摘要:以高级脂肪酸、二乙烯三氨为主要原料、浓H2SO4为催化剂，利用缩合法得到浅黄色片状或颗粒状的增黏剂。测试了增黏剂在三种体系，即5号白油、5号白油+有机土体系以及全油基钻井液体系中的流变性能，考察了增黏剂加量、钻井液密度对全油基钻井液流变性能的影响。全油基钻井液配方为：5号白油、3.0%有机土、2.0%降失水剂Ａ、2.0%降失水剂Ｂ、0.5% CaO、3.0%超细重质CaCO3、0~180%重晶石、0.2%润湿剂、0~2.0%自制增黏剂。结果表明，在不同体系中加入1.0% VIS-3型增黏剂后，热滚前后均能较好成胶，体系未出现分层和沉淀。该增黏剂在三种体系中均有较好的增黏效果。当增黏剂的加量由0增至2.0%时，全油基钻井液热滚前的f3（黏度计3转下的读数）由2增至27?，静切力（Gel，Pa）由2/2增至26/27，塑性黏度（PV）由58降至28 mPa·s，动切力（YP）由3.5增至20 Pa，API滤失量由5降至3 mL；150℃热滚16 h后的f3由2增至21，Gel由4/5增至22/25，PV由59降至24 mPa·s，YP由3.5增至21 Pa，API滤失量由4降至2 mL。当含1.0％ VIS-3型增黏剂的全油基钻井液密度由0.9×10³增至2.0×103 kg/m³时，老化前的f3由2增至10，Gel由2/3增至10/11；老化后的f3由2增至7，Gel由2/3增至9/11。钻井液密度增加，增黏剂对全油基钻井液的增黏作用增强。钻井液密度相同时，老化后的f3和Gel略有降低。钻井液密度对PV和YP的影响没有明显规律，总体影响不大。

摘要:分别以CaCl₂、HCOOK、HCOONa和NH₄Ca(NO₃)₃为内相，配制具有相同活度（0.9）、相同密度（1.8 g/cm³）的油基钻井液体系，油水体积比为80∶20。比较了4 种钻井液的流变性、动态/静态沉降性能、黏弹性、触变性，考察了NH₄Ca(NO₃)₃钻井液的抗污染能力。结果表明，150℃滚动老化16 h 后，相同剪切速率下，NH₄Ca(NO₃)₃内相油基钻井液体系剪切应力最小，黏度最低。在50℃、170.3 s^-1下，该体系密度降低了0.255 g/cm3，其他3 种钻井液的密度降低值⊿ρ为0.513～0.545 g/cm³；相同剪切应力下，NH₄Ca(NO₃)₃钻井液弹性模量和黏性模量的比值（G'/G'）最大，体系动态沉降稳定性能最好。在10000 r/min 下搅拌30 min 后在50℃静置16 h，NH4Ca(NO3)3钻井液体系的表面张力为27.744 mN/m²，上层分离油体积为1.37 mL，剩余溶液的上下层密度差为0.038 g/cm³；该体系的凝胶尖峰为3.47 Pa，静态沉降稳定性和触变性最好。NH4Ca(NO3)3钻井液体系抗污染能力较强，可以抗10%劣土污染和15%盐水侵入污染

摘要:宝南区块在钻进西山窑组以下地层时，多次发生卡钻、井漏等井下复杂故障，钻井液密度过低是造成该区块井壁失稳主要原因。本文进行了适合该区块的钻井液体系的筛选与评价研究，通过性能实验确定了降滤失剂、封堵剂、加重剂、润湿剂的适宜用量，得到钻井液的最佳配方为： 3%土浆+2%降滤失剂SPNH +1%降滤失剂SMP-1+0.3%聚丙烯酸钾+0.3%降滤失剂PAC-LV +0.1%提切剂XCD +2%低荧光防塌剂SFT +2%封堵剂NFA-25 +2%成膜封堵剂CMJ-2 +2%综合封堵剂ZHFD-1 +0.3%聚胺类抑制剂AP-2 +5%白油+0.2%乳化剂ABSN +重晶石，该钻井液的表观黏度为33mPa·s，塑性黏度为24 mPa·s，动切力为9 Pa，动塑比为0.375，高温高压滤失量为10.0～11.0 mL，API滤失量为2.5～2.8 mL，pH值为8～9，密度控制在1.10～1.21 g/cm³。在宝16-1井的现场应用结果表明：该钻井液体系密度设计合理，滤失量低，流变性好，具有很好的封堵防塌效果。起钻阻卡等井下复杂时效为零，缩短了钻井周期，井径扩大率有了大幅度降低，为目前该构造施工比较顺利的一口井,表明强抑制强封堵聚胺防塌钻井液能有效解决该区块的井壁稳定性问题。

