摘要:采用丙烯酸（AA）、马来酸（MA）、对苯乙烯磺酸钠（SSS）和亲水性长链烯类单体（LN）制备了一种四元共聚油井水泥缓凝剂HL-1。采用单因素实验法优化了HL-1 的合成条件，并用红外光谱（IR）和核磁共振氢谱（H¹-NMR ）表征了最优合成条件下合成的HL-1 结构，考察了该HL-1 对水泥浆（G 级油井水泥+ 3.0% 微硅+ 30%砂+ 1.5% 降失水剂SZ1-2 + 0.8% 分散剂SXY，水灰比W/S=0.44）的缓凝性能和流变性能及所形成的水泥石抗压强度的影响。优化后的实合成条件为：AA、MA、SSS 、LN摩尔比为0.06∶0.54∶1∶0.1，单体质量分数30% ，反应温度60℃，引发剂加量5.0% ，pH= 5。经IR和H¹-NMR 表征，聚合物HL-1 的结构与分子设计的目标产一致。HL-1热稳定性较好，可以在温度低于260℃的较宽温度范围内使用。性能评价结果表明，HL-1 具有较好的高温缓凝性能，在150℃、80MPa 下，加有1.0% HL-1 的水泥浆稠化时间达到380 min；HL-1 对水泥浆有较好的分散作用，可有效改善水泥浆的流动性且对水泥石强度影响不大。图7 表4 参9

摘要:本文采用碳酸钙晶须对固井水泥进行了改性，探讨了碳酸钙晶须对泥浆体以及硬化后水泥石的力学性能的影响，并分析了作用机理。研究结果表明：在水灰比0.44的情况下，加入碳酸钙晶须后水泥浆流动度降低，因而须加入高效分散剂、合理控制碳酸钙晶须加量和水灰比、优选外加剂体系；加入10% 的碳酸钙晶须后水泥浆的初始稠度由16.4 bc 增至34.6 bc 、稠化时间（70bc ）由311min缩短至160 min、API 失水量也明显降低；加入少量（0.5%）的缓凝剂HN- 22可有效控制稠化时间。在加量为10% 时，碳酸钙晶须改性水泥石的抗压强度、抗折强度以及劈裂抗拉强度与纯水泥石的相比分别提高10% ，54% 和28% ，表明碳酸钙晶须具有显著地增强作用。此外，通过界面层物理模型和X 射线衍射分析探讨了碳酸钙晶须增强水泥石的增韧机制。图11 表4 参15

摘要:采用旋转岩盘装置在60、90、120 和150℃进行了地面交联酸与叙利亚灰岩的反应动力学实验，建立了相应温度下表征该交联酸液与目的层灰岩反应的动力学方程。结果表明，反应体系的温度对其反应速率有重要影响，温度越高，反应越快，60、90、120 和150℃下地面交联酸与灰岩的反应速率常数分别为5.68× 10^-8（mol/L）-1.51/（cm²·s）、1.94× 10^-7（mol/L）^-1.03/（cm²·s）、2.76× 10^-7（mol/L）^-0.72/（cm²·s）和1.62× 10^-6（mol/L）^-0.42/（cm²·s），反应级数分别为1.51、1.03、0.72和0.42；与常规胶凝酸相比，60℃时地面交联酸的反应速率常数小1 个数量级，120℃时小2个数量级，缓速性优良，体现了在高温深井碳酸盐岩油藏酸压的优势，对增大酸压有效作用距离更为有利。表3 参9

摘要:采用自制聚合物配制出了合成聚合物基高温压裂液研究了体系组成对压裂液性能的影响，考察了组成为：0.40% 稠化剂XJJ- 4 + 0.25% 交联剂J- 1 + 0.015% pH调节剂W-1 + 0.2% 助排剂。压裂液体系的耐温抗剪切性、黏弹性、流变性以及破胶性。研究结果表明，该压裂液体系在150℃、170 s^-1下连续剪切2 h 后的黏度约120 mPa·s，耐温抗剪切性良好；在线性黏弹区内，体系储能模量G' 恒大于损耗模量G'' ，是典型的黏弹性结构流体；稠度系数（2.141 mPa·s^0.476）较大，流变行为指数（0.476）较小，具有明显的非牛顿流体行为；加入0.01% 破胶剂APS ，在150℃下3 h 完全破胶水化，破胶液黏度1.38mPa·s，残渣含量15mg/L，且破胶液具有较低的表面张力（26.24mN/m）和界面张力（1.83mN/m），有利于压裂施工后破胶液顺利返排，降低对地层的伤害。图6 表2 参12

