《提高石油采收率技术》讲义.docx
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《提高石油采收率技术》讲义
石油大学继续教育学院
冀东油田开发新技术高级培训班讲义
提高石油采收率技术
岳湘安
2001.4.7
一、概述
（一）提高原油采收率的意义
作为一种重要的能源和化工原料，世界围对石油的需求仍将持续增长。
尤其在我国，一方面国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大；另一方面，我国的各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，而且后备储量严重不足，石油的供求矛盾日益突出。
据预测，按目前的开采水平，到2005年我国进口原油将高达108吨/年（1亿）。
这将对我国国民经济发展造成极其严重的影响。
缓解石油供求之间日益突出的矛盾有两条有效的途径：
一是寻找新的原油地质储量；二是提高现有地质储量中的可采储量，即提高采收率。
寻找新的油田、补充后备储量是原油增产和稳产最直接、最有效的途径。
多年以来，各油田在开发过程中也不断加大勘探力度，找到新的储量。
但是，石油是一种不可再生资源，它的总地质储量是一定的，而且我国陆上石油资源的勘探程度已经很高，新增地质储量的难度越来越大，潜力越来越少。
近年来，几个大油田新增地质储量多数都是丰度很低、油层物性差、开采难度大的油藏。
在有限的原油地质储量中，其可采储量是一个变量。
它随着开采技术的发展而增加，而且其潜力一般很大。
石油是一种流体矿藏，具有独特的开采方式。
在各种矿物中，石油的采收率是比较低的。
在目前技术水平下，石油的采收率平均约在30%～60%之间。
在非均质油藏中，水驱采收率一般只有30%～40%。
也就是说，水驱只能开采出地质储量的一小部分，还有大部分原油残留在地下。
如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来，是一个极有吸引力的问题，也是世界性的难题。
从长远来看，只要这个世界需要石油，人们必将越来越多地将注意力集中到提高采收率上。
实际上，与勘探新油田不同，提高采收率问题自油田发现到开采结束，自始至终地贯穿于整个开发全过程。
可以说，提高采收率是油田开采永恒的主题。
（这种说法一点也不过分）。
近几年，我国已成为纯石油进口国，预计到2005年将进口1亿吨／年。
国民经济急需石油，是我国最大的油田，按现已探明的地质储量计算，采收率每提高一个百分点，就可增油5000万吨。
这对国民经济的发展具有极其重要的意义。
提高采收率是一个综合性很强的学科领域。
它的综合性表现为两方面：
①高新技术的高度集成。
不是一个单项技术而是一套集成技术，注入、采出、集输……
②学科领域的高度综合。
涉及各个学科。
这种学科交叉、互渗，有助于产生新的理论突破，并孕育着新的学科生长点。
而且，提高采收率的原理对于促进相关学科的发展，为这些学科提供发展空间具有很重要的意义。
目前，国外研究与应用的提高采收率方法很多。
由于驱替截介质不同，其具体的驱油机理各不相同，适应条件和驱油效果都不同。
但所有驱油方法都基于一些具有共性的原理。
（二）提高采收率方法及其分类
从油田开采阶段上划分，通常将利用油层所具有的天然能量，如溶解气、气顶等，将原油采至地面的方法（能量衰竭法）称之为一次采油。
在天然能量枯竭后用人工补充油藏能量的开采方法，如注水、注气，称之为二次采油。
但是这种开采方式的分类很容易引起混乱。
例如，在我国和前联一些油田曾采用早期注水保持压力的开采方法，很难说这究竟是一次采油还是二次采油。
在稠油油田往往是一投入开发就进行热力采油，很难按上面的原则将其归类。
另一种是按技术特点分类：
将传统的注水、注气以外的，不是以保持和补充油藏能量为目的，而是以改变和控制油藏及油藏流体物理化学性质为目的的所有开采方法统称为强化采油（EOR──EnhancedOilRecovery）。
