基于减阻纳米流体岩心的润湿性反转表征

岩心润湿性反转是纳米流体减阻的关键机制之一,快速、可靠地表征这一变化特征十分重要。基于核磁共振技术探索针对同一岩心快速测试润湿性反转的T_(2)截止值方法,研究T2截止值与润湿性的关系,纳米流体HNFⅡ对岩心润湿性的影响规律,以及纳米流体的减阻效果与机制。结果表明:T_(2)截止值与岩心片接触角基本成线性递增关系,随亲水性减弱而增大;纳米流体驱替后的岩心,水相渗透率提高33%~72%,表面接触角增幅分别为79%、103%、110%和114%,对应的T_(2)截止值增幅分别为17%、33%、54%和116%;岩心的T_(2)截止值与润湿性、渗透率三者的变化趋势一致,且接触角增幅与T2截止值增幅为强相关(相关系数为0.94);纳米流体HNFⅡ使岩心由亲水性向疏水性反转,弛豫时间延长,T_(2)截止值变长,孔壁对水的引力减弱,从而水流阻力下降;T_(2)截止值与润湿性具有内在的一致性,可为岩心润湿性反转的快速测试方法提供理论依据。

岩心微流动的核磁共振可视化研究

岩心微流动可视化是研究化学驱油微观机理的一项重要流体实验新方法,重点介绍采用低场核磁共振成像技术研究天然岩心中流体分布可视化的新进展。提出和分析了国产低场核磁共振成像岩心驱替装置面临的图像不清、材料干扰等问题,通过合理选材、优化参数,从硬件和软件2方面进行了改进与优化,消除了干扰因素。开展了天然岩心的驱替实验,采集了油水的实时NMR信号与MRI成像信号,以及不同驱替阶段油水的NMR-T2谱,得到分辨率较高的油水分布图像。结果显示残余油随着驱替PV数的增加而减少,具有初期减少明显而后趋缓的特点,并发现岩心中存在端部油残滞现象,其范围距端部4mm左右。研究了通过获得的油水分布图像计算含油饱和度的方法,其结果与传统方法一致,误差在10%以内,这也说明了油水分布图像的可靠性。这不仅为计算饱和度提供了一种新方法,而且该方法的另一个优势是可以分析任意局部位置的油水饱和度。研究结果表明,在研究岩心微流动过程中流体分布的可视化方面,核磁共振成像技术是值得深入研究的新方法。

减阻型纳米二氧化硅流体的流变性分析

采用流变仪等方法测试了自主研发的减阻型纳米流体HNFⅢ的流变性,研究分析了纳米SiO_2颗粒浓度（质量分数0.002 5%~0.20%）、剪切速率和温度等参数对HNFⅢ流变性的影响规律,以及HNFⅢ的剪切增稠机理。结果表明：HNFⅢ的黏度随纳米SiO_2颗粒浓度的增加而升高;剪切速率低于临界剪切速率值γ0时,纳米流体的黏度几乎不变,而一旦超过γ0,黏度快速升高,具有明显的剪切增稠特性,并且低浓度的纳米流体黏度上升更快,导致了不同浓度的纳米流体黏度出现汇聚的特征;同时,临界剪切速率γ0随温度升高而减小,随浓度升高而增大。实验得到了纳米液HNFⅢ的本构方程,显示其属于膨胀性流体。重复测试和双向剪切测试表明,剪切增稠具有良好的可逆性,满足＂粒子簇＂理论。

Mn^(2+)对岩心内凝胶成像信号与封堵效果的影响研究

针对核磁共振信号抑制剂氯化锰是否适用于区分凝胶与驱替液信号的问题,开展了Mn^(2+)对聚合物成胶和凝胶结构变化的影响实验,并采用核磁共振成像技术研究了氯化锰对凝胶的成像信号和封堵效果的影响。实验结果表明,随着配液中Mn^(2+)浓度的增加,得到的凝胶黏度降低,Mn^(2+)浓度达到10 g/L,聚合物难以成胶。同时,Mn^(2+)对已经交联的凝胶也有显著的破坏作用。当Mn^(2+)浓度超过2 g/L时,宏观上凝胶出现脱水缩聚现象。微观上凝胶由密集网状结构向稀疏环带状结构变化,当Mn^(2+)浓度超过5 g/L,原来的结构明显被破坏。在氯化锰溶液驱替凝胶过程中,驱替时间越长和Mn^(2+)浓度越高,Mn^(2+)对凝胶成像信号的掏性越明显,对凝胶结构的破坏也越大,导致凝胶在岩心中的封堵能力大幅下降,说明氯化锰溶液作为驱替凝胶的核磁信号区分试剂存在缺陷,需控制作用时间和Mn^(2+)浓度,增强凝胶的抗盐性。