《提高石油采收率技術(shù)》講義

)僅從上式分析，為改善流度比，獲得較好的驅(qū)油效率有兩個(gè)途徑：①降低水/油相對(duì)滲透率比；②提高水/油粘度比。降低水油相對(duì)滲透率比油水兩相的相對(duì)滲透率（）是含水飽和度的函數(shù)，水相滲透率隨含水飽和度增加而增加，而油相滲透率則隨含水飽和度增加而降低。在向油層注水的整個(gè)過程中，含水飽和度始終是增加的，最終趨向極限值。因此，均質(zhì)油層采油過程中，比值隨開采時(shí)間的增長而持續(xù)增大。最終趨于無限大（將趨于零）?？梢姡沙鲆褐杏土鞣至髁渴冀K是減少的，最終趨于零。這是油田開采的最終結(jié)果。也就是說，水油相對(duì)滲透率比隨含水飽和度增加，這一客觀事實(shí)是無法改變的。但是相對(duì)滲透率不僅與含水飽和度有關(guān)，而且與其它因素相關(guān)。例如，巖石潤濕性、孔隙結(jié)構(gòu)、流體性質(zhì)等。這些因素影響相對(duì)滲透率的物理本質(zhì)和規(guī)律還需要深入地研究（可能存在一些尚未被認(rèn)識(shí)的現(xiàn)象與規(guī)律）。這里面很有可能蘊(yùn)含著新技術(shù)的生長點(diǎn)。②提高水油粘度比通過提高水油粘度比來改善流度比，提高驅(qū)油效率是一種很有效的方法。當(dāng)水/油粘度比很小時(shí)，采出液中含水率上升速度快。例如，當(dāng)油層平均含水飽和度達(dá)到30%時(shí)，對(duì)于的條件，生產(chǎn)井含水就會(huì)達(dá)到80%；若，含水只有30%。就是說，如果驅(qū)替液與原油粘度比過小，在油層中含水飽和度并不很高的情況下，就不得不因采出液含水率已達(dá)到采油經(jīng)濟(jì)允許的極限含水率而終止開采。此時(shí)的采收率還很低，如果提高水/油的粘度比（），采出液中含水率上升速度將大大減緩。當(dāng)它達(dá)到經(jīng)濟(jì)允許的極限含水率時(shí)，油層中的含水飽和度可以達(dá)到較高的值，相應(yīng)的原油采收率較高。提高水油粘度比有兩個(gè)途徑：增大驅(qū)替液的粘度——聚合物驅(qū)降低原油粘度——熱采等（2）調(diào)剖效應(yīng)調(diào)整吸水剖面、擴(kuò)大波及體積是聚合物驅(qū)提高采收率的另一主要機(jī)理。在聚合物的調(diào)剖作用下，油層注入液的波及體積擴(kuò)大，在油層的未見水層段中采出無水原油。聚合物驅(qū)室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在非均質(zhì)巖心中，聚合物溶液的波及范圍擴(kuò)大到了水未波及到的中低滲透層。現(xiàn)場的實(shí)測資料也證實(shí)了這一點(diǎn)。但是，對(duì)于層間滲透率差異太大的油層，僅依靠聚合物溶液的流度控制，往往不能有效地抑制舌進(jìn)。在此情況下，應(yīng)采取調(diào)整吸水剖面的技術(shù)措施（調(diào)剖）。（3）聚合物溶驅(qū)微觀驅(qū)油機(jī)理傳統(tǒng)的觀點(diǎn)認(rèn)為，聚合物驅(qū)只是改善的水驅(qū)，即聚合物只能增加掃油效率（Sweepingefficiency），而不能提高驅(qū)替效率（Displacementrecoveryefficiency），若是這樣，就決定了聚合物驅(qū)只能提高5%左右的采收率。但是，實(shí)際的情況并不是這樣。根據(jù)大慶油田的礦場試驗(yàn)結(jié)果分析，只要選擇合適的油藏，有正確的注入體系設(shè)計(jì)，聚合物驅(qū)提高采收率的幅度可達(dá)10%以上。由此斷定，聚合物驅(qū)不僅在縱向上、平面上擴(kuò)大了波及系數(shù)，而且，在油藏微觀孔隙結(jié)構(gòu)上，也增加了水驅(qū)體積。中科院萬莊分院滲流力學(xué)研究所利用核磁共振儀，對(duì)比分析了水驅(qū)和聚合物驅(qū)的人造巖心，認(rèn)為聚合物驅(qū)擴(kuò)大了驅(qū)油的孔隙數(shù)量。據(jù)大慶油田聚合物驅(qū)后檢查井密閉取芯的資料證明，僅靠增加波及系數(shù)達(dá)不到如此高的采收率，而正式由于增加波及系數(shù)與提高驅(qū)替效率的疊加效果，才可能使聚合物驅(qū)的采收率達(dá)到10%以上。下面是有關(guān)聚合物微觀驅(qū)油機(jī)理的幾個(gè)實(shí)驗(yàn)：（多媒體動(dòng)畫）2.聚合物驅(qū)的適用條件利用聚合物溶液驅(qū)油時(shí)，由于地層巖石、流體等的復(fù)雜性，會(huì)影響聚合物的驅(qū)油效果。因此，在油田上應(yīng)用時(shí)，必須根據(jù)巖石性質(zhì)選擇適當(dāng)?shù)木酆衔?。?）聚合物的篩選對(duì)于聚合物的選擇，必須從驅(qū)油效果和經(jīng)濟(jì)上進(jìn)行考慮，同時(shí)不能傷害地層，因此，油田上應(yīng)用的聚合物應(yīng)滿足：①具有水溶性：能在常用驅(qū)油劑（水）中溶解；②具有明顯的增粘性：加入少量的聚合物就能顯著地提高水的粘度，具有非牛頓特性，從而改善流度比；③化學(xué)穩(wěn)定性好：所應(yīng)用的聚合物與油層水及注入水中的離子不發(fā)生化學(xué)降解。對(duì)于生物聚合物，受細(xì)菌的影響應(yīng)盡可能小；④剪切穩(wěn)定性好：在多孔介質(zhì)中流動(dòng)時(shí)，受到剪切作用后，溶液的粘度不能明顯的降低；⑤抗吸附性：防止因聚合物在孔隙中產(chǎn)生吸附而堵塞地層，使?jié)B透率下降或使溶質(zhì)粘度降低；⑥在多孔介質(zhì)中有良好的傳輸性：良好的傳輸性指除了聚合物具有較強(qiáng)的擴(kuò)散能力外，注入時(shí)不需要太大的壓力以及在較大的注入量下不出現(xiàn)微凝膠、沉淀和其它殘?jiān)?；⑦來源廣、價(jià)格低：應(yīng)用的聚合物來源要廣，以便在油田上能夠廣泛應(yīng)用。能同時(shí)滿足上述所有要求的聚合物很少。在應(yīng)用時(shí)，根據(jù)油層條件，選擇出適合巖石性質(zhì)的聚合物。（2）油藏條件的適應(yīng)性由于聚合物驅(qū)油受油層條件和巖石組成的影響，因此，聚合物驅(qū)油時(shí)必須考慮油層條件。