导航：安全管理网>> 安全论文>> 环境保护论文>>正文

高温、高盐环境双重交联凝胶调堵体系的制备及性能

文档作者：杨祖国1，2，郭继香1，马清杰2，3，郭锦棠4，高秋英2，3 （文档来源： 1. 中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院 2. 中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室 3. 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司 4. 天津大学化工学院		更新日期： 2026年05月28日	点击数：
下载地址：点击这里	文件大小： 1.44 MB 共8页	文档格式： PDF	下载点数： 1 点（VIP免费）

全屏查看

内容预览 [文件共8页]

本文件共8页，如需编辑使用，请下载。

注：预览效果可能会出现部分文字乱码（如口口口）、内容显示不全等问题，下载是正常的。

	文件大小：1.44 MB 共8页文件格式：PDF 下载点数：1 点（VIP会员免费）

上一篇：高温 H2S/CO2/O2 环境下N80油管腐蚀规律…

文本预览

仅提取页面文字内容，供快速阅读使用。

第42 卷第1 期
2025 年3 月25 日
油田化学
Oilfield Chemistry
Vol.42 No.1
25 Mar，2025
http：//ythx.scu.edu.cn
0 前言
随着石油不断开采，油井出水已经成为油田开
发过程中普遍存在的问题，使产油量降低，导致油
田开发的经济效益受到严重影响［1-2］，因此，油田堵
水调剖工艺在石油开发领域显得尤为重要。目前
堵调剂以高分子水凝胶为主，分为水溶性聚合物交
联体系和单体原位自由基聚合体系两类。聚合物
交联体系是指高分子聚合物溶液在适当交联剂作
用下失去流动性而形成的冻胶材料，所用聚合物有
黄原胶、瓜尔胶、壳聚糖、改性淀粉等［3-5］天然高分子
材料以及聚丙烯酰胺、聚乙烯醇等合成高分子材
料［6-8］。单体原位自由基聚合体系指向几种单体中
加入适当的引发剂和交联剂，形成具有网络结构的
凝胶［9］，反应单体以丙烯酰胺为主，或引入一定量的
带有刚性侧基以及强水化、耐水解基团的功能单
体［10-12］，如2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N-
乙烯基吡咯烷酮（NVP）、丙烯酸叔丁酯等［13-15］。由
于油藏内部存在大量的分散介质（地层水），它们被
机械地包藏于具有多孔结构的凝胶的孔洞之中，因
此高分子水凝胶材料具有较为显著的成本优势。
然而，在高温、高盐、强水冲刷的复杂油藏环境下，
文章编号：1000-4092（2025）01-082-08
高温、高盐环境双重交联凝胶调堵体系的制备及性能*
杨祖国1，2，郭继香1，马清杰2，3，郭锦棠4，高秋英2，3
（1. 中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京102249；2. 中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆乌鲁木齐
830011；3. 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830000；4. 天津大学化工学院，天津300350）
摘要：针对现有油田调堵剂高温地层条件下凝胶时间较短、不耐稀释、长期稳定性差的问题，采用二级交联结构
设计，以甲基丙烯酸缩水甘油酯（GMA）、二乙二醇二甲基丙烯酸酯（EDMA）为共聚单体，氧化氢叔丁醇（TBHP）
为引发体系，聚乙二醇（PEG）为有机溶剂，气相二氧化硅（AEROSIL）为增强剂，合成耐温耐盐性双重交联凝胶体
系，研究了各组分加量对凝胶成胶时间及储能模量的影响，考察了凝胶的黏弹性、老化稳定性、耐地层水稀释性
和封堵性。研究结果表明，凝胶体系的最优配方为：10% GMA+0.7% EDMA+0.066% TBHP+3%AEROSIL（其余
为PEG 溶剂）。该凝胶体系的初始黏度为315 mPa·s，凝胶时间为2～10 h，储能模量为5230 Pa，抗压强度为
0.221 MPa。所生成的凝胶在矿化度为2.2×105 mg/L 的模拟地层水中140 ℃高温老化30 d，无体积收缩，储能模
量可达4000 Pa 以上。该凝胶具有较好的耐地层水稀释能力，加入体积分数为40%的地层水时所形成凝胶的剪
切强度虽降低约18%，但储能模量仍可达4000 Pa 以上。凝胶基液表现出良好的注入稳定性，驱替实验反向突破