目前，EOR这一术语已获得普遍的认可，并已成为提高采收率的同义词。
现有的主要EOR方法可分成如下几大类：
（1）化学驱；
（2）气驱；（3）热力采油。
在这里，我们重点讨论化学驱。
化学驱方法及技术比较：
·几乎所有化学驱方法都具有高盐敏性，即对矿化度非常敏感，所以一般对驱油体系的矿化度都有限制。
·由于化学体系在油层中运移时，易于发生吸附、滞留，甚至絮凝、沉降，影响化学剂的注入。
如何保持足够的注入能力，是一个长期研究的课题。
·减少化学剂在油藏中的损失（吸附、滞留），是直接影响化学驱效果的关键问题。
驱替方法
驱油机理
典型采收率（%）
①聚合物驱
改善流度比
提高波及效率
提高微观驱油效率
5～10
②碱驱
改善岩石润湿性
降低油／水界面力
通过乳化改善流度比
5
③活性剂驱
降低油／水界面力
增大毛管数
5～10
④胶束／聚合物驱
①＋降低毛管数
15
⑤碱／聚合物驱
①＋②
5
⑥ASP复合驱
①＋②＋③＋协同效应
15～20
⑦泡沫驱
①＋③＋泡沫调剖效果
气体上浮运移、溶解气驱
5～10
另外，微生物提高采收率技术也日益受到了广泛的重视，加速研究。
但由于许多技术方面的问题，其工业化应用还有待时日。
利用物理场激励油层、提高采收率，是一类新的技术思路，属于油气田开发的前言研究领域。
这类物理方法提高采收率的机理还不十分清楚，须深化研究。
可以与化学驱相互补充，对那些不适用化学驱的油藏是一类很有价值和前景的方法。
（三）国外提高采收率技术发展现状
提高采收率技术的应用不仅受技术水平发展的制约，更大程度受油价的制约。
近年来，由于油价下跌，多数国家的EOR技术应用呈下降趋势，但对于EOR的研究却从未停止。
据“油气杂志”（OilandGas）第十三次独家的两年一次的EOR调查，1996年初世界提高采收率项目和稠油项目的石油产量估计约为220万桶／天，约占世界石油总产量的3.6%。
其中，美国72.4万桶／天，占32.9%；加拿大51.5万桶／天，占23.4%；中国16.6万桶／天，占7.6%；前联地区20.0万桶／天，占9.1%，其他国家59.3万桶／天，占27.0%。
热力采油是目前世界上应用最广泛、最主要的EOR方法，其产量约为130万桶／天，占EOR总产量的59%。
1.美国EOR技术应用状况
美国的EOR项目数自1986年以来持续下降，而EOR产量在1992年调查时居最高，达760907桶／天。
美国EOR产量与项目数
美国1996年统计的700000桶／的EOR产量中，约有60%是热力采油的产量。
其余产量的大部分是注气（轻烃、CO2和氮气）。
①CO2驱
在美国，CO2混相驱的产量与项目数都在持续增加，其原因是：
①Colorado和新墨西哥拥有巨大的CO2资源，其供应条件已得到改善，已建成3条CO2输气管线。
目前CO2日供应能力已达10亿立方英尺；②油藏模拟能力提高，改善油藏管理、降低成本，不仅大型项目效益好，而且小型项目的效益也很可观。
据估计，CO2驱每桶油的成本已从1985年的18.2美元降至10.25美元。
美国中南部的WassonSanAnros油田的Willard区CO2驱、CO2混相驱，十采收率比水驱提高了12.2%，总采收率达53.1%。
1996年有60个矿场进行CO2混相驱，年总产油已达855×104吨。
美国气驱产量与项目数
气驱：
●CO2混相驱
●CO2非混相驱
●N2驱
●轻烃驱
②热力采油
③化学驱
●胶束／聚合物
●聚合物驱
●碱驱
●表面活性剂驱，只在1990年实施过1个项目，产油20桶／天。
这些统计资料表明，近年来，美国化学驱的项目数和产量急剧下降。
这主要是由于经济效益的制约。
由此也必然影响到其技术研究的进展。
3.俄罗斯和独联体EOR技术应用状况
俄罗斯和独联体在122个油田的237个区块上实施过EOR方法
前苏联EOR产量与项目数
①热力采油
