大庆油田抗盐聚合物驱矿场试验

韩培慧 张 东 潘 峰 郭松林 刘海波

（1. 国家能源陆相砂岩老油田持续开采研发中心， 黑龙江大庆 163712； 2. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712； 3. 大庆油田有限责任公司第四采油厂， 黑龙江大庆 163511）

0 引 言

大庆油田聚合物驱油技术的研究始于20 世纪60 年代， 至今已有50 多年的历史。 聚合物驱技术经历实践、 认识、 再实践、 再认识的不断探索和创新， 发展了前沿基础理论， 形成了日趋成熟的配套技术。 大庆油田自1995 年开始工业化推广应用聚合物驱技术， 截止到2020 年11 月份， 聚合物驱累计产油2.26×108t ， 累计增油1.44×108t 。 目前，聚合物驱年产油量已占大庆油田总产量的1／4， 实现了产量连续14 a 超过1 000×104t， 成为大庆油田有效开发的关键技术［1-3］。 近年来， 随着大庆油田聚合物驱规模的不断扩大， 采用污水稀释聚合物区块的比例越来越大， 近5 a 平均达到80%以上。 大庆油田污水组分极其复杂， 矿化度较高（5 200 mg／L），加剧了电解质对聚合物分子链双电层的压缩作用。 同时， 水质呈碳酸氢钠型弱碱性（pH 值7.1～8.8）， 加速了聚丙烯酰胺的水解， 聚合物溶液在多孔介质中的长期稳定性变差， 致使聚合物溶液前缘黏度降低， 驱油效果变差［4-7］。 此外， 采出污水中含有铁离子、 硫化物、 残余聚合物、 残余化学助剂及各种菌群（包括烃降解菌、还原菌、还原菌、 腐生菌、 铁细菌和发酵菌等）， 更加速聚丙烯酰胺溶液的降解［8］。 目前， 大庆油田所使用的聚合物产品主要是部分水解聚丙烯酰胺， 抗盐性相对较差， 在相同质量浓度下， 利用污水稀释的普通聚丙烯酰胺溶液黏度明显低于清水稀释溶液的黏度。 为提高污水稀释聚合物溶液的黏度， 聚合物用量比清水稀释增加近60%，严重影响聚合物驱的技术经济效益［9］。 通过调研国内外的聚合物驱技术现状和发展趋势， 结合大庆油田实际， 应用抗盐聚合物是解决污水稀释聚合物用量增大、 技术效果变差和经济效益下滑的有效途径［10-16］。 本文针对大庆油田聚合物驱储层和流体特征， 筛选、 评价了抗盐聚合物， 并与常规聚合物进行了对比。 在实验室系统研究的基础上， 开展了清配污稀抗盐聚合物驱现场试验， 并与储层和流体特征相近的相邻对比区清配清稀常规聚合物驱的开发效果进行了对比。

1 试验区与对比区概况

杏六区中部抗盐聚合物驱现场试验是大庆油田首次开展的新型抗盐聚合物驱现场试验。 抗盐聚合物驱现场试验区（简称“试验区”， 下同） 位于大庆油田南部的杏六区中部3＃站， 33 口注入井， 37口采出井（图1）。 同时， 选择地质条件相近、 位置相邻的1＃、 2＃站作为对比区（简称“对比区”，下同）， 118 口注入井， 117 口采出井（图1）。 试验区与对比区的目的层同为葡Ⅰ22—葡Ⅰ3， 均采用141 m 井距的五点法面积井网（表1）。

2 试验区与对比区地质特征和剩余油分布

2.1 目的层地质特征

2.1.1 油层沉积特征

试验区与对比区的目的层均为三角洲水上分流平原相沉积， 纵向上可细分为葡Ⅰ22、葡Ⅰ32、 葡、 葡共4 个沉积单元。 平面上砂体类型可分为分流河道砂、 废弃河道砂、 分流河间砂、 砂岩尖灭区。

2.1.2 油层发育特征

从目的层发育厚度看， 试验区平均砂岩厚度为9.6 m、 有效厚度为7.5 m， 分别小于对比区2.9、2.4 m （表1）。 从厚度分级看， 试验区平均单井钻遇有效厚度在1.0 m 以上砂岩厚度、 有效厚度比例为97.0%、 98.0%， 对比区为96.9%、 98.4%， 两者基本相近（表2）。

