摘要:以十二醇、环氧氯丙烷、甲醛、氢氧化钠和亚硫酸氢钠等为原料，通过磺化反应和磺甲基化反应合成了抗温耐盐泡沫剂QP-1和QP-2。随泡沫剂质量分数增加，产生的泡沫体积先迅速增加后逐渐稳定。其最佳用量为o．5％。将合成泡沫剂QP-1、QP-2与中原油田在用泡沫剂ZY-1进行抗温耐盐性和封堵性比较。结果表明，随着温度的升高和NaCl质量分数的增加，3种泡沫剂产生的泡沫体积和半衰期均降低，泡沫剂的起泡和泡沫稳定性均变差。QP-2的抗温耐盐性和封堵性较好，在NaCI质量分数15％、温度200℃下老化16h后的泡沫体积为356mL，析液半衰期为238s。随泡沫注入量的增加，阻力因子先快速增加后趋于平缓；注入量相同时，QP-2的阻力因子高于ZY-1，在矿化度14．3×10^4mg／L、120℃下的阻力因子为102。图9参9

摘要:本文采用核壳乳液聚合法制备了一种氟碳气湿反转剂FC-1，采用红外光谱表征了共聚物的结构，对FC-1处理前后岩心的接触角、表面能谱、扫描电镜和透射电镜等表征。结果表明：FC-1为含氟丙烯酸酯共聚物。FC-1对岩石有良好的气湿反转能力，处理后的岩心表面由强亲液转变为疏油疏水的中性气湿。经10％FC-1溶液处理并经100℃热处理12h后的岩心，蒸馏水在其表面的接触角最高可达124．98°，正十六烷在其表面的接触角可达84．69°，表面能降低至8．33mJ／m^2。图5表1参9

摘要:研究了化学剂结晶控制蒸汽冷凝水流度提高稠油采收率技术，采用优选化学剂MA开展了MA降低水相渗透率实验和室内模拟驱油实验。实验结果表明：岩心水相残余阻力系数随温度和MA饱和溶液注入量的增加而增大，注入量应该大于1PV，注入温度应高于220℃；MA对岩心水相渗透率的降低具有可逆性，随着注入温度的升高，可逐渐解除MA对水相渗透率的影响；注入MA前后不同温度的油相残余阻力系数都接近1，说明MA具有堵水不堵油的特性；当温度由200qc降低至1600C时，注MA饱和溶液岩心的驱油效率为49．9％，比单纯200℃热水驱高10．1％，比160℃热水驱的驱油效率高11．7％；当温度由200℃降低至60℃时，注MA饱和溶液岩心的驱油效率为37．1％，其效果介于200℃热水驱和60℃热水驱之间。图4表2参6

摘要:以轮古稠油为原料，在高压反应釜内模拟油田地层条件，筛选了较合适的水热裂解催化剂。探讨了各反应条件对催化反应的影响。在油溶性钼为催化剂的情况下，稠油经水热裂解反应后，油样的降黏率为27％。饱和分和芳香分含量分别增加了2．69％和1．97％，胶质、沥青质含量分别减少了3．54％和3．21％。饱和分、芳香分、胶质、沥青质的平均相对分子质量分别降低了15．45％、12．20％、11．74％和9．35％，因而油品的质量和品位有相当程度的改善。四氢萘供氢剂与硫酸镍催化剂复配使用对超稠油水热裂解有协同效应。表面活性剂可以进一步增强催化剂在稠油中的分散度，有利于反应充分地进行。表6参8

摘要:针对渤海油田聚合物驱开发的实际需求，利用物理模拟方法，以AP-P4疏水缔合聚合物为例，采用了岩心流动实验，注入多孔介质前后黏度变化和聚合物线团尺寸变化等方法对聚合物线团尺寸与岩石孔喉配伍性进行了研究。结果表明，3种相对分子质量为600×10^4、1000×10^4和1600×10。的聚合物分别与渗透率为500×10^-3～1000×10^-3、1000×10^-3～1500×10^-3、1500×10^-3～2000×10^-3μm。的岩石孔喉半径匹配效果较好，此时，岩心孔喉半径中值与聚合物分子线团尺寸之比R^＊／Rh分别为6．09～8．01、7．07～8．09、6．95～7．51。对于渤海油田。岩石孔喉半径中值与聚合物线团尺寸比值为6～8时，聚合物与岩石的孔隙结构匹配效果较好。对于渗透率为500×10^-3、1000×10^-3和2000×10^-3×m^2的不同渗透率的地层，推荐选用相对分子质量分别低于600×10^4，1000×10^4和1600×10^4的聚合物，若考虑配制和注入过程中的剪切和热降解作用，聚合物相对分子质量还可以适当提高，但最高不宜超过800×10^4，1200×10^4和1800×10^4。图7表5参13