前联实施热采的主要地区是哈萨克。
累计产油量到1992年已达4080万吨。
其中近一半是靠蒸汽驱采出的（2030万吨）。
注热水产油1690万吨，火烧油层产油360万吨。
②化学驱
化学驱的主要实施地区是鞑靼斯坦、西西伯利亚、伏尔加—乌拉尔。
到1992年已累计产原油3920万吨，其中主要是靠聚合物驱采出的。
也做过一些活性剂驱的矿场试验，但由于设备旧、管理不善、活性剂成本高，大多数试验经济效益不好。
③气驱
到1992年底，独联体采用天然气和水气交替注入，累计采油量达670万吨。
主要是在西西伯利亚实施。
前联进行的CO2驱试验不多，唯一的一次试验，由于管线膨胀和造成污染等问题而终止。
俄罗斯和独联体油田有巨大的难采储量，水驱后残留在油层数千亿桶石油，具有巨大的EOR潜力。
2000年，应用EOR技术增产的原油可达3.2～6.4万m3／天左右。
到2010年可达12.7～20.7万m3／天。
（四）我国提高采收率技术发展状况
我国的提高采收率技术研究与应用虽然比西方国家起步晚一些，但发展很快。
油田自1964年开始采收率的研究，经过近40年的努力，已经在聚合物驱、表面活性剂驱、CO2非混相驱、天然气驱和复合驱方面取得了长足的进展。
尤其是聚合物驱技术、三元复合驱技术等化学驱技术的研究与应用的发展更为迅速。
我国化学驱技术的迅猛发展的动力来源于国民经济对原油的需求和提高采收率的巨大潜力。
1.我国提高原油采收率潜力
（1）与国外典型油田条件的对比
原联：
注水开发的杜玛兹油田，原油地下粘度2.5mPa·s，含水82.9时已采出地质储量的49.3%，方案设计采收率为59%。
美国：
东得克萨斯油田水驱，原油地下粘度为0.93mPa·s，含水80%时已采出地质储量的50%，方案设计采收率可高达80%。
我国：
油田主要分布在陆相沉积盆地，油层物性变化和砂体分布均比海相沉积复杂，泥质含量高，油藏非均质性远高于主要为海相沉积的国外油田。
而且陆相盆地生油母质为陆生生物，原油含蜡高、粘度高。
这样的陆相沉积环境和生油条件，加大了我国油田开发的难度。
我国依靠科技的力量，发展了一系列注水开发的配套技术，十使注入水不断扩大波及体积，延长了油田的稳产期。
应该说我国注水开发技术和稳产指标，已达到或超过国外同类油田水驱开发的先进水平。
尽管如此，由于油层物性差，非均质性严重，原油物性差（粘度高、含蜡高），我国油田的水驱平均采收率只有34.2%，一些油田只有20%～25%，远低于国外海相沉积油田的水驱采收率水平。
油田，陆相沉积、油藏非均质变异系数0.7左右，原油地下粘度为9mPa·s（是美国东德克萨斯油田原油粘度高10倍之多！
），综合含水82%，仅采出地质储量的30.1%，最初预测最终水驱采收率仅为34.8%，经过多年的工作，不断改善水驱开发效果，油田预测水驱采收率也仅可提高到40%左右，仍然远远低于国外海相沉积大油田的水驱采收率。
胜利油田，陆相沉积，原油地下粘度：
上第三系馆组油层60～90mPa·s，下第三系沙河街组油层10～20mPa·s。
现含水已达89.8%，仅采出地质储量的21.1%。
预测水驱采收率也只有27.7%。
我国油田总水驱采收率水平较低，主要反映在两个方面：
1由于油层的非均质性，水驱波及系数低；
2驱油效率低。
这两点决定了我国油田采用以扩大波及体积和提高驱油效率为目标的EOR方法具有很大潜力。
（2）采收率潜力分析
·油田13口井水淹层密闭取心资料表明，以正韵律厚层砂岩为主的喇嘛甸、莎北、莎中地区，注入水在平面上沿条带状突进，垂向上厚层底部水淹严重──在注水倍数为1时水洗厚度仅为69%，其中强水洗厚度也只有26.5%，水洗段平均驱油效率47%。
·中区西部已注水开发30余年，在聚合物驱前，钻井取心资料表明：
萨Ⅱ1-3层水淹厚度仅33.7%，葡Ⅰ1-4曾水淹厚度仅28.4%，采出程度只有20%。
·胜利油田的胜坨油田，河流—三角洲沉积，为高渗高粘油田。
