摘要:研究了降失水剂、抑制剂及包被剂的加入顺序对钾胺基聚磺钻井液流变性、滤失造壁性及抑制性能的影响，得到钻井液处理剂加料的最佳顺序为：降失水剂、30%包被剂、抑制剂、70%包被剂。该配方的表观黏度(AV)为41 mPa·s，API滤失量(FL(API))为3.7 mL，动塑比为0.31，页岩滚动回收率为93.48%，线性膨胀率为14.3%。利用激光散射粒度分析仪，分析了不同加料顺序影响钻井液性能的作用机理。结果表明：先加抑制剂钻井液体系的AV约为25 mPa·s，FL(API)为6.4~7.0 mL，大颗粒含量较高，体系粒径过大，不利于形成致密滤饼，滤失造壁性能较差；先加包被剂钻井液体系的AV为36.0~39.5 mPa·s，FL(API)为5.1~5.5 mL，较大与较小粒径颗粒均较少，滤失造壁性能较差；先加降失水剂钻井液体系的AV为35.0~42.5 mPa·s，FL(API)为3.6~4.2 mL，粒径分布较宽，在几微米至一千余微米之间，且呈多峰分布，有利于黏土颗粒的有效堆积从而形成致密滤饼，滤失造壁性能与流变性能均较好。图6表3参11

摘要:理想充填保护油气层技术是根据d₉₀（累积粒度分布曲线中累积体积分数为90%的颗粒直径）规则，通过综合考虑整个地层孔喉尺寸，借助于理想充填软件优选出与地层孔喉相匹配的一组完整的暂堵剂粒径分布序列，可实现对孔喉的有效暂堵和保护。根据吐哈油田各重点区块的储层特性，应用理想充填油气层保护技术，对丘陵﹑温米和鄯善等近十二个重点区块的钻井液暂堵方案进行了优化设计。通过使用自主开发的理想充填暂堵软件，将1000目、600目、100目3种CaCO3暂堵剂按质量比2:13:5复配，可使钻井液颗粒的d₉₀（110.92 μm）大于储层的最大孔喉尺寸（d_max=80.33 μm），可有效封堵储层中各种尺寸的孔喉。复配暂堵剂加量为3%时，钻井液流变参数变化较小，滤失量降低，储层岩心的渗透率恢复值可从30%左右增至80%以上，储层保护效果较好。该技术在吐哈油田20口井进行了现场应用，实验井日产液量较邻井提高45%以上，平均含水率18%。图2表8参12

摘要:本文分别对不同长度水镁石纤维油井水泥浆的流动性、API失水量、沉降稳定性进行了测试和分析；并讨论了纤维分散方式、加量范围、水泥石抗压强度、抗折强度、劈裂抗拉强度以及微观结构。结果表明，水镁石纤维能显著降低水泥浆体系流动性、使API失水量下降45%~50%，对水泥浆沉降稳定性的影响很小。水镁石纤维能显著提高水泥石的力学性能，水浴养护14 d后，3%纤维加量下的水泥石抗压强度提高16.2%，5%纤维加量下的水泥石抗折强度提高48.8%，8%纤维加量下的水泥石劈裂抗拉强度提高41.4%。通过机械剪切力和超声作用预分散处理后，水镁石纤维成细丝状均匀分布在水泥石中，能有效提高水泥石密实度和限制微裂纹发生与扩展。纤维的加入使得水泥石力学性能增益比显著增大，5%纤维加量水泥石的拉压比与空白试样相比提高27.5%，使得水泥石脆性得到较大改善。但高加量下水镁石纤维难分散、易团结，水镁石主要起填充作用，水泥石强度仍能得到一定的增加。图16表5参16

