【文章內容簡介】 性能，單體有 2丙烯酰胺 甲基丙磺酸(AMPS)、 N乙烯基吡咯烷酮 (PVP)、二甲基二烯丙基氯化銨、磺化苯乙烯、 N， X二甲基丙烯酰胺、 3丙烯酰胺 3甲基丁酸鈉等。 2．生物聚合物 ? 生物聚合物在聚合物驅中的應用很少，常用的是黃原膠。美國加利福尼亞州東科林加油田 1978年曾實施過黃原膠驅，水油流度比僅 。黃原膠分子鏈的剛性比聚丙烯酰胺強，能有效地抗機械破壞，耐鹽，但是對細菌很敏感，細菌除了將聚合物降解外，還會堵塞注入井中油層剖面，因而必須使用殺菌劑和除氧劑。報道過在黃原膠溶液中加入穩(wěn)定劑異丙醇和硫脲，與磺甲基化聚丙烯酰胺接技共聚改性，改進發(fā)酵過程以改善其性能等研究。我國玉門的石油溝油田 M層裂縫低滲透高含鹽油藏，在單井注入黃原膠的礦場先導試驗中，每注入 1t聚合物增產原油 248t，在礦場試驗中驅油效果良好。 3．疏水締合聚合物 ? 部分水解聚丙烯酰胺 (HPAM)是目前常用的聚合物驅油劑，但是 HPAM在鹽水溶液中粘度損失較大，嚴重影響了它的使用效果。此外，我國進行聚合物驅的油田普遍面臨著配注聚合物清水缺乏的壓力，要求聚合物驅用地層采出的污水進行配注。應用時須提高 HPAM的用量，這將使得采油利潤大大降低。 ? 疏水締合水溶性聚合物是指在聚合物親水主鏈上帶有少量疏水基團的一類水溶性聚合物。在聚合物水溶液中，由于疏水基團的憎水作用而產生分子內和分子間的締合，形成具有特殊性質的高分子溶液。在鹽溶液中，小分子電解質的加入使疏水締合作用增強，溶液粘度大幅增加，表現出明顯的抗鹽性能，使之成為新一代的聚合物驅油劑。 4．交聯聚合物 ? 針對油層的非均質性，以降低水通道的滲透率為目標的油層深部調剖技術得到重視和發(fā)展。由低濃度的聚丙烯酰胺和檸檬酸鋁形成交聯聚合物溶液 (LPS)。 ? 該體系具有粘度低、流動性好、具有選擇性封堵地層的特點。在注入地層過程中， LPS優(yōu)先進入滲透率較高的地層，交聯聚合物線團在孔道中吸附滯留，逐步增加流動阻力，使后續(xù)驅替液流向低滲透區(qū)。交聯聚合物線團并未將孔道完全堵死，在一定壓力下可被沖開，將其推向地層更深處，再次吸附滯留。在此過程中壓力會出現波動，并且會逐步產生層內的和層間的液流改向，從而逐步地調整驅替剖面，提高波及系數和原油采收率。 ? 當交聯體系中聚合物濃度較高時， HPAM與 A1Ci發(fā)生分子間交聯反應，形成的體系是網狀結構的整體凝膠 (Bulkgel)，主要用于近井地帶的調剖；而當聚合物濃度較低時， HPAM與A1Ci發(fā)生分子內交聯反應，形成交聯聚合物線團在水中的分散體系，即交聯聚合物溶液 (LPS)，主要用于油田的深部調剖。 ? 在整體凝膠與交聯聚合物溶液這兩種體系之間還存在一種過渡狀態(tài)的弱凝膠體系，它是 HPAM與 A1Ci反應形成交聯聚合物線團后，交聯聚合物線團間再發(fā)生反應形成的，也可以用于油田堵水調剖。研究表明，交聯聚合物溶液具有更好的深部調剖、提高采收率的作用。 5．粘彈性聚合物 ? 眾所周知，要想提高巖心的微觀驅油效率，依據牛頓流體巖心驅替實驗所完善建立的毛管數與采收率關系，毛管數的增加值要在數千倍以上才能實現提高采收率的目的。但聚合物驅與水驅相比，增加幅度通常小于 100倍。多數人由此認為聚合物驅不能提高微觀驅油效率。 然而在天然巖心和人造巖心上進行的室內聚合物驅油實驗結果表明，采收率比水驅提高 10%~15%OOIP。蝕刻的二維玻璃模型聚合物驅的結果也證實了這一點。聚合物驅的相滲曲線的端點值 (含水 100%時的含油飽和度 )比水驅低 6%~8%，聚合物驅工業(yè)開采區(qū)塊密閉取心井的殘余油飽和度也比水驅低得多。上述實驗都證明了聚合物驅的確可以提高巖心的驅替效率。從微觀孔道流動實驗可以觀察到，聚合物溶液的前端對其后邊及孔道邊界處具有較強的“拉、拽”作用，牛頓流體則無此現象。因此，針對粘彈性流體的“拉、拽”作用能否提高巖心的驅替效率，開展了大量研究工作。 聚合物驅油礦場應用狀況： ? 水溶性聚合物應用于油氣開采，其性能應該滿足一定的要求。中國工程院羅平亞院士根據油氣開采的工藝要求及實踐經驗提出了油氣開采用水溶性聚合物的通用性能要求，主要有以下幾點： (1) 水溶性； (2) 增粘性；(3) 懸浮性； (4) 剪切稀釋性和觸變性； (5) 穩(wěn)定性；(6) 滲流特性能滿足油氣開采工程的要求。 