聚合物溶液在多孔介质中流动规律实验研究

魏建光， 马媛媛

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

聚合物溶液在多孔介质中流动规律实验研究

魏建光， 马媛媛

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

由于孔隙介质的复杂性和聚合物溶液的黏弹性，导致聚合物溶液在多孔介质中流动与在流变仪中的流动相比更加复杂，同时聚合物溶液在多孔介质中的流动规律直接关系到驱油方案的制定。因此本研究设计并开展了聚合物溶液(部分水解聚丙烯酰胺)在岩心中流动参数测定实验，给出了岩心渗透率、聚合物溶液质量浓度、聚合物相对分子质量、聚合物溶液注入速度对阻力系数、岩心中流动黏度的影响规律。结果表明,聚合物溶液存在一个临界质量浓度，当溶液质量浓度低于临界质量浓度时，阻力系数与表观黏度基本相等；当溶液质量浓度高于临界质量浓度时，阻力系数远小于溶液表观黏度，且随着溶液质量浓度增加，两者之间差值增大。聚合物溶液在岩心中流动黏度远小于溶液在流变仪中表观黏度，且随着溶液质量浓度增加，溶液在岩心中流动黏度的增加幅度远小于溶液表观黏度的增加幅度。

聚合物溶液； 多孔介质； 阻力系数； 表观黏度； 流动黏度

聚合物溶液驱油过程中，实际生产压差远小于理论计算压差(按照溶液表观黏度计算的生产压差)。一方面原因是聚合物溶液注入过程中各环节都将导致聚合物分子质量降低，降低聚合物溶液黏度[1-3]；另一方面原因是聚合物溶液在孔隙介质中的流变规律与在流变仪中的流变规律本身存在差异[4-5]。聚合物溶液在各环节中的黏度(表观黏度、视黏度、流动黏度)变化规律，特别是在油藏深部的黏度变化规律，对聚合物溶液驱油方案的制定，改造措施的优选，开发效果的改善都至关重要，因此研究聚合物溶液在多孔介质中的黏度及影响因素对提高聚合物溶液驱油效率和指导生产具有重要的理论指导意义和实际工程价值。

自聚合物驱提出以来，各国学者对聚合物驱驱油效率及聚合物流变性、黏弹性等进行了大量研究。但这些研究存在3点不足：①岩心流动实验前没有进行岩心质量检测[6-8]，实验数据不具有可靠性；②大多数岩心流动实验前没有考虑岩心端部效应的影响[9-10]，直接进行岩心流动实验，没有给出具体消除岩心端部效应的措施；③没有系统详细的给出聚合物溶液质量浓度、聚合物相对分子质量和岩心渗透率对各种工作参数的影响规律[11-13]。

本文设计了聚合物溶液在岩心中工作参数测定的流动实验方案，在进行了聚合物溶液黏度稳定性测定和消除岩心端部效应的基础上，通过流动实验研究不同岩心渗透率和聚合物相对分子质量条件下聚合物溶液在岩心中的表观黏度、阻力系数、流动黏度的变化规律，为聚合物驱油工作参数的确定提供了有效依据。

1 实验部分

1.1 实验条件

聚合物：大庆油田助剂厂生产的相对分子质量为950万和2 500万的部分水解聚丙烯酰胺，固含率分别为89.1%和90.5%；

实验用水：矿化度为3 700 mg/L和6 778 mg/L的人工合成的盐水；

岩心：气测渗透率为300 mD和1 200 mD左右的浇铸贝瑞岩心，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，在距离岩心两个端面10 cm左右各钻一个测压点并各安装一个三通阀门，在岩心注入端和流出端处各安装一个普通阀门，图1所示为安装好阀门的岩心图片。

实验设备：量程为0～100、0～1 000 mPa·s的布什黏度计各一个，45 ℃恒温箱，扬州华宝石油仪器有限公司生产的大型砂岩储层模拟驱油装置一台，浙江黄岩真空泵厂生产的2XZ-4旋片式真空泵一台和手摇泵一台。