摘要:研究了以疏水缔合聚合物GRF-1H为稠化剂的非交联缔合结构压裂液基液与疏水尾基碳原子个数分别为6、10、14的新型非离子表面活性剂（GS-1、GS-2、GS-3）复配后体系表观黏度的变化规律，优选出了适用于该压裂液的增黏辅剂GS-3；确定了该辅剂的最佳浓度及适用温度范围；评价了其对压裂液基液黏性及黏弹性的影响。实验结果表明，加入微量（0.03%～0.05%）GS-3即可大幅提升基液表观黏度，其最佳浓度为体系峰值表观黏度对应的浓度，适用温度范围为30～90℃；在测试浓度范围内，随GS-3浓度增加，体系表观黏度先增大后减小，变化趋势符合Biggs三阶段模型；温度从30℃增至120℃时，体系表观黏度先增大后减小，63℃下的增黏率最大（168%）；GS-3还可大幅提升基液黏弹性，储能模量可提升1～10倍；使用GS-3作为增黏辅剂，可达到降低压裂液稠化剂用量的目的。图7参14

摘要:开发出一种新型蠕虫状胶束与缔合聚丙烯酰胺共聚物的超分子结构压裂液体系，研究了耐温耐剪切性、剪切回复性、黏弹性、破胶性、悬砂性以及对支撑剂的导流性能。该复合压裂液（1%黏弹性表面活性剂VES-M+0.15%共聚物VES-G）在100 s^-1、90℃下剪切120 min后的黏度为60 mPa·s，流变性较好。剪切速率从40 s^-1增至1000 s^-1再恢复到40 s^-1，压裂液黏度迅速降低并快速恢复，抗剪切性较好。60℃下的频率扫描结果表明，从0.1 rad/s的低频到100 rad/s的高频，压裂液储能模量均大于损耗模量，黏弹性较好。80℃时单颗粒陶粒在不同水配制的压裂液中的沉降速率为0.038~0.054 mm/s，悬砂性较好。加入0.3%氧化类破胶剂30 min后的破胶液黏度为4 mPa·s，表面张力为27.6 mN/m，破胶后残渣为10 mg/L。其导流能力保持率为90%，导流性较好。图5表3参13

摘要:本文以渤海SZ36-1油田油藏地质特征和流体性质为研究对象，以黏度和采收率为评价指标，开展了调驱剂、封窜剂和冷采剂筛选和基本性能评价，进行了调驱、封窜、冷采以及“调驱剂+冷采剂”和“封窜剂+冷采剂”段塞组合措施增油效果物理模拟。结果表明，封窜剂（改性淀粉类，主剂浓度80000 g/L，辅剂浓度 2150 mg/L）较调驱剂（Cr³⁺聚合物凝胶，聚合物浓度4000 mg/L，聚合物与Cr³⁺质量比为180:1）具有良好的抗稀释和抗剪切性，按油水体积比1:5将冷采剂与原油混合后会形成油内相、水外相(O/W)乳状液，促使原油黏度降低（黏度为540 mPa·s的模拟原油经冷采剂乳化后的黏度降为3.4 mPa·s），渗流阻力减小。随岩心非均质性增强，水驱采收率减小，“调驱剂+冷采剂”和“封窜剂+冷采剂”段塞组合措施的增油效果提高，两个措施间采收率增幅差值增加，表明封窜剂转向作用效果增强，促使后续冷采剂更多地转向进入中低渗透层，原油降黏范围增加，作用效果增强。在高、中、低渗透率分别为6000×10^-3μm2、2000×10^-3μm2、200×10^-3μm2的非均质岩心上，单独调驱、封窜和冷采、“调驱剂+冷采剂”和“封窜剂+冷采剂”段塞措施的提高采收率分别为25.5%、33.9%、6.1%、30.4%、39.9%，“封窜剂+冷采剂”复合段塞的液流转向效果较好，采收率增幅较大。

