Debido a que la viscosidad del crudo en yacimientos de petróleo pesado es alta y la heterogeneidad del reservorio es severa, el fluido de desplazamiento suele fluir por canales de permeabilidad dominante, lo que provoca un avance temprano o incluso ciclos ineficaces, y finalmente resulta en una baja tasa de recuperación. Es necesario estudiar agentes y sistemas de recuperación de petróleo que puedan establecer de manera eficiente capacidades de resistencia bajo baja viscosidad para lograr un buen control de la fluidez y ajustar significativamente la heterogeneidad. A viscosidades similares, se utilizó el poliacrilamida parcialmente hidrolizado (HPAM) como comparación para estudiar sistemáticamente el coeficiente de resistencia, la capacidad de control homogéneo de la fluidez y la capacidad de ajuste de la heterogeneidad de los polímeros asociativos (HAWSP). A viscosidades similares, y en un rango de permeabilidad de (300~2000)×10^-3 μm², el coeficiente de resistencia de los polímeros asociativos fue aproximadamente cuatro veces mayor que el establecido por HPAM a 300×10^-3 μm², y los polímeros asociativos mostraron un frente de desplazamiento claramente estable y un mayor valor de recuperación para crudos de 110.7 mPa·s; bajo condiciones homogéneas, los polímeros asociativos y el HPAM tienen un comportamiento similar en la producción y retención del polímero, mientras que en condiciones heterogéneas, la tasa de retención del primero (63.4 %) es significativamente mayor que la del segundo (5.2 %); con una diferencia de permeabilidad de 4 veces, los polímeros asociativos mostraron un comportamiento de derivación alternado claro entre capas de alta y baja permeabilidad, y pudieron mantener una alta tasa de ramificación en las capas de baja permeabilidad durante un período prolongado; con una diferencia de permeabilidad de 5 veces, los polímeros asociativos pudieron desplazar la mayor parte del petróleo residual en las áreas de alta y baja permeabilidad del modelo en racimo, y se observaron fenómenos de “estiramiento” y “puente de ruta de petróleo” en los grandes canales periféricos. Los resultados indican que los polímeros asociativos tienen una capacidad significativa de control de flujo y ajuste de la heterogeneidad, lo que también ha sido confirmado por su aplicación en el campo en la recuperación polimérica en campos petroleros marinos, por lo que los polímeros asociativos tienen un gran potencial de aplicación en el desarrollo de yacimientos de petróleo pesado.

petróleo pesado;polímeros asociativos;HPAM;control de fluidez;ajuste de heterogeneidad