摘要:利用现代油藏工程理论、仪器检测分析和物理模拟方法，开展了“高分”、“超高”、“抗盐”聚合物及两种复配聚合物的抗盐、抗剪切、耐温性及分子线团尺寸（Dh）分布的研究，评价了流动性能，并进行了机理分析和探讨。结果表明，与“超高”聚合物相比，“复配”聚合物在熵驱动作用下不同分子链发生较强物理缠绕并形成氢键，增强了“复配”体系分子间作用力，使其内旋转困难，柔顺性变差，刚性增强而具有优异的抗盐性、抗剪切性。“复配2”（高分、超高、抗盐质量比15：60：25）的抗盐性黏度损失率比“超高”聚合物的低6．7％，抗剪切性黏度损失率低3．5％。二者的抗温性黏度损失率基本相同。“复配”聚合物Dh分布较宽，不可及孔隙体积较小，在多孔介质中的滞留量增加。在岩心渗透率为160×10^-3μm。时，“复配2”的阻力系数一和残余阻力系数Fn分别为54．1和21．9，比“超高”聚合物的37．2和13．2高，渗流特性较优异。与“复配1”（高分、超高、抗盐质量比16：75：9）相比，“复配2”的抗盐性和在多孔介质的滞留能力较强，二者的抗剪切性和耐温性相当。图2表7参13

摘要:开发了一种低成本的阴／非离子复配型表面活性剂GBSG-1，并评价了该表面活性剂体系的性能。结果表明：在80℃、矿化度50000mg／L、二价离子（Ca^2＋、Mg^2＋）含量2000mg／L的情况下，油水间的界面张力可达10^-3mN／m数量级。同时该表面活性剂体系具有较好的乳化能力，按体积比6：4将浓度为3∥L的CBSG．1溶液与王瑶原油混合均匀后在80℃恒温静置12h后的油水体积比为8：2。该体系具较强的抗吸附性，浓度为3异／LCBSG-1溶液在岩心上的吸附量最大，为0．35mg／g砂，吸附7d后，油水界面张力仍可以保持在10-3mN／m超低数量级。驱替模拟实验说明：该表面活性剂驱油体系可在水驱基础上使渗透率95．2×10^-3μm^2的低渗透率岩心提高采收率12．7％。该体系可满足长庆油田部分高温、高矿化度及低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。图3表3参8

摘要:以甲醛水溶液、碘甲烷以及烷基伯胺为原料合成了疏水基链长不同的3种三聚型阳离子表面活性剂——1，3，5-三（十二（或十四、十六）烷基）-1，3，5-六氢三嗪碘化铵盐，记作B12、B14、B16，同时对其性能进行了研究。实验结果表明：所合成的低聚阳离子表面活性剂B12、B14、B16具有低的II当界胶束浓度Ccmc值（分别为3．91×10^-4mol／L、5．98×10^-4mol／L和5．57×10^-4mol／L）和较低的临界表面张力γcmc值（分别为30．63mN／m、45．79mN／m和50．99mN／m）；而十二烷基三甲基氯化铵的Ccmc值和γcmc值分别为1．2×1012mol／L和39．0mN／m。所合成表面活性剂与十二烷基三甲基氯化铵相比具有更高乳化能力。在同系表面活性剂中，随着疏水碳链的增长，其降低表面张力的能力减弱，乳化性能增强，泡沫性能减弱。图2表2参6

