一种评价驱油缔合聚合物油藏适应性的方法与流程

本发明属于油田化学驱油技术领域，尤其涉及一种评价驱油缔合聚合物油藏适应性的方法。

背景技术：

化学驱驱油技术是一种维持原油稳产、增产重要的提高采收率技术，其中应用最为广泛的驱油体系是聚合物驱油体系和由聚合物及其它添加剂(表面活性剂、碱等)复合形成的复合驱油体系。水溶性聚合物是化学驱驱油体系中应用最为成熟的增稠剂，其主要作用是依靠良好的增粘性提高体系粘度，从而改善油水流度比、提高波及效率，进而提高原油采收率。然而，化学驱体系配方中的聚合物除应具有高效增粘能力外，还应具有良好的注入能力和传导能力，只有与油层渗透率相匹配的驱油体系才能保证良好的实施效果。因此，针对差异性较大且复杂的不同油藏，确定驱油体系与不同渗透率或渗透率极差油藏的适应性显得意义重大。

随着研究的深入和应用的推广，水溶性疏水缔合聚合物(HAWSP)因其优于传统部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)的溶液性能和流变特性而在化学驱(特别是聚合物驱)中表现出广阔应用潜力和价值。HAWSP是一类在大分子主链上引入少量疏水基团的水溶性聚合物，在水溶液中，这些疏水基团能够以类似于表面活性剂在其临界胶束浓度以上时的胶束化方式而相互缔合以最小化与溶剂的接触，促使聚合物分子在溶液中无需化学交联便能相互缔合并形成结构可逆的超分子聚集体。当疏水单体含量较高时，HAWSP在溶液中所形成的超分子聚集体的尺寸较大，驱油时可能会堵塞油层孔喉和孔隙，造成地层伤害；而含量较低时，聚集体尺寸较小，驱油体系增粘性较差，需要较高浓度才能实现较好的增粘行为，影响化学驱的有效性和技术经济效果。因此，在研究由缔合聚合物形成的化学驱驱油体系的注入性能时，除考察聚合物浓度、分子量、注入方式、注入速度等因素的影响，更应考虑对聚集体尺寸影响较大的其它本质因素，如疏水单体含量等。考察疏水单体含量对缔合聚合物驱油体系与不同油藏适应性的影响对保证化学驱(尤其是聚合物驱)技术的经济有效性具有关键作用。

近些年来，人们通过宏观岩心(或填砂管)驱替、光散射测试和微孔滤膜过滤等方法开展了许多相关工作，直接或间接地研究了聚合物浓度、分子量等对常规聚丙烯酰胺聚合物驱油体系油藏适应性的影响，但均鲜有涉及对存在分子间相互作用的缔合聚合物驱油体系油藏适应性的研究。而前述的实验方法大多不能直接用于评价存在分子间相互作用的缔合聚合物驱油体系的油藏适应性，都需要在相应方法的基础上进行改进和完善。东北石油大学的卢祥国等人在渤海油田条件下，以人造均质柱状岩心、方岩心及三层非均质方岩心宏观物理模型模拟不同油藏开展了模拟原油的驱替实验，并结合动态光散射实验研究分析了聚合物浓度对一种驱油缔合聚合物油藏适应性的影响，结果证实只有当聚合物浓度适中时，缔合聚合物的分子聚集体与油藏孔喉之间才具有良好匹配性，聚合物的油藏适应性较好，为认识聚合物浓度对缔合聚合物油藏适应性的影响提供了有利参考(Xie,Kun；Lu,Xiangguo et al.Analysis of Reservoir Applicability of Hydrophobically Associating Polymer，SPE Journal，2015，21(1))。然而，类似的常规宏观驱替方法仍未涉及疏水单体含量对油藏适应性的影响研究且不能直观可视的获得不同条件下的驱替特征。同时，与均质性油藏不适应或适应性较差的缔合聚合物是否会因为能在高低渗透层间实现“驱”和“调”相结合而能够较好的适应于非均质性油藏的问题也是急需进行研究和验证的。

技术实现要素：

有鉴于此，本发明要解决的技术问题在于提供一种评价驱油缔合聚合物油藏适应性的方法。

本发明提供了一种评价驱油缔合聚合物油藏适应性的方法，包括以下步骤：

1)建立油藏的物理模型；

2)将盐水注入物理模型中至饱和并记录饱和结束时压差数值，再将驱油缔合聚合物的溶液注入物理模型中进行驱替，至聚驱压差稳定后进行后续水驱至压差再次稳定，计算驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数；所述聚驱压差稳定为聚驱压差从开始平稳后再持续注入驱油缔合聚合物的溶液不低于5PV；所述后续水驱至压差再次稳定为水驱压差从开始平稳后再持续注入不低于1PV；

3)将油注入物理模型中至饱和，然后注入驱油缔合聚合物的溶液驱替物理模型中的油，通过可视化记录含油饱和度并计算油采收率；所述含油饱和度根据可视化记录的图片转换为黑白灰度图进行计算并满足以下条件：

