摘要:为改善黄原胶产生鱼眼与溶解速率小的问题，以有机金属配合物COMe为改性剂、二甲苯为分散介质，利用界面修饰法进行了黄原胶的分散改性。通过正交实验优化了分散型黄原胶（Disperse XC）的制备条件，采用红外光谱对其分子结构进行了表征，考察了Disperse XC的分散性、流变性和溶解性。研究结果表明，制备Disperse XC的最佳工艺参数为：10 g原料黄原胶XC、0.09 g COMe和4.5 g蒸馏水，用柠檬酸调整pH值约为4.5。红外表征结果表明，改性后黄原胶分子结构未发生变化，但分子间氢键作用力减弱。Disperse XC粉末在35 min内完全溶解于模拟海水中，无鱼眼产生，分散液的表观黏度为19.5 mPa?s。Disperse XC的流变性与原料黄原胶XC相当，分散性和溶解速率均优于国产分散型黄原胶XCD。图2表3参17

摘要:为获得高性能油基钻井液，采用疏水改性二氧化硅类纳米颗粒材料DSW-S提高油基钻井液的稳定性，研究了DSW-S的微观形态与疏水性，考察了DSW-S加量对油基钻井液流变性和电稳定性的影响，分析了纳米材料稳定钻井液的作用机理。结果表明：疏水的DSW-S纳米颗粒有助于稳定W/O乳液，可使油基钻井液黏度和切力增加。3% DSW-S即可使油基钻井液的破乳电压从318 V增至535 V，使钻井液的乳化稳定性大幅提高，有助于油基钻井液在页岩地层的安全快速钻进。图7表1参13

摘要:为解决高密度油基钻井液中采用常规重晶石粉加重多发生固相沉降的难题，室内分别研究了超微重晶石粉、超微铁矿粉、超微锰矿（中值粒径D₅₀<4 μm）加重高密度油基钻井液性能， 并研究了超微粉体和常规重晶石复配加重高密油基钻井液的性能。 研究结果表明，与普通重晶石加重钻井液相比，采用3种超微加重的油基钻井液的流变性和电稳定性明显增强，超微材料性能优良程度排序依次为超微锰矿粉＞超微铁矿粉＞超微重晶石粉。将超微粉体和普通重晶石复配（质量比1:1）加重至钻井液密度为2.3 g/cm³时，超微锰矿粉、超微铁矿粉和普通重晶石复配加重时可获得良好的流变性，而超微重晶石和普通重晶石复配加重后黏切偏大，流变性差，将乳化剂用量降低50%以上可获得良好流变性，复配加重油基钻井液180℃高温稳定性良好，热滚后的表观黏度仅为68 mPa?s，塑性黏度为59 mPa?s，初终切力为6 Pa/8 Pa，破乳电压达1732 V，稳定性指数TSI仅为0.5。超微粉体加重油基钻井液明显改善了钻井液的流变性、高温稳定性并降低处理剂应用成本，能更好地适应超深井复杂地质条件钻井需要。

摘要:为提高固井水泥环的耐久性，使用硅烷偶联剂KH-560对油井水泥颗粒表面进行包覆处理后将以10%的加量加入固井水泥浆中配制成新型的自修复固井水泥浆体系。通过润湿性和水化放热试验研究了硅烷偶联剂包覆油井水泥的表面特性；通过SEM扫描电镜分析和固井水泥环微间隙与微裂缝自修复模拟试验研究了加入硅烷偶联剂包覆油井水泥的固井水泥浆体系固化体的微观结构和自修复性能。研究结果表明：硅烷偶联剂包覆处理后的油井水泥颗粒表面形成了憎水保护膜，降低了水化反应活性；将硅烷偶联剂包覆油井水泥以10%加量加入固井水泥浆后，明显增加了固井水泥环中的未水化产物数量，能够发生多次水化反应，为固井水泥环自修复性能的建立提供了有利条件；加入硅烷偶联剂包覆油井水泥的固井水泥浆固化体损伤试样（模拟微间隙与微裂缝）经过养护后抗窜强度恢复值高于50%，自修复能力优于普通的固井水泥浆，固井水泥环的耐久性和完整性增强，提高了复杂条件下的油气井和储气库的固井质量。图11表4参11

