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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