$S_O=\frac{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i*B_i)}{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i^0*B_i^0)}$

其中，S_O表示含油饱和度，单位为％；A_i表示未饱和油之前的灰度值，无量纲；B_i表示饱和油前的像素点数，单位为个；表示饱和油之后的灰度值，无量纲；表示饱和油后的像素点数，单位为个；

4)根据驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数与油采收率的关系，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性。

优选的，所述油藏的物理模型的渗透率为0.2～6.1μm²；所述油藏的物理模型的渗透率极差范围为1～5倍。

优选的，所述油藏的物理模型为平板夹砂微观模型；所述平板夹砂微观模型上设置有与计算机相连接的摄像头。

优选的，所述油藏的物理模型包括均质油藏模型与非均质油藏模型；所述油藏的物理模型中的渗透率通过在平板夹砂微观模型中填充不同目数的砂粒并施加围压进行控制。

优选的，所述施加围压的范围为0～0.8MPa。

优选的，所述步骤2)中的驱油缔合聚合物包含疏水单体；所述驱油缔合聚合物中疏水单体的摩尔含量为0～1.0％。

优选的，所述油采收率满足以下条件：

$R_O=\frac{S_{Oi}-S_{Or}}{S_{Oi}}$

其中，R_O表示原油采收率，单位为％；S_Oi表示初始含油饱和度，单位为％；S_Or表示残余油饱和度，单位为％。

优选的，包括以下步骤：

1)建立油藏的物理模型；

2)将盐水注入物理模型中至饱和并记录饱和结束时压差数值，再将驱油缔合聚合物的溶液注入物理模型中进行驱替，至聚驱压差稳定后进行后续水驱至压差再次稳定，计算驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数，同时得到驱油缔合聚合物的渗流行为与注入传导性能；所述聚驱压差稳定为聚驱压差从开始平稳后再持续注入驱油缔合聚合物的溶液不低于5PV；所述后续水驱至压差再次稳定为水驱压差从开始平稳后再持续注入不低于1PV；

3)将油注入物理模型中至饱和，然后注入驱油缔合聚合物的溶液驱替物理模型中的油，通过可视化记录含油饱和度计算油采收率；所述含油饱和度根据可视化记录的图片转换为黑白灰度图进行计算并满足以下条件：

$S_O=\frac{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i*B_i)}{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i^0*B_i^0)}$

其中，S_O表示含油饱和度，单位为％；A_i表示未饱和油之前的灰度值，无量纲；B_i表示饱和油前的像素点数，单位为个；表示饱和油之后的灰度值，无量纲；表示饱和油后的像素点数，单位为个；

4)根据驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数与油采收率的关系、驱油缔合聚合物的渗流行为及注入传导性能，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性。

优选的，包括以下步骤：

1)建立油藏的物理模型；

2)将盐水注入物理模型中至饱和并记录饱和结束时压差数值，再将驱油缔合聚合物的溶液注入物理模型中进行驱替，至聚驱压差稳定后进行后续水驱至压差再次稳定，计算驱油缔合聚合物阻力和/或残余阻力系数；

3)将油注入物理模型中至饱和，然后注入驱油缔合聚合物的溶液驱替物理模型中的油，通过可视化记录含油饱和度计算油采收率，同时得到驱替图像和驱替前缘的变化趋势；所述含油饱和度根据可视化记录的图片转换为黑白灰度图进行计算并满足以下条件：

$S_O=\frac{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i*B_i)}{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i^0*B_i^0)}$

其中，S_O表示含油饱和度，单位为％；A_i表示未饱和油之前的灰度值，无量纲；B_i表示饱和油前的像素点数，单位为个；表示饱和油之后的灰度值，无量纲；表示饱和油后的像素点数，单位为个；

4)根据驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数与油采收率的关系及驱替图像和驱替前缘的变化趋势，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性。

本发明提供了一种评价驱油缔合聚合物油藏适应性的方法，包括以下步骤：1)建立油藏的物理模型；2)将盐水注入物理模型中至饱和并记录饱和结束时压差数值，再将驱油缔合聚合物的溶液注入物理模型中进行驱替，至聚驱压差稳定后进行后续水驱至压差再次稳定，计算驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数；所述聚驱压差稳定为聚驱压差从开始平稳后再持续注入驱油缔合聚合物的溶液不低于5PV；所述后续水驱至压差再次稳定为水驱压差从开始平稳后再持续注入不低于1PV；3)将油注入物理模型中至饱和，然后注入驱油缔合聚合物的溶液驱替物理模型中的油，通过可视化记录含油饱和度并计算油采收率；所述含油饱和度根据可视化记录的图片转换为黑白灰度图进行计算并满足以下条件：

$S_O=\frac{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i*B_i)}{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i^0*B_i^0)}$