①油藏幾何形狀和類型：對(duì)于具有氣頂?shù)挠筒?，或者地層具有裂縫、孔洞的油層不能應(yīng)用聚合物驅(qū)。因?yàn)樽⑷氲木酆衔飼?huì)充填到氣頂中，或者沿著裂縫前進(jìn)造成聚合物繞流，而不能在多孔介質(zhì)的孔隙中流動(dòng)降低流體的流度。②油層巖石為砂巖，不含泥巖或含量非常少。防止聚合物的吸附量過多而影響驅(qū)油效果；巖石滲透率及其分布是聚合物驅(qū)能否成功的重要因素，滲透率決定聚合物溶液的注入能力和聚合物的滯留量，因此巖石平均滲透率最好大于0.1μｍ2。③原油性質(zhì)在很大程度上決定了聚合物驅(qū)是否可行。原油粘度越高，聚合物驅(qū)對(duì)流度比改善越大。一般原油粘度在5mPa～50mPa·s之間比較適合聚合物驅(qū)。此外，地層的含油飽和度必須大于殘余油飽和度，而且含油飽和度越高，聚合物驅(qū)效果越好。④油層溫度：聚合物驅(qū)的油層溫度不能太高，雖然許多聚合物的熱穩(wěn)定性可以達(dá)到120℃或者更高，但使用時(shí)油層溫度最好不要超過70℃。多數(shù)聚合物在70℃溫度還對(duì)聚合物驅(qū)所需的其它化學(xué)添加劑，如殺菌劑、除氧劑等有影響。油層溫度太低對(duì)聚合物驅(qū)也有不利的影響，因?yàn)樵谶@樣的溫度下細(xì)菌的活動(dòng)通常會(huì)加劇。⑤地層水的性質(zhì)是聚合物篩選的重要依據(jù)之一。如果地層水礦化度很高，就必須選用耐鹽性能好的聚合物，或者用淡水對(duì)地層進(jìn)行預(yù)沖洗。（三）聚合物驅(qū)注入方案1.聚合物注入時(shí)機(jī)所謂注入時(shí)機(jī)，就是指油田上油井在綜合含水多少時(shí)，注聚合物最合適。數(shù)值模擬研究表明，注聚合物越早，節(jié)省的注水量越多，注入水利用效率越高。如正韻律油層，在聚合物注入量240PV·mg/L時(shí)，同水驅(qū)相比，都計(jì)算到油井綜合含水98%。當(dāng)油田開發(fā)一開始就注聚合物，與水驅(qū)相比可節(jié)省注水量2.2PV；當(dāng)油井含水85%時(shí)，再注聚合物，可節(jié)省注水量1.8PV；當(dāng)含水90%時(shí)，注聚合物，可節(jié)省注水量1.6PV；當(dāng)含水95%時(shí)注聚合物，可節(jié)省注水量0.62PV由此可見，注聚合物越早，開發(fā)年限越短，節(jié)省的注水量越多。但是應(yīng)該指出，聚合物不同的注入時(shí)機(jī)對(duì)提高采收率的幅度沒有影響。在上述地質(zhì)模型和同樣的聚合物用量下，計(jì)算結(jié)果表明，不同含水時(shí)注聚合物，其提高采收率的幅度相同，均為10%左右。上述注聚合物的時(shí)機(jī)只是就節(jié)省水量這一點(diǎn)來講，是越早越好。但注聚合物是一個(gè)復(fù)雜的系統(tǒng)工程，涉及到巨額的投入和龐大的工作量。一開始就注聚合物，不僅會(huì)大大增加油田開發(fā)的難度和工作量，而且也會(huì)延長油田投入開發(fā)的時(shí)間和產(chǎn)量增長的速度，從而失去注水開發(fā)初期低投入低成本開采的有利時(shí)機(jī)，大大降低油田開發(fā)初期的經(jīng)濟(jì)效益。因此，注聚合物的時(shí)機(jī)問題，是一個(gè)油田開發(fā)的綜合經(jīng)濟(jì)問題，必須從油田開發(fā)的整體部署出發(fā)，進(jìn)行全面的論證后，才能確定。2.聚合物的用量聚合物和水相比，是一種昂貴的化學(xué)劑，所以聚合物的用量不僅涉及注聚合物的效果，而且也涉及到整體的經(jīng)濟(jì)效益，是聚合物驅(qū)油中一個(gè)十分重要的問題。（1）聚合物用量和聚合物驅(qū)效果的關(guān)系聚合物的用量一般用聚合物溶液的段塞體積（PV）和聚合物溶液濃度（mg/L）的乘積來表述。根據(jù)數(shù)值模擬計(jì)算，在一定的油層條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，但當(dāng)聚合物用量達(dá)到一定值以后，提高采收率的幅度就逐漸變小了。而每噸聚合物的增油量卻有一個(gè)最佳區(qū)間，在上述計(jì)算中，隨著聚合物用量的增加，每噸聚合物的增油量也增加；但當(dāng)聚合物用量超過200PV·mg/L后，則隨著聚合物用量的增加反而減少了。聚合物用量選擇綜合曲線聚合物的最佳用量應(yīng)保證提高采收率的幅度較高，每噸聚合物的增油量較大，怎樣才能確定這一最佳用量的數(shù)值呢？將左圖上的提高采收率值和對(duì)應(yīng)的每噸聚合物增油量值相乘，得到一條新的關(guān)系曲線，我們稱綜合技術(shù)指標(biāo)曲線，這條新關(guān)系曲線的拐點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的聚合物用量就是我們要確定的聚合物最佳用量，在上述計(jì)算條件下，聚合物最佳用量為380PV·mg/L。（2）聚合物用量和經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)系按照上述方法所確定的聚合物最佳用量只反映了聚合物用量本身的技術(shù)效果。還不能全面反映出聚合物驅(qū)油的經(jīng)濟(jì)效益。聚合物用量與經(jīng)濟(jì)效益關(guān)系曲線在進(jìn)行聚合物驅(qū)油時(shí)，除了聚合物的投資以外，還需要進(jìn)行加密鉆井，縮小注采井距，進(jìn)行地面建設(shè)和改造。鉆井和地面建設(shè)費(fèi)用是一次性投資，在不同的聚合物用量下，可看作是不變的。而聚合物投資，則隨著用量的增加而增加。根據(jù)總的產(chǎn)出和投入比來看，開始隨著聚合物用量的增加，產(chǎn)出和投入比增加，但當(dāng)用量達(dá)到一定值以后，產(chǎn)出和投入比開始減少，即經(jīng)濟(jì)效益開始下降。從上圖來看，最大產(chǎn)出投入比所對(duì)應(yīng)的聚合物用量為600PV·mg/L。這就是說，為了追求總經(jīng)濟(jì)效益，聚合物用量要比單純考慮技術(shù)指標(biāo)時(shí)多得多。兩者相差220PV·mg/L。