摘要:弱凝胶运移封堵能力的强弱是决定其能否实现深部调剖的关键因素之一。本文通过多测压点填砂模型中的封堵性能评价实验，研究了弱凝胶（酚醛交联部分水解聚丙烯酰胺体系）对高渗通道的运移封堵特征。结果表明，封堵能力较强体系应以残余阻力系数（F_rr）为评价指标，封堵能力较弱体系应以渗透率封堵率（E）为评价指标。动态成胶状态对弱凝胶封堵能力影响较小，为了最大限度的实现深部调剖，凝胶溶液注入后可连续地进行后续注水而无需候凝。弱凝胶能通过自身运移对模型未注胶部位形成良好封堵。注胶深度为4.2 m、注入体积为2.0 PV时，其能在0~8.5 m形成较强封堵（E≥96.3%、F_rr=27.0~385.7），在8.5~25.8 m形成部分封堵（3.0%≤E≤76.7%、F_rr=1.0~4.3），在25.8~32.0 m则无封堵。与注胶部位相比，弱凝胶对未注胶部位的封堵能力显著降低。多孔介质的剪切作用导致弱凝胶黏度和粒度大幅减小，使其封堵能力随运移距离的增大而显著降低。图8表1参12

摘要:采用原位交联一步法，以含酰胺键的H-2单体和含羟基官能团的H-1大分子为主要原料，合成三维方向全互穿的耐高温高分子材料HTP。红外光谱数据表明，在HTP中同时存在H-1交联键的特征官能团和交联的H-2特征官能团，H-1交联反应和H-2聚合交联反应可以同时发生。电子显微镜照片证实了HTP的全互穿交联结构，交联反应后，HTP结构发生明显变化，纤维尺寸明显缩小。该材料抗拉伸，分散稳定性好，遇水体积膨胀，常温1.5 h内达到最大体膨倍数1.69。在90、120、140℃下用地层水浸泡130 d后，HTP体积缩小率分别为1.57%、3.24%和6.82%。图5表1参15

摘要:针对裂缝性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，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸钠为共聚单体，以过硫酸铵引发剂，N，N-亚甲基双丙烯酰胺为化学交联剂，锂皂石为物理交联剂， Span80和Tween80为复合乳化剂，环己烷为油相，采用反相乳液聚合合成了一种耐温耐盐耐剪切的超细聚合物微球，并对其静态性能、封堵性能和提高采收率性能进行了评价。结果表明：超细聚合物微球为圆度很好的球形微米颗粒，初始平均粒径为8.5μm，膨胀性能良好，在20℃的模拟地层水中吸水48h后粒径能达到初始粒径的8倍左右。该微球具有较好的耐温、耐盐和耐剪切性能，平均封堵率为88.39%，平均提高采收率21.37%。长庆油田H392区块S井的矿场试验表明：调驱后注水井注入压力升高，井组含水率由93.5%下降至74.2%，产油量增加125%。图8表5参12

摘要:薄层底水油藏确定油水界面位置困难，射孔完成法建立底水隔板存在技术限制，而冻胶泡沫兼具冻胶和泡沫的双重作用，选择性好、封堵能力强，控制该类油藏底水锥进问题具有优势。室内实验通过黏度法和改进的Ross-Miles方法对冻胶泡沫体系进行了优选，得到了体系的优化配方为：0.2%聚合物LA100+0.4%有机铬交联剂FH-7+0.25%表面活性剂SDS+N2。体系性能评价结果表明，随反应时间延长（0~24 h），体系黏度由11.6逐渐增至200.0 mPa·s，泡沫综合值由2838.0增至11899.0 mL·min。随着冻胶逐渐成冻，冻胶泡沫稳定性逐渐增强。体系的注入压力高，阻力系数超过6.0。封堵能力强，封堵率超过93.8%；选择性优于冻胶，可智能识别高渗通道。玻璃填砂可视化物理模拟表明，在生产井的近井地带，冻胶泡沫优先进入水锥入侵通道和底水层，形成稳定的底水隔板，扩大底水波及体积，采收率增值为32.6%。图6表7参13

