ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОЧИСТКИ МИКРОПОР ПРИ ЗАВОДНЕНИИ ВЯЗКОУПРУГИМИ ПОЛИМЕРАМИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Полимерное заводнение широко применяется в качестве метода контроля подвижности для повышения нефтеотдачи пластов (EOR), однако часто сообщается о постепенном восстановлении после повышения подвижности, что остается неполным объяснением. В этом обзоре рассматривается роль вязкоупругости в повышении эффективности очистки микропор при заводнении полимеров. Проводится четкое различие между доступом к микропорам (проникновение потока в микродомены с низкой связностью) и мобилизацией микропор (высвобождение захваченного масла из тупиковых пор и углов). Анализ обобщает экспериментальные наблюдения, моделирование масштаба пор и реологические соображения, чтобы оценить, влияют ли упругие напряжения на дополнительные механизмы вытеснения нефти, помимо влияния сдвиговой вязкости. Особое внимание уделяется режиму течения при растяжении в условиях сходящейся и расходящейся геометрии пор, влиянию вязкости сырой нефти и роли солености, температуры и механического разрушения в подавлении вязкоупругих реакций. Обзор показывает, что влияние вязкоупругости на нефтеотдачу зависит от условий эксплуатации и наиболее выражено в пределах определенной вязкости и эксплуатационных периодов. Различия в представленных результатах в значительной степени объясняются несогласованностью реологических характеристик и недостаточным учетом последствий деградации. Для улучшения воспроизводимости и прогнозирования рекомендуется использовать стандартизированные реологические протоколы, основанные на кондиционировании рассола, включая, где это возможно, количественные показатели. Полученные результаты подчеркивают необходимость многомасштабной проверки, связывающей механизмы изменения масштаба пор со смещением керна и эксплуатационными характеристиками месторождения.

1. Rock, A.H. On the role of polymer viscoelasticity in enhanced oil recovery: Extensive laboratory data and review. Polymers, 12(2276) (2020). https://doi.org/10.3390/polym12102276

2. Zeynalli, M.M.-S. A comprehensive review of viscoelastic polymer flooding in sandstone and carbonate rocks. Scientific Reports, 13(17679) (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-44896-9

3. Dzanic, V.S. Mobilization of trapped oil droplet in porous media through viscoelasticity. Physics of Fluids, 35 (2023). https://doi.org/10.1063/5.0163902

4. Azad, M.S. Extensional effects during viscoelastic polymer flooding: Understanding unresolved challenges. SPE Journal, 1827–1841 (2020). https://doi.org/10.2118/201112-PA

5. Xue, X.Z. Enhancing heavy-oil displacement efficiency through viscoelasticity of polymer solution by investigating the viscosity limit of crude oil: An experimental study. Energy Science & Engineering, 1–12 (2024). https://doi.org/10.1002/ese3.1753

6. Wang, S.S. Microscopic experimental study on the sweep and displacement efficiencies in heterogeneous heavy oil reservoirs. Energy Reports, 7, 1627–1635 (2021). https://doi.org/10.1016/j.egyr.2021.03.018

7. Zhu, S.Z. Study on viscoelastic characteristics of polymer solution formation and their effect on oil displacement efficiency. Polymers, 18(2) (2026). https://doi.org/10.3390/polym18010002

8. Zhang, F.J. Laboratory experimental study on polymer flooding in high-temperature and high-salinity heavy oil reservoir. Applied Sciences, 12(11872) (2022). https://doi.org/10.3390/app122211872

9. Herrera, J.M. Experimental evaluation of the mechanical degradation of HPAM polymeric solutions used in enhanced oil recovery. CT&F – Ciencia, Tecnología y Futuro, 10, 131–141 (2020). https://doi.org/10.29047/issn.0122-5383

10. Anil, A.A. Experimental investigation of the effect of viscoelasticity on enhanced oil recovery during polymer flooding. ACS Omega (2025). https://orcid.org/0000-0001-9818-2866

11. Sun, X.S. Study on the occurrence characteristics of the remaining oil in sandstone reservoirs with different permeability after polymer flooding. Polymers, 16(1902) (2024). https://doi.org/10.3390/polym16131902

12. Huang, J.C. Numerical study for the performance of viscoelastic fluids on displacing oil based on the fractional-order Maxwell model. Polymers, 14(5381) (2022). https://doi.org/10.3390/polym14245381

13. Zhu, W.L. Pore-scale experiments reveal distinct flow field of polymer flooding with viscoelasticity loss by high salinity. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects (2023). https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2023.131473

14. Zhong, H.H. Modeling of microflow during viscoelastic polymer flooding in heterogeneous reservoirs of Daqing Oilfield. Journal of Petroleum Science and Engineering, 210(110091) (2022). https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.110091

15. Daripa, P.M. Modeling shear thinning polymer flooding using a dynamic viscosity model. Physics of Fluids, 35(046606) (2023). https://doi.org/10.1063/5.0145061

16. Ahmed, M.E. Enhancing the oil recovery from naturally fractured reservoirs using viscoelastic surfactant (VES) flooding: A field-scale simulation. ACS Omega, 7, 504–517 (2022). http://pubs.acs.org/journal/acsodf?ref=pdf