杨 涛，郭拥军，胡 俊，庄永涛，梁 严

（1. 西南石油大学 石油与天然气工程学院，四川 成都 610500；2. 西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；3. 四川光亚聚合物化工有限公司，四川 成都 610500；4.中国石油大港油田公司工程技术处，天津 300280；5. 西南石油大学 化学化工学院，四川 成都 610500）

聚合物驱技术作为油田提高采收率、增加整体开发经济效益的主要方法得到了广泛应用并已取得了巨大成功［1-5］。理论上讲，聚合物分子量越高，黏度越高，在地层中的流度控制能力越强，驱油效果越好［6-8］。但在实际应用过程中，受地层渗透率及其分布的限制，并不是所有尺寸的聚合物分子均能有效进入多孔介质的孔隙和喉道中。当聚合物分子尺寸选择过大时，体系不能有效进入地层，大量聚合物分子在炮眼处被截留并堆积，最终造成注聚井堵塞［9-10］；当聚合物分子尺寸选择过小时，体系黏度偏低，不能达到方案设计的流度控制能力，矿场试验效果不能得到保证。目前关于聚合物分子量与地层孔喉尺寸的匹配关系的研究大多基于物理模拟剪切的方式，且主要基于聚丙烯酰胺（HPAM）开展，对缔合聚合物（HAWSP）这类新型分子结构聚合物研究较少，此外现有研究大多基于低速渗流和单次剪切的方式，很难与现场应用有效衔接［11-15］。

本工作研究了HAWSP 和HPAM 经不同渗透率岩心多次剪切后黏度及分子量的变化规律，得到了两种聚合物在不同剪切流速、剪切次数和渗透率下的岩心剪切稳定性差异，为今后聚合物驱矿场试验的聚合物选择提供参考和借鉴。

1 实验部分

1.1 实验材料

HAWSP、HPAM:四川光亚聚合物化工有限公司，聚合物参数见表1；NaCl:AR，成都科龙化工试剂厂；纯水:自制；柱状人造岩心:自制，基本性质见表2。

表1 聚合物的基本参数Table 1 Basic parameters of two tested polymers

表2 实验用岩心的基本参数Table 2 Basic parameters of core for experiment

1.2 实验仪器

DV-Ⅱ型布氏黏度计:美国Brook-Field 公司；D-250L 型多功能岩心驱替装置:江苏海安石油科研仪器厂；4-0.55 型稀释型乌氏黏度计:北京恒普德威仪器仪表有限公司。

1.3 实验方法

1.3.1 聚合物溶液的配制

5 000 mg/L 母液的配制:1）依据聚合物的固含量准确称取一定量的聚合物试样；2）称取一定量的5 000 mg/L 的NaCl 盐水于1 000 mL 烧杯中，45 ℃水浴中恒温10 min；3）开起顶置搅拌器，使恒速搅拌器的搅拌叶片位于液面以下的三分之二处，调节转速进行强搅拌，使漩涡体延展至溶液体积的75%处，在30 s 内把称好的聚合物干粉撒在涡旋体的肩部，观察溶液，如果出现大块或“鱼眼”，则重新配制；4）加完聚合物干粉后继续强搅拌10 min，然后调节顶置搅拌器转速为400 r/min，在恒温下搅拌溶液2 h；5）搅拌结束后，将聚合物母液静置于干燥避光处 12 h，检查无未溶解颗粒，备用。

目标液的配制:常温下，按一定比例称取5 000 mg/L 母液、5 000 mg/L NaCl 盐水于500 mL 烧杯中，在搅拌转速250 r/min 下搅拌30 min，得到特定浓度的目标液体系。

1.3.2 岩心剪切

首先按图1 所示流程连接好管路，然后称量饱和水前后岩心的质量，计算孔隙度和PV 体积，再将岩心装入岩心夹持器，测定水相渗透率，并将配制好的目标液经500 目滤网过滤后装入中间容器内，最后以对应的流速将目标液注入岩心，收集尾端流出液进行分析。

1.3.3 黏度测定

在65 ℃、剪切速率为7.34 s-1条件下，测试溶液在3，5，8 min 下的黏度，取平均值为最终黏度结果。测试前试样先在65 ℃下预热5 min。

1.4 分子量的测定

按驱油用聚合物技术要求中特性黏数及分子量的标准［16］进行测试和计算。

图 1 岩心剪切流程Fig.1 Core shear flow diagram.

