摘要:实验研究了阳离子型黏弹性表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）溶液的流变性、抗温性、降滤失性及配套破胶剂的破胶性能。室内实验结果表明：将2%CTAB与3%助剂水杨酸钠NaSal混合的基液在剪切速率170 s^-1、温度25℃、pH=7的情况下混合均匀后能迅速增黏至160 mPa·s；加入少量复合降滤失剂LA（水解聚丙烯腈铵（NH4-HPAN）和磺化酚醛树脂（SMP-Ⅱ）混合而成的复合体系）可显著降低其常温常压滤失量；高效破胶剂Br的破胶性能良好，破胶剂的黏度降至1-3 mPa·s。同时室内研究了以阳离子型黏弹性表活性剂CTAB为主剂的钻井液体系——表面活性剂胶束钻井液DIF-a：1.5%CTAB + 2.0%NaSal+1.2%复合降黏剂LA + 0.5%黄胞胶XC，结果表明：在钻探碳酸盐岩地层时钻井液体系DIF-a产生的流动摩阻小、降滤失性能较好，且钻完井后利于返排，储层渗透率保留率可以达到91.41%，大大降低外部流体对储层造成的损害。

摘要:通过热分解法制备了Fe₃O₄纳米封堵剂，利用傅里叶转换红外光谱（FT-IR）仪、X-射线衍射（XRD）仪、透射电镜对所制备的Fe₃O₄纳米粒子进行了结构表征，考察了Fe₃O₄在不同盐度NaCl溶液中稳定性及超声时间对Fe₃O₄纳米粒子在不同盐度NaCl溶液中分散稳定性的影响，并进行了人造泥饼模拟封堵实验。实验结果表明，Fe₃O₄纳米封堵剂最佳反应温度为200℃，最佳反应时间为2 h。FT-IR分析表明聚乙二醇修饰在纳米粒子表面，XRD分析表明所制备的Fe₃O₄纳米粒子属于立方晶相，TEM分析表明所制备的Fe₃O₄纳米粒子粒径在9.5 nm左右。超声0.5 h后的所制备的Fe₃O₄纳米粒子的耐盐分散性能最好。人造泥饼模拟实验结果表明，加入100 mL 质量分数为3%的Fe₃O₄纳米粒子水分散液，3.5 MPa压力下，7200 s后的滤失量只有11.3 mL，说明该纳米封堵剂堵水效果显著，是一种性能优异的纳米封堵材料。

摘要:以22个碳链的阳离子表面活性剂—山嵛酰胺丙基三甲基氯化胺（S22）为主表面活性剂，水杨酸钠（NaSal）为助剂，柴油、盐酸、正丁醇和正辛醇为主要原料，制得S22/NaSal增稠柴油凝胶盐酸体系。考察了S22、NaSal用量对柴油凝胶盐酸体系的影响。在50℃下，S22加量由0.7008增至1.2013 g，正辛醇量由0.4887增至0.8708 g，体系从黏液逐渐成为凝胶状态。当NaSal加量由0.0216增至0.1515 g，形成澄清柴油凝胶盐酸所需正辛醇量从0.4600降至0.3766 g；若NaSal加量为0，则不能形成透明凝胶盐酸。对S22/NaSal柴油凝胶盐酸体系流变性和延缓反应性能的研究结果表明，该体系具有剪切变稀和黏弹触变环，流动曲线可用非线性共转Jeffreys本构方程表征。该体系对大理石的消耗量显著小于同浓度盐酸对大理石的消耗量，缓速率为83%~98%，延缓酸岩反应性能良好。

摘要:黏土防膨剂是压裂液体系中不可缺少的核心添加剂，能有效抑制黏土膨胀、防止微粒运移、增加地层渗透率。以浓盐酸、三甲胺为主原料，合成三甲胺盐酸盐，并在弱碱性条件下滴加环氧氯丙烷生成有机阳离子聚合物，最后在60℃下与无机盐氯化铵反应，得到淡黄色的黏土防膨剂。通过红外光谱、热重/差热分析、X射线衍射分析对其结构进行表征，考察了反应原料、防膨剂加量对防膨效果的影响。结果表明，随有机阳离子聚合物加量增大，防膨率提高，有机阳离子聚合物加量以0.9%为宜。有机阳离子聚合物加量相同时，随环氧氯丙烷与三甲胺盐酸盐质量比的增大，防膨率增加；当二者的质量比为2:1时，加量为0.35%、0.6%、0.9%聚合物的防膨率分别为85.87%、87.07%、89.58%，防膨效果较好。当黏土防膨剂加量为0.4%时，防膨率达90%以上；加量增至0.8%时，防膨率达94.1%，防膨效果良好。

