摘要:隐形酸完井液能有效溶解油层的堵塞物，提高油层渗透率和油井产量，但对油套管具有较强的腐蚀性。本文使用失重法和动电位极化技术分别研究了温度、螯合剂浓度对隐形酸完井液腐蚀性的影响以及3种缓蚀剂对N80钢腐蚀的抑制作用。实验结果表明，随着温度和螯合剂浓度的升高，N80钢的腐蚀速率增大，并且点腐蚀变得更加严重。加入缓蚀剂可以有效控制腐蚀，在3种缓蚀剂（CA101—1、CA101-2和CA101-3）中，合成的聚酰胺类缓蚀剂CA101-2的缓蚀效果最好。当螯合剂HTA加量为0．2％、缓蚀剂CA101-2加量为l％时，N80钢腐蚀速率为0．056mm／a。动电位极化曲线测试结果表明CAl01-2是一种阴极型缓蚀剂，主要抑制了析氢反应。图4表4参5

摘要:以聚乙烯醇（PVA）为原料、乙二醛和戊二醛为交联剂合成了混合交联PVA油井水泥降失水剂。室内实验评价了添加混合交联PVA的水泥浆的综合性能。结果表明，加有混合交联PVA的水泥浆的API滤失量可以控制在50mL以下，抗温可达125℃。混合交联PVA使水泥浆的稠化时间稍有延长，抗压强度不降低，抗析水能力增强；当混合交联PVA与分散剂DZS和缓凝剂DZH复合使用时，水泥浆的流变性能良好。图1表4参6

摘要:针对文96气藏特点，研究了适应于老井封堵的气层封堵体系。以中原油田常用的普通堵剂为基础，优选了胶凝固化剂、触变调节剂、降失水剂和复合缓凝剂加量，其最佳加量分另q为3％、0．3％～0．5％、1％和2％～3％。该气层封堵剂浆液120min最终析水量为10mL，析水速度较慢，悬浮性能较好。其粒度中值一般小于15μm，流动性良好，比普通堵剂更易进入低孔、低渗储层，气密封性能好，可以满足老井封堵需要。通过文96块53井次现场试验，工艺成功率100％，一次封堵合格率96％。文96-2井施工后，30min压力降小于0．5MPa，堵剂较好地进入了地层，满足方案要求。图6表5参2

摘要:以硼酸为原料，在NaOH催化作用下与乙二醇和三乙醇胺进行络合反应制备了压裂液用有机硼交联剂。研究了反应时间、反应温度、硼酸和乙二醇用量对有机硼交联剂延迟交联时间和所形成压裂液冻胶耐温性的影响，以及催化剂用量对交联剂稳定性的影响。确定了最佳反应条件：反应时间4h，温度1200C，三乙醇胺53．4％，硼酸21．4％，乙二醇17．2％，NaOH加量1．7％。室内评价了压裂液的配伍性及其性能，结果表明：各助剂的配伍性良好，在70℃、75℃和170s^-1下剪切60min的压裂液黏度分别为105、115mPa·s，耐剪切性能良好。压裂液在120min内可破胶，破胶150min的黏度小于5mPa·s，破胶后的残渣含量为5．18％；破胶液的表界面张力较低，分别为25．42mN／m和1．16mN／m。压裂液在70℃时的滤失系数为4．57×10^-4m／min^1/2，对储层的伤害较小，适用于低渗透油田。在延长油田7口井使用该压裂液，施工顺利，返排效果良好。图2表8参3

摘要:本文以芬顿试剂为压裂液残渣降解剂，在低温条件下，考察了芬顿试剂对原胶液的杀菌作用以及不同环境条件下芬顿试剂加量对压裂液破胶情况的影响，通过压裂破胶液粒径中值分布和支撑剂导流能力伤害实验，评价了芬顿试剂／APS破胶降解体系对压裂残渣的降解效果。实验结果表明：在30℃下，加0．2％芬顿试剂的原胶液放置72h后黏度仍保持不变；将原胶液（ph≤7）与交联破胶体系（0．7％硼砂＋0．3％APS＋2％芬顿试剂＋其他助剂）以体积比10：1混合后制备的压裂液，3h后的破胶液中的残渣含量较单独使用APS时降低了42mg/L，固体颗粒含量下降近38％，破胶液对支撑剂导流能力的伤害下降近11．7％。图2表5参4

