CN116148131A - 一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法 - Google Patents

一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法。所述测试方法包括如下步骤：将稠油和水/乳化降粘剂溶液分别加入至中间容器中；打开预处理岩心或砂管的注入端和采出端，关闭试验岩心或填砂管的注入端和采出端，向预处理岩心或填砂管中同时注入稠油和水/乳化降粘剂溶液；待预处理岩心或填砂管的两端压力稳定后，打开试验岩心或填砂管的注入端和采出端，直至试验岩心或填砂管的两端压力稳定，记录稠油和水/乳化降粘剂溶液的总注入速度，试验岩心或填砂管两端的压力差和油水体积比；根据渗流动力学方程即得。本发明方法解决了目前室内制备原油乳状液方法与油藏实际渗流条件严重脱节的问题，能准确地反映油藏实际条件下稠油乳状液的动态粘度。

Description

一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法
技术领域
本发明涉及一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法，属于稠油油藏水/蒸汽驱开发和提高采收率领域。
背景技术
稠油油藏资源丰富，但稠油通常具有胶质、沥青质含量高、粘度大等特点。稠油开发过程中，一方面由于其粘度较注入水大，导致水驱采收率低。其次，稠油中胶质和沥青质等活性物质容易吸附于油水界面形成油包水乳状液，进一步使其粘度增大，流动性降低。此外，化学驱提高稠油采收率时，通常是通过将原油乳化形成小粒径油滴分散于乳化降粘剂溶液中，并随之流动至采油井，达到提高稠油采收率的目的。不论是在成藏、水/蒸汽驱还是乳化降粘剂驱时，稠油和水相在地层孔隙介质的剪切作用下均会形成稠油乳状液。成藏和水/蒸汽驱形成的乳状液类型是油包水乳状液。而化学驱提高稠油采收率形成的是水包油乳状液。
常规对于稠油乳状液的制备通常是将乳化驱油剂和原油按照一定的比例混合，在经过搅拌器搅拌、乳化机乳化、超声波乳化等方式使水分散于油相中或是使原油分散于乳化驱油剂溶液中。用流变仪测量特定剪切速率条件下乳状液的剪切粘度，从而来评价稠油乳状液在地层中的动态粘度。但是该稠油乳状液的制备和粘度测试方法与实际油藏条件完全脱离。因为，稠油乳状液的形成和流动场所均为储层多孔介质。储层多孔介质的尺寸、迂曲度、孔隙壁面性质等对稠油乳状液的动态粘度有显著影响。而稠油乳状液的制备和粘度测试方法完全忽略了上述因素的影响，致使无法准确描述稠油乳状液在地层孔隙介质中动态粘度。因此，需要提供一种新的稠油乳状液储层动态粘度测试方法，以解决上述问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种能够在模拟油藏渗流条件下，评价稠油乳状液在渗流状态下的动态粘度测试方法。
本发明提供的稠油乳状液的储层动态粘度的测试方法，是利用长距离岩心或填砂管模拟油藏渗流环境，首先将稠油和水/乳化降粘剂溶液按一定比例同时注入预处理岩心或填砂管；然后，待预处理岩心或填砂管两端压力稳定后，再用管线连接预处理岩心或填砂管的出口端与试验岩心或填砂管的注入端，直至试验岩心或填砂管两侧压力稳定，记录渗流速度、压差以及注入油相和水相的体积比例，将试验试验岩心或填砂管两侧压力稳定时的压力作为渗流压差。
具体地，本发明采用的驱替装置的结构如下：
所述驱替装置包括依次连接的预处理岩心和试验岩心，或预处理填砂管和试验填砂管；
所述预处理岩心或所述预处理填砂管的注入端连接中间容器Ⅰ和中间容器Ⅱ，所述试验岩心或所述试验填砂管的采出端连接液体采集装置；
