，在喉道处还受到拉伸作用，表现出 弹性，即被拉伸的分子线团力图恢复卷曲状，使流动 阻力增加。因此，该溶液在多孔介质中流动时不仅 表现出粘性，还表现出弹性，具有粘弹流体性质。

1实验部分

i.i药剂

实验中使用了四种聚丙烯酰胺，分别是:多孔介质中聚丙烯酰胺溶液流变性研究，齐鲁石 化公司生产的齐鲁聚合物（Pi)，水解度25 %，相对 分子质量870 X104;日本三井公司生产的AC430 (P2)，水解度25 %，相对分子质量1300 X104;法国 SNF公司生产的3530S(P3)，水解度25 %，相对分 子质量1600 X104;日本三菱公司生产的MO4000 (P4)，水解度26 %，相对分子质量2000 X104。

实验用水为人工配制模拟盐水，总矿化度为 5727mg/L，其中钙镁离子含量为108mg/L。

1.2注入速度的确定

注入流体在射孔孔眼处的渗流速度

式中：v为渗流速度，cm/ s; g为注入量，cm3/ s;^4为渗流面积，cm2。

胜利油区一般注聚速度为10〜20m3/ (m .d)， 取注聚速度为16m3/ (m⑷，每米射孔16个，射孔 孔眼直径为1cm，射孔深度为50cm;计算可得每孔 眼注入速度为11. 57cm3/s，渗流面积为157cm2，渗 流速度为0.0737cm/s。

据实际油层中渗流速度与实验岩心中渗流速度 相等的原则，取岩心直径为2. 5cm，计算得岩心注入 速度0. 36cm3/ s，实验中米用注入速度0. 33cm3/ s。 1.3实验步骤

岩心抽空，饱和地层水，测岩心孔隙度。用模拟 地层水配制聚丙烯酰胺溶液，过滤除去未溶解颗粒。 在70 C下，测定聚丙烯酰胺溶液初始粘度。将聚丙 烯酰胺溶液、地层水分别装入中间容器中，将饱和水 后的岩心装入夹持器，70 C下恒温6小时;打开水流 通路，开启平流泵，测定岩心渗透率。关闭水流通 路，打开聚丙烯酰胺溶液通路，按实验方案的注入速 度使聚丙烯酰胺溶液流经岩心，约注入8〜10PV， 待压力稳定，测定其流量，同时记录压力表读数。改 变流量，压力稳定后，测定下一组数据，直到测出全 部实验点。关闭聚丙烯酰胺溶液通路，打开水驱通 路，向岩心注入地层水约10PV，注入压力不再下降 时，记录压力和流量。

聚丙烯酰胺溶液在多孔介质中渗流时，岩石对 聚丙烯酰胺分子有吸附作用，使储层的渗透率下降。 因此，聚丙烯酰胺溶液流经多孔介质时的渗透率不 是水测(或气测）的渗透率，而是一个随聚丙烯酰胺 相对分子质量和溶液浓度变化的渗透率。先将一定 

pde/sf**^

相对分子质量、一定浓度的聚丙烯酰胺溶液,以固定 速度注入岩心，当岩心充分吸附后，用配制聚丙烯酰 胺溶液的地层水，以相同速度驱替岩心中的聚丙烯 酰胺，当岩心出口不再有聚丙烯酰胺流出时,测量岩 心两端压差和流量，按达西公式计算吸附聚丙烯酰 胺后的岩心渗透率。然后，多孔介质中聚丙烯酰胺溶液流变性研究，把同样浓度的聚丙烯酰 胺溶液注入岩心，待流动稳定后测定两端压差和流 量，计算聚丙烯酰胺溶液在多孔介质中的有效粘度。

2结果与讨论

2. 1聚丙烯酰胺溶液在多孔介质中的流变性

多孔介质的孔道连续收缩、发散,使聚丙烯酰胺 溶液在多孔介质中流动要克服剪切应力和拉伸应力 的作用。

当流速很小时，流动压差主要消耗于克服剪切 作用产生的阻抗;流速很大时,流动压差主要消耗于 拉伸作用产生的阻抗，它随流速的增加以平方的速 度增加[1]。拉伸作用还与岩心的渗透率、孔隙度以 及介质的粘度有关。

聚丙烯酰胺溶液在多孔介质中渗流，速度较小 时，表现为假塑性流体,即有效粘度随渗流速度的增 加而下降;渗流速度增加到一定值时,溶液的有效粘 度随渗流速度的增加而增加，表现出弹性，有效粘度 与剪切粘度之差为弹性粘度。在某一渗流速度下, 弹性粘度达到最大。进一步提高渗流速度,聚丙烯 酰胺产生机械降解，弹性粘度降低（图1)。由于注

100 (-

 

