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高溫、高鹽環(huán)境雙重交聯(lián)凝膠調(diào)堵體系的制備及性能

文檔作者：楊祖國1，2，郭繼香1，馬清杰2，3，郭錦棠4，高秋英2，3 （文檔來源： 1. 中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院 2. 中國石化縫洞型油藏提高采收率重點實驗室 3. 中國石油化工股份有限公司西北油田分公司 4. 天津大學(xué)化工學(xué)院		更新日期： 2026年05月28日	點擊數(shù)：
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第42 卷第1 期
2025 年3 月25 日
油田化學(xué)
Oilfield Chemistry
Vol.42 No.1
25 Mar，2025
http：//ythx.scu.edu.cn
0 前言
隨著石油不斷開采，油井出水已經(jīng)成為油田開
發(fā)過程中普遍存在的問題，使產(chǎn)油量降低，導(dǎo)致油
田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益受到嚴(yán)重影響［1-2］，因此，油田堵
水調(diào)剖工藝在石油開發(fā)領(lǐng)域顯得尤為重要。目前
堵調(diào)劑以高分子水凝膠為主，分為水溶性聚合物交
聯(lián)體系和單體原位自由基聚合體系兩類。聚合物
交聯(lián)體系是指高分子聚合物溶液在適當(dāng)交聯(lián)劑作
用下失去流動性而形成的凍膠材料，所用聚合物有
黃原膠、瓜爾膠、殼聚糖、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］。單體原位自由基聚合體系指向幾種單體中
加入適當(dāng)?shù)囊l(fā)劑和交聯(lián)劑，形成具有網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的
凝膠［9］，反應(yīng)單體以丙烯酰胺為主，或引入一定量的
帶有剛性側(cè)基以及強(qiáng)水化、耐水解基團(tuán)的功能單
體［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
于油藏內(nèi)部存在大量的分散介質(zhì)（地層水），它們被
機(jī)械地包藏于具有多孔結(jié)構(gòu)的凝膠的孔洞之中，因
此高分子水凝膠材料具有較為顯著的成本優(yōu)勢。
然而，在高溫、高鹽、強(qiáng)水沖刷的復(fù)雜油藏環(huán)境下，
文章編號：1000-4092（2025）01-082-08
高溫、高鹽環(huán)境雙重交聯(lián)凝膠調(diào)堵體系的制備及性能*
楊祖國1，2，郭繼香1，馬清杰2，3，郭錦棠4，高秋英2，3
（1. 中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京102249；2. 中國石化縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，新疆烏魯木齊
830011；3. 中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆烏魯木齊830000；4. 天津大學(xué)化工學(xué)院，天津300350）
摘要：針對現(xiàn)有油田調(diào)堵劑高溫地層條件下凝膠時間較短、不耐稀釋、長期穩(wěn)定性差的問題，采用二級交聯(lián)結(jié)構(gòu)
設(shè)計，以甲基丙烯酸縮水甘油酯（GMA）、二乙二醇二甲基丙烯酸酯（EDMA）為共聚單體，氧化氫叔丁醇（TBHP）
為引發(fā)體系，聚乙二醇（PEG）為有機(jī)溶劑，氣相二氧化硅（AEROSIL）為增強(qiáng)劑，合成耐溫耐鹽性雙重交聯(lián)凝膠體
系，研究了各組分加量對凝膠成膠時間及儲能模量的影響，考察了凝膠的黏彈性、老化穩(wěn)定性、耐地層水稀釋性
和封堵性。研究結(jié)果表明，凝膠體系的最優(yōu)配方為：10% GMA+0.7% EDMA+0.066% TBHP+3%AEROSIL（其余
為PEG 溶劑）。該凝膠體系的初始黏度為315 mPa·s，凝膠時間為2～10 h，儲能模量為5230 Pa，抗壓強(qiáng)度為
0.221 MPa。所生成的凝膠在礦化度為2.2×105 mg/L 的模擬地層水中140 ℃高溫老化30 d，無體積收縮，儲能模
