注聚技术，特指在注水开发油田注入线性聚合物如部分水解聚丙烯酰胺或者黄原胶的溶液，利用这些聚合物在水溶液中的粘度，降低水相的渗透率，减少水相由于油藏沉积本身的非均质性和油水两相流的非均质性所造成的水相渗流速度远远大于油相，形成水相指进，解决注入水无法转化成地层能量的问题；同时，利用线性聚合物溶液在高剪切下变稀的假塑性，使通过水井注入在孔隙度较高的高渗砂体中粘度较高的体相溶液主动地降低粘度渗入相对低渗的含油砂体孔隙，破坏原有的油水平衡，将剩余油驱出。是目前我国水驱油田最重要的稳产和提高采收率技术。

   由于黄原胶属于多糖，容易被油藏中原生菌的消耗，绝大多数情况下均采用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）作为驱油聚合物。

   基于以上原理，聚驱技术适用的油藏必须是有选择的，适用的油藏是有条件限制的，粗略的概括一下有以下几点：

1、        必须是整装油田。由于聚合物相对较贵，而且注入过程需要较高的能耗和人力，因此，在整装油田相对较大面积的注入才会有较好的经济效益。

2、        油藏相对均质。由于注聚技术采用的是聚合物溶液，尽管粘度比水高很多，但是，并没有改变其流体具有的特征，经济的改变水相粘度的前提下，在极端非均质的油藏中其流变性无法满足在高渗透的体相溶液剪切变稀到可以顺利进入低渗的含油孔隙的。

3、        油藏温度与水质条件。由于聚合物分子在高温下会发生脱水而收缩、在盐水中也会明显的受电解质作用收缩，同时，HPAM会在温度作用下发生水解，导致水解度过高，转化为聚丙烯酸而失去作用，因此，一般而言，油藏温度越低越好，超过90°C~95°C的油藏，不建议采用聚驱。特别是那些钙镁离子总量很高，pH值超过8.4的油藏，采用聚驱技术，其经济效益会大打折扣。水中的钙镁离子一方面会催化水解聚丙烯酰胺，另一方面会与聚丙烯酰胺的羧酸根反应，产生分子内或分子间交联，导致溶液粘度大幅度降低，并失去其剪切变稀能力，因此，钙镁离子总量较高的油藏也无法使用聚驱技术。

4、        原油粘度。原油粘度是指地下原油粘度。很多油田的原油地下粘度很低，小于50mPa.s，甚至小于1.0mPa.s，是比较理想的聚驱技术使用油藏；有的油藏原油粘度相对较高，但是，在缺少其它技术的情况下，也是可以用的。个人认为，判断的标准原油粘度是聚合物溶液的经济浓度（一般是1000~2000ppm）下的粘度的一倍以下，最多不要超过聚合物溶液粘度的3~4倍。

   由于以上所述的聚驱技术基本原理，希望聚驱技术使用效果好，提高采收率明显，所采用的聚合物（HPAM）也必须满足以下几个条件：

1、        HPAM必须是线性的。聚丙烯酰胺是众所周知的线性聚合物，但是，其它很多水溶性聚合物并非线性，而是枝化度较高的，譬如，聚丙烯酸钠。因此，注聚技术采用的HPAM最好是后水解技术生产，如果共聚技术，也应该控制丙烯酸钠盐的含量与丙烯酰胺单体的比例在其竞聚率比例之内。

2、        HPAM的溶液必须有良好的稳定性。在油藏水中，如果聚合物溶液没有很好的稳定性，很快水解或者与水中组份发生反应，粘度或者剪切变稀能力很快降低，无法取得良好的技术效果。通俗的讲，聚合物还没有和油打照面已经被改变了，是无法提高采收率的。检验聚合物溶液稳定性的最简便方法是聚合物溶液在油藏条件下的长期粘度保留率，3个月的粘度保留率最好能达到80%以上，六个月的粘度保留率最好在70%以上。

3、        HPAM的分子量大一些好。按照目前国内油公司的聚合物分子量测定方法和标准，聚合物分子量要尽可能超过2300万，其体相高粘度与剪切下低粘度的差会更大，以满足在更大渗透率差砂体中进入低渗含油砂体的需求。

4、        采出液处理要简单。由于部分的聚合物溶液会随着采出液被采出，如果造成油水分离困难，将大幅度提高油水分离的成本，因此，能够在传统水驱油水分离的条件下同样完成油水分离、含油污水处理回注、原油脱水，才是理想的驱油聚合物。

5、        聚合物必须做到污配污稀。在环境和生态保护日益重视的今天，清水资源日益珍贵，油田采出污水排放越来越受到限制，采用油田回注污水溶解并稀释注入才是不给环境和生态造成影响的好材料，同时，也是最为经济的方式。

   鉴于最近不少行业内人士不断地提出以上问题，在此再次做一个归纳性的回复。大家都是专家，很多参数结合前一篇博文和具体情况酌情考虑。