摘要:分别用梳形聚合物(M=2300×10⁴)和普通聚合物(M=2200×10⁴)配制梳形聚合物凝胶和普通聚合物凝胶，对比了两种凝胶的成胶特性、流变参数、微观结构和驱替效果。结果表明，两种凝胶的成胶间均为24 h，30℃下老化30 d后，普通聚合物凝胶和梳形聚合物凝胶的体积缩小率分别为1.2%和0.9%，热稳定性良好。成胶前，梳形聚合物凝胶的假塑性和增稠性高于普通聚合物凝胶；成胶后，梳形聚合物凝胶的弹性高于普通聚合物凝胶，且微观结构密实。岩心经梳形聚合物凝胶和普通聚合物凝胶封堵后，水驱采收率增幅分别为24.61%和21.64%，梳形聚合物凝胶的增油效果较好。图4表4参13

摘要:本文通过岩心流动实验和理论计算，并结合实际生产情况，研究了注入井井底滤饼对注入压力和注水量的影响。结果表明，“等效渗透率”理论适用于计算井底滤饼对不同储层的伤害程度。实验测得120 mL 5%、150 mL 30%硅藻土形成滤饼的厚度分别为0.35、2.51 cm，滤饼渗透率分别为4.2×10^-3、0.3×10^-3 mm2。滤饼渗透率为0.3×10^-3 mm2时，滤饼对低渗透储层的渗透性影响较小，对中高渗和高渗储层的伤害非常严重，储层渗透率越大伤害率越高；当储层渗透率为50×10^-3、100×10^-3 mm2时，储层渗透率伤害率分别为29.0%、45.3%。滤饼渗透率为4.2×10^-3 mm2时，滤饼对不同储层的渗透性几乎没有影响。低渗透储层井底滤饼的形成会引起注水压力的升高；但注水井的注水量随滤饼厚度的增加变化较小。图3表4参10

摘要:为了评价超临界CO₂注入对绥中36-1油田疏松砂岩储层物性的影响，利用改进的实验装置在地层条件下测试了岩心在注气前后的孔隙度和渗透率。结果表明：在接触反应后，储层的孔隙度、气测渗透率和液测渗透率均降低。含气饱和度为30%、50%岩心的孔隙度分别由平均值55.36%、54.84%降至55.15%、54.59%，变化率分别为-0.4%、-0.5%；其气测渗透率分别由平均值5.019、5.060 μm²降至4.925、4.952 μm²，变化率分别为-1.9%、-2.1%；其液测渗透率分别由平均值2.417、2.426 μm²降至2.289、2.291 μm²，变化率分别为-5.3%、-5.6%。在地层条件下，溶蚀产物由于CO2分压的降低生成了碳酸盐沉淀。初始孔隙度和渗透率越大，储层物性降幅越小；含气饱和度对储层物性的影响不明显。图7表5参20

摘要:利用Waring Blender方法对低张力起泡剂DLF在高温、高矿化度条件下的起泡能力和稳定性等静态性能进行了评价，并在此基础上通过一维岩心封堵实验研究了DLF低张力泡沫体系在高温、高矿化条件下的动态封堵调剖性能。实验结果表明，DLF低张力泡沫体系具有很好的耐温抗老化性能，该体系在80℃左右具有最佳的静态起泡性能和动态封堵调剖能力，且在温度达到180℃时，DLF低张力泡沫阻力因子值仍可达到18左右；同时，该体系具有很好的动静态抗盐能力，并对Ca²⁺和Mg²⁺均具有一定的适应性，其敏感程度由强到弱依次为：Mg²⁺（40 mg/L）、Ca²⁺（600 mg/L）和Na⁺（28000 mg/L）。图7参15

摘要:采用布氏黏度计、ULA转子，在30℃、77 r/min（85.6 s^-1）下测定并计算了4种聚合物特性黏数[η]，并与乌氏法进行对比，分别计算了两种方法测定结果的标准不确定度。结果表明，布氏法操作简便，省时省力，提高工效4～5倍以上，且测量误差相对较小。布氏法和乌氏法R2标准偏差分别为0.6261%～1.4750%和3.3980%～4.9860%，[η]标准偏差分别为23.2579%～27.6825%和30.2660%～101.2736%，布氏法中[η]与R²标准不确定度均低于乌氏法，且二者R²标准不确定度相差1个数量级。布氏法测定精度高于乌氏法，平均测定精度达到0.8775%，克服了乌氏法测量范围与适用聚合物种类较窄的局限性，适用于测定中高相对分子质量普通聚合物、抗盐聚合物和疏水缔合聚合物的特性黏数，可以在石油行业推广应用。图5表3参12

