摘要:以甲基丙烯酸（MA）和甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体、过硫酸铵为引发剂，通过无皂乳液聚合制备高MA、MMA质量比的PMA-MMA乳液。考察了不同反应条件对聚合结果的影响，得到制备PMA-MMA乳液的最佳合成条件为：反应温度70℃、MA与MMA质量比6:1，总单体质量分数13%，引发剂与总单体质量比2‰，在MA和引发剂反应25 min后加入MMA继续反应5 h。所得白色乳液产品的黏度为280 mPa·s，转化率99.1%，凝胶率0.5%，常温放置1个月不分层。处理南海东部某油田含油污水的结果表明，在加药量为15 mg/L时，PMA-MMA乳液除油率为95%，优于在用国外药剂（92%）。现场试验加药量为10 mg/L，可将外排污水含油量从原来的15 mg/L降至8 mg/L。

摘要:针对烷基糖苷钻井液在现场应用中出现的问题，中原油田钻井液技术公司首次将阳离子烷基糖苷(CAPG)引入钻井液。CAPG钻井液的优化配方为：375 mL自来水+6% CAPG+0.6%降滤失剂LV-CMC+0.6%流型调节剂黄原胶+0.4%增黏剂HV-CMC+3%封堵剂WLP+0.4% NaOH+0.2% Na₂CO₃+24% NaCl+0.4%抗氧化剂NaHSO₃。CAPG钻井液的相关性能测试结果表明，该钻井液体系在抑制性、抗温性、润滑性、滤液表面活性、抗污染性、降滤失性及储层保护等方面性能优良。岩屑一次回收率99.15%，相对回收率99.45%，相对抑制率91.4%，抗温达160℃，极压润滑系数0.097，滤液表面张力19.52 mN/m，滤失量4.0 mL，抗NaCl 36%（质量分数，后同），抗CaCl₂ 5%，抗膨润土10%，抗钻屑10%，抗水侵20%，抗原油10%，岩心的静态渗透率恢复值大于93%，动态渗透率恢复值大于92%。其各方面性能均优于烷基糖苷钻井液，在油气勘探开发中的应用前景良好。

摘要:为满足高温盐层快速钻进和保护储层的需要，通过对增黏剂、交联剂、降滤失剂、润滑剂和防塌抑制剂优选，得到抗高温饱和盐水无黏土相钻井液配方：饱和盐水+0.2% Na₂CO₃+1.2%增黏剂SSDP+0.4%增黏剂DDL+0.4%增黏剂PAM+0.3%四硼酸钠+3%降滤失剂SL-Ⅱ+3%超细碳酸钙+1%润滑剂HL-8+2%防塌剂AP-1。室内性能评价表明，该钻井液抗温性较好，耐温达170℃；密度为1.22 g/cm3；抗劣质土污染能力较好，抗污染容量限达10%；极压润滑系数为0.0388，与油基钻井液接近，润滑性能较好；钻屑在钻井液中的回收率高达96.84%，黏土在钻井液中的膨胀率远小于清水，防塌抑制性能较好；岩心渗透率恢复率>90%，储层保护效果较好。

摘要:针对高温下，传统油包水乳化钻井液黏度高、切力低、携岩能力差等问题，自主设计并合成了抗200℃油包水乳化剂，通过各种处理剂优选得到低黏高切油包水乳化钻井液体系，配方为油水比90:10，6.5%主乳化剂DQGC-II+2.2%辅助乳化剂DQNS-II+4% 4号有机土+1.5%石灰+6%降滤失剂DQHA。室内评价结果表明，该体系抗温达200℃，稳定性强，破乳电压ES达1644V，流变性良好，塑性黏度PV 19mPa·s，动切力YP 8Pa，动塑比0.42，尤其低转速条件下的黏切适当，高温高压滤失量8.6mL。该体系在大庆油田GS-3井进行了现场应用，钻完井过程中未发生井下复杂，平均井径扩大率5.83%，保障了后续施工的顺利实施，可以替代麦克巴泥浆公司的VersaClean体系。