摘要:压裂液破胶后残渣是造成基质渗流率伤害和支撑剂充填层导流能力伤害的重要原因。为研究其伤害特性，从而减小对储层的伤害，在不同破胶剂加量下对两种瓜胶压裂液破胶后的性能进行测试并结合测得的破胶液黏度分析瓜胶相对分子质量大小，同时应用激光粒度仪测量两种压裂液破胶过程中的分子尺寸，对破胶液残渣进行离心并测量残渣含量，结合岩心流动实验对不同类型压裂液的破胶液进行伤害评价。研究表明：破胶时间过长会使破胶液的分子尺寸变大，出现絮凝现象，并造成更大的储层伤害；同时通常认为破胶液黏度越小，分子尺寸越小，对储层伤害越小的观点并不全面，其存在一定的局限性。

摘要:开发了一种新型甜菜碱表面活性剂压裂液BVES-80。该压裂液优化配方为2.5% 甜菜碱表面活性剂DBA2-12+4.0% KCl+0.5%水杨酸钠+1.0%异丙醇+自来水。对BVES-80 压裂液性能的评价结果表明，NaCl、CaCl₂、MgCl₂加量为3%时，压裂液的黏度分别为337、370、394 mPa·s，耐盐性较好。压裂液静置7 d后的黏度为321 mPa·s，变化较小，稳定性较好。在170 s^-1下连续剪切1 h后的黏度分别大于50（60℃）和30（80℃）mPa·s，在中低温下的耐温抗剪切能力良好。在30℃、0.01~10 Hz条件下，压裂液储能模量G′始终大于耗能模量G″，且G′大于10 Pa，G″大于0.3 Pa，黏弹性较好。60℃下，陶粒在BVES-80清洁压裂液中的沉降速度为0.14 mm/s，远小于0.5%胍胶压裂液的值（1.50 mm/s），携砂性能较好。在30℃下与煤油混合可在12 h内彻底破胶，破胶液黏度小于5 mPa·s，残渣含量23.46~54.37 mg/L，破胶液表面张力26.3~27.5 mN/m，破胶液与煤油的界面张力0.55~0.62 mN/m。该体系在80℃下的滤失系数为4.75×10-4 m/min^0.5，对岩心的渗透率伤害率仅为7.4%，适合不超过80℃的中低温低渗地层的储层改造。

摘要:针对植物胶压裂液存在的问题，开发出中高温低浓度合成聚合物压裂液。压裂液组成为：0.35%~0.6%稠化剂SKY-C100A+0.5%~0.7%交联液+0.3%黏土稳定剂LYC-1+0.6%助排剂ZL-1+0.5%破乳剂KCB-1。SKY-C100A 为无水不溶物的阴离子型合成聚合物，通过改变交联调节剂SKY-Y100C加量，体系交联时间可在20~180 s可调。该体系形成的冻胶具有良好的耐温耐剪切性能。SKY-C100A加量为0.35%时，压裂液在80~100℃经170 s^-1（包括1000 s^-1下高速剪切2 min）剪切2 h后，黏度保持在77~220 mPa·s；SKY-C100A加量为0.45%时，120℃剪切后的黏度约为220 mPa·s；SKY-C100A加量为0.5%时，140℃剪切后的黏度约为83 mPa·s。压裂液冻胶在80℃，经历2 h的静态破胶后残渣含量约为30 mg/L。压裂液在80~120℃下的滤失系数为1.13×10-4~3.62×10-4 m/min^0.5，对岩心基质的伤害率为8.3%。与植物胶压裂液相比，该体系不需要其他的pH值调节剂及杀菌剂。