所以，油田采用聚合物驅(qū)油時(shí)，應(yīng)從經(jīng)濟(jì)效益出發(fā)，結(jié)合油田具體情況，正確地確定聚合物的最佳用量。（3）聚合物分子量的選擇眾所周知，聚合物分子量越高，增粘效果越好，在油層中產(chǎn)生的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)越高，波及體積越大。當(dāng)然分子量過大，對(duì)油層會(huì)帶來注入的困難。分子量太小，聚合物的增粘效果又會(huì)大大降低。因此，在進(jìn)行聚合物礦場設(shè)計(jì)時(shí)，必須事先研究聚合物分子量與油層滲透率的匹配關(guān)系，研究不同分子量的聚合物化學(xué)降解和機(jī)械降解的粘度損失。聚合物分子量和滲透率的匹配關(guān)系室內(nèi)不同滲透率的巖心及不同分子量的聚合物進(jìn)行了注入能力實(shí)驗(yàn)，得到了分子量和滲透率的匹配關(guān)系（如下表）。聚合物分子量與巖心滲透率匹配空氣滲透率（μｍ2）聚合物分子量（萬）<0.25<6500.25～0.4650～17000.4～0.71700～2500從表可以看出，空氣滲透率大于0.4μｍ2的油層，注入聚合物的分子量可達(dá)1700萬以上。大慶油田的非均質(zhì)油層，滲透率大于0.5μｍ2的油層厚度占75%以上，從這一匹配關(guān)系來看，對(duì)大慶油田的非均質(zhì)厚油層可采用分子量比較高的聚合物?？紫栋霃街兄蹬c聚合物分子回旋半徑的關(guān)系聚合物分子量和滲透率的匹配關(guān)系，實(shí)質(zhì)上是聚合物回旋半徑的大小與巖心孔隙半徑的匹配關(guān)系，國內(nèi)外研究結(jié)果表明，當(dāng)油層孔隙度半徑中值（）與聚合物分子回旋半徑（）之比大于5時(shí)，聚合物不會(huì)對(duì)油層造成堵塞。根據(jù)聚合物分子量和分子回旋半徑的關(guān)系，聚合物分子量為1500萬時(shí)，其分子回旋半徑只有0.342μｍ，回旋半徑的5倍，也只有1.71μｍ。而大慶油田厚油層的壓汞資料表明，約有80%的厚油層，其孔隙半徑中值（）大于1.71μｍ，因此對(duì)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徑計(jì)算分子量（萬）水解度（%）（μｍ）×5（μｍ）750300.2611.3051000300.2831.4161500300.3421.710聚合物分子量和增粘效果、阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)的關(guān)系根據(jù)室內(nèi)對(duì)相近滲透率巖心所作的注入實(shí)驗(yàn)表明，在相同的濃度和在相同礦化度的水中，聚合物分子量越高，增粘效果越好，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)越大（下表）。不同分子量的指標(biāo)測試結(jié)果粘度（mPa·s）阻力系數(shù)（）殘余阻力系數(shù)（）7501500750150075015004002.464.153.557.141.602.206003.766.505.4512.501.883.408005.5010.607.7518.901.954.1012009.5021.1513.0036.802.054.40聚合物分子量和剪切降解的關(guān)系室內(nèi)通過模擬實(shí)驗(yàn)，研究了不同分子量聚合物通過射孔炮眼后的剪切降解情況。在相同剪切速率下，分子量越大，粘度損失越大，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數(shù)據(jù)注入速度（mL/h）剪切速率（s-1）750萬1500萬粘度（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關(guān)系室內(nèi)應(yīng)用的正韻律物理模型，在不考慮剪切降解的情況下，開展了對(duì)不同分子量的聚合物的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究。實(shí)驗(yàn)結(jié)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）。不同分子量聚合物驅(qū)采收率對(duì)比分子量（萬）水驅(qū)采收率（%）聚合物驅(qū)采收率（%）提高值（%）280020.9554.3233.37100020.4844.8720.3950020.3430.9510.61綜上研究可以看出，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層滲透率匹配，在聚合物注入方案設(shè)計(jì)時(shí)，只要油層條件允許，應(yīng)最大限度地采用高分子量的聚合物。3.聚合物溶液的段塞濃度和“階梯型”段塞在聚合物分子量和總用量確定以后，怎樣選擇聚合物溶液的段塞濃度和怎樣確定“階梯型”段塞仍然是聚合物驅(qū)油注入方案中不可忽略的一個(gè)問題。國內(nèi)外的許多研究表明，在油層注入能力允許的情況下，聚合物濃度越高越好。如在聚合物用量380PV·mg/L和聚合物分子量相同的情況下，采用聚合物濃度為800mg/L的段塞驅(qū)油，含水下降最大值為17.44%，每噸聚合物的增油量為178.99t。但采用聚合物濃度為1500mg/L的段塞時(shí)，含水下降最大值可達(dá)21.01%，每噸聚合物的增油量可達(dá)182.96t。另外最近人們還開始注意到聚合物濃度和油層非均質(zhì)的關(guān)系，油層非均質(zhì)越嚴(yán)重，采用高濃度段塞，對(duì)擴(kuò)大波及體積的作用就越大，驅(qū)油效果也越好。不同濃度聚合物驅(qū)油效果聚合物用量（PV·mg/L）段塞濃度（mg/L）含水下降最大值（%）提高采收率值（%）每噸聚合物增量（t）38080017.4411.08178.08380100019.8911.15180.99380120020.7311.24181.53380150021.0111.33182.96在以往的聚合物設(shè)計(jì)中，人們普遍認(rèn)為：為了防止后續(xù)注水將聚合物段塞突破而影響聚合物的驅(qū)油效果，提出了依次降低濃度的“階梯型”注入方式，甚至使最后一個(gè)階梯段塞的粘度接近注入水的粘度。