摘要:采用光散射技术研究了无机离子对疏水缔合聚合物S308分子尺寸的影响，探索了疏水缔合聚合物S308分子尺寸随聚合物浓度、溶液矿化度的变化，同时利用流变技术表征了S308在盐溶液中的流变性。结果表明，分别用1 mol/L 的NaCl、KCl、NH₄Cl盐溶液和0.01 mol/L的CaCl₂ 溶液配制浓度为0.05 g/L的聚合物溶液,在不同阳离子对应聚合物溶液中聚合物分子尺寸按大小排序为：R_h（Ca²⁺）< R_h（K⁺）≈ R_h（NH⁴⁺）< R_h（Na⁺），说明不同阳离子对聚合物分子尺寸的影响程度排序为Ca²⁺>K⁺≈NH⁴⁺>Na⁺。固定溶液中Na⁺含量为1 mol/L,分别采用NaCl、Na₂CO₃、Na₂SO₄盐溶液配制浓度为0.05 g/L的S308溶液，在NaCl溶液中的聚合物R_h仅为217 nm，而在Na₂CO₃和Na₂SO₄溶液聚合物R_h分别为277 nm和238 nm，说明在阳离子种类、含量相同时，相对于一价阴离子溶液，在高价阴离子溶液中聚合物的分子尺寸相对较大。在不同一价盐溶液中，溶液的表观黏度基本随分子尺寸变大而逐步提高。另外，随矿化度升高，S308的分子尺寸先上升后下降，均方回旋半径与流体力学半径的比值R_g/R_h逐渐减小，说明其分子构型逐渐卷曲。表3图4参18

摘要:以大港油田港西三区储层和流体为实验对象，开展了聚合物浓度对聚合物溶液渗流特性的影响研究及其作用机理分析。结果表明，在聚合物浓度相同时，随岩心渗透率增加，阻力系数（FR）和残余阻力系数（FRR）减小；在岩心渗透率一定时，随聚合物浓度增加，FR和FRR增大。当聚合物质量浓度从400 增至1600 mg/L 时，FR和FRR增幅降低；当聚合物浓度从1600 增至2500 mg/L时，FR和FRR增幅增大；当聚合物浓度超过2500 mg/L后，FR和FRR增幅再次降低。推荐港西三区高浓度聚合物驱聚合物浓度上限为2500 mg/L。剪切作用导致聚合物溶液中部分聚合物分子链发生断裂，网状结构遭到损坏，包裹水分子能力下降，宏观上表现出增黏能力降低和渗流阻力减小。聚合物质量浓度由50 增至400 mg/L，分子线团尺寸（d）先降低后增加，在200 mg/L时达到最低值245.3 nm；聚合物分子线团尺寸分布也呈现先发散后集中的变化趋势。图10 表3 参16

摘要:通过乳化能力、油水界面张力测定优选出适合胜坨高温高盐油藏的碱/表面活性剂自发乳化体系，并通过驱油实验考察了自发乳化体系的驱油效果。结果表明，在2 g/L NaOH+2 g/L Na2CO3复合碱溶液中加入0.5 g/L表面活性剂B4，可使油/水界面张力达到超低，有助于油滴在界面扰动作用下发生自发乳化，形成乳状液。乳化体系在多孔介质的剪切作用下将油滴乳化，依靠乳滴在孔喉处聚并产生的贾敏效应，有效地降低了水油流度比，提高了波及系数和采收率。乳状液液滴的夹带作用可使油滴被驱替液携带着通过地层，提高洗油效率。但乳化夹带作用提高采收率和驱替压力的幅度不如乳化捕集作用显著。最佳的自乳化体系配方为：2 g/L B4+2 g/L NaOH+2 g/LNa₂CO₃，自发乳化驱采收率在水驱基础上可提高21.5%，采收率并未随着填砂管长度的延长而降低。图9表1参15