摘要:以植物油酯作内相、多元醇水溶液作外相、失水山梨醇三油酸酯/聚氧乙烯失水山梨醇单油酸酯复合表面活性剂为乳化剂，制备了一种水包油型钻井液用润滑剂GreenLube。多元醇水溶液质量分数50%~80%，植物油酯质量分数33%，复合乳化剂最佳HLB值6~7。其BOD5/COD值为0.95，96 h LC50值为35981 mg/L，是一种易生物降解、无毒的水基润滑剂。GreenLube加量为30 kg/m₃时，淡水基浆扭矩降低69%，模拟海水基浆扭矩降低47%。在海上油田使用的JFC、PEM和PEC钻井液中加入30 kg/m₃ GreenLube，可使钻井液润滑系数由0.24~0.26降至0.14~0.16，且加入前后钻井液的流变性变化较小。GreenLube已在渤海油田数口井的钻探中得到应用，效果良好，泥饼摩擦系数和钻具的扭矩显著降低。

摘要:考察了氯化钾在黏土、石英砂表面的吸附量以及甲酸钾和甲酸铵在蒙脱土表面的吸附量，对比研究了有机盐OS500A（含甲酸钾75%）溶液、OS500B（含甲酸铵75%）溶液、氯化钾溶液和清水抑制黏土水化分散的情况。结果表明：无论是氯化钾溶液还是有机盐甲酸钾或甲酸铵溶液，随着盐溶液浓度增大，盐吸附量逐渐增加。当氯化钾溶液质量浓度为160 g/L时，氯化钾在蒙脱土、高岭土和石英砂表面的最大饱和吸附量分别为5.6、2.06和1.57 mg；当甲酸盐溶液质量浓度接近100 g/L时，蒙脱土对甲酸钾、甲酸铵的最大吸附量分别为5.51和5.42 mg。蒙脱土对有机盐的吸附较易达到饱和，其饱和最大吸附量与无机盐相当。粒度分析结果表明，抑制黏土水化分散能力的强弱顺序为：甲酸铵（OS500B）>甲酸钾（OS500A）> 5%氯化钾>清水。用煤油改变岩石表面的润湿性，有助于提高有机盐抑制黏土水化膨胀的作用。用氯化钾复配甲酸盐体系在阜东地区现场应用10口井，保护效果明显。

摘要:针对元坝超深井试气测试过程中存在的问题，结合区块储层特点，优化得到抗温170℃的有机酸盐完井液配方：HCOONa(密度1.30 g/cm₃)或HCOONa、HCOOK复合盐（密度1.50 g/cm₃）基液+0.5%改性黄原胶增黏剂DHV+2%低黏聚阴离子纤维素降滤失剂PAC-142+1%酸性缓蚀剂SD-2+0.8%两性离子型助排剂SAT+0.2% NaOH+0.5% Na₂SO₃。该有机酸盐完井液160℃静置恒温稳定时间达64 h，耐温黏度降低率小于50%，API失水量小于16 mL，160℃高温高压失水量小于30 mL，对P110钢的腐蚀速率低于0.05 mm/a，岩心渗透率恢复率为86.5%~88.0%，可有效降低测试过程中入井流体对油气层的伤害，避免高温高压井况下因固相沉降、工作液抑制能力降低而引起的试气测试井下事故的发生。

摘要:采用显微照相技术结合Nano Measurer1.2粒径分析软件研究了搅拌速率、搅拌时间、稳泡剂黄原胶(XC)和自制起泡剂DBA2-14（两性双子表面活性剂）的浓度对微泡沫粒径的影响。结果表明，高速搅拌和增加稳泡剂浓度有利于形成均匀、细小、稳定的泡沫，而搅拌时间和起泡剂的浓度对微泡沫粒径无显著影响。制备微泡沫体系的最佳条件为：0.4%羧甲基纤维素钠(HV-CMC)、0.4% XC、0.2% DBA2-14、搅拌速率10000 r/min，搅拌时间2 min。微泡沫粒径在23.58~109.65 μm，平均直径为71.87 μm。微泡沫粒径随静置时间的延长逐渐增大，静置12 h后的微泡沫平均粒径小于200 μm。