摘要:油基钻井液黏附使套管表面变为亲油性，影响固井界面（套管与水泥环）胶结强度。通过测定不同润湿性的套管与水泥环的胶结强度，探究了套管表面润湿性影响界面胶结强度的规律，结合原子力学显微镜分析了其影响机理；同时研究了表面活性剂类型、浓度及温度等因素对套管表面润湿性的影响。结果表明：随表面活性剂浓度的增加，套管表面亲水性增强，阴离子型表面活性剂LAS效果最好；通过表面活性剂的乳化增溶作用，套管表面黏附的大部分油膜被携带走，从而使亲水性套管表面裸露出来。胶结强度随套管表面亲水性的增大（水在其表面接触角的减小）而增大，在接触角62°数63°时出现突变；随LAS浓度的增大接触角呈降低趋势，当LAS浓度小于5 g/L时，接触角减小较快，当LAS浓度大于20 g/L后，接触角几乎不变，LAS加量应在20 g/L 以内。此外，温度对LAS润湿反转能力有一定的促进作用。图6 表1参16

摘要:为研制新型清洁压裂液，采用脂肪酸甲酯磺酸钠与芥酸酰胺丙基甜菜碱复配得到了一种增稠剂MC-1，研究了MC-1及无机盐加量对压裂液黏度的影响，考察了压裂液（3% MC-1+5% KCl）的耐温性、耐剪切性、悬砂性和破胶性能。结果表明，MC-1与多种无机盐KCl、NH4Cl和NaCl均有较好的协同性，其中与KCl的协同性最好，压裂液黏度随MC-1和KCl加量增大而增加；该压裂液具有较好的耐温耐剪切性和悬砂性，在80℃、砂比40%的条件下，砂子的沉降速度为1.18 mm/s；与煤油混合后在80℃下2 h内完全破胶，破胶液黏度为4.5 mPa?s，表面张力为24 mN/m，界面张力为0.8764 mN/m。该压裂液可适用于小于90℃的地层使用。图5表2参12

摘要:为揭示所研制的可降解性聚合物压裂球的性能特征，分别采用自来水、压裂液与返排液作为聚合物压裂球的降解液，研究了降解时间与温度对压裂球降解行为的影响，并用红外光谱与X-射线衍射方法分析了压裂球的降解机理。结果表明：在100℃自来水中，随降解时间延长，压裂球的质量与直径减小。在返排液中，随降解时间延长，压裂球质量逐渐减小；随环境温度的升高，压裂球降解速率增大。在压裂液中，压裂球的质量与直径不随浸泡时间的延长而变化。从聚合物聚集态和分子层面分析了聚合物压裂球的降解机理。聚合物压裂球抗压差性能稳定，压裂施工过程中按照常规投球方式进行，压裂后压裂球自行降解，无需回收处理，使用范围比可降解合金球广。图6参12

摘要:为揭示三元复合驱生产井压裂过程中的裂缝出砂规律，以裂缝出砂率为评价指标，在人造岩心裂缝内开展了三元复合驱地层中支撑剂出砂程度及影响因素研究。结果表明，随裂缝闭合应力和填砂浓度增加、注入排量减小，石英砂出砂率降低；与水驱相比，强碱三元复合驱出砂率较高，在注入排量为200和800 mL/min时，三元体系的出砂率分别是污水的3.29倍和1.84倍；与水平缝相比，垂直缝出砂率较高；驱替液类型与裂缝形态对耐碱树脂砂的出砂率无影响，注入排量200~800 mL/min时的出砂率均为0；将石英砂与核桃壳或碳纤维混合可以降低出砂率，其中“石英砂+核桃壳”组合效果优于“石英砂+碳纤维”组合。在三元复合驱时，宜采用耐碱树脂砂或“石英砂+核桃壳”作为支撑剂。图2表4参16

