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新型延時增黏聚合物的制備及性能評價

文檔作者：王濤1 王龍2 汪廬山3 李健康2 吳娟2 常峰3 文檔來源： 1. 中國石化勝利油田分公司石油工程技 2. 中國石化勝利油田分公司勝利采油廠 3. 中國石化勝利油田分公司		更新日期： 2026年07月12日	點擊數：
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第37 卷第4 期
2020 年12 月25 日
油田化學
Oilfield Chemistry
Vol.37 No.4
25 Dec，2020
文章編號：1000-4092（2020）04-691-06
新型延時增黏聚合物的制備及性能評價*
王濤1，王龍2，汪廬山3，李健康2，吳娟2，常峰3
（1. 中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東東營257000；2. 中國石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營257051；
3. 中國石化勝利油田分公司，山東東營257000）
摘要：創新設計了具有緩釋型陽離子基團、緩慢釋放后超分子增黏的高黏聚丙烯酰胺分子結構，優化了最佳合成
參數，評價了該延時增黏聚合物溶液的耐溫耐鹽性、延時增黏特性、電位及粒徑，并考察了該延時增黏聚合物的
驅油效果。研究表明：在溫度90℃、礦化度32864 mg/L的情況下，質量濃度為1500 mg/L的延時增黏聚合物溶液
的黏度可達15.4 mPa·s，展現了很好的耐溫抗鹽性能；隨著老化時間的延長，常規聚合物溶液的黏度不斷下降，
而延時聚合物溶液的黏度不降反升，老化90 d 的黏度為常規聚合物溶液的2數4 倍，黏度保留率達107.7%，展現
了良好的增黏特性和高黏度穩定性；延時增黏聚合物溶液的Zeta 電位隨放置時間的延長逐漸由負向正偏移，粒
徑增大，驗證了延時增黏聚合物的延時增黏機理。室內物理模擬實驗結果表明，在水驅（采收率41.2%）基礎上注
入0.3 PV 的2000 mg/L 的延時增黏聚合物溶液可提高采收率達27.7%，礦場實踐亦取得良好增油降水效果。該
成果為降低聚合物用量，進一步提高高溫高鹽水驅油藏采收率提供了新的技術支撐。圖9 表2參11
關鍵詞：水溶性聚合物；合成，延時增黏；耐溫抗鹽；礦場試驗
中圖分類號：TE357.46：TE39 文獻標識碼：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2020.04.021
* 收稿日期：2020-10-15；修回日期：2020-11-06。
基金項目：國家重大專項“特高含水油田高效采油工程技術”（項目編號2016ZX05011-004），中國石化十條龍項目和重點項目“勝利整裝
油田特高含水期深度堵調技術”（項目編號217007）。
作者簡介：王濤（1976-），女，研究員，中國科學院理化技術研究所有機化學專業理學博士（2004），主要從事油田化學領域提高采收率科
研工作，E-mail：wangtao202.slyt@sinopec.com。汪廬山（1962-），男，教授級高工，博士，中國石化集團公司油田開發高級專
家，本文通訊聯系人，主要從事油氣開發提高采收率領域科研及管理工作，通訊地址：257000 山東省東營市東營區濟南路
258 號勝利油田分公司，E-mail：wanglushan.slyt@sinopec.com。
0 前言
以部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）為主劑的化學
驅技術已成為我國三次采油提高采收率的主導技
術。HPAM溶液在地層高溫、高礦化度條件下，因水
解、降解、沉淀等損耗，黏度會大幅下降，現場通過
增大濃度和用量來提高黏度，嚴重影響了聚合物的
使用效率［1］。近年來，為了降低聚合物用量，國內外
研究重點集中在耐溫抗鹽新型聚合物的研發上。
文獻調研表明，提升聚合物耐溫抗鹽性能的主要途
徑是提高聚合物的相對分子質量和在分子鏈上引
入特殊結構官能團的功能單體：一是引入水合能力
強的磺酸等基團，增強聚合物溶解性的同時避免高
鈣鎂離子造成聚合物沉淀分離；二是引入環狀結構
增加聚合物鏈的位阻、剛性及水力學體積，避免分
子鏈蜷曲纏結；三是引入長鏈烷基等疏水基團，增
加分子鏈位阻的同時產生分子間締合效應，大幅增
加黏度；四是引入兩性離子，隨著鹽濃度增加在一
定范圍內表現出反聚電解質的喜鹽特性［2-10］。目前
已研發出疏水締合、梳型、兩性類多種新型聚合物，
疏水締合聚合物已經進入礦場試驗，但由于初始黏