摘要:针对目前低渗、碱敏、深层、高温等在压裂中所存在的问题，研发出一个耐高温共聚物压裂液体系。采用共聚物FTS-17作为稠化剂，引入具有延缓释放功能的复合型交联剂（含有多种金属离子以及可以和它们形成配位络合物的有机化合物，可以在弱酸性条件下与压裂液进行交联），通过实验确定了原胶液与交联剂质量比和复合交联剂中锆盐含量的最佳适用范围，考察了耐140℃高温的压裂液流变、滤失及破胶性能，并进行了现场实验与应用。耐140℃高温的压裂液配方为：0.6% FTS-17稠化剂 +0.3% FTZP-6助排剂+0.3% FTFM起泡剂+0.2% FTFP-6防膨剂+0.6% FTJL-3交联剂+0.02% FTPJ-8破胶剂，在恒温140℃、剪切速率170 s_-1条件下，连续剪切120 min以上，压裂液的黏度大于120 mPa·s，这表明该压裂液体系具有良好的耐温和抗剪切性能。此外，压裂液破胶的残渣量仅为50 mg/L，破胶液的黏度仅为1.6 mPa·s，破胶液的表面张力为23.56 mN/m，与煤油的界面张力为2.46 mN/m，这表明该压裂液不仅具有良好的降滤失性，而且残渣量低，对地层的伤害小。共聚物压裂液体系已在青海、长庆等油田进行了现场试验，现场最高施工压力80 MPa，压裂后返排率达75%。

摘要:万城油田新沟嘴组储层是典型的浅层低压低孔低渗储层，优选出适合重复压裂改造的携砂能力强、易破胶返排、储层伤害小的压裂液体系是确保施工成功和提高压后效果的关键。经室内实验优选得到0.50%稠化剂HPG、0.50%助排剂BA1-5、0.50%黏土稳定剂BA1-13、0.20%杀菌剂BA2-3、0.45%（交联比）交联剂（BA1-21A、BA1-21B质量比10:1）组成的低伤害压裂液体系。压裂液性能评价实验表明：该体系在70℃、170 s-1下剪切2 h后的压裂液黏度约120 mPa·s，抗剪切性较好；破胶剂(NH₃)₂S₂O₈加量在500 mg/L时，压裂液在2 h内彻底破胶，破胶液黏度为3 mPa·s，破胶性能良好；压裂液体系破胶后的地层支撑裂缝导流能力约116.68 D·cm，伤害率为28%，对储层伤害小。该体系在W5X井成功进行了现场试验，施工平均砂比29.3%，排量4.5~5.0 m³/min；重复压裂效果理想，压后稳定日产液6.5 t，日产油5.1 t。

摘要:针对GY油田裂缝性低渗低温高矿化度的油藏特征，以三氯化铬、氢氧化钠、乙酸、胡萝卜酸为原料合成交联剂J L-1。以成胶时间和成胶强度为评价指标，通过筛选聚合物(HPAM)相对分子质量以及HPAM、JL-1浓度，得到低温高矿化度油藏弱凝胶调驱体系KY-1，并测定KY-1体系的抗盐性和耐剪切性，对KY-1体系封堵驱油效果进行评价。结果表明，适用于GY油田KY-1弱凝胶调驱体系的最佳配方为：T114油区地层水+3000 mg/L HPAM（M=1400×10⁴）+500 mg/L JL-1。地层水矿化度为40 g/L时，弱凝胶体系在60 h内迅速成胶，成胶黏度达30 Pa·s，耐盐性较好。在剪切速度200 s^-1、27℃条件下剪切120 min后，体系成胶黏度为25600 mPa·s，成胶黏度损失率为18.99%，抗剪切性较好。对裂缝性岩心的平均封堵率为88.7%，采收率增幅平均值为12.1%。

摘要:弱凝胶溶液在通过油藏孔隙时，所受的剪切-拉伸作用是影响其成胶及封堵特性的关键因素之一。研究了孔隙的剪切-拉伸作用对一类弱凝胶溶液（HPAM溶液+交联剂）静态成胶特性的影响；将剪切-拉伸前后的弱凝胶溶液注入填砂模型中，以其在多孔介质中形成弱凝胶后的残余阻力系数为指标，评价了孔隙的剪切-拉伸对这类弱凝胶在储层中调剖能力的影响。结果表明：弱凝胶溶液经多孔介质剪切-拉伸前后的黏度值分别为170和43 mPa·s，黏度损失率为74.7%；经孔隙剪切-拉伸的弱凝胶溶液在静态条件下成胶后，与原样相比其黏性模量和弹性模量的最大降幅分别为18%和55%，凝胶强度损失严重。经剪切-拉伸的弱凝胶溶液在填砂模型中成胶后，在注胶部位的最大残余阻力系数为10，与原样（279）相比降低了26.9倍，残余阻力系数随后续注水量的增加降幅明显增大；段塞下游未注胶部位最大残余阻力系数为4.3，与原样（102）相比降低了22.7倍。经油藏孔隙剪切-拉伸后，弱凝胶的调剖能力大幅降低。