摘要:为获得耐高温、抗剪切性和延缓交联效果良好的交联剂，在80 ℃下，以柠檬酸、丙三醇、甲醛、三乙醇胺为配位体，氯氧化锆与硼砂为主要成分，合成了红棕色黏稠状的有机硼锆交联剂。优选了制备交联剂的最佳条件，研究了交联剂和调节剂加量对交联时间的影响，评价了冻胶的破胶性和耐温抗剪切性。结果表明，制备交联剂时，氯氧化锆与硼砂的最佳质量比为0.9～1.5；调节剂、交联剂与压裂液基液的最佳体积比为0.4:0.5:100，此条件下的交联挑挂时间为64 s；在瓜尔胶压裂液基液中加入0.001%～0.003%过硫酸铵，破胶时间为6～12 h，破胶液黏度与表面张力均符合行业标准要求；冻胶在140℃、170 s^-1下经连续剪切90 min的黏度约100 mPa?s。该交联剂耐温抗剪切性和延缓交联效果较好，可满足大部分油气井压裂施工需要。图3表2参14

摘要:以W/O/W多重乳液离子的扩散作用和菲克定律为基础，结合实验动力学数据（Cr³⁺释放率对应时间的关系），建立预测W/O/W多重乳液Cr³⁺释放速率动力学模型。分别在20℃和60℃下，记录在10 d内三种不同内水相组成的多重乳液的Cr³⁺释放率随时间的变化。Cr³⁺释放的过程主要是在熵的驱动下进行的扩散/渗透现象，膜的破裂（合并）可以忽略。在60℃下，与内水相无螯合剂相比，当内水相中存在螯合剂酒石酸钾钠时，释放率由98%显著降低至70%，有效地延缓了Cr³⁺的释放。实验的动力学数据与基于扩散和螯合作用的W/O/W多重乳液Cr³⁺释放速率动力学模型一致性较好。图4表1参13

摘要:为了研究多段塞调剖剂对裂缝性低渗透油藏调剖机理及效果，通过室内可视化裂缝模型，研究了多段塞调剖剂对单一裂缝封堵及对复合裂缝系统调剖物理过程，阐述了裂缝性低渗透油藏多段塞调剖机理，并在延长东部油田进行了多段塞深部调剖矿场试验。室内实验及矿场试验表明：对于单一裂缝，多段塞调剖封堵过程分为两个阶段：凝胶充填阶段和凝胶压实阶段，小段塞多轮次注入调剖剂比大段塞连续注入的后水驱压力梯度提高2倍以上；对于复合裂缝系统，多段塞调剖封堵过程则包含三个阶段：调剖剂选择性进入阶段、凝胶充填阶段和凝胶压实阶段，最终使裂缝系统吸水剖面得到最大改善。延长东部油田试验区经过多段塞深部调剖后，注水井都已正常注水，注水压力由0.25 MPa上升到8.5 MPa，注水量由2.0 m3/d 上升到8.0 m3/d，油井日增油量为2.52 t，油井平均含水率由90%以上降至71.7%，多段塞深部调剖技术获得了较好的矿场试验效果，可作为裂缝性低渗透油藏增油降水措施的优选技术之一。图8表1 参12

摘要:为了抑制聚合物驱过程中聚合物的窜流，研制了一种用于河南油田聚合物驱技术的复合离子调剖剂HN-3 (由400~800 mg/L复合离子聚合物ZN930和40~80 mg/L有机铬交联剂DT862组成)，考察了ZN930与聚合物驱用聚合物的配伍性和成胶性差异，研究了ZN930浓度、DT862浓度和剪切等因素对成胶性能的影响，以及HN-3在多孔介质中的注入性和封堵性。结果表明，ZN930与聚合物驱单元用聚合物配伍性好，混合后油藏温度下（50 ℃）放置90 d未发生分层或沉淀，且老化后的黏度略高于混合初始黏度；同等聚合物浓度下成胶性能优于相当或略高相对分子质量的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)；油藏条件下浓度为400-800 mg/L 的ZN930和40-80 mg/L的DT862复配能形成性能良好的凝胶并在180 d以上不破胶，说明调剖剂成胶后具有良好的稳定性；随着注入速率的增加，交联体系初始黏度和成胶黏度均有不同程度的下降，且成胶时间有所延长；当注入速率达1200 mL/h时，剪切后的体系几乎不能成胶，故在现场应用中应尽量控制地面设备对交联体系的剪切。与相同浓度（1000 mg/L）的聚合物3630、SMO-4000、1285溶液相比，在相同注入速率下HN-3具有良好的注入性，且在多孔介质中封堵效率大于90%, 成胶黏度40-1500 mPa?s可控。