所述预处理岩心和所述试验岩心，或所述预处理填砂管和所述试验填砂管的两端均连接压力采集系统；
所述预处理岩心或所述预处理填砂管、所述试验岩心或所述试验填砂管、所述中间容器Ⅰ和所述中间容器Ⅱ设置于恒温箱中；
所述预处理岩心或所述试验岩心的直径为2～5cm，长度为2.5～10cm，渗透率为0.1～200mD；
所述预处理填砂管或所述试验填砂管的直径为2～5cm，长度为10～50cm，渗透率为200～10000mD。
具体地，所述稠油粘度为50～200mPa·s时，所述预处理岩心的长度为2.5～10cm，渗透率为0.1～200mD，其中渗透率根据油藏实际情况选择；
所述稠油粘度为200～400mPa·s时，所述预处理填砂管的长度为10～50cm，渗透率为200～500mD，其中渗透率根据油藏实际情况选择；
所述稠油粘度为400～1000mPa·s时，所述预处理填砂管的长度为10～50cm，渗透率为500～1000mD，其中渗透率根据油藏实际情况选择；
所述稠油粘度为1000～5000mPa·s时，所述预处理填砂管的长度为20～50cm，渗透率为1000～5000mD，其中渗透率根据油藏实际情况选择；
所述稠油粘度为5000～10000mPa·s时，所述预处理填砂管的长度为30～50cm，渗透率为5000～10000mD，其中渗透率根据油藏实际情况选择。
具体地，采用所述驱替装置进行测试的步骤如下：
S1、将稠油加入至所述中间容器Ⅰ中，将水/乳化降粘剂溶液加入至中间容器Ⅱ中，加热至乳化温度；
S2、打开所述预处理岩心或所述预处理填砂管的注入端和采出端，关闭所述试验岩心或所述试验填砂管的注入端和采出端，向所述预处理岩心或所述预处理填砂管中同时注入所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液；
S3、待所述预处理岩心或所述预处理填砂管的两端压力稳定后，打开所述试验岩心或所述试验填砂管的注入端和采出端，直至所述试验岩心或所述试验填砂管的两端压力稳定，记录所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液的总注入速度，所述试验岩心或所述试验填砂管两端的压力差和油水体积比；
即首先使稠油乳状液在所述预处理岩心或所述预处理填砂管中充分混合均匀，使进入到所述试验岩心或所述试验填砂管中的稠油乳状液完全均匀；
根据下式所示的渗流动力学方程得到稠油乳状液的储层动态粘度；
Figure BDA0004110730460000031
式中，Q表示稠油和水/乳化降粘剂溶液的总注入速度，ml/min；k表示试验岩心或试验填砂管的渗透率，mD；L表示试验岩心或试验填砂管的长度，cm；A表示渗流面积，cm2；△P表示试验岩心或试验填砂管两端的压力差，MPa，μ表示稠油乳状液的储层动态粘度，mPa·s。
上述的测试方法中，步骤S1中，控制恒温箱的温度为25～100℃。
上述的测试方法中，所述稠油的粘度为50～10000mPa·s。
上述的测试方法中，所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液的注入速度均为0.1～10ml/min。
上述的测试方法中，所述稠油与所述水/乳化降粘剂溶液的体积比为1～9：1～9。
本发明方法适用于本领域中常规的乳化降粘剂，如表面活性剂、活性纳米颗粒、聚表剂、纳米流体、碱等。
本发明适用于对不同类型稠油乳状液在储层多孔介质中渗流时动态粘度的测试，如油包水乳状液、水包油乳状液和多重乳状液等。
本发明方法具有如下有点：
