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一、引言

流变学在多孔介质中对增强石油回收（EOR）项目具有重要影响，其中使用了聚合物溶液。如果在靠近注入井的高速度下聚合物溶液的有效粘度较大，则可能会降低聚合物的注入速率和石油产量。另一方面，如果在储层深处经历的低速度下聚合物溶液的有效粘度过低，油的置换可能效率不高。在本报告中，我们使用Teledyne ISCO 1000X注射泵来检查在两种蕞常用于EOR的聚合物——黄原胶和部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的溶液中，有效粘度（即阻力因子）如何随流速（实际上是随通量或表观速度）在贝雷砂岩中变化。

二、实验步骤

黄原胶的分子量为1500万道尔顿，而部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的分子量为2100万道尔顿，水解度约为30%。两种聚合物均在合成海水中制备（蒸馏水中含4.195%的海盐）。两种情况下的聚合物浓度均为0.1%。

贝雷砂岩岩心被铸造在金属合金中，每个都有两个内部压力表——一个位于入口砂面2厘米处，另一个位于出口砂面2厘米处。岩心分为叁部分，中央部分长度为10厘米。岩心的渗透率相当均匀，平均约为550毫达西。岩心横截面积为11.34平方厘米，孔隙率为0.217，孔隙体积（PV）为36立方厘米。

四台Teledyne ISCO 1000X注射泵并联（见图1）。这些泵非常适合本研究，因为它们提供了稳定的流动和广泛的速率范围。压力用石英传感器测量。实验在室温下进行。

使用一系列不同的速率注入聚合物溶液，以确定多孔介质中的流变学特性。对于两种聚合物，几升溶液被迫通过一个岩心（每种聚合物使用不同的核心），以139英尺/天的通量模拟现场应用中井筒附近的剪切情况。然后将流出物以各种速率重新注入同一岩心，以模拟流体从井筒向外径向流动时经历的通量值。

图1：泵和岩心配置示意图

黄原胶溶液

对于黄原胶溶液（图2中的实心圆），再注入速率从0.5到32,000立方厘米/小时，转换为通量从0.035到2,222英尺/天，前沿速度从0.16到10,240英尺/天。对于低于10英尺/天的通量值，黄原胶阻力因子（多孔介质中相对于水的表观粘度）很好地符合幂律模型，幂律指数为0.54（即对数-对数图中的斜率为-0.46）。随着通量增加到10英尺/天以上，阻力因子接近一个固定值2.5（即在“第二牛顿区"）。我们的速率没有足够低到可以观察到“第一牛顿区"。

HPAM溶液

对于预剪切的HPAM溶液，聚合物再注入速率从2到8,000立方厘米/小时，转换为通量从0.14到555英尺/天，前沿速度从0.64到2,550英尺/天。图2中的空心圆点绘制了这种预剪切HPAM溶液的阻力因子。它们显示了非常轻微的剪切稀化行为，斜率为-0.085（幂律指数为0.915）。因此，这种HPAM溶液在多孔介质中的流变学几乎是牛顿流体。

在同一个核心中（预剪切HPAM被注入的地方），我们使用通量值范围从0.14到1,110英尺/天注入了新制备的HPAM溶液。图2中的空心叁角形绘制了这种未剪切聚合物的HPAM阻力因子。阻力因子显示出非常轻微的剪切稀化行为，斜率为-0.2（幂律指数为0.8）。这种行为比预剪切HPAM稍微剪切稀化一些，但比黄原胶溶液要少得多。

在蕞低流速（即0.14英尺/天的通量）下，未剪切HPAM的阻力因子是预剪切HPAM的2.9倍，但仍比黄原胶少2.4倍。在低通量下的较大阻力因子是理想的，因为在储层的大部分区域流体速度较低，大多数石油将在低速度下被置换。

图2：核心部分2中阻力因子与通量的关系

在注入井周围，流体速度通常较高，因此高速度下的阻力因子会直接影响可注入性。在通量为550英尺/天时，未剪切贬笔础惭的阻力因子与预剪切贬笔础惭的阻力因子基本相同，但比黄原胶的阻力因子高出35%。

叁、结论

使用Teledyne ISCO 1000X注射泵，我们以广泛的速率注入黄原胶和HPAM溶液，以确定多孔介质中的流变特性。黄原胶溶液在多孔介质中表现出剪切稀化流变特性，而HPAM溶液则表现出轻微的剪切稀化。在地层深处通常经历的低速度下，黄原胶提供的有效粘度（多孔介质中的阻力因子）比未剪切HPAM高2.4倍，比先通过核心以典型的近井筒通量（139英尺/天）强制通过的HPAM高约7倍。