摘要:用五氧化二磷、磷酸三乙酯和醇反应制得淡黄色的低碳烃无水压裂液胶凝剂二烷基磷酸酯。首次对正己烷、正辛烷、煤油、柴油四种烃代替水作为基液形成的凝胶体系的基本性能（携砂性、耐温耐剪切性）以及流变特性（黏弹性、触变性、剪切变稀性）进行了研究。结果表明，以柴油为基液、络合铁为交联剂，胶凝剂质量分数为1%时的最佳交联比（基液与交联剂质量比）为100:1.0，此时的凝胶黏度为177.26 mPa·s。陶粒在正己烷、正辛烷、煤油、柴油四种压裂液凝胶中静置4 h后的下降距离分别为8.0、5.0、4.5和8.0 mm，凝胶携砂性能良好。在100℃、170 s^-1下剪切1.5 h，正己烷、正辛烷、煤油和柴油压裂液凝胶体系的保留黏度分别为16.9、229.5、293.6和324.3 mPa·s。随着基液碳链长度的增加，压裂液的耐温耐剪切性增强，弹性模量和触变环面积逐渐下降。四种凝胶体系在受剪切后均表现出剪切变稀特性，且随着基液碳链的增长，在相同剪切速率下，凝胶体系的黏度相对减小。不同烃基压裂液凝胶体系的流动曲线可用非线性共转Jeffreys本构方程进行表征，且模拟值与实验值吻合良好。

摘要:为了探索适合于注水井带压作业的化学堵剂，理论分析了其环境因素及自身要求，提出了CPA的设计思路，并通过室内实验对设计的化学堵剂进行评价。结果表明，以环氧树脂E-44体系为主剂的化学堵剂（其中，E-44、活性稀释剂660 A、密度调节剂TJ-182的质量比为100:5:210）的适用期随着固化剂JZ-6加量或温度的提高而快速下降，尤其是温度较高时更显著；在井底温度为50℃～70℃时，CPA更适合于温度梯度较大的注水井。当固化剂加量为10%、封堵长度为3.0 m时，CPA适用期达到4.7 h（25℃），最大承压强度可达26.51 MPa。

摘要:采用“氧化—絮凝—过滤”处理工艺，对陆相页岩气井压裂返排液进行处理试验研究，讨论了工艺中各参数对处理效果的影响，确定了处理药剂最佳加药方案：氧化剂OD-H加量为1 g/L、絮凝剂IF-L加量为60 mg/L、助凝剂OF-Y加量为2mg/L; 氧化时间为5 min，沉降时间为20 min。处理后的水中SS＜4.0 mg/L、SRB和FB细菌含量≤n×10个/mL、动力黏度＜1.2 mPa·s、ΣFe＜0.2 mg/L，出水水质符合配制压裂液用水的要求。

摘要:采用硫酸铵盐水溶液中分散聚合法制备了粒径为1~3 μm的交联聚合物微球，确定了最佳合成条件。在60℃下，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酸钠（SAA）为主要单体，分散稳定剂选择相对分子质量为35万的聚乙烯吡咯烷酮PVP K60，交联剂与总单体摩尔比0.5%~0.75%，AM、SAA、AMPS单体摩尔比15:2:3，硫酸铵质量分数14.5%。实验结果表明，所制备的微米颗粒为球形，形貌规则，粒径分布均匀，干粉粒径为1~3 μm，熟化后体系中微球粒径达8~10 μm。微球分散体系抗剪切、耐温抗盐。30℃下，随剪切速率的增大，交联聚合物微球分散体系（400 mg/kg）的黏度逐渐降低，100 r/min下的黏度仍高达9.3 Pa·s。当温度由30℃增至90℃时，交联聚合物微球分散体系的黏度保留率由100%降至53.58%；当矿化度由0增至10 g/L，黏度保留率由98.13%降至53.74%。室内封堵实验结果表明，交联聚合物微球在中高温条件下具有一定的封堵性、良好的变形性和逐级深部调剖效果。交联聚合物微球在25℃保温溶胀时，对微孔滤膜的封堵时间随天数的增加而延长，溶胀4 d后的封堵时间可达8.2 h；75℃保温溶胀时，封堵时间随天数的增加呈降低趋势，溶胀3 d后的封堵时间为3 h。随聚合物微球浓度的增大，岩心初始注入压力降低，在渗透率为0.5 μm²的人造岩心中的最佳注入量为400 mg/L。