摘要:制备了以阴离子表面活性剂为主剂的cHJ清洁压裂液，并研究了其主要性能。CHJ清洁压裂液黏度随稠化荆加量的增加而增加，随KCl加量的增大先增加后降低，在KCl质量分数约2．7％时，黏度达到最大值360mPa·s。该清洁压裂液在100℃、170s^-1下的耐温耐剪切性能良好。在80、120℃时，砂粒在压裂液中的沉降速度分别为11．124、18．840mm／min，携砂性较好。煤油加量为3％时，压裂液在70min左右破胶，清洁压裂液黏度降至5mPa·s以下，破胶液表面张力为26．10mN／m，界面张力为0．73mN／m，比较符合现场施工要求。清洁压裂液的破胶液对岩心的伤害率为7．65％。图4参11

摘要:针对靖安油田长6油藏在注水开发过程中，注入水在纵向上单层突进使中低渗透层达不到注水受效的问题，室内开发了新型酸化分流剂SZD-1，并进行了现场应用。分流剂SZD-1由80％有机酸酯、19％硬脂酸盐和1％十二烷基硫酸钠组成。平均粒径10．03μm，最大粒径44．0μm。分流剂SZD-1可缓慢溶于水，60℃在水中溶解24h、15d的溶解率分别为15．13％和99．65％。聚丙烯酰胺携带液的最佳加量为0．3％，分流剂最佳加量为10％，分流剂悬浮液黏度为32．5mPa·s。考察了9：1、6：1和3：1三组渗透率级差下分流荆SZD．1的分流效果。结果表明，随着渗透率级差的降低，低渗透率岩心堵塞率由7．5％增至22．1％，高渗透岩心堵塞率由100％降至95．3％。分流剂SZD-1各种性能均满足现场施工的要求，且对渗透率级差较大的吸水层具有较好的封堵效果。适用于注水井酸化前的分流作业。截止2011年4月，对靖安油田50口注水井进行了改善吸水剖面技术现场试验，有效率大于90％，累计增注量达23541m^3，对应油井累计增油量17520t。图1表4参6

摘要:利用现代油藏工程理论、仪器检测和物理模拟方法，研究了合层模型渗透率级差、小层数和液流转向措施对开发效果的影响。转向剂最佳配方为：1．2g／L部分水解聚丙烯酰胺、聚铬质量比180：1、6g／L氯化钠、污水；驱油剂为弱碱三元复合体系，由1．2g／L部分水解聚丙烯酰胺、2g／L重烷基苯磺酸盐、8g／LNa2CO3、污水组成。结果表明，合层模型渗透率级差和小层数对水驱开发效果的影响较大。当渗透率级差由3倍增至30倍时，模型水驱采收率从40．4％降至35．4％；采取液流转向措施后，采收率增幅从5．3％增至8．5％。当模型小层数为2、3、4、5时，模型水驱采收率分别为37．5％、32．1％、33．2％和36．0％；采取液流转向措施后，采收率增幅分别为5．8％、7．2％、5．5％和4．7％。渗透率级差愈大，低渗透层分流率愈小。在渗透率级差和转向剂注入量相同时，随转向剂的不断注入，高渗透层分流率逐渐下降，中、低渗透层分流率逐渐增加。图10表5参15

摘要:高含水非均质砂岩地层存在高渗透大孔道且层间差异大，常规的小剂量、短半径调剖很难达到增油降水的效果。本文室内考察了合成调剖剂GPJ的基本性能，得到了最佳调剖剂体系的配方：3％GPJ＋5％膨润土，着重考察了该调剖剂体系的调剖性能。结果表明，所研制的调剖剂GPJ的水分散性及胶体稳定均良好；1％GPJ悬浮液的电动电位在＋54mV以上，带有较高的正电荷；GPJ的油溶率高迭94％；GPJ悬浮液的粒度分布在5-80pan，粒径中值为28μm。当3％GPJ＋5％膨润土调剖荆体系的注入量为1PV时，其对水测渗透率为10．0678-11．7883pan。的填砂管模型的封堵率高达95％以上。该调剖剂体系封堵率高，耐冲刷性能好，现场应用效果显著。图2表4参4