摘要:以丙烯酸、丙烯酰胺、阳离子不饱和单体、阴离子不饱和单体等为主要聚合单体，十二烷基苯磺酸钠为乳化剂，过硫酸铵- 亚硫酸氢钠为引发剂，制得水溶性聚合物稠化剂BCG-1。该稠化剂能在海水中具有良好的增黏能力，0.6% BCG-1 海水溶液的表观黏度大于80mPa·s。与相关添加剂按组成为0.6％BCG-l+0.4％金属离子螯合剂BCG-5 + 0.3％黏度增效剂B-55+ 0.1% 温度稳定剂B-13+ 0.02% ～0.05% 胶囊破胶剂BCG-10配制的压裂液30℃下放置一周，表观黏度变化较小，无沉淀产生，常温稳定性良好。该压裂液在170 s^-1、140℃下剪切60min后的黏度为46.9 mPa·s，耐温耐剪切性较好；落球黏度为4534.7 mPa·s，携砂性较好；破胶彻底，残渣含量小于5 mg/L，破胶液表面张力小于26mN/m，破胶液对支撑裂缝导流能力的伤害低于8% ，具备清洁压裂液的性能特性。图5 表6 参12

摘要:为解决阳离子型表面活性剂压裂液的性能缺陷，采用两性离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂制备出了清洁压裂液，考察了其性能特征。研究结果表明，两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液黏度随KCl 加量的增大先增加后减小，随SDS 加量的增大而增加。组成为2.24% 甜菜碱+ 0.9% 十二烷基硫酸钠（SDS ）+ 6.2% KCl 的两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液在65℃、170 s^-1下恒温剪切约40min，压裂液黏度保持在59.5 mPa·s 左右，耐温耐剪切性较好。在室温、55℃、65℃条件下，砂粒在压裂液中的沉降速率分别为0.02、0.14、0.51mm/s，携砂性较好。煤油加量为2% 时，压裂液快速破胶，破胶液黏度2.15mPa·s，表面及界面张力分别为26.542 和0.8562mN/m，无残渣。压裂液在天然岩心的滤失系数为5.6 × 10^-4m/min^1/2，滤失性较好。破胶液对岩心渗透率的伤害率为19.1%，比较适合于温度在65℃以内的地层。图4 表1 参10

摘要:针对华北油田留62断块储层埋藏深、温度高的特点，优选出了耐温性能较好的可动凝胶配方体系：1500 mg/L聚丙烯酰胺+ 2000mg/L树脂交联剂+ 1000mg/L乌洛托品复合促交剂+ 50mg/L多苯多胺热稳定剂。结合分 层调驱工艺，在实验室模拟实验了偏心配水器和堵塞器剪切对可动凝胶溶液交联性能的影响。结果表明，可动 凝胶经过偏心配水器后，凝胶溶液黏度保持率为97.76% ，交联后凝胶黏度保持率为98.64% ，偏心配水器剪切对 可动凝胶性能影响较小；堵塞器剪切对可动凝胶性能影响较大，堵塞器开启程度越小，可动凝胶通过时产生的节 流压差越大，对可动凝胶的剪切越严重，甚至影响可动凝胶的交联。在利用分注管柱实施可动凝胶调驱时，建议 捞出调驱目的层的堵塞器。在留62-72井进行现场试验，可动凝胶调驱后不影响分注的投捞调配，调驱效果较 好。图2 表4 参13