表1 试验区与对比区基础数据Table 1 Basic data of the test area and comparison area

表2 葡Ⅰ22—葡Ⅰ332 油层不同厚度分级的有效厚度比例Table 2 Effective thickness statisticsofthe differentthicknessgrading forPⅠ22-PⅠ332 oil layers

2.1.3 渗透率分布

从试验区、 对比区新钻井的渗透率统计情况看（表3）， 两者渗透率水平基本相近， 分别为454×10-3、 437×10-3μm2。 从渗透率分级看， 在渗透率小于150×10-3μm2的条件下， 试验区与对比区的有效厚度比例分别为3.3%、 2.2%； 在渗透率大于（等于） 300×10-3μm2的条件下， 试验区与对比区的有效厚度比例分别为65.3%、 64.9%， 渗透率分布范围两者基本相同。

表3 葡Ⅰ22—葡Ⅰ332 油层不同渗透率分级的有效厚度比例Table 3 Effective thickness statistics of different the permeability grading for PⅠ22-PⅠ332 oil layers

2.2 目的层水淹状况及剩余油分布

新钻井水淹状况： 从试验区与对比区新钻井的水淹解释数据统计看（表4）， 试验区高水淹比例达57.3%， 低、 未水淹比例仅为10.0%， 对比区高水淹比例达59.9%， 低、 未水淹比例仅为8.2%， 两者水淹状况相同。

表4 葡Ⅰ22—葡Ⅰ332 油层水淹状况Table 4 Watered-out conditions for PⅠ22-PⅠ332oil layers

测井解释含油饱和度： 统计试验区和对比区新钻井含油饱和度数据（表5）， 试验区在葡Ⅰ22—葡油层的平均含油饱和度为47.3%， 对比区为46.2%， 两者基本相近。

表5 葡Ⅰ22—葡Ⅰ332 油层目前含油饱和度状况统计Table 5 Statistics of the current oil saturations for PⅠ22-PⅠ3 oil layers

表5 葡Ⅰ22—葡Ⅰ332 油层目前含油饱和度状况统计Table 5 Statistics of the current oil saturations for PⅠ22-PⅠ3 oil layers

区块名称含油饱和度／%河道砂河间砂平均含油饱和度／%试验区45.351.747.3对比区44.850.146.2

投产初期综合含水率： 从投产初期采出井综合含水率看， 试验区综合含水率为96.5%， 对比区综合含水率为95.6%， 两者水平相当。 综上所述，试验区与对比区沉积环境相同， 油层发育特征相似， 剩余油饱和度和投产初期综合含水率相近。 试验区与对比区整体地质特征和剩余油分布基本相当。

3 室内实验

3.1 材料与仪器

部分水解聚丙烯酰胺 （简称普通2500， 下同）， 大庆炼化公司生产， 相对分子质量约2.5×107， 水解度为25.6%； LH2500 抗盐聚合物（简称“LH2500”， 下同）， 大庆奥龙石油化工有限公司生产， 相对分子质量约2.5×107， 水解度为23.9%。 LH2500 抗盐聚合物是由丙烯酰胺（AM）、丙烯酸 （AA）、 2-丙烯酰胺基- 2-甲基丙磺酸（AMPS） 抗盐单体及某包含六元环状结构的刚性单体共聚制备， 提高聚合物应用性能； NaCl、CaCl2、 MgSO4， 分析纯， 辽宁泉瑞试剂有限公司；现场清水、 现场污水， 取自某聚合物配制站； 实验室按照原生地层水组成配制了地层水， 在驱油实验中用于饱和岩心， 3 种水样的组成详见表6。 模拟原油， 用于岩心驱油实验， 为试验区目的层井口脱气原油与航空煤油按比例稀释而成， 黏度约10 mPa·s。天然柱状岩心， 钻取自目的层， 在不改变润湿性的条件下， 采用溶剂汽油浸洗、 烘干， 测定气相渗透率后备用， 长度为10 cm， 直径为2.5 cm。

表6 配制聚合物溶液和岩心驱替实验所用水水型参数Table 6 Water type parameters used for preparing polymer solution and core flooding experiment