摘要:在50℃下以3-磺丙基十二烷基二甲基甜菜碱（SDDAB）为主要组分，分别考察了SDDAB／碱、SDDAB-脂肘碱二元（As）和ASP三元复合体系与原油之间的动态界面张力。在SDDAB／碱体系中，不同碱降低界面张力的能力顺序为NaOH〉Na2Si03〉Na2C03〉NaHCO3；不同复配弱碱降低界面张力的顺序为Na2CO3-Na2SiO3〉Na，SiO3-NaHCO3〉Na2CO3-NaHCO3。Na2C03-N％Si03的碱性弱于NaOH，降低界面张力的效果优于强碱NaOH，最低界面张力值可达0．00405mN／m，界面张力稳定值在10^-3～10^-2mN／m数量级之间。在Na2CO3-Na2Si03加量12g/L，表面活性剂加量0．5g／L条件下，SDDAB、脂肽质量比为1：1时的协同作用明显，界面张力最低值可达10^-4mN／m数量级。碱对界面张力的影响是双向的。对于SDDAB—脂体／Na2CO3-Na2Si03二元复合体系，碱加量为12g/L时的界面张力最低。在该二元体系中加入HPAM（M=2．5×10^7），界面张力随着HPAM浓度的增加而升高；当HPAM加量为0．4g／L时，ASP三元体系的动态界面张力仍在10^-3mN／m数量级，为性能最佳体系。图8参22

摘要:在微生物采油中，微生物菌体在多孔介质表面上的吸附是影响微生物提高采收率的因素之一。本文报道了碳源及培养时间对WJ-1菌体表面润湿性和在石英砂表面吸附量的影响。结果表明，随培养时间的延长，以糖蜜为碳源培养菌体的表面亲油性值从36．8％降至16．4％，表现为亲水性，在石英砂表面的吸附效率为68．8％，并使石英砂表面接触角从36．5°降至10．8°；以新疆原油为碳源培养菌体的表面亲油性值从36．8％增加到72．4％，表现为亲油性，在石英砂表面的吸附效率为79．5％。并使石英砂表面接触角从36．5°增至80．2°。物理模拟实验表明，亲水菌体的堵塞调剖作用明显，而亲油菌体的降解作用明显。以新疆原油为碳源，培养120h后得到的WJ—l菌可使采收率提高4．02％。图3表1参9

摘要:针对河南油田稠油降黏中存在的问题，考察了氟碳表面活性剂在河南油田稠油降黏中的作用。通过室内筛选评价，制得氟碳．碳氢表面活性剂降黏体系，考察了降黏剂浓度及配比、酸碱度及温度对降黏效果的影响，确定了最佳配方体系为0．2％FC-01氟碳表面活性剂＋1％YN碳氢表面活性剂。该体系对河南油田不同区块的不同黏度的稠油在35～70℃、pH值3～11范围内的降黏率均可达到95％以上。表6参7

摘要:针对辽河冷-联老化油，研制出低温高效的聚醚类破乳剂WL-146，最佳合成条件为：丙烯酸、马来酸酐摩尔比2：1。混合酸（以羧基计）、破乳剂单体（以羟基计）摩尔比1．3：1，引发剂BPO用量为混合酸质量的10％，聚合反应温度80℃，聚合时间2h，酯化反应温度1400C，酯化时间6h。用红外光谱法对所得改性破乳剂的结构进行了表征，并考察了其对辽河冷-联老化油的破乳脱水性能。结果表明，反应得到目标共聚物，反应较完全。WL-146破乳剂在70℃、加量400mg／kg的条件下，对冷-联老化油的脱水率达78．54％，老化油三相分离明显，界面清晰，而标样SP．169对老化油的脱水率仅为20．40％。WL-146、SP-169破乳脱出水的电导率分别为325．00、248．00μs／cm^2。WL-146破乳脱水效果好于sP-169。图5参14

摘要:针对塔河油田酸压措施井产出含酸稠油脱水难度大、脱水效率低的问题，本文探讨了骤变温破乳工艺的可行性。实验结果表明，与恒高温条件相比，骤变温条件下对含酸稠油进行热化学沉降脱水处理，脱水速率最高可提高17倍，脱水率可达90％以上。塔河油田含酸稠油破乳脱水前期骤冷降温处理，可加快脱水速率；骤冷之后进行骤热处理，同样可加快脱水速率；脱水后期骤变温处理对破乳脱水影响作用很小。图5表2参8