度高，部分注入井出現注入困難的問題［11］。因此，
研發易注入的高黏聚合物對提高聚合物利用效率，
降低化學驅成本具有重要的意義。
文獻報道的聚合物研發思路均采用大幅提高
初始黏度的方法，本研究擬小幅提升初始黏度，進
油田化學2020 年
入地層深部后延時增黏，彌補稀釋、降解因素，從而
大幅增加聚合物溶液黏度保留率，提高使用效率。
為此，本論文創新設計了具有緩釋陽離子基團的延
時增黏聚丙烯酰胺分子結構；當聚合物溶液在高溫
條件下，潛在的陽離子基團通過水解等反應裸露出
陽離子，與高分子鏈上的陰離子通過靜電超分子相
互作用，形成多分子間的締合體，提高聚合物的水
動力學體積，大幅提高聚合物溶液的表觀黏度。本
文優化了延時增黏聚合物制備參數，通過紅外光譜
表征所合成聚合物的結構，評價了該聚合物溶液的
性能，并考察了該聚合物延時增黏特性和驅油提高
采收率效果。
1 實驗部分
1.1 材料與儀器
丙烯酰胺（AM），丙烯酸（AA），長安寶莫化工
集團有限責任公司；2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸
（AMPS），山東博潤實業有限公司，優級品；過硫酸
鉀，亞硫酸氫鈉，氫氧化鈉，碳酸鈉，分析純，北京化
工廠；偶氮二異丁脒鹽酸鹽（AIBA），上海永正化工
有限公司；相對分子質量5000 的叔胺封端的酰胺聚
合物，實驗室自制；BM聚合物，相對分子質量2500
萬、固含量90.2%，山東寶莫生物化工股份有限公
司；二次蒸餾水，勝利Ⅲ型鹽水：礦化度32868 mg/
L，含Cl- 20091 mg/L、Ca2+ 174 mg/L、Mg2+ 700 mg/L，
Na+ 11903 mg/L；勝利采油廠坨28 區塊采出水，過濾
后使用，礦化度18095 mg/L，含Cl- 10733mg/L、Ca2+
317 mg/L、Mg2+ 114 mg/L、HCO3
- 336 mg/L、CO3
2- 47
mg/L、K++Na+ 6548 mg/L。填砂管巖心，長50 cm、直
徑2.5 cm，氣測滲透率2.1 μm2。驅替實驗所用原油
為勝采原油，黏度42.3 mPa·s（85℃）。
Virian 3100 型FT-IR 傅里葉變換紅外光譜儀，
美國瓦里安技術有限公司；DV-III 型旋轉黏度計，美
國Brookfield 公司；90Plus Zeta 型電位及粒度分析
儀，美國布魯克海文儀器公司。
1.2 延時增黏聚合物的制備
先向1000 mL的燒杯中按反應液總質量500 g
依次加入一定量的AM、AA、AMPS 等單體及叔胺
封端的低分子量酰胺聚合物，加入適量的蒸餾水溶
解；再向另一個200 mL燒杯中稱入與AA、AMPS等
摩爾的氫氧化鈉，加入適量蒸餾水溶解，降溫至
15℃以下；然后在攪拌下將氫氧化鈉溶液緩慢加入
上述1000 mL的燒杯中調節pH在需求的范圍內；接
著將中和后的反應溶液轉移到1000 mL的反應容器
內，將容器置于冰水浴中冷卻，同時通入高純氮氣
除氧30 min，加入一定量的引發劑，繼續通氮氣直至
溶液黏稠（約5 min），將反應器密閉保溫絕熱反應，
并記錄溫度，當溫度不再升高（約4數8 h）時繼續保
溫2 h 后結束。將產物取出、剪碎后放入烘箱內烘
干，再將干燥后的產品放入粉碎機中粉碎，收集20
數100目的產物。
1.3 延時增黏聚合物表征及性能評價
1.3.1 紅外光譜（FTIR）表征
將合成的聚合物產物先用蒸餾水溶解后加入
適量乙醇沉淀，過濾后固體在120℃干燥箱內干燥
2 h。將所得樣品與KBr 粉末混合后放在研缽中研
成更細的粉末后放在紅外燈下繼續照射干燥10
min，壓片，用傅里葉變換紅外光譜儀對樣品進行紅
外光譜分析。
1.3.2 聚合物溶液耐溫耐鹽性能測定
采用勝利Ⅲ型鹽水配制質量濃度為1500 mg/L
的聚合物溶液，采用旋轉黏度計在25數90℃下測定
聚合物溶液的黏度，選擇零號轉子，轉速6 r/min。
1.3.3 聚合物溶液延時增黏特性測定
用勝利Ⅲ型鹽水分別配制質量濃度為1500 mg/
L 的延時增黏聚合物溶液和礦場BM聚合物溶液，
然后置于50 mL的安瓿瓶中充氮除氧后用酒精噴燈
進行火焰密封，再分別置于75、80、85、90℃的恒溫
烘箱中老化90 d。采用旋轉黏度計測量不同溫度下
老化不同時間后的聚合物溶液的黏度（為保證準確
性，測3組平行樣，取平均值）。
采用過濾后的勝利采油廠現場水配制質量濃
度為2500 mg/L 的延時增黏聚合物和礦場BM聚合
物溶液，按上述步驟測定聚合物溶液在85℃下老化
90 d的延時增黏特性。
1.3.4 聚合物溶液的粒度及電位測試
用勝利Ⅲ型鹽水配制質量濃度為1500 mg/L 的
延時增黏聚合物溶液，用90Plus Zeta 電位及粒度分
