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本文分析了大庆油田二类油层的地质特点,针对目前大庆油田二类油层聚合物驱矿场应用普遍存在的问题,进行了以下几方面的研究。1.针对大庆油田二类油层聚合物驱实施分质分压注入技术,对流经分子量调节器的不同相对分子质量的剪切聚合物溶液以及未剪切的相同相对分子质量的聚合物溶液的黏弹性进行了实验研究,研究结果表明:剪切聚合物溶液与未剪切聚合物溶液的黏性符合幂律模式,稠度系数随相对分子质量的增大而增大,幂律指数随相对分子质量的增大而减小;剪切聚合物溶液的第一法向应力差随剪切速率的增大变化不大,低相对分子质量聚合物溶液的第一法向应力差较低,基本不变。测定了剪切、未剪切两种聚合物溶液的残余阻力系数,实验结果表明:剪切聚合物的残余阻力系数小于相同相对分子质量的未剪切聚合物溶液的残余阻力系数;随着聚合物相对分子质量的增大,残余阻力系数增大。2.开展了不同渗透率岩心与聚合物溶液的相对分子质量的适应性研究,将经过分子量调节器剪切的相对分子质量分别是600×104、800×104、1200×104和1600×104左右的聚合物溶液以及未剪切的相同相对分子质量的聚合物溶液在均质岩心上进行驱油实验,结果表明:无论相对分子质量高低,剪切聚合物溶液的聚驱采出程度均小于相同相对分子质量的未剪切聚合物溶液的聚驱采出程度;高相对分子质量的剪切聚合物溶液的聚驱采出程度大于未经剪切低相对分子质量聚合物溶液的聚驱采出程度;无论相对分子质量高低,剪切聚合物溶液的聚驱最高注入压力小于未剪切的相同相对分子质量的聚合物溶液的聚驱最高注入压力。采取三管并联的驱油方式,模拟聚合物驱油笼统注入和分质注入工艺,实验结果表明:多层同采时,分质注入的采出程度高于笼统注入方式,分质注入的最高注入压力低于笼统注入方式;对于渗透率是300×10-3μm2～200×10-3μm2的岩心,驱油聚合物应选择剪切后中等相对分子质量的聚合物溶液,渗透率100×10-3μm2左右的岩心,驱油聚合物应选剪切后低相对分子质量聚合物溶液。3.应用五点法井网的产量公式推导了聚合物驱注入压力公式,分析了影响聚驱注入压力的因素;以此开展了降低二类油层聚驱注入压力的方法研究,结果表明:注入表面活性剂、减小井距、降低注入速度、压裂、周期注聚等措施,在二类油层降低聚驱注入压力是可行的;表面活性剂与聚合物交替注入方式既可以降低注入压力又可以提高采出程度;周期注聚可以降低聚合物驱的注入压力,周期数越多,效果越好;周期注聚方式可以提高非均质岩心的采出程度,对均质岩心采收率影响不大。4.针对二类油层非均质性严重,注聚过程中同一单元内水、聚两驱共存现象进行了研究。以大庆油田北二西西块二类油层注聚开发区为例,采用数值模拟方法研究了水聚同驱情况下,水聚驱不同注入参数组合下的开采特征,研究结果表明:水聚接触区域各类油水井之间主要存在两类连通关系,一区主要连通关系为:“三次加密油井—三次加密水井—聚驱油井—聚驱水井”;二区主要连通关系为:“三次加密水井—三次加密油井—驱油井—聚驱水井”;聚水强度比对一区接触区域的影响较大,对二区接触区域影响较小;当存在水聚同驱时,应采用两口油井封边,水聚区接触区域的连通关系应采用“三次加密水井—三次加密油井—聚驱油井—聚驱水井”;对于一区连通关系,适合在注水强度较大的条件下开采,最佳方案的聚水强度比为聚:水=1:2;对于二区连通关系,适合在注聚强度较大的条件下开采,二区水聚驱接触区域最佳方案的聚水强度比为聚:水=3:1;对于一区的连通关系,当聚水强度比聚:水=1:2时,聚驱区域和水驱区域的合理的地层压力分别为11.7MPa、11.25MPa;对于二区的连通关系,当聚水强度比为聚:水=3:1时,聚驱区域和水驱区域的合理的地层压力分别为10.95MPa、10.42MPa。