量可達(dá)4000 Pa 以上。該凝膠具有較好的耐地層水稀釋能力，加入體積分?jǐn)?shù)為40%的地層水時所形成凝膠的剪
切強(qiáng)度雖降低約18%，但儲能模量仍可達(dá)4000 Pa 以上。凝膠基液表現(xiàn)出良好的注入穩(wěn)定性，驅(qū)替實驗反向突破
壓力梯度達(dá)5.5 MPa/m，所形成凝膠的力學(xué)強(qiáng)度可滿足封堵裂縫通道需求，為高溫高礦化度油藏提供了一種有潛
力的堵調(diào)材料。
關(guān)鍵詞：耐溫耐鹽；二級交聯(lián)；凝膠；堵調(diào)劑
文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.012
中圖分類號：TE358+ .3 開放科學(xué)（資源服務(wù)）標(biāo)識碼（OSID）：
* 收稿日期：2024-02-13；修回日期：2024-04-03；錄用日期：2024-04-08。
基金項目：中國石化科研攻關(guān)項目“縫洞型稠油油藏化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)可行性研究”（項目編號P24160）。
作者簡介：楊祖國（1982—），男，研究員，長江大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)碩士（2007），從事油田化學(xué)相關(guān)工作，通信地址：830011 新疆烏魯木齊
市長春南路466 號，電話：0991-3161048，E-mail：yangzg.xbsj@sinopec.com。
第42 卷第1 期
http：//ythx.scu.edu.cn
傳統(tǒng)凝膠體系在工程實踐中容易出現(xiàn)以下問題：
①在多孔介質(zhì)運(yùn)移過程中，地層水的稀釋和孔喉對
聚合物的剪切，造成凝膠質(zhì)量變差甚至無法反應(yīng)成
膠［16-17］；②聚合物分子在高溫環(huán)境下易發(fā)生水解，與
鈣鎂離子結(jié)合產(chǎn)生沉淀，致使凝膠的封堵強(qiáng)度無法
滿足工程需求［18-19］；③長期處于高溫、高鹽環(huán)境中，
凝膠內(nèi)部交聯(lián)分子鏈會發(fā)生斷裂，空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)出
現(xiàn)坍塌破壞［20-22］，導(dǎo)致凝膠強(qiáng)度降低。
為了解決高溫地層條件下常規(guī)凝膠體系成膠
間較短、不耐稀釋、長期穩(wěn)定性差的問題，采用二次
交聯(lián)的設(shè)計策略，利用一級交聯(lián)結(jié)構(gòu)形成結(jié)構(gòu)黏
度，提高耐水稀釋能力；通過穿插二次交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，提
高交聯(lián)密度，增強(qiáng)材料的力學(xué)性能與封堵強(qiáng)度，并
從官能團(tuán)反應(yīng)活性、反應(yīng)溫度區(qū)間、溶劑多樣性等
因素出發(fā)，選擇烯烴（雙鍵）、環(huán)氧基團(tuán)、醇羥基作為
反應(yīng)活性位點，構(gòu)筑了雙重交聯(lián)凝膠網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，研
究了凝膠堵調(diào)劑的黏彈性、老化穩(wěn)定性、耐地層水
稀釋性和封堵性。
1 實驗部分
1.1 材料與儀器
甲基丙烯酸縮水甘油酯（GMA，98%，G231
型），工業(yè)級，山東鴻潤化工有限公司；二乙二醇二
甲基丙烯酸酯（EDMA，98%，2176 型），工業(yè)級，廣州
浦泰新材料有限公司；聚乙二醇（PEG400），工業(yè)級，
江蘇省海安石油化工廠；過氧化氫叔丁醇（TBHP），
分析純，上海麥克林公司；親水氣相納米二氧化硅
（AEROSIL 300），工業(yè)級，贏創(chuàng)特種化學(xué)（上海）有限
公司。實驗用水為塔河油田模擬注入水，礦化度為
218 100 mg/L，主要離子濃度（單位mg/L）為：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 型流變儀，德國Haake 公司；QHTHTD7720
型高溫高壓稠化儀，青島創(chuàng)夢儀器有限公
司；Viscotester iQ AIR型哈克流變儀，賽默飛世爾科
技公司；NYSQ型壓力試驗機(jī)測試裝置，天津?qū)庂惪?