析儀測定在85℃放置0、10、20 和30 d 的聚合物溶液
的粒徑和電位。
1.3.5 聚合物驅油實驗
在油藏溫度85℃條件下，首先將填砂管巖心飽
692
第37 卷第4 期
和水、飽和油，室溫老化2 d 后升溫至85℃后恒溫
12 h，一次水驅至含水98%；再注入0.3 PV的質量濃
度2000 mg/L 的聚合物溶液，繼續水驅至綜合含水
98%，記錄油水產量及驅替壓力，計算采收率。整個
驅替過程中的注入速率均為2 mL/min。
2 結果與討論
2.1 延時增黏聚合物合成參數的優化
根據研究思路，延時增黏聚合物的目標分子結
構設計如圖1 所示，由AM、AA、AMPS與潛在陽離
子段叔胺封端的低聚物共聚合成，單體濃度、耐溫
抗鹽單體濃度、引發劑濃度、單體配比、反應溫度等
參數對聚合物的相對分子質量及性能均有影響。
2.1.1 單體濃度的影響
按照以往合成經驗及認識，先固定反應條件：
引發劑質量分數0.2%（亞硫酸氫鈉與過硫酸銨質量
比為1∶4），潛在陽離子叔胺封端的低聚物占總單體
質量的2%，pH值為7，丙烯酸、AMPS分別占總單體
質量的10%和20%，起始反應溫度為8℃，考察單體
濃度對合成聚合物特性黏數的影響，結果見圖2。
由圖2 可以看出，隨著單體質量分數的增加，合成
聚合物的特性黏數先增加后降低。特性黏數增加
是由于單體濃度增加，反應更加充分，繼續增大單
體濃度，反應速率過快，增加了發生交聯支化反應
的可能性，導致合成聚合物的溶解性變差。當單
體質量分數達到26%時，所合成聚合物的溶解時
間急劇延長，由此，單體總質量分數以21%數24%
為宜。
2.1.2 耐溫抗鹽功能單體AMPS濃度的影響
總單體質量分數為23%，其他條件與2.2.1 相
同，功能單體AMPS濃度對合成聚合物特性黏數的
影響見圖3。由圖3 可以看出，隨著功能單體濃度的
增加，合成聚合物的特性黏數逐漸降低。這主要是
由于加入功能單體AMPS后，聚合反應時的空間位
阻增大，影響了聚合物分子鏈的增長，導致了合成
聚合物的特性黏數的下降。AMPS質量分數分別為
10%、20%和30%時所合成聚合物溶液（質量濃度
1500 mg/L）在85℃下老化一定時間后的黏度保留
圖1 延時增黏聚合物目標分子結構
圖2 單體質量分數對聚合物特性黏數的影響
特性黏數/（mL·g-1）
單體質量分數/%
3000
2700
2400
2100
1800
1500
12 15 18 21 24 27 30 33
圖3 功能單體加量對聚合物特性黏數的影響
圖4 AMPS質量分數對合成聚合物耐溫性能的影響
x y z
m
黏度保留率/% 特性黏數（/ mL·g-1）
時間/d
AMPS質量分數/%
0 20 40 60 80 100
130
120
110
100
90
80
70
60
50
30%
20%
10%
3300
3000
2700
2400
2100
1800
1500
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
王濤，王龍，汪廬山等：新型延時增黏聚合物的制備及性能評價693
油田化學2020 年
率見圖4。由圖4 可知，AMPS濃度越高，黏度保留
率越高，綜合考慮，AMPS單體質量分數以總單體質
量的30%為宜。
2.1.3 引發劑濃度的影響
單體總質量分數為23%，AMPS占總單體質量
的30%，其他條件與2.2.1 相同，引發劑用量對合成
聚合物特性黏數的影響見表1。隨著引發劑用量的
增大，合成聚合物的特性黏數先增大后減小，最佳
引發劑用量為0.2%。當引發劑用量較低時，參加反
應的自由基過少，單體轉化率相對較低，致使反應
速率較慢，反應不能完全進行。隨著引發劑用量的
逐步增大，單位時間內產生的自由基數目不斷增
多，聚合反應速率加速，提高了單體的轉化率。但
是，自由基數目增多后，活性中心相互碰撞的機率
增大，使處于生長中的大分子鏈相互重合，大大增
加了體系發生歧化、轉移、終止作用的幾率，致使大
分子鏈不容易進一步增大，從而使合成聚合物的相
對分子質量降低。
2.2 延時增黏聚合物結構分析
延時增黏聚合物的紅外光譜圖見圖5。其中，
在3328 cm-1處為—CONH2上N—H的伸縮振動峰；
3187 cm-1處為部分水解產物羧酸或空氣吸潮中形
成羧酸的—OH 伸縮振動峰；1652 cm-1處是—C=O
伸縮振動峰；1455 cm-1處為長鏈亞甲基的特征吸收
峰；1404 cm-1和1325 cm-1處為C—N的特征吸收峰；
1124 cm-1 處為C—O 鍵的特征吸收峰；1183、1039
cm-1處為磺酸基的特征吸收峰。以上紅外光譜分析
結果表明，產物分子中含有酰胺基、羰基、羧酸基、
磺酸基等基團，即產物中含有目標分子所設計的
功能基團，從側面證明產物為目標產物。