摘要:用丙烯酸和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为单体合成了低相对分子质量聚合物，再与用二甲胺和环氧氯丙烷共聚合成的阳离子聚合物复配制备了一种抗高温降黏剂MHRT。考察了MHRT在200℃、230℃、250℃下的降黏性能以及基浆中加入MHRT前后的颗粒粒径变化，并测试了MHRT的相对膨胀抑制率。研究结果表明，基浆中加入0.3%MHRT后在250℃下老化16 h的降黏率达到89.6%，8 h后3%MHRT对岩心的相对膨胀抑制率为74%，有效地抑制了高温下黏土的膨胀分散，是取得高温降黏性能的一个关键因素。

摘要:本文从抗高温抗盐钙钻井液降滤失剂性能要求出发，基于分子结构优化设计，以AM、AMPS、DMDAAC和NVP为反应单体进行四元共聚，合成了两性离子共聚物降滤失剂PADMS。通过FITR分析验证了分子结构设计的可行性，实验证明PADMS具有一定抗高温、抗盐钙降解能力，与黏土颗粒的吸附能力强于现有的磺化酚醛树脂类降滤失剂SMP-II和SMP-III。在淡水基浆中加入2.0% PADMS时，表观黏度和塑性黏度分别由加入前的10.5 mPa·s 和5.0 mPa·s增至35.0 mPa·s和28.0 mPa·s，API滤失量由28.0 mL降至6.0 mL；200℃老化16 h后的表观黏度和塑性黏度分别为17.5 mPa·s和15.0 mPa·s，API滤失量由48.6 mL降为15.6 mL。PADMS加量为2.0%时，复合盐水基浆表观黏度、塑性黏度从加入前的3.0 mPa·s、1.5 mPa·s分别增至的19.5 mPa·s 和15.0 mPa·s。在200℃下老化16 h后，复合盐水基浆黏度亦随PADMS加量的增加而增大，但上升趋势明显不及老化前的基浆。随PADMS加量的增大，API滤失量逐渐减小，当PADMS加量为2%时，老化前的API滤失量由加入前的88.0 mL降至8.2 mL；老化后API滤失量由168.0 mL降至54.6 mL，HTHP滤失量由全滤失降为86.4。

摘要:为获得高温微乳酸并为油气藏深度酸化提供新材料，本文以阳离子Gemini表面活性剂——丙撑基双（十八烷基二甲基氯化铵）（18-3-18）为主表面活性剂，以正丁醇和正辛醇为辅助表面活性剂、柴油为油相、盐酸为酸相，通过复配制备了含Gemini耐温柴油微乳盐酸新体系，并考察了微乳盐酸的相行为、缓速反应及耐氯化钙能力。结果表明，在适当的条件下，阳离子Gemini18-3-18柴油微乳盐酸耐温可达100℃，缓速反应性能良好，耐氯化钙能力可达到120 g/L。并且证明了阳离子Gemini18-3-18与AEO9乳化的柴油微乳盐酸耐温性能良好，可在95℃下保持稳定，有利于丰富耐高温微乳盐酸新体系。

摘要:采用水溶液均相聚合法，以AM、AMPS、DAC、NVP为单体合成了稠化剂PAMSDV。通过考察PAMSDV用量、交联剂用量对温控型变黏酸TCA黏度的影响，得到了TCA的最佳配方为：5% PAMSDV + 1.25% 交联剂(交联剂为甲醛、Al₂(SO₄)₃ 质量比1:1)，由20%盐酸配制。该配方TCA体系的黏度能够随温度的变化而变化；在70℃时的黏度达到最高，为2400 mPa·s，虽然在90℃下的黏度有所降低，但黏度仍有1100 mPa?s，表现出较好的抗温性。此外，TCA与其他酸液添加剂配伍性优良且具有优良抗盐性和缓速性，破胶完全，破胶液的黏度为8 mPa?s。

摘要:随勘探开发的不断深入，深层和超深层碳酸盐岩油气藏被发现并相继投入开发，逐渐形成的一系列非常规酸液体系面临着酸岩反应速度快、酸蚀作用距离短等难题。本文研发了一种在地层高温条件下缓慢反应生成盐酸的自生酸体系（高聚合度羰基化合物自生酸A剂和铵盐类自生酸B剂按质量比1:1配制而成），并对其性能进行了评价。自生酸体系反应2 h时，90℃下可产生12.94%的盐酸含量，120℃以上可产生20%左右的盐酸含量，具有良好的生酸能力；自生酸体系的低温稳定性一般，但A、B单剂低温稳定性好，现场施工前建议分开配液、当天使用。耐温实验表明该自生酸体系适用于温度为90~150℃的储层。该自生酸体系酸蚀导流能力优良，酸岩反应速度比胶凝酸体系更缓慢，酸岩反应时间大于2 h，能起到深部酸化的作用，且反应后岩心凹凸不平，可进一步增加裂缝导流能力。