摘要:低张力泡沫具有优于普通泡沫的高强度调剖能力和低张力洗油功能以及很强的耐温抗盐能力，本文针对其特性，基于泡沫驱阻力因子模型，设计岩心流动实验研究了起泡剂浓度、气体注入速度和含油饱和度等因素对低张力泡沫驱效果的影响规律，并在实验结果的基础上，结合参数敏感性分析结果，利用最小二乘法对es 、ev 和eo等影响低张力泡沫驱数值模拟的实验参数进行了求解，并通过与低张力泡沫驱油实验拟合，验证了模型参数取值的准确性，相应的es 、ev 和eo 取值分别为1.37、0.49和1.585，结果表明修正的低张力泡沫驱模型参数可以很好地模拟低张力泡沫驱机理。图9 表5 参11

摘要:为了更好的认识原油与泡沫的相互作用，研究了原油类型、油相含量、表面活性剂浓度、表面活性剂类型、矿化度、烷烃链长和聚合物加量对泡沫与原油作用稳定性的影响。对不同条件下，加油前后的泡沫析液半衰期进行了测定。结果表明：不同原油对泡沫稳定性的影响不同，TK729 油对泡沫的稳定作用最强。在一定油相含量范围内，轻质油和重质油都可以提高泡沫的稳定性。不同表面活性剂体系对原油的敏感性不同，阴离子表面活性剂AS遇油稳定性最好。在两性表面活性剂MZ和AS（复配质量比1∶2）体系中加入20% TK729 油，当表面活性剂加量低于0.05% 时，原油起消泡作用；当其加量高于0.075% 时，原油起稳泡作用。矿化度的升高对泡沫与油作用的稳定性不利，在矿化度低于5 × 10⁴mg/L时，油起稳泡作用，矿化度高于10× 10⁴mg/L时，油起消泡作用；碳数大于16的长链烷烃起稳泡作用，短链烷烃起消泡作用；聚合物的加入可以提高泡沫遇油的稳定性，聚合物加量越大，泡沫稳定性越强。图9 表4 参17

摘要:将合成的一种部分交联结构的聚丙烯酰胺聚合物B-PPG 与线性部分水解聚丙烯酰胺HPAM 作对比，在相同条件下研究了其流变特性、渗流特性、驱油效率以及老化性能。研究结果表明，与HPAM 相比，B-PPG 的渗流平衡压力及压力传递的能力显著提高；同时通过双管平行渗流试验，可以观察到“液流转向”的现象，表明B-PPG可以对非均质地层孔道起到调整剖面的作用。微观可视驱油实验证明，B-PPG 可以显著提高驱油效率。通过温度老化实验评价了B-PPG 的耐老化性能，证明B-PPG 在85℃下的老化过程是由弹性逐渐向黏性转变的过程，揭示了B-PPG 能够较长时间保持良好的弹性并具有优良渗流性能的原理。图19表2 参14

摘要:以丙烯酰胺、丙烯酸和2- 丙烯酰胺基十六烷基磺酸钠（NaAMC16S）为原料，制备了ZS-1、ZS-2、ZS-3（NaAMC16S 单体加量分别为1%、2%、3%）三元共聚物，利用元素分析仪确定了共聚物的组成，考察了共聚物分子量、黏性、抗盐性、抗剪切性及注入性。实验测得ZS-1、ZS-2、ZS-3 的相对分子质量分别为1661× 10⁴、921 × 10⁴、523 × 10⁴。元素分析结果表明，据S 元素的含量计算共聚物的组成，ZS-1、ZS-2、ZS-3 中分别含有0.998% 、1.488% 、1.973% NaAMC16S。随NaAMC16S 含量的增大，共聚物分子量降低，黏度增加，抗盐性和抗剪切性提高。室温下经毛细管剪切后，ZS-1、ZS-2、ZS-3 的黏度保留率分别为84.1% 、87.6% 、89.4% 。岩心实验表明，ZS-3 的注入性良好，并且0.9 g/L ZS-3 溶液与1.8 g/L 部分水解聚丙烯胺（相对分子质量1600× 10⁴）的采收率相当，分别为22.48% 和22.67%，可降低聚合物驱费用。图3 表4 参14

