吴志伟　何 凯

(1. 中石油长城钻探工程有限公司， 北京 100101； 2. 中国石油大学(北京)石油工程学院， 北京 102249；3. 中石油长城钻探苏里格气田项目部， 辽宁 盘锦 124000)



多孔介质剪切作用对聚合物溶液有效黏度的影响

吴志伟1,2何 凯3

(1. 中石油长城钻探工程有限公司， 北京 100101； 2. 中国石油大学(北京)石油工程学院， 北京 102249；3. 中石油长城钻探苏里格气田项目部， 辽宁 盘锦 124000)

摘要：聚合物溶液在驱油过程中的黏性损失直接影响其波及效果，模拟研究聚合物溶液在岩心中黏度损失具有重要意义。使用特定聚合物HPAM溶液在不同尺度岩心中渗流达到稳定，采用面积积分法，建立剪切作用对黏度损失贡献率的变化规律曲线。结果表明，HPAM溶液在近井地带高速流动时，剪切作用在黏度损失中的贡献率可达到100%，而对聚合物溶液渗流前缘影响较小，前缘黏度损失主要受滞留和水稀释作用的影响。质量浓度为1.5 g�L的HPAM溶液与1.8 g�L的相比，剪切作用易达到稳定，对黏度损失贡献率较小。

关键词：黏度损失率; 滞留; 剪切作用; 贡献率

聚合物溶液的良好增黏特性[1]是改善流度比、抑制黏性指进的关键，因此聚合物溶液黏度损失率是评价波及效果好坏的重要指标。聚合物溶液在运移过程中存在物质的量和非物质的量的损失，主要包括吸附、水动力学滞留和机械捕集以及剪切降解[2-3]。针对吸附作用、矿化度等因素对黏度影响的研究成果较多[4-6]，但均未将滞留损失和剪切降解损失分开，研究岩石对聚合物分子的剪切作用对黏度损失的贡献率的报道也较少。

在某油田实际油藏条件下，通过开展部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)溶液在不同尺度岩心中的渗流实验，研究HPAM溶液在多孔介质中有效黏度损失规律，建立剪切对黏度损失的贡献率与注入量之间的关系曲线以及不同尺度岩心下剪切对黏度损失贡献率的变化曲线。

1实验部分

1.1实验仪器与材料

2PB00C型平流泵(北京卫星制造厂生产)，岩心夹持器(φ2.5 cm×100 cm)，恒温箱，Brookfield DV-II+黏度计，德国产HAAKE RheoStress6000流变仪，高压中间容器，磁力搅拌器，压力采集系统(北京昆仑通态自动化软件科技有限公司生产)。

实验所用聚合物B4为一类HPAM(相对分子质量为2.6×107，固含量为90.94%)。模拟地层水矿化度为8 795 mgL，其中Ca2+和Mg2+的矿化度分别为223、60 mgL。采用直径为2.5 cm人造柱状砂岩岩心模拟胜利油田孤东七区某油藏，平均渗透率为(1 000～1 500)×10-3μm2，平均孔隙度为27.07%，模拟油藏平均温度为68 ℃。

1.2实验过程

(1)模型抽真空，饱和水，计算孔隙体积。

(2)68 ℃下恒温12 h后，用地层水测岩心渗透率。

(3)配制聚合物溶液B4质量浓度分别为1.5、1.8 gL的溶液，分别测试其黏度。

(4)将2种质量浓度的聚合物溶液分别注入10、40 cm的岩心中，直到各测压点压力达到稳定，同时始终保持围压高于入口端压力2.0～3.0 MPa，记录压力值，取不同注入量时的采出液，测量其黏度变化。

2实验结果与分析

HPAM溶液在多孔介质中受到剪切降解和滞留作用，两者都会造成黏度损失，但贡献率不同，本研究采用面积积分方法分析剪切作用对黏度损失的影响。

剪切速率与流速的关系为[7]：

(1)

在真实地层中，剪切速率范围是10-1～102s-1[8-9]。短岩心中黏度损失率随着剪切速率的变化曲线见图1。由图可知，随着注入速度的增加，剪切速率也相应增加。质量浓度为1.8 gL的HPAM溶液与岩石表层接触时间越短，滞留作用导致的黏度损失量越少，剪切作用在黏度损失中所占的比例越高，表现在黏度损失率逐渐增加，最高达到62%。这是因为在达到一定剪切速率后，HPAM流体表现出一定的黏弹性，表观黏度值变大，宏观上的黏度损失量减小。此外，不同质量浓度的HPAM溶液在相同剪切速率下黏度损失率不一样。剪切速率为200 s-1时，质量浓度为1.8 gL的HPAM溶液黏度损失率为62%，比质量浓度为1.5 gL的黏度损失率高18%。