摘要:针对低渗透裂缝型油藏堵水施工过程中堵水剂易沿裂缝向地层漏失这一问题，提出了复合堵水剂的堵水工艺。选定聚酰胺-胺树枝聚合物/有机酚醛交联体系进行配方优选，并研究与复配的预交联颗粒的性能。实验结果表明，由2000 mg/L聚合物、1500 mg/L乌洛托品、250 mg/L间苯二酚、1600 mg/L 乙二酸、180 mg/L硫脲、200mg/L氯化钴组成的凝胶体系的成胶强度为21600 mPa·s，稳定时间为103 d，与其复配的预交联颗粒在地层水中的膨胀倍数为15.7，且具有较好的抗盐性。0.3 PV（0.05 PV浓度为2000 mg/L的预交联颗粒、0.2 PV浓度为2000 mg/L的聚合物凝胶体系和0.05 PV浓度4000 mg/L的聚合物凝胶体系）的复合堵水剂对人工造缝岩心的封堵率高达97.25%以上，突破压力梯度最高达13.68 MPa/m，并且具有较好的调整产液剖面的能力。现场施工后施工井综合含水率下降了10.5%，取得了较好的堵水效果。

摘要:清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组，矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl₂；污水为产自明化镇组的地层水，矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO₃。本文以该油田为例，利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理；并针对海上油田注水的特点，建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大，造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明，80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L；当温度从80℃降至60℃，平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L，清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后，悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势，在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO₃。动态配伍性评价结果表明，清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象，产生钙质垢，堵塞渗流通道，导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短，处理量大，导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段，以提高注水井的吸水能力，保证油田注采平衡。

摘要:吉林油田CO₂驱油藏物性差，渗透率差异较大，裂缝相对发育，注入CO₂过程中出现气窜，严重影响气驱效果。为此开展CO₂泡沫体系研究，扩大气驱波及体积，提高气驱开发效果。室内建立泡沫体系的性能评价手段，优选一种由阴离子表面活性剂与非离子表面活性剂复配而成的CYL泡沫体系，确定现场CYL泡沫体系的最佳加量为0.3%、气液比1:1。物模试验结果表明：裂缝性低渗透岩心中CO₂泡沫驱采收率最高53.67%，CO₂气驱采收率次之（35.74%），水驱采收率最低（23.42%）。CO₂泡沫驱的效果明显好于水驱、CO₂驱，现场开展CO₂泡沫驱试验，注气压力由措施前的6.0 MPa上升到措施后的8.1 MPa，井组日产油由措施前的7.7 m³增至措施后的10.8 m³，措施效果明显,有效提高气驱开发效果。

摘要:中原油田采油工程技术研究院提供的阴离子型起泡剂ZY，有效物含量30%，其最佳加量为0.5%，此时的发泡体积为400 mL，泡沫半衰期为540 s，泡沫综合指数为216 L·s，泡沫视黏度为1210 mPa·s。通过岩心驱替实验研究了渗流速率对ZY空气泡沫在孔隙介质中渗流特性的影响。结果表明，ZY空气泡沫在孔隙介质中渗流时产生泡沫的临界起泡线速度为0.3 m/d。当渗流线速度从0.3增至1 m/d时，泡沫的平均阻力系数（整支填砂管）由14增至64；渗流速度大于1 m/d后，平均阻力系数约为70，泡沫的封堵能力受渗流速率的影响较小；填砂管前端泡沫的封堵能力大于后端泡沫，泡沫在孔隙介质运移过程中不断的生成和破灭，起泡速度总是小于消泡速度，直至泡沫完全消失。

摘要:聚合物配注系统中过滤器和管线内壁存在黏性胶状物，它是注入水中微生物在系统内大量繁殖的产物，它不仅会对井筒附近区域储层孔隙造成堵塞，与聚合物溶液接触后还会引起聚合物溶液性质变化，甚至会影响聚合物驱开发效果。采集杏树岗油田聚合物配注系统内滋生胶状物，经剪切后与聚合物溶液混合，形成含胶状物聚合物溶液。利用物理模拟方法，开展了胶状物对聚合物溶液性能以及聚合物驱开发效果影响实验研究。结果表明，“胶状物”加入聚合物溶液后，导致聚合物分子聚集态网络结构出现缺陷、部分分子链发生断裂，进而引起聚合物溶液黏度降低、黏弹性变差。与“高分”聚合物溶液相比较，含“胶状物”聚合物溶液在多孔介质内渗流阻力较大，传输运移能力较差。随胶状物注入量增加，聚合物驱采收率增幅呈“先增后减”变化趋势。由此可见，胶状物存在对聚合物驱开发效果存在影响，少量胶状物进入油藏有利于改善聚合物驱开发效果。随油藏非均质性加剧、平均渗透率增加，胶状物对聚驱开发效果影响程度降低。

