在現(xiàn)代油、氣開采作業(yè)中，石油、天然氣和高分子材料互相依賴—幾乎所有的鉆采作業(yè)都會使用高分子材料，而高分子材料的規(guī)?；苽溆中枰檬汀⑻烊粴庾鳛樵?mdash;早期的一項統(tǒng)計顯示：世界范圍內采出原油的95%都被作為能源使用，剩余的5%作為化工原料，這其中的2%又被用于聚合物的合成。

由于水是較廉價的溶劑，而且油、氣鉆采作業(yè)中主要使用水基工作液，因此油、氣開采所使用的高分子材料以水溶性居多。盡管水溶性高分子種類繁多，但迄今為止，能規(guī)?；瘧糜谟?、氣開采作業(yè)的水溶性高分子多為丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物以及它們與其它水溶性單體共聚得到的衍生物。

丙烯酰胺是一種不飽和酰胺，當溫度高于其熔點溫度以上，或在氧化條件以及在紫外線的作用下，很容易發(fā)生聚合反應。同時，由于其含有酰胺基，容易與水形成氫鍵，所以其具有良好的水溶性；酰胺基的存在也使其容易進一步發(fā)生化學反應，如在酸性或堿性條件下的水解、曼尼希反應等。

1、聚丙烯酰胺在油、氣開采中的應用

基于聚丙烯酰胺的增粘、絮凝、減阻和對流體的流變性調節(jié)等性能，其廣泛地被用于油、氣開采過程中的鉆井、完井、酸化、壓裂、堵水、調剖、三次采油、水處理等方面。

（1）三次采油

在二次采油中，通過向地層注水增加壓力而增加原油參量，但由于水的粘度較低，注入水常會在油層發(fā)生指進而使波及體積減小，因此在上世紀60年代初，美國一些石油公司通過在注入水中加入陰離子聚丙烯酰胺（HPAM）而增加注入水粘度，從而擴大波及體積和降低水、油流度比（M）：

（1.1）

式中，ko和kd分別為原油及含有HPAM的驅替液在油藏中的滲透率，ko和kd則分別為原油和驅替液粘度。

（2）鉆井、完井液

在鉆井液中，經(jīng)常使用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）調節(jié)鉆井液的流變性和發(fā)揮攜帶巖屑、降濾失、減阻、分散等功能；使用陽離子聚丙烯酰胺（CPAM）作為包被抵制劑和井壁穩(wěn)定劑；使用低分子量兩性聚丙烯酰胺作為分散劑。

（3）壓裂液

由于PAM類聚合物的強增粘特性，其可以通過交聯(lián)替代瓜膠而在水力壓裂過程中發(fā)揮攜砂作用和降濾失作用，但其耐溫、抗鹽性及懸浮性能難以與帶有龐大側基的胍耳膠相媲美。

（4）油田采出水處理

HPAM和CPAM可用作油田污水處理的絮凝劑、污泥脫水劑。

2.聚丙烯酰胺在油、氣開采應用中面臨的挑戰(zhàn)

（1）耐溫抗鹽性差

雖然聚合物驅在勝利油田的Ⅰ類油藏和大慶油田都取得了規(guī)?；F(xiàn)場試驗的成功，但其應用環(huán)境都是溫度、礦化度相對較低、條件較為溫和的油藏，但現(xiàn)用驅油劑特別是單一的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）在上述油田的部分Ⅱ類油藏和Ⅲ類油藏條件下難以奏效，具體表現(xiàn)在：一方面，在高礦化度條件下，由于Na+、K+等無機陽離子對HPAM鏈節(jié)中賴以增粘的羧酸根基團（COO-）的靜電屏蔽作用，HPAM聚合物線團卷曲，導致水動力學體積減小，宏觀上表現(xiàn)為粘度大幅度降低，加上Ca2+、Mg2+等高r金屬陽離子易與COO-絡合而生成沉淀，導致增粘效果完全喪失；另一方面，在地層溫度高于75℃時，HPAM中的酰胺基鏈節(jié)（-CONH2）會發(fā)生進一步水解生成-COO-，在油藏中的無機鹽及高價金屬離子伴存的條件下，HPAM的粘度又會大幅度削弱甚至完全喪失。