摘要:开发了一种适用于高温低渗透油藏的 CO₂气驱封窜剂，通过对封窜剂配方中缓聚剂ES、引发剂、改性剂加量的筛选，得到封窜剂的最佳配方如下：丙烯酰胺加量4.5%（质量分数，下同），乳化型引发剂INI-E（甲苯溶液）加量0.25%，改性剂（阳离子单体）加量0.3%，缓聚剂ES加量0.5%。该封堵剂溶液在常温下的黏度为1.1 mPa·s，易泵送易注入。100℃下成胶时间可控，在2.5~12 h左右，成胶黏度达到120×10⁴ mPa·s以上。封窜剂体系在126℃、CO₂压力8.0 MPa、矿化度57728.92 mg/L条件下，成胶黏度达到170×10⁴ mPa·s以上。在直径2.5 cm、长120 cm、渗透率1.631 μm²的填砂管中，水驱注入压力为0.08 MPa，成胶后，CO₂驱替的突破压力为2.2 MPa，实验表明该体系的注入性好，且对CO₂有较强的封堵作用；岩心驱油实验表明，该体系有很好的CO2封窜性能，同时能进一步提高原油采收率为5.1%。

摘要:针对Ⅱ类稠油油藏（具有边底水、埋藏较深、黏度大等）蒸汽吞吐开采基本进入中后期，但目前尚未找到其它有效接替技术的难题，本文利用热采物理模拟技术，开展了尿素泡沫辅助蒸汽驱开采机理及技术可行性研究。在驱替实验中，尿素溶液的质量分数为25%，泡沫剂GFPA-4B溶液和降黏剂DVB-107溶液的质量分数均为0.5%，填砂管模型的水测渗透率1.83~2.16 μm²，驱替流速为3.6 mL/min。结果表明：尿素泡沫辅助蒸汽驱可以大幅度提高驱油效率，热水+尿素驱、热水+尿素+泡沫剂驱、热水+尿素+泡沫剂+降黏剂驱的累积采收率比纯热水驱的分别提高了8.13%、16.67%和21.27%；蒸汽带驱油效率也提高了3.49%-9.41%%；蒸汽+尿素驱、蒸汽+尿素+泡沫剂驱、蒸汽+尿素+泡沫剂+降黏剂驱的累积采收率比纯蒸汽驱的分别提高了3.49%、5.31%和9.41%。此外对尿素泡沫辅助蒸汽驱的驱油机理进行了探讨。

摘要:空气泡沫驱油技术是提高采收率的有效方法之一。为研究空气与中原油田地层原油的低温氧化反应机理，开展了空气-地层原油体系相态特征分析、低温氧化反应动力学测定、低温氧化反应影响因素和低温氧化反应区间及途径的实验研究。结果表明：胡状原油单次脱气体积收缩率为10.1126%，在90℃下的饱和压力为6.36 MPa，温度从90℃增至150℃、压力为23.5 MPa时，原油体积增加5.49%。油藏条件(90℃、23 MPa)下，胡状原油能溶解其自身体积9.07%的空气量，体积膨胀3.68%。原油与空气发生的低温氧化反应为一级反应，反应速率常数为5.1×10^-3h^-1，活化能为81.9 kJ/mol，指前因子为2.85×10⁹ h^-1，活化能较大，反应活性较低。原油具有较强的氧气消耗能力，在96 d内消耗自身体积2.4倍空气中的氧气，充分反应后，原油脱出溶解气中的氧气体积分数不超过3%。升高温度、压力、加入黏土及地层水均可促进氧化反应进行，其中温度是最主要因素。低温氧化反应后，饱和分和芳香分相对含量降低，而胶质和沥青质及氧元素相对含量升高。原油低温氧化反应分为加氧反应和断链反应两步。