技有限公司；YXQT-2 型多功能巖心驅(qū)替裝置，江蘇
華安科研儀器有限公司。
1.2 實驗方法
（1）雙重交聯(lián)凝膠體系的制備
分別稱取一定量的PEG、GMA、EDMA、TBHP
加入250 毫升的燒杯中，用磁力攪拌機(jī)攪拌5 min；
將一定量的AEROSIL 在攪拌的條件下加入燒杯
中，繼續(xù)攪拌15 min 以保證分散均勻；最后將混合
液裝入耐壓瓶中并置于電熱恒溫鼓風(fēng)干燥箱中，在
140 ℃高溫環(huán)境下反應(yīng)，每隔一段時間取出并記下
成膠情況。
（2）黏度測定
在室溫下，采用RS600 型流變儀測定所配制凝
膠基液的黏度，選擇同軸圓筒測量系統(tǒng)，DG41-Ti 轉(zhuǎn)
子，剪切速率為10～1000 s-1。
（3）成膠時間測試
靜態(tài)成膠時間測定：將凝膠基液封裝在抗壓瓶
中，然后在140 ℃的烘箱中進(jìn)行成膠實驗，采用
Sydansk 等［23］提出的目測代碼法評價凝膠的成膠
時間。
動態(tài)稠化時間測定：采用高溫高壓稠化儀模擬
油藏高溫高壓環(huán)境以及入井工作液動態(tài)混配注入
過程，設(shè)定漿杯轉(zhuǎn)速為150 r/min，初始環(huán)境溫度為
20 ℃，壓力為0.1 MPa，在45 min 內(nèi)逐漸升高至溫度
為140 ℃、壓力為25 MPa，隨后保持溫度、壓力恒
定，記錄不同時刻凝膠體系的稠度值。動態(tài)連續(xù)剪
切稠化時間測定時，連續(xù)旋轉(zhuǎn)剪切，模擬凝膠基液
動態(tài)注入地層的運(yùn)移過程；間歇剪切稠化時間測定
時，間歇式開停電機(jī)模擬靜態(tài)候凝過程。
（4）黏彈性能測試
利用Viscotester iQ AIR 型哈克流變儀，選擇椎
板測試系統(tǒng)，平板轉(zhuǎn)子P20/Ti。分別采用振幅掃描、
頻率掃描測定交聯(lián)產(chǎn)物在動態(tài)剪切作用下的儲能
模量G'和耗損模量G''。
（5）壓縮測試
選用NYSQ壓力試驗機(jī)測試裝置，試樣直徑為
（25±0.05）mm，上下端面高度為（45±0.05）mm，測試
前需保證測試樣品表面光滑，上下端面相互平行，
且與試樣軸線垂直。測試選用等位移速率加載控
制模式，加載速率為10 mm/min，采集不同位移位置
軸向載荷，繪制凝膠在單軸壓縮作用下的應(yīng)力-應(yīng)
變曲線。
（6）老化穩(wěn)定性評價
將凝膠在140 ℃的高溫下持續(xù)老化，觀察試樣
的表觀形貌。選用Viscotester iQ AIR型哈克流變儀
測定高溫老化前后交聯(lián)產(chǎn)物的G'和G''，評價交聯(lián)產(chǎn)
楊祖國，郭繼香，馬清杰等：高溫、高鹽環(huán)境雙重交聯(lián)凝膠調(diào)堵體系83
油田化學(xué)2025 年
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物的高溫老化穩(wěn)定性。
將凝膠置于高溫高壓養(yǎng)護(hù)釜內(nèi)，并加入體積分
數(shù)為40%的地層水，氮氣加壓，在140 ℃高溫下養(yǎng)
護(hù)，觀察凝膠表觀形態(tài)的變化，從而評價凝膠的高
溫高鹽老化穩(wěn)定性。
（7）物模驅(qū)替實驗
物模驅(qū)替實驗流程圖如圖1 所示。向細(xì)管模型
飽和實驗用水，以3 mL/min 排量將1 PV 凝膠基液
擠入長度為1 m、直徑為6 mm細(xì)管中，關(guān)閉細(xì)管的
進(jìn)出口閥門，在140 ℃烘箱中候凝12 h；將細(xì)管裝入
流程，反向注入地層水至出口端滴出第一滴液體且
不斷有液體流出時，讀取進(jìn)口端壓力表讀數(shù)，計算
突破壓力梯度。
2 結(jié)果與討論
2.1 凝膠體系成膠性能的影響因素
2.1.1 聚合單體用量的影響
固定EDMA用量為0.5%、引發(fā)劑TBHP用量為
0.1%，在140 ℃下考察聚合單體GMA用量對凝膠
體系成膠性能的影響，結(jié)果如表1 所示。聚合單體
用量關(guān)系到聚合物主鏈的纏結(jié)密度，從而影響凝膠
的力學(xué)性能，因此，以凝膠強(qiáng)度作為衡量標(biāo)準(zhǔn)。由
表1 可知，隨著聚合單體GMA用量的降低，凝膠強(qiáng)