LP3200D 电子天平， 德国赛多利斯集团；Milli-Q Integral 10 超净水系统， 默克密理博实验室设备（上海） 有限公司； DV-ⅡPro+黏度计， 美国Brookfield 工程实验室公司； 恒温厌氧手套箱， 美国Coy 试验仪器有限公司； MCR301 流变仪， 安东帕（上海） 商贸有限公司； QY-C12 多功能聚合物驱油装置， 江苏华安科技有限公司； BI-200SM 广角动静态激光光散射仪， 美国 Brookhaven Instrument Corp.。

3.2 性能评价

对比评价了常规聚合物和LH2500 抗盐聚合物的增黏、 抗盐、 耐热稳定性、 黏弹性、 分子线性、注入能力和驱油效率等应用性能。

3.2.1 增黏性能

利用现场清水配制质量浓度为5 000 mg／L 的聚合物母液， 后用现场污水分别稀释成700、1 000、1 300、 1 600 mg／L 的溶液。 利用Brookfiiled DV-ⅡPro+黏度计测定溶液黏度， 测试采用0＃转子， 剪切速率6 s-1。 绘制聚合物黏度和质量浓度关系曲线（图2）。

由图2 可知， 相同质量浓度下的2 种聚合物溶液增黏能力比较接近。 这是由于LH2500 抗盐聚合物分子结构中引入的是抗盐单体和刚性单体， 无法通过缔合等作用增加结构黏度， 所以2 种聚合物黏度相当。

3.2.2 抗盐性能

利用模拟清水（质量分数为0.095%的NaCl溶液） 配制质量浓度5 000 mg／L 的聚合物母液，后用模拟污水（质量分数为2%的NaCl 溶液） 稀释成质量浓度为1 000 mg／L 溶液， 矿化度分别为950、 2 410、 4 000、 7 000、 10 000 mg／L 的溶液。利用Brookfiiled DV-ⅡPro+黏度计测定稀释后溶液黏度， 并与矿化度950 mg／L 溶液的黏度相比， 测试采用0＃转子， 剪切速率6 s-1， 计算并绘制黏度保留率和矿化度关系曲线（图3）。

由图3 可知， 随着矿化度的增加， 2 种聚合物溶液的黏度保留率均呈现下降趋势。 相同矿化度条件下， LH2500 聚合物的黏度保留率均高于普通2500 聚合物。 这是由于在LH2500 聚合物分子结构中， 引入了一定量的抗盐单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）， 其分子结构中， —SO2-的2 个π 键与3 个强负性氧共用一个负电荷， 使其对阳离子的进攻不敏感， 能有效缓解阳离子对聚合物双电层的压缩作用， 维持一定的流体力学体积。 故而相同矿化度条件下， LH2500 的黏度保留率高于普通2500 聚合物。

3.2.3 耐热稳定性

利用现场清水配制质量浓度为5 000 mg／L 的聚合物母液， 后用现场污水稀释成质量浓度为1 000 mg／L的溶液。 将稀释后的溶液置于厌氧恒温手套箱中， 充入氮气并密封， 进行恒温厌氧熟化。利用Brookfiiled DV-ⅡPro+黏度计在厌氧手套箱中测定不同熟化时间的溶液黏度， 并与初始黏度比较， 计算并绘制黏度保留率和熟化时间的关系曲线（图4）。

由图4 可知， 2 种聚合物的黏度保留率均随着熟化时间的增加呈现下降的趋势。 在熟化30 d 内，2 种聚合物的黏度保留率一致， 且黏度保留率均高于80%。 熟化30 d 后， LH2500 的黏度保留率高于普通2500； 90 d 后的LH2500 的黏度保留率为86%， 普通2500 聚合物仅为55%。 原因在于AMPS 单体中与酰胺基团相连有2 个甲基， 以及刚性单体的大位阻侧基都能抑制酰胺基团的水解， 提升黏度保留率。

3.2.4 黏弹性

利用现场清水配制质量浓度为5 000 mg／L 的聚合物母液， 再用现场清水稀释成质量浓度为1 000 mg／L的溶液。 利用MCR301 流变仪测量不同剪切速率下， 上述溶液黏度与第一法向应力差随剪切速率的变化（图5）。 剪切速率为1 ～1 000 s-1，测试温度为45 ℃。