摘要:将石油磺酸盐产品中未磺化油分离后进行氧化、皂化反应，表面活性剂产率提高25%以上，得到的石油羧酸盐与石油磺酸盐产品进行复配，在Na₂CO₃含量6数12 g/L 及复配表面活性剂含量1数3 g/L 的范围内，复配体系与大庆原油间可以形成超低界面张力。考虑到石油磺酸盐产品在分离未磺化油后活性会下降，又进行了将含有未磺化油的石油磺酸盐产品直接氧化的研究，得到石油羧酸盐和石油磺酸盐的混合产物，活性物含量提高8%以上，未反应油含量降低10%左右，氧化后界面活性得到保持或略有改善。用氧化后的产物配成的三元复合体系具有很好的界面活性长期稳定性，在6 个月的贮存测试期间均保持了初始时10^-4mN/m 数量级的超低界面张力。图1 表6 参14

摘要:利用微生物驱后油田采出液中的有益菌群，在室内开展了微生物驱采出液地面增殖技术研究。该方法可使回注的采出液菌数由6.4×10⁵个/mL增至3.6×10⁸/mL；采出液中的有益菌群烃氧化菌、发酵菌、反硝化菌菌数增加3率4 个数量级，有害菌硫酸盐还原菌菌数降低1 个数量级；向微生物驱采出液中添加营养剂和油田混合油，乳化液表面张力降低35.4%，原油黏度降低43.0%。通过整体提高注入液菌数，可使采出液菌数增至10⁷个/mL，采收率在原微生物驱的基础上增加10.67 百分点。利用现场污水处理流程中的处理容器开展了现场试验，措施后回注采出液菌数提高到5.8×10⁸个/mL，采出液菌数达到3.0×10⁶个/mL，阶段累计增油2.005 万吨，投入产出比为1∶3.2。图4 表2 参14

摘要:通过对埕北稠油进行近临界水改质模拟实验，优选了最佳反应条件，分析了稠油改质前后的烃族组成和结构，对比了普通水热改质、近临界水改质与近临界水催化改质的降黏效果。实验结果表明：由于水在近临界条件下具有近临界流体、溶剂化和催化供氢等效应，在油水质量比8∶2、反应温度260℃、反应压力6 MPa和反应时间24 h 的条件下，稠油近临界水改质降黏率达到21.40%，稠油沥青质含量下降56.46%，红外光谱图显示改质前后稠油发生明显的C—S键断裂。将反应压力降至3 MPa，在非近临界条件下对稠油进行普通改质，稠油黏度下降7.98%；加入0.1%的催化剂，对稠油进行近临界水催化改质，稠油黏度下降51.27%。从降黏效果比较，近临界水催化改质>近临界水改质>普通改质。图1 表6 参12

摘要:模拟海上绥中36-1 油田油层条件，进行了聚合物驱后二元复合驱注入时机、注入方式的优化实验研究。聚合物驱后在不同注入时机（直接转注、含水最低点、含水70%和含水95%时）转注二元复合体系，最终采收率分别为75.36%、73.32%、71.22%和68.61%，直接转注二元驱的采收率最高（42.61%）。在相同水驱条件下，以不同注入方式注入二元复合体系后发现，注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果优于注入0.05 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系+0.05 PV聚合物和0.1 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系。但注入方式的改变对最终采收率的影响较小，以聚合物做保护段塞更有利于控制工业化成本。在相同段塞聚合物用量条件下，用前后保护段塞的效果好于单一前置段塞。在等经济的条件下，聚合物驱后进行0.3 PV二元复合驱可提高原油采收率19.05%，比等价的0.7 PV聚合物驱采收率高1.61%，使油田开发的整体效益最大化。图2 表3参13