压力梯度达5.5 MPa/m，所形成凝胶的力学强度可满足封堵裂缝通道需求，为高温高矿化度油藏提供了一种有潜
力的堵调材料。
关键词：耐温耐盐；二级交联；凝胶；堵调剂
文献标识码：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.012
中图分类号：TE358+ .3 开放科学（资源服务）标识码（OSID）：
* 收稿日期：2024-02-13；修回日期：2024-04-03；录用日期：2024-04-08。
基金项目：中国石化科研攻关项目“缝洞型稠油油藏化学驱提高采收率技术可行性研究”（项目编号P24160）。
作者简介：杨祖国（1982—），男，研究员，长江大学应用化学专业硕士（2007），从事油田化学相关工作，通信地址：830011 新疆乌鲁木齐
市长春南路466 号，电话：0991-3161048，E-mail：yangzg.xbsj@sinopec.com。
第42 卷第1 期
http：//ythx.scu.edu.cn
传统凝胶体系在工程实践中容易出现以下问题：
①在多孔介质运移过程中，地层水的稀释和孔喉对
聚合物的剪切，造成凝胶质量变差甚至无法反应成
胶［16-17］；②聚合物分子在高温环境下易发生水解，与
钙镁离子结合产生沉淀，致使凝胶的封堵强度无法
满足工程需求［18-19］；③长期处于高温、高盐环境中，
凝胶内部交联分子链会发生断裂，空间网络结构出
现坍塌破坏［20-22］，导致凝胶强度降低。
为了解决高温地层条件下常规凝胶体系成胶
间较短、不耐稀释、长期稳定性差的问题，采用二次
交联的设计策略，利用一级交联结构形成结构黏
度，提高耐水稀释能力；通过穿插二次交联网络，提
高交联密度，增强材料的力学性能与封堵强度，并
从官能团反应活性、反应温度区间、溶剂多样性等
因素出发，选择烯烃（双键）、环氧基团、醇羟基作为
反应活性位点，构筑了双重交联凝胶网络结构，研
究了凝胶堵调剂的黏弹性、老化稳定性、耐地层水
稀释性和封堵性。
1 实验部分
1.1 材料与仪器
甲基丙烯酸缩水甘油酯（GMA，98%，G231
型），工业级，山东鸿润化工有限公司；二乙二醇二
甲基丙烯酸酯（EDMA，98%，2176 型），工业级，广州
浦泰新材料有限公司；聚乙二醇（PEG400），工业级，
江苏省海安石油化工厂；过氧化氢叔丁醇（TBHP），
分析纯，上海麦克林公司；亲水气相纳米二氧化硅
（AEROSIL 300），工业级，赢创特种化学（上海）有限
公司。实验用水为塔河油田模拟注入水，矿化度为
218 100 mg/L，主要离子浓度（单位mg/L）为：Ca2 +
11 272.50、Mg2 + 1 161.84、Na + 71 634.37、Cl- 133
665.57、Br- 179.78、SO4
2- 149.95、HCO3
- 33.84。
RS600 型流变仪，德国Haake 公司；QHTHTD7720
型高温高压稠化仪，青岛创梦仪器有限公
司；Viscotester iQ AIR型哈克流变仪，赛默飞世尔科
技公司；NYSQ型压力试验机测试装置，天津宁赛科
技有限公司；YXQT-2 型多功能岩心驱替装置，江苏
华安科研仪器有限公司。
1.2 实验方法
（1）双重交联凝胶体系的制备
分别称取一定量的PEG、GMA、EDMA、TBHP
加入250 毫升的烧杯中，用磁力搅拌机搅拌5 min；
将一定量的AEROSIL 在搅拌的条件下加入烧杯
中，继续搅拌15 min 以保证分散均匀；最后将混合
液装入耐压瓶中并置于电热恒温鼓风干燥箱中，在
140 ℃高温环境下反应，每隔一段时间取出并记下
成胶情况。
（2）黏度测定
在室温下，采用RS600 型流变仪测定所配制凝
胶基液的黏度，选择同轴圆筒测量系统，DG41-Ti 转
子，剪切速率为10～1000 s-1。
（3）成胶时间测试
静态成胶时间测定：将凝胶基液封装在抗压瓶
中，然后在140 ℃的烘箱中进行成胶实验，采用
Sydansk 等［23］提出的目测代码法评价凝胶的成胶
时间。
动态稠化时间测定：采用高温高压稠化仪模拟
油藏高温高压环境以及入井工作液动态混配注入
过程，设定浆杯转速为150 r/min，初始环境温度为
20 ℃，压力为0.1 MPa，在45 min 内逐渐升高至温度
为140 ℃、压力为25 MPa，随后保持温度、压力恒
定，记录不同时刻凝胶体系的稠度值。动态连续剪
切稠化时间测定时，连续旋转剪切，模拟凝胶基液
动态注入地层的运移过程；间歇剪切稠化时间测定
时，间歇式开停电机模拟静态候凝过程。
（4）黏弹性能测试
利用Viscotester iQ AIR 型哈克流变仪，选择椎