本发明克服了以往利用机械搅拌和超声波方法制备原油乳状液要求静态环境以及脱离油藏渗流条件等不足，不仅丰富了稠油乳状液流动性评价技术，且更加真实地模拟了乳化驱油剂在油藏多孔介质中乳化原油的渗流条件。本发明方法解决了目前室内制备原油乳状液方法与油藏实际渗流条件严重脱节的问题，能够准确地反映油藏实际条件下稠油乳状液的动态粘度。
附图说明
图1为本发明方法采用的驱替装置的结构示意图。
图2为本发明稠油乳状液动态粘度评价方法的流程图。
图3为本发明实施例1和对比例1得到的油水比7：3时稠油油包水乳状液动态粘度。
图4为本发明实施例2和对比例2得到的油水比为5：5时稠油水包油乳状液动态粘度。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
本发明采用的驱替装置的结构示意图如图1所示，预处理填砂管7和试验填砂管8连接，预处理填砂管7的注入端通过四通阀6连接中间容器4和5、压力采集系统1，试验填砂管8的采出端通过三通阀9连接液体采集装置12和压力采集系统1，预处理填砂管7和试验填砂管8连接的管线也与压力采集系统1连接，以实现对压力的监控。中间容器4和5的一端连接恒速恒压泵2和3，以进行驱动。其中，中间容器4和5、预处理填砂管7和试验填砂管8以及相应管线设置于恒温箱11中。
实施例1、
按照图2所示的流程，采用上述驱替装置进行稠油乳状液动态粘度测试，其中，预处理填砂管的直径为2.5cm，长度为15cm，渗透率为600mD；测试填砂管直径为2.5cm，长度为50cm，渗透率为600mD。
(1)准备100ml粘度为505mPa·s(60℃)的脱水原油，置于中间容器4中；
(2)准备100ml水，置于中间容器5中；
(3)打开恒温箱11，将温度设置为60℃；
(4)打开压力采集系统1，打开预处理填砂管7的注入端和采出端阀门；
(5)使稠油和水同时注入预处理填砂管7中，稠油注入速度为0.35ml/min，水注入速度为0.15ml/min；
(6)压力稳定后，连接预处理填砂管7的出口和试验填砂管8的入口；
(7)待试验填砂管8两侧压差稳定，记录渗流速率Q、试验填砂管两侧压差△P；
(8)利用达西定律，建立稠油乳状液储层多孔介质中的渗流动力学方程：
Figure BDA0004110730460000041
式中，Q—油相和水相总注入速度，ml/min；k—填砂管渗透率，mD；L—填砂管长度，cm；A—渗流面积，cm2；△P—试验填砂管两端压力差，MPa。μ—稠油乳状液储层动态粘度，mPa·s。
(9)利用上述渗流动力学方程，计算稠油油包水乳状液的动态粘度，结果如图3所示。
图3中对比例1表示试验填砂管8出口收集的采出液，按照传统利用流变仪进行粘度测试得到的结果。
从图2可以看出，对于相同的油水比为7：3制得的稠油油包水乳状液，其利用本发明方法测试得到的粘度较传统测试更大。这主要是由于两个方面的影响：稠油在孔隙表面粘附力强，使其动态粘度大；稠油油包水乳状液在通过细小孔隙时贾敏效应引起的附加阻力。二者的共同作用，使得传统测试方法准确性降低。
实施例2、
按照图2所示的流程，采用上述驱替装置进行稠油乳状液动态粘度测试，，其中，预处理填砂管的直径为2.5cm，长度为15cm，渗透率为600mD；测试填砂管直径为2.5cm，的长度为50cm，渗透率为600mD。
(1)准备100ml粘度为505mPa·s(60℃)的脱水原油，置于中间容器中；
(2)准备100ml浓度为0.5％的市售乳化降粘剂辛烷基苯酚聚氧乙烯醚(OP-10)水溶液，置于中间容器中；
(3)打开恒温箱，将温度设置为60℃；
(4)打开压力采集系统，打开预处理填砂管的注入端和采出端阀门；
(5)将稠油和乳化降粘剂溶液同时注入预处理填砂管，稠油注入速度为0.25ml/min，水注入速度为0.25ml/min；
(6)压力稳定后，连接预处理填砂管的出口和试验填砂管的入口；