2 结果与讨论

2.1 聚合物分子结构差异对表观黏度的影响

对两种不同分子结构的聚合物溶液的表观黏度进行测定，考察了聚合物分子结构差异对聚合物体系黏度的影响，结果见图2。从图2 可看出，在聚合物质量浓度低于1 750 mg/L 时，HAWSP 与HPAM 表观黏度均随体系质量浓度的增加而增加，而当体系质量浓度大于1 750 mg/L 时，HAWSP 表观黏度急剧上升，HPAM 表观黏度则继续表现出随聚合物质量浓度的增大呈线性缓慢增加的趋势。分子量确定的条件下，HPAM 表观黏度主要与聚合物浓度相关，HAWSP 在HPAM 的基础上引入了疏水基团，水溶液中聚合物分子由于疏水作用而发生聚集，从而使大分子链产生分子内和分子间缔合效应。当HAWSP 浓度低于临界浓度（CAC）时，聚合物分子缔合效应主要以分子内缔合为主，而当HAWSP 浓度高于CAC 时，大分子链分子缔合效应以分子间缔合为主，最终形成超分子结构-动态物理交联网络，流体力学体积大幅增加，最终表现为表观黏度的大幅度升高［17-18］。实验结果显示，本研究所选的HAWSP 质量浓度拐点在1 750 mg/L左右，因此后续对以分子间缔合为主的2 000 mg/L溶液的岩心剪切稳定性进行研究。

图2 聚合物质量浓度与黏度的关系Fig.2 Relationship between viscosity and concentration of polymer.

2.2 注入速度对聚合物岩心剪切稳定性的影响

将2 000 mg/L 的HAWSP 和HPAM 以不同注入速度（0.5 ～400 m/d）注入渗透率为2.5 μm2的人造岩心，对比岩心剪切前后聚合物黏度变化，得到不同注入速度下不同类型聚合物的岩心剪切特征，结果见图3。

图3 单次岩心剪切后聚合物黏度和分子量保留率与注入速度的关系Fig.3 Relationship between polymer viscosity，molecular weight retention after single-core shear and injection speed.

从图3 可看出，不同注入速度下两种不同类型聚合物表现出不同的岩心剪切特征，随岩心注入速度的增加，HAWSP 剪切后黏度呈“先平稳后下降”的两段式特征，而HPAM 黏度整体呈单调下降趋势。这与HAWSP 和HPAM 分子结构的差异性有关，HAWSP 在注入速度为0 ～60 m/d 时，分子受岩心剪切破坏较小，被岩心剪切破坏的分子结构由于分子间缔合效应的存在快速重组，黏度快速恢复，HAWSP 抗岩心剪切性能良好；当注入速度大于60 m/d 时，岩心剪切带来的分子结构破坏速度比黏度恢复速度更快，因此剪切后黏度随注入速度的增加而降低。HPAM黏度主要由分子链长度决定，随注入速度的增加，HPAM 受岩心孔隙结构的破坏增大，流出液分子量逐渐降低，因此体系黏度降低。注入速度为400 m/d 时HAWSP 一次剪切黏度保留率为71.07%，而HPAM 仅为38.41%，一次剪切分子量保留率HPAM 达到82.09%，HAWSP 则为66.90%。两种聚合物剪切黏度、分子量的差异性需要对两种聚合物的高速岩心剪切稳定性进行进一步研究确定。结合现场施工过程中聚合物体系受注入速度影响最大的情况发生在炮眼处［19-20］，为考虑现场施工条件下聚合物体系的抗岩心剪切性能，后续主要对400 m/d 注入速度下的多次岩心剪切稳定性进行对比研究。