摘要:由于压裂液中的稠化剂以大分子化合物为主，以致压裂液残渣对地层伤害严重，影响到压裂后的增产效果。降低残渣伤害最有效的办法是降低稠化剂的分子量。本文通过酶降解的方法，在较少工艺流程和无溶剂的情况下，控制温度为40~50℃、酶加量3.5 u/mL、降解2 h即可得到满足油田压裂改造需要的较小分子量瓜尔胶。降解后瓜尔胶的重均分子量为4.25×10⁵ g/mol，压裂液黏度为27 mPa·s。瓜尔胶降解前后的红外光谱表明酶降解使瓜尔胶长链分子断裂成较小分子量的链段。小分子瓜尔胶压裂液（3.5 g/L）与有机硼交联剂交联形成的冻胶在100℃、170 s^-1下连续剪切2 h后，黏度大于80 mPa·s，抗剪切性较好。该压裂液的残渣为96 mg/L，仅为普通瓜尔胶压裂液残渣的1/4。

摘要:耐高温酸性清洁压裂液配方为：0.1%~5%乙酸、0.1%水杨酸、0.5%~1%阴离子型聚丙烯酰胺稠化剂、0.1%~0.2%季胺盐型阳离子双子表面活性剂和0.5%~3%黏土稳定剂(氯化钾、氯化铵)，其余为自来水。研究了不同稠化剂加量下，酸性压裂液的流变性、稠化时间、携砂性以及破胶性等。酸性压裂液呈弱酸性，pH值为4～5。其耐温抗剪切性较好，120℃时的黏度为30~50 mPa·s，140℃时黏度稳定在20 mPa·s左右。压裂液稠化时间在60 s以内。稠化剂加量为1.0%时，压裂液成胶黏度可达140 mPa·s。其携砂能力强，稠化剂加量为0.8%的酸性压裂液单颗砂沉降速率仅0.023 mm/s，而0.8%胍胶压裂液的为0.169 mm/s。压裂液遇到一定量的油、气及地层水时会自动破胶，60~80℃的破胶时间在1 min内，加入过硫酸铵可加快破胶。该酸性压裂液适用于120℃以下的高含钙低渗透储层。

摘要:针对干粉羟丙基胍胶在配液过程中出现的问题，制备以白油、表面润湿剂（甲醇与水）和乳化剂（烷基酚聚氧乙烯醚）为主的液体胍胶增稠剂（LGC），具有配制简单、分散速度快、溶胀时间短的特点。室温下，在自来水和人工海水中加入1.0%液体胍胶和0.15%甲醛，低速搅拌30 min后的黏度分别为110.11和112.40 mPa·s，与有效物含量相同的干粉羟丙基胍胶基液黏度相近。液体胍胶配制基液受水源pH值和矿化度的影响较小，用海水或矿化水配制可达到淡水配制效果，降低海上施工成本。液体胍胶和干粉胍胶配制的压裂液（羟丙基胍胶含量0.4%）在95oC破胶4 h后，破胶液黏度分别为3.542和2.243 mPa·s，破胶残渣分别为476和432 mg/L，差别较小。1.0%液体胍胶（有效物含量40%）压裂液在120oC下的初始滤失量为1.907′10^-4 m³/m²、滤失系数为0.997′10^-4 m/min^?、平均滤失量为0.366′10^-4 m³/(m³·min）。0.6%干粉羟丙基胍胶经过24 h溶胀后加入自制交联剂CYS-1及其他助剂，在160 oC、170 s^-1下剪切120 min后的黏度约180 mPa·s；CYS-1交联剂与液体胍胶在30 min内完成配制，在160oC、170 s^-1剪切120 min后的黏度约190 mPa·s；在170oC、1000 s^-1高速剪切3 min后，再在170 s^-1下剪切90 min的黏度大于122 mPa·s，实现快速配制、溶胀充分、耐高温耐剪切要求。

摘要:针对海上连续混配海水基压裂液过程中稠化剂溶胀问题，开展了瓜尔胶溶胀性能的研究。考察了瓜尔胶取代基类型、取代度、搅拌速度、瓜尔胶加量、pH值和温度对瓜尔胶溶胀性能的影响。结果表明，我国某海域海水水样矿化度为34440 mg/L，富含Na⁺、Mg²⁺、Ca²⁺和Cl^-、SO₄^2-。在常规条件下（20℃、300 r/min、pH=7.5），羧甲基瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶（取代度0.30）、羟丙基瓜尔胶（取代度0.15）、未改性瓜尔胶在海水中的溶胀时间分别为25、50、55、60 min，对应的表观黏度分别为63、59、45、23 mPa·s。以羧甲基瓜尔胶为研究对象，考察其他因素对溶胀性能的影响。优选的配制方案为：搅拌速度400~500 r/min、温度30~40℃、pH值6~7，瓜尔胶加量0.5%以内。溶胀时间能控制在10 min以内，满足连续混配海水基压裂液施工要求。

摘要:鉴于胍胶压裂液破胶不彻底、残渣含量高，活性水压裂液流变性能差的缺点，研制了以非离子聚丙烯酰胺聚合物（A-1）作为稠化剂、有机锆（G-1）作为交联剂的冻胶压裂液，考察了pH值、温度、交联比（交联剂与基液体积比）和矿化度对有机锆冻胶压裂液的影响。优选出了有机锆冻胶的典型配方：0.5%A-1+2.5%G-1，并对该配方进行了性能评价。结果表明，锆冻胶压裂液具有低滤失、易破胶、悬砂性能好的特点，在90℃下，初始滤失量仅为16.41×10^-3 m³/m²，滤失系数为6.66×10^-4m/min^1/2，在剪切170 s^-1下剪切2 h后的黏度仍保持在50 mPa·s以上，破胶液对岩心的损害仅为14.88%，适于低渗透油气藏的改造。