摘要:针对稠油黏度高，单纯聚合物驱亲和原油能力差，驱替携带效率低，提高采收率程度低等问题，本文采用新型聚合物型降黏剂RH327 对海上S油田稠油进行降黏实验，评价了其乳化浓度、乳化类型、聚集形态、界面活性、润湿性、稳定性、静动态吸附能力等性能，在此基础上通过物理模拟驱油实验，形成可有效提高原油采收率的聚合物型降黏剂驱油体系。结果表明，降黏剂RH327 在油藏环境条件下，在较低浓度下即具有较强乳化活性和界面活性，浓度1.2 g/L、油水比为50∶50 时对稠油的降黏率达94.7%；同时具有较快的乳化速度和较强的稳定性，乳化速度为0.17 mL/min；RH327 在油砂和岩心中吸附量较小，RH327 在较高浓度（2.0g/L）下的油砂的静态吸附量仅为3.4 mg/g，浓度为1.6 g/L 的RH327 溶液在注入2.5 PV时渗透率为2756.15×10^-3 μm²的人造岩心达到饱和吸附，饱和吸附量为160 ug/g 左右；物理模拟驱油实验结果表明，在保证主体降黏剂段塞在0.3 PV条件下，前后用聚合物段塞（两亲丙烯酰胺聚合物ICGN，使用浓度1750 mg/L，0.06 PV）进行保护，可在水驱（35.72%）基础上提高采收率17.3%，在S油田高含水阶段具有较好的应用前景。图6 表3 参18

摘要:采用基于多重光散射技术的Turbiscan Lab 稳定性分析仪，分析了加入咪唑啉类（a）、醇胺类（b）和苯并三氮唑衍生物类（c）三种缓蚀剂的油水两相乳状液中液滴的运动行为，得到了背散射光强度的变化曲线。根据相关规范所定稳定性与乳化倾向关系，从微观和宏观分析了造成三种缓蚀剂产生乳化倾向的原因。结果表明，在10min 和60 min 时，试样b 出水多，油水界面分层明显。0数10 min 内，a、b 和c 试样中分散相液体粒子的平均速率分别为130.055、1385.460 和101.501 μm/min，粒径为39.3、128.0 和34.7 μm。用Turbiscan Easysoft 软件计算得到60 min 时a、b 和c 试样的稳定性指数分别为11.80、15.65 和11.74。试样c 中出水量小，微小液滴的平均速率和粒径都较小，不易于油相聚集上浮和水相的沉降，稳定性较好，对应的乳化倾向最大；b 组油水两相分离速度较快，出水量大，背散射光变化量较大，乳化倾向最小。图11 参22

摘要:生物膜（Biofilm）是在相对封闭水环境体系中形成的一层微生物膜。本文研究了在史深100 污水生物膜生成过程中水质细菌量、化学需氧量（CODcr）、硫化物含量、悬浮物含量等的变化，进而探讨了生物膜的形成对水质的变化影响规律。研究结果表明，随培养时间的延长，史深100 污水细菌菌量、CODcr 值、硫化物含量、悬浮物含量均有先增大后减小的变化趋势，而水质中Fe²⁺含量则近似呈逐渐增大趋势，表明了史深100 污水腐蚀、结垢主要是由于史深100 污水中生物繁殖发育，生物膜的形成导致史深100 污水在注水过程中水质不稳定，腐蚀、结垢严重。图1 表4 参14

摘要:油田注水系统管网的腐蚀是油田生产过程中一直难以有效解决的难题。引起腐蚀的因素有物理因素、化学因素和生物因素等。为了揭示油田污水诸多影响因素与腐蚀的相关性，本研究对胜利油田55 个不同的污水站污水理化性质进行全面系统的分析，并应用SPSS程序分析了污水中物理、化学和生物因素与腐蚀的相关性。结 果表明：污水矿化度（＜20 g/L）、溶解氧、悬浮物与腐蚀速率的相关系数分别为0.345、0.440、0.305，概率（P）分别为0.039、0.001、0.044，与腐蚀均呈显著正相关；pH值、温度与腐蚀速率的相关系数分别为0.127、0.185，P 分别为0.356、0.177，与腐蚀存在相关性，但影响有限；含油量与腐蚀速率的相关系数为-0.295，P为0.029，与腐蚀呈显著负相关。由于各水站都添加杀菌剂，导致细菌与腐蚀速率之间的相关性减弱。表2 参12