由图5 可知， 随着剪切速率的增加， 2 种聚合物的黏度均呈现下降的趋势， 呈现出剪切变稀的特性； 在相同剪切速率下， 两者的黏度值相当。 随剪切速率的增加， 聚合物的第一法向应力差均呈现增加的趋势。 相同剪切速率下， LH2500 聚合物的第一法向应力差高于普通2500 聚合物， 原因在于LH2500 抗盐聚合物中的AMPS 和刚性单体的位阻效应能提升聚合物分子链的抗剪切性能， 使得LH2500 聚合物的弹性优于普通2500 聚合物。

3.2.5 分子线性

聚合物分子链在溶液中受分子主链结构、 侧基类型以及分子间相互作用影响， 呈现不同的形态。不同形态的聚合物分子链在多孔介质中的传导能力不同。 在相同相对分子质量条件下， 舒展形态的分子链比缠绕形态的分子链更容易通过储层的孔喉。用分子线性来表征聚合物分子链的舒展程度， 线性程度较高的分子链， 其链段结构更为舒展， 能够通过尺寸更小的储层孔喉， 从而提高驱油过程中的波及效率。 可以通过“形态因子ρ” 来定量表征聚合物分子链在溶液中的线性， 其定义为无扰状态下，聚合物分子链的均方根回旋半径Rg0与等效流体力学半径Rh0的比值。 利用多角度激光光散射仪， 测定不同角度下聚合物稀溶液的分子回旋半径Rg和水动力学半径Rh， 做图并向θ→0 外推， 从而得到零角度下（无扰状态） 的Rg0和Rh0。 计算结果表明， LH2500 抗盐聚合物形态因子ρ为2.18， 明显高于常规聚合物分子的1.50 （表7）。 参考聚合物溶液形态标准， 证实抗盐聚合物分子更接近线性（表8）， 有利于提升其在储层中的通过能力。

表7 聚合物溶液形态因子Table 7 Morphology factors of the polymer solutions

表8 聚合物溶液形态信息Table 8 Morphology information of the polymer solution

3.2.6 注入能力

聚合物溶液在储层中的渗流能力受聚合物质量浓度及聚合物类型等因素的影响。 通过流动实验，评价了LH2500 及普通2500 2 种聚合物溶液在岩心中的渗流能力。 实验所用岩心为天然岩心， 直径为2.5 cm ， 长度为10 cm。 用现场清水配制质量浓度为5 000 mg／L 的母液，后用现场污水分别稀释成质量浓度为750、1 000、1 250、1 500、1 750、2 000 mg／L的溶液。 利用多功能聚合物驱油装置， 开展45 ℃天然岩心流动实验， 具体实验步骤：

（1） 将天然岩心置于岩心加持器中， 抽真空2 h；

（2） 以特定速率向抽空后的岩心饱和现场污水， 测定岩心的孔隙体积和有效渗透率；

（3） 以0.2 cm3／min 的速率注入现场污水， 记录注入压力平稳时候的数值；

（4） 以0.2 cm3／min 的速率注入3.0 PV 的聚合物溶液， 记录注入结束时的压力数值， 计算阻力系数Fr；

（5） 以0.2 cm3／min 的速率注入3.0 PV 的现场污水， 记录注入结束时的压力数值， 计算残余阻力系数Frr；

（6） 降低岩心的有效渗透率， 重复上述（1） — （5）， 当残余阻力系数Frr大于4／5 的阻力系数Fr或者注入压力持续升至0.5 MPa 时， 聚合物溶液到达可注入的渗透率下限。

记录不同质量浓度下聚合物溶液的可注入渗透率下限， 绘制二者关系曲线（图6）。

由图6 可知， LH2500 和普通2500 聚合物的可注入渗透率下限均随着注入质量浓度的升高而升高。 相同质量浓度下， LH2500 聚合物的可注入渗透率下限低于普通2500 聚合物。 这是由于在LH2500 分子结构中， 引入了一定含量的刚性单体，刚性单体能够提升聚合物分子链缠绕和蜷曲运动的能垒， 降低聚合物分子链缠绕的概率， 提升聚合物分子链的线性， 有利于聚合物分子链通过尺寸更小的储层孔喉， 表现出更低的可注入渗透率下限。