摘要:以淀粉、丙烯酸和丙烯酰胺为原料，过硫酸铵与亚硫酸氢钠为引发剂，带不饱和双键的有机物DJ-1为交联剂，合成了一种水溶性压裂暂堵剂，并对其性能进行了表征。结果表明，随着温度升高、溶解时间延长，暂堵剂在地层水中的水溶率增大。在20~80℃、暂堵剂与地层水在固液比为1:300时，暂堵剂在16 h下的水溶率为96%~98%，水溶性良好。完全溶解后，5~20 g/L溶液的黏度为12.6~53.7 mPa·s，返排性好。20 g/L暂堵剂溶液的抗拉强度达9.1 N，黏附能力较好。岩心实验表明，暂堵剂的封堵强度随岩心渗透率的增大而减小，压力梯度最大值为47.1 MPa/m，具有封堵原有裂缝，使新裂缝偏离最大主应力方向的能力。暂堵剂对岩心的封堵率大于90%，用地层水冲刷后岩心渗透率恢复率高达97.6%。对高渗透层的选择性封堵率大于83.2%，随岩心渗透率级差的增大，暂堵剂对高渗透层的封堵率增加。

摘要:在丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸盐（AMPS）混合物中，加入高岭土、引发剂过硫酸钾和交联剂N，N -亚甲基双丙烯酰胺，得到超吸水树脂。最佳合成条件为：AA和AMPS单体质量比4∶1，引发剂、交联剂、高岭土加量分别为单体总质量的0.2%、0.06%、10%，反应温度72℃，中和度75%。在此反应条件下，树脂的吸水倍率和吸盐水倍率分别为1200 和92.3 g/g。树脂保水性能测试结果表明，随时间延长、温度升高，树脂失水率增大。随高岭土加量的增大，树脂保水率先增加后降低。高岭土加量为10%时，保水率达到最大值82%。

摘要:聚合物驱后的油层非均质性更加严重，低效、无效循环严重。常规凝胶调剖剂在地层条件下经剪切后黏弹性大幅下降，严重影响了调剖效果。本文通过考察pH值、阴离子型聚丙烯酰胺CH601浓度、交联剂SQ-1浓度、稳定剂TYB-5浓度对自修复凝胶体系成胶性能的影响，进而得到最佳配方。考察了最佳配方自修复凝胶体系的耐温性、抗剪切性及封堵性能。结果表明：最佳自修复凝胶体系配方为：3000~5000 mg/L聚合物，3000 ~4500 mg/L交联剂，200~400 mg/L稳定剂。体系的pH值在5~6之间。该体系的热稳定性良好，在45℃下放置300 d后的黏度保持率为76.9%，弹性模量保持率为76.5%。该自修复凝胶体系具有较强的抗剪切性能，在45℃条件下初次成胶后经高速混调器剪切后，再次放入45℃烘箱内，成胶后再用相同的方式剪切，如此反复6次仍能成胶，成胶黏度为4430 mPa?s，黏度恢复率达到45%以上。岩心实验结果表明自修复凝胶体系对水测渗透率为1.2~4.5μm²的人造石英砂岩心的封堵率均在99%以上，残余阻力系数为68~147。

摘要:针对低渗油藏多发育微裂缝、非均质性严重、水窜严重，常规调驱技术难以发挥有效作用的难题，对实验室自制的聚合物微球(聚丙酰胺类微球)/表面活性剂(烷醇酰胺型表面活性剂)复合调驱体系展开研究。在复合调驱体系配伍性评价的基础上，优化了复合调驱各段塞的注入参数，评价了复合调驱体系的驱油性能。结果表明：聚合物微球与表面活性剂具有良好配伍性，最优的复合注入体系为0.4 PV聚合物微球溶液(2000 mg/L)+0.3 PV表面活性剂溶液(2000 mg/L)，在水驱基础上平均提高采收率幅度达15%以上。聚合物微球/表面活性剂复合调驱技术在裂缝性低渗油藏中具较强适应性。

摘要:本文利用BP神经网络能够较好地在实验数据基础上建立稠油掺稀黏度预测模型，以对新疆塔河油田稠油掺入四种稀油的黏度预测为例，通过BP神经网络建立预测模型，并与四种传统基于线性回归的建模方法及进行改进的方法进行对比，结果表明：利用神经网络建立模型的最大误差为4.1%，黏度与温度、稀稠比的非线性关系能够较好拟合，对比基于线性回归方法的建模方法及其改进算法有着更高的拟合精度。