2.3 延時增黏聚合物的溶液性能
2.3.1 耐溫抗鹽性能
采用勝利Ⅲ型鹽水配制質量濃度為1500 mg/L
的延時增黏聚合物溶液和礦場在用BM聚合物溶
液，在25℃數90℃下測定聚合物溶液的黏度，結果
見圖6。由圖6可見，在溫度90℃、礦化度32600 mg/L
的高溫高鹽情況下，礦場在用BM聚合物溶液的黏
度僅為9.6 mPa·s，而延時增黏聚合物溶液的黏度可
達15.4 mPa·s，展現了很好的耐溫抗鹽性能。
2.3.2 延時增黏特性
延時增黏聚合物溶液和礦場BM聚合物溶液的
黏度隨老化時間的變化如圖7 所示。由圖7 可見，
用勝利Ⅲ型鹽水配制的質量濃度為1500 mg/L 的延
時增黏聚合物溶液，隨著老化時間的延長表現出了
明顯的延時增黏特性。在75℃時，隨著老化時間的
延長，延時增黏聚合物溶液的黏度一直增加，老化
90 d 后黏度由17.5 mPa·s 增至20.7 mPa·s，90 d 黏
度保留率達到118.3%；在80℃時，隨著老化時間的
延長，延時增黏聚合物溶液的黏度由16.8 mPa·s 增
至19.2 mPa·s，90 d 黏度保留率達到114.2%；在
85℃時，延時增黏聚合物溶液的黏度隨老化時間的
延長先增大后減小，老化60 d 時，延時聚合物的黏
度達到最高，之后黏度雖有一定降低但90 d 的黏度
表1 不同引發劑用量下聚合物的特性黏數
引發劑用量/%
0.10
0.15
0.20
0.25
0.28
特性黏數（/ mL·g-1）
2200
2540
2710
2690
2580
圖5 延時增黏聚合物紅外光譜圖
圖6 延時增黏聚合物溶液和礦場BM
聚合物溶液的黏度隨溫度的變化
透過率/%
100
96
92
88
84
80
76
72
68
波數/cm-1
4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000
3328
3187
1652
1558
1455 1404
1183 1116
1039
黏度/（mPa·s）
溫度/℃
礦場BM
延時
20 30 40 50 60 70 80 90 100
32
28
24
20
16
12
8
4
0
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第37 卷第4 期
保留率仍然達到108.7%，高于初始黏度，表現了很
好的熱穩定性。
在90℃，礦場在用BM聚合物溶液的初始黏度
僅為9.6 mPa·s，隨著老化時間的延長，黏度不斷下
降，老化90 d 的黏度僅為5.5 mPa·s，黏度保留率僅
為57.3%；而延時增黏聚合物溶液的初始黏度為
15.2 mPa·s，為BM溶液黏度的1.58 倍，老化90 d 的
黏度為14.9 mPa·s，與初始黏度基本相當，為老化后
BM溶液黏度的2.69 倍。隨著時間的延長，延時增
黏聚合物的黏度優勢更加突出。這是由于隨著時
間的延長，延時增黏聚合物分子鏈中的潛在陽離
子基團—NH—COR 水解后轉變為—NH3
+氨基陽
離子，在接近中性的水溶液中，氨基以陽離子狀態
存在，與聚合物其它分子鏈上的羧基或磺酸基通
過靜電相互作用形成多分子的締合體，提高了聚
合物的水動力學體積，進而提高了聚合物溶液的
表觀黏度。
在勝利油藏條件（85℃、現場污水礦化度18076
mg/L）下，質量濃度為2500 mg/L的延時增黏聚合物
溶液和礦場BM聚合物溶液的黏度隨老化時間的變
化如圖8 所示。隨著老化時間的延長，質量濃度為
2500 mg/L 的延時增黏聚合物溶液的黏度由92
mPa·s 逐漸增至114.2 mPa·s，之后黏度緩慢下降，
90 d 后的黏度為99.1 mPa·s，黏度保留率高達
107.7%；而常規礦場在用聚合物BM溶液的初始黏
度為41.5 mPa·s，隨著老化時間的延長，黏度一直下
降，90 d 的黏度僅為24.2 mPa·s，黏度保留率僅為
58.1%。老化90 d 時，延時增黏聚合物溶液黏度為
礦場在用BM聚合物溶液黏度的4.1 倍，與4000 mg/
L 的BM聚合物溶液老化后的黏度（93.9 mPa·s）相
當。由此可見，適當增大使用濃度時，所制備的延
時增黏聚合物具有更大的黏度優勢，同時，在達到
同等黏度的條件下，該延時增黏聚合物使用量
（2500 mg/L）僅為常規礦場聚合物使用量（4000 mg/
L）的62.5%，大幅降低了聚合物的用量。
2.3.3 延時增黏聚合物溶液的Zeta電位和粒徑
在85℃下老化不同時間后延時增黏聚合物溶
液的Zeta 電位及粒徑見表2。由表2 可見，延時增黏
聚合物溶液的Zeta 電位隨放置時間的延長逐漸由
負向正偏移，粒徑增大，說明分子中有帶正電氨基
離子出現，即分子中潛在陽離子水解釋放，形成陰