3.2.7 驱油效率

利用物理模拟驱油实验， 进一步评价LH2500抗盐聚合物和普通2500 聚合物的驱油效率。 为考查黏度稳定性差异对驱油效果的影响， 开展了2 种聚合物溶液老化60 d 后的驱油实验研究。 2 种聚合物溶液均采用现场清水配制质量浓度为5 000 mg／L的母液， 后用现场污水稀释至特定质量浓度， 在厌氧手套箱中恒温熟化60 d 后， 开展天然岩心驱油实验。 驱油实验步骤：

（1） 将天然岩心置于岩心加持器中， 抽真空2 h；

（2） 以特定速率向抽空后的岩心饱和现场污水， 测定岩心的孔隙体积和渗透率；

（3） 以特定速率向上述岩心饱和模拟原油， 模拟原始含油饱和度， 并于45 ℃下熟化24 h；

（4） 以0.2 cm3／min 的速率注入现场污水， 直至产出液含水率达到98%， 水驱结束；

（5） 以0.2 cm3／min 的速率注入0.6 PV 的聚合物溶液；

（6） 以0.2 cm3／min 的速率注入现场污水进行后继水驱， 直至产出液含水率再次达到98%， 驱替实验结束， 记录并计算驱替过程中各阶段采收率数值。

实验结果表明（表9），相同初始黏度熟化60 d后，LH2500 聚合物的黏度要高于普通2500 聚合物。在相同注入孔隙体积倍数下，LH2500 聚合物的驱油实验采收率提高平均值比普通2500 聚合物高4.5百分点，同时降低聚合物质量浓度100 mg／L。

表9 驱油实验结果数据Table 9 Result data of the oil-displacing experiments

4 现场试验

4.1 方案设计

结合区块的地质特征、 水淹特点和注采井动静态资料， 制定了试验区和对比区的聚合物驱油具体方案（表10）。

表10 试验区与对比区驱油方案设计情况Table 10 Design conditions of the oil displacing scenarios for the test and comparison blocks

4.2 方案实施

4.2.1 空白水驱阶段

试验区于2012 年12 月开始空白水驱。 区块注入井平均破裂压力13.2 MPa。 日配注量为1 110 m3，实际日实注 1 136 m3， 注入速度0.13 PV／a，平均注入强度4.7 m3／ （d·m）， 视吸水指数为0.763 m3／ （ d·m·MPa）， 平均注入压力6.1 MPa。区块采出井日产液1 812.5 t， 日产油73.4 t， 平均单井日产液50.3 t， 日产油2.0 t， 综合含水率为96.2%， 平均沉没度555 m， 累计产油4.3×104t， 阶段采出程度2.73%， 注采比0.751。

4.2.2 抗盐聚合物驱阶段

试验区自2014 年1 月20 日开始注入抗盐聚合物溶液， 截止到2020 年11 月累计注入抗盐聚合物溶液1.371 PV， 抗盐聚合物用量2 213 mg／L·PV。全区累计产油38.68×104t， 累计增油29.32×104t。

（1） 注入状况。

试验区平均注入速度0.21 PV／a， 平均注入质量浓度1 535 mg／L， 平均注入黏度46.6 mPa·s，累注溶液 431.09 × 104m3。 平均视吸水指数0.73 m3／ （ d·m·MPa）。注入压力由注聚初期的5.4 MPa 逐渐升至最高时达到11.8 MPa， 上升了6.4 MPa。 2020 年4 月注入井开井27 口， 平均注入压力10.7 MPa， 日注量1 360 m3， 视吸水指数0.498 m3／（ d·m·MPa），注入速度为0.16 PV／a，注入质量浓度1 293 mg／L，黏度44.4 mPa·s。 与空白水驱末期对比，注入压力上升5.3 MPa， 视吸水指数降幅31.9% （表11）。

表11 试验区抗盐聚合物注入情况Table 11 Injected conditions of the salt-resistant polymer in the test block

（2） 采出状况。

试验区注聚初期综合含水率95.9%， 注聚0.27 PV时， 全区综合含水率达到最低点80.3%，同时采聚质量浓度也升到了568 mg／L，之后含水率逐步回升。 平均产液指数0.69 t／（ d·m·MPa），平均沉没度340.1 m。 全区累计产液391.88×104m3， 累计产油38.68×104t， 累计增油29.32×104t。 2020 年11 月开井30 口， 井口平均日产液861 t， 日产油21 t， 综合含水率为97.6%， 平均沉没度160 m。 中心井平均日产液489 t， 日产油17.8 t， 综合含水率96.4% （表12）。