摘要:阴-非Gemini聚醚磺酸盐以不同氧乙烯（EO）结构单元的脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO-3、AEO-5、AEO-7），1,2-乙二醇，1,3-丙二醇，1,4-丁二醇，马来酸酐等为原料合成。结构式命名为ANG_n-m-n，n=3、5、7（分别代表C₁₂H₂₅O(C₂H₄O)₃H, C₁₂H₂₅O(C₂H₄O)₅H,C₁₂H₂₅O(C₂H₄O)₇H），m=Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ（分别代表乙二醇、丙二醇、丁二醇）。测定了9种不同结构的阴-非Gemini聚醚磺酸盐表面活性剂的起泡性能。结果表明，在质量分数为0.2%、EO结构单元相同时，随着链接基链长的增加，起泡高度逐渐增大；链接基相同时，随EO结构单元的增加，起泡高度逐渐增大，总体上链接基越短，泡沫稳定性越好。随着盐浓度增加，ANG 7-Ⅳ-7起泡高度和半衰期(t_1/2)先增加后降低。NaCl质量浓度为20 g/L时的起泡高度为167.2 cm，t_1/2为1163 s；CaCl₂质量浓度为1 g/L时的起泡高度为161.4 cm，t_1/2为1131 s。随着温度升高，起泡高度先增加后减小，在50℃时达到最大值151.5 cm，t1/2逐渐降低。随着不同醇体积分数增加，起泡高度和t_1/2先增加后降低，最佳醇加量为乙醇4%、异丙醇3%、正丁醇2%。

摘要:针对高含凝析油气井泡沫排液困难，以长链烷基二甲基叔胺为主要原料、双氧水为氧化剂，合成了一种长链烷基氧化胺OA，引入少量与其有协同增效作用的磺酸盐类表面活性剂，形成抗凝析油起泡剂主剂ZJ。再与多种稳定泡沫物质复配，得到一种高抗凝析油的复配起泡剂，配方为：2% ZJ+0.04% NaOH+0.03%瓜尔胶。ZJ在高凝析油条件下（50%~70%）的泡沫排液性能明显优于常用起泡剂UT-11c。70℃下，凝析油含量为70%时，ZJ的起泡能力（初始泡沫高度）为13.7 cm，泡沫稳定性（3 min后的泡沫高度）为9.8 cm，携液能力为12 mL/15 min。复配后的起泡能力为15.4 cm，泡沫稳定性为11.8 cm，携液能力为60 mL/15 min。抗温可达90℃，抗盐可达8%。在川渝地区五宝场凝析气藏两口高含凝析油（大于50%）积液气井中成功运用，使两口间歇生产井恢复了连续生产，产气量提高约40%。

摘要:目前大庆油田采用的是清水配制母液污水稀释注入的工艺，由于采油污水中的金属离子含量高，污水稀释对HPAM溶液的黏度及驱油效果造成了不利的影响，故需要对污水进行处理。本文考察了三乙醇胺、HEDP、柠檬酸、焦磷酸钠对HPAM溶液的增黏性能，复配出既能提高HPAM溶液初始黏度、又能使黏度保持相对稳定的金属离子屏蔽剂SY（三乙醇胺、HEDP、柠檬酸、焦磷酸钠、其他助剂（包括除氧剂亚硫酸钠和絮凝剂十二水硫酸铝铵，质量比1:1）按质量比100：60：60：300：150），并分析了其增黏作用机理。用大庆采油五厂污水进行试验发现，当屏蔽剂SY加量为400 mg/L时，对浓度为2000 mg/L的HPAM溶液的增黏效果明显，与未投用屏蔽剂SY时相比，HPAM溶液黏度提高了28.4 mPa·s，增黏率为43.5%；放置40 d后，加入屏蔽剂SY的HPAM溶液的黏度比未投用屏蔽剂SY的HPAM溶液的高27 mPa·s，保黏率高出19.5%。

摘要:用控制应力流变仪，考察了30℃、不同剪切速率下，聚丙烯酰胺（HPAM）溶液表观黏度随剪切时间的变化，以反映管流剪切条件对HPAM溶液黏度的影响规律。根据现场条件，通过计算得到不同浓度HPAM驱油剂在输送管线流动对应的剪切速率和剪切时间。结果表明，在剪切速率为3.11~7.76 s^-1、剪切时间为55~22 min时，高浓度（5000 mg/L）HPAM驱油剂黏度随剪切时间的延长略有上升，单位时间黏损率为-0.43%/h~-0.91%/h。在输送过程中的管流剪切对高浓度HPAM驱油剂黏度损失没有影响。在剪切速率为36.84~92.10 s^-1、剪切时间为2.26~0.90 h时，低浓度（1000、2000 mg/L）HPAM驱油剂黏度随剪切时间的延长逐渐降低，单位时间黏损率分别为0.08%/h~0.86%/h、0.07%/h~0.30%/h。在低浓度范围内，随着HPAM驱油剂浓度的降低，剪切历史对HPAM驱油剂黏度及黏损率的影响增大。浓度的提高有利于降低驱油剂的黏损率。