摘要:与陆地油田相比较，海上平台空间狭小，对聚合物配注设备工艺和聚合物溶解速度提出了更高要求。依据海上油田矿场实际需求，本文针对渤海主要油田油藏地质和流体条件，对“速溶”聚合物产品的溶解性及其聚合物溶液和Cr³⁺凝胶黏度特性、流变性、黏弹性、分子线团尺寸和渗流特性进行了实验研究。结果表明，在渤海主要油田油藏温度和溶剂水矿化度条件下，“速溶”聚合物溶解性优于“高分”聚合物，同时表现出较强的增黏性、流变性和黏弹性。与聚合物溶液中“线性支链状”聚集体相比较，Cr³⁺聚合物凝胶内聚合物分子以“局部网状”聚集体为主，柔性变差，刚性增强，渗流阻力增加。在后续水驱过程中，注入水稀释作用导致滞留岩心孔隙内Cr³⁺聚合物凝胶分子线团尺寸Dh增加，其增加的渗流阻力大于因部分滞留聚合物离开岩心而减小的渗流阻力，这导致Cr³⁺聚合物凝胶注入压力升高，残余阻力系数大于阻力系数，表现出与聚合物溶液不同的渗流特性。

摘要:以正十八醇和表氯醇、二甲胺等合成N-(3-十八烷氧基-2-羟丙基)-N,N-二甲基甜菜碱（JHD-18），并对其表面活性以及与OP-10的复配性能进行了研究。结果表明，JHD-18在25℃的临界胶束浓度500 mg/L，临界表面张力为28.94 mN/m，JHD-18与OP-10 的摩尔比为3:7时，表现出最佳的复配效果，该复配体系的临界胶束浓度为450 mg/L，临界表面张力为20.47 mN/m，并可使油水界面张力降低至超低（10^-3mN/m）数量级。复配体系与地层水配伍性好，抗盐能力较强，当Ca²⁺浓度高达16000 mg/L时，该体系与原油仍可达到超低界面张力(10^-3 mN/m)；在不同渗透率(0.32×10-3~3.14×10-3 μm²)岩心的驱替实验中，水驱后注入 0.3 PV质量浓度为1500 mg/L的复配体系（JHD-18与OP-10 的摩尔比为3:7）最大可提高驱油效率15.72%。

摘要:本文评价了砂岩油藏低浓度双子表面活性剂（0.2%）渗吸提高采收率效果，考察了双子表面活性剂结构和配方对渗吸的影响。将岩心依次经地层水和原油自吸后放入表面活性剂溶液中测定，发现阳离子双子表面活性剂12-3-12不出油；阴离子双子表面活性剂AAAS采收率为37.27%；阴离子双子表面活性剂12-2-12和磺基甜菜碱C14AB复配后的采收率为38.8%；AAAS和月桂醇醚硫酸钠AES复配体系采收率达53.95%；脱水山梨醇单硬脂酸酯聚氧乙烯醚TW-60和AES复配后的采收率为60.2%。TW-60分子中的酯键不稳定，高温下容易水解断裂，因此选用AAAS和AES的基础配方。加碱（偏硼酸钠）配方渗吸采收率达到59.85% ，比无碱配方渗吸采收率高20.17%。室内一维均质岩心流动实验表明，双子表面活性剂渗吸配方比水驱提高采收率29.8%。

摘要:针对塔中402CIII均质段油藏高温高盐高硬度的特点，优选出驱油用表面活性剂BS-12（甜菜碱），优化了使用浓度，考察了乳化、吸附及驱油性能。实验结果表明，在油藏条件下（温度110℃、矿化度11.52×10⁴ mg/L、钙镁离子浓度7654 mg/L），BS-12溶液与地层水有良好的配伍性，质量分数0.03%~0.05%的BS-12溶液与塔中原油间的界面张力为1.5×10^-2~5.2×10^-2 mN/m。110℃老化30 d后的界面张力仍保持在10^-2 mN/m数量级，热稳定性好。0.03%、0.05% BS-12溶液与原油形成的乳状液在放置12 h后趋于稳定，析水率分别为69%和50%，乳状液液滴分布稀疏，直径为0.3~1.0 μm。在水砂比为20:1时，0.05% BS-12在油砂表面的静态吸附量为6.592 mg/g。动态吸附量为4.938 mg/g，动态吸附滞留量为1.411 mg/g。岩心驱替实验表明，注入0.2%、0.3 PV表面活性剂后，采收率增幅可达4.14%。