1994年取心资料表明，在已注水开发近30年，注水倍数已达1.1～1.44,综合含水已高达92%～95%的情况下，水洗和强水洗厚度仅为油层厚度的54.6%，平均驱油效率也仅为41.6%～47.1%。
我国对25个主力油田资料进行研究表明：
平均水驱波及系数最终可达0.623，驱油效率为0.531，据此预测全国陆上油田水驱采收率仅达34.2%。
这意味着水驱之后我国还有近百亿吨探明地质储量残留在地下，有待新的提高采收率技术开采。
这就是我国提高采收率的巨大资源潜力。
1988年应用美国能源部提高采收率潜力模型，对我国13个油区173个油田、近千个区块、总计74×108吨地质储量进行了三次采油潜力分析，其结果表明：
我国陆上油田适合聚合物驱的共有59.7×108t地质储量，平均提高采收率8.7%，可增加可采储量5.19×108t。
适合表面活性剂和复合驱的地质储量有60×108t，平均提高采收率18.8%，可增加可采储量11.3×108t。
实际上，经过近30个矿场试验和推广应用表明，聚合物驱可提高采收率10%，复合驱先导试验可提高采收率15～20%。
这些数字充分显示出我国提高采收率具有很大的潜力。
2.我国的提高采收率技术发展总体状况
（1）总体概况
我国的提高采收率研究起始于60年代初，其发展高峰是80年代初。
1979年，原石油工业部将提高采收率（三次采油）列为我国油田开发十大科学技术之一。
开始着手进行EOR技术调研，组织国际合作，引进先进技术，就此揭开我国EOR技术高速发展的序幕。
从经济和产量角度综合考虑，化学驱是我国油田开发提高采收率技术的最佳选择：
我国近年来原油产量约为1.4×108t，全国陆上油田含水已高达82%，进入了高含水期开采阶段。
每年年产量综合递减800多万吨。
仅仅是为了稳产，每年就需增加近8×108t地质储量。
目前我国陆上油田新区勘探难度越来越大，单纯靠新区增加可采储量已无法满足需要。
另一方面，我国老油田还剩余近百万吨储量无法依靠二次采油开采出来。
油田对其外围新区未动用的低渗透新油田和老油田每采100×104t原油所需总费用进行了对比：
老区继续水驱加密阱网总费用4.22亿元；老区聚合物驱3.93亿元；外围新区8.3亿元。
这说明，在老区提高采收率所投入的经费是较低的。
以北一区中块为例，作了开发指标的经济评估（按EOR8年有效期计）对比：
平均单井日产油，t
提高采收率
注水量／吨油
产液量／吨油
继续水驱加密井网
4.1
3
16.5
9.2
聚合物驱
20.7
12
5.8
6.6
复合驱
34.5
20
2.8
2.7
这表明，老区用EOR方法是经济有效的，不仅可以大幅度增加可采储量，还可以大幅度减少注水量和产液量。
1982年，在对国外五个主要石油生产国十余种EOR方法综合分析的基础上，对我国23个主力油田进行了EOR方法粗选。
1984年开始与日、美、英、法等国在大港、、玉门等油田进行聚合物驱，表面活性济驱油技术合作。
由于我国探明气源不足，油田混相压力较高，不具备广泛实施混相驱的条件，确定了化学驱油作为我国EOR技术的主攻方向，并以首先聚合物驱作为重点。
“七五”（1986～1990）、“八五”（1991～1995）、“九五”（1996～2000）连续将EOR技术研究列为国家重点科技攻关项目。
（2）聚合物驱技术发展
仅用了十年左右的时间，在“八五‘末期，就基本掌握了聚合物驱油技术，完善配套了十大技术，即：
①注水后期油藏精细描述技术；②聚合物筛选及评价技术；③合理井网井距优化技术；④聚合物驱数值模拟技术；⑤注入井完井、分注和测试技术；⑥聚合物驱防窜技术；⑦聚合物配制、注入工艺和注入设备国产化；⑧采出液处理及应用技术；⑨高温聚合物驱油技术；⑩聚合物驱方案设计和矿场实施应用技术。
规模与效果
采收率：
聚合物驱先导性试验、工业性矿场试验、工业化应用均取得了在水驱基础上提高采收率10%以上的好效果。
大港油田：