其中，S_O表示含油饱和度，单位为％；A_i表示未饱和油之前的灰度值，无量纲；B_i表示饱和油前的像素点数，单位为个；表示饱和油之后的灰度值，无量纲；表示饱和油后的像素点数，单位为个；4)根据驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数与油采收率的关系，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性。与现有技术相比，本发明能够简单易行的模拟不同渗透率和不同渗透率极差的油藏，并且能够直观获得疏水单体含量对缔合聚合物在不同渗透率和渗透率极差条件下的动态渗流行为和原油驱替特征的影响，进而可通过调节疏水单体含量确定适合于不同渗透率及渗透率极差油藏中“驱”或“调驱”的最佳疏水缔合聚合物，方法重复性良好，且可靠性较高。

附图说明

图1为较高疏水单体含量的缔合聚合物驱油体系的注入压差变化曲线图；

图2为不同驱油体系在6.1μm²均质模型中的驱替图像；

图3为不同驱油体系在4.7μm²均质模型中的驱替图像；

图4为不同驱油体系在3.1μm²均质模型中的驱替图像；

图5为不同驱油体系在1.1μm²均质模型中的驱替图像；

图6为不同驱油体系在0.37μm²均质模型中的驱替图像；

图7为不同驱油体系在3倍渗透率极差非均质模型中的驱替图像(低渗透层接近1μm²，高渗透层接近3μm²)；

图8为不同驱油体系在5倍渗透率极差非均质模型中的驱替图像(低渗透层接近1μm²，高渗透层接近5μm²)；

图9为不同驱油体系在不同渗透率均质模型中的采收率对比图；

图10为不同驱油体系在不同渗透率极差的非均质模型中的采收率对比图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供了一种评价驱油缔合聚合物油藏适应性的方法，包括以下步骤：

1)建立油藏的物理模型；

2)将盐水注入物理模型中至饱和并记录饱和结束时压差数值，再将驱油缔合聚合物的溶液注入物理模型中进行驱替，至聚驱压差稳定后进行后续水驱至压差再次稳定，计算驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数；所述聚驱压差稳定为聚驱压差从开始平稳后再持续注入驱油缔合聚合物的溶液不低于5PV；所述后续水驱至压差再次稳定为水驱压差从开始平稳后再持续注入不低于1PV；

3)将油注入物理模型中至饱和，然后注入驱油缔合聚合物的溶液驱替物理模型中的油，通过可视化记录含油饱和度并计算油采收率；所述含油饱和度根据可视化记录的图片转换为黑白灰度图进行计算并满足以下条件：

$S_O=\frac{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i*B_i)}{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i^0*B_i^0)}$

其中，S_O表示含油饱和度，单位为％；A_i表示未饱和油之前的灰度值(0～255)，无量纲；B_i表示饱和油前的像素点数，单位为个；表示饱和油之后的灰度值(0～255)，无量纲；表示饱和油后的像素点数，单位为个；

4)根据驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数与油采收率的关系，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性。

其中，所述油藏的物理模型优选为平板夹砂微观模型；所述平板夹砂微观模型上设置有与计算机相连接的摄像头，从而使物理模型为可视化可定量的平板夹砂微观模型；所述摄像头优选为高清摄像头，其可用来采集照片观察流体移动前缘和移动画面变化。

所述油藏的物理模型优选包括均质模型与非均质模型；所述均质模型的渗透率范围优选为0.2～6.1μm²；所述非均质模型的渗透率极差范围优选为1～5倍，中间倍数极差可通过固定低渗层变化高渗层实现，也可通过同时变化高低渗层实现。物理模型的不同渗透率及渗透率极差优选分别通过在均质和非均质模型的填砂凹槽中填充不同目数的砂粒并施加围压进行控制，更优选填充不同目数的砂粒并刮平后再施加围压压实进行控制；所述施加围压的范围优选为0～0.8MPa。

将盐水注入物理模型中至饱和并记录饱和结束时压差数值；所述盐水的浓度优选为8000～10000mg/L，更优选为9000～10000mg/L，再优选为9200～9500mg/L，最优选为9374.15mg/L。

再将驱油缔合聚合物的溶液注入物理模型中进行驱替，其中所述驱油缔合聚合物优选包含疏水单体；所述驱油缔合聚合物中疏水单体的摩尔含量优选为0～1.0％。在本发明中采用不同疏水单体含量驱油缔合聚合物的溶液注入物理模型中进行驱替；为减少不同疏水单体含量驱油缔合聚合物的溶液其他方面的影响，优选采用相同条件(同剪切速率或同温度或同矿化度)下的相近粘度体系或同浓度体系的驱油缔合聚合物的溶液。

至聚驱压差稳定后进行后续水驱至压差再次稳定，所述聚驱压差稳定为聚驱压差从开始平稳后再持续注入驱油缔合聚合物的溶液不低于5PV，所述后续水驱至压差再次稳定为水驱压差从开始平稳后再持续注入不低于1PV，计算驱油缔合聚合物的阻力和/或参与阻力系数，优选还考察驱油缔合聚合物的渗流行为与注入传导性能。