度降低，甚至難以成膠，GMA最佳用量為10%，此時
凝膠強(qiáng)度變化出現(xiàn)拐點，可達(dá)到I 級。
2.1.2 交聯(lián)單體用量的影響
固定聚合單體GMA用量為10%、引發(fā)劑TBHP
用量為0.1%，在140 ℃下考察交聯(lián)單體EDMA用量
對成膠性能的影響，結(jié)果如表2 所示。交聯(lián)單體
EDMA用量主要影響材料的交聯(lián)密度，交聯(lián)密度過
低，則剛度降低；交聯(lián)密度過高，則彈性減弱（變
脆）。隨交聯(lián)單體EDMA用量的增大，凝膠剛度增
強(qiáng)，儲能模量增大，臨界應(yīng)變減小。當(dāng)EDMA用量
為0.7%時，凝膠強(qiáng)度、成膠時間出現(xiàn)拐點，強(qiáng)度可達(dá)
到I 級，具有良好的彈性。
2.1.3 引發(fā)劑加量的影響
固定聚合單體GMA用量為10%、EDMA 用量
為0.7%，在140 ℃下考察引發(fā)劑TBHP用量對成膠
性能的影響，結(jié)果如圖2 所示。由圖2 可知，隨引發(fā)
劑TBHP用量的增大，成膠時間縮短，當(dāng)引發(fā)劑用量
為0.066%時，在140 ℃下的成膠時間為4.5 h。工
程應(yīng)用中，可通過控制引發(fā)劑用量來適時調(diào)控成膠
時間。
引發(fā)劑TBHP 用量為0.066%的凝膠體系的靜
動態(tài)稠化曲線如圖3 所示。在動態(tài)連續(xù)剪切狀態(tài)
下，凝膠體系的稠度上升速度較為緩慢，相同反應(yīng)
時間下稠度比靜態(tài)間歇剪切狀態(tài)時明顯低。當(dāng)引
發(fā)劑用量由0.066%增至0.132%時，凝膠體系的稠度
開始上升的時間提前且上升速度加快（圖4），因此
可通過調(diào)整引發(fā)劑用量控制高溫凝膠化時間。
圖1 驅(qū)替性能測試流程圖
Fig.1 Flow chart of displacement performance test
表1 不同聚合單體GMA用量下凝膠體系的成膠性能
Table 1 Gelling property of gel system at different GMA
dosage
GMA用量/%
12
11
10
9
8
7
成膠時間
（140 ℃）
＜1 h
＜1 h
1～2 h
1～2 h
10 h 無成膠
10 h 無成膠
強(qiáng)度級別
（代碼法）
I 級
I 級
I 級
H級
/
/
EDMA
用量/%
0.1
0.3
0.5
0.7
0.9
1.1
成膠時間/h
（140 ℃）
1～2
1～2
1～2
2～3
2～3
2～3
強(qiáng)度級別
（代碼法）
H級
H級
I 級
I 級
I 級
I 級
儲能模量/
Pa
1678
2010
2450
3000
3150
3262
臨界應(yīng)變/
%
78
76
73
70
54
46
表2 不同交聯(lián)單體EDMA用量下凝膠體系的成膠性能
Table 2 Gelling property of gel system at different EDMA
dosage
ISCO泵
六通閥
水平閥
細(xì)管
回壓閥
恒溫箱
圍壓泵
數(shù)據(jù)采集裝置
堵漏試劑
地層水
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第42 卷第1 期
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在動態(tài)剪切環(huán)境下凝膠體系的成膠時間較在
靜態(tài)環(huán)境下明顯延長，有利于降低施工注入過程中
的風(fēng)險，避免基液過早凝膠化堵塞井筒而導(dǎo)致工程
事故發(fā)生。將凝膠體系注入后關(guān)井候凝，利于維持
相對穩(wěn)定的堵劑成膠環(huán)境。
2.1.4 增強(qiáng)材料的影響
固定聚合單體GMA用量為10%、交聯(lián)單體EDMA
用量為0.7%、引發(fā)劑TBHP 用量為0.66%，在
140 ℃下考察無機(jī)增強(qiáng)材料AEROSIL 用量對凝膠
強(qiáng)度及基液黏度的影響，結(jié)果如圖5 所示。由圖5