摘要:结合低渗透油田储层和化学驱油技术特点，考察了双子型表面活性剂驱油剂YC-2 表界面活性、乳化能力及驱油效果。实验结果表明，该驱油剂在浓度为3000mg/L时的表面张力可以达到30mN/m左右，与原油间的界面张力可以达到10^-3mN/m超低数量级，并且对NaCl和CaCl₂ 体现出较强的抗盐能力；表面活性剂YC-2 溶液/原油乳液体系析水快，有利于产出液的破乳。驱油实验结果表明，浓度为3000mg/L的表面活性剂YC-2 溶液在气测渗透率为0.3541× 10-3μm²岩心水驱（采收率50%）基础上可进一步提高采收率15% 以上；该表面活性剂适用于低渗透油层驱油，随着岩心渗透率的提高，表面活性剂驱油效率降低。该驱油剂产品已在延长油田青化砭、瓦窑堡、青平川等采油厂应用，取得了显著的驱油效果。

摘要:通过对活性聚合物APA-1的界面活性、乳化能力、抗剪切能力、黏弹性和驱油能力等方面的测试，探索了二元驱后应用活性聚合物APA-1进一步提高原油采收率的可行性。结果表明，活性聚合物具有比普通高相对分子质量（2500万）聚合物BH更高的增黏特性和抗钙镁离子能力，乳化增油能力更为突出，浓度为1000 mg/L的活性聚合物溶液在存放30 d后的黏度可达220 mPa·s；在钙镁离子浓度为190 mg/L时，浓度为1500 mg/L的活性聚合物溶液的黏度仍有80 mPa·s；浓度1000~1200 mg/L的活性聚合物乳化体系在放置6 h后与油完全乳化，没有水析出，性能明显优于单纯聚合物体系和二元驱体系。室内岩心驱替实验结果表明，二元驱油体系在岩心渗流过程中出现乳化的时机较早，与其相比，活性聚合物驱油体系具有显著的后程乳化特征。在二元驱的基础上，能进一步提高采收率5%~10%。

摘要:通过室内物理模型驱油实验研究了阴- 非离子型表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠（AES ）/疏水缔合聚丙烯酰胺（APP 5）复合体系的稠油采收率，并与AES/部分水解聚丙烯酰胺（SNF ）复合体系进行了比较。结果表明：在1.2 g/L SNF、1.2 g/L APP5、2.0 g/L AES、50℃条件下，模拟地层水、SNF 、APP 5、SNF/AES和APP 5/AES 的最终采收率分别为50.1% 、60.0% 、61.2% 、64.9% 和70.7% ，APP 5/AES 复合体系的稠油采收率最大。AES 体系与所用稠油不能产生超低界面张力，加入0.1 g/L APP5 或SNF后，APP 5/AES、SNF/AES复合体系的最低界面张力也未能得到改善，分别为1.40mN/m和1.43mN/m。AES 加量为2.0 g/L 时，复合体系的黏度高于单一聚合物体系，APP 5/AES 复合体系黏度最大。在50℃、7.34s^-1下，1.6 g/L APP5/2.0 g/L AES 的黏度为32.42mPa· s 。通过界面张力和黏度测定分析发现：与范德华相互作用相比，分子间疏水作用对增强APP 5/AES 复合体系的黏度贡献更大。APP 5/AES 复合体系提高稠油采收率主要是通过提高体相黏度，降低油水流度比，而非降低油水界面张力。

摘要:三元复合驱过程中，碱（A）、表面活性剂（S）和聚合物（P）与储层岩石和原油发生物理化学作用，造成部分化学剂损失，使驱油体系到达油层深部后性能大幅度降低。本文检测了三元复合体系与大庆油田一厂、四厂和六厂原油作用后，水相中碱、表面活性剂和聚合物的含量。结果表明，仅有表面活性剂和碱可以与原油作用，其中表面活性剂的分配系数为0.2 率0.3，且表面活性剂在油相中的溶解是可逆的，水洗后油相中20% 率30% 的表面活性剂会转移到水相中。采油六厂原油中表面活性剂和碱的分配系数较大。与一厂和四厂相比，六厂原油主峰碳为C23，重质组分含量较高，碳链分布范围较广，表面活性剂更易溶解到油相中去。随油水比和搅拌作用时间增加，表面活性剂在油相中分配系数增大。在相同搅拌时间下，表面活性剂在原油中的分配系数从大到小依次为：“ A/S”二元体系、表面活性剂溶液、“ A/S/P”三元体系、“ S/P”二元体系。