摘要:为了考察大庆油田聚合物溶液黏损的影响因素，对注入井井口的聚合物溶液进行全离子分析，研究还原性Fe^{2 +}和S^{2 -}离子对聚合物溶液性能的影响。结果表明，在厌氧条件下，Fe^{2 +}和S^{2 -}浓度对聚合物溶液的性质影响不大。在曝氧条件下，聚合物体系黏度随着Fe^{2 +}和S^{2 -}浓度增加而急剧下降，含1.18mg/L Fe^{2 +}的聚合物溶液和含2.49mg/L S^{2 -}的聚合物溶液的黏度分别下降了42.49% 和49.42% ；随着Fe^{2 +}和S^{2 -}浓度增加，聚合物分子线团尺寸也大幅减小，聚合物溶液的触变性变差。在Fe^{2 +}和S^{2 -}存在时，Fe^{2 +}和S^{2 -}使部分水解聚丙烯酰胺降解引起聚合物链断裂，是造成部分水解聚丙烯酰胺溶液黏度下降的主要原因。针对现场实际提出多种工程措施，以降低还原性物质对聚合物溶液的影响，减少聚合物溶液黏损。图6 表5 参16

摘要:本文以乙二胺、溴代十四烷和顺丁烯二酸酐等为主要原料，通过亲核取代、开环、中和等系列反应合成了一种阴离子型双子表面活性剂 GMAS-14，采用红外光谱IR）对中间体N, N' - 双十四烷基乙二胺和目标产物GMAS-14进行了结构表征，并测试了GMAS-14的表面活性和起泡性能。红外光谱结果表明：合成的中间体及终产物的结构与设计相一致，可以确定合成的物质即为目标产物。GMAS-14性能测试表明：在25℃时，GMAS-14的临界胶束浓度c cmc 为0.048 mmol/L，对应的表面张力（γcmc）为27.5 mN/m；当临界胶束浓度下，10mL的GMAS-14溶液的最大起泡体积为23mL，泡沫半衰期为590 s，表现出良好的起泡与稳泡性。图7 表1 参12

摘要:本文通过研究支链烷基苯磺酸钠（BABS）和椰油酰胺丙基羟磺甜菜碱（CHSB）按不同质量比复配所得表面活性剂体系的临界胶束浓度（ccmc）和平衡表面张力（γ），得到该复配体系最佳质量比为3∶7，该配比下复合表面活性剂的ccmc 为0.0513g/L、γcmc 为26.4 mN/m。进而以该复配体系为表面活性剂、不同链长的醇为助表面活性剂、氯化钠为盐组分以及原油含量2% 的模拟油为油相进行拟三元相行为研究，利用Winsor 相图和电导率扫描法探究了氯化钠、正丁醇与表面活性剂浓度对体系相态的影响。结果表明：随着氯化钠浓度的增加，体系经历了Winsor I经Winsor III到Winsor II 型微乳液的转变；正丁醇浓度增加会导致体系从Winsor III到Winsor II 型微乳液的转变；表面活性剂浓度增加则会导致体系从Winsor III到Winsor I型微乳液的转变。中相微乳液形成的最佳条件为：氯化钠浓度0.5 数1.5 mol/L、正丁醇加量介于0 数2.2% 、表面活性剂加量介于0.5% 数8% 。在该条件下，原油、水之间的界面张力在短时间内可以达到10^-3mN/m数量级，满足驱油剂的使用要求。图10表1 参19

摘要:针对特超稠油开采难度大，乳化降黏过程困难的问题，提出了以嵌段高分子表面活性剂为核心的自乳化降黏体系。合成的高分子型非离子嵌段聚氨酯表面活性剂DBPS，其临界胶束浓度为2.71× 10^-6mol/L。考察了引发剂（Na₂CO₃）加量，不同乳化剂与助表面活性剂对超稠油乳化效果的影响，通过正交实验优化了自乳化体系配方。结果表明，自乳化降黏体系最佳配方为：0.5% Na₂CO₃、0.5% DBPS、0.5%吐温80和0.6%聚乙二醇。自乳化体系与稠油混合后，形成较为分散的水包油型油水乳状液滴，乳化降黏率达98% 以上。80℃时，乳状液沉降2.5 h 后的脱水率达73% ；70℃时，自乳化体系水溶液表面张力为27.02mN/m，自乳化体系水溶液与稠油的界面张力为0.0057mN/m。图7 表3 参8