摘要:利用复合有机溶剂对新疆油润性油砂进行萃取实验，通过溶剂溶解度参数的运用选择了适合于萃取新疆油砂的可替代甲苯的复合有机溶剂。考察了溶剂油砂体积质量比、萃取时间、萃取温度、搅拌速度等因素对油砂原油回收率的影响。实验结果表明：运用正己烷-乙酸乙酯（乙酸乙酯体积分数为12.5%）复合溶剂对颗粒小于40目的油砂进行萃取，在萃取温度50℃、剂砂比2∶1（mL∶g）、萃取时间30 min、搅拌速率为500 r/min 的条件下，油砂原油的回收率可达78％以上。图5 表5 参9

摘要:以某未知成分的主流原油破乳剂A为对象进行有效成分检测技术的研究。通过柱层析和萃取法对破乳剂的组分进行分离，利用红外光谱、气相色谱和气相色谱与质谱联用等仪器进行结构分析，用酸性亚甲基蓝法、硫氰酸钴铵法和浊点法鉴别破乳剂所含表面活性剂类型，用硫氰酸钴铵光度法对聚醚进行了定量检测。结果表明，破乳剂A所用溶剂为二甲苯，有效成分为丙二醇聚氧丙烯聚氧乙烯聚醚，有效含量分别为10.5%（以破乳剂A样品计）和21.8%（以烘干后的破乳剂A计），并含有少量烷基苯磺酸钠（0.47%）；聚醚中聚氧乙烯与聚氧丙烯链段的摩尔比约为1.13。在油田的实际应用中，可在定性分析的基础上选取硫氰酸钴铵光度法快速检测聚醚类破乳剂的有效成分浓度。图6 表1 参9

摘要:目前海洋钻井液的研究多集中在海洋钻井液的环保、降低成本以及回收再利用问题上，笔者介绍了几种海洋钻井液体系，如硅酸盐钻井液体系、甲酸盐钻井液体系、甲基葡萄糖甙钻井液体系、合成基钻井液体系、低油基钻井液体系、聚合醇钻井液体系的研究现状，并提出了几点针对海洋钻井液研究方向的建议。参33

摘要:在介绍国内外N-烷基丙烯酰胺合成技术和工业化基础上，介绍了N-烷基丙烯酰胺作为合成高性能聚合物单体在钻井液处理剂、油井水泥外加剂、压裂液化学剂和三次采油化学剂等油田化学品的研究和应用进展，并指出今后的研发方向。表1参47

摘要:分析了影响表面活性剂提高碳酸盐岩油藏采收率的主要因素，综述了用于提高碳酸盐岩油藏采收率的阴离子、阳离子、非离子和两性表面活性剂的研究进展，指出了四类表面活性剂的优缺点及各自的适用性，介绍了国外的矿场试验。图5参37

摘要:石油开采、贮存及运输过程中泄漏事故屡有发生，对受其污染的土壤进行有效治理成为社会关注的焦点。本文介绍了石油污染问题及物理、化学、生物治理方法，着重介绍了微生物修复技术的分类及应用现状，探讨了降解微生物筛选和定植、石油烃生物可利用度改善等制约生物修复效果的关键因素。表1 参52

摘要:详细介绍了湿法脱硫中所用的化学脱硫剂，包括胺脱硫剂、氢氧化物脱硫剂、含醛脱硫剂、强氧化性脱硫剂和其他新型脱硫剂，分析了各种脱硫剂的组成、针对不同硫化物的作用效果及特点，指出发展方向。参30