但近年來研究表明，當(dāng)聚合物注入段塞小時(shí)，才適用這種“階梯型”注入方法。隨著注入段塞的增大，而高濃度主段塞的用量越大。第二、第三“段塞”的用量逐漸減少。當(dāng)聚合物注入“段塞”大到一定程度后，階梯段塞就不起作用了，甚至?xí)档途酆衔矧?qū)的增油效果。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明：在聚合物用量380PV·mg/L的情況下，其中第一段塞用量要占94%以上，第二、第三段塞的用量僅占6%；當(dāng)聚合物用量增加到500PV·mg/L時(shí)，就不必再用第二、第三段塞了。對(duì)大慶油田這樣非均質(zhì)比較嚴(yán)重的厚油層，當(dāng)聚合物用量增加到500PV·mg/L以上時(shí)，在聚合物驅(qū)注入方案設(shè)計(jì)時(shí)，就可不必考慮“階梯型”段塞了。這樣就可大大減少聚合物的注入時(shí)間，節(jié)約注入過程中的操作費(fèi)用，對(duì)方案的具體實(shí)施過程有很大的意義。（4）對(duì)聚合物溶液段塞前后注入水水質(zhì)的要求聚合物溶液一般采用低礦化度水配制，而地層水礦化度往往又大大高于配制水的礦化度，因而低礦化度水配制的聚合物溶液注入油層后，在段塞的前后，必將使聚合物溶液的礦化度升高，而降低聚合物溶液的粘度。為了提高聚合物驅(qū)油的效果，需對(duì)聚合物段塞前后注低礦化度水保護(hù)段塞。（5）注聚合物的井網(wǎng)井距選擇①注采方式對(duì)聚合物驅(qū)效果的影響不同注采方式聚合物驅(qū)油效果比較井網(wǎng)類型五點(diǎn)法四點(diǎn)法反九點(diǎn)法注采井距（m）250250250年注液速度（PV）0.06520.06520.052方案終止時(shí)注液量（PV）1.69631.69631.6963水驅(qū)指標(biāo)（%）97.0097.0197.13（%）31.471631.397230.2283聚合物驅(qū)轉(zhuǎn)注時(shí)指標(biāo)注水（PV）0.84260.84280.8426（%）94.6794.6894.79方案結(jié)束時(shí)指標(biāo)mg/L·PV123.04122.90123.04（%）97.0296.7996.34（%）36.731836.485133.5088（%）5.26025.08793.2805不同的注采方式對(duì)聚合物驅(qū)的效果有一定的影響。根據(jù)數(shù)值模擬計(jì)算，對(duì)比五點(diǎn)法、四點(diǎn)法和反九點(diǎn)法三種注采方式，在注采井距250m、注入量123PV·mg/L的條件下，采收率提高幅度以五點(diǎn)法最好，可達(dá)5.26%，反九點(diǎn)法最差，只有3.28%。所以在采用聚合物驅(qū)時(shí)，應(yīng)選擇五點(diǎn)法和四點(diǎn)法面積井網(wǎng)比較合適。②關(guān)于注采井距的選擇影響聚合物驅(qū)注采井距選擇的因素主要有兩點(diǎn)：一是聚合物在油層中的穩(wěn)定性。若聚合物的穩(wěn)定性差，注采井距越大，聚合物注入速度越低，聚合物在油層中停留的時(shí)間就越長，聚合物溶液粘度下降的可能性和下降值就越大，這就越難以保證聚合物驅(qū)獲得比較好的效果。二是注入井的注入壓力限制。由于聚合物溶液粘度高，有時(shí)可比注入水粘度高50倍以上，因此注聚合物后，會(huì)使油層的滲流阻力顯著增加，造成注入能力大幅度下降，為保證一定的注入能力，需要提高注入壓力，大慶油田試驗(yàn)區(qū)一般需提高2～5MPa左右。所以在其它條件不變的情況下，注采井距越大，要求的單井注入強(qiáng)度也越大，需要的注入壓力也越高。注采井距過大，就會(huì)造成注入壓力超過油層的破裂壓力，給注聚合物帶來難以克服的困難。聚合物驅(qū)注采井距的選擇是一個(gè)非常復(fù)雜的問題，到目前為止很多問題還在研究中，目前在設(shè)計(jì)聚合物的注入方案時(shí)，關(guān)于注采井距的選擇，主要考慮油層不同滲透率下年注入速度和注采井距的關(guān)系。油層滲透率越高，注入速度越低，所需的注采井距就越大。如年注入速度為0.19PV，當(dāng)油層有效滲透率約為0.8μｍ2時(shí)，注采井距以250m左右比較合適。（四）聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)特性1.注入壓力升高與注入能力下降注聚合物后，由于增加了注入水的粘度，以及聚合物在油層孔隙中的吸附捕集，小井距試驗(yàn)區(qū)501井，在正常注水時(shí)，日注水量為150m3，注水壓力為5.7MPa，但注聚合物以后，在同樣的注入量下，注入壓力上升到8.7MPa，上升了3.0MPa。中區(qū)西部葡Ⅰ1-4層試驗(yàn)區(qū)，一般注水壓力由4.8MPa增加到7.4MPa，也提高2～3MPa，吸水指數(shù)下降35.6%，在轉(zhuǎn)入后續(xù)注水后，注入壓力又逐漸降低，吸水指數(shù)增加，前后水驅(qū)相比，吸水指數(shù)下降14.4%2.油井流壓下降、產(chǎn)液能力下降注聚合物后，由于增加了注入流體的粘度，流動(dòng)阻力增加，使壓力傳導(dǎo)能力下降。所以雖然注入壓力增加了，但生產(chǎn)井流壓仍明顯下降。如中區(qū)西部葡Ⅰ1-4層試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)井流壓由5.7MPa最低降到3.8MPA，中心井PO5由4.4MPa降到2.1MPa。產(chǎn)液指數(shù)下降60%～80%，轉(zhuǎn)入后續(xù)注水后，油井流壓逐漸上升，到1992年7月，全區(qū)流壓又上升到5.0MPa，PO5井流壓上升到4.2MPa。前后水驅(qū)相比，產(chǎn)液指數(shù)下降46.3%～64.7。注聚合物前后產(chǎn)液能力變化項(xiàng)目產(chǎn)液指數(shù)〔t/(Mpa·d·m)〕水驅(qū)注聚合物下降（%）轉(zhuǎn)水驅(qū)下降（%）全區(qū)3.241.3359.01.7446.3PO5井5.720.8385.52.0264.73.