摘要:本文分析了高浓度三元复合驱增油效果的影响因素和经济效益。结果表明，在驱油剂费用相同时，0.12%高分聚合物驱、0.3%非离子表面活性剂/0.25%超高分聚合物二元复合驱、1.2%碱/0.3%磺酸盐/0.25%超高分聚合物三元复合驱的采收率增幅分别为19.6%、15.9%、13.7%。在高浓度三元复合体系黏度相同的条件下，体系界面张力由8.10×10^-1降至5.73×10^-3 mN/m，采收率增幅由23.4%增至27.7%。当三元复合驱黏度由36.8增至134.4 mPa·s时，采收率增幅由18.5%增至32.9%；当段塞尺寸由0.095增至0.475 PV时，采收率增幅由15.6%增至30.7%，但采收率增幅差值逐渐减小。在药剂费用相同的条件下，“聚合物前置段塞+三元主段塞+三元副段塞+聚合物保护段塞”组合的采收率增幅较大（33.8%）。从技术和经济效益方面考虑，推荐三元复合体系聚合物浓度范围为0.2%～0.25%，段塞尺寸为0.380～0.475 PV。对于非均质比较严重的油藏，与驱油剂洗油作用相比，其扩大波及体积作用对采收率的贡献较大。

摘要:针对大庆油田萨中区块的储层矿物组成，开展了高岭石、伊利石、绿泥石、长石、石英五种矿物在ASP 三元复合体系中和在单一氢氧化钠溶液中的静态碱耗实验研究，分别给出了五种矿物在ASP 三元复合体系中和在单一氢氧化钠溶液中碱耗规律，并进行了对比分析。研究表明，聚合物和表面活性剂对储层矿物碱耗有抑制作用，在ASP 三元复合体系中与在单一氢氧化钠溶液中相比，储层矿物碱耗量明显降低；在单一氢氧化钠溶液中黏土矿物和骨架矿物的碱耗方式均以化学反应碱耗为主，而在ASP 三元复合体系中黏土矿物碱耗方式以物理吸附碱耗为主，骨架矿物碱耗方式以化学反应碱耗为主。

摘要:从胜利油田渤61原油中分离得到胶质和沥青质，通过滴外形分析方法研究了两种原油组分模拟油（质量分数0.5%，由航空煤油配制）与乙醇胺溶液间的界面张力及界面扩张流变性质。结果表明，乙醇胺与胶质中脂肪酸反应，形成脂肪酸和皂的混合吸附膜，有利于界面张力的降低，但对界面扩张模量影响不大。乙醇胺与沥青质中芳香酸的反应能促进芳香酸的吸附，降低界面张力，同时增加膜强度；但随着乙醇胺浓度的进一步增大，芳香酸皂扩散交换作用对界面膜的影响增强，界面膜黏性部分增加，膜强度有所降低。

摘要:通过静态观察实验及岩心动态流动实验，考察了煤粉在不同表面活性剂溶液中的分散情况，以及煤岩与不同表面活性剂接触后的临界流速和速敏指数。所用的阳离子表面活性剂为十八烷基三甲基氯化铵（1831），阴离子表面活性剂为十烷基二苯醚二磺酸钠(Dowfax 3B2)、十二烷基硫酸钠和磺基脂肪酸甲酯钠盐（MES）。静态观察实验结果表明，煤粉在地层水中的分散性较弱，在表面活性剂溶液中更易分散，且阴离子表面活性剂比阳离子表面活性剂的分散性强。煤粉充填压实岩心流动实验结果表明，不加表面活性剂时的临界流速为0.25 mL/min，速敏指数为0.45；加入0.5% Dowfax 3B2、MES和1831后的临界流速分别为0.25、0.25和0.5 mL/min，速敏指数分别为0.58、0.60和0.48；加入1% Dowfax 3B2和1831后的临界流速分别为0.1和0.5 mL/min，速敏指数分别为0.57和0.48。阴离子表面活性剂对岩心的伤害程度大于阳离子表面活性剂。