陽離子一體的兩性分子，分子間靜電聚集，流體力
學半徑增大，高分子的水動力學體積增大，宏觀表
現為黏度增大，從側面再次驗證了延時增黏聚合物
的延時增黏機理。
2.3.4 延時增黏聚合物的驅油性能
延時增黏聚合物驅油物模實驗結果見圖9。可
以看出，水驅的原油采收率為41.2%，水驅1.75 PV
時注入0.3 PV 的2000 mg/L 的延時增黏聚合物溶
液，注入過程中壓力迅速上升，含水迅速下降，形成
一個降水漏斗，且降水有效期長，最后總采收率提
高至68.9%，注入延時增黏聚合物室內物模提高采
圖7 延時增黏聚合物溶液和礦場BM聚合物
溶液的黏度隨老化時間的變化
圖8 延時和礦場BM聚合物溶液黏度隨老化時間的變化
表2 不同老化時間下溶液的Zeta 電位及粒徑
老化時間/d
0
10
20
30
粒徑/nm
6.9±1
54.3±7
198.6±56
4149.9±521
Zeta電位/mV
-63.31
-31.89
-49.49
-68.25
時間/d
黏度/（mPa·s）
黏度/（mPa·s）
延時
礦場BM
時間/d
0 20 40
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
60 80 100
90℃延時
85℃延時
80℃延時
75℃延時
90℃BM
120
100
80
60
40
20
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
王濤，王龍，汪廬山等：新型延時增黏聚合物的制備及性能評價695
油田化學2020 年
收率高達27.7%，展現了良好的驅油效果。
2.4 現場應用效果
勝采坨28 區塊的油藏溫度88℃，礦化度15000
數24000 mg/L，屬于高溫高鹽區塊，滲透率1.15
μm2，目前采出程度35.8%，綜合含水高達97.2%，平
面非均質嚴重，現有化學驅技術無法高效動用。在
ST3-6-90、ST3-6-09 等6 口井采用延時增黏聚合物
深部調驅，封堵竄流主流線通道，擴大平面波及效
率，調后區塊日產油上升11.4 t，累增油5647.3 t，階
段采收率提高1.27%，投入產出比1∶6 以上，取得良
好的開發效益。
3 結論
調驅用延時增黏功能聚合物的最佳合成參數
為：丙烯酰胺等單體總用量21%數24%，其中丙烯
酸為總單體質量的10%，2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸
為總單體質量的30%；潛在陽離子含量為總單體質
量的2%；引發劑（亞硫酸氫鈉與過硫酸銨質量比為
1∶4）最佳用量為0.2%；最佳反應起始溫度8℃；當起
始反應溫度升高時，相應的引發劑用量要降低。
延時增黏聚合物耐溫達到90℃ ，耐鹽達到
32864 mg/L，且隨著老化時間的延長，其溶液黏度不
降反升，老化90 d 的黏度為常規聚合物的2數4 倍，
黏度保留率達107.7%，展現了良好的增黏特性和高
黏穩定性，室內物理模擬實驗提高采收率達27.7%，
礦場應用亦取得良好增油降水效果。
本論文創新設計了一種具有潛在陽離子基團、
緩釋后陰陽離子分子間靜電作用增黏的延時聚合
物分子結構，為降低聚合物使用濃度，研制新型高
黏、高穩定性聚合物探索了新的路徑。該技術室
內研究成果和礦場實驗的成功應用，可為高溫高
鹽水驅油藏進一步提高采收率提供有力的技術
支撐。
參考文獻：
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圖9 延時增黏聚合物驅油物模實驗
注入量/PV
0 1 2 3 4
0.8
0.6
0.4
0.2
0
100
80
60
40
20
0
含水率/%
采收率/%
壓力
采收率
含水率
（下轉第720頁。to be continued on p.720）
壓力/MPa
696
油田化學2020 年
Comparative Study between Ultra-low Interfacial Tension and Emulsification Oriented Compound
Systems on Recovering Heavy Oil
LIU Yigang1，DING Mingchen2，HAN Yugui1，2，WANG Yefei2，YUAN Yujing1，CHENWuhua2
（1. Bohai Oilfield Research，Tianjin Branch of China National Offshore Oil Corporation，Tianjin 300452，P R of China；2. College of Petroleum
