在油田开发的后期,注水开发是提高油田采收率简易可行和环境友好的方式。当油井中的综合含水率达70%以后,油田进入高含水生产期,此阶段中集输管道内的多相流流态及流变特性与开发初期相差很大。油水混合液黏度较开采初期大幅度下降,低温时管流中的油相粘附在管壁上,导致管道有效流通面积减小,油品损失严重、井口回压过高等问题。为研究高含水油水两相体系中的原油粘壁规律,以两种基本不含蜡的稠油为实验对象,首先通过显微观察,确定了油水两相体系的乳化特性,并运用搅拌测黏法测试了油水两相体系的流变特性,然后采用具有搅拌、控温的冷指装置模拟管道中的原油粘壁过程,研究了含水率、热水浴温度、温差、搅拌转速、实验时间5个外部因素对原油粘壁厚度的影响,明确了冷指槽内的主体温度是影响稠油粘壁厚度的主要因素,且温度越低,两相中的油相黏度越大,更易粘附在冷指壁上。以委内瑞拉稠油为例,高含水率下的油水两相体系的粘壁厚度为0.19～0.59mm,纯稠油的粘壁厚度为0.18～0.52mm,二者相差无几。因此,用ANSYS软件模拟冷指内温度场时,可用单相稠油的模拟结果代替油水两相体系的模拟结果。本文模拟了当热水浴温度、冷指壁温、搅拌转速一定时冷指装置内的温度场分布,通过模拟得到的槽内主体温度为确定该条件下的油相的实际黏度提供了依据。进一步分析得知,稠油黏度的变化是影响粘壁厚度的内因。借鉴粘附润湿理论,以接触角为表征参数,从微观上考察了稠油在不同温度、不同基底材料下的粘附特性。实验发现,在20℃的低温时,玻璃优先被油相润湿,当温度高于30℃时,304不锈钢、铜片及玻璃优先被水相润湿,并且玻璃对水相的润湿随温度的升高从中等润湿向强润湿转变。