图1 实验用岩心图片

Fig.1 The image of core in experiment

1.2 实验方法

① 岩心质量检测：依次以0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0 mL/min的速度向饱和人工盐水的贝瑞岩心中注入人工盐水，待压力稳定时记录岩心中间两个测压点压差，验证是否符合达西定律，检验岩心质量并计算岩心水相渗透率。

② 岩心端部效应检测：测量聚合物溶液在岩心中流动过程中不同位置处的压差，分析岩心端部效应对流动阻力的影响情况，选择端部效应较弱位置进行流动参数的测定。

③ 流动参数测定：将聚合物溶液依次以0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0 mL/min的速度注入岩心中，待稳定后测量两个测压点的压差，并在两个测压点和流出端取样，使用布什黏度计测量溶液表观黏度，然后注入人工盐水，待稳定后测量两个测压点的压差，并计算残余阻力系数。

2 结果与讨论

2.1 岩心质量检测

为使聚合物溶液在岩心中流动实验数据更可靠，对贝瑞岩心进行质量检测，优选出质量好的岩心。图2为气测渗透率为300 mD和1 200 mD，岩心中间两个测压点之间的注水压差和注入速度的关系曲线。

图2 岩心注水压差与注入速度的关系曲线

Fig.2 Relation curves between pressure difference and injection rate in core flooding

由图2可知，气测渗透率为300 mD的1号、2号、3号、4号岩心和气测渗透率为1 200 mD的1号、2号、3号、4号岩心的中间两个测压点之间的注水压差和注入速度基本呈线性关系，满足达西定律，质量较好，可以用于实验。其他岩心可能由于存在天然裂缝、局部非均质、加工工程中震动等原因，导致岩心参数有较大的差别，中间两个测压点之间的注水压差和注入速度不呈线性关系，不满足达西渗流定律，质量不好，不可以用于实验。因此,开展岩心流动实验时，应尽可能提前检测岩心质量，从而保证实验数据可靠性。

2.2 岩心端部效应分析

聚合物溶液注入浇铸贝瑞岩心过程中，一方面在岩心端部可能会形成一定程度的堵塞，另一方面由于注入流体在岩心端部发生聚流，这两个因素都将导致流动阻力增大，而且难于准确测量。本文实验方案设计克服了这个难题，同时研究了岩心端部效应对实验结果的影响。

图3为相对分子质量为950万的低质量浓度(200 mg/L)和高质量浓度(2 200 mg/L)聚合物溶液在气测渗透率为300 mD岩心中流动过程中不同位置的压差曲线。由图3可知，由于岩心端部堵塞，导致前10 cm岩心压差和后10 cm岩心压差大于中10 cm岩心压差，且前10 cm岩心压差一般大于后10 cm岩心压差，注入端的端部效应比采出端的端部效应更加明显，且由于注入过程中堵塞岩心端部的分子长链可能会被拉断，所以前10 cm岩心压差和后10 cm岩心压差经常出现波动现象，不与注入速度呈线性关系。中10 cm岩心压差与注入速度基本呈线性关系，基本消除了岩心端部效应。因此,开展岩心流动实验时，必须尽可能消除岩心端部效应的影响，否则很难准确获得有效的实验结果。