板测试系统，平板转子P20/Ti。分别采用振幅扫描、
频率扫描测定交联产物在动态剪切作用下的储能
模量G'和耗损模量G''。
（5）压缩测试
选用NYSQ压力试验机测试装置，试样直径为
（25±0.05）mm，上下端面高度为（45±0.05）mm，测试
前需保证测试样品表面光滑，上下端面相互平行，
且与试样轴线垂直。测试选用等位移速率加载控
制模式，加载速率为10 mm/min，采集不同位移位置
轴向载荷，绘制凝胶在单轴压缩作用下的应力-应
变曲线。
（6）老化稳定性评价
将凝胶在140 ℃的高温下持续老化，观察试样
的表观形貌。选用Viscotester iQ AIR型哈克流变仪
测定高温老化前后交联产物的G'和G''，评价交联产
杨祖国，郭继香，马清杰等：高温、高盐环境双重交联凝胶调堵体系83
油田化学2025 年
http：//ythx.scu.edu.cn
物的高温老化稳定性。
将凝胶置于高温高压养护釜内，并加入体积分
数为40%的地层水，氮气加压，在140 ℃高温下养
护，观察凝胶表观形态的变化，从而评价凝胶的高
温高盐老化稳定性。
（7）物模驱替实验
物模驱替实验流程图如图1 所示。向细管模型
饱和实验用水，以3 mL/min 排量将1 PV 凝胶基液
挤入长度为1 m、直径为6 mm细管中，关闭细管的
进出口阀门，在140 ℃烘箱中候凝12 h；将细管装入
流程，反向注入地层水至出口端滴出第一滴液体且
不断有液体流出时，读取进口端压力表读数，计算
突破压力梯度。
2 结果与讨论
2.1 凝胶体系成胶性能的影响因素
2.1.1 聚合单体用量的影响
固定EDMA用量为0.5%、引发剂TBHP用量为
0.1%，在140 ℃下考察聚合单体GMA用量对凝胶
体系成胶性能的影响，结果如表1 所示。聚合单体
用量关系到聚合物主链的缠结密度，从而影响凝胶
的力学性能，因此，以凝胶强度作为衡量标准。由
表1 可知，随着聚合单体GMA用量的降低，凝胶强
度降低，甚至难以成胶，GMA最佳用量为10%，此时
凝胶强度变化出现拐点，可达到I 级。
2.1.2 交联单体用量的影响
固定聚合单体GMA用量为10%、引发剂TBHP
用量为0.1%，在140 ℃下考察交联单体EDMA用量
对成胶性能的影响，结果如表2 所示。交联单体
EDMA用量主要影响材料的交联密度，交联密度过
低，则刚度降低；交联密度过高，则弹性减弱（变
脆）。随交联单体EDMA用量的增大，凝胶刚度增
强，储能模量增大，临界应变减小。当EDMA用量
为0.7%时，凝胶强度、成胶时间出现拐点，强度可达
到I 级，具有良好的弹性。
2.1.3 引发剂加量的影响
固定聚合单体GMA用量为10%、EDMA 用量
为0.7%，在140 ℃下考察引发剂TBHP用量对成胶
性能的影响，结果如图2 所示。由图2 可知，随引发
剂TBHP用量的增大，成胶时间缩短，当引发剂用量
为0.066%时，在140 ℃下的成胶时间为4.5 h。工
程应用中，可通过控制引发剂用量来适时调控成胶
时间。
引发剂TBHP 用量为0.066%的凝胶体系的静
动态稠化曲线如图3 所示。在动态连续剪切状态
下，凝胶体系的稠度上升速度较为缓慢，相同反应
时间下稠度比静态间歇剪切状态时明显低。当引
发剂用量由0.066%增至0.132%时，凝胶体系的稠度
开始上升的时间提前且上升速度加快（图4），因此
可通过调整引发剂用量控制高温凝胶化时间。
图1 驱替性能测试流程图
Fig.1 Flow chart of displacement performance test
表1 不同聚合单体GMA用量下凝胶体系的成胶性能
Table 1 Gelling property of gel system at different GMA
dosage
GMA用量/%
12
11
10
9
8
7
成胶时间
（140 ℃）
＜1 h
＜1 h
1～2 h
1～2 h
10 h 无成胶
10 h 无成胶
强度级别
（代码法）
I 级
I 级
I 级
H级
/
/
EDMA
用量/%
0.1
0.3
0.5
0.7
0.9
1.1
成胶时间/h
（140 ℃）
1～2
1～2
1～2
2～3
2～3
2～3
强度级别
（代码法）
H级
H级
I 级
I 级
I 级
I 级
储能模量/
Pa
1678
2010
2450
3000
3150
3262
临界应变/
%
78
76
73
70
54
46
表2 不同交联单体EDMA用量下凝胶体系的成胶性能
Table 2 Gelling property of gel system at different EDMA
dosage
ISCO泵
六通阀
水平阀
细管
回压阀
恒温箱
围压泵