图1　短岩心中黏度损失率随剪切速率的变化曲线

HPAM溶液渗流实验中前2 PV采出液黏度损失主要受剪切降解和滞留作用的影响。采用面积积分法，计算饱和滞留后剪切降解造成的黏度损失量，折算到达到饱和滞留之前的黏度损失量中。如图2所示，质量浓度为1.5 gL的HPAM溶液在10 cm长岩心中以1 md的速度注入。在注入量为2 PV时，剪切降解对黏度损失影响较小。聚合物溶液在岩心中渗流，由于滞留、剪切以及水的稀释作用，黏度降低。渗流初期剪切作用并不是导致黏度损失的主要因素，随着注入量的增加，岩心孔隙中的水被聚合物溶液驱替，水的稀释作用减弱，剪切作用增强。当注入量小于4 PV时，剪切作用对黏度损失的贡献率从20%增加至85%，此时黏度损失主要由剪切作用引起，即注入的聚合物分子在岩石表面的吸附经过多次接触后，表面逐渐被聚合物分子占据。在水动力学区域内，聚合物分子也会经过多次流动后占据该空间。因此滞留逐渐达到饱和，黏度的损失主要由剪切作用引起。

图2　剪切作用贡献率与注入量的关系曲线

图3为短岩心中剪切作用贡献率与剪切速率的关系曲线。由图可知，质量浓度越高，剪切作用对HPAM溶液的黏度损失的最大贡献率越大。剪切作用对质量浓度为1.5 gL 的HPAM溶液黏度损失的贡献率由开始的35%上升到75%，在剪切速率为84.02 s-1时达到稳定，稳定在78%；对于质量浓度为1.8 gL的HPAM溶液，剪切速率为258.51 s-1时，由剪切引起的黏度损失率为92%，较质量浓度为1.5 gL的溶液高。说明质量浓度为1.5 gL的HPAM溶液抗剪切能力更强。

图3　短岩心中剪切作用贡献率与剪切速率的关系曲线

2.2长岩心中剪切速率对黏度的影响

长岩心能模拟油藏深部聚合物溶液黏度损失规律，分析剪切作用在黏度损失中的贡献率。HPAM溶液在 40 cm 岩心中以5 md的速度渗流，剪切作用贡献率随注入量变化曲线见图4。由图可知：随着注入量的增加，剪切作用的贡献率先增加，到注入量为3 PV时，黏度损失完全由剪切作用贡献，之后保持基本稳定，与短岩心的规律相似；质量浓度越大，单位体积内聚合物的分子数越多，分子间相互缠绕的机率越大，表观黏度越大，经过孔隙喉道时易堵塞孔喉，注入压力增加，孔喉对缠绕分子的剪切作用变强，剪切作用在黏度损失中的贡献率越大。

图4　长岩心中剪切作用贡献率与注入量的关系曲线

3结语

(1)HPAM溶液在多孔介质渗流中，前缘黏度损失主要受滞留和稀释作用的影响。经过4 PV HPAM溶液驱替后，吸附滞留达到饱和，黏度损失主要受剪切作用的影响。

参考文献

[1] 宋考平,任刚,夏惠芬,等.变黏度驱提高采收率方法[J].大庆石油学院学报,2010,34(5):71-74.

[2] 叶仲斌,彭杨,施雷庭,等.多孔介质剪切作用对聚合物溶液黏弹性及驱油效果的影响[J].油气地质与采收率,2008,15(5):59-62.

[3] 舒政,叶仲斌,张健,等.聚合物溶液近井地带速率剪切模拟实验装置设计[J].油气地质与采收率,2010,17(4):55-58.

[4] 施雷庭,贾天泽,叶仲斌,等.剪切作用对疏水缔合聚合物溶液分子聚集行为的影响[J].油气地质与采收率,2011,18(2):49-51.

[5] 王家禄,袁士义,石法顺,等.三元复合驱化学剂浓度变化的实验研究[J].中国科学E辑:技术科学,2009,39(6):1159-1165.

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[7] 李华斌.三元复合驱新进展及矿场试验[M].北京:科学出版社,2007:106-107.

[8] 李彩虹,张玉亮,王晓明,等.聚合物溶液流变性研究[J].大庆石油学院学报,1994,18(2):129-132.

[9] 李福军,曹广胜,夏惠芬,等.聚合物溶液流变特性试验研究[J].石油钻采工艺,1997,19(2):72-75.

The Influence of Shearing of Porous Media on the Polymer Solution′s Effective Viscosity

WUZhiwei1, 2HEKai3

(1.CNPC Great Wall Drilling Company, Beijing 100101, China；2.School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;3.Project Department of Sulige Gas Field of GWDC, Panjin Liaoning 124000, China)

Abstract:In the process of flooding, the loss of polymer solution′s effective viscosity had a direct impact on the sweep efficiency, so it′s of great importance to study the viscosity loss of polymer flooding in cores. HPAM solution was used to flow through the cores of different length to achieve stability. The relationship between viscosity loss and shearing rate was established with integral method. The results showed that when HPAM solution flowed with a high shearing rate near the wellbore, the contribution of shearing to viscosity loss could reach 1.0, while having little effect on the front of polymer solution. The viscosity of front was affected mainly by retention and water dilution. Compared with the concentration of 1.8 gL HPAM solution, the shearing to the concentration of 1.5 gL HPAM solution was more likely to achieve stability, and the contribution to viscosity loss was smaller.

Key words:rate of viscosity loss; retention; shearing; rate of contribution

收稿日期：2015-11-10

基金项目：国家科技重大专项“油田开采后期提高采收率新技术”(2011ZX05009-004)

作者简介：吴志伟(1987 — )，男，博士，工程师，研究方向为非常规油气提高采收率与采油化学。

中图分类号：TE357

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)03-0043-03