摘要:为了获得适用于稠油油藏蒸汽驱的调剖剂，首先通过改性在NH-1主剂（芳香族羟基羧酸盐）分子苯环上引入了硝基得到了改性NH-1主剂，再与助凝剂BK-A05（HPAM）以及交联剂I（酚类）交联剂II（醛类）混合得到可形成空间网状四元共聚凝胶的凝胶体系，并与耐高温石墨颗粒复配，研制了一种耐高温颗粒-凝胶复配调剖体系，并研究了该复配调剖体系的适应性、高温封堵性、耐冲刷性和热稳定性。结果表明：配方为0.025%助凝剂BK-A05+2.2%交联剂I+1.8%交联剂II+8%改性NH-1主剂（NH-主剂与65%浓硝酸按固液比1:6反应制得）+0.7%石墨颗粒(10000 目）+0.3%悬浮剂CMC。凝胶体系的成胶黏度可达2×10⁶ mPa?s，成胶温度范围广（160~280℃），耐温300℃，适用pH值范围6~8、碱性水矿化度在8000 mg/L以下的地层条件。该复配体系的注入性能良好、封堵率高，对水测渗透率900×10^-3 μm²的岩心的封堵率在99%以上；此外，复配体系的耐冲刷性和热稳定性良好，30 PV、300℃蒸汽高速冲刷后封堵率仅下降0.35%，300℃下老化50 d后的封堵率仅下降1.63%。复配体系的耐冲刷性和热稳定性效果明显优于单独使用凝胶体系。图7表6参15

摘要:为研究非均质性油藏条件下堵剂的成胶性能，室内使用自主研制的纵向非均质二维长岩心模型和常规的单管与并联填砂管对改性淀粉接枝共聚堵剂进行了研究。结果表明：堵剂配方为5%改性淀粉+5%丙烯酰胺+0.05%交联剂+0.1%引发剂时的注入性良好，对高渗、中渗和低渗填砂管的封堵能力良好，封堵率分别为99.2%、97.1%和91.0%；选择性较好，优先进入高渗透层进行封堵，并随着渗透率级差的增加，注入选择性增强；对长岩心模型水驱形成的大孔道进行了有效的封堵，使得中低渗潜力储层得到充分的动用，高渗、中渗和低渗储层的水驱采收率分别增加2.2%、3.3%和5.6%，最终采收率提高11.1%；耐冲刷能力强。该堵剂成胶性能良好，适用于非均质性稠油油藏。表6参12

摘要:为了提高纤维复合防砂体的力学性能，采用在树脂涂覆砂中加入纳米SiO₂的方法对纤维复合体进行该性，通过超声波分散溶液共混法将纳米SiO₂（树脂质量分数的3%）均匀分散到水溶性酚醛树脂中，制备出纳米SiO₂改性树脂涂覆砂体，并加入纤维制备出纤维复合体。研究了不同防沙体的性能。结果表明，纳米SiO₂可以提高酚醛树脂涂覆防沙体的力学性能，几乎不影响纤维复合防砂体的渗透率，能使纤维复合体的强度提高；纤维可使树脂涂覆防砂体的渗透率提高11.13%。图2表2参12

摘要:针对八面河油田高盐、特别是高二价阳离子油藏，合成了耐盐聚合物，室内评价了耐盐聚合物HNY-1的增黏性能、抗二价阳离子性、长期稳定性等性能，用物理模拟方法评价了聚合物的驱油性能。研究结果表明，所合成的聚合物具有较强的抗盐能力，随二价阳离子浓度的增加，聚合物溶液的黏度降低，但在矿化度30000 mg/L、钙镁离子2000 mg/L条件下，HNY-1溶液的黏度22.6 mPa?s,大于16 mPa?s，抗二价阳离子性能优于KYPAM系列；聚合物溶液在面1区油藏条件下放置100d后黏度趋于稳定，黏度20.1 mPa?s大于16 mPa?s，同时静态吸附保黏率为81.2%>80%，注入性能满足面1区油藏条件，对油藏适应性好；物模驱油实验表明，在面1区双管天然岩心内水驱后注聚合物HNY-1驱后总体可提高采收率14.48%，比KYPAM系列高1.06个百分点，改善了面1区油藏的非均质性。