将油注入物理模型中至饱和，所述油在物理模型中作为原油，其为本领域技术人员熟知的可用于实验室模型的油即可，并无特殊的限制，本发明中优选为稠油、稀油或模拟油。

然后注入驱油缔合聚合物的溶液驱替物理模型中的油；其中，所述驱油缔合聚合物的溶液同上所述，在此不再赘述。通过可视化记录含油饱和度并计算油采收率，优选在记录含油饱和度的同时得到驱替图像和驱替前缘的变化趋势；所述含油饱和度根据可视化记录的图片，优选为摄像头采集的图片，转换为黑白灰度图进行计算，并满足以下条件：

$S_O=\frac{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i*B_i)}{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i^0*B_i^0)}$

其中，S_O表示含油饱和度，单位为％；A_i表示未饱和油之前的灰度值(0～255)，无量纲；B_i表示饱和油前的像素点数，单位为个；表示饱和油之后的灰度值(0～255)，无量纲；表示饱和油后的像素点数，单位为个。

所述油采收率优选满足以下条件：

$R_O=\frac{S_{Oi}-S_{Or}}{S_{Oi}}$

其中，R_O表示原油采收率，单位为％；S_Oi表示初始含油饱和度，单位为％；S_Or表示残余油饱和度，单位为％。

根据驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数与油采收率的关系，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性，更优选根据驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数与油采收率的关系及驱油缔合聚合物的渗流行为和注入传导性能，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性，最优选为根据驱油缔合聚合物的阻力和/或阻力系数与油采收率的关系、驱油缔合聚合物的渗流行为和注入传导性能及驱替图像和驱替前缘的变化趋势，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性。

评价驱油缔合聚合物的油藏适应性的标准优选为压差能够逐级趋于平稳(±0.001MPa)且油采收率最高。

在本发明中，所述评价驱油缔合聚合物油藏适应性的方法优选具体包括以下步骤：

1)建立油藏的物理模型；

2)将盐水注入物理模型中至饱和并记录饱和结束时压差数值，再将驱油缔合聚合物的溶液注入物理模型中进行驱替，至聚驱压差稳定后进行后续水驱至压差再次稳定，计算驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数，同时得到驱油缔合聚合物的渗流行为与注入传导性能；所述聚驱压力稳定为聚驱压差从开始平稳后再持续注入驱油缔合聚合物的溶液不低于5PV；所述后续水驱至压差再次稳定为水驱压差从开始平稳后再持续注入不低于1PV；

3)将油注入物理模型中至饱和，然后注入驱油缔合聚合物的溶液驱替物理模型中的油，通过可视化记录含油饱和度计算油采收率；所述含油饱和度根据可视化记录的图片转换为黑白灰度图进行计算并满足以下条件：

$S_O=\frac{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i*B_i)}{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i^0*B_i^0)}$

其中，S_O表示含油饱和度，单位为％；A_i表示未饱和油之前的灰度值(0～255)，无量纲；B_i表示饱和油前的像素点数，单位为个；表示饱和油之后的灰度值(0～255)，无量纲；表示饱和油后的像素点数，单位为个；

4)根据驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数与油采收率的关系、驱油缔合聚合物的渗流行为及注入传导性能，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性。

更具体地，包括以下步骤：

1)建立油藏的物理模型；

2)将盐水注入物理模型中至饱和并记录饱和结束时压差数值，再将驱油缔合聚合物的溶液注入物理模型中进行驱替，至聚驱压差稳定后进行后续水驱至压差再次稳定，计算驱油缔合聚合物阻力和/或残余阻力系数；

3)将油注入物理模型中至饱和，然后注入驱油缔合聚合物的溶液驱替物理模型中的油，通过可视化记录含油饱和度计算油采收率，同时得到驱替图像和驱替前缘的变化趋势；所述含油饱和度根据可视化记录的图片转换为黑白灰度图进行计算并满足以下条件：

$S_O=\frac{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i*B_i)}{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i^0*B_i^0)}$

其中，S_O表示含油饱和度，单位为％；A_i表示未饱和油之前的灰度值(0～255)，无量纲；B_i表示饱和油前的像素点数，单位为个；表示饱和油之后的灰度值(0～255)，无量纲；表示饱和油后的像素点数，单位为个；

4)根据驱油缔合聚合物的阻力和/或残余阻力系数与油采收率的关系及驱替图像和驱替前缘的变化趋势，评价驱油缔合聚合物的油藏适应性。

本发明提供了一种考察不同疏水单体含量的驱油缔合聚合物在不同渗透率及渗透率极差油藏中适应性的方法，该方法能够实现在不同均质及非均质油藏中含有不同疏水单体含量的缔合聚合物的渗流行为和原油驱替特征的直观可视化研究，以压差能够逐级趋于平稳且原油采收率最高为判别标准，能够通过调节疏水单体含量确定适合于不同渗透率及渗透率极差油藏中“驱”或“调驱”的最佳疏水缔合聚合物，方法重复性良好，且可靠性较高。

