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Advanced Investigation of Hydrolyzed Polyacrylamide Gels with High-Purity Silica Nanoparticles under Fractured Reservoir Conditions

本研究系统地评估了在高纯度二氧化硅纳米颗粒增强的聚丙烯酰胺水解凝胶在裂缝性储层条件下的静态和动态性能，结果表明，虽然较高的纳米颗粒浓度会加速凝胶化过程，但 0.2 wt.% 的较低浓度在形成水和原油中均表现出更优异的分散性、热稳定性和有效的堵水性能。

原作者： Mohammad Ghorbani, Jalal Fahimpour, Mohammad Sharifi

发布于 2026-09-24

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CC BY 4.0

原作者： Mohammad Ghorbani, Jalal Fahimpour, Mohammad Sharifi

原始论文采用 CC BY 4.0 许可（https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/）。 ✨ 这是对下方论文的AI生成解释。它不是由作者撰写或认可的。如需技术准确性，请参阅原始论文。阅读完整免责声明

在深层地下储层中，石油被困于其中，而一个持续存在的问题困扰着开采过程：水。随着油井老化，它们往往开始在产出珍贵原油的同时，产生大量的水。这些多余的水不仅是一个麻烦，更是一个成本高昂且环境处理难度大的负担，需要昂贵的分离和处置过程，并缩短了储层的寿命。为了阻止这种洪流，工程师们使用了一种称为“堵水”的技术，即向地下注入一种凝胶。可以将这种凝胶想象成一个临时且具有柔韧性的塞子，它会流进裂缝和高渗透性区域，硬化以阻断水的路径，同时允许石油继续流动。然而，地下深处的严酷条件——极高的热量和咸水——经常导致这些凝胶分解或收缩，排出其中的水分，从而无法履行其职责。

阿米尔卡比尔理工大学（Amirkabir University of Technology）与赫瑞-瓦特大学（Heriot-Watt University）的研究人员致力于通过添加一种特定类型的微小颗粒来改进这些凝胶：高纯度二氧化硅纳米颗粒。这些是纯玻璃制成的微观球体，比一粒沙子还要小得多，旨在强化凝胶的结构。虽然其他研究也曾关注过类似的颗粒，但该团队专注于这些特定的高纯度颗粒在裂缝状储层这种动态、流动的条件下如何表现，而非仅仅在安静、静止的容器中。他们想知道，这些颗粒是否能帮助凝胶在现实世界的热量和压力下生存，以及它们是否可以在到达目标区域之前有效地注入而不堵塞岩石。

团队首先将一种标准的聚合物凝胶（被称为水解聚丙烯酰胺）与他们的高纯度二氧化硅纳米颗粒进行混合。他们测试了这种混合物从液体转变为固体凝胶的速度，这一过程被称为凝胶化。他们发现，添加纳米颗粒使凝胶形成得更快。不含纳米颗粒的混合物需要两天才能完全硬化，而含有少量纳米颗粒的混合物在一天内即可硬化，而浓度稍高的混合物则在不到一天的时间内就能硬化。这种速度对于现场应用至关重要，因为它能让凝胶在流离注射点过远之前就完成凝固。

接下来，研究人员检查了混合物的流动性，这对于将其泵入地下深处至关重要。他们发现纳米颗粒的含量至关重要。当他们添加少量纳米颗粒（具体为质量的0.2%）时，混合物变得更稀薄且更容易泵送，同时仍保持其拉伸和弯曲而不破裂的能力。这使得凝胶更具韧性，能够承受在岩石裂缝中流动的压力。然而，当他们将纳米颗粒增加到0.4%时，混合物变得更粘稠且更容易结块。过多的颗粒无法均匀分布，产生了一个不够均匀的结构，使其更难注入且缺乏灵活性。团队得出结论，0.2%的低浓度在易于注入和结构强度之间提供了最佳平衡。

研究随后转向了凝胶在高温下的生存能力，特别是针对典型的油藏温度——90摄氏度。随着时间的推移，凝胶可能会遭受一种被称为“排液现象”（syneresis）的过程，即网络收缩并挤出水分，导致塞子失效。研究人员发现，含有0.2%纳米颗粒的凝胶在一个月内能很好地保持形状，水分流失极少。相比之下，含有较高浓度（0.4%）的凝胶最初能很好地保持水分，但随着时间的推移，最终开始更迅速地排出水分。较高的浓度似乎创造了过多的化学键，导致其结构在长期热应力下变得脆弱且不稳定。较低的浓度通过与聚合物链进行温和的相互作用，提供了一个更稳定的环境来抵抗分解。

为了观察该凝胶在现实场景中的表现，团队使用了一块经过人工开裂以模拟裂缝状储层的岩石进行了实验。他们将优化后的凝胶注入岩石中并等待其凝固。72小时后，他们测试了凝胶阻断流体的效果。结果令人瞩目：凝胶将水的流量降低了58.2倍，同时将油的流量降低了28.2倍。这意味着凝胶阻断水的能力是阻断油的两倍，这正是堵水作业所期望的结果。凝胶成功地针对了水路，而没有完全封死油路。

研究人员还观察到，凝胶在岩石内部的表现与在瓶子中的表现不同。当液态凝胶在岩石狭窄的裂缝中移动时，其硬化时间比在静态容器中要长。这种延迟可能是由流动的物理力量以及凝胶在岩石中移动时的稀释作用引起的。这一发现非常重要，因为它表明工程师在规划何时何地注入凝胶时，必须考虑到这些延迟。