可知，引入無機(jī)增強(qiáng)材料AEROSIL 有助于改善凝
膠強(qiáng)度與彈性恢復(fù)能力，但若加量過高則會使工作
液黏度增加，降低混配注入性，因此確定AEROSIL
最佳用量為3%，此時儲能模量（5230 Pa）變化出現(xiàn)
拐點，工作液黏度（315 mPa·s）滿足混配注入需求。
在單軸壓縮條件下，所形成凝膠的應(yīng)力-應(yīng)變
曲線如圖6 所示。由圖6 可知，引入無機(jī)增強(qiáng)材料
后，單軸抗壓強(qiáng)度從0.067 MPa 增至0.221 MPa，峰
值應(yīng)變從43.8%增至55.3%，表現(xiàn)出良好的剛性與彈
性變性能力。
通過以上實驗確定凝膠體系配方為10%
GMA+0.7% EDMA+0.066% TBHP+3% AEROSIL，
其余為PEG溶劑，后續(xù)采用該配方基液開展成膠強(qiáng)
圖2 不同引發(fā)劑TBHP加量下凝膠體系的成膠時間
Fig.2 Gelling time of gel system at different initiator TBHP
dosage
圖4 不同引發(fā)劑用量下凝膠體系的稠化曲線
Fig.4 Gel thickening curve of gel system at different initiator
dosage
圖3 TBHP用量為0.066%時凝膠體系的靜動態(tài)稠化曲線
Fig.3 Static and dynamic gel thickening curves of gel system
at TBHP doasge of 0.066%
0.132%
0.066%
溫度
壓力
圖5 基液黏度及凝膠儲能模量隨無機(jī)增強(qiáng)材料加量變化
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）
儲能模量
基液黏度
3250
4038
5230
5588
6053 6289
無機(jī)材料加量/%
1 2 3 4 5 6
圖6 在單軸壓縮條件下凝膠的應(yīng)力-應(yīng)變曲線
Fig.6 Stress-strain curve of gel under uniaxial compression
應(yīng)力/MPa
應(yīng)變/%
TBHP加量/%
0.032 0.054 0.066 0.083 0.090
10
8
6
4
2
0
成膠時間/h
50
40
30
20
10
0
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
壓力/MPa
溫度/℃
稠度/Bc
50
40
30
20
10
0
時間/min
0 200 400 600 800
無機(jī)雜化前
無機(jī)雜化后
0.25
0.20
0.15
0.10
0.05
0
0 10 20 30 40 50 60
楊祖國，郭繼香，馬清杰等：高溫、高鹽環(huán)境雙重交聯(lián)凝膠調(diào)堵體系
溫度
壓力
40
30
20
10
0
稠度/Bc
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
溫度/℃
50
40
30
20
10
0
壓力/MPa
時間/min
0 200 400 600 800
靜態(tài)間歇剪切
動態(tài)連續(xù)剪切
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度、老化穩(wěn)定性、封堵性能等評價。
2.2 黏彈性能與老化穩(wěn)定性能
采用振幅、頻率掃描采集凝膠老化前后在動態(tài)
剪切下模量，結(jié)果如圖7 所示。老化前凝膠在
0.1%～60%的振幅范圍（線性黏彈性區(qū)）內(nèi)保持了良
好的結(jié)構(gòu)完整性，儲能模量為5230 Pa，儲能模量對
頻率的依賴性較弱；在頻率掃描周期（0～6 Hz）內(nèi)，
儲能模量遠(yuǎn)大于耗能模量，表現(xiàn)出彈性體的典型特
征。在140 ℃高溫高鹽環(huán)境下老化30 d 后，凝膠無
體積收縮現(xiàn)象，強(qiáng)度保持I 級，穩(wěn)定性良好。高溫老
化后凝膠的剪切強(qiáng)度降低約20%，儲能模量可達(dá)
4000 Pa以上，仍維持較高的力學(xué)強(qiáng)度。