摘要:油藏堵水和调剖的效果在很大程度上取决于冻胶溶液的动态成胶性。本文针对一类聚合物冻胶溶液，分别通过瓶试成胶实验、岩心流动实验和机械旋转剪切实验，研究了岩心中的稀释作用、滞留作用和剪切作用对冻胶溶液成胶性和成胶强度的影响。结果表明，冻胶溶液（3000mg／L聚丙烯酰胺＋3％交联剂＋3‰助剂）在静态65℃条件下，可以形成中等强度冻胶。冻胶溶液注入到岩心后，在与地层水接触的前缘附近，受地层水稀释、孔隙中滞留和剪切三种因素的综合影响，溶液黏度损失率约95％，不能成胶；向采出液中另加入1．5％交联剂和1．5‰助剂，仍不能成胶。在注入端与冻胶溶液前缘之间，受孔隙中滞留和剪切两种因素的影响，冻胶溶液黏度损失率约70％，另加入1．5％交联剂和1．5‰助剂，可以成胶。在注入端附近，受多孔介质剪切作用的影响，冻胶溶液黏度损失约35％，可以成胶，所形成的冻胶强度降低。地层水稀释和孔隙中的滞留是影响该类冻胶溶液在油藏深部成胶的关键因素。对比无前置保护段塞、前置分子膜段塞和前置聚合物溶液段塞条件下，冻胶溶液在多孔介质中的成胶性发现，前置聚合物段塞可以减少地层水稀释和滞留对冻胶溶液组成的影响，有助于改善其成胶性。图8表2参11

摘要:以水泥类油井非选择性堵水荆为主导的化学堵水技术存在强度低、封堵半径小、不耐酸碱、施工风险大等局限性。本文通过固化剂、增稠剂、充填材料的筛选，得到了性能优良的脲醛树脂改性堵剂，具体配方如下：脲醛树脂中间体＋0．1％-0．35％固化剂GH-1＋0．1％-1％增稠荆KYPQ＋10％-20％充填材料CT-1。该堵荆固化时问可控性强（12-1200min），黏度调节灵活（30-10000mPa·s），封堵强度高（〉20MPa）。在渗透率为7μm^2的特高渗填砂管挤注堵剂驱替压力可达7MPa以上，70℃养护6-8h固结后突破压力达20MPa以上，封堵率〉99％。图3表5参4

摘要:本文围绕改善注蒸汽热采流度比开展了耐高温发泡荆室内性能评价。制备了阴离子型表面活性剂AGS-8和PMP-1，开展了发泡剂室内静态和动态评价实验，并将AGS-8和PMP—1与商业发泡剂F240B、Sunteeh Ⅳ、ATS、AOS2024、LD-Foam进行性能对比。结果表明：发泡剂F240B、AGS-8、PIMP-1耐高温、抗盐，综合性能最好；阻力因子较大，且随温度的升高，降幅较小，蒸汽流度控制能力良好；注入量为0．5PV时，F240B、AGS-8和PMP-1的驱油效率分别达到65．3％、58．9％和51．6％。随岩心含油饱和度的增加，阻力因子降低，当含油饱和度超过15％时，泡沫控制蒸汽流度的能力急剧降低；随发泡剂质量分数的增加，阻力因子增大，当发泡剂质量分数超过0．5％以后，阻力因子增大的趋势减缓；阻力因子随岩心渗透率的增大而增大，渗透率高于8μm^2后的阻力因子基本不变；气液比在0．5-1．5范围内，泡沫的阻力因子较高。图4表6参8

摘要:本文针对双河Ⅶ下层系高温（96．5℃）、低渗（0．374μm^2）的油藏特点，开展Ⅲ类及以上储量油藏用耐高温聚合物的筛选、评价研究。依据聚合物基本性能初选出5种耐温聚合物（100622、100621、SNF、2#、1#）进行耐温抗盐性、驱油能力评价，其中聚合物SNF（相对分子质量2．7×10^7，水解度26．03％）表现出很好的耐温抗盐性和驱油能力。浓度为1500mg／L的聚合物SNF溶液，在96℃热老化90d后的黏度保留率为110．8％（氧含量控制〈1．0mg／L）。岩心驱替实验表明，高浓度聚合物溶液因具有较高的黏弹性，其驱油效率明显高于低浓度聚合物溶液的，质量浓度合理范围为1500-2000mg／L；随注入段塞尺寸增加，聚合物驱油效率增大，但超过0．5PV时驱油效率提高缓慢，优化段塞尺寸为0．5PV。图6表2参5