数据采集装置
堵漏试剂
地层水
84
第42 卷第1 期
http：//ythx.scu.edu.cn
在动态剪切环境下凝胶体系的成胶时间较在
静态环境下明显延长，有利于降低施工注入过程中
的风险，避免基液过早凝胶化堵塞井筒而导致工程
事故发生。将凝胶体系注入后关井候凝，利于维持
相对稳定的堵剂成胶环境。
2.1.4 增强材料的影响
固定聚合单体GMA用量为10%、交联单体EDMA
用量为0.7%、引发剂TBHP 用量为0.66%，在
140 ℃下考察无机增强材料AEROSIL 用量对凝胶
强度及基液黏度的影响，结果如图5 所示。由图5
可知，引入无机增强材料AEROSIL 有助于改善凝
胶强度与弹性恢复能力，但若加量过高则会使工作
液黏度增加，降低混配注入性，因此确定AEROSIL
最佳用量为3%，此时储能模量（5230 Pa）变化出现
拐点，工作液黏度（315 mPa·s）满足混配注入需求。
在单轴压缩条件下，所形成凝胶的应力-应变
曲线如图6 所示。由图6 可知，引入无机增强材料
后，单轴抗压强度从0.067 MPa 增至0.221 MPa，峰
值应变从43.8%增至55.3%，表现出良好的刚性与弹
性变性能力。
通过以上实验确定凝胶体系配方为10%
GMA+0.7% EDMA+0.066% TBHP+3% AEROSIL，
其余为PEG溶剂，后续采用该配方基液开展成胶强
图2 不同引发剂TBHP加量下凝胶体系的成胶时间
Fig.2 Gelling time of gel system at different initiator TBHP
dosage
图4 不同引发剂用量下凝胶体系的稠化曲线
Fig.4 Gel thickening curve of gel system at different initiator
dosage
图3 TBHP用量为0.066%时凝胶体系的静动态稠化曲线
Fig.3 Static and dynamic gel thickening curves of gel system
at TBHP doasge of 0.066%
0.132%
0.066%
温度
压力
图5 基液黏度及凝胶储能模量随无机增强材料加量变化
Fig.5 Variation of viscosity and storage modulus with inorganic
reinforcing material dosage
8000
6000
4000
2000
0
G' / Pa
800
600
400
200
0
基液黏度/（mPa·s）
储能模量
基液黏度
3250
4038
5230
5588
6053 6289
无机材料加量/%
1 2 3 4 5 6
图6 在单轴压缩条件下凝胶的应力-应变曲线
Fig.6 Stress-strain curve of gel under uniaxial compression
应力/MPa
应变/%
TBHP加量/%
0.032 0.054 0.066 0.083 0.090
10
8
6
4
2
0
成胶时间/h
50
40
30
20
10
0
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
压力/MPa
温度/℃
稠度/Bc
50
40
30
20
10
0
时间/min
0 200 400 600 800
无机杂化前
无机杂化后
0.25
0.20
0.15
0.10
0.05
0
0 10 20 30 40 50 60
杨祖国，郭继香，马清杰等：高温、高盐环境双重交联凝胶调堵体系
温度
压力
40
30
20
10
0
稠度/Bc
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
温度/℃
50
40
30
20
10
0
压力/MPa
时间/min
0 200 400 600 800
静态间歇剪切
动态连续剪切
85
油田化学2025 年
http：//ythx.scu.edu.cn
度、老化稳定性、封堵性能等评价。
2.2 黏弹性能与老化稳定性能
采用振幅、频率扫描采集凝胶老化前后在动态
剪切下模量，结果如图7 所示。老化前凝胶在
0.1%～60%的振幅范围（线性黏弹性区）内保持了良
好的结构完整性，储能模量为5230 Pa，储能模量对
频率的依赖性较弱；在频率扫描周期（0～6 Hz）内，
储能模量远大于耗能模量，表现出弹性体的典型特
征。在140 ℃高温高盐环境下老化30 d 后，凝胶无
体积收缩现象，强度保持I 级，稳定性良好。高温老
化后凝胶的剪切强度降低约20%，储能模量可达
4000 Pa以上，仍维持较高的力学强度。