图3 聚合物溶液注入气测渗透率300 mD岩心不同位置压差曲线

2.3 流动参数研究

在岩心质量检测并消除端部效应的基础上,进行岩心流动实验。根据实验数据，运用达西公式计算出岩心中聚合物溶液实际的黏度，本文称其为流动黏度。图4为不同相对分子质量(950万、2 500万)的聚合物溶液注入不同渗透率(300、1 200 mD)岩心时聚合物溶液的流动参数对比曲线。由图4可知聚合物溶液存在一个临界质量浓度，当溶液质量浓度低于临界质量浓度时，溶液在岩心中的阻力系数与溶液在流变仪中表观黏度基本相等，且随着溶液质量浓度增加，阻力系数和表观黏度增加；当溶液质量浓度高于临界质量浓度时，溶液在岩心中阻力系数远小于溶液表观黏度，按阻力系数计算聚合物在油藏中的压降要远小于按表观黏度计算聚合物在油藏中的压降，且随着溶液质量浓度增加，两者之间差值增大(本研究条件下临界质量浓度在500～1 000 mg/L)。此外，聚合物溶液在岩心中流动黏度远小于溶液表观黏度，且随着溶液质量浓度增加，溶液在岩心中流动黏度的增加幅度远小于溶液表观黏度的增加幅度。相对分子质量950万的聚合物溶液在气测渗透率为1 200 mD的岩心中流动，注入速度为0.5 mL/min条件下溶液质量浓度由200 mg/L增至2 200 mg/L，聚合物溶液在岩心中流动黏度由0.95 mPa·s增至3.16 mPa·s，溶液表观黏度由1.6 mPa·s增至49.0 mPa·s。

图4 聚合物溶液流动参数对比

3 结论

(1) 岩心检测结果表明，即使是同一批参数相近的岩心，由于岩心可能存在天然裂缝和局部非均质等原因可能造成岩心参数有较大的差别，岩心端部效应对聚合物溶液在岩心中流动实验结果影响显著。因此，开展岩心流动实验时，应尽可能检测岩心质量并消除岩心端部效应的影响，从而保证实验数据的可靠性。

(2) 聚合物溶液存在一个临界质量浓度，当溶液质量浓度低于临界质量浓度时，溶液在岩心中的阻力系数与溶液在流变仪中表观黏度基本相等，且随着溶液质量浓度增加，阻力系数和表观黏度增加；当溶液质量浓度高于临界质量浓度时，溶液在岩心中阻力系数远小于溶液表观黏度，且随着溶液质量浓度增加，两者之间差值增大(本研究条件下临界质量浓度在500～1 000 mg/L)。

(3) 聚合物溶液在岩心中流动黏度远小于溶液表观黏度，且随着溶液质量浓度增加，溶液在岩心中流动黏度的增加幅度远小于溶液表观黏度的增加幅度。相对分子质量为950万的聚合物溶液在气测渗透率为1 200 mD的岩心中流动，注入速度为0.5 mL/min条件下溶液质量浓度由200 mg/L增至2 200 mg/L，聚合物溶液在岩心中流动黏度由0.95 mPa·s增至3.16 mPa·s，溶液表观黏度由1.6 mPa·s增至49.0 mPa·s。

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(编辑 闫玉玲)

Flow Regular Pattern Experiment of Polymer Solution in Porous Medium

Wei Jianguang, Ma Yuanyuan

(SchoolofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

Due to the complexity of porous media and viscoelasticity of polymer solution, the flow behavior of polymer solution in porous media is more complex than that in the rheometer, and the flow regular pattern of polymer solution in porous media directly affects the formulation of polymer flooding projects. In this paper, experiment on flow parameters measurement of polymer solution (partially hydrolyzed polyacrylamide) in porous media was designed, and the regular pattern of influence on resistance factor and flow viscosity in porous media caused by core permeability, polymer concentration, polymer molecular weight and polymer injection rate was given. The followings are the results: there exists a critical polymer concentration, when polymer concentration is lower than critical concentration, resistance factor is basically equal to apparent viscosity; when polymer concentration is higher than critical concentration, resistance factor is far less than apparent viscosity and the difference value is increased with the increase of polymer concentration. Flow viscosity of polymer solution in porous media is far less than apparent viscosity in the rheometer and when polymer concentration increases, the increase extent of flow viscosity is far less than the increase of apparent viscosity.

Polymer solution; Porous media; Resistance factor; Apparent viscosity; Flow viscosity

1006-396X(2016)06-0023-04

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-07-17

2016-09-09

国家自然科学基金项目(51474070)；黑龙江省自然科学基金项目(D2015008)。

魏建光(1978-)，男，博士，副教授，从事提高采收率技术研究；E-mail:weijianguang@163.com。

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.06.005