摘要:为研究磺酸盐与非离子表面活性剂在降低油水界面张力方面的协同作用，选取了3种支链烷基苯磺酸盐与3种聚氧乙烯醚非离子表面活性荆，测量了表面活性剂及其复配体系与系列正构烷烃间的界面张力，考察了表面活性荆的亲水亲油性能、复配体积比及NaCl浓度对协同作用的影响。结果表明，磺酸盐与非离子表面活性荆复配体系的亲水亲油性能具有加和性，亲油性的磺酸盐8C18ФS与亲水性的非离子表面活性荆复配可以获得亲水亲油性适中的复配体系，使界面张力降低，实现协同作用；而亲水性的磺酸盐3C10ФS、7C14ФS与亲水性的非离子表面活性剂的复配体系仍然是亲水性的，界面活性低。此外，复配体积比、NaCl加量也可有效影响复配体系的协同作用。其中，在复配比2：1、NaCl加量l％时，8C18ФS与LAP-9复配体系的界面张力最低值为4．0×10^-4mN／m，而3C10ФS、7C14ФS与LAP-9复配体系的界面张力较高，分别位于0．4-1．0mN／m与0．035-O．13mN／m之间。图7参16

摘要:针对印度尼西亚Sungai Lilin油田油藏岩石渗透率低、温度高和注入水矿化度高等特点，以渗流力学为理论基础，通过仪器检测和物理模拟，研究了聚合物溶液和聚合物／表面活性剂二元复合体系在低渗油藏环境下的渗流特性及其影响因素，考察了岩心渗透率、注入时机、驱油体系和驱油剂组合方式对驱油效果的影响。二元复合体系中，部分水解聚丙烯酰胺相对分子质量400×10^4，浓度300mg／L，SUN非离子型表面活性剂质量分数0．2％。结果表明，在溶剂水矿化度较高和岩心渗透率较低时，二元复合驱油体系的阻力系数和残余阻力系数大于聚合物溶液。采用二元复合体系可以大幅提高原油采收率，并且岩心渗透率越大、注入时机越早，采收率越高。注入0．57PV二元复合体系时的采收率增幅为17．8％。推荐二元复合体系段塞尺寸为0．38-0．57PV，考虑到油藏非均质性比较严重，建议在二元复合体系主段塞之前添加Cr^3＋聚合物凝胶（聚合物浓度300mg／L，聚铬质量比270：1）前置段塞，段塞尺寸0．05-0．08PV。表5参15

摘要:本文在渤海绥中361海上油藏条件下，测定了由磺酸盐型双子表面活性剂为主的表面活性剂（辛基酚基聚氧乙烯醚TX100与磺酸盐型双子表面活性剂按质量比1：4）与疏水缔合聚合物组成的SP二元复合驱体系的黏度及其与渤海绥中361脱气原油间的界面张力，并考察该体系的抗温性、耐盐性、吸附性及老化稳定性等，测定了该驱油体系在不同渗透率岩心中的阻力系数和残余阻力系数，在三层非均质岩心上进行了表面活性剂浓度不同的6个室内驱油实验。研究结果表明，配方为3000mg／L表面活性剂＋1750mg／L聚合物的sP二元复合驱油体系具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性及老化稳定性；该二元复合驱油体系黏度达40mPa·s以上，可使油水界面张力降至10^-3mN／m数量级，同时该体系在不同渗透率岩心中均能建立较高的阻力系数与残余阻力系数；室内驱油实验表明，在三层非均质岩心中，聚合物浓度为1750mS／L，二元体系与原油界面张力由10^0mN／m（表面活性剂0ms／L）降至1012mN／m（表面活性剂750mg／L）数量级时提高采收幅度很大；当界面张力由10^-2mN／m（表面活性剂750ms／L）降至10^-3mN／m（表面活性剂1000-3000ms／L），复合驱采收率增加幅度很小；总体上，该SP二元复合驱油体系具有良好的提高采收率能力，可提高采收率35％以上。图3表4参9

摘要:重烷基苯石油磺酸盐（DH）与石油磺酸盐（LH）是三次采油中常用的表面活性剂，DH与强碱（NaOH）配成的三元复合体系及LH与弱碱（N如C03）配成的三元复合体系均表现出了良好的油水界面活性。为探索DH与LH复配的可行性，本文通过仪器检测和理论分析，从表面活性荆的复配比、表面活性剂浓度、碱浓度3个方面开展了复配表面活性剂弱碱三元复合体系界面张力和黏度性能特征评价。结果表明，表面活性剂复配比和加量对三元复合体系黏度的影响较小，当DH、LH复配比为1：1时，复配表面活性荆三元复合体系与大庆原油间可以实现超低界面张力，在80min达到8．63×10^-3N／m；随复配表面活性剂质量分数的降低，界面张力增加，当表面活性剂质量分数为0．25％时，界面张力最优。Na2CO3加量为0．2％-1．0％时，随着碱浓度的升高，复配表面活性剂三元复合体系的黏度降低，界面张力减小。推荐碱加量为0．8％-1．0％。图2表2参12