表12 采出井生产情况Table 12 Produced conditions for the producers

4.3 试验效果

为了评价清配污稀抗盐聚合物和清配清稀常规聚合物驱油效果的差异性， 开展了试验区聚合物驱现场试验效果分析， 并与对比区进行对比。

（1） 试验区地层压力和注入压力升幅高于对比区。 试验区注入黏度和注入速度分别比对比区低20.8 mPa·s 和0.01～0.04 PV／a， 但因LH2500 抗盐聚合物溶液注入地层后比常规聚合物溶液具有较高的黏度保留率， 所以在注入相同孔隙体积倍数条件下， 试验区地层压力和注入压力升幅明显高于对比区， 分别高出0.4 、 1.0 MPa （表13、 图7）。

表13 试验区与对比区注入压力变化情况对比Table 13 Contrasts of the changed pressures between test area and comparison area

（2） 试验区注入、 采出能力高于对比区。 试验区与对比区注入聚合物的相对分子质量均为2 500×104， 但因抗盐聚合物的分子线性好于常规聚合物， 具有较强的注采能力， 视吸水指数和采液指数分别比对比区提高19.6%和11.2% （图8）。

（3） 试验区油层动用程度高于对比区。 抗盐聚合物分子线性度高， 受油层多孔介质剪切后表现出较强的变稀能力， 可注入渗透率下限较常规聚合物低。 因此， 在不同注聚阶段不同渗透率油层试验区油层动用程度均好于对比区（图9）。 从图9 可以看出， 在对比区随着注聚进行， 油层厚度动用比例由注聚初期的65.4%提高到注聚中期的74.5%，但注聚后期降为70.4%，出现了剖面反转现象。 试验区吸液剖面持续改善， 油层厚度动用比例由空白水驱的54.6%上升到注聚后期的80.1%。 注聚后期抗盐聚驱较普通聚驱油层厚度动用比例高9.7 百分点。

（4） 试验区抗盐聚合物驱驱油效果明显好于对比区常规聚合物驱。 截至2020 年11 月， 试验区累计注入聚合物 1.371 PV， 聚合物用量2 213 mg／L ·PV。 试验区37 口油井全部见效， 综合含水率最高降幅15.6 百分点， 比对比区多1.1百分点， 低含水期长达19 个月， 比对比区长10 个月。 受效井分类表明， 试验区受效好的Ⅰ类井数比例达67.6%， 对比区仅为43.6% （表14）。 目前试验区综合含水率为97.5%， 阶段提高采收率18.6百分点， 在相同注入孔隙体积倍数条件下比对比区普通聚合物驱多提高采收率3.7 百分点。 数值模拟预测结果表明， 试验区抗盐聚合物驱最终提高采收率19.6 百分点， 比对比区常规聚合物驱多提高采收率4.2 百分点（图10）。

表14 试验区与对比区采出井含水率降幅与受效情况分类对比Table 14 Contrasts of the watercut decrements and affected conditions for the producers in the test area and comparison area

（5） 项目所得税后财务内部收益率为32.6%，财务净现值为67 329.1×104元， 投资回收期为4.6 a，各项指标均优于行业基准指标， 项目在经济上可行。

5 结 论

（1） 实验室评价结果表明， 与常规聚合物相比， 抗盐聚合物分子线性好， 可注入渗透率下限低； 抗盐聚合物增黏性强、 吸附损失小、 长期稳定性好， 前缘驱替黏度高， 有利于扩大波及体积； 抗盐聚合物黏弹性较好， 有利于提高驱油效率。 天然岩心物理模拟驱油实验表明， 抗盐聚合物采收率提高值比常规聚合物多提高4.5 百分点， 同时降低聚合物质量浓度100 mg／L。

（2） 矿场试验结果表明， 与对比区相比， 试验区地层压力和注入压力升幅高； 视吸水指数和采液指数高； 油层动用程度高。 试验区取得了较好的开发效果， 截止到2020 年11 月， 阶段提高采收率18.6 百分点， 比对比区常规聚合物驱多提高采收率3.7 百分点。 数值模拟预测表明， 最终可提高采收率19.6 百分点， 比对比区常规聚合物驱多提高采收率4.2 百分点。