2.3 耐地层水稀释性
在高温高压养护釜内模拟井筒注入的升温过
程，将配制完成的凝胶基液由室温（20 ℃）逐渐升高
至油层温度（140 ℃），随后加入体积分数为40%的
地层水，与升温预处理后的凝胶基液混合，模拟基
液与地层水接触稀释过程；最后，氮气加压、140 ℃
下养护12 h，取出观察所形成凝胶的表观形态，测试
凝胶强度，结果如图8 所示。由于选用的油溶性聚
合单体（GMA、EDMA）、引发剂（TBHP）遇水不相
溶，且一级交联后形成了流动性弱凝胶，表现出较
好的耐地层水稀释能力，加入体积分数为40%的地
层水时所形成凝胶的剪切强度降低约18%，但储能
模量仍可达4000 Pa以上。
2.4 封堵性能
对直径6 mm、长度1 m的弯曲细管模型饱和实
验用地层水，然后转注1 PV凝胶基液，高温养护候
凝后进行后续水驱，调堵剂的封堵性能如图9 所
示。凝胶基液表现出良好的注入稳定性，反向突破
压力梯度达5.5 MPa/m，所形成凝胶的力学强度可
满足封堵裂缝通道需求。
图7 高温老化对凝胶剪切强度影响
Fig.7 Effect of high temperature age on shear strength of gel
（b）频率扫描
（a）振幅扫描
104
103
102
101
10-1 100 101 102 103
γ / %
10-1 100 101
ω / Hz
104
103
102
图8 地层水稀释后凝胶剪切强度影响
Fig.8 Effect of formation water dilution on gel shear strength
图9 凝胶对细管模型的封堵性能
Fig.9 Plugging ability of gel system on thin tube model
注入体积/PV
含水40%，G'
不含水，G' 不含水，G''
含水40%，G''
含水40%，G'
不含水，G' 不含水，G''
含水40%，G''
注入压力/MPa
7
6
5
4
3
2
1
0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8
（a）振幅扫描
（b）频率扫描
老化前，G'
老化后，G'
老化前，G''
老化后，G''
老化前，G''
老化后，G''
老化前，G'
老化后，G'
104
103
102
101
G'，G'' / Pa
10-1 100 101 102 103
γ / %
104
103
102
10-1 100 101
ω / Hz
G'，G'' / Pa
G'，G'' / Pa G'，G'' / Pa
86
第42 卷第1 期
http：//ythx.scu.edu.cn
2.5 双重交联及杂化机理
采用二级交联结构设计，以油溶性物质为聚合
单体与交联剂在80～140 ℃下进行一级交联，形成
可流动基础网络，保证凝胶体系在井筒可流动而被
安全注入；同时利用油溶性物质水不溶性与交联形
成的网络结构提高凝胶在地层中的抗水稀释性能；
在高温环境下一级交联形成的共聚物与溶剂聚乙
二醇中的羟基发生亲核性开环反应，通过穿插二次
交联提高交联密度，协同亲水性气相法二氧化硅，
构建了高强度、耐水稀释杂化双交联网络聚合体，
具体如图10所示。
通过红外光谱测试进一步探究双重交联凝胶
体系的化学结构，如图11 所示。在1637 cm-1处为聚
合单体双键的伸缩振动吸收峰，凝胶化产物在此位
置无吸收峰，表明聚合反应完全；在908 cm-1处为聚
合单体交联基团的特征吸收峰，凝胶化产物在此位
置无吸收峰，表明交联反应完全；在1728 cm-1处为
凝胶化产物酯羰基的伸缩振动吸收峰；在1100 cm-1
处为醚键的反对称伸缩振动吸收峰，进一步验证油
基凝胶双重交联结构。
凝胶双交联产物断裂面的扫描电子显微镜图
片如图12 所示。可以看出，凝胶双交联产物断裂面
较为平滑、规整，未出现相分离现象，且并非以孔隙网
络形式存在，进一步验证了有机溶剂参与了二级交联
反应。从EDS分层图（c、d、e）可以看出，无机增强材
料表现出良好的相容性，均匀填充于固相内部空间，
未出现颗粒团聚现象，有利于稳固空间网络结构。
3 结论
采用双重交联、无机杂化的设计策略构建了无
机杂化半互穿网络聚合体。与传统水凝胶材料相
比，杂化双交联材料中，利用单体共聚形成一级交
联结构，依靠结构黏度提高耐水稀释能力；聚乙二
醇有机溶剂参与了交联反应，羟基发生亲核性开环
反应形成共价键的链接，使得凝胶表现出良好的耐
温抗盐稳定性，更有利于维持较长的施工有效期。
未来的研究可以进一步探索该调堵剂在不同油藏
条件下的性能表现，优化其配方和应用工艺，以满
足更多实际应用的需求。