(7)待试验填砂管两侧压差稳定，记录渗流速率Q、试验填砂管两侧压差△P；
(8)利用达西定律，建立稠油乳状液储层多孔介质中的渗流动力学方程：
Figure BDA0004110730460000051
式中，Q—油相和水相总注入速度，ml/min；k—填砂管渗透率，mD；L—填砂管长度，cm；A—渗流面积，cm2；△P—试验填砂管两端压力差，MPa。μ—稠油乳状液储层动态粘度，mPa·s。
(9)利用上述渗流动力学方程，计算稠油水包油乳状液的动态粘度，结果如图4所示。
图4中对比例2表示试验填砂管8出口收集的采出液，按照传统利用流变仪进行粘度测试得到的结果。
从图4可以看出，对于相同的稠油和乳化降粘剂溶液比为5：5制得的稠油水包油乳状液，其利用本发明方法测试得到的粘度较传统测试更大。这主要是由于乳化降粘剂的作用是将稠油乳化为油滴进入乳化降粘剂溶液中，并随之流动。但是稠油油滴在经过多孔介质的过程中，会发明严重的贾敏效应，使其在地层多孔介质中的流动能力大大降低。
实施例3、
按照图2所示的流程，采用上述驱替装置进行稠油乳状液动态粘度测试。其中，预处理岩心的直径为2.5cm，长度为2.5cm，渗透率为100mD；测试岩心的直径为2.5cm，长度为10cm，渗透率为100mD。
(1)准备100ml粘度为102mPa·s(25℃)的脱水原油，置于中间容器中；
(2)准备100ml浓度为0.5％的市售乳化降粘剂辛烷基苯酚聚氧乙烯醚(OP-10)水溶液，置于中间容器中；
(3)打开恒温箱，将温度设置为25℃；
(4)打开压力采集系统，打开预处理岩心的注入端和采出端阀门；
(5)将稠油和乳化降粘剂溶液同时注入预处理岩心，稠油注入速度为0.25ml/min，水注入速度为0.25ml/min；
(6)压力稳定后，连接预处理岩心的出口和试验岩心的入口；
(7)待试验岩心两侧压差稳定，记录渗流速率Q、试验岩心两侧压差△P；
(8)利用达西定律，建立稠油乳状液储层多孔介质中的渗流动力学方程(同实施例2)。
(9)利用上述渗流动力学方程，计算稠油水包油乳状液的动态粘度，结果如表1所示。
按照上述步骤进行对比例3-1至3-3：将至预处理岩心的长度替换为1cm、2cm和5cm，其余不变。
表1中对比例3-1至3-3表示预处理岩心的长度分别1cm、2cm和5cm时所测的稠油水包油乳状液的动态粘度。
表1实施例3和对比例所测试稠油水包油乳状液动态粘度统计
组别 实施例3 对比例3-1 对比例3-2 对比例3-3
预处理岩心长度(cm) 2.5 1 2 5
动态粘度(mPa·s) 7.92 18.14 12.25 7.91
可以看出，预处理岩心的长度对测试结果的影响较大，这主要是由于当预处理岩心的长度过短时，稠油和乳化降粘剂溶液在预处理岩心流出时并未达到完全乳化状态，乳状液的粒径较大，在流入试验岩心时，贾敏效应引起的附加阻力大，导致测试得到的试验岩心两端的压力增大。此时只有当预处理岩心的长度大于2.5cm时，乳状液在流经预处理岩心后才能完全乳化。
实施例4、
按照图2所示的流程，采用上述驱替装置进行稠油乳状液动态粘度测试。其中，预处理填砂管的直径为2.5cm，长度为10cm，渗透率为300mD；测试填砂管的直径为2.5cm，长度为50cm，渗透率为300mD。
(1)准备100ml粘度为324mPa·s(25℃)的脱水原油，置于中间容器中；
(2)准备100ml浓度为0.5％的市售乳化降粘剂辛烷基苯酚聚氧乙烯醚(OP-10)水溶液，置于中间容器中；
(3)打开恒温箱，将温度设置为25℃；
(4)打开压力采集系统，打开预处理填砂管的注入端和采出端阀门；
(5)将稠油和乳化降粘剂溶液同时注入预处理填砂管，稠油注入速度为0.25ml/min，水注入速度为0.25ml/min；
