性而用于驱油。

② 利用化学剂的协同效应

驱油化学剂一般是复配使用。而且，复配使用的效果往往优于同条件下单一化学剂效果的加和──协同效应（或称超加和效应）。

如单纯的石油磺酸盐和碱的水溶液与原油间的界面张力分别为5.5 mN/m和2.1 mN/m，而将二者复配后，界面张力可降至0.02 mn/m。合理地利用协同效应可降低活性剂用量，提高驱油效率──由此引发的一个基础理论问题就是，复合体系中化学剂相互作用机理──从分子水平上设计和优化协同效应。

③ 开发具有综合功能活性剂

活性剂的功能有多种，如驱油增粘、杀菌、缓蚀、稳定粘土、抑制蜡晶析出、乳化降粘。把这

些功能结合起来，是驱油用活性剂开发的一个重要方向。

2. 减少化学剂的损失

在驱油过程中，化学剂在油藏孔隙中的吸附、滞留，使其中相当一部分损失在注入井附近的无

效驱油区内。尤其是表面活性剂的损失更为严重，知致使驱油体系到达有效驱油区后的性能大幅度降低。在“九五”期间，我们针对大庆油田做了大量的研究工作。减少表面活性剂损失的基本思路是：①筛选一种廉价的化学剂（无机物或有机物──钙皂分散剂有机磷酸盐，木质素，磺酸盐）作为牺牲

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剂，预吸附；②通过对注入方式的优化设计，提高驱油体系中表面活性剂的有效利用率。很有效，但还有很大的改善潜力。

这个问题的进一步改善，有待于理论（化学剂与岩石表面相互作用机理）和技术思路的突破。

3. 抑制复合体系的组分分理（色谱分离）

在室内实验和矿场试验中，都发现复合体系在孔隙介质中运移和驱油过程中发生明显的组分分离。造成组分分离的原因是复合体系中各组分的分子量不同，与孔隙表面的相互作用特性不同。由于组分分离，复合体系的协同效应（起加和效应）肯定会被弱化。目前，对于复合体系在油藏中的组分分离现象已得到了公认，但是，对于它对驱油效果的影响却仍存在很激烈的争论。 ．．．．．

4. 防垢、除垢

在三元复合驱矿场试验中，一个最为突出的问题是采油井井筒结垢，非常严重，检泵周期为一

个月左右。如果这个问题不解决，三元复合驱技术就不能进入工业化应用。通过对垢的分析检测，主要成分是 SiO2。这说明，体系中的碱将油藏骨架溶解了，对油藏的伤害不容忽视。

目前，在矿场试验中，除垢问题还没有很好的办法。

5. 采出液处理

三元复合驱采出液乳化严重，而且其乳状液的结构非常复杂，硬化困难，采出液处理的成本

高。经过“九五”的科研，现在我国已经开发出了一些高效破乳剂。

今后的主攻方向是：即高效又廉价的硬乳剂与方法。

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