聚合物干粉理化性能指标
油田上使用的聚合物可以分为两大类，即天然和人工合成聚合物。天然聚合物使用最多的是黄胞胶（Xanthan gum），它是有机体在碳水化合物上产生微生物作用而生成的生物聚合物。人工合成聚合物主要是部分水解聚丙烯酰胺（PHPAM），它由丙烯酰胺单体经聚合和水解反
图3-1-1 分子结构图
应得到。
黄胞胶和部分水解聚丙烯酰胺都可以达到较高的分子质量，但它们的分子结构却完全不同（分子结构见图3-1-1），部分水解聚丙烯酰胺的分子结构特点使其分子具有柔曲性，而黄胞胶的分子结构却使其具有半刚性或刚性，由此导致它们的水溶液存在一些差别。在油田化学驱油实践中，由于生物聚合物的性质弱点，如对微生物较为敏感等，使得矿场更多地选择部分水解聚丙烯酰胺作为聚合物驱的增稠剂。 结合聚合物内在特性和油田实际应用情况，大庆油田在2000版企业标准中对阴离子型部分水解聚丙烯酰胺提出了明确统一的性能指标要求，即粉状驱油用阴离子型聚丙烯酰胺的技术要求应符合表（3-1-1）的规定。
现对表（3-1-1）中各项指标的物理含义作一简要介绍：
固 含 量：从聚合物中除去水分等挥发物后固体物质的百分含量。 特性粘数：衡量聚合物对溶液粘度贡献大小的相对量值。 分 子 量：聚合物中重复单元的式量与聚合度的乘积。 水 解 度：表征聚电解质在水溶液中的离解程度的量值。 粒 度：聚合物中不同颗粒大小的粉末在试样总量中所占的百分比。
粘 度：衡量聚合物溶液流动阻力的量值。 过滤因子：衡量聚合物溶液均一性的经验常数。 筛网系数：是表征聚合物溶液粘弹性的经验常数。
残余单体：未参加聚合反应的单体在聚合物中的重量百分含量。 水不溶物：聚合物中各种杂质及助剂不溶部分的重量百分含量。
溶解速度：定量聚合物在定量的溶液中溶解所需的时间。
表（3-1-1） 粉状驱油用聚丙烯酰胺的技术要求
序 产品系列 (粘均分子量，M) 9.5≤M<12 6号 指 标 (×10) 项 目 1 2 3 4 5 6 7 8 9 外观 粘均分子量(×10) 特性粘数，dL/g 固含量，% 水解度，mol% 过滤因子 筛网系数 水不溶物，% 粘度，mPa.s ≥31 ≥40 ≤2 ≤0.05 ≥1.0mm ≤0.20mm ≤5 ≤5 ≤0.1 ≥15 612≤M<16 6(×10) 16≤M<19 6(×10) 19≤M≤22 6(×10) 白色粉末 ≥9.5 ≥15 ≥12 ≥17.5 ≥16 ≥21.2 ≥88 23—27 ≤1.5 ≥20 ≤0.2 ≥45 ≥50 ≥24 / ≥28 ≥19 ≥23.7 10 溶解速度，h 11 残余单体，% 12 粒度，%
二、
聚合物驱微观驱油机理
传统的聚合物驱油理论认为，聚合物驱只是通过增加注入水的粘度，降低水油流度比，扩大注入水在油层中的波及体积提高原油采收率，聚合物驱并不能增加油藏岩石的微观驱油效率，并认为聚合物驱后残留于孔隙介质中的油的体积与水驱之后相同。经过几年的室内实验研究发现，聚合物驱不仅能够扩大波及体积，而且能够提高驱油效率。
1、微观驱油机理
（1）水油流度比降低，是聚合物驱替簇状残余油的主要原因之一
由于聚合物是水溶性高分子，分子中含有许多亲水基团，这些亲水基团在聚合物分子外形成的“水鞘”，增加了相对移动的内摩擦力。同时，上述基团在水中解离，产生许多带电符号相同的链节，这些链节互相排斥，使聚合物分子线团在水中更加舒展，因而聚合物有很强的增粘能力。
聚合物驱不仅只是增加了驱替相的粘度，降低油水粘度比，而且由于聚合物大分子特性，在岩石中产生滞留，增加了驱替相流体在孔隙介质中的流动阻力，引起了水相渗透率的下降，使油水流度比进一步降低。
由于聚合物驱明显降低了水油流度比，减少了水的指进，提高了微观波及系数，从而将水驱后的簇状残余油驱替出来。
（2）聚合物溶液剪切应力的增加,是驱替孤岛状、膜状残余油的机理
动态跟踪聚合物驱油实验表明，聚合物溶液可通过拉丝的方式逐渐剥离孤岛状残余油（图3-1-2）及膜状残余油，直至全部携动或推走。
在此驱油过程中，驱替相作用在油相上的剪切应力可用下式表示：
τ＝dv/dz·μr (3-1-1) 式中：
τ—驱替相作用在油相上的剪切应力； dv/dz——两相流体间的界面速度梯度；
μr——驱替相在油相表面处的粘度。 由于聚合物溶液是非牛顿粘弹性流体，在岩石孔道中的流场分布与水截然不同（如图3-1-3所示）。