聚合物突破時(shí)間和見效時(shí)間在礦場試驗(yàn)中，由于各井所處地質(zhì)條件不同，注采井間連通狀況各異，因而油井的見效時(shí)間與聚合物突破時(shí)間也存在一定差異。根據(jù)動(dòng)態(tài)反映統(tǒng)計(jì)，有的井先見效后突破，有的井二者幾乎同步，還有少數(shù)井先突破后見效。單層區(qū)有56%井是先見效后突破。油井聚合物突破時(shí)間與見效時(shí)間井號(hào)見效時(shí)間突破時(shí)間含水下降最大值（%）產(chǎn)出液聚合物濃度（mg/L）效果最佳時(shí)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總的看來，先見效后突破的井，含水下降幅度大，增油效果好。表明這類油井宏觀和微觀波及體積增加幅度大，形成了較好的“油墻”，聚合物利用率較高。先突破后見效的井，由于擴(kuò)大波及體積的幅度小，聚合物先于“油墻”到達(dá)之前突破，因而含水下降幅度小，增油效果差。因此可根據(jù)油井的反應(yīng)定性判斷聚合物的驅(qū)油效果。另外，從上面的表還可看出，產(chǎn)出聚合物濃度越高，一般效果越好。在效果達(dá)到最佳期時(shí)，產(chǎn)出濃度也接近或達(dá)到最高濃度。這是由于地層對(duì)聚合物的吸附捕集及地層水的稀釋，聚合物段塞前緣濃度很低，聚合物突破后濃度上升不快，到吸附達(dá)到平衡后，產(chǎn)出聚合物濃度也很快達(dá)到最高值。此時(shí)產(chǎn)生的流動(dòng)阻力最大，擴(kuò)大波及體積的能力最強(qiáng)，一般驅(qū)油效果也已達(dá)到最佳期。有的井產(chǎn)出濃度出現(xiàn)多峰，表明多層段聚合物突破。4.聚合物注入過程的粘度損失聚合物經(jīng)配制、注入到由油井中采出，要經(jīng)過一個(gè)復(fù)雜的過程，受到機(jī)械剪切、微生物和氧化降解等多種因素的影響，使聚合物分子量降低，溶液的粘度下降。為了搞清聚合物溶液在整個(gè)過程中的粘度損失，我們在中區(qū)西部葡Ⅰ1-4層試驗(yàn)區(qū)選擇了不同的取樣點(diǎn)進(jìn)行取樣分析，將檢測結(jié)果與室內(nèi)配制結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，計(jì)算出不同環(huán)節(jié)的粘度損失，根據(jù)檢測結(jié)果可以看出：從配制到注入泵入口處，粘度損失約10%；從配制到注入井井口，粘度損失約30%；從配制到距注入井30m的取樣井，粘度損失約60%；從配制到距注入井106m的采出井，粘度損失約70%。聚合物溶液在整個(gè)注入—采出過程中的粘度損失，主要集中在注入系統(tǒng)及射孔炮眼附近地帶，約占全部損失的70%。在油層中的粘度損失還不是太多，而且還包括礦化度增加而引起的損失。所以在實(shí)際注入過程中，應(yīng)盡量采取措施，減少聚合物溶液在注入系統(tǒng)的粘度的損失。5.油井采出液中礦化度的變化注水開發(fā)的油田，在注入水礦化度明顯低于地層水礦化度的情況下，油井進(jìn)入中、高含水期后，油井采出水的礦化度將會(huì)明顯降低。例如大慶油田的非均質(zhì)厚油層目前采出水礦化度僅為3000mg/L，比原始地層水礦化度低4000mg/L，由于聚合物驅(qū)油，可擴(kuò)大油層波及體積，增加新的出油部位，當(dāng)聚合物驅(qū)油見效后，油井采出水中礦化度將會(huì)明顯增加，尤其是氯離子增加更為顯著。根據(jù)中區(qū)西部試驗(yàn)區(qū)采出水資料分析統(tǒng)計(jì)，注聚合物后，有78%的采油井，礦化度增加400mg/L以上。當(dāng)?shù)V化度達(dá)到最高值時(shí)一般都處在油井增產(chǎn)效果最佳期，而后礦化度又逐漸降低，增產(chǎn)效果也逐漸下降。因而，產(chǎn)出液中礦化度是否增加以及增加的多少，是聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)反映的一個(gè)重要特點(diǎn)，也是衡量聚合物驅(qū)油效果的重要標(biāo)志。（二）聚合物驅(qū)油技術(shù)研究中的幾個(gè)問題1.聚合物驅(qū)油機(jī)理國外傳統(tǒng)的觀點(diǎn)認(rèn)為聚合物驅(qū)只能提高宏觀波及系數(shù)，而對(duì)它的微觀驅(qū)油效應(yīng)則認(rèn)識(shí)不足。其實(shí)我們在九十年代初就已經(jīng)意識(shí)到（通過物理模擬實(shí)驗(yàn)）聚合物驅(qū)可以提高微觀驅(qū)油效率，但對(duì)于其機(jī)理的研究卻遲遲沒有突破。最近，我們從聚合物溶液的粘彈性入手，研究了聚合物溶液在驅(qū)油過程中，由于其粘彈性流動(dòng)，對(duì)孔隙盲端和喉道的滯留區(qū)（死油區(qū)）的波及特性，得出了一些非常重要的結(jié)論：隨著驅(qū)替液粘彈性的增大（We↑），對(duì)盲端和喉道滯留區(qū)的波及體積明顯擴(kuò)大；由此可以得出這樣的結(jié)論，聚合物溶液在油藏孔隙中可以擴(kuò)大其微觀波及體積，這就是聚合物驅(qū)提高微觀驅(qū)油效率的主要機(jī)理之一。聚合物溶液在T型流道中的驅(qū)替流動(dòng)圖這一研究成果的意義不僅僅在于它的理論價(jià)值，而且可以為改善聚合物驅(qū)技術(shù)或開發(fā)新的驅(qū)油技術(shù)提供具有啟示性的思路。2.聚合物驅(qū)數(shù)值模擬我國目前使用的聚驅(qū)數(shù)值模擬軟件都是從國外引進(jìn)的商業(yè)軟件，由于軟件開發(fā)時(shí)，人們對(duì)聚合物驅(qū)的機(jī)理認(rèn)識(shí)有限，有許多重要的機(jī)理在軟件模型中并未反映出來。例如上面所討論的微觀驅(qū)油機(jī)理。而且有些模型也未必適合于我國油田情況，例如相滲模型。由于這些原因，現(xiàn)有的數(shù)模軟件預(yù)測結(jié)果與實(shí)際礦場試驗(yàn)結(jié)果誤差很大。在大慶油田，實(shí)際驅(qū)油效果往往好于預(yù)測結(jié)果。