摘要:利用邻氧乙酸苯甲醛缩间氨基苯甲酸钾席夫碱（K2L2）缓蚀刺在20号碳钢表面制备了自组装膜（SAMs），用电化学方法研究缓蚀荆合成原料摩尔比、自组装时间、温度对成膜缓蚀率的影响。结果表明，KOH与邻氧乙酸苯甲醛按摩尔比2：1反应得到的K2L2缓蚀剂，在碳钢表面自组装1h后，形成稳定、致密的缓蚀膜，缓蚀率为94．24％。随温度升高，缓蚀膜在模拟油田水中的缓蚀率先降低后升高。在模拟油田水中浸泡48h后，由扫描电镜照片发现，组装缓蚀膜钢片表面较光滑，而空白样表面腐蚀严重，有较多晶体颗粒产生。K2L2SAMs抑制了碳钢的阴极还原过程，改变了电极表面双电层结构，使零电荷电位负移，固／液界面双电层电容明显降低，缓蚀效果良好。K2L2的吸附行为符合Langmuir吸附等温式，吸附机理是典型的化学吸附，吸附平衡常数为7．496×10^4／mol。图12表7参19

摘要:合成了丙烯酸／丙烯酸甲酯／马来酸酐三元共聚物，命名为CT，通过红外光谱对其结构进行了表征；研究了该共聚物对高钡离子水、高锶离子水及油田模拟复合离子（Ca^2＋、Mg^2＋、Ba^2＋、Sr^2＋）水的阻垢效果，探讨了高钙离子含量下进一步提高其阻垢效果的措施。结果表明，在加量为60mg／L下，CT对硫酸钡、硫酸锶阻垢率分别达100％和80％，但对钙垢阻垢率仅为50％。CT对油田低钙（Ca^2＋含量400mg／L）、高钡（Ba^2＋含量500mg／L）锶（Sr^2＋含量500mg／L）复合离子水体的阻钙垢和钡锶垢的效果明显，在CT加量为100mg／L下，阻垢率均达90％。质量比2：1的CT与钙阻垢剂CX的复配物，在加量为100mg／L时，可使高钙（Ca^2＋含量1000mg／L）、高钡（Ba^2＋含量500mg／L）锶（Sr^2＋含量200mg／L）复合离子水体的阻垢率达96．7％，可满足高钙、高钡锶离子水体阻复合垢需要。图4表4参7

摘要:将改进的无相态影响时电解质溶液中无机盐结垢量预测模型与其他预测方法进行了对比验证。同时采用自研的高温、高压地层流体结垢测试实验装置，测试了实际气藏流体的无机盐结垢量，并对文章（I）中提出的含水气藏多相平衡结垢预测模型进行了实例验证和应用。结果表明，实际气藏流体的无机盐结垢量随压力的降低而增加，模型预测和实验测试结果一致。考虑相态影响的结垢预测新模型可准确预测实际气藏流体在多相平衡条件下的流体相态变化和无机盐结垢量，预测结果平均偏差约2％。而不考虑相态变化影响的模型预测结垢量明显低于实验测试结果，平均偏差约15％，且随压力的降低差值不断增加。生产过程中随气藏压力降低，在油气相态影响下地层水蒸发加剧，导致地层水离子浓度增加，若不考虑流体相态变化的影响将导致无机盐结垢预测量明显偏低。图5表6参20

摘要:综述了目前应用较普遍的4种选择性堵水剂（聚合物类堵水剂、体膨型堵水剂、稠油类堵水剂、泡沫），总结出选择性堵水剂的4种作用机理，即吸附、捕集和物理堵塞机理、膨胀收缩机理、不稳定机理和油水通道分流机理。介绍了选择性堵水剂在现场应用中的影响因素（岩石润湿性、地层水矿化度）。为油田施工时堵水剂的选择以及方案的设计提供理论依据。图2表1参49

摘要:泡沫流体作为一种可压缩的非牛顿流体具有独特的结构特征和渗流特性，在油气田开发中可广泛应用于低压、易漏失及水敏性地层的钻井、完井和油气井增产等措施中，应用前景广阔。本文介绍了泡沫流体用起泡剂，总结了泡沫流体在井筒中的应用情况，包括泡沫钻井、固井、压井、诱喷、洗井及排液，指出了目前泡沫流体增产系列技术的前景及发展方向。参56

摘要:

摘要:根据钻井液用抗高温抗盐降滤失剂的研究现状和发展趋势，合成了一种AM／AMPS／NVP／BS四元聚合物作为降滤失剂JRJTS主剂。考察了影响该聚合物抗盐、抗温和降滤失性能的原料配比关系，确定了合成最佳配方，即AM、AMPS、NVP、BS的质量比为16：8：3：1。将主剂和参比药剂进行了性能对比评价和抗温稳定性评价。结果表明，该合成产物应用于钻井液中，对盐水泥浆的增黏性较参比药剂的程度低，降滤失效果比参比药剂略好；在加量为1％的条件下，随着温度的上升，浆体的滤失量逐渐增大，但在20～200℃范围内，滤失量的降低率超过75％。尤其在150～180℃之间，降滤失效果基本稳定。图11表5参3

摘要:以小分子量聚合醇、金属催化剂、氨水、高温保护剂、改性剂为原料，制得钻井液用抗高温聚胺盐抑制剂JAI，外观为浅黄色黏性液体。研究表明，JAI处理剂抗黏土污染量达到40％以上，过40目、28目筛的滚动回收率分剐为63．8％、51．2％，并使膨润土在清水中的膨胀体积由9．8mL降至2．75mL，抑制泥页岩水化膨胀和分散的能力较好，各项性能与国外同类产品Ultrahib相当。在93～200℃范围内，2％JAI溶液的钻屑回收率和pH值随温度变化较小，平均值分别为63％和9．5。与甲酸盐和KCI盐水体系的配伍性良好。在两口井的现场应用表明，JAI抑制剂可大幅提高体系的抑制性，有效解决大段泥页岩导致的严重垮塌和膨胀缩径，以及严重造浆等复杂问题。图2表6参8

摘要:稠油热采井固井用含氯促凝剂对水泥石有明显促凝和低温早强作用，但高温热采作业时，水泥石抗压强度由高温前50℃养护下的20．58MPa衰退至高温3150C养护下的1．59MPa，水泥石抗压强度衰退较为严重。本文评价了无氟促凝剂CN-1对加砂水泥石早期抗压强度和高温前后抗压强度的影响，通过x-射线衍射仪测定了高温前后水化产物组份，并结合电镜扫描观察水化产物形貌变化分析了无氯促凝剂对水泥石早期抗压强度和高温性能的作用机理。实验结果表明，在315℃高温养护下，加3％无氯促凝剂CN-1的水泥石抗压强度为20．2lMPa，CN．1参与了水泥高温水化反应，促使高温下生成更多以针状纤维交叉堆积的硬硅钙石。水泥石具有较高的抗压强度，有效防止了水泥石高温后抗压强度衰退现象。图9参4

摘要:采用自由基聚合法，以羧甲基淀粉（CMS）与丙烯酰胺（AM）为原料，在引发剂的作用下合成了CMS—AM接枝共聚物。通过正交试验设计确定了最佳合成条件，利用傅里叶转换红外光谱（FT-IR）验证最佳合成条件下得到产物的结构，采用旋转黏度计测定了接枝共聚物CMS—AM水溶液的剪切稳定性、对盐的敏感性和温度稳定性。结果表明：红外光谱分析证实，经聚合反应制得了cMs—AM共聚物，在70℃下反应7h、CMS与AM质量比1：8、引发剂用量0．9％时，CMS-AM接枝共聚物的接枝率可达689％，接枝效率可达94．7％，单体转化率达90．9％。CMS．AM接枝共聚物的抗剪切、抗盐、耐温性良好，可以满足油田压裂液对增稠剂的需求。

摘要:以碳酸氢钠为催化剂，采用干法制备烯基琥珀酸酐（ASA）改性瓜尔胶。瓜尔胶与ASA反应的最佳条件为：瓜尔胶原粉、ASA质量比7：1，反应温度60℃，反应时间10h，碳酸氢钠质量分数0．4％。0．4％的ASA改性瓜尔胶水溶液的表面张力为35．29mN／m。用过硫酸铵破胶后破胶液的表面张力为29．65mN／m，煤油／冻胶破胶液的界面张力为2．27mN／m，残渣含量为300mg／L。与瓜尔胶原粉相比，改性瓜尔胶制备冻胶的耐温性、耐剪切性提高。在低剪切速率或温度较低时，改性瓜尔胶黏度降低，有利于减少流体在管道中流动的摩阻；而在高剪切速率或温度较高时，改性瓜尔胶黏度增加，有利于后期的携沙造缝。图8表1参13