摘要:为揭示疏水改性树枝状聚合物在水溶液中的聚集行为，使用芘荧光探针研究了疏水缔合聚合物（AP-P4）和树枝状聚合物在水溶液中与芘分子的相互作用，通过环境扫描电镜对比分析了两种聚合物在水溶液中的微观形貌。结果表明，随着聚合物浓度的增加，聚合物在水溶液中形成的疏水微区总量增加，芘分子在疏水微区的平均包容量达到最大值时对应的AP-P4和树枝状聚合物的质量浓度分别为1300 mg/L和600 mg/L。树枝状聚合物溶液包容芘分子的总量大于AP-P4，其所形成的疏水微区数量大于AP-P4。聚合物质量浓度大于870 mg/L时，树枝状聚合物对芘分子的平均包容量小于AP-P4。树枝状聚合物在水溶液中形成的三维网络结构中存在层铺状、致密排列的小网络结构，这种紧密的结构降低了树枝状聚合物的空间容积，使其对芘分子的平均包容量大幅降低。图9参17

摘要:以疏水缔合聚合物为代表的抗盐型聚合物在油田提高采收率实践中获得良好增油降水效果。但是矿场实践中往往只重视聚合物溶液视黏度，而忽视聚合物溶液中聚合物分子聚集体与储层孔隙和非均质性间的匹配关系。以SZ36-1油田储层地质特征和流体为研究对象，开展了疏水缔合聚合物缔合程度及其调节方法研究，在此基础上进行了储层非均质性与疏水缔合聚合物缔合程度适应性评价。结果表明，在浓度为1750 mg/L的 AP-P4溶液中加入β-环糊精（β-CD），β-CD加量由0增至0.08%时，β-CD/AP-P4体系中的黏度由172.1 mPa?s降至7.7 mPa?s，聚合物分子线团尺寸由1078.2 nm减至500.1 nm，与之相适应的岩心渗透率极限由1500?10^-3 μm²降至150?10^-3 μm²。由此可见，加入β-CD可以调节疏水缔合聚合物溶液中超分子聚集体尺寸及其大小分布，进而改善其与储层岩石孔喉间匹配关系。岩心非均质性不同，与之相适应疏水缔合聚合物缔合程度也不同。当驱油剂体系与岩心孔喉相匹配时，采收率增幅才能达到最大。图4表4参14

摘要:三次采油技术中使用的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）在高温高盐条件下会发生明显的水解和降解反应，抗温抗盐性能较差。疏水缔合聚合物凭借聚合物分子间缔合作用形成的大分子网状结构使其抗盐性有所改善，从而弥补了HPAM抗盐性差的缺陷。然而，疏水缔合聚合物存在其分子线团尺寸与油藏多孔介质孔隙尺寸间适应性差的问题，导致疏水缔合聚合物注入困难。针对疏水缔合聚合物与油藏适应性较差的问题，采用β-环糊（β-CD）为疏水缔合聚合物缔合程度调节剂，通过室内岩心驱替实验方法，开展了β-CD对疏水缔合聚合物传输运移特性影响的研究。结果表明，β-CD可以改变AP-P4 的缔合作用及在多孔介质中的行为。在浓度为1 g/L 的疏水缔合聚合物AP-P4 溶液中加入β-CD 后，溶液黏度随β-CD 加量的增加而减小，当β-CD 加量达到0.07%时，AP-P4溶液黏度最低（26.2 mPa·s），为本体黏度，难以发生缔合作用。同时，随着β-CD加量的增大，AP-P4分子链间缔合作用减弱，聚合物分子线团尺寸减小。随着β-CD加量的增大，在岩心渗透率相同（相近）条件下，AP-P4溶液的阻力系数和残余阻力系数减小，疏水缔合聚合物溶液在岩心内的传输运移能力增强。图10表5参11