摘要:本文研究了五种不同材质的管材对不同浓度的聚丙烯酰胺驱油剂黏损率的影响规律。实验结果表明，20#无缝钢管和防腐涂料油管对聚丙烯酰胺驱油剂黏损率的影响较大，黏损率能分别达到60%和10%，而玻璃纤维管线管、柔性复合高压输送管和0Cr18Ni9不锈钢管对聚丙烯酰胺驱油剂黏损率的影响很小，黏损率不超过3%。随着聚丙烯酰胺驱油剂浓度的升高，驱油剂黏度增大，管线材质对驱油剂黏损率的影响程度有减小的趋势。

摘要:选取吐哈和沙特两个高温高盐油藏，通过界面张力的测定，对自制的羟基磺基甜菜碱表面活性剂的耐温抗盐性能进行了系统的研究并考察了其用于高温高盐油藏化学驱的可行性。结果表明：羟基磺基甜菜碱表面活性剂溶液在0.3~0.5 g/L低浓度窗口范围内两体系界面性能良好；在 40～100℃较宽的温度范围内，均能达到超低界面张力；吐哈、沙特油水体系抗矿化度能力分别高达270 g/L和200 g/L；并在油藏温度下90 d内具有良好的稳定性。

摘要:针对朝阳沟低渗透油田注水过程中注水压力上升较快、欠注严重的问题，进行了朝阳沟油田降压增注表面活性剂体系的筛选工作，最终确定表面活性剂体系的配方为0.2%石油磺酸盐类表面活性剂T702-40#+0.5%Na₂CO₃。实验结果表明，该表面活性剂体系平衡界面张力能够达到2×10^-2 mN/m，耐温、抗盐性好，与朝阳沟油田注入水和地层水配伍性好，能够使岩石的润湿性发生反转，比水驱提高采收率5%左右。该表面活性剂体系驱替计算得出的可流动渗透率值约比水驱可流动渗透率值大15%，具有明显的降低启动压力的作用，并进行了表面活性剂体系降低启动压力的机理分析。朝阳沟油田朝82-152井区矿场试验结果表明，该表面活性剂体系能够降低启动压力，使油层吸水能力提高，使低渗透储层动用比例提高，7口油井累积增油1768 t。

摘要:针对双河油田IV5-11层系特高含水油藏条件，筛选出SP二元复合体系、ASP三元复合体系的优选配方，分别为2000 mg/L表面活性剂SH6+1500 mg/L聚合物ZL-II和8000 mg/L Na₂CO₃ +2000 mg/L表面活性剂SH6+1500 mg/L聚合物ZL-II，并对比评价了两种体系的热稳定性能、多次吸附性能和岩心驱油效果。实验结果表明，在81℃、7.34 s^-1下优选出的SP二元体系、ASP三元体系的黏度分别为74.6 mPa·s和46.5 mPa·s，与原油间的界面张力分别为3.64×10^-3和3.89×10^-4 mN/m， ASP三元体系与SP二元体系相比，界面张力有一个数量级的下降，黏度下降37%。81℃老化120 d后，APS三元体系的黏度保留率高于SP二元体系，界面张力始终维持在10-4 mN/m数量级，较SP二元体系低两个数量级，长期稳定性能优越于SP二元体系。ASP三元体系在与天然油砂重复接触5次以后，界面张力从3.63×10^-4 mN/m增至4.67×10^-3 mN/m，仍维持在超低数量级，且非均质岩心驱油效果整体比SP二元体系高3%～5%。因此采用三元复合驱技术作为双河油田IV5-11层系在特高含水阶段水驱后大幅度提高采收率的接替技术。经过两年的的矿场试验，区块已经见到较好的增油降水效果。

摘要:三元复合驱能够大幅度提高原油采收率，但它所引起的结垢问题一直困扰着该技术的大规模推广应用。本文以大庆喇嘛甸油田储层岩石和三元复合体系为实验对象，开展了碱驱后岩石结构的可视化研究以及含碱驱油剂流动特性研究。实验结果表明，碱对储层岩心中黏土矿物溶蚀作用比较明显，对石英和长石等骨架成分的溶蚀作用较小；采出液中钙镁离子浓度较低，硅离子浓度却较高，前者成垢作用难以对储层渗透率造成显著影响，后者易在迁移过程中发生沉积，在地层和生产系统中形成大量硅垢。进一步分析表明，随碱浓度增加，三元复合体系对地层伤害程度加剧。表面活性剂和聚合物都可以减弱碱的溶蚀作用，但前者比后者减缓溶蚀作用的能力弱。