(6)压力稳定后，连接预处理填砂管的出口和试验填砂管的入口；
(7)待试验填砂管两侧压差稳定，记录渗流速率Q、试验填砂管两侧压差△P；
(8)利用达西定律，建立稠油乳状液储层多孔介质中的渗流动力学方程(同实施例2)。
(9)利用上述渗流动力学方程，计算稠油水包油乳状液的动态粘度，结果如表1所示。
按照上述步骤进行对比例4-1至4-3：将至预处理填砂管的长度替换为5cm、8cm和15cm，其余不变。
表2中对比例4-1至4-3表示预处理岩心的长度分别5cm、8cm和15cm时所测的稠油水包油乳状液的动态粘度。
表2实施例4和对比例所测试稠油水包油乳状液动态粘度统计
组别 实施例4 对比例4-1 对比例4-2 对比例4-3
预处理填砂管长度(cm) 10 5 8 15
动态粘度(mPa·s) 24.7 35.8 31.6 24.8
可以看出，预处理填砂管的长度对测试结果的影响较大，这主要是由于当预处理填砂管的长度过短时，稠油和乳化降粘剂溶液在预处理填砂管流出时并未达到完全乳化状态，乳状液的粒径较大，在流入测试填砂管时，贾敏效应引起的附加阻力大，导致测试得到的试验填砂管两端的压力增大。此时只有当预处理填砂管的长度大于10cm时，乳状液在流经预处理填砂管后才能完全乳化。
实施例5、
按照图2所示的流程，采用上述驱替装置进行稠油乳状液动态粘度测试。其中，预处理填砂管的直径为2.5cm，长度为10cm，渗透率为800mD；测试填砂管的直径为2.5cm，长度为50cm，渗透率为800mD。
(1)准备100ml粘度为866mPa·s(25℃)的脱水原油，置于中间容器中；
(2)准备100ml浓度为0.5％的市售乳化降粘剂辛烷基苯酚聚氧乙烯醚(OP-10)水溶液，置于中间容器中；
(3)打开恒温箱，将温度设置为25℃；
(4)打开压力采集系统，打开预处理填砂管的注入端和采出端阀门；
(5)将稠油和乳化降粘剂溶液同时注入预处理填砂管，稠油注入速度为0.25ml/min，水注入速度为0.25ml/min；
(6)压力稳定后，连接预处理填砂管的出口和试验填砂管的入口；
(7)待试验填砂管两侧压差稳定，记录渗流速率Q、试验填砂管两侧压差△P；
(8)利用达西定律，建立稠油乳状液储层多孔介质中的渗流动力学方程(同实施例2)。
(9)利用上述渗流动力学方程，计算稠油水包油乳状液的动态粘度，结果如表1所示。
按照上述步骤进行对比例5-1至5-3：将至预处理填砂管的长度替换为5cm、8cm和20cm，其余不变。
表3中对比例5-1至5-3表示预处理岩心的长度分别5cm、8cm和20cm时所测的稠油水包油乳状液的动态粘度。
表3实施例5和对比例所测试稠油水包油乳状液动态粘度统计
组别 实施例5 对比例5-1 对比例5-2 对比例5-3
预处理填砂管长度(cm) 10 5 8 20
动态粘度(mPa·s) 28.6 42.1 36.5 28.5
可以看出，预处理填砂管的长度对测试结果的影响较大，这主要是由于当预处理填砂管的长度过短时，稠油和乳化降粘剂溶液在预处理填砂管流出时并未达到完全乳化状态，乳状液的粒径较大，在流入测试填砂管时，贾敏效应引起的附加阻力大，导致测试得到的试验填砂管两端的压力增大。此时只有当预处理填砂管的长度大于10cm时，乳状液在流经预处理填砂管后才能完全乳化。
实施例6、
按照图2所示的流程，采用上述驱替装置进行稠油乳状液动态粘度测试。其中，预处理填砂管的直径为2.5cm，长度为20cm，渗透率为3000mD；测试填砂管的直径为2.5cm，长度为50cm，渗透率为3000mD。
(1)准备100ml粘度为2865mPa·s(25℃)的脱水原油，置于中间容器中；
(2)准备100ml浓度为0.5％的市售乳化降粘剂辛烷基苯酚聚氧乙烯醚(OP-10)水溶液，置于中间容器中；