西四区聚合物驱先导性井组试验在“七五‘期间最早取得明显增油降水效果，井组含水由90.5%下降到67%，日产油由48.6t上升到88.4t，采收率提高了10.4%；注1t聚合物干粉增油达400t。
注聚前后对比：
高渗透层吸水强度由15m3/m下降到10m3/m，低渗透层吸水强度由1m3/m下降到7m3/m。
表明：
有效地扩大了注水波及体积。
油田：
中区西部聚合物先导性井组试验。
该区注水开发近30年。
聚合物驱后在葡Ⅰ1-4单层试验井组全区综合含水由95.2%降到79.4%，日产油由37t上升到149t，平均注1t聚合物干粉增油241t，中心井比水驱提高采收率14%。
在葡Ⅰ1-4和萨Ⅱ1-3双层开采试验井组，全区综合含水由94.7%降到84.4%，日产油由86t上升到211t，平均每注1t聚合物干粉增油209t，中心井比水驱提高采收率11.6%。
北一区断面葡Ⅰ1-4层工业性矿场试验。
试验区面积达3.13km2。
地质储量632×104t，注采井数达61口，全区含水由90.7%下降至73.9%，日产油由651t上升到1356t,试验未结束时提高采收率已达13.62%，比聚合物干粉增加原油130t。
油田从1996年开始聚合物驱工业化推广应用。
目前已有15个区块实施聚合物驱，已成为油田开发的重要技术。
例如：
采油一厂
聚驱工业区块已达5个，年产油保持在300×104t，占全厂总产油量的近1/4。
96年开始注聚的三个区块目前聚合物用量已达577.21mg/LPV，综合含水已回升到87%，目前已达提高采收率10%。
采油三厂
目前，聚合物驱工业应用区块已达5个，年产量占全场总产量的29%左右。
北二西东、西两个区块分别于95年12月。
96年8月投入聚合物驱开采，面积15.35km2，地质储量2818×104t，总井数222口（其中注入井98口，采出井124口）。
截止到2000年底，累计注入聚合物干粉25125t，聚合物溶液2540.55×104m2。
累计增油186.87×104t，1t聚合物增油74t。
阶段才采出程度为17.04%，较数模高3.9%。
双河油田，油层温度72℃，发展了一套高温聚合物驱技术，矿场先导性试验已提高采收率8.6%，预计试验完成后可提高采收率10.4%。
“八五”末，全国已进行聚合物驱油矿场试验19个。
并在6个大油区25个油田、区块开始推广应用，建成168×104t原油生产能力。
“九五”开始，已将聚合物增产原油列入我国陆上原油生产计划，现已达到年增产原油700×104t。
预计整个“九五”期间增产原油1500×104t。
1997年全国投入聚合物驱工业化应用的油田面积达101.3km2，动用地质储量2.21×108t，年注入聚合物干粉2.37×104t。
聚合物驱年增产原油达303×104t。
我国已成为聚合物驱规模最大、增产效果最好的国家。
（3）复合驱油技术
我国从“七五”开始表面活性剂驱油技术的研究。
在此基础上，于“八五”开展了复合驱油技术的研究。
由于复合驱油技术远比聚合物驱复杂得多，难度更大、风险更大。
所以“八五”期间的研究工作是由基础开始的。
开展了5个不同油区、不同类型复合驱油先导性矿场试验。
首次于1993年在胜利油区孤东油田小井距试验区取得成功：
在水驱才采出程度已达到54%（属油田枯竭）条件下，又提高采收率13.4%，使其总采收率达到67%。
油田：
在原油×108t基本无酸值的条件下，中区西部先导性试验区、杏五区先导试验驱试验结果，6口水驱最终采收率提高20%，比聚合物驱提高采收率高出已一倍左右。
克拉玛依砾（lì）岩油田二中区小井距先导试验区：
在含水99%的条件下，中心井产量增长了12倍，含水下降到83%。
辽河油区兴隆台油田兴28区块具有气顶边水小断块油田已注水枯竭的情况下，采用碱—聚合物二元复合驱，中心井日产油由0.9t上升到9.7t。
我国以化学驱油技术为代表的EOR技术发展迅速，已成为我国陆上主力油田持续发展的重大战略接替技术。
当前不论从规模上、年增产原油量和技术的系统完善配套上，均已走在世界前列。