2.3 耐地層水稀釋性
在高溫高壓養(yǎng)護(hù)釜內(nèi)模擬井筒注入的升溫過
程，將配制完成的凝膠基液由室溫（20 ℃）逐漸升高
至油層溫度（140 ℃），隨后加入體積分?jǐn)?shù)為40%的
地層水，與升溫預(yù)處理后的凝膠基液混合，模擬基
液與地層水接觸稀釋過程；最后，氮氣加壓、140 ℃
下養(yǎng)護(hù)12 h，取出觀察所形成凝膠的表觀形態(tài)，測試
凝膠強(qiáng)度，結(jié)果如圖8 所示。由于選用的油溶性聚
合單體（GMA、EDMA）、引發(fā)劑（TBHP）遇水不相
溶，且一級交聯(lián)后形成了流動性弱凝膠，表現(xiàn)出較
好的耐地層水稀釋能力，加入體積分?jǐn)?shù)為40%的地
層水時所形成凝膠的剪切強(qiáng)度降低約18%，但儲能
模量仍可達(dá)4000 Pa以上。
2.4 封堵性能
對直徑6 mm、長度1 m的彎曲細(xì)管模型飽和實
驗用地層水，然后轉(zhuǎn)注1 PV凝膠基液，高溫養(yǎng)護(hù)候
凝后進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，調(diào)堵劑的封堵性能如圖9 所
示。凝膠基液表現(xiàn)出良好的注入穩(wěn)定性，反向突破
壓力梯度達(dá)5.5 MPa/m，所形成凝膠的力學(xué)強(qiáng)度可
滿足封堵裂縫通道需求。
圖7 高溫老化對凝膠剪切強(qiáng)度影響
Fig.7 Effect of high temperature age on shear strength of gel
（b）頻率掃描
（a）振幅掃描
104
103
102
101
10-1 100 101 102 103
γ / %
10-1 100 101
ω / Hz
104
103
102
圖8 地層水稀釋后凝膠剪切強(qiáng)度影響
Fig.8 Effect of formation water dilution on gel shear strength
圖9 凝膠對細(xì)管模型的封堵性能
Fig.9 Plugging ability of gel system on thin tube model
注入體積/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''
注入壓力/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）振幅掃描
（b）頻率掃描
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
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第42 卷第1 期
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2.5 雙重交聯(lián)及雜化機(jī)理
采用二級交聯(lián)結(jié)構(gòu)設(shè)計，以油溶性物質(zhì)為聚合
單體與交聯(lián)劑在80～140 ℃下進(jìn)行一級交聯(lián)，形成
可流動基礎(chǔ)網(wǎng)絡(luò)，保證凝膠體系在井筒可流動而被
安全注入；同時利用油溶性物質(zhì)水不溶性與交聯(lián)形
成的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)提高凝膠在地層中的抗水稀釋性能；
在高溫環(huán)境下一級交聯(lián)形成的共聚物與溶劑聚乙
二醇中的羥基發(fā)生親核性開環(huán)反應(yīng)，通過穿插二次
交聯(lián)提高交聯(lián)密度，協(xié)同親水性氣相法二氧化硅，
構(gòu)建了高強(qiáng)度、耐水稀釋雜化雙交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)聚合體，
具體如圖10所示。
通過紅外光譜測試進(jìn)一步探究雙重交聯(lián)凝膠
體系的化學(xué)結(jié)構(gòu)，如圖11 所示。在1637 cm-1處為聚
合單體雙鍵的伸縮振動吸收峰，凝膠化產(chǎn)物在此位
置無吸收峰，表明聚合反應(yīng)完全；在908 cm-1處為聚