(3)打开恒温箱，将温度设置为25℃；
(4)打开压力采集系统，打开预处理填砂管的注入端和采出端阀门；
(5)将稠油和乳化降粘剂溶液同时注入预处理填砂管，稠油注入速度为0.25ml/min，水注入速度为0.25ml/min；
(6)压力稳定后，连接预处理填砂管的出口和试验填砂管的入口；
(7)待试验填砂管两侧压差稳定，记录渗流速率Q、试验填砂管两侧压差△P；
(8)利用达西定律，建立稠油乳状液储层多孔介质中的渗流动力学方程(同实施例2)。
(9)利用上述渗流动力学方程，计算稠油水包油乳状液的动态粘度，结果如表1所示。
按照上述步骤进行对比例6-1至6-3：将至预处理填砂管的长度替换为10cm、15cm和30cm，其余不变。
表4中对比例6-1至6-3表示预处理岩心的长度分别10cm、15cm和30cm时所测的稠油水包油乳状液的动态粘度。
表4实施例6和对比例所测试稠油水包油乳状液动态粘度统计
组别 实施例6 对比例6-1 对比例6-2 对比例6-3
预处理填砂管长度(cm) 20 10 15 30
动态粘度(mPa·s) 45.2 86.8 65.4 45.5
可以看出，预处理填砂管的长度对测试结果的影响较大，这主要是由于当预处理填砂管的长度过短时，稠油和乳化降粘剂溶液在预处理填砂管流出时并未达到完全乳化状态，乳状液的粒径较大，在流入测试填砂管时，贾敏效应引起的附加阻力大，导致测试得到的试验填砂管两端的压力增大。此时只有当预处理填砂管的长度大于20cm时，乳状液在流经预处理填砂管后才能完全乳化。
实施例7、
按照图2所示的流程，采用上述驱替装置进行稠油乳状液动态粘度测试。其中，预处理填砂管的直径为2.5cm，长度为30cm，渗透率为8000mD；测试填砂管的直径为2.5cm，长度为50cm，渗透率为8000mD。
(1)准备100ml粘度为7243mPa·s(25℃)的脱水原油，置于中间容器中；
(2)准备100ml浓度为0.5％的市售乳化降粘剂辛烷基苯酚聚氧乙烯醚(OP-10)水溶液，置于中间容器中；
(3)打开恒温箱，将温度设置为25℃；
(4)打开压力采集系统，打开预处理填砂管的注入端和采出端阀门；
(5)将稠油和乳化降粘剂溶液同时注入预处理填砂管，稠油注入速度为0.25ml/min，水注入速度为0.25ml/min；
(6)压力稳定后，连接预处理填砂管的出口和试验填砂管的入口；
(7)待试验填砂管两侧压差稳定，记录渗流速率Q、试验填砂管两侧压差△P；
(8)利用达西定律，建立稠油乳状液储层多孔介质中的渗流动力学方程(同实施例2)。
(9)利用上述渗流动力学方程，计算稠油水包油乳状液的动态粘度，结果如表1所示。
按照上述步骤进行对比例7-1至7-3：将至预处理填砂管的，长度替换为10cm、20cm和40cm，其余不变。
表5中对比例7-1至7-3表示预处理岩心的长度分别10cm、20cm和40cm时所测的稠油水包油乳状液的动态粘度。
表5实施例7和对比例所测试稠油水包油乳状液动态粘度统计
组别 实施例7 对比例7-1 对比例7-2 对比例7-3
预处理填砂管长度(cm) 30 10 20 40
动态粘度(mPa·s) 64.9 124.8 98.7 65.3
可以看出，预处理填砂管的长度对测试结果的影响较大，这主要是由于当预处理填砂管的长度过短时，稠油和乳化降粘剂溶液在预处理填砂管流出时并未达到完全乳化状态，乳状液的粒径较大，在流入测试填砂管时，贾敏效应引起的附加阻力大，导致测试得到的试验填砂管两端的压力增大。此时只有当预处理填砂管的长度大于30cm时，乳状液在流经预处理填砂管后才能完全乳化。

Claims (8)

1.一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法，包括在驱替装置中进行的如下步骤：