参考文献：
［1］ 陈世军，赵康，常笃. 油井堵水用高强度酚醛树脂预聚体封堵
剂的合成［J］. 合成树脂及塑料，2015（4）：30-33.
CHEN S J，ZHAO K，CHANG D. Synthesis of phenolic resin
图10 双重交联杂化网络设计思路
Fig.10 Design idea of double cross-linked hybrid network
图11 双重交联凝胶体系的红外光谱图
Fig.11 Infrared spectra of gel system
图12 凝胶的微观结构
Fig.12 Microstructure of gel
（a） （b）
C Kα1_2
80～140 ℃
引发剂
纳米二氧化硅
地层高温
一级交联结构 有机溶剂 双重交联网络
聚合单体 交联单体 一级交联结构
凝胶化产物
有机溶剂
聚合单体
透过率
波数/cm-1
4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500
1728
1637
908
1100
杨祖国，郭继香，马清杰等：高温、高盐环境双重交联凝胶调堵体系
（c） （d） （e）
100 μm 100 μm 100 μm
100 μm 40 μm
（a）、（b）：不同放大倍数下的SEM图像；
（c）、（d）、（e）：交联共聚物的EDS分层图。
O Kα1 Si Kα1
87
油田化学2025 年
http：//ythx.scu.edu.cn
prepolymer plugging agent with high strength for oil well plugging
［J］. China Synthetic Resin and Plastics，2015（4）：30-33.
［2］ 黄仲尧，鲁红升，全红平，等. 抗温抗盐选择性堵水剂DSJ实
验研究［J］. 天然气勘探与开发，2010，33（2）：64-67.
HUANG Z Y，LU H S，QUAN H P，et al. Experimental study on
selective water-shutoff agent dsj with property of heat resistance
and salt tolerance［J］. Natural Gas Exploration and Development，
2010，33（2）：64-67.
［3］ 杨洋，贺小萱，时娟，等. 高稳定性壳聚糖凝胶堵剂的制备与成
胶性能评价［J］. 油田化学，2023，40（2）：284-290.
YANG Y，HE X X，SHI J，et al. Preparation and gelation
behavior evaluation of ultra-stable chitosan gel plugging agent
［J］. Oilfield Chemistry，2023，40（2）：284-290.
［4］ 胡佳妮，李欢，唐煜东，等. 淀粉接枝共聚物凝胶的稳油控水
效果及工艺参数优化［J］. 油田化学，2021，38（4）：634-641.
HU J N，LI H，TANG Y D，et al. Oil stabilizing effect and
process parameters optimization of starch graft copolymer gel［J］.
Oilfield Chemistry，2021，38（4）：634-641.
［5］ ADEWUNMI A A，ISMAIL S，SULTAN A S. Crosslinked
polyacrylamide composite hydrogels impregnated with fly ash：
Synthesis， characterization and their application as fractures
sealant for high water producing zones in oil and gas wells［J］.
Journal of Polymers and the Environment， 2018， 26（8）：
3295-3306.
［6］ CAO J，ZHU S J，SHU Z，et al. Effects of residual resistance
factor in the mobility control of the polymer flooding［J］. Journal
of Applied Polymer Science，2022，139（48）：53217.