图5-17 水与聚合物溶液在管道中的流场分布示意图图3-1-3 水与聚合物溶液在管道中的流场分布示意图 图3-1-2 聚合物驱替孤岛状残余油的过程 油YW油PVXVXVW = VPVW 边<< VP 边dVW 边dVP 边< 合物溶液的流动速度剖面如图（3-1-4）所示。从图可以看出，聚合物溶液的前缘速度比水低得多，速度剖面更“平坦”，管壁边界处的速度梯度更大，并可以观察到边界处微小颗粒的快速移动。而对于水，其边界处的微小颗粒则不移动，只有距管壁一定距离处，才可观察到微小颗粒移动的现象。 由于聚合物溶液在毛细管边界处的速度梯度远远大于水，加上聚合物溶液在残余油表面处的粘度比水又大得多，因此，聚合物溶液“剥离”管壁上油膜的能力要比水大得多。 为了验证聚合物驱是否能够比水驱减少更多的油膜，进行了油湿岩样聚合物驱与水驱相同驱替倍数的润湿性测定。 表3-1-2 聚合物驱与水驱对油藏岩石润湿性测定结果 井 号 岩样 编号 10-1 C5井 10 183 PO5井 183-1 233 高122-检45井 233-1 288 290 1946 830 720 888 965 1560 2067 渗 透 率 -32(×10μm) 1525 自吸 水排 油量 (ml) 0.04 1.64 0.04 0.34 0.40 0.80 0.04 0.31 0.20 0.52 0.19 0.28 0.36 0.84 0.34 0.26 自吸 油排 水量 (ml) 0.6 0.48 0.5 0.4 1.20 0.16 1.10 0.6 0.72 0.24 0.70 0.78 0.60 0.24 0.62 0.80 润湿 指数 -0.42 0.15 -0.38 -0.15 -0.33 0.09 -0.35 -0.12 -0.18 0.04 -0.22 -0.09 -0.16 0.09 -0.15 -0.10 润 湿 性 亲 油 弱亲水 亲 油 弱亲油 亲 油 中 性 亲 油 弱亲油 弱亲油 中 性 弱亲油 中 性 弱亲油 中 性 弱亲油 中 性 备 注 原始润湿性 聚合物驱后 原始润湿性 水驱后 原始润湿性 聚合物驱后 原始润湿性 水驱后 原始润湿性 聚合物驱后 原始润湿性 水驱后 原始润湿性 聚合物驱后 原始润湿性 水驱后 表（3-1-2）是聚合物驱与水驱对岩石表面润湿性影响的实验结果。可以看出，岩样经聚合物驱与水驱后，均向亲水方向转化，聚合物驱后润湿指数平均为0.0925，水驱后为-0.115，显然聚合物驱比水驱使岩样润湿性向亲水方向转化强。表明了聚合物驱比水驱驱替了更 多的覆盖在岩石表面的油膜。 （3）聚合物溶液的粘弹性减少了盲状残余油 盲状残余油主要受岩心颗粒形状影响，致使其无法流动。 图（3-1-5）为水、甘油和聚合物溶液驱替“盲端”状残余油的实验，孔隙主流线直径为250μm，聚合物溶液与甘油的粘度均为30mPa·S。实验结果如下：①水和甘油从“盲端”处所驱出的残余油量相近。由此可见，即使驱替相粘度增加30倍，并不能使此类残余油减少；②聚合物溶液可以从“盲端”“拽”出大量的水和甘油不能驱替出的残余油（水驱与甘油驱可使“盲端”深度增加80μm～100μm，聚合 图3-1-5 盲状残余油被驱替的情况 物驱则可“盲端”深度增加到320μm，约为水驱和甘油驱的4倍，波及体积也大幅增加） 通过观察原油流出“盲端”的过程可以清晰地看到（表现为微小的原油颗粒），“盲端”边部聚合物溶液-油界面平行于或其法线方向垂直于流动方向的原油被更多地“拽”出“盲端”。这种“拉、拽”的效果可以用聚合物溶液的弹性来解释。对于具有弹性的溶液，其后续流体对前缘的流体不仅有推动作用，而且前缘的流体又对其边部及后续流体有“拉、拽”的作用。这个“拉、拽”作用是由于聚合物长分子链间的相互缠绕及分子链间的相互“拉、拽”。由于水与甘油不具有弹性，因此，不能将残余油从“盲端”“拉、拽”出来，而仅能少部分地冲洗出来。 大量的残余油受毛管力的作用被束缚于孔喉中，对于亲水岩心、牛顿流体，只有压差（△P）大于2（1/R1-1/R2）时，孔喉中的残余 油才能被驱替出来。而对于具有弹性的聚合物溶液而言，孔喉中的残余油两端均被聚合物溶液不同程度地“拽”出，至少有50％的可能性R2减少量大于R1。这种情况下，束缚油滴的毛管力降低（可以降为零），油滴就很容易从孔喉中被驱替出来。由于孔喉中油滴的R2端较大，因此，有50%以上的可能性聚合物溶液由R2端“拽”出的油比R1端多。当然也存在R2的减少幅度小于R1端的情况，此时束缚油滴的毛管力增加，与聚合物驱前的状态一致，油滴无法流动，不可动残余油也不再增加。 由毛管力束缚的此类残余油在亲油岩心中，聚合物驱替时其残余油降低的程度与亲水岩心实验相似。 总之，降低此类残余油的原因主要有两个方面：① 残余油滴的两端受聚合物溶液弹性的作用同时被“拽”出；② 至少有50％的可能性，束缚油滴的毛管力也降低，从而增加了油滴由孔喉被驱出的可能性。由毛管数与残余油饱和度的关系曲线可以看出，只有粘滞力增加到某一程度后，才能克服束缚油滴的毛管力。相对低流速，高界面张力的牛顿流体，就不能将此类残余油“拽”出来。 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容