盐诱导双网络凝胶强化泡沫在裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层中的气窜控制研究

针对高温高盐裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层中气窜严重、常规泡沫稳定性差的问题，中国石油大学（华东）团队开发了一种盐诱导双网络凝胶强化泡沫（SDG-Foam）。该系统通过Ca2+诱导离子交联网络和高温共价交联网络的协同作用，在130°C、22万mg·L?1盐度下泡沫半衰期超18天，驱替实验提高采收率11.5%，为复杂储层气窜控制提供了创新解决方案。

　　

在石油开采领域，裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层因其复杂的非均质性成为提高采收率的重大挑战。这类储层中，气体驱替常因重力分异和优势通道导致严重气窜，常规泡沫又难以耐受高温（>120°C）、高盐（>20万mg·L^?1）和地层水稀释。中国石油大学（华东）的研究团队在《Geoenergy Science and Engineering》发表的研究，提出了一种革命性的盐诱导双网络凝胶强化泡沫（SDG-Foam）技术。

研究采用四步关键技术：通过流变学测试优化钠藻酸盐（SA）与丙烯酰胺（AM）的协同配比；利用Ca²⁺原位交联构建第一重离子网络；高温引发N,N′-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）共价交联形成第二网络；结合裂缝-孔洞物理模型开展可视化驱替实验。

材料优化
实验确定最佳配方为0.5-0.7 wt% SA、6.0 wt% AM、0.3 wt% MBA和0.004-0.006 wt% TBHP引发剂。SA与地层水中Ca²⁺在30秒内即可形成保护性凝胶网络，延迟AM在130°C下的凝胶化时间至4小时，实现泡沫的即时与长效稳定。

稳定性验证
在模拟塔河油田条件（130°C、22万mg·L^?1）下，SDG-Foam半衰期达432小时，是常规泡沫的15倍。流变测试显示其储能模量（G'）达12.5 Pa，说明双网络显著提升了泡沫膜弹性。

驱替机制
裂缝-孔洞板模型显示，SDG-Foam优先进入高渗通道形成气阻效应，将气体驱替压力从0.08 MPa提升至0.35 MPa，扩大波及体积23%。微观可视化证实泡沫通过"贾敏效应"封堵裂缝，使原油采收率提升11.5%。

该研究创新性地将生物高分子（SA）与合成聚合物（AM）网络耦合，解决了传统凝胶泡沫初始粘度高、成胶延迟的技术矛盾。现场试验表明，每立方米SDG-Foam可增产原油2.4吨，为同类储层开发提供了兼具经济性和可靠性的技术路径。研究结果对全球碳酸盐岩油田（如中东Khuff组）的开发具有重要借鉴意义。