摘要:ANDES 油田属于高温（96℃）、高盐（71.5 g/L）油藏。在此条件下，将耐温耐盐理想的疏水缔合聚合物AP-P5 与4 种表面活性剂复配，发现0.3%的磺酸盐（MJ2）或大庆石油磺酸盐（DQ）与2500 mg/L AP-P5 形成的二元体系界面张力可以达到10^-3mN/m数量级。考察了温度、矿化度对这两种二元复合体系黏度的影响。结果表明，两种二元复合体系黏度随着温度、矿化度的增加而降低。在96℃、矿化度为70 g/L 的条件下，3000 mg/LAP-P5+0.3% MJ2+稳定剂硫脲二元复合体系的黏度为99.4 mPa·s，达到现场要求。并且该二元体系在此条件下放置两个月后，黏度趋于稳定，界面张力波动幅度不大。室内物理模拟驱油实验中，当二元复合体系注入体积为0.65 PV时，采收率增幅最大（24.5%）。前期水驱至含水85%+0.65 PV（3000 mg/L AP-P5+0.3% MJ2）+后期水驱至出口含水98%为最佳驱油方案。图4 表3 参11

摘要:通过模拟新疆油田二元驱采出水各组分组成，考察固体颗粒、聚合物（HPAM）和表面活性剂种类及浓度对油水分离性能和乳化稳定性的影响。结果表明，表面活性剂对二元驱油田模拟采出水稳定性的影响最大，固体颗粒和聚合物的影响较小。相对于高岭土和蛭石颗粒，蒙脱土颗粒对采出水乳化稳定性的影响最为明显。在加 量200 mg/L 时对应最大的含油量和浊度值，分别为807 mg/L 和1984 NTU；当高于200 mg/L 时对应的含油量和浊度降低，并且对应较高的Zeta 电位。增大HPAM（M=10×10⁶）的浓度，采出水体相黏度升高，超高分子量聚合物具有极强的絮凝性能，在浓度较高时裹挟大量油滴发生絮凝沉降，降低了采出水的乳化稳定性。表面活性剂通过界面顶替和电性作用，直接改变油滴Zeta 电位，决定油滴间的碰撞和聚并的发生，主导了采出水的乳化稳定性；表面活性剂对采出水乳化稳定性的影响从大到小依次为：十二烷基苯磺酸钠>Tween-80>Span-80>苯扎氯铵。图8 参12

摘要:利用非均质微观刻蚀可视化玻璃模型，模拟油层不同驱替剂（聚合物P 体系、表面活性剂-聚合物SP 体系，以及碱-表面活性剂-聚合物ASP体系）的驱油效果，观察不同注入体系引起的油层油滴的变化及运移、再分布动态，研究不同注入体系对剩余油分布的影响，进一步根据剩余油分布及微观模型基本参数得到地层油采出程度和采收率，P驱、SP二元驱及ASP三元驱微观驱替的采收率分别为43%、59%和92%。聚合物的调剖作用、表面活性剂的乳化降黏作用、碱引起的超低界面张力、润湿反转及形成油膜等现象均在实验过程中得到验证并详细解释和分析。综合对比分析实验结果认为，碱/表面活性剂/聚合物ASP三元驱替仍将是化学驱提高采收率的重要措施。图23 参14