摘要:本实验通过乳化降黏的方法，旨在找出能改善新疆稠油低温流动性能的水溶性乳化降黏剂。研究了温度、单一降黏剂和复配降黏剂对新疆稠油黏度的影响。结果表明，经筛选，单一降黏剂AEO、OP-10、AES对新疆稠油的降黏效果较好，在相同条件下的降黏效果: AEO＞OP-10＞AES。通过正交实验得到最佳复配降黏剂XJ-1的配方为：AEO用量0.3%、OP-10用量0.2%、AES用量0.1%、NaOH用量0.2%。在50℃、油水比为7:3的条件下，乳化降黏剂XJ-1可使新疆稠油的黏度降至40.56 mPa·s，降黏率达98%以上，且具有较好的稳定性及破乳脱水性。

摘要:选用4 种表面活性剂作为起泡剂，其中N-NP-15c 和N-NP-21c 为非离子型表面活性剂，N-NP-15c-H 和N-NP-21c-H 为新合成的阴- 非离子型表面活性剂，非离子基团为聚氧乙烯基，阴离子基团为磺酸基。利用高温高压搅拌式可视化泡沫仪，对表面活性剂进行高温高压和高盐条件下的CO₂ 泡沫性能测试；研究了不同因素对CO₂泡沫性能的影响规律，包括起泡剂浓度、矿化度、Ca²⁺浓度、温度和压力等。实验结果表明，N-NP-15c-H 的起泡性能最好，抗温达125℃ 。在起泡剂质量分数0.7% 、压力10MPa、矿化度（NaCl）50g/L、125℃ 时，泡沫的起泡体积和半衰期分别为81.6 mL和10.8 min。随着起泡剂质量分数的增大，CO2 泡沫的起泡体积和半衰期均先增大后减小，最佳加量为0.7% ；高温和高矿化度（高Ca²⁺浓度）都不利于CO₂ 泡沫的稳定；压力升高则能显著提高CO₂ 泡沫的性能，压力由5 MPa 增至12MPa 时，泡沫起泡体积由87.9 mL增至165.8 mL，半衰期由34.5 min增至295.2min。

摘要:针对普通起泡剂在井筒中溶解迅速、发泡时间短、泡沫排水采气效果差的难题，开展了缓慢释放型起泡剂的研究，考察了温度、矿化度、甲醇、凝析油对起泡剂的影响。结果表明，温度从60℃ 升至100℃ ，起泡剂起泡高度和携液率分别从120 mm和77% 降至105 mm和56% ；矿化度由0 增至250 g/L，起泡高度和携液率分别从130 mm和71% 降至90mm和48% ；甲醇体积分数由0 增至40% ，起泡高度和携液率分别从140 mm和85% 降至70mm和78% ；凝析油体积分数由0 增至40% ，起泡高度和携液率分别从140 mm和85% 降至120 mm和76.3% 。该起泡剂耐温90℃ 、抗矿化度150 g/L、抗甲醇30% 、抗凝析油30% ，完全满足苏里格气田低压低产气井的排水采气需求。2012率2013年开展了5 口井现场试验，平均油套压差降低1.3 MPa，平均产气量增加0.07×10⁴m³/d 。

摘要:为解决鲁克沁油田中区超深层稠油油藏非均质性严重、水驱开发效果差的问题，利用室内实验和矿场试验，开展了空气泡沫驱技术研究。对泡沫体系的发泡性、稳泡性、抗盐性和驱油效果等性能进行了系统的评价研究，对发泡工艺进行了验证试验。研究结果表明，XHY-4型起泡剂在高温高盐（80℃、160000 mg/L）条件下发泡率大于600%，半衰期大于600 s，岩心驱替实验提高采收率大于15%。氮气泡沫矿场试注表明，气液交替注入可以在地层中形成泡沫，对水流优势通道形成有效封堵，起到降水增油的效果。试注试验的成功，为鲁克沁油田超深层稠油油藏开展泡沫驱矿场试验提供了有力的技术支撑。

摘要:针对稠油掺稀降黏工艺存在稀释剂利用效率低问题，以新疆油田J7井、TK675X井和FZ010井稠油油样及柴油和凝析油两种稀释剂为研究对象，考察温度和稀释剂对稠油溶解速率的影响及稀释剂对稠油的降黏效果。J7、TK675X和FZ010稠油在50℃下的黏度分别为524.5、4337.3和139836.6 mPa·s。结果表明，稀释剂中稠油的质量浓度在0～1200 mg/L时，质量浓度和混合油吸光度呈良好的线性关系，标准曲线的拟合相关度均大于0.99。三种稠油在稀释剂中的溶解速率均随着温度升高而增大。温度从30℃增至80℃，稀释剂为柴油时，J7、TK675X和FZ010稠油溶解速率分别由44.3、5.4和28.3 mg/(m²·s)增至413.9、171.2和201.8 mg/(m³·s)；稀释剂为凝析油时，J7、TK675X和FZ010稠油溶解速率分别由224.7、110.8和168.3 mg/(m²·s)增至994.1、450.1和371.8 mg/(m²·s)。在相同温度下，J7稠油的溶解速率大于TK675X和FZ010稠油；凝析油对三种稠油的溶解速率均大于柴油。掺稀混合油的黏度随着掺稀质量比的增大而显著减小。稀释剂为柴油时，J7、TK675X和FZ010稠油在掺稀比为0.4、0.3和0.2时的降黏率分别为90.54%、92.59%和96.04%，稠油黏度越大，掺稀降黏效果越显著。稀释剂为凝析油时，混合油的黏度随掺稀比的变化规律与掺柴油时基本一致。相同掺稀比下，稠油掺凝析油的降黏率大于掺柴油。从提高稀释剂溶解效率和降黏率两方面考虑，凝析油更适宜作为三种稠油的稀释剂。

