ҚАБАТТАРДЫҢ МҰНАЙБЕРГІШТІГІН АРТТЫРУ ҮШІН ТҰТҚЫР СЕРПІМДІ ПОЛИМЕРЛЕРМЕН СУ АЙДАУ КЕЗІНДЕ МИКРОКЕУЕКТЕРДІ ТАЗАРТУ ТИІМДІЛІГІ

Полимерлі су айдау қабаттардың мұнай өндірісін (ҚМБА) арттыру үшін ұтқырлықты бақылау әдісі ретінде кеңінен қолданылады, дегенмен ұтқырлықты арттырғаннан кейін оның біртіндеп қалпына келуі туралы жиі хабарланады, бұл толық түсіндірілмеген құбылыс. Бұл шолу полимерлерді суды айдау кезінде микрокеуектерді тазарту тиімділігін арттырудағы тұтқыр серпімділіктің рөлін қарастырады. Микрокеуектерге қол жеткізу (төмен байланысқан микродомендерге ағынның енуі) мен микрокеуектердің жылжуы (тұйық тесіктер мен бұрыштардан мұнайды босату) арасында нақты айырмашылық бар. Талдау серпімді кернеулердің ығысу тұтқырлығы әсерінен бөлек мұнайды ығыстырудың қосымша механизмдеріне ықпалын бағалау үшін эксперименттік бақылауларды, кеуек масштабы бойынша модельдеуді және реологиялық пайымдарды қорытындылайды. Кеуектердің қосылу және ажырау геометриясы жағдайында созылу кезіндегі ағын режиміне, шикі мұнай тұтқырлығының әсеріне және тұтқыр серпімді реакцияларды әлсіретудегі тұздылықтың, температураның және механикалық бұзылудың рөліне ерекше назар аударылады. Бұл шолу тұтқырлықтың мұнай өндіруге әсері пайдалану жағдайларына тәуелді екенін және белгілі бір тұтқырлық мәндері мен пайдалану кезеңдерінде айқын көрінетінін көрсетеді. Ұсынылған нәтижелердегі айырмашылықтар көбіне реологиялық сипаттамалардың сәйкес келмеуімен және деградация салдарының жеткіліксіз ескерілуімен түсіндіріледі. Қайталанымдылық пен болжамдылықты жақсарту үшін тұзды ерітіндіні кондиционерлеуге негізделген стандартталған реологиялық хаттамаларды, мүмкіндігінше сандық көрсеткіштермен бірге пайдалану ұсынылады. Нәтижелер кеуек масштабының өзгеру механизмдерін өзек масштабы бойынша ығыстырумен және кен орнын пайдалану сипаттамаларымен байланыстыратын көп масштабты тексерудің қажеттілігін көрсетеді.

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