［7］ ZHANGXY，ZHANGSS，LIL，etal. High-temperature-resistant
polymer gel system with metal-organic mixed cross-linking agents
［J］.JournalofAppliedPolymerScience，2015，132（29）：42261.
［8］ PANPINIT S ， PONGSOMBOON S ， KEAWIN T ， et al.
Development of multicomponent interpenetrating polymer network
（IPN） hydrogel films based on 2-hydroxyethyl methacrylate
（HEMA），acrylamide（AM），polyvinyl alcohol（PVA） and
chitosan （CS） with enhanced mechanical strengths， water
swelling and antibacterial properties［J］. Journal of Applied
Polymer Science，2020，156：104739.
［9］ 王美玉. 高温油藏用聚合物凝胶暂堵剂的制备及性能研究
［D］. 天津：天津大学，2018.
WANG M Y. preparation and temporary plugging performance of
polymer gel for high-temperature reservoirs［D］. Tianjin：Tianin
University，2018.
［10］ SARALI R A，ROSLAN M S，JARRAHIAN K，et al. Adsorption
study of acrylamide-tertiary-butyl sulfonate（ATBS）/ acrylamide
copolymer in polymer flooding enhanced oil recovery （EOR）
process［J］. Journal of Physics：Conference Series，2019，1349
（1）：012125.
［11］ SONG T，ZHAI Z M，LIU J C，et al. Laboratory evaluation of a
novel self-healable polymer gel for CO2 leakage remediation
during CO2 storage and CO2 flooding［J］. Chemical engineering
journal，2022，444：136635.
［12］ DU Y Z，ZHU Y W，JI Y F，et al. Effect of salt-resistant
monomers on viscosity of modified polymers based on the
hydrolyzed poly-acrylamide （HPAM）：A molecular dynamics
study［J］. Journal of Molecular Liquids，2020，325（2）：115161.
［13］ MALPANI D，SRIVASTAVA R K，NANDAN B. Rheology and
electrospinnability of supramolecular comb polymer networks
formed via coordination interactions［J］. ACS Applied Polymer
Materials，2020，2（11）：5094-5109.
［14］ MA J F，SHANG Y Z，PENG C J，et al. Synthesis and properties
of comb-like and linear polymers：Effects of dispersant structure on
the bubble structure，surface activity，adsorption，and rheological
performance［J］. Colloids &amp;amp; Surfaces A：Physicochemical and
Engineering Aspects，2019，562：336-344.
［15］ HE Y B，JIANG GC，DONG T F，et al. Stimulus-responsive
mechanism of salt-responsive polymer and its application in
saturated saltwater drilling fluid［J］. Petroleum Exploration and
Development，2020，47（5）：1131-1137.
［16］ AFOLABI R O， OLUYEMI G F， OFFICER S， et al.
Determination of a critical separation concentration for associative
polymers in porous media based on quantification of dilute and
semi-dilute concentration regimes［J］. Journal of Molecular
Liquids，2020，317：114142.
［17］ ABDELGAWAD K Z. Polymer induced permeability reduction：
The influence of polymer retention and porous medium properties
［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering，2022，217：
110821.
［18］ ANAS M. HASSAN， EMAD W， et al. Manifestations of
surfactant-polymer flooding for successful field applications in
carbonates under harsh conditions：A comprehensive review［J］.
Journal of Petroleum Science and Engineering， 2023， 220：
111243.
［19］ KINGSLEY G U，SINA R G，PAUL R，et al. Application of
polymer integration technique for enhancing polyacrylamide
（PAM） performance in high temperature and high salinity
reservoirs［J］. Petroleum Exploration and Development，2019，5
（7）：e02113.
［20］ STEPHANE J. Polymer flooding in high temperature，high
salinity conditions： Selection of polymer type and polymer
chemistry，thermal stability［J］. Journal of Petroleum Science and
Engineering，2020，195（4）：107545.
［21］ DU A Q，JIANG J X，WANG D L，et al. Viscoelastic fluids
formed by an ultralong-chain trimeric surfactant and its
application in fracturing fluids［J］. Journal of Molecular Liquids，
2022，367：120400.