为了进一步说明本发明，以下结合实施例对本发明提供的一种评价驱油缔合聚合物油藏适应性的方法进行详细描述。

以下实施例中所用的试剂均为市售。

实验条件

实验模型：层内均质的可视平板夹砂模型，其渗透率均分别接近0.2μm²、0.37μm²、1.1μm²、3.1μm²、4.7μm²与6.1μm²；层间连通的非均质可视平板夹砂模型，其渗透率极差为固定低渗层渗透率为接近1μm²的3倍极差和5倍极差。

实验用驱油体系：实验选取在7.34s^-1剪切速率下不同疏水单体含量的缔合聚合物的相近粘度体系作为驱油体系，即驱油缔合聚合物的水溶液，驱油体系在该剪切速率下的粘度均在80mPa·s左右。不同缔合聚合物的具体分子结构参数及其驱油体系的参数如表1中所示，疏水单体含量为零的即为部分水解聚丙烯酰胺。

表1不同缔合聚合物的分子结构参数及其驱油体系参数

实验用水：模拟地层水，矿化度为9374.15mg/L。

实验用油：渤海绥中36-1原油与0#柴油按体积混合配制而成的模拟原油，7.34s^-1剪切速率下粘度为150mPa·s。

实验温度：45℃。

实验步骤

不同疏水单体含量的驱油缔合聚合物的渗流行为和注入性能考察：

选取一定目数的石英砂在三个平板夹砂模型上进行填砂模拟三个渗透率相近的均质油藏，在45℃条件下，用模拟地层水饱和2h后测定其湿重，分别确定模型孔隙体积(即PV)、孔隙度及渗透率；

将三个相近渗透率的平板夹砂模型串联，后将相近剪切粘度的聚合物驱油体系溶液以3m/d的渗流速率注入模型中进行渗流传导实验；

通过连接好的压力传感器记录不同时间下的准确压力值，待进口端注入压差从开始稳定至持续5PV后转后续水驱，并测定模型出口流出液的粘度计算聚合物粘度保留率，当注入压差再次从开始稳定并持续1PV后结束实验；

通过不同时期的稳定压差计算阻力系数RF和残余阻力系数RRF；

重复以上实验步骤，完成驱油体系在不同渗透率条件下的实验，分析对比不同驱油体系在不同条件下的注入传导性能和渗流行为。

不同疏水单体含量的驱油缔合聚合物的原油驱替特征和效果考察：

选取一定目数的石英砂在平板夹砂模型上进行填砂模拟均质油藏和层间连通非均质油藏，在45℃条件下，用模拟地层水饱和2h后测定其湿重，分别确定模型孔隙体积(即PV)、孔隙度及渗透率；

45℃条件下，以3m/d的渗流速率将预先配制好的模拟原油注入模型饱和原油，直至平板夹砂模型出口端无水产出为止，通过电脑软件自动将摄像头采集的图片转换为黑白灰度图，按照式(a)自动计算含油饱度；

$S_O=\frac{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i*B_i)}{\underset{i=0}{\overset{255}{\Sigma }}(A_i^0*B_i^0)}---\left(a\right)$

式(a)中，S_O表示含油饱和度，单位为％；A_i表示未饱和油之前的灰度值(0～255)，无量纲；B_i表示饱和油前的像素点数，单位为个；表示饱和油之后的灰度值(0～255)，无量纲；表示饱和油后的像素点数，单位为个；

45℃条件下，以3m/d的渗流速率将相近剪切粘度的驱油体系溶液注入已饱和原油的模型中进行驱油实验，通过摄像头采集记录驱替液驱替前缘的变化图像，至驱替图像不再变化(或模型出口无油流出)后结束实验，并通过电脑软件按照式(b)自动计算最终原油采收率；

$R_O=\frac{S_{Oi}-S_{Or}}{S_{Oi}}---\left(b\right)$

式(b)中，R_O表示原油采收率，单位为％；S_Oi表示初始含油饱和度，单位为％；S_Or表示残余油饱和度，单位为％。

重复以上实验步骤，完成驱油体系在不同渗透率和渗透率极差条件下的实验，分析对比不同驱油体系在不同条件下的驱替图像和驱替前缘变化及原油采收率差异。

实验结果与分析

不同疏水单体含量的驱油缔合聚合物的渗流行为和注入性能考察。

实施例1

采用100～120目的石英砂填制渗透率均接近于6.1μm²的均质模型并将其串联模拟均质油藏，注入相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行渗流实验，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的注入传导性能和渗流行为，具体实验结果如表2。