摘要:以聚醚L61和顺丁烯二酸酐（MA）为原料，对甲苯磺酸为催化剂，合成了顺丁烯二酸聚醚酯（Ester-L61），通过正交实验得到适宜的合成条件为：反应温度150℃、反应时间8 h、L61与MA质量比为1.5:1、催化剂加量1.8%。将合成的Ester-L61与烯丙基聚乙二醇（XPEG-1000）在自由基引发下通过溶液聚合得到具有亲水侧链的梳状结构的改性聚醚共聚物破乳剂（DEMU-L61），确定了最佳聚合条件是Ester-L61与XPEG-1000质量比为 1:0.9、引发剂过氧化苯甲酰（BPO）为总单体量的1%、反应温度120℃、反应时间5 h。采用红外光谱和核磁共振对最佳条件下合成产物的结构分析表明合成产物为目标产物。在最佳条件下得到的产物对延长油田东部区块的4种原油样有良好的破乳效果，破乳率均在99%左右，净化油的含水量均低于0.5%。

摘要:通过自由基聚合合成了四种不同烷基链长的丙烯酸烷基酯-醋酸乙烯酯-苯乙烯三元共聚物，测定了共聚物对柴油的降凝降滤效果，用气相色谱仪测定了柴油中正构烷烃的含量和分布，用高级流变仪和光学显微镜研究了柴油加降凝剂和未加降凝剂的流变行为和结晶行为。结果表明：烷基链长与柴油中正构烷烃的平均碳数接近的降凝剂降凝效果最好，可使凝点降低12℃，而使柴油中蜡晶变的更分散更均匀的降凝剂降滤效果最好，可使冷滤点降低4℃；蜡晶的大小、形状和聚集状态直接影响柴油的冷滤点，而三维网状结构的形成对柴油的凝点起决定性的作用，好的柴油降凝剂应该既不利于三维网状结构的形成，又不使蜡晶变的太大或聚集成太大的簇状结构。

摘要:针对油田水结垢问题，利用室内水质静态分析及岩心流动实验，对水质结垢趋势、垢物成份及结垢对岩心渗透率的影响进行了研究，结果表明：垢物以氢氧化铁、碳酸钡、碳酸钙为主，并含有少量碳酸镁；静态结垢对岩心渗透率的伤害率达9.6%；动态结垢对岩心的伤害率可达34.3%，铁离子沉淀对岩心渗透率的伤害率达56.7%。因此，水源水进入地层前，必须进行水源水与储层的配伍性实验研究，以建立相应的油层保护措施，尽量减少储层伤害，提高油藏开发效果。

摘要:LD10-1油田含聚含油污水处理回注是提高该油田开发效果的重要保障，采用新型高效非离子型淸水剂BHQ-402，研究不同加量、搅拌转速、搅拌速度、搅拌时间等因素对处理效果的影响。结果表明：先用水稀释BHQ-402药剂至质量分数为1%，在BHQ-402加量500 mg/L、搅拌速度200～400 r/min、搅拌时间2～3 min下，除油净化效果好，除油率最高可达83.69%，去浊率最高可达92.74%；BHQ-402用乙醇溶解再用水稀释后配制为质量分数为1%溶液，在加量为200 mg/L、搅拌速度400 r/min、搅拌时间3min的条件下，除油率≥87%，去浊率≥92%，加药量少，处理后的水质指标大幅度提高。

摘要:绥中36-1油田产出含油污泥平均含水率77.21%、含油量9.12%、固含量13.67%，粒径峰值约250 μm，d₁₀=30.33 μm、d₅₀=176.94 μm、d₉₀=530.51 μm。利用柔性碾磨装置（磨盘间距50 μm）降低含油污泥颗粒粒径至注入需求（d90<50 μm），与疏水缔合聚合物AP-P4溶液（1750 mg/L）形成有效的回注体系，在聚合物驱的同时实现含油污泥的无害化处理与资源化利用。研究了含油污泥对泥-聚回注体系性能的影响。结果表明，随着含油污泥加量的增大（<1500 mg/L），体系黏度大幅增加，在含油污泥加量30~250 mg/L范围内的黏度增幅高于90%，可稳定120 h；含油污泥过量（3000 mg/L）时，体系黏度降低，降幅达37.28%，并随静置时间延长，黏度降低，稳定性较差。加入少量含油污泥（<250 mg/L）能提高体系的抗剪切能力，剪切应力比不加时要高或与之相近；含油污泥过量（3000 mg/L）时，体系的剪切黏度明显低于加污泥前，剪切应力随剪切速率增大而增大，但低于不加含油污泥时的值，且剪切速率越高，差异越明显。加入少量含油污泥（<750 mg/L）可增强体系的凝胶强度，G′/G″远大于不加含油污泥时的值；过量的含油污泥（3000 mg/L）会强化体系的絮凝沉降现象，导致其G′/G″值在高频区域陡升，甚至高于其他浓度体系的值。