摘要:为获得具有性能优良的表面活性剂，研究了磺酸盐与磺酸盐表面活性剂在降低油水界面张力方面的协同作用。选取了十二烷基苯磺酸钠（C12ΦS）与4-(7'-十四烷基)苯磺酸钠 (7C14ΦS)、4-(8'-十八烷基)苯磺酸钠 (8C18ΦS)，绘制了磺酸盐及复配体系的烷烃扫描曲线，考察了表面活性剂的亲水亲油性能、复配比例对协同作用的影响及磺酸盐及复配体系降低原油界面张力的能力。证实了磺酸盐与磺酸盐复配协同作用源自亲水亲油性能的改善，亲油性磺酸盐8C18ΦS与亲水性磺酸盐C12ΦS、7C14ΦS复配，可以获得具有适中亲水亲油性能的复配体系，实现协同降低界面张力作用，通过适当的磺酸盐表面活性剂复配可使长庆油田原油与1%NaCl水溶液的界面张力降低至超低值。图5参10

摘要:为揭示石油羧酸盐与烷基苯磺酸盐复配体系的性能特征，考察了石油羧酸盐和烷基苯磺酸盐形成的混合胶束（超分子结构）对复配体系界面活性的影响。结果表明，亲水亲油平衡值（HLB值）的差别使石油羧酸盐分子和烷基苯磺酸盐分子在油水界面上插入深度不同，由于距离拉开而减少了极性基团间的斥力，因而混合胶束排列得较紧密，界面吸附增加，界面活性比单剂好。此结构特点对复配体系界面活性的影响体现在：复配体系能在较宽的表面活性剂浓度及矿化度范围产生超低界面张力；在0.6%~1.2%弱碱（Na₂CO₃）下有优良的界面活性，避免了强碱（NaOH）对地层的伤害；达到超低界面张力所需表面活性剂浓度较低，可以降低驱油剂成本；在和油粒接触后可较快达到超低界面张力，对驱油过程有利。复配体系在强碱、弱碱、无碱情况下的界面活性均较好。和石油羧酸盐有良好协同效应的烷基苯磺酸盐应是直链分子结构，才能形成较紧密的混合胶束，具有较高的界面活性。图3参17

摘要:为获得适合长庆油田低渗高盐油藏使用的驱油体系，通过将石油磺酸盐阴离子表面活性剂CQPS和脂肪醇系列非离子表面活性剂ZFC-2复配，并加入醇类助剂ZJ-5，得到表面活性剂复配驱油体系YFFP-2，对其界面特性、乳化性能、吸附性能和提高采收率性能进行了研究。结果表明，YFFP-2复配体系的最佳配方为0.15% CQPS+0.05% ZFC-2+0.005% ZJ-5。在80℃、矿化度50 g/L的条件下，YFFP-2与脱水原油的界面张力为3.35×10^-3 mN/m；YFFP-2乳状液静置15 h后的析水率约15%；在天然低渗（20×10^-3 μm²）岩心上的动态吸附量为0.63 mg/g，远小于其在油砂、净砂上的静态吸附量（13.9、12.8 mg/g）；YFFP-2驱油的最终采收率为68.4%，采收率增幅为26.4%，提高采收率的作用优于CQPS。图6参14

摘要:为揭示不同结构表面活性剂的性能特征，对棕榈酸二乙醇胺聚氧乙烯醚磺酸盐钠（PDES）和油酸二乙醇胺聚氧乙烯醚磺酸盐钠（ODES）两种磺酸盐型阴-非离子表面活性剂的表面活性性能进行了研究。结果表明： DPES和ODES溶液的临界胶束浓度ccmc分别为1.14×10^-3、6.67×10^-4 mol/L，相对应的表面张力γcmc分别为38.40和35.68 mN/m；随着温度和矿化度升高，ccmc逐渐减小，γcmc逐渐降低。DPES和ODES的Krafft点均低于常规阴离子表面活性剂，分别为17℃和14℃，浊点均大于110℃，溶解性好，具有优良的抗高温性能。质量分数0.5%的PEDS和ODES在Na⁺浓度为100 g/L或Ca²⁺浓度为4 g/L的矿化水溶液中均未出现沉淀，表现出了极强的耐盐性能。