摘要:绥中36-1稠油50℃与3℃的黏度分别为1251.5与417518.1 mPa·s，在3~60℃范围内表现为牛顿流体，20℃密度为0.953 g/cm³，属重质普通稠油。用非离子型表面活性剂BJN-01作为乳化剂，制备了不同乳化剂加量（0.3%~0.7%）及油水比（8:2~6:4）的稠油O/W型乳状液。采用恒温静置、流变测量和微观影像分析方法，研究了乳化剂加量及油水比对该乳状液低温（3℃）静态及动态稳定性的影响。结果表明，O/W型乳状液3℃的静态稳定性随乳化剂加量的增大而明显提高；油水比6:4和7:3乳状液的分水率随静置时间延长而增大；油水比8:2的乳状液在制备完成后即发生油水两相分离，稳定性较差。在动态剪切2.0 h后，O/W型乳状液均发生了不同程度的聚集与聚并，油水比越高或乳化剂加量越低，聚集与聚并现象越显著。乳化剂加量0.5%、油水体积比6:4时，在动态剪切2.0 h内，O/W型乳状液表现为牛顿流体，3℃下的黏度小于50 mPa·s；乳化剂加量0.7%、油水比7:3的O/W型乳状液3℃下的黏度小于100 mPa·s，具有良好的低温静、动态稳定性，对管道低温采输及停产停输再启动有良好的适应性。

摘要:本研究针对稠油开发需要，通过室内配方筛选，确定乳化降黏体系为：0.4%表面活性剂CD-1+0.2% NaOH+0.07% 聚合物HPAM，在油水体积比为7:3下形成的乳状液黏度为189.3 mPa·s，稠油降黏率达96.1%，稳定时间达48 h。将化学吞吐的方法与乳化降黏结合起来，可以取得很好的稠油开采效果，提高稠油采收率。本文通过正交试验设计，用室内物理模型模拟了稠油乳化降黏化学吞吐的过程，得到了相关吞吐工艺室内模拟参数（注入量16 mL，注入速度0.34 mL/min，焖井时间48 h，注入温度50℃），并对室内模拟吞吐效果进行分析，在水驱（采收率为8.25%）基础上经过两次吞吐总共提高采收率10.78%。

摘要:从辽河油田石油污染土壤中选育获得5株具有降解石油能力的菌株，编号为PD1301~PD1305。在培养时间4 d、石油质量浓度5.0 g/L、温度30℃、培养基起始pH值为7.0的条件下，PD1301~PD1305菌株对石油的降解率分别为57.7%、39.0%、44.4%、33.5%和21.8%，PD1301菌株的降解性能最好。经菌体形态特征、菌落培养特征、生理生化鉴定和16S rDNA基因序列分析，PD1301菌株形成的单菌落呈圆形，黄白色，中间微隆起，表面光滑无皱纹，菌株为革兰氏阴性杆菌，无芽孢和荚膜，具有浓青素产生能力，与铜绿假单胞菌（Pseudomonas aeruginosa）菌株的16S rDNA全序列的同源性为99%，初步鉴定为Pseudomonas aeruginosa。考察了培养时间、石油质量浓度、培养温度和培养基起始pH值对PD1301菌株降解石油的影响。结果表明，1~4 d内是菌株的对数生长期，菌株对石油的降解率显著提高，培养时间大于5 d后，降解率变化较小；菌株降解石油能力随着石油浓度的升高而降低，在石油加量为5.0 g/L时的降解率最高（58.6%）；随温度升高，降解率先增加后降低，30℃时达到峰值57.7%；随培养基起始pH值增大，降解率先增加后降低，pH值为7.0时的降解率可达59.4%。

摘要:本文针对矿场实际需求，从聚合物分子线团尺寸（D_h）测试和聚合物溶液岩心渗流特性实验入手，进行了聚合物溶液与大庆萨中开发区一二三类储层间适应性研究。结果表明，随聚合物相对分子质量增大、溶剂水矿化度减小和剪切强度降低，溶液中聚合物分子线团尺寸(D_h)增大，与之相匹配岩心孔喉尺寸增大。在聚合物溶液注入岩心过程中，若注入压力能够趋于稳定，表明该溶液中聚合物分子线团尺寸（D_h）与岩心孔喉尺寸间是匹配的。在考虑储层各小层厚度和非均质性条件下，与一类油层相适应聚合物相对分子质量应为2500×10⁴以上，与二类油层相适应聚合物相对分子质量为1900×10⁴~2500×10⁴，与三类油层相适应聚合物相对分子质量为400×10⁴~800×10⁴。聚合物与油藏储层适应性受储层各小层厚度及其渗透率分布、聚合物相对分子质量、溶剂水矿化度和剪切强度等因素的影响，但“孔喉半径中值/分子线团尺寸D_h”范围在7～16之间。