摘要:对油田生产过程中采用液相色谱法检测注入液及采出液中部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）浓度的可靠性进行了分析。考察了HPAM相对分子质量、水解度、生产批次、剪切时间、配液用水及表面活性剂KPS等因素对液相色谱法测定HPAM浓度的影响。结果表明，HPAM水解度、生产批次及配液用水对测试结果的影响较大。水解度越大，标准工作曲线斜率越小；2011年产品的标准工作曲线斜率小于2009年产品；HPAM污水样的标准工作曲线斜率大于HPAM清水样。为保证测试结果的精准度，应对不同的样品建立相应的标准曲线。通过对样品稀释可有效削减配液用水对测试结果的影响。聚合物相对分子质量、剪切时间、0~0.3% KPS对测试结果的影响不明显。

摘要:化学剂的损失程度直接影响化学段塞的使用效率。仅考察经油砂吸附后的化学剂损失，不能全面反映驱替过程中的化学剂静态损失程度。为此系统考察了三元复合驱体系经油砂和油相吸附后，表面活性剂质量分数和组成、NaOH质量分数及三元体系与原油间界面张力的变化。三元复合驱组成为：HPAM 1.5 g/L，表面活性剂上限质量分数0.3%，NaOH上限质量分数1.2%。实验结果表明，经油砂7次吸附后，表面活性剂质量分数从0.28%降至0.02%；NaOH质量分数从1.10%降至0.71%；三元体系经油砂5次吸附后，与原油间的界面张力已无法降至10^-3 mN/m数量级。经油砂吸附后的三元体系与油相作用后，表面活性剂质量分数降低，最大降幅达50%，表面活性剂分子量明显升高；而NaOH质量分数降幅较小，最大降幅仅为15.22%；经油砂3次吸附后的三元体系与油相作用后，与原油间的界面张力已无法降至10^-3 mN/m数量级。建议将油砂吸附与油相充分作用相结合，综合评价驱替液的化学剂静态损失程度。

摘要:CO₂驱油是一种有效的提高采收率方法，矿场成功应用已有60多年。理论上微观驱油效率接近100%，但相对原油，CO₂的低黏度低密度与储层的非均质性导致的黏性指进和重力分离两大典型问题大大降低了气体波及系数。本文综述了国外各种流度控制方法，包括气水交替、聚合物直接稠化CO₂、CO₂泡沫驱、气-化学剂联合方法及气体辅助重力泄油，简要介绍了CO₂驱扩大波及体积的其他方法，分析了每种方法的机理及优缺点，力图为我国CO₂驱油进一步扩大波及体积这一难题积累先进做法和经验。

摘要:综述了泡沫调驱的类别及其应用进展。分析了各类泡沫调驱机理及泡沫与其他化学剂组合的协同调驱机理。指出了目前泡沫调驱在机理研究和现场应用中存在的不足并提出发展方向。

摘要:泡沫流体作为一种非牛顿流体，广泛应用在石油工业的钻井、油气井增产、修井、提高采收率等各个方面。纳米颗粒作为一种新兴的稳泡材料，可以明显提高泡沫的稳定性。本文分别从纳米颗粒与界面的相互作用、单一疏水颗粒稳泡影响因素、以及亲水颗粒与表面活性剂协同稳泡三个方面来阐述纳米颗粒在稳泡方面的机理，最后探讨了纳米颗粒在稳泡方面的前景以及研究方向。

摘要:黏弹性表面活性剂（VES）基自转向酸酸化技术是近年来兴起的一项针对非均质储层改造的新方法。本文总结了目前自转向酸酸化所用黏弹性表活剂的种类及类型，系统分析了阳离子型、两性离子型、非离子型以及孪连黏弹性表面活性剂自转向酸酸液体系之间的性能差异，确定了不同类型自转向酸体系的适用范围，指出了当前自转向酸应用中存在的问题，并据此展望了自转向酸体系的研究方向及发展前景。