最终，这项研究证明，通过添加精确且少量的高纯度二氧化硅纳米颗粒，可以显著提高堵水凝胶的性能。通过使凝胶更易于泵送、更具柔韧性以及更耐热，0.2%的配方为管理裂缝状储层中多余的水产出提供了一个极具前景的解决方案。这项工作为设计更强大、更可靠的凝胶提供了一条清晰的路径，使其能够在石油工业苛刻的条件下有效运行，从而可能延长老化油井的寿命并减少水产出的环境影响。

技术摘要：高纯度二氧化硅纳米颗粒在裂缝性储层条件下增强水解聚丙烯酰胺（HPAM）凝胶性能的深入研究

问题陈述
成熟油藏（尤其是具有裂缝性的油藏）中非预期的产水问题，构成了重大的运营与经济挑战，往往导致储层寿命缩短并增加水管理成本。虽然凝胶技术通过堵塞高渗透带为关堵水提供了具有成本效益的解决方案，但水解聚丙烯酰胺（HPAM）凝胶在严酷的储层条件下面临局限性。具体而言，HPAM 在高于 60°C 的温度下易发生水解，这可能引发过度交联和收缩（水分排出）现象，尤其是在高盐环境下。尽管已有研究探索利用纳米颗粒来增强凝胶性能，但以往的研究主要依赖于使用亲水性二氧化硅纳米颗粒的静态测试。在高温度、高盐度以及动态裂缝性储层条件下，高纯度二氧化硅纳米颗粒（HPSN）在 HPAM 凝胶中的行为仍不明确。

研究方法
本研究系统评估了采用六甲基四氮唑（HMTA）和盐酸（HCl）作为交联体系，并添加硫脲作为抗氧化剂的 HPSN（直径 8 nm）增强型 HPAM 凝胶。研究涵盖了静态和动态实验方法：

静态表征： 通过瓶测法（Sydansk 编码）确定凝胶时间。利用黏度计和流变仪分析流变特性，包括黏度和储能模量（ $G'$ ）。通过长期 90°C 收缩测试和差示扫描量热法（DSC）定量分析自由水和结合水的含量，以评估热稳定性。利用动态光散射（DLS）和扫描电子显微镜（SEM）评估纳米颗粒的分散性。并在 90°C 的地层水和原油中测试溶胀行为。
动态岩心驱替： 在工程化裂缝岩心（裂缝开度 0.1 mm）上进行实验，实验环境为 90°C。过程包括饱和岩心、测量初始渗透率、注入优化的 HPSN 凝胶、进行 72 小时的老化期，随后重新测量渗透率，以计算地层水和原油的剩余阻力系数（RRF）。

核心贡献与结果
研究确定 0.2 wt.% 的 HPSN 为最佳浓度，揭示了静态与动态性能之间的显著差异：

凝胶化与分散性： 增加 HPSN 浓度会加速凝胶时间（从 0 wt.% 时的 48 小时缩短至 0.4 wt.% 时的 15 小时）。然而，分散质量具有浓度依赖性。DLS 和 SEM 结果表明，0.2 wt.% HPSN 提供了最均匀的分散（多分散指数最低，为 0.241）以及更致密、更均匀的聚合物网络。相比之下，0.4 wt.% 会导致结构异质性和分散性差。
流变行为： 在 0.2 wt.% 时，凝胶液黏度显著降低（从约 15,837 cP 降至 1.32 $s^{-1}$ 时的约 10,558 cP），在增强注入性的同时改善了剪切稀化行为。应变扫描测试显示，虽然储能模量（ $G'$ ）从 35.9 Pa 降至 22.5 Pa，但线性粘弹性区域大幅扩张（从 69.3% 增至 235%），表明其具有更强的变形能力和机械韧性，适用于裂缝性储层。相反，0.4 wt.% 会产生一种粘弹性区域较窄的脆性凝胶。
热稳定性： 90°C 下的长期测试表明，高浓度 HPSN（0.4 wt.%）增加了结合水含量，最初改善了热收缩性能，但由于 HPAM 的渐进式水解，最终会导致过度交联。相比之下，低浓度 HPSN（0.2 wt.%）尽管结合水含量较低，但提供了更好的热稳定性。DSC 分析证实，0.2 wt.% 配方在 27 天内保持了近乎恒定的收缩量，而 0.4 wt.% 配方最终加速了水分排出。
溶胀与相互作用： FTIR 分析表明，HPSN 的羟基与 HPAM 的酰胺/羧基之间存在氢键作用，这可能抑制了水解。在溶胀测试中，0.2 wt.% HPSN 最初提高了在地层水中的抗收缩能力，但对地层水或原油中的最终平衡溶胀比没有显著影响。
动态性能： 岩心驱替实验证实了静态与动态凝胶化之间的差异，由于剪切、色谱效应和稀释作用，流出液样本显示出延迟的凝胶化现象。经过 72 小时后，优化后的凝胶表现出高度的选择性，地层水的剩余阻力系数（RRF）为 58.2，原油的 RRF 为 28.2。这表明该凝胶对水的流动阻力约为油的两倍。

意义
本文声称，通过超越静态测试，在代表裂缝性储层的条件下评估 HPSN 增强型 HPAM 凝胶，填补了一项关键的研究空白。研究表明，虽然高浓度的纳米颗粒可以增加凝胶强度，但可能会损害分散性和长期热稳定性。其主要意义在于确定了 0.2 wt.% HPSN 为平衡注入性、机械韧性和热稳定性的最佳配方。结果表明，这种优化的凝胶体系是裂缝性储层中有效关堵水的可行候选方案，为严酷条件下先进凝胶系统的现场相关设计提供了理性依据。作者总结认为，需要进行更多长期的验证，在多种储层条件下进行测试，以确认其在现场的应用性。

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