摘要:以含氢硅油为主链，在反应温度90℃，反应时间5．5h，催化剂用量35mg／L的条件下与甲基丙酸（MAA）、甲基丙烯酸甲酯（MMA）、丙烯酸丁酯（BA）通过氢化加成反应，合成了具有梳型结构的聚硅氧烷原油破乳剂。本文通过单因素实验考察MAA、MMA、BA不同摩尔比对长庆油田宝塔区原油破乳效果的影响，确定最佳MAA、MMA、BA摩尔比为4：3：2。在70℃、破乳剂加量100mg／L的条件下，处理120min后原油的脱水率达87．46％。在破乳条件相同的情况下，将该破乳剂与破乳剂DB-2000按质量比8：2复配使用，原油脱水率可达90．58％。所合成的破乳荆具有良好的应用效果。表6参13

摘要:研究了不同的原油脱水处理和保存方法对克拉玛依油田七中区原油和3种驱油配方溶液界面张力的影响。原油脱水处理方法包括105℃与130℃电脱水、离心热盐脱水、自然沉降和高速离心脱水，保存方法包括室温敞口保存、氮气密封保存、冷藏密封保存和70℃水浴敞口保存。结果表明，用高速离心脱水处理井口取原油可避免原油性质的变化，其油水界面张力平均值为6×10^-2mN／m；原油中轻组分的挥发对克拉玛依石油磺酸盐KPS溶液的油水界面张力性能影响不大；在氮气密封和低温冷藏密封保存原油两种条件下，原油与配方溶液油水界面张力随保存时间的延长变化不明显，原油组分未发生变化。而敞口保存时，将原油暴露在空气中后，氧化生成的极性组分对油水界面张力的影响较大，应采用冷藏（O℃）密封或充氮气密封保存的方法保存新鲜原油。图10表4参4

摘要:在注入水中加入硝酸盐和亚硝酸盐，加强地层中硝酸盐还原茵（NRB）等微生物的代谢繁殖，利用微生物竞争抑制硫酸盐还原茵（SRB）生物活性，可以从根源上控制H2S的生成。但是注入的NO2^-会对金属造成次生腐蚀。点蚀现象严重。通过交流阻抗谱图的测定，研究了在注入水中NO2^-对碳钢的次生腐蚀过程。电镜扫描照片与红外光谱表明，45号碳钢在含NO2^-的模拟采出水中腐蚀120h的外锈层最终腐蚀产物为γ-FeOOH和β-FeOOH。次生腐蚀过程由电化学过程和扩散过程共同作用，通过ZSimp Win拟合软件及相关计算得到等效电路的各电化学参数值：电极表面双电层电容Cd为63．01μF，极化电阻Rp为272．3Ω·cm^2，电荷传递电阻Rt为9．148Ω·cm^2。随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率先减小后增大。NO2^-氧化Fe（0）和Fe（Ⅱ）得到的γ-FeOOH在酸性条件下形成致密的α-FeOOH，附着在碳钢上形成的内锈层抑制了大面积的腐蚀；而游离的Fe（Ⅲ）水解产物[FeOH]^2＋与β-FeOOH加速腐蚀，同时加重点蚀。因此注入水中NO2^-对碳钢的次生腐蚀表现为腐蚀面积小，点蚀严重。图13表1参12

摘要:在有水气藏的开采过程中往往存在地层流体的结垢问题，严重影响气井的正常生产。同油田结垢情况不同，气藏流体中各组分的相态变化对无机盐结垢的影响十分重要，特别是气组分在地层水中的溶解、析出及水自身的蒸发都严重影响着地层流体的结垢条件。本文在前人研究的基础上，进一步从热力学角度出发，提出了实际气藏流体中气-液（液烃）-液（电解质溶液）-固（无机盐垢）多相平衡的无机盐结垢预测模型；并针对存在化学反应的多相平衡体系直接求解复杂的问题，提出在物料守恒及组分物性统一的基础上分步循环计算体系中相态变化和化学平衡的简化计算方法，为有水气藏开采过程中气藏流体结垢规律的研究及预测提供了有效方法。图1参22

摘要:本文建立了一种评价石油磺酸盐界面活性优劣的新方法。首先采用液-液萃取法从石油磺酸盐样品中得到未磺化油组分，对该组分进行气相色谱分析；然后采用多变量数据统计分析技术，对具有不同界面活性的样品气相色谱图进行模式鉴别。文中采用10个石油磺酸盐样品进行模式识别模型的建立，并用另外10个样品进行鉴别准确性的验证。实验结果表明：该模型可以准确的对石油磺酸盐样品按照界面活性的优劣进行评价。图2表2参14