摘要:采用Box-Behnken 中心组合设计及响应面法（Response surface methodology）对影响硫酸盐还原菌（SRB）生长的半胱氨酸含量、初始pH 值和Na₂SO₄含量3个主要因子的最佳水平及其交互作用进行了研究与探讨，并经Design-Expert.8.05B软件分析数据。结果表明：影响SRB菌株反硫化率的主次因素依次为：半胱氨酸浓度、初始pH值、硫酸钠浓度；三因素中两两因素的交互作用均不显著；最佳培养条件为半胱氨酸质量分数0.01%、初始pH值8.0、硫酸钠质量浓度2.0 g/L。在此条件下，SRB菌株的反硫化率平均值为10.642%，与预测值10.097%接近，说明所建立的模型是切实可行的。图3表3 参22

摘要:针对辽河油田冷一联原油，在磺酸树脂催化下，基于含氢硅油为主链与丙烯酸（MAA）、甲基丙烯酸（MA）、甲基丙烯酸甲酯（MMA）和丙烯酸丁酯（BA）合成了非聚醚类聚硅氧烷原油破乳剂。通过单因素实验确定适宜合成条件为：反应温度80℃、反应时间5 h、催化剂用量为混合酸（丙烯酸和甲基丙烯酸）总量的21%、引发剂BPO用量为反应单体质量的1.0%。通过红外光谱分析了合成的聚硅氧烷破乳剂FW-135 的结构，并考察其对辽河冷一联原油的破乳脱水性能。红外光谱分析表明，所合成的产物为目标产物。在破乳温度60℃、破乳时间120min、加剂量80 mg/L 的条件下，聚硅氧烷破乳剂对辽河冷一联原油的脱水率达90.65%，油水两相分离且界面清晰。图6 表1 参17

摘要:采用失重法、电化学测试研究了1-苯胺甲基苯并咪唑（BMP）在盐酸介质中对N80 钢的缓蚀行为。结果表明，在5 mol/L 的盐酸中，BMP 对N80 钢有明显的缓蚀作用，当BMP 浓度为2 mmol/L 时，缓蚀效率可达88%（333K）。腐蚀反应的活化能随着BMP浓度的提高而增大。在303～333K范围内，BMP在N80 钢表面的吸附行为遵循Langmuir 吸附等温式，吸附能均低于-35 kJ/mol。同时采用分子动力学模拟对BMP的缓蚀作用做了进一步分析。图12 表4 参14

摘要:为了研究多因素共同作用时阻垢剂对硫酸钡阻垢效果的影响，采用了化学阻垢法对筛选出的浓度为80mg/L 的钡（锶）阻垢剂TH-1 开展了阻垢效果正交实验，研究了Ba²⁺浓度、SO₄^2-浓度、pH值、温度以及矿化度这五种因素单独作用时阻垢剂对硫酸钡阻垢效果的影响，并通过正交实验研究了五种因素共同作用时阻垢剂对硫酸钡阻垢效果影响。实验结果表明，ZX-101、TH-1 及TH-607B这三种阻垢剂均表现出较好的阻垢性能，三种阻垢剂的阻垢率随阻垢剂浓度增加呈先增加后减小的趋势，随浓度增加阻垢剂TH-1 的阻垢率比较稳定。五种因素单独作用时，随着Ba²⁺离子浓度、SO₄^2-浓度的增加，阻垢率呈减小趋势，整体幅度变化不大；随着温度的升高阻垢率先明显升高再缓慢降低；pH值过大或过小均会影响阻垢效率，pH值为7 时，阻垢率最大；随着矿化度的增加，阻垢率先升高后小幅度的降低。通过正交实验可知，当Ba²⁺浓度为800 mg/L、SO₄^2-浓度为1600 mg/L、温度为75℃、pH值为7、矿化度为65 g/L 时，各因素共同作用阻垢率最大。五种因素中阻垢剂对硫酸钡阻垢效果的影响大小的排序是:Ba²⁺浓度>矿化度>pH值>SO₄^2-浓度>温度。图6 表4 参14