摘要:配制长庆北三区聚表二元驱模拟采出液，其中聚丙烯酰胺1000 mg/L、甜菜碱表面活性剂1667 mg/L，含水率10%~50%。在30%含水率模拟采出液、脱水温度55℃、破乳剂加量100 mg/L、脱水时间40 min条件下进行破乳脱水实验，从28种破乳剂中筛选出破乳效果较好的KL-9、KL-10、KL-14磺酸盐型水溶性破乳剂。在破乳剂加量为50 mg/L时，KL-14在45、50、55℃的脱水率分别为92.6%、97.8%和99.9%，均大于KL-9、KL-10，脱水效果最好。在10%、50%含水率模拟采出液中也得到类似的结果。因此，针对10%~50%含水率模拟采出液，最佳破乳剂为KL-14。破乳温度升高，相同破乳剂加量下的脱水率增加；KL-14破乳剂加量增大，相同温度下的脱水率增加；随脱水时间延长，脱水率增大并逐渐稳定。最佳破乳条件为：脱水温度50~55℃、破乳剂加量100 mg/L、脱水时间30 min。

摘要:针对河南油田超稠油黏度高，流动性差，开采和输送困难等现状，本文展开对河南油田超稠油的乳化降黏研究。得到优化的复合降黏剂F2配方，其中，乳化降黏剂主剂RA-1、稳定剂聚丙烯酰胺、助剂碱质量比为1:0.25:0.36，在F2总加剂量为0.483%（占原油乳状液的质量百分率），乳化温度70℃，油水质量比为7:3下，可以制得均匀、稳定的O/W型超稠油乳状液，超稠油的黏度由240 Pa·s（50℃）降到其乳状液的42.8 mPa·s（50℃），降黏率高达99.98%。文中同时对降黏机理进行了探讨。

摘要:锦州9-3 油田二元复合驱产出表面活性剂缺乏快速、准确的定量检测方法。显色剂硫酸氰钴铵与非/阴离子型表面活性剂HDS生成蓝色络合物，其颜色深浅与HDS的浓度成线性关系，因而可通过分光光度法确定HDS的浓度。通过室内实验对检测方法进行优化，得到最佳测试条件：测定波长322 nm，1 L 显色剂溶液中含620 g 硫氰酸铵与280 g 六水合硝酸钴，萃取剂苯的加量15mL ，显色剂反应时间25min，萃取静置时间60min，离心条件为2000r/min 下离心20min。标准曲线拟合方程为y=0.0011 x ，相关系数0.9973，对实际样品测试的相对偏差绝对值小于5 ﹪。该方法具有简单、快速、准确的特点，有望应用于海上油田表面活性剂浓度的快速测定。

摘要:本文研究了以酸性铬蓝K（ACBK）和萘酚绿B（NGB）的混合指示剂K-B为显色剂，利用722紫外可见分光光度计测定部分水解聚丙烯酰胺溶液中Ca²⁺、Mg²⁺总浓度的方法，确定了最佳的测定条件。结果表明，在波长为472 nm下测定吸光度，ACBK与NGB的质量比为1:2，加入含Ca²⁺、Mg²⁺ 的混合盐溶液、K-B混合显色剂、pH=10的NH₃-NH₄Cl缓冲溶液体积比依次为1:3:8，Ca²⁺、Mg²⁺总浓度为0~32 mg/L时，绘制的标准曲线服从朗伯-比尔定律，浓度与吸光度的线性拟合方程为A=0.30124+0.01001c_m，测定结果平均误差不大于±0.9%。

摘要:本文对聚合物水溶液在通过多孔滤膜时的流动行为进行了数学分析，进而建立了一套在恒压模式下聚合物溶液通过多孔滤膜时的流动曲线分析方法，得到了聚合物水溶液中≥滤膜微孔可封堵尺度的不溶凝胶含量，可以有效评价聚合物溶液的溶解性和溶液的均匀性。与传统的过滤因子测试方法相比，该方法获得的参数与溶液的均匀性和滤膜孔径相关，排除了其他测量条件的影响，同时有更高效的测试效率。对于三次采油中大量使用的驱油剂聚丙烯酰胺，本文设计的方法能有效评价其中不溶凝胶含量。通过该方法计算也可以得到过滤因子与对应的不溶凝胶含量的关系曲线，计算发现，驱油剂用聚丙烯酰胺的通用行业标准中的过滤因子1.5对应溶液中的不溶凝胶含量应在0.4%左右。

摘要:选择与渗透率相匹配的聚合物相对分子质量是低渗透油藏聚合物驱提高采收率技术的关键。本文综述了目前国内外低渗透油藏驱油用聚合物相对分子质量的确定方法，指出选择与渗透率相匹配的聚合物相对分子质量时需综合考虑注入性能、不可及孔隙体积、油藏地质条件等因素。低渗透油藏单独聚合物驱采收率增幅不大，建议与其他化学剂复配使用。