Engineering，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266580，P R of China）
Abstract: In order to clarify the relative importance of ultra-low interfacial tension（IFT）and emulsification mechanisms for
recovering heavy oil by compound flooding，the IFT，emulsification，foam and oil displacement performances of two compound
systems guided by ultra-low IFT and good emulsification were studied. The results showed that，for the ultra-low IFT system，the
oil-water IFT could be reduced to 2.6×10-4 mN/m，but it performed poorer in foaming and stabilizing emulsion and foam than the
emulsified compound system，while the oil-water IFT of the later was only 0.25 mN/m. Although the properties of those two
systems differed greatly，the increased oil recovery by ultra-low IFT system was similar to that of emulsion system during the
simple compound flooding，which might be caused by the poor sweep volume during flooding. However，that increased by
ultra-low IFT foam was 38.3%，which was much higher than that of 28.9% by emulsion foam flooding. This indicated that the
mechanism of oil washing by ultra-low IFT was more critical than that of viscosity reduction by oil-in-water emulsification during
foam flooding. Ultra-low IFT foam flooding （water alternative gas injection） could improve heavy oil recovery more than
increasing the slug of compound system. The recovery could be increased to 38.3% by 0.3 PV the former strategy，while 30.7% by
0.5 PV the latter. Ultra-low IFT foam flooding was the better way to improve heavy oil recovery at the present，and the
displacement of heavy oil by single compound system might be a waste of chemical agents.
Keywords: heavy oil；enhanced oil recovery；compound flooding；interfacial tension；emulsification；foam
（上接第696頁。continued from p.696）
Preparation and Property Evaluation of a Delayed Viscosifier
WANG Tao1，WANG Long2，WANG Lushan3, LI Jiankang2，WU Juan2，CHANG Feng3
（1. Petroleum Engineering Technology Research Institute, Shengli Oilfield Branch, Sinopec, Dongying, Shandong 257000, P R of China; 2. Shengli Oil