表2不同驱油体系在6.1μm²均质油藏中的渗流实验数据

在渗透率为6.1μm²的均质条件下，不同疏水单体含量的缔合聚合物相近粘度驱油体系的注入压差均比较容易达到稳定，聚驱稳定粘度保留率均较高且没有明显差别，所建立的阻力系数RF和残余阻力系数RRF在各级模型中的变化规律基本一致，表明在该渗透率的均质油藏中不同缔合单体含量的缔合聚合物的注入传导性能良好。但缔合聚合物的稳定压差和所建立的RF和RRF要略高于部分水解聚丙烯酰胺的，且随着疏水单体含量的增加而增大，表明驱油体系建立流动阻力和降低渗透率的能力逐渐增强。

实施例2

采用120～140目的石英砂填制渗透率均接近于4.7μm²的均质模型并将其串联模拟均质油藏，注入相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行渗流实验，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的注入传导性能和渗流行为，具体实验结果如表3。

表3不同驱油体系在4.7μm²均质油藏中的渗流实验数据

在渗透率为4.7μm²的均质条件下，不同驱油体系的注入压差也较容易达到稳定，聚驱稳定粘度保留率均较高且没有明显差别，表明在该渗透率的均质油藏中不同缔合聚合物的注入传导性能良好。但稳定压差及所建立的RF和RRF的变化规律不尽相同：疏水单体含量较低的缔合聚合物的稳定压差及RF和RRF略大于部分水解聚丙烯酰胺的，且在各级串联模型中基本接近；而由疏水单体含量较高的缔合聚合物实现的稳定压差及建立的RF和RRF明显增大，并且在各级串联模型中是逐级增大的，表明疏水单体含量较高的缔合聚合物驱油体系建立流动阻力和降低渗透率的能力明显增强。

实施例3

采用140～160目的石英砂填制渗透率均接近于3.1μm²的均质模型并将其串联模拟均质油藏，注入相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行渗流实验，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的注入传导性能和渗流行为，具体实验结果如表4。

表4不同驱油体系在3.1μm²均质油藏中的渗流实验数据

在渗透率为3.1μm²的均质条件下，不同驱油体系的注入压差较更高渗透率时有明显增大，但也较容易达到稳定，聚驱稳定粘度保留率仅有略微减小，且依然较高，表明在该渗透率的均质油藏中不同缔合聚合物的注入传导性能良好。但稳定压差及所建立的RF和RRF的变化规律又有所不同：缔合聚合物的稳定压差及RF和RRF均明显大于部分水解聚丙烯酰胺的，疏水单体含量越高，增加的幅度越大，且在各级串联模型中均是逐级增大的，表明在该均质条件下缔合聚合物驱油体系建立流动阻力和降低渗透率的能力明显强于部分水解聚丙烯酰胺，且随疏水单体含量的增加而增强。

实施例4

采用160～180目的石英砂填制渗透率均接近于1.1μm²的均质模型并将其串联模拟均质油藏，注入相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行渗流实验，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的注入传导性能和渗流行为，具体实验结果如表5。

表5不同驱油体系在1.1μm²均质油藏中的渗流实验数据

在渗透率为1.1μm²的均质条件下，不同驱油体系的注入压差较更高渗透率时有明显增大，但依然能够达到稳定，聚驱稳定粘度保留率仅有所减小，但依然保持在较高值，表明在该渗透率的均质油藏中不同缔合聚合物的注入传导性能整体没有明显变差。同时，稳定压差及所建立的RF和RRF的变化规律大致与高渗透率下的相同。但疏水单体含量较高的缔合聚合物的稳定压差及RF和RRF在各级串联模型中均是逐级显著增大的，表明在该均质条件下该建立流动阻力和降低渗透率的能力明显强增强，传导能力相对较差。

实施例5

采用180～220目的石英砂填制渗透率均接近于0.37μm²的均质模型并将其串联模拟均质油藏，注入相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行渗流实验，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的注入传导性能和渗流行为，具体实验结果如表6。

表6不同驱油体系在0.37μm²均质油藏中的渗流实验数据

在渗透率为0.37μm²的均质条件下，仅部分水解聚丙烯酰胺和较低疏水单体含量的缔合聚合物驱油体系的注入压差能够达到稳定，但较其它较高渗透率条件下的明显增大，聚驱稳定粘度保留率有所减小，所建立的RF和RRF也显著增大，表明此时这两种驱油体系的注入传导性相对变差。而较高疏水单体含量的缔合聚合物驱油体系的注入压差在第一级模型中便持续增加(注入压差变化曲线如图1)，超出围压极限(0.8MPa)，表明在该渗透率的均质油藏中较高疏水单体含量的缔合聚合物驱油体系已不能良好注入和深入传导。

实施例6

采用大于220目的石英砂填制渗透率均接近于0.2μm²的均质模型并将其串联模拟均质油藏，注入相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行渗流实验，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的注入传导性能和渗流行为，具体实验结果如表7。

表7不同驱油体系在0.2μm²均质油藏中的渗流实验数据

在渗透率为0.2μm²的均质条件下，聚合物驱油体系的注入压力在围压极限范围内均不能达到稳定(注入压力变化曲线与图1中类似，不再给出)，表明在该渗透率的均质油藏中较高疏水单体含量的缔合聚合物驱油体系已不能良好注入和深入传导。