我個(gè)人認(rèn)為這是由于模型中未考慮聚合物溶液的微觀驅(qū)油效率所致。因此，對(duì)聚驅(qū)數(shù)值模擬的研究應(yīng)從基礎(chǔ)模型入手，這里面有大量的理論工作和實(shí)驗(yàn)工作要做。3.深度調(diào)剖技術(shù)在聚合物驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用中，發(fā)現(xiàn)聚合物溶液在非均質(zhì)嚴(yán)重的油層中，沿高滲透層（或孔道）突進(jìn)，影響了聚合物驅(qū)油效果。聚合物驅(qū)用的調(diào)剖劑在性能上有如下要求：地面注入過程中視粘度較低，注入性能好；能進(jìn)入到油層深部，一般要求注入半徑為50～100ft。大孔道處理半徑250ft通過吸附，粘彈性或沉淀作用，停留在油層的設(shè)計(jì)不為，并在地下具有較好的穩(wěn)定性（6個(gè)月以上）；與后續(xù)聚合物溶液具有良好的配伍性，對(duì)其不產(chǎn)生不利影響；從目前研究進(jìn)展來看，有應(yīng)用前景的有以下幾種：①延緩交聯(lián)型凝膠主要采用聚合物與適當(dāng)?shù)挠袡C(jī)或無機(jī)延緩交聯(lián)劑，大劑量注入地層。在地層條件下緩慢發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，形成三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的凝膠，其粘度可控。所用的聚合物包括聚丙烯酰胺（PAM）、陽離子聚丙烯酰胺（CPAM）、生物聚合物（XCP）等。延緩交聯(lián)劑多為多價(jià)金屬有機(jī)鹽（如檸檬酸鋁、乙酸鋁、丙酸鋁、改性甲醛的包囊體等）。交聯(lián)時(shí)間可根據(jù)設(shè)計(jì)要求控制在6～10天。②弱凝膠體系弱凝膠體系（weekgel）和分散凝膠（colloidaldispersiongel）技術(shù)特點(diǎn)（理論上的）：·聚合物和交聯(lián)劑濃度低；·不形成連續(xù)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的彈性體，在地層就位后呈現(xiàn)可流動(dòng)的弱凝膠或分散凝膠體，易于進(jìn)入高滲層深部。但是這項(xiàng)技術(shù)在礦場試驗(yàn)中的成功率并不高。據(jù)了解在美國的成功率為30%左右。有效率（增油）只有不到15%。有些實(shí)驗(yàn)，注入壓力雖然升高，但含水不降。返排，排出物為強(qiáng)度很高的膠體塊。這說明體系并沒有進(jìn)入油層到達(dá)設(shè)計(jì)不為，而是堵塞在注入井周圍（聚交聯(lián)所致）。由此可見，深度調(diào)剖技術(shù)在機(jī)理上、技術(shù)上還有很多問題沒有解決，這是一個(gè)很有吸引力、難度也很大的研究領(lǐng)域。其主攻方向應(yīng)是如何使調(diào)剖體系能夠按照設(shè)計(jì)在油層深部交聯(lián)。③沉淀堵塞利用某種特殊的化學(xué)物質(zhì)，在地層內(nèi)部發(fā)生物理—化學(xué)反應(yīng)生成沉淀堵塞物來調(diào)整地層注水剖面。例如，利用陰離子聚合物（PHP）和陽離子聚合物在地層內(nèi)相遇，生成絮團(tuán)沉淀物；水解聚丙烯腈和地層中的鹽（Ca,Mg）形成的沉淀物。(4)減少聚合物溶液粘度損失目前聚合物驅(qū)存在的一個(gè)重要問題就是粘度損失。聚合物溶液在到達(dá)油層有效驅(qū)油不為之前，其視粘度損失嚴(yán)重。據(jù)大慶油田中區(qū)西部試驗(yàn)區(qū)的觀測結(jié)果，從配置到距注入井30m·剪切降解；·聚合物在近井地帶的滯留；相應(yīng)地，解決這一問題的途徑：·配制抗剪切的聚合物；·降低聚合物在近井地帶的滯留量(5)注入井解堵，提高注入能力聚合物驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用暴露出的一個(gè)突出問題是，注入井堵塞嚴(yán)重（這個(gè)問題看來與聚合物粘度損失聯(lián)系在一起）。而且非常難解。注入井的嚴(yán)重堵塞造成了注入壓力不合理的急劇上升。有些水井的注入壓力甚至達(dá)到或超過的地層的破裂壓力。據(jù)統(tǒng)計(jì)大慶油田注聚井有10%以上套損，這是注入壓力過高所致。影響了正常生產(chǎn)。目前實(shí)際中解決這一問題的主要措施是：·近井地帶改造──壓裂、深穿孔；·化學(xué)解堵。但這些措施并沒有從根本上解決注入能力問題，而且有效期非常短（一般在1個(gè)月左右）。所以注入井解堵，提高注入能力是我們面臨的急需功課的難題。三、堿/活性劑/聚合物（ASP）三元復(fù)合驅(qū)堿/活性劑/聚合物三元復(fù)合體系驅(qū)油是80年代初出現(xiàn)的新技術(shù)。三元復(fù)合體系是從二元復(fù)合體系發(fā)展而來的。人們雖然已經(jīng)意識(shí)到了膠束/聚合物驅(qū)的特殊效果，但是，經(jīng)濟(jì)因素限制了這一技術(shù)的商業(yè)化推廣。而三元復(fù)合體系主要是為了用便宜的堿劑來代替價(jià)格昂貴的表面活性劑，以降低有效化學(xué)劑的成本，這為復(fù)合驅(qū)的推廣應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。從化學(xué)劑效率（總化學(xué)劑成本/采油量）來看，復(fù)合體系所需要的表面活性劑和助劑的總量，僅為膠束/聚合物驅(qū)的三分之一，復(fù)合體系的化學(xué)劑效率比膠束/聚合物驅(qū)要高。從提高采收率來看，三元復(fù)合驅(qū)體系能夠采出水驅(qū)剩余油的80%以上，可以與最好的膠束/聚合物驅(qū)相比，并高于一般的二元復(fù)合驅(qū)。從驅(qū)油機(jī)理來看，三元復(fù)合驅(qū)比二元復(fù)合驅(qū)有更廣的適應(yīng)范圍，并能明顯地降低活性劑的吸附滯留。此外，三元復(fù)合驅(qū)比二元復(fù)合驅(qū)有更好的資金回收率。（一）ASP驅(qū)油機(jī)理ASP復(fù)合驅(qū)提高采收率的機(jī)理是三種效應(yīng)的綜合結(jié)果：①降低界面張力；②流度控制；③減少化學(xué)劑損失。