Production Plant, Shengli Oilfield Branch, Sinopec, Dongying 257051, P R of China; 3. Shengli Oilfield Company, Sinopec, Dongying, Shandong
257000, P R of China)
Abstract: In this paper，a high-viscosity polyacrylamide molecular structure with slow-released cationic groups and delayed
supramolecular thickening action was designed，the synthetic parameters were optimized，and the solution performance of
temperature and salt resistance，delayed viscosification，potential and particle size，were evaluated，and the oil displacement effect
of the new delayed polymer was also investigated. The results showed that the viscosity of the delayed polymer could reach up to
15.4 mPa·s at the temperature of 90℃ and at the salinity of 32864 mg/L，showing good temperature resistance and salt resistance.
With the increase of aging time，the viscosity of BM solution decreased continuously，but the viscosity of the delayed polymer
solution increased instead of decreasing. Moreover，the viscosity of the delayed polymer solution after aging for 90 d was 2—4
times that of conventional polymer BM solution，and the viscosity retention rate reached up to 107.7% ，showing good
viscosification performance and high viscosity stability. With the prolongation of aging time，Zeta potential of the delayed
viscosifier solution gradually shifted from negative to positive，and the particle size increased，which verified the delayed
viscosification mechanism. The oil recovery on the basis of water flooding（recovery factor 41.2%）could be enhanced by 27.7% by
injecting 0.3 PV 2000 mg/L delayed viscosifier solution. The field test also achieved a good effect of increasing oil. This technique
provides a new method for reducing polymer dosage，and also provides a strong technical support for enhancing oil recovery in high
temperature high brine flooding reservoir of Shengli oilfield.
Keywords: water-soluble polymer；synthesis；delayed viscosification；temperature resistance and salt resistance；field test
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