摘要:有效评价水泥浆静液柱压力变化对于进行水泥浆防窜研究非常关键。通过规范失重和静胶凝强度实验方法，提出了一种水泥浆静液柱压力变化评价实验方法。选用两类降失水剂水泥浆作为基准水泥浆，①成膜共聚物水泥浆：嘉隼G级水泥100g＋水44g＋G60S降失水剂1．6g＋CF40S分散剂0．3g，②AMPS共聚物水泥浆：嘉华G级水泥100g＋水41g＋BXF-200L降失水剂3g。用水泥浆失重仪测试时，2种水泥浆的液柱压力均随候凝时间的延长而降低；用静胶凝强度分析仪测试时，2种水泥浆的静胶凝强度均随候凝时间的延长而增大。将失重仪测量值通过公式挟算得到的静胶凝强度与静胶凝强度分析仪测量值比较，在水泥浆液态性较强的时候比较接近，之后随着水泥浆候凝时间的延长，差距逐渐拉大。结合有效应力原理对两种实验结果的差别进行了解释。用静胶凝强度分析仪测试水泥浆静液柱压力的方法更准确。研究结果表明。该方法重现性及可操作性良好，为防窜方法方面的研究提供一定的理论基础。图7参11

摘要:利用热分析法中的TGA曲线建立了简单、快速测定原油组分的新方法，该方法不受原油组成和流动性的限制，由原油样品的TGA曲线即可得出原油中各组分分布。实验结果表明，原油样品TGA曲线不同温度段的失重率可以反映原油中各组分的相对比例。该信息不仅可以为原油降凝剂适宜碳教的确定提供依据，在此基础上还可以针对不同原油进行清／防蜡荆配方及相应降凝剂配方的筛选；此外，由TGA曲线得到的残渣率还可反映蜡样中非油性组分的相对含量。综合原油热分析结果与原油流动性测试结果发现，非油性组分对原油清防蜡剂作用效果及降黏效果有显著影响，并随其相对含量的增加，影响增大。图4表5参11

摘要:综述了国外以环保型水基钻井液、防塌钻井液、无黏土相水基钻井液、抗高温水基钻井液、微泡钻井液为代表的水基钻井液，以全油基钻井液、趋于零滤失量的钻井液、低毒油基钻井液、低目相油基钻井液、抗高温油基钻井液和可逆乳化钻井液为代表的油基钻井液，以及抗高温、恒流变特征的合成基钻井液体系的研究与应用情况。参50

摘要:本文总结了国内外油井水泥膨胀剂的种类，重点介绍了适用于高温条件下的膨胀剂的研究现状，分析了常用的油井水泥膨胀剂的作用机理，并探讨了目前油井水泥膨胀剂研究中存在的问题。图2参4l

摘要:综述了聚合物冻胶、无机凝胶、无机盐沉淀、预交联冻胶颗粒、聚合物微球、柔性体6种耐温抗盐调驱体系，分析了各种调驱体系的特点、作用机理和现场应用情况，提出了今后耐温抗盐调驱体系的研究方向，即研制新型的耐温抗盐聚合物、加强对无机体系的研究和研制有机-无机复合体系。参48

摘要:以中国知网的“中国引文数据库”为数据统计源，利用文献计量学方法，统计了《油田化学》2006-2010年栽文和被引用情况。该刊5年共载文521篇，其中378篇被CNKI收录期刊引用，总被引频次1539次，篇均被引率2．95，单篇被引最高次数为30次。载文单篇被引用10次以上的作者共139人，占作者总人数的11．24％。栽文被引用前4位期刊为《精细石油化工进展》、《内蒙古石油化工》、《石油天然气学报》、《西安石油大学学报（自然科学版）》，共引用132次。自引133次，自引率为8．64％。发表基金论文178篇，占载文量的34．17％，其中国家自然科学基金发文最高。《油田化学》所载论文质量较高，是我国石油天然气工业研究领域重要的信息源之一。表6参7

摘要:《油田化学》报道油气钻井、开采、集输、贮运及环保中涉及的化学剂和化学方法（含化学、生化、生物剂和方法）等方面内容。为了提高刊物学术质量及便于本刊刊载信息的快速传递，对投向本刊的文稿提出如下要求： 1稿件的基本要求