HPAM已在我國的大慶、勝利、遼河等油田得到成功使用，但在高溫高礦化度的條件下應用時，聚丙烯酰胺顯得難以勝任，主要表現在以下幾個方面： (1) 溫度較高時聚丙烯酰胺的水解嚴重； (2) 地層溫度超過 75℃ 后，隨著地層溫度升高，水解聚丙烯酰胺沉淀形成加快； (3) 高溫高鹽易導致水解聚丙烯酰胺從水溶液中沉淀出來，并且水解度越高這種現象越顯著；(4) 溶液粘度對溫度和鹽度非常敏感，在高溫高鹽環(huán)境中溶液的保留粘度很低。 黃胞膠是淀粉經黃孢桿菌發(fā)酵而產生的胞外多糖類生物聚合物，無毒，溶于水。為陰離子電解質，與聚丙烯酰胺相比具有許多相同的性質，又具有抗鹽、抗機械降解、熱穩(wěn)定性較好等特點。在油田上黃胞膠已成功地應用于鉆井、完井、調剖堵水及三次采油中，玉門、中原、華北、勝利、大港等油田都有用黃胞膠進行現場驅油的實例。黃胞膠作為主要抗鹽聚合物之一，具有合成聚合物所無可比擬的優(yōu)異性能。但其熱穩(wěn)定性和生物穩(wěn)定性相對較差，易發(fā)生降解從而堵塞油層，且成本較高，因此在高溫高鹽油藏中的應用受到限制。 小井距特高含水期注聚合物礦場試驗 ? 大慶油田于 1972年開展了小井距特高含水期注聚合物的試驗，這是大慶油田第一次聚合物驅油礦場試驗，試驗區(qū)位于小井距試驗區(qū)南井組，試驗層為薩 Ⅱ 7+8層，是一個典型的正韻律油層，井組平均有效厚度 ，平均有效滲透率 ，油層內部非均質嚴重，上部為低滲透率的砂、泥巖薄互層，下部為高滲透率砂層。 ? 試驗區(qū)采用反四點法面積井網，注采井距 75m，注聚合物時，油井綜合含水已高達 98%。 ? 試驗采用的聚合物是大連同德化工廠生產的部分水解聚丙烯酰胺膠體，固含量為 8%，分子量 300~500萬，水解度 30%左右。 薩爾圖油田中區(qū)西部聚合物驅油試驗 ? 大慶油田于 1989年 12月在薩爾圖油田中 56~中 59井區(qū)進行聚合物驅油試驗。分東西兩個試驗區(qū)，二者相距 150m。東邊為單層區(qū)，試驗層為葡 I14。西邊為雙層區(qū)，試驗層是薩II13和葡 I14。兩個試驗區(qū)都由 4個反五點井網組成。每個試驗區(qū)各有 15口試驗井，其中注入井 4口采出井 9口，取樣井和觀測井各一口，注采井距為 106m。 ? 試驗區(qū)油層溫度 43℃ ，地層油粘度 s~s,原始地層水礦化度 7000mg/L；注入水礦化度為 800 mg/L ~1300 mg/L， Ca2+、 Mg2+含量較低， pH為 。 試驗區(qū)自 1991年 1月見效到 1992年 11月（中心井含水達 98%），有效期達 23個月，此時，全區(qū)綜合含水為 %，平均每注 1t聚合物增油 209t。試驗結果表明，大慶油田無論是單層還是雙層聚合物驅油都可獲得很好的效果，采收率提高 %~%。 北一區(qū)斷西聚合物驅油工業(yè)性礦場試驗 ? 該試驗是大慶油田聚合物驅油技術由先導性試驗階段步入到工業(yè)化階段的重要環(huán)節(jié)。與先導性試驗比較，試驗區(qū)范圍擴大，中心井數量增加，油水井井距加大（見表 1），試驗結果將為大慶油田更大規(guī)模的推廣應用聚合物驅油提供經驗。 試驗區(qū)位于薩爾圖油田 北一區(qū) 98號斷層以西，以北 1627井為中心，北一區(qū)六排為對角線的正方形面積內，在原有葡 Ⅰ 組行列井網的基礎上，新鉆了 50口試驗井（包括 1口密閉取心試驗觀察井），與原有代用井形成了注采井距為 250m的五點法面積井網，共有 25口注入井和 36口采出井（其中包括全部為注入井包圍的 16口中心井和 20口平衡井）。以平衡井為周邊圍成的試驗區(qū)面積 ，目的層葡 Ⅰ1 4的平均有效厚度 ，地質儲量 632 104t，孔隙體積 1086 104m3。以注入井為周邊，則中心井的面積，地質儲量 104t，孔隙體積 694 104m3。 