①單一HPAM使用的上限溫度不超過80℃（氰胺公司的研究結果是75℃，菲利普石油公司是80℃）；

②在硬水中不管溫度高低，HPAM都會與高價離子絡合形成沉淀，而且溫度越高，形成沉淀或分相的時間越短（圖）；

③不管其水解度如何，HPAM都會與高價離子絡合形成沉淀，而且起始水解度越高，形成沉淀或分相的時間越短（圖）

（2）注水水質對聚丙烯酰胺溶液粘度影響大

勝利油田目前每天采出水比回注水多出18萬方，給外排造成很大壓力。因此，很大一部分處理后的污水均用作聚合物溶液的配注水或回注水，但不同水質的污水和不同處理程度的污水對聚合物溶液的粘度的影響程度不一樣。以勝采二區(qū)為例，該區(qū)注入污水雖無溶解氧和硫化物，但礦化度很高，Ca2+含量高，原油含量高，密閉化學耗氧量（COD）較高，且含有Fe2+及懸浮物。地質院采收率室利用該污水配制的相同濃度的曝氧的聚合物溶液比未曝氧的聚合物溶液的粘度高，這充分表明：污水水質對聚合物溶液的粘度影響較大。

（3）難以滿足作業(yè)“井工廠”壓裂作業(yè)模式的要求

目前壓裂液仍以天然植物膠尤其是胍耳膠為主，存在的主要問題是壓裂液破膠后往往產(chǎn)生殘渣較多，會堵塞油、氣通道，難以充分發(fā)揮壓裂增產(chǎn)的效果；其次，壓裂液所用增稠劑瓜膠主要從印度和巴基斯坦進口，前幾年價格波動較大，從每噸兩萬余元飆升至每噸13萬余元，盡管這種高價位并非常態(tài)，但卻給我國的壓裂增產(chǎn)作業(yè)敲響了警鐘：需要研制能替代瓜膠的新型增稠劑。

近年，低滲致密油藏和頁巖氣的“井工廠”壓裂作業(yè)出現(xiàn)了一些新的趨勢：

①加砂規(guī)模大：單井加砂量可高達數(shù)百方；

②排量大：3-10m3/min；

③液量大：單井用液量可高達數(shù)千立方米；

④層位較深：3000-4000m；

⑤地溫較高：120-160qC；

⑥水平井段長：80071500m。

這反過來也對壓裂液性能提出了更高的要求：

①更加優(yōu)異的攜砂性能；

②成本低廉；

③更小的摩阻；

④更加方便配制；

⑤更好的耐溫耐剪切性能。

（4）難以滿足海上油田作業(yè)的要求

海上油田在經(jīng)過長期開采后，不僅表現(xiàn)出與陸地油田一樣的“兩高’’特性，而且還由于其作業(yè)環(huán)境的特殊性，對堵水、調剖甚至三采用聚合物提出了新的要求。

以勝利油田海洋采油廠為例：從1995年到1999年，其年原油產(chǎn)量增加到200萬噸以上，2005年達到212萬噸；2000年進入水驅開發(fā)階段至今，由于油藏的原生非均質性以及長期水驅加劇了非均質，在開發(fā)過程中暴露出了一系列的問題：地層壓力水平較低且不均衡，單井日產(chǎn)液能力低。采油速度與平臺壽命矛盾突出。層間吸水差異大，動態(tài)注采對應率較低。采用一套層系開發(fā)且油井合采水井合注，層間干擾嚴重。

在這樣的背景下，埕島油田開展了常規(guī)調剖作業(yè)，取得了一定的效果。在開展堵水調剖室內研究的基礎上，2004年完成了CB11E-6、CB11F-1、CB25A-2、CB25A-3、CB251A-6等5口井調剖的先導試驗，取得了明顯效果，并在2005年在CB20B-1、CB22B-4、CB25B-5等3口井進行了擴大試驗，也取得顯著效果。