实施例7

采用100～120目的石英砂填制渗透率均接近于6.1μm²的均质模型模拟均质油藏，饱和模拟原油后用相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行驱替，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的驱替特征和驱替性能，驱替图像变化如图2，具体实验结果如表8。

表8不同驱油体系在6.1μm²均质油藏中的驱替实验数据

在渗透率为6.1μm²的均质条件下，不同聚合物驱油体系的驱替图像变化在体系注入过程中没有特别明显的差别，驱替前缘稳定性较差且原油主要以分散的油滴形式残留于未被波及区域，但最终驱替图像中的黑白区域大小(表示原油的最终被波及程度)却有明显不同，疏水单体含量适中(0.5mol％)的聚合物驱油体系的白色区域最大。同样最终原油采收率并不是随着疏水单体含量增加而线性增大，而是先增大后减小的，并且最高疏水单体含量缔合聚合物的还要低于部分水解聚丙烯酰胺的，表明实现最大采收率的驱油缔合聚合物存在最佳疏水单体含量，疏水单体含量适中的缔合聚合物在该渗透率油藏中的适应性最好。

实施例8

采用120～140目的石英砂填制渗透率均接近于4.7μm²的均质模型模拟均质油藏，饱和模拟原油后用相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行驱替，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的驱替特征和驱替性能，驱替图像变化如图3，具体实验结果如表9。

表9不同驱油体系在4.7μm²均质油藏中的驱替实验数据

在渗透率为4.7μm²的均质条件下，不同聚合物驱油体系的驱替图像和驱替前缘在注入过程中的变化与更高渗透率条件下的一致，只是相同注入量下驱替图像中白色区域相对减小。随着疏水单体含量增加，驱替图像的白色区域和最终采收率也是疏水单体含量适中(0.5mol％)的聚合物驱油体系最大，表明该疏水单体含量的缔合聚合物与该渗透率的油藏适应性最好。

实施例9

采用140～160目的石英砂填制渗透率均接近于3.1μm²的均质模型模拟均质油藏，饱和模拟原油后用相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行驱替，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的驱替特征和驱替性能，驱替图像变化如图4，具体实验结果如表10。

表10不同驱油体系在3.1μm²均质油藏中的驱替实验数据

在渗透率为3.1μm²的均质条件下，不同聚合物驱油体系的驱替图像和驱替前缘在注入过程中的变化与更高渗透率条件下的基本一致，只是相同注入量下驱替图像中白色区域相对减小。随着疏水单体含量增加，驱替图像的白色区域和最终采收率也是疏水单体含量适中(0.5mol％)的聚合物驱油体系最大，表明该疏水单体含量的缔合聚合物与该渗透率的油藏适应性最好。

实施例10

采用160～180目的石英砂填制渗透率均接近于1.1μm²的均质模型模拟均质油藏，饱和模拟原油后用相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行驱替，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的驱替特征和驱替性能，驱替图像变化如图5，具体实验结果如表11。

表11不同驱油体系在1.1μm²均质油藏中的驱替实验数据

在渗透率为1.1μm²的均质条件下，不同聚合物驱油体系的驱替图像和驱替前缘在注入过程中的变化与更高渗透率条件下的有所不同，且相同注入量下驱替图像中白色区域明显减小。在注入0.3PV后驱替前缘明显得到改善，指进较小，但原油主要以连续油块的形式留在未被波及区域。随着疏水单体含量增加，驱替图像的白色区域和最终采收率最大时所对应的最佳疏水单体含量减小为0.2mol％，表明该疏水单体含量的缔合聚合物与该渗透率的油藏适应性最好。

实施例11

采用180～220目的石英砂填制渗透率均接近于0.37μm²的均质模型模拟均质油藏，饱和模拟原油后用相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行驱替，考察不同驱油体系在该渗透率的均质油藏中的驱替特征和驱替性能，驱替图像变化如图6，具体实验结果如表12。

表12不同驱油体系在0.37μm²均质油藏中的驱替实验数据

在渗透率为0.37μm²的均质条件下，不同聚合物驱油体系的驱替图像和驱替前缘在注入过程中的变化与1.1μm²下的基本相同，驱替前缘进一步得到改善，相同注入量下驱替图像中白色区域显著减小。然而，在该渗透率条件下，部分水解聚丙烯酰胺的驱替图像白色区域和最终采收率是最大的，表明能够适应于该渗透率油藏的聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，而缔合聚合物已不再适应。据此，结合上述在0.2μm²均质条件下的注入传导性考察，可知所考察的聚合物均不能适应0.2μm²的均质油藏，在该渗透率均质油藏中的驱替实验数据不再给出。