1 10 100 1000

渗流速度/um *s‘

图1聚合物在多孔介质中的流变曲线

入井井底附近渗流面积小、渗流速度高，聚丙烯酰胺 的弹性效应会使地层压力梯度增加,对注入能力造 成影响,计算井底压力时应考虑剪切变稀和弹性效 应的综合影响。

2.2粘弹性影响因素分析

根据矿场聚合物注入的实际,选用了 Pi、2

和P4四种聚丙烯酰胺，在四种浓度：1000mg/L (Ci)、1500mg/L ( C2)、2000mg/L ( C3)和 2500mg/L (C4),四种渗透率 500 X10_m2([1)、000 X10-3 |xm2([2)、1500 X10-3认m2([3)和 2000 X10-Vm2

(心)的条件下进行实验。采用正交实验方案设计, 进行16组实验，多孔介质中聚丙烯酰胺溶液流变性研究，对产生弹性的临界流速、最大弹性 粘度和聚丙烯酰胺溶液流经岩心后的粘度保留值进 行了级差分析(表1 ,表2 ,表3)。

表1聚丙烯酰胺种类对临界流速、弹性粘度 和粘度保留值的影响

聚丙烯酰胺 种类临界流速/

cm -s" 1粘度保留值/ mPa s弹性粘度/

mPa s

P10.094416.524.2

P20.086535.032.6

P30.032241. 563.3

P40.017558. 0108

级差0. 076941.583.9

表2聚丙烯酰胺溶液浓度对临界流速、弹性粘度 和粘度保留值的影响

聚丙烯酰胺 溶液浓度临界流速/

cm 's- 1粘度保留值/ mPa s弹性粘度/

mPa s

C10.050115.612.4

C20.163630.844.4

C30.010742.270.2

C40. 006562.6101

级差0.157147.088.9

表3岩心渗透率对临界流速、弹性粘度 和粘度保留值的影响

岩心渗透率临界流速/

cm 's- 1粘度保留值/ mPa s弹性粘度/

mPa s

K0.019537.071. 4

K0. 089031. 839.1

K0. 093837.139.5

K40. 028345.178.4

级差0. 07438.0439.3

影响弹性粘度的首要因素是聚丙烯酰胺溶液浓 度,其次是聚丙烯酰胺的相对分子质量，影响最小的 是渗透率。影响临界流速的第一因素也是浓度，浓 度越大，临界流速越小;相对分子质量大，临界流速 小;渗透率大，临界流速大。聚丙烯酰胺溶液流经岩 心后的粘度保留值受浓度、相对分子质量影响程度 相近，浓度越大、相对分子质量越大,粘度保留值越 大，渗透率对其影响比较小。

综合以上分析看出，影响聚丙烯酰胺弹性的直 接因素是表观粘度，多孔介质中聚丙烯酰胺溶液流变性研究，表观粘度大,则弹性粘度大，临 界流速低，流经岩心后的粘度保留值大;表观粘度 小,则弹性粘度小，临界流速高，流经岩心后的粘度 保留值小。另外，由于相对分子质量大的聚丙烯酰 胺经岩心剪切后，粘度保留值仍较大,因此在实践中 宜选用相对分子质量较大的聚丙烯酰胺。

2.3渗流过程中粘弹性分析

聚丙烯酰胺溶液的粘弹性在驱油中的作用是一 个受到广泛关注的问题。由于弹性的存在,聚丙烯 酰胺驱溶液除了能够提高波及体积外，还可提高驱 油效率;体系粘弹性增加,驱扫盲端残余油的能 力增强[3]。

按渗流速度相等的原则,把实验室中取得的临 界流速，计算到径向渗流中，可以得到聚丙烯酰胺溶 液注入时发生弹性效应的最大油藏半径

rmaX = iSvcr h(V

式中：为发生弹性效应的最大油藏半径, cm; Vci■为临界流速,cm/ s; h为油藏厚度,cm。

根据实验结果,取临界流速为0. 0065〜0. 1636 cm/s,按油藏注聚16m3/ (m 'd)计算可得发生弹性 效应的最大油藏半径为1.8〜45. 4cm。因此，在实 际聚丙烯酰胺驱油过程中，聚丙烯酰胺溶液在多孔 介质中流动时的弹性效应几乎表现不出来。聚丙烯 酰胺溶液在多孔介质中的流变性主要为假塑性，对 流度比的控制和驱油效果影响不大。

3结论

一定相对分子质量和浓度的聚丙烯酰胺溶液在 岩心中渗流时，多孔介质中聚丙烯酰胺溶液流变性研究，存在一个临界流速，渗流速度低于临 界流速时，聚丙烯酰胺溶液为假塑性流体，超过临界 流速时则出现胀流现象。

聚丙烯酰胺的相对分子质量、浓度和岩心渗透 率对临界流速、最大弹性粘度和聚丙烯酰胺流经岩 心后的粘度保留值都有影响。聚丙烯酰胺相对分子 质量越大、溶液浓度越高、岩心渗透率越低,弹性效 应越明显。

聚丙烯酰胺的弹性效应只表现在井底附近较小 范围内,对聚丙烯酰胺的驱油效果影响不大,但会造 成注入井井底压力升高。