《ACS Omega》：Application of High-Strength, High-Temperature-Resistant, and Degradable Inorganic Gel for Preferential Flow Path Plugging in Cyclic Steam Stimulation of Bohai N Extra-Heavy Oil Reservoir
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渤海N超稠油油藏在蒸汽吞吐（CSS）过程中面临严重的井间蒸汽窜流、高含水率及高采水率问题，其主要诱因为河道间微相形成的优势流道（低品质储层，渗透率200–500 mD，含水饱和度40–70%）。常规氮气泡沫因力学强度不足及长期稳定性差，无法有效封堵此类通道。研
渤海N超稠油油藏在蒸汽吞吐（CSS）过程中面临严重的井间蒸汽窜流、高含水率及高采水率问题，其主要诱因为河道间微相形成的优势流道（低品质储层，渗透率200–500 mD，含水饱和度40–70%）。常规氮气泡沫因力学强度不足及长期稳定性差，无法有效封堵此类通道。研究人员开发了一种高强度、耐高温且可降解的无机凝胶（HSHTR-IG），其最优配方为20 wt%聚磺化镁铝硅酸盐（主剂）、3 wt%聚酰胺（交联剂）、1 wt%稳定剂及1 wt%高温缓蚀剂。实验室测试表明，该系统热分解温度为380 °C；于350 °C老化30天后，突破压力达3.96 MPa，封堵效率超过97.5%。CMG STARS模拟预测HSHTR-IG可将蒸汽驱替至高品质产层，使蒸汽波及系数由42%提升至68%。A15H井现场应用显示日产油由30 m3增至63 m3，含水率由75%降至54%，在50美元/桶油价下投入产出比达6.29。该研究为发育优势流道的海上超稠油油藏提供了可靠的提高采收率（EOR）技术。
研究背景方面，中国海上超稠油储量占已探明海上石油储量50%以上，蒸汽吞吐（CSS）贡献了海上稠油热采产量的70%以上。渤海N油藏于2022年4月投产，受河道间微相优势流道影响严重，至2025年7月30口生产井综合含水率71.2%、采水率489%、蒸汽窜流发生率46%。A15H井水平段545 m，钻遇136.1 m优势流道，首轮CSS周期含水率61%、采水率558%。优势流道引发三大问题：井间蒸汽窜流、无效蒸汽损耗（占水平段10–15%长度的通道吸收35–50%注汽量，周期油汽比降35%）、不可逆储层伤害（连通边底水致含水率超95%或激活断层）。常规氮气泡沫封堵效率＜85%、有效期＜3个月；有机聚合物凝胶耐温不足350 °C且残留不可降解。为此研究人员开发HSHTR-IG无机复合凝胶。
主要关键技术方法方面，研究人员采用渤海N油藏超稠油样品（25 °C黏度51260.65 mPa·s）与模拟地层水（总盐5000–40000 mg/L），以聚磺化镁铝硅酸盐为主剂、聚酰胺650为交联剂、锂镁硅酸盐为稳定剂、咪唑啉类为缓蚀剂，在45–80 °C进行凝胶化实验；利用φ25 mm×300 mm填砂管（40–70目石英砂，维持10 MPa）评价封堵；通过热重分析（升温速率10 °C/min，空气氛围）测热分解温度；在350 °C老化30–90天测脱水率与强度；于5000–40000 mg/L盐度梯度测耐盐性；10% HCl（25 °C）与10% NaOH（60 °C）浸没5天测降解率；并联双管（渗滤比9与44）模拟剖面调控；CMG STARS构建A15H高精度地质模型并历史拟合（误差≤5%）预测蒸汽波及。
研究结果部分，3.1节配方优化与综合性能中，单因素实验确定主剂20 wt%时凝胶强度与可注性平衡，交联剂3 wt%时凝胶时间28 h、强度90 kPa，稳定剂1 wt%使350 °C老化30天脱水率降至4.8%、强度保留96 kPa，缓蚀剂1 wt%使钢腐蚀速率由6.76 mm/a降至0.01 mm/a。最终配方为20 wt%聚磺化镁铝硅酸盐+3 wt%聚酰胺+1 wt%稳定剂+1 wt%缓蚀剂。该配方80 °C下盐度升至40000 mg/L时强度微增（90→100 kPa）、凝胶时间缩短（26→22 h），无析出；350 °C老化30天突破压力3.96 MPa、封堵率97.5%，优于氮气泡沫（突破压力＜1.5 MPa、封堵＜85%）。双管实验显示渗滤比9时高渗管分流率由91%降至9%，渗滤比44时由96%降至40%，证实蒸汽转向至低渗优质层。降解实验表明10% HCl（25 °C）5天降解96%，10% NaOH（60 °C）5天降解94%，酸中H+质子化Si–O键、碱中OH–水解酰胺键实现网络解体。3.2节CMG模拟与现场应用中，STARS模型表征136.1 m优势流道后预测蒸汽波及系数由42%升至68%；A15H井应用后日产油30→63 m3，含水75%→54%，50美元/桶下投入产出比6.29。
讨论与结论翻译部分，研究人员指出HSHTR-IG通过聚磺化镁铝硅酸盐水解生成多羟基镁铝络合物，与聚酰胺交联形成致密三维网络，依托物理充填与化学吸附（凝胶表面羟基与石英硅醇基氢键）协同封堵；1 wt%稳定剂借助S–O共价键（498 kJ/mol）与锂镁硅酸盐刚性层状结构将热分解温度由300 °C提至380 °C；无机网络对高离子浓度不敏感，高盐压缩双电层促聚集，耐盐性优于有机凝胶；降解产物无碳化残留，避免永久储层伤害；1 wt%咪唑啉缓蚀剂成膜满足SY/T 5329–2012注水腐蚀限值。结论为：HSHTR-IG最优配方在350 °C长期老化下突破压力3.96 MPa、封堵效率97.5%，双管模型实现高渗通道分流率显著下降，CMG模拟蒸汽波及系数提升至68%，A15H现场日产油翻倍且含水大幅下降，投入产出比6.29，该可降解无机凝胶为海上超稠油优势流道封堵提供了可靠提高采收率（EOR）手段。论文发表于《ACS Omega》。