合單體交聯(lián)基團(tuán)的特征吸收峰，凝膠化產(chǎn)物在此位
置無吸收峰，表明交聯(lián)反應(yīng)完全；在1728 cm-1處為
凝膠化產(chǎn)物酯羰基的伸縮振動吸收峰；在1100 cm-1
處為醚鍵的反對稱伸縮振動吸收峰，進(jìn)一步驗證油
基凝膠雙重交聯(lián)結(jié)構(gòu)。
凝膠雙交聯(lián)產(chǎn)物斷裂面的掃描電子顯微鏡圖
片如圖12 所示。可以看出，凝膠雙交聯(lián)產(chǎn)物斷裂面
較為平滑、規(guī)整，未出現(xiàn)相分離現(xiàn)象，且并非以孔隙網(wǎng)
絡(luò)形式存在，進(jìn)一步驗證了有機(jī)溶劑參與了二級交聯(lián)
反應(yīng)。從EDS分層圖（c、d、e）可以看出，無機(jī)增強(qiáng)材
料表現(xiàn)出良好的相容性，均勻填充于固相內(nèi)部空間，
未出現(xiàn)顆粒團(tuán)聚現(xiàn)象，有利于穩(wěn)固空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。
3 結(jié)論
采用雙重交聯(lián)、無機(jī)雜化的設(shè)計策略構(gòu)建了無
機(jī)雜化半互穿網(wǎng)絡(luò)聚合體。與傳統(tǒng)水凝膠材料相
比，雜化雙交聯(lián)材料中，利用單體共聚形成一級交
聯(lián)結(jié)構(gòu)，依靠結(jié)構(gòu)黏度提高耐水稀釋能力；聚乙二
醇有機(jī)溶劑參與了交聯(lián)反應(yīng)，羥基發(fā)生親核性開環(huán)
反應(yīng)形成共價鍵的鏈接，使得凝膠表現(xiàn)出良好的耐
溫抗鹽穩(wěn)定性，更有利于維持較長的施工有效期。
未來的研究可以進(jìn)一步探索該調(diào)堵劑在不同油藏
條件下的性能表現(xiàn)，優(yōu)化其配方和應(yīng)用工藝，以滿
足更多實際應(yīng)用的需求。
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圖10 雙重交聯(lián)雜化網(wǎng)絡(luò)設(shè)計思路
Fig.10 Design idea of double cross-linked hybrid network
圖11 雙重交聯(lián)凝膠體系的紅外光譜圖
Fig.11 Infrared spectra of gel system
圖12 凝膠的微觀結(jié)構(gòu)
Fig.12 Microstructure of gel
（a） （b）
C Kα1_2
80～140 ℃
引發(fā)劑
納米二氧化硅
地層高溫
一級交聯(lián)結(jié)構(gòu) 有機(jī)溶劑 雙重交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)
聚合單體 交聯(lián)單體 一級交聯(lián)結(jié)構(gòu)
凝膠化產(chǎn)物
有機(jī)溶劑
聚合單體
透過率
波數(shù)/cm-1
4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500
1728
1637
908
1100
楊祖國，郭繼香，馬清杰等：高溫、高鹽環(huán)境雙重交聯(lián)凝膠調(diào)堵體系
（c） （d） （e）
100 μm 100 μm 100 μm
100 μm 40 μm
（a）、（b）：不同放大倍數(shù)下的SEM圖像；
（c）、（d）、（e）：交聯(lián)共聚物的EDS分層圖。
O Kα1 Si Kα1
87
油田化學(xué)2025 年
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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頁。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
楊祖國，郭繼香，馬清杰等：高溫、高鹽環(huán)境雙重交聯(lián)凝膠調(diào)堵體系
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