摘要:针对新疆油田乌-夏二叠系风城组及夏予街组储层与常规胍胶压裂液不配伍，压裂后出现返胶困难的问题，本文报道了一种可以在酸性条件下交联的疏水缔合物压裂液，该压裂液具有良好的延缓交联性能、良好的耐温、抗盐、耐剪切性能。在130℃、170s“下剪切75min后的黏度还可以保持在50mPa·s以上，交联时间达200s。此外，该压裂液携砂性能好、易破胶返排、对地层伤害小及低摩阻、低残渣、防膨效果好，突破了缓交联聚合物型压裂液耐温耐剪切性能不能超过100℃的传统观念。该压裂液目前已在新疆油田成功运用9井次，施工成功率100％，均取得良好的应用效果。图3表4参3

摘要:在室温、无酸条件下研究了3％NaCIO，溶液（HRS）＋活性物激发剂Y-1处理液对支撑剂导流能力的影响，考察了HRs加量、Y-1加量、处理时间、处理温度等因素对HRS＋Y-1处理效果的影响。并进行了5口井的现场试验。研究结果表明：破胶液中的残渣是影响支撑剂导流能力下降的主要原因，HRS、Y-1加量是影响HRS＋Y-1处理效果的主要因素。在处理时间大于2h时，处理时间和温度对HRS＋Y-1处理效果的影响不大。0．3％HRS＋0．5％Y-1处理液使破胶剂对支撑剂导流能力伤害降低了近60％，油井增幅最大的产液量是处理前的10倍以上。该处理液施工工艺简单，对设备腐蚀和对环境的污染小。图5表6参6

摘要:根据多羟基醇压裂液体系的特点，首次对该压裂液体系的回收利用进行了研究。制备出稳定的有机硼交联聚乙烯醇可再生多羟基醇压裂液体系，并考察了不同再生次数的多羟基醇压裂液体系的流变特性，探讨了再生次数对于多羟基醇压裂液体系流变性能的影响。结果表明，通过调节体系的pH值，控制多羟基醇压裂液体系交联程度，可达到破胶和再生的目的，但随着再生次数的增加，压裂液体系的耐温抗剪切性能会随之下降，冻胶的黏弹性能也降低。

摘要:针对长庆低渗透油田水驱开发中平面和纵向矛盾大，水驱效率低的问题，对合成聚合物微球进行了室内性能评价及现场试验。实验表明，初始平均粒径为305．7nm的微球，在矿化度10×10^4mg／L的模拟污水中恒温（55℃）放置5d后，微球的粒径增至4μm左右；放置20d后，微球的形貌为类球形，经组织粉碎机高速剪切后，仍为类球形。用平均渗透率为425×10^-3μm。填砂管进行封堵实验，封堵效率为93．6％，残余阻力系数为15．5。分两个阶段进行了6个试验井组的现场注入试验。试验后注水井出现了一定的压力上升，高含水井的液量、含水下降，低产井的产液量、产油量上升。图5表2参6

摘要:以天然植物原料为主剂，通过对植物胶体系各组分的优化，经过工艺处理，合成一种环保型可多次交联的调堵剂，最佳合成条件为：增强剂、黄原胶质量比3：1，二者总加量2％，稳定剂加量0．3％，90℃加热90min。对植物胶的性能测试结果表明，该植物胶的成胶时间11．6～16．1h可调；当矿化度小于30g／L时，冻胶为高强度植物胶，可应用于地层温度50～90℃的油藏。剪切前后植物胶的强度分别为-2．8、-3．0，恢复时间为40min，强度保留率92．86％，剪切恢复能力较好。对不同渗透率岩心的封堵率大于99％，残余阻力系数大于250，封堵能力较高，冲刷稳定性较好。图4表3参10

摘要:利用均匀设计实验方法，对多相泡沫体系调剖效果的影响因素进行了实验研究；运用逐步回归分析方法得到了分流系数与聚合物浓度、聚合物微球浓度、多相泡沫注入量、渗透率级差等四个因素的经验公式，并对多相泡沫体系的注入方式进行了优化。结果表明，分流系数主要受渗透率级差、多相泡沫注入量和聚合物微球浓度影响。渗透率级差越大，分流效果越明显；多相泡沫注入量存在一个与聚合物浓度有关的最大值；聚合物微球的浓度与渗透率级差、多相泡沫注入量存在交互作用；多相泡沫体系中段塞注入方式的分流效果要稍好于连续注入方式。图2表2参8