预计到2010年我国化学驱年总增油量将占全国陆上油田年产油量的15%左右，成为世界上EOR技术工业化程度最高的国家。
二、聚合物驱技术
（一）聚合物在油藏中的稳定性与滞留
1.聚合物溶液的稳定性
聚合物溶液在油藏条件下必须长时间保持稳定，才能取得好的驱油效果。
即聚合物溶液在油藏条件下应该保持初始的粘度值、不絮凝或不应沉淀交联而堵塞油层，且降解尽可能的小。
而高含盐量、高速剪切处理、高温、化学反应及生物降解都会使聚合物分子破坏，从而使聚合物溶液的稳定性受到影响。
聚合物的降解基本上有三种不同类型的降解机理：
机械降解、化学降解和生物降解。
经过降解作用，聚合物的平均分子量下降，直接影响到它的增粘特性。
（1）机械降解
当聚合物溶液被置于高剪切条件下，由于分子承受大的剪切应力造成分子链被剪断。
这是瞬时效应，在聚合物溶液混配时，或聚合物溶液经泵和闸门的输送过程中，或者在注入通过射孔炮眼时，或者在井筒附近的地层，聚合物高速流动的地方都会出现高的剪切条件。
目前已开展了聚合物在高剪切流动情况下的实验研究工作。
主要研究结果如下：
①在高剪切流动情况下，聚合物链断裂速度取决于分子量、剪切速率和溶液粘度；同时也与溶液的浓度有关，当然，浓度与粘度有关。
②大分子对流动的阻力较大，产生的剪切或拉伸应力也较大，因此很容易断裂。
③剪切前后，聚合物分子量分布发生改变，剪切后的分子量分布在低分子量部分的峰值较高些。
④聚合物分子流动所产生的剪切应力是断裂的主要原因。
（2）化学降解
氧化作用或自由基化学反应通常被认为是化学降解作用的最重要的来源。
（3）生物降解
生物降解是指聚合物分子被细菌或受酶控制的化学过程而破坏。
防止生物降解最常用的办法就是使用生物杀菌剂，如甲醛或其它化学剂。
然而使用了这样的杀菌剂，就可能影响所使用的其它保护聚合物的化学剂。
例如杀菌剂可以和除氧剂发生反应。
因此，研制新型杀菌剂是目前急待解决的问题之一。
2.聚合物在油藏孔隙中的滞留
在油层流体运移过程中，聚合物分子与孔隙介质之间存在着很强的相互作用，会引起聚合物在多孔介质中的滞留，从而损耗注入水中的聚合物。
显然，这时驱替液的粘度比注入时的聚合物溶液粘度要低很多，导致聚合物驱油作用降低。
但是，聚合物在多孔介质中的滞留作用也可使油层岩石的渗透率下降，有利于降低驱替液的流度。
相比之下，增粘作用更为主要。
因此，聚合物滞留作用的强弱，是决定聚合物驱油经济效果好坏的关键因素之一。
聚合物通过多孔介质时有三个滞留机理，即：
①吸附；②机械捕集；③水动力滞留。
下面分别进行讨论。
（2）聚合物的吸附
聚合物的吸附指的是溶液中聚合物分子同固体表面之间的相互作用。
吸附机理可分为物理吸附和化学吸附。
物理吸附是指在表面（吸附剂）和被吸附物质（吸附质）之间依靠静电力（或德华力）和氢键的作用相结合。
化学吸附是指两者之间发生化学反应而产生的吸附。
聚合物在岩石表面的吸附主要依靠物理吸附。
评价聚合物吸附的方法有两种：
静态吸实验验和动态吸附实验。
①静态吸附
将岩石颗粒静置于聚合物溶液中，直至吸附达到平衡，这种吸附称为静态吸附。
具体确定吸附量的方法是将岩石颗粒在溶液中静置72小时，用离心机将溶液与颗粒分离，用浊度法测溶液浓度，浓度损失即为吸附损失。
聚合物的吸附量和吸附性质主要取决于以下几点：
●聚合物的种类和聚合物的性质，如分子量大小、分子尺寸、电荷密度或水解度（对HPAM来说）、聚合物浓度；
●溶剂的性质，包括溶剂的类型、pH值、矿化度（Na+、Cl-等）和硬度（Ca2+、Mg2+等），以及溶剂中其它组分的含量；
●岩石的表面积和组成岩石的矿物类型。
②动态吸附
聚合物溶液通过多孔介质时产生的吸附称为动态吸附。
动态吸附的环境与静态吸附有较大的差别，在动态吸附过程中，岩石颗粒表面不完全暴露于溶液中，因而
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