所述驱替装置包括依次连接的预处理岩心和试验岩心，或预处理填砂管和试验填砂管；
所述预处理岩心或所述预处理填砂管的注入端连接中间容器Ⅰ和中间容器Ⅱ，所述试验岩心或所述试验填砂管的采出端连接液体采集装置；
所述预处理岩心和所述试验岩心，或所述预处理填砂管和所述试验填砂管的两端均连接压力采集系统；
S1、将稠油加入至所述中间容器Ⅰ中，将水/乳化降粘剂溶液加入至中间容器Ⅱ中，加热至乳化温度；
S2、打开所述预处理岩心或所述预处理填砂管的注入端和采出端，关闭所述试验岩心或所述试验填砂管的注入端和采出端，向所述预处理岩心或所述预处理填砂管中同时注入所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液；
S3、待所述预处理岩心或所述预处理填砂管的两端压力稳定后，打开所述试验岩心或所述试验填砂管的注入端和采出端，直至所述试验岩心或所述试验填砂管的两端压力稳定，记录所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液的总注入速度，所述试验岩心或所述试验填砂管两端的压力差和油水体积比；
根据下式所示的渗流动力学方程得到稠油乳状液的储层动态粘度；
Figure FDA0004110730450000011
式中，Q表示稠油和水/乳化降粘剂溶液的总注入速度，ml/min；k表示试验岩心或试验填砂管的渗透率，mD；L表示试验岩心或试验填砂管的长度，cm；A表示渗流面积，cm2；△P表示试验岩心或试验填砂管两端的压力差，MPa，μ表示稠油乳状液的储层动态粘度，mPa·s。
2.根据权利要求1所述的测试方法，其特征在于：所述预处理岩心或所述预处理填砂管、所述试验岩心或所述试验填砂管、所述中间容器Ⅰ和所述中间容器Ⅱ设置于恒温箱中。
3.根据权利要求2所述的测试方法，其特征在于：步骤S1中，控制恒温箱的温度为25～100℃。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的测试方法，其特征在于：所述预处理岩心或所述试验岩心的直径为2～5cm，长度为2.5～10cm，渗透率为0.1～200mD；
所述预处理填砂管或所述试验填砂管的直径为2～5cm，长度为10～50cm，渗透率为200～10000mD。
5.根据权利要求4所述的测试方法，其特征在于：所述稠油粘度为50～200mPa·s时，所述预处理岩心的长度为2.5～10cm，渗透率为0.1～200mD；
所述稠油粘度为200～400mPa·s时，所述预处理填砂管的长度为10～50cm，渗透率为200～500mD；
所述稠油粘度为400～1000mPa·s时，所述预处理填砂管的长度为10～50cm，渗透率为500～1000mD；
所述稠油粘度为1000～5000mPa·s时，所述预处理填砂管的长度为20～50cm，渗透率为1000～5000mD；
所述稠油粘度为5000～10000mPa·s时，所述预处理填砂管的长度为30～50cm，渗透率为5000～10000mD。
6.根据权利要求1-6中任一项所述的测试方法，其特征在于：所述稠油和所述水/乳化降粘剂溶液的注入速度均为0.1～10ml/min。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的测试方法，其特征在于：所述稠油与所述水/乳化降粘剂溶液的体积比为1～9：1～9。
8.权利要求1-7中任一项所述方法中的驱替装置在稠油乳状液储层流动过程中动态粘度的测试中的应用。
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