《Gels》：Preparation and Performance Evaluation of Temperature-Resistant and Salt-Resistant Zwitterionic Polymer Gel
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针对高温高盐（HTHS）油藏条件下聚合物凝胶易发生脱水收缩（syneresis）与失效的问题，研究人员以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）为原料合成两性离子三元共聚物，并与酚类体系交联，制备出具有
针对高温高盐（HTHS）油藏条件下聚合物凝胶易发生脱水收缩（syneresis）与失效的问题，研究人员以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）为原料合成两性离子三元共聚物，并与酚类体系交联，制备出具有分子内盐结构的耐温耐盐聚合物凝胶。经配方优化，最佳组成为0.3 wt%两性离子聚合物、0.03 wt%间苯二酚、0.3 wt%六亚甲基四胺（HMTA）和0.1 wt%硫脲。X射线光电子能谱（XPS）与ζ电位测试证实，聚合物链上季铵阳离子与磺酸根阴离子通过静电吸引形成分子内盐桥，诱发抗聚电解质效应，从而赋予凝胶优异的耐盐性与热稳定性。该凝胶在115 °C地层水中老化140天后脱水收缩率低于30%。热重分析（TGA）与差示扫描量热法（DSC）表征了其程序升温下的热转变行为；扫描电镜（SEM）显示其具有均匀蜂窝状多孔交联网络；流变测试得储能模量（G′）1.115 Pa、损耗模量（G″）0.205 Pa，呈弹性主导的黏弹响应。单岩心封堵实验在0.2 PV注入量下封堵率85.15%、突破压力梯度18.6 MPa/m，且具备二次封堵能力；渗透率级差约10的异质双岩心模型中低渗层分流率升至73.6%。该分子内盐结构设计在HTHS油藏深部调剖中具有应用潜力。
研究背景方面，成熟油田面临特高含水挑战，常规聚丙烯酰胺（PAM）基类凝胶在115–150 °C、总溶解固体（TDS）超2.5×104 mg/L的江汉油藏类高温高盐环境中易发生水解、降解与脱水收缩，二价离子致聚沉进一步削弱性能。现有酚醛交联体系多依赖部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）或AM/AMPS共聚物，缺乏分子内盐结构，耐盐热稳定性不足。为此，研究人员提出将AM/AMPS/DMDAAC两性离子三元共聚物与低毒酚醛交联剂（间苯二酚/HMTA）及硫脲热稳定剂结合，利用分子内盐桥与共价网络协同提升性能。论文发表于《Gels》。
关键技术方法上，研究人员以江汉油藏产出地层水（TDS 2.5×104 mg/L，CaCl2型）为介质，通过自由基水溶液聚合制得数均分子量1.52×106 g/mol、重均3.18×106 g/mol的两性离子三元共聚物；采用单因素变量法优化聚合物、间苯二酚、HMTA、硫脲浓度；利用XPS、FTIR、ζ电位、SEM、TGA、DSC、振荡流变及单管/异质双管岩心驱替（115 °C，0.5 mL/min，0.2 PV注入）系统评价结构与性能。
研究结果部分，2.1 凝胶体系配方优化中，通过黏度-浓度关系确定0.3 wt%为稀-半稀转变临界点；HMTA在0.3 wt%时网络最均衡，间苯二酚0.03 wt%时凝胶强度与可注性平衡，硫脲≥0.1 wt%时140天脱水率<30%，选定最优配方为0.3 wt%聚合物/0.03 wt%间苯二酚/0.3 wt% HMTA/0.1 wt%硫脲。2.2 TGA分析显示室温–100 °C失重<5%（自由水），100–171 °C主失水（束缚水，DTG峰171 °C），>200 °C剩余~20%为干骨架，171 °C前无主链严重分解。2.3 DSC分析出现50–100 °C（~70 °C）、120–170 °C（~145 °C）、200–250 °C（~210 °C）三吸热区，与TGA对应，确认交联网络在脱水段稳定。2.4 SEM分析表明老化后呈均匀蜂窝状多孔、孔壁连续无裂，支撑宏观力学与封堵。2.5 XPS分析测得N 1s中季铵氮结合能401.81 eV低于自由季铵盐（402–403 eV），O 1s中磺酸氧峰位偏移，ζ电位由AM/AMPS共聚物?48.2 mV降至三元共聚物?34.7 mV，三者互证分子内–N+···?O3S–盐桥形成及抗聚电解质效应起源。2.6 黏弹性测试中应变扫描定线性区0.01–10%，1%应变频率扫描得G′=1.115 Pa、G″=0.205 Pa且G′>G″不交叉，属弹性主导、具剪切耗能重组能力。2.7 岩心流动实验中，2.7.1 单管（5.86 mD）注0.2 PV后渗透率降至0.87 mD（封堵率85.15%），突破压力1.86 MPa（梯度18.6 MPa/m），压力曲线显示初次破坏后重组二次封堵；2.7.2 双管级差10倍（50.62 mD/5.19 mD）时低渗分流率由近0升至73.6%，证实选择性封堵与流线重定向。
讨论与结论翻译部分，研究人员在结论中指出：（1）最优配方于115 °C高盐下成胶适中、强度适配深部调剖；（2）115 °C地层水（TDS 2.486×105 mg/L）老化140天脱水率<30%，SEM存蜂窝网络，TGA/DSC示171 °C前主为脱水非主链分解，流变G′>G″，分子内盐桥与含氧基团协同耐温热盐，动态离子作用助抗剪与二次封堵；（3）单管封堵率85.15%、突破压1.86 MPa，双管低渗分流73.6%；（4）实验室性能良好，后续需典型井组现场试验验证深部运移与长期有效性。该研究通过分子内盐结构创新，在0.3 wt%低聚物用量下解决HTHS油藏凝胶耐温耐盐与可注性矛盾，为江汉类油藏调剖提供新体系。