1.降低油水界面張力與其它驅(qū)替體系相比，三元復(fù)合體系（ASP）與原油接觸后，界面張力能很快降到10-2mN/m以下，而表面活性劑或堿單獨(dú)與原油之間的界面張力下降的速度要慢得多。當(dāng)聚合物濃度適中時(shí)，ASP三元復(fù)合體系比AS二元體系能產(chǎn)生更低的界面張力。這可能是由于聚合物尤其是聚丙烯酰胺能夠保護(hù)表面活性劑，使其不與Ca2+、Mg2+等高價(jià)陽離子反應(yīng)而使活性劑失去表面活性。同時(shí)，表面活性劑和聚丙烯酰胺在油水界面上均有一定程度的吸附，形成混合吸附層。部分水解聚丙烯酰胺分子鏈上的多個(gè)陰離子基可使混合膜具有更高的界面電荷，使界面張力降得更低。另外，堿劑推動(dòng)活性劑前進(jìn)，趨向于使最小界面張力迅速傳播，這樣就減少了堿驅(qū)替原油的滯后過程，且可保持長時(shí)間的低張力驅(qū)過程。2.流度控制在堿/活性劑/聚合物復(fù)合驅(qū)過程中，由于被驅(qū)替的原油流度高，在油墻的前面形成了低流度帶，從而保證了較高的掃及效率。由于較高的表觀粘度，也增加了局部的毛管數(shù)，提高了驅(qū)油效率。而且，ASP體系中，表面活性劑和堿有效地保護(hù)了聚合物不受高價(jià)陽離子的影響。有的研究認(rèn)為，加入活性劑可使聚丙烯酰胺的粘度增加10%～25%，加入堿可使聚丙烯酰胺的粘度增加22%～42%。在各種堿劑中，硅酸鈉（Na3SiO4）保護(hù)聚合物粘度的性能最好，碳酸鈉（Na2CO3）次之，氫氧化鈉（NaOH）最差。也有研究報(bào)導(dǎo)，堿和活性劑的存在，可使部分水解聚丙烯酰胺的增稠能力變差，體系視粘度損失很大（NaOH—活性劑—部分水解聚丙烯酰胺體系）。3．降低化學(xué)劑的損失與其它的二元驅(qū)替相比，ASP驅(qū)能明顯地降低化學(xué)劑的吸附滯留損失，從而使復(fù)配體系發(fā)揮出更充分的驅(qū)油作用。（1）三元體系的堿耗堿驅(qū)礦場失敗的一個(gè)主要的原因是堿耗。引起堿耗的因素主要是堿劑與地層礦物反應(yīng)，與地層鹽水反應(yīng)，與原油的酸性組分反應(yīng)。但是，ASP體系中，表面活性劑的加入，避免了原硅酸鈉（Na4SiO4）、氫氧化鈉（NaOH）等一類強(qiáng)堿的應(yīng)用，使堿耗不再成為嚴(yán)重問題。若使用具有中等pH的緩沖堿體系，可有效地降低硬離子濃度，并可減少化學(xué)反應(yīng)的驅(qū)動(dòng)力，因而堿耗、結(jié)垢都很少。（2）聚合物、活性劑的吸附滯留損失在ASP驅(qū)中，價(jià)格較低的堿劑的主要作用是改變巖石表面的電荷性質(zhì)，以減少價(jià)格較高的表面活性劑和聚合物的吸附、滯留損失，保證這類三元體系在經(jīng)濟(jì)上可行。因?yàn)橛袎A存在時(shí)，溶液pH值較高，巖石表面的負(fù)電荷量較多，可減少帶負(fù)電荷的表面活性劑、石油酸皂的吸附，并能有效地排斥帶負(fù)電荷的聚合物，減少其吸附。實(shí)際上，許多研究已經(jīng)證明，在沒有堿存在的條件下，大部分活性劑都滯留在巖心中。有時(shí)，為了使活性劑或聚合物的損失降到最低，還在三元復(fù)合體系注入前，進(jìn)行預(yù)沖洗處理。如聚丙烯酰胺在多孔介質(zhì)中的吸附量，經(jīng)NaCl預(yù)沖洗后為0.019mg/100g巖石；而經(jīng)NaHCO3預(yù)沖洗后的吸附量為0.005mg/100g巖石，減少了74%；生物聚合物在有NaCl堿對(duì)表面活性劑及聚合物在礦物表面吸附的影響礦物（固液比0.1）吸附量（mg/100g礦物）吸附量減少(%)加入NaCl加入NaHCO3237023702370高嶺土1.361.330.360.097495碎Berea巖0.150.120.140.10717存在時(shí)，1.5小時(shí)后有92%被吸附，120小時(shí)后，有95%被吸附。但是，在有NaHCO3存在時(shí)，120小時(shí)后的吸附量僅為3%，而16天后竟為0。一般作為預(yù)沖洗的犧牲劑是一些易于發(fā)生吸附的廉價(jià)無機(jī)鹽或有機(jī)物質(zhì)，如一般的堿劑（Na2CO3、NaHCO3、NaHO）、多聚磷酸鈉、六偏磷酸鈉、木質(zhì)素磺酸鈉、石油羧酸鹽，以及小分子的聚丙烯酰胺等，都可使活性劑在油巖上的吸附量大幅度降低。如對(duì)于大慶油田三元復(fù)合驅(qū)的B-100體系或ORS體系（活性劑—0.3%wt；聚合物—1200mg/L；堿—1.2%wt），活性劑的損失量降低50%以上。而且，加入犧牲劑后，降低了吸附損失對(duì)體系界面張力造成的破壞。ASP驅(qū)的最大優(yōu)點(diǎn)就是三組分之間協(xié)同作用的存在。但是，吸附損失可以破壞這種協(xié)同作用，“色譜分理”也可破壞協(xié)同作用。由于復(fù)合體系中的各種組分與巖石間的作用不同，諸如競爭吸附、離子交換、分配系數(shù)、分散作用、滲透能力等的差異，使得三組分間產(chǎn)生差速運(yùn)移，這種現(xiàn)象叫做驅(qū)油體系的色譜分離。有關(guān)的研究始于20世紀(jì)70年代，當(dāng)時(shí)美國出現(xiàn)了膠束驅(qū)油體系，活性劑的色譜分離影響著膠束體系的穩(wěn)定性，為此，人們進(jìn)行了大量的研究工作。同樣，對(duì)于三元復(fù)合驅(qū)而言，由于堿、聚合物、活性劑的運(yùn)移速度不同，勢必造成一定程度的色譜分離現(xiàn)象。當(dāng)然，這與地層物性、原油物性、驅(qū)油體系的配方以及注入方式等，都有著密切的關(guān)系。實(shí)際上，最為重要的是避免堿與活性劑的分理，因?yàn)槎叩膹?fù)配是形成超低界面張力的保證。三元復(fù)合驅(qū)微觀驅(qū)油機(jī)理實(shí)驗(yàn)：（二）礦場試驗(yàn)1.大慶油田中區(qū)西部試驗(yàn)區(qū)試驗(yàn)區(qū)平均有效厚度為8.6m，孔隙體積203300m3，地質(zhì)儲(chǔ)量117300t,中心井地質(zhì)儲(chǔ)量20065t。試驗(yàn)?zāi)康膶游粸樗_Ⅱ1-3層，試驗(yàn)區(qū)共有油水井15口，其中注入井4口，生產(chǎn)井9口，以及1口取樣井和1口觀察井。