摘要:依据河南油田矿场生产实际需求，通过室内研究，定义了高浓度聚合物（ZL-I型部分水解聚丙烯酰胺）的下限值，优化了聚合物驱最佳注入段塞尺寸。研究结果表明：聚合物溶液质量浓度从500增至3000 mg/L时，黏度从11.8逐渐增至227.2 mPa·s；当聚合物质量浓度超过1670 mg/L后，溶液黏度大幅上升。在频率0.1 Hz下，黏性模量在聚合物质量浓度达到1643 mg/L后快速上升，而弹性模量在聚合物浓度达到1680 mg/L后快速上升。据此得到高浓度聚合物的下限值为1700 mg/L。当2000 mg/L聚合物注入量增至0.7 PV时，聚合物驱采收率大幅提高，增幅为19.77%；当注入量大于0.85 PV时，采收率增幅变缓。推荐下二门油田进行高浓度聚合物驱的注入浓度为1800～2000 mg/L，注入聚合物段塞量为0.85 PV。在该油田10口注聚井进行现场应用，日产液891.3 t，日产油77.9 t，累计增油143498 t，二次聚驱阶段提高采收率8.66%。表明注入高浓度、大段塞聚合物是挖掘聚合物驱增油潜能、提高经济效益的重要措施。

摘要:胜坨油田地层温度大于80℃、地层水矿化度大于20000 mg/L、地层水钙镁离子大于500 mg/L，非均质性强。根据该油藏特点，室内研制了强化聚合物驱油体系，在超高分疏水缔合型聚丙烯酰胺中加入聚合物强化剂。结果表明，强化剂加量由0增至2500 mg/L，驱油体系的表观黏度由7.8增至42.9 mPa·s，黏性模量由120增至315 mPa，弹性模量由0增至106 mPa。在模拟胜坨油田条件下，强化聚合物驱油体系（超高分缔合聚合物、强化剂质量比4:1）老化60 d的黏度保留率为85.5%，好于改性聚丙烯酰胺（GXPAM）（66.2%），热稳定性良好。在非均质岩心中注入强化聚合物驱油体系（2500 mg/L），高渗模型产液百分比由98.5％逐渐降低，最低值为32.7%；低渗模型产液百分比由1.5%逐渐增大，最大值为67.3%；后续水驱1.0 PV时，高渗模型产液百分比为58.5%，低渗模型的为41.5%，岩心非均质性得到明显改善。岩心渗透率级差分别为1:5和1:3时，强化聚合物驱油体系的采收率增幅为26.0%和10.9%，GXPAM的为14.8%和7.1%。强化聚合物驱油体系的驱油效果明显优于GXPAM，并且在高渗透率级差下的驱油效果较好。

摘要:用长庆油田北三区原油、油田采出水、聚丙烯酰胺、甜菜碱表面活性剂配制了聚表二元驱采出液。采出液含水率为10%~90%，高浓度采出液含1000 mg/L聚合物、1667 mg/L表面活性剂，低浓度采出液含400 mg/L聚合物、600 mg/L表面活性剂。考察了含水率、聚合物浓度、表面活性剂浓度、剪切速率、温度等因素对聚表二元驱采出液流变性的影响。结果表明，10%~20%含水率高浓度采出液的乳状液类型为W/O型、25%以上含水率的采出液为O/W型，转相点在含水率20%~25%之间，而低浓度采出液的转相点在含水率25%~30%之间。温度升高，采出液黏度降低。当含水率较低时，随着聚合物表面活性剂浓度的降低，相同温度下的采出液（W/O型）黏度保持不变；当含水率较高时，随着含水率的增大和聚合物表面活性剂浓度的降低，相同温度下的采出液（O/W型）黏度逐渐降低。无论采出液为W/O型或O/W型，温度在反常点以下时，随着剪切速率的增大，采出液黏度降低，表现出剪切稀释性。

摘要:采用双层非均质岩心模型，将调剖和驱油结合，评价不同级差条件下8种开发方案提高采收率的效果。结果表明，岩心渗透率为30×10^-3/1000×10^-3μm²时，单独聚合物驱和三元驱使含水率下降约15%，采收率分别提高6.7%和8.3%。用改性淀粉凝胶封堵后，三元驱岩心含水率下降至44%，明显低于聚合物驱和水驱的最低含水率60%、70%，三元驱、聚合物驱及水驱采收率增幅分别为23.5%、19.2%和10.1%。三元驱能有效启动低渗层位，三元复合驱对低渗层位剩余油的开采效果明显好于聚合物驱。“改性淀粉凝胶体系+三元复合驱”组合调驱采收率增幅为40.4%，好于二者单独作用时的采收率增幅加和35.6%，并比“铬凝胶+三元复合驱”组合调驱采收率增幅高4.3个百分点。岩心渗透率为30×10^-3/2000×10^-3 μm²和30×10^-3/500×10^-3μm²时，“改性淀粉凝胶体系+三元复合驱”组合调驱采收率增幅分别为45.3%和34.4%，三元驱提高采收率25.1%和22.2%，油藏非均质性越严重，该组合调驱体系开采效果越好。