88
第42 卷第1 期
http：//ythx.scu.edu.cn
Double Cross-linked Gel Plugging Agent Used in High-temperature and High-Salinity reservoirs
YANG Zuguo1，2，GUO Jixiang1，MAQingjie2，3，GUO Jintang4，GAO Qiuying2，3
（1. Unconventional Petroleum Research Institute，China University of Petroleum，Beijing 102249，P R of China；2. Key Laboratory of Enhanced Oil
Recovery in Carbonate Fractured-vuggy Reservoirs，Urumqi，Xinjiang 830011，P R of China；3. Northwest Company of China Petroleum and Chemical
Corporation，Sinopec，Urumqi，Xinjiang 830011，P R of China；4. School of Chemical Engineering and Technology，Tianjin University，Tianjin
300350，P R of China）
Abstract: The existing gel has the problems of short gel time，poor dilution resistance and poor long-term stability under high
temperature formation conditions. Based on a two-level cross-linked structure design，a temperature and salt-resistant double
cross-linked gel profile control and plugging agent was synthesized using glycidyl methacrylate（GMA）and diethylene glycol
dimethacrylate（EDMA）as copolymer monomers，tert-butyl hydroperoxide（TBHP）as the initiation system，polyethylene glycol
（PEG）as organic solvent，and fumed silica（AEROSIL）as the reinforcing agent. The effects of each component dosage on the
gelling time and storage modulus of the gel were studied. The performance of viscoelasticity，aging stability，dilution resistance to
formation water and plugging property of the gel were investigated. The results showed that the optimal formula of gel system was
10% GMA+ 0.7% EDMA+ 0.066% TBHP+3% AEROSIL，and the rest was PEG solvent. The initial viscosity of the system was
315 mPa·s，the gelling time was 2—10 hours，the storage modulus was 5230 Pa，and the compressive strength was 0.221 MPa.
After aging for 30 days at the temperature of 140 ℃ in the simulated formation water with a salinity of 2.2×105 mg/L，there was no
volume shrinkage，and the storage modulus could reach more than 4000 Pa. The gel had good dilution resistance to formation water.
When adding formation water with volume fraction of 40%，the shear strength of the gel was reduced by about 18%，but the
storage modulus could still reach more than 4000 Pa. The gel base fluid showed good injection stability，and the reverse
breakthrough pressure gradient in the displacement experiment reached 5.5 MPa/m，the mechanical strength of the formed gel could
meet the needs of plugging fracture channels. A potential plugging and regulating material for high-temperature and high-salinity
reservoirs was provided.
Keywords: temperature and salt tolerance；secondary crosslinking；gel；plugging agent
（上接第67页。continued from p. 67）
at the temperature of 160 ℃ for 16 hours，a corrosion rate of 3.7451 g/（m2·h），and an anti-swelling rate of 90.9%. After the
chelating acid interacted with the rock core，Si4 +，Ca2 +，Mg2 +，and Fe3 + content gradually increased，indicating that the chelating
acid had a multivalent metal ion chelating effect，which could avoid secondary and tertiary damage to the rock core by the acid
solution，achieving the effect of the acid dissolution on deep penetration of the formation. In response to the lack of mature
professional software for chelating acid acidification design，a simplified acid rock reaction plane radial flow model was used，
considering the material balance of hydrofluoric acid，a chelating acid acidification simulation design software was developed using
MATLAB language. The optimal acid injection rate for Well A was calculated to be 2 m3/min，and the volume of acid used in each
section did not exceed 70 m3. The chelating acid system was successfully used to remove blockages in 5 offshore water injection
wells. After the measures，the average daily injection volume increased by more than 110 m3，and the injection pressure decreased
significantly，with a maximum pressure drop of 12 MPa. The chelating acid system had a good effect on removing blockages and
increasing injection in the 160 ℃ high illite sandstone gas reservoir.
Keywords: chelated acid；high temperature；acidizing；illite；reservoir formation damage；acidizing design；field application
杨祖国，郭继香，马清杰等：高温、高盐环境双重交联凝胶调堵体系
［22］ 刘瑞，于培志. 耐高温聚合物凝胶堵剂研究进展［J］. 应用化
工，2021，50（3）：736-740.
LIU R，YU P Z. Research progress of high temperature resistant
polymer gel plugging agent［J］. Applied Chemical Industry，
2021，50（3）：736-740.
［23］SYDANSK R D. Delayed in-situ crosslinking of acrylamide
polymer for oil recovery applications in high temperature
formations：US 48441681989［P］. 1989-07-04.
89

网友评论 more

环境保护论文最新内容

05-28