2.3 剪切次数对聚合物岩心剪切稳定性的影响

在注入速度为400 m/d 下，将2 000 mg/L 的HAWSP 和HPAM 目标溶液以恒速通过气测渗透率为2.5 μm2的人造岩心进行岩心剪切，剪切五次，得到两种聚合物不同剪切次数下流出液的黏度和分子量的剪切稳定性，结果见图4。从图4 可看出，高注入速度下HAWSP 一次剪切黏度及分子量保留率分别为71.07%，66.90%，五次剪切后几乎无变化，分别为70.31%，65.55%；HPAM 一次剪切黏度及分子量保留率分别为38.41%，82.09%，五次剪切后黏度及分子量保留率均大幅下降，仅为23.18%和52.80%。两种聚合物表现出不同的剪切稳定性，HAWSP 经一次剪切后黏度及分子量即趋于稳定，HPAM 剪切时黏度与分子量均先下降后趋于稳定，稳定后HAWSP 的黏度远远大于HPAM，但两者最终流出液的分子量却较接近。在特定渗透率岩心条件下，孔喉尺寸的大小恒定，当聚合物分子高速通过岩心时需要不断调整自身分子结构以适应孔喉尺寸变化，从而顺利通过岩心并最终达到稳定，因此剪切稳定后产出聚合物分子量应主要由岩心渗透率决定。HAWSP 由于可逆的分子间缔合效应在剪切过程中不断地拆散重组从而能够快速地适应岩心孔喉尺寸变化，一次剪切即趋于稳定，HPAM则需要在多次剪切过程不断调整自身的分子链长度以适应岩心，最终需要多次岩心剪切黏度及分子量才趋于稳定。

图4 岩心剪切聚合物黏度、分子量保留率与剪切次数关系Fig.4 Relationship between polymer viscosity，molecular weight retention and shear times after core shearing.

2.4 渗透率对聚合物岩心剪切稳定性的影响

实际油藏环境中，由于地质构造的差异导致不同地区地层渗透率分布不一致［21］，考察渗透率对聚合物岩心剪切特征的影响，寻求聚合物与渗透率的最佳匹配关系，将有助于对特定油藏选择合适的驱油体系。将2 000 mg/L 的HAWSP 和HPAM 溶液分别以400 m/d 的速度恒速通过渗透率为0.5，2.5，6.0 μm2的人造小岩心进行岩心剪切，剪切5次，得到两种聚合物在低、中、高3 种渗透率下剪切稳定后流出液黏度和聚合物分子量的变化特征，结果见图5。渗透率为0.5 μm2岩心匹配的聚合物分子量约为1.0×107，渗透率为2.5 μm2岩心匹配的聚合物分子量约为1.3×107，渗透率为6.0 μm2岩心匹配的聚合物分子量约为1.9×107，不同岩心渗透率匹配不同分子量的聚合物，与聚合物自身结构关系较小。从图5 可看出，渗透率越高，分子量的保留率越大。渗透率越大的岩心，对应的岩心孔吼半径越大，聚合物分子链受岩心剪切的影响程度更低，聚合物黏度及分子量受岩心剪切的影响更小，最终的黏度及分子量保留值更高，因此，在实际应用过程中需要根据目标油田的渗透率分布来选择与之匹配的聚合物，不同渗透率条件匹配不同分子量的聚合物体系，这样既减少了油田工作者的工作量也保证后续聚合物驱现场实施的有效性。

图5 岩心剪切后聚合物溶液黏度和分子量保留率与岩心渗透率关系Fig.5 Relationship between the viscosity of polymer solution，molecular weight retention and core permeability after core shearing.

3 结论

1）HAWSP 和HPAM 分子结构的差异性导致不同注入速度下两种聚合物不同的岩心剪切特征: HAWSP 剪切后黏度呈“先平稳后下降”的两段式特征；HPAM 剪切后黏度呈单调下降趋势，HAWSP 由于其自身分子内缔合效应的影响，剪切后黏度保留值大于HPAM，具有更优的抗岩心剪切性能。

2）聚合物分子量保留率只与岩心渗透率有关，与聚合物自身结构关系不大，不同岩心渗透率匹配不同分子量的聚合物，在实际应用中需根据目标油田的渗透率分布来选择与之匹配的聚合物，以保证后续聚合物驱现场实施的有效性。