注采井距106m，生產(chǎn)井距150m。注入體系為0.3%B-100+1.25%Na2CO3＋1200三元復(fù)合體系于1994年9月24日正式開始注入，到1995年6月30日結(jié)束，累計(jì)注活性劑180t、堿劑653t、聚合物103.8t，7月1日轉(zhuǎn)入注后續(xù)保護(hù)段塞。在注入的274天中，有243天注入體系與原油的界面張力達(dá)到了mN/m，占88.7%；體系粘度達(dá)到16的有234天，占注入時(shí)間的85.4%；注入壓力由注水時(shí)的3.63MPa上升到5.92MPa，上升了63%；注入強(qiáng)度平均6.3m3/(m.d)；吸水指數(shù)由注入前的1.75m3/(m.Mpa.d)到1995年6月30日，試驗(yàn)區(qū)各井已開始見效。全區(qū)綜合含水由見效前的88.5%，降到了73.3%；日產(chǎn)液由見效前的371t降到了的280t，日產(chǎn)油由見效前的37t上升到了73t，日增油36t。其中，中心井（PO5）的含水由見效前的87.9%降到了目前的48.6%，日產(chǎn)油由3t上升到21t，增加6倍。到1996年11月底，全區(qū)累計(jì)生產(chǎn)原油62009t，累計(jì)增產(chǎn)原油19471t，其中中心井增產(chǎn)原油4207t。根據(jù)動(dòng)態(tài)資料分析，全區(qū)提高采收率16.6%，中心區(qū)提高采收率21.0%，與數(shù)值模擬預(yù)測的結(jié)果相符。2.大慶油田杏五區(qū)試驗(yàn)區(qū)杏五區(qū)試驗(yàn)區(qū)位于杏樹崗油田五區(qū)二排中部，利用原表外儲(chǔ)層試驗(yàn)井，封堵原試驗(yàn)層，補(bǔ)開新的目的層。共有油水井5口，其中注入井1口（杏5-試2-更2），采油井4口（杏5-試1-1、1-2、3-2、3-3井），采用一注四采不均勻注采井距的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)。試驗(yàn)區(qū)面積約為0.04km2，孔隙體積68000m3，原始地質(zhì)儲(chǔ)量37000t。試驗(yàn)?zāi)康膶訛棰?2，單井平均砂巖厚度8.4m，有效厚度6.8m杏五井試驗(yàn)區(qū)于1994年8月開始水驅(qū)，1995年1月29日開始注入三元復(fù)合體系，注入體系為0.3%ORS-41+1.2%NaOH+1200mg/L聚合物(1275A)。到3月末（此時(shí)已經(jīng)注入約0.08PV），四口采油井陸續(xù)開始見效；9月20日結(jié)束，累計(jì)注入三元復(fù)合體系溶液2571（0.378PV）。9月21日轉(zhuǎn)注后續(xù)聚合物保護(hù)段塞，到1996年2月21日結(jié)束，2月22日開始后續(xù)水驅(qū)。150天里累計(jì)注入聚合物溶液20899（0.307PV），此時(shí)全區(qū)綜合含水降為85.0%。四口井見效前與各井含水最低時(shí)相比，日產(chǎn)油由12t上升到67t，日增油55t；綜合含水由96.9%下降到80.7%，下降了16.2個(gè)百分點(diǎn)。各井含水下降最大幅度在10.1%～36.4%之間，累計(jì)增油13102t。根據(jù)動(dòng)態(tài)反應(yīng)特性，三元復(fù)合驅(qū)比水驅(qū)提高采收率23.1%。1996年9月，大慶油田采油四廠于杏二區(qū)開始了第二次礦場試驗(yàn)。中心井的含水已從100%降到50%左右，日產(chǎn)油從0噸上升到26噸，并且經(jīng)維持了4個(gè)多月；其它邊井的含水率也有不同程度的下降。通過采出液化學(xué)分析和見效時(shí)間對(duì)比，所有生產(chǎn)井都是先見效后見化學(xué)劑，為發(fā)現(xiàn)段塞被突破的現(xiàn)象，而且生產(chǎn)井含水大幅度下降，說明卻有油墻形成。大慶油田的礦場試驗(yàn)結(jié)果，消除了過去對(duì)復(fù)合驅(qū)及堿驅(qū)的擔(dān)心，并未發(fā)生結(jié)構(gòu)沉淀和堵塞油層的現(xiàn)象。國外三元復(fù)合驅(qū)的礦場試驗(yàn)不多，比較完整的是美國懷俄明州Crook地區(qū)西Kiehl油田三元復(fù)合驅(qū)項(xiàng)目。注入體系為Na2CO3+PetrostepB-100+聚合物（Pusher700）。他們對(duì)比了四種開采方式的結(jié)果是：一次采收率11%（OOIP），水驅(qū)增加29%，一、二次合計(jì)為40%；聚合物驅(qū)的結(jié)果亦是40%，但驅(qū)替時(shí)間要短，注入流體的量（PV數(shù)）要小。以上兩種方式在驅(qū)替結(jié)束時(shí)，波及區(qū)內(nèi)平均殘余油飽和度為41%。而用堿/活性劑/聚合物驅(qū)，一次、二次、三次采收率合計(jì)為56%，此時(shí)，波及區(qū)內(nèi)殘余油飽和度降為26%。在ASP體系中，堿作為主劑不僅可使酸性原油產(chǎn)生表面活性物質(zhì)，而且，還可起到鹽的作用。在堿溶液中，只需加入少量的（千分之幾）表面活性劑，就能獲得超低界面張力并提高復(fù)合驅(qū)的適宜礦化度范圍，驅(qū)油效率很高。加入聚合物可增大體系的粘度并選擇性地堵塞滲透率高的通道，使波及范圍增大，掃及效率提高，總采收率達(dá)到較高值，剩余油飽和度可降至極低，甚至完全被采出。在ASP體系中作主劑的堿價(jià)格較低，作助劑的表面活性劑用量較少，復(fù)配后的表面活性劑和聚合物在地層中損失減少，注入、產(chǎn)出操作費(fèi)用降低，因而，ASP驅(qū)在經(jīng)濟(jì)上是可行的。以每磅化學(xué)劑的費(fèi)用乘以注入地層的孔隙體積，對(duì)ASP驅(qū)的經(jīng)濟(jì)成本進(jìn)行了合理估算，結(jié)果表明，聚合物驅(qū)多采一桶油花費(fèi)4.88美元，堿/聚合物驅(qū)要花費(fèi)2.78美元，而ASP復(fù)合驅(qū)僅花費(fèi)2.13美元，最為經(jīng)濟(jì)。增加同樣的投資，ASP驅(qū)要比聚合物驅(qū)能多采4.5倍的原油。