实施例12

在层间连通的非均质模型中，分别采用160-180目和140-160目的石英砂填制渗透率接近于1μm²的低渗层和3μm²的高渗层模拟3倍渗透率极差的非均质油藏，饱和模拟原油后用相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行驱替，考察不同驱油体系在该渗透率极差的非均质油藏中的驱替特征和驱替性能，驱替图像变化如图7，具体实验结果如表13。

表13不同驱油体系在3倍渗透率极差非均质油藏中的驱替实验数据

在3倍渗透率极差的非均质条件下，不同聚合物驱油体系的驱替图像和驱替前缘在注入过程中的变化不尽相同。驱替液在注入量超过0.2PV以前，仅仅进入高渗层，但在注入0.4PV后明显进入到低渗层；随着疏水单体含量增加，高低渗层的驱替前缘逐渐得到改善、粘性指进减弱，而部分水解聚丙烯酰胺在低渗层产生明显的不均匀波及。在高渗层中部分水解聚丙烯酰胺获得的采收率最大，而疏水单体含量为0.2mol％的缔合聚合物获得了低渗层中的最大采收率，由于其在高渗层中的采收率也较高，从而综合其也获得了最大总采收率。这与缔合聚合物在驱替高低渗透层的同时，也调整了高低渗透层的剖面有关，表明能够适应于该渗透率极差非均质油藏的聚合物对应的最佳疏水单体含量0.2mol％，其同时起到“驱”和“调”的作用。

实施例13

在层间连通的非均质模型中，分别采用160～180目和120～140目的石英砂填制渗透率接近于1μm²的低渗层和5μm²的高渗层模拟5倍渗透率极差的非均质油藏，饱和模拟原油后用相近粘度的缔合聚合物驱油体系进行驱替，考察不同驱油体系在该渗透率极差的非均质油藏中的驱替特征和驱替性能，驱替图像变化如图8，具体实验结果如表14。

表14不同驱油体系在5倍渗透率极差非均质油藏中的驱替实验数据

在5倍渗透率极差的非均质条件下，不同聚合物驱油体系的驱替图像和驱替前缘在注入过程中的变化与3倍极差条件下的不尽相同。当注入量未达到0.6PV以前，驱替液仅仅进入高渗层，但在注入0.6PV后最高疏水单体含量(1.0mol％)的聚合物驱油体系能够以稳定的驱替前缘进入低渗层；当注入达0.8PV后，较低疏水单体含量(0.2mol％和0.5mol％)的缔合聚合物也明显进入到低渗层，而部分水解聚丙烯酰胺几乎没有波及到低渗层。随着疏水单体含量增加，高低渗层的驱替前缘进一步改善。在高渗层中部分水解聚丙烯酰胺获得的采收率与疏水单体含量为0.2mol％的缔合聚合物获得的相当且最大，而疏水单体含量最高(1.0mol％)的缔合聚合物却获得了低渗层中的最大采收率且与3倍极差时低渗层中的采收率相当，其总采收率也是最大。这与缔合聚合物高低渗透层间的“驱”和“调”作用发挥的程度不同有关，极差越大，“调”的作用越强，而“驱”的作用相对变弱，表明最高疏水单体含量的缔合聚合物能最好地适应于该渗透率极差的非均质油藏，其最佳疏水单体含量1.0mol％，也说明渗透率极差增大，有利于提高更高疏水单体含量的缔合聚合物与油藏的适应性。

图9为不同驱油体系在不同渗透率均质模型中的采收率对比图。

图10为不同驱油体系在不同渗透率极差的非均质模型中的采收率对比图。

综上所述，不同疏水单体含量(0～1.0mol％)的驱油缔合聚合物其在大于0.37μm²的均质油藏中注入传导性均良好，在0.37μm²的均质油藏中仅疏水单体含量为零和0.2mol％的聚合物注入传导性良好，在0.2μm²的均质油藏中所有聚合物均不能良好注入和传导；而在渗透率为6.1μm²、4.7μm²、3.1μm²的均质油藏中获得最大采收率的聚合物疏水单体含量均为0.5mol％，在渗透率为1.1μm²时则为0.2mol％，渗透率为0.37μm²时为部分水解聚丙烯酰胺；同时，在3倍渗透率极差下获得最大采收率的聚合物疏水单体含量为0.2mol％，在5倍极差时则为1.0mol％。结合注入传导性和最终采收率的分析，可得到适应于6.1μm²、4.7μm²、3.1μm²均质油藏的最佳驱油聚合物为疏水单体含量为0.5mol％的缔合聚合物；适应于1.1μm²均质油藏的最佳驱油聚合物为疏水单体含量为0.2mol％的缔合聚合物；适应于0.37μm²均质油藏的最佳驱油聚合物为疏水单体含量为零的缔合聚合物；在所考察的范围内无聚合物能够适应于0.2μm²的均质油藏；适应于3倍渗透率极差非均质油藏的最佳驱油聚合物为疏水单体含量为0.2mol％的缔合聚合物；适应于5倍渗透率极差非均质油藏的最佳驱油聚合物为疏水单体含量为1.0mol％的缔合聚合物。