摘要:以二乙基三胺五乙酸（DTPA）为主剂，考察了不同转化剂和表面活性剂对DTPA溶BaSO₄垢率的影响。实验结果表明，随DTPA浓度增大，其溶解BaSO₄垢的能力增强。分子含共轭双键的一类物质能明显增加DTPA的溶垢速率，其中与肉桂酸的协同效应最佳；适量的非离子表面活性剂能增强除垢效果。在25℃、pH值为12、反应时间10 h 的条件下，通过正交实验得到DTPA、肉桂酸和脂肪醇聚氧乙烯醚（PPJ）的最佳浓度分别为0.075、0.075和0.02 mol/L，在此加量下测得BaSO₄除垢率为89.01%。用油田采出水配制该配比的溶液进行岩心溶垢实验，岩心渗透率恢复率达到94.67%。图4 表2 参12

摘要:以HS^-为主要被氧化对象，以空气为氧化介质, 对高含硫气田水进行控制氧化使单质硫为主要产物，考察了不同工艺参数对硫去除效果的影响，并探讨了硫去除以及单质硫生成动力学过程。结果表明，合理控制氧化对象和反应条件，是基于单质硫回收为目标的含硫废水处理的一种有效手段，可避免高价态硫产生，最佳条件（水样pH稳定在7、高分子络合物催化剂C加量50 mg/L、空气流量150 L/h，）时除硫效率可达92.13％，单质硫的收率为16.45％；硫化物去除动力学过程可用一级动力学方程ln[S^2-]= 6.186－0.019t 描述，相关系数R²为0.972，表观反应速率常数为0.317×10^-3 s^-1；单质硫生成过程动力学方程为[S] = 22.95 lnt+23.51，及时分离新生态硫以及抑制S₂O₃^2-产生是获取更高单质硫收率的必要手段。图5 表2 参13

摘要:环保型钻井液可以保护储层，防止生态环境被破坏。本文主要介绍了国内外环保型钻井液的研究现状及进展，其中包括甲基葡萄糖苷钻井液体系、聚胺类钻井液体系、合成基钻井液体系、有机盐钻井液体系等，对这些钻井液体系做了评价和比较，并对环保型钻井液今后的发展方向提出了建议。参45

摘要:含硅类堵剂在高温高盐油藏具有较好的发展前景。本文综述了无机硅类堵剂体系、有机硅类堵剂体系、复合硅类堵剂体系等含硅堵剂体系，分析了各堵剂体系的特点、作用机理、研究进展，提出了今后含硅类堵剂体系的研究方向和发展趋势，即研制复合硅类体系，有针对性地使用含硅类纳米材料，加强对含硅堵剂微观机理的研究。参40

摘要:分析了压裂返排液的主要成分，介绍了物理法、化学法、物理化学法、生物法等国内外压裂返排液主流处理技术的研究和应用进展。通过总结室内研究和现场应用中出现的问题，提出压裂返排液处理技术的重要发展趋势。参38

摘要:针对油井出砂的问题，主要介绍了国内外四类化学防砂剂的研究进展与应用现状，分别是树脂类化学防砂剂、硅酸类化学防砂剂、低聚物类化学防砂剂和复合材料类化学防砂剂。对防砂剂今后的研发方向提出了建议。参45

摘要:对注CO₂引起沥青质沉淀的机理、实验方法、模型预测、影响因素及抑制方法进行论述，分析了沥青质沉淀发生的条件，对比预测沥青质沉淀方法的优缺点和适应性，指出沥青质研究现状和未来发展趋势。参50

摘要:加拿大稠油资源丰富且多为薄层稠油，热采方法热量损失大，经济效益低。而近几年水平井技术的发展，为化学驱特别是聚合物驱技术的应用提供了重要的基础。目前，水平井加聚合物驱技术已经成为加拿大稠油开采的一种经济有效的手段，加拿大多个石油公司已经开始应用这一技术，并且生产规模越来越大。本文从室内 研究、机理探讨和现场应用三方面综述加拿大稠油化学驱研究与应用的进展，以期为我国的稠油开采提供一定的借鉴。图6 参41

摘要:简要介绍了表面活性剂的润湿性表征方法及润湿剂种类，并从亲水基带电类型、位置和数量以及疏水基链长、结构和是否含有苯环等多个角度，详细综述了三次采油方面，不同结构表面活性剂包括双子表面活性剂对油湿性固体表面润湿性的改变规律及机理。图2 参36