表 1 小井距、中區(qū)西部和斷西試驗區(qū)基本情況的比較 分區(qū) 試驗時間 目的層 面積 （ km2） 儲量 ( 104t) 井網 井距 (m) 注入 井數 生產 井數 聚合物 來源 小井距 501井組 ~ 薩 Ⅱ 7+8 四點法 75 1 3 膠體 聚合物 中區(qū)西部 單層 ~ 葡 Ⅰ 14 五點法 106 4 9 干粉 中區(qū)西部 雙層 ~ 薩 Ⅱ 13 葡 Ⅰ 14 五點法 106 4 9 干粉 斷西 葡 Ⅰ 14 632 五點法 250 25 36 干粉 ? 試驗區(qū)自 1991年 8月底投入水驅到 1996年 6月，全區(qū)累計產油 104t，中心井累計產油 104t，階段采出程度分別為 %和 %，聚合物驅階段，全區(qū)產油 104t，中心區(qū)產油 104t，階段采出程度分別為 %和 %。 ? 原設計注入 380（ mg/L） PV 完成時，已取得噸有效聚合物增油 120t，提高采收率 %的效果。截止到 1996年 6月，考慮遞減，中心區(qū)已累積增油 104t，提高采收率 %，噸有效聚合物增油 132t，預計試驗結束時，完全可以實現提高采收率 12%、噸聚合物增油 120t的指標。 孤東油田聚合物驅油工業(yè)性礦場試驗 ? 孤東油田經過 10多年的強注強采，目前主力開發(fā)單元含水率已高達 95%左右，為了實現降水增油目的，從 1994 年起在該油田經過了歷時 5年的聚合物驅油工業(yè)性礦場試驗。針對油田構造簡單，油層單一、非均質性強，油層膠結疏松、物性好，原油粘度高，地層水礦化度高等特點，在室內實驗和數據模擬的基礎上，設計了二級段塞注入方案。方案實施后取得明顯效果：油井含水率平均下降了 %，日增產原油 326t，預計最終可提高采收率 %，取得了顯著的經濟效益。 杏五區(qū)中塊聚合物驅油先導性礦場試驗 ? 該先導性礦場試驗是大慶油田長垣南部率先開展的聚合物驅礦場試驗。試驗區(qū)位于杏五區(qū)中塊 5229井區(qū)，面積 km2，注采井距 200m，采用四注九采的五點法面積井網。試驗目的層葡 Ⅰ21 — 33，采用單一的聚合物整體段塞注入方式， 1995年 9月開始注入聚合物整體段塞， 2022年 11月中旬注聚合物結束，累計聚合物用量 1061PVmg/L ，到 2022年 1月，累計注入清水孔隙體積 ，此時，中心井已提高采收率 ，取得了較好的效果。 表面活性劑的發(fā)展現狀及目前的應用狀況： 表面活性劑驅油機理： ? 以表面活性劑體系為主體的驅油法叫表面活性劑驅油法，簡稱表面活性劑驅。驅油用的表面活性劑體系有稀表面活性劑體系 (如活性水、膠束溶液 )和濃表面活性劑體系(如微乳液體系 )。 通過考察表面活性劑分子在油水界面的作用特征、水驅后殘余油的受力情況以及表面活性劑對殘余油受力狀況的影響，認為表面活性劑驅主要通過以下幾種機理提高原油采收率。 1．降低油水界面張力機理 在影響原油采收率的眾多決定性因素中，驅油劑的波及效率和洗油效率是最重要的參數。提高洗油效率一般通過增加毛細管準數實現，而降低油水界面張力則是增加毛細管準數的主要途徑。毛細管準數與界面張力的關系如下： Nc = vμ w/σ wo 式中， Nc一毛細管準數； v一驅替速度， m/s ；μ w一驅替液粘度， mPas ； σ wo一油和驅替液間的界面張力， mN/m。 Nc越大，殘余油飽和度越小，驅油效率越高。增加μw和 v，降低 σwo可提高 Nc。其中降低界面張力 σwo是表面活性劑驅的基本依據。在注水開發(fā)后期， Nc一般在 10 7~106， Nc增加將顯著提高原油采收率。理想狀態(tài)下Nc增至 102時，原油采收率可達 100%。通過降低油水界面張力，可使 Nc有 2~3個數量級的變化。油水界面張力通常為 20~30mN/m，理想的表面活性劑可使界面張力降至104~103mN/m，從而大大降低或消除地層的毛細管力的作用，減少剝離原油所需的粘附功，提高洗油效率。 2．乳化機理 ? 表面活性劑體系對原油具有較強的乳化能力，在水油兩相流動的條件下，能迅速將巖石表面的原油分散、剝離，形成水包油 (0/W)型乳狀液，從而改善油水兩相的流度比，提高波及系數。同時，由于表面活性劑在油滴表面吸附而使油滴帶有電荷，油滴不易重新粘回到地層表面，從而被活性水夾帶著流向采油井。 3．聚并形成油帶機理 ? 從地層表面洗下來的油滴越來越多，它們在向前移動時可相互碰撞，使油珠聚并成油帶，油帶又和更多的油珠合并，促使殘余油向生產井進