摘要:研究了碱/表面活性剂/聚合物（ASP）三元复合体系黏度、界面张力、聚合物分子线团尺寸（D_h）、分子聚集态和驱油效率及其影响因素，并对提高采收率机理进行分析。结果表明，NaOH 质量分数由0 增至1.2% ，三元复合体系黏度由246.9 降至138.8 mPa·s、界面张力降低、D_h 由324.7 降至263.5 nm。表面活性剂质量分数由0 增至0.3% ，体系黏度由127.0 降至122.1 再增至138.8 mPa·s，界面张力降低，D_h 由139.7 增至263.5 nm。随固液质量比增加和吸附次数增多，三元复合体系界面张力升高。在碱/聚合物体系中，聚合物分子结构形态以“片状”为主，“网状”为辅；在重烷基苯石油磺酸盐/聚合物体系中，聚合物分子形态出现大面积的“珠状”结构，“ 网状”结构不明显；在ASP 体系中，聚合物分子呈现“网状- 片状”结构形态。驱油实验表明，与水驱相比，三元复合体系、聚合物溶液和碱/表面活性剂二元复合体系采收率增幅分别为14.8% 、12.2% 和4.8% 。随驱油剂黏度增加，化学驱采收率增大，但增幅逐渐减小。聚合物质量分数为0.12% 、0.18% 和0.25% 时，聚合物驱采收率增幅分别为12.2% 、15.8% 和18.7% ，三元复合体系驱采收率增幅分别为14.8% 、18.3% 和21.0% 。在聚合物加量相同的条件下，与聚合物溶液相比，三元复合体系采收率增幅高2.3% 数2.6% 。驱油剂扩大波及体积作用对采收率的贡献要大于提高洗油效率的贡献。

摘要:污水中原油一般分为浮油、分散油、乳化油和溶解油等形式，聚合物存在会导致污水中乳化油含量大幅增加，污水稳定性更强。本文以海上油田含聚污水为研究对象，分析得出不同形式原油的比例随含聚浓度的变化规律。研究表明，乳化油含量占含聚污水中稳定存在原油量的90%以上，是含聚污水处理的关键所在。而且，与不含聚合物的污水相比，当污水中聚合物浓度为50 mg/L时，乳化油含量显著增加。另外，与模拟污水相比，聚合物含量约为50 mg/L现场含聚污水样品中的乳化油含量更高，稳定性更强，处理难度也更大。

摘要:为了降低河水与长6地层水混合水回注长6地层时因结垢造成的伤害，通过离子含量、结垢量及垢型、混合水失钙率分析等，研究了陕北油田某采油厂河水和长6层产出水的混合性质；运用岩心流动实验评价了混合水对长6地层岩心的伤害。结果表明：长6地层水的矿化度为80000 mg/L以上，河水矿化度为120 0 mg/L左右； 30℃下，河水、长6地层水的体积比为6:4时，混合水的失钙率及结垢量最高，分别为9.5%和36 mg/L；处理过的混合水与长6地层水以体积比7:3混合后的失钙率及结垢量最低，分别为0.59%和 21.5 mg/L；经过处理的混合水悬浮含量、含油量分别由处理前的68 mg/L、115 mg/L降低到处理后的2.6 mg/L、3.7 mg/L，且注入体积为1～15 PV时，岩心伤害率为14.29%，低于20%。

摘要:研究并建立了准确检测多元复配驱油体系中重烷基苯磺酸盐(HABS)含量的方法。通过β-环糊精诱导HABS产生激发的紫外光谱信号检测水溶液体系中HABS的含量。结果表明，β-环糊精的诱导作用能显著提高HABS的检测精度，同时还能明显降低三采复配驱油剂中烷基酚聚氧乙烯醚(OP-10)、十二烷基磺酸钠(SDS)及聚丙烯酰胺(HPAM)等不同类型的常用组分对HABS定量产生的干扰。该方法检测HABS组分含量的检测精度为10^-2~10^-3mg/L，检测的最大误差为2.2%，驱油剂中各干扰组分对HABS的定量影响没有产生协同效应。

摘要:水泥浆悬浮剂是固井外加剂中起步较晚，种类较少的一种材料。本文对目前国内外水泥浆悬浮剂及相关材料进行了分类总结，对这些材料用作水泥浆悬浮剂的应用及优缺点进行了分析。另外，针对目前水泥浆悬浮剂存在的问题和研究现状，探讨了水泥浆悬浮剂的发展趋势。

摘要:交联聚合物冻胶是目前国内外应用最广泛的调剖堵水剂，在现场应用过程中，其效果受到多种因素的综合影响。本文综述了机械剪切、多孔介质剪切和吸附、pH值、岩性等多种因素对动态成胶过程的影响，同时为多孔介质交联聚合物动态成胶的进一步研究方向提出了建议。