摘要:以二乙烯三胺五乙酸、氢氧化钠和溴代十二烷为原料，通过中和反应和亲核取代反应合成了一种甜菜碱表面活性剂——N，N'，N'' -十二烷基二乙烯三胺五乙酸钠（DDTP），通过核磁氢谱和红外光谱对化合物的结构进行表征，测定了不同浓度的DDTP水溶液的表面张力，得出表面张力曲线，进而算出其他相关参数。实验结果证明：合成的化合物结构与预期的表面活性剂结构相吻合，在25℃时，临界胶束浓度ccmc=1.1×10-2 mmol/L，相应的表面张力γcmc=33.2 mN/m；表面张力降低20 mN/m时所需表面活性剂浓度的负对数pC20=3.22，饱和吸附量Γmax=5.15×10^-3 mol/cm²，平均每个分子占有的最小面积Amin=3.1 nm²，表明N，N'，N'' -十二烷基二乙烯三胺五乙酸钠具有较好的表面活性。图6参18

摘要:为分析新疆油田部分采油井二元复合驱油中出现高黏度（3000 mPa·s）油包水型乳状液现象的原因，室内模拟化学驱中表面活性剂/聚合物二元复合体系与原油的乳化过程，研究了矿化度、油水比、表面活性剂浓度和地层水稀释对乳状液类型的影响，建立了在岩心驱油过程中乳状液的转变模型。研究结果表明，当矿化度较低（100 mg/L NaCl）时，乳状液主要为水包油型；随着矿化度的增大，水包油型乳状液的稳定性变差，当矿化度达到10 g/L时，乳状液开始向油包水型转变。油水比为1:9和3:7时，乳状液主要为水包油型；当油水比为5:5、表面活性剂加量为500 mg/L时，乳状液为油包水型。随着地层水稀释比例的增加，乳状液由水包油型向油包水型转变。室内岩心驱油实验结果表明，随着二元体系的注入与推进，矿化度升高，表面活性剂浓度降低，油水比变大，导致乳状液产生了由水包油型向油包水型的转化。图16参13

摘要:聚合物驱后油藏仍有大量剩余油残留其中，为探讨进一步提高聚合物驱后油藏的原油采收率的方法，利用人造非均质大平板岩心，开展了凝胶与聚合物、凝胶与聚合物/表面活性剂二元复合体系（简称聚表二元体系）多轮次交替注入的驱油效果研究。结果表明，交替注入0.26 PV凝胶与0.39 PV聚表二元体系进行驱油实验，采出程度可在聚合物驱采收率基础上提高11.29%，凝胶与聚合物溶液交替注入驱油阶段采出程度可提高7.10%，说明凝胶与聚表二元体系交替注入驱油技术对聚合物驱后剩余油的进一步挖潜更具潜力，但与凝胶与聚合物交替注入驱油技术相比，其成本相对较高。在现场进行实际技术优选时应综合考虑成本及市场原油价格等因素。图4表3参20

摘要:为明确有机碱、表面活性剂、聚合物三者之间的协同效应，采用旋转滴法研究了有机碱三元复合驱体系与正构烷烃间的界面张力。研究结果表明，非离子表面活性剂烷醇酰胺6501能够有效降低正癸烷油水间的界面张力，浓度为2.0 g/L时6501溶液与正癸烷间的界面张力稳态值为10^-1 mN/m；有机碱乙醇胺或二乙醇胺的加入可以进一步将体系与正癸烷间的界面张力降至10^-2 mN/m，这主要是由于有机碱能够影响烷醇酰胺的溶解性及其在界面上的分子排列，乙醇胺降低界面张力的能力大于二乙醇胺；聚合物类型对有机碱三元复合体系与正癸烷间的界面张力有较大影响，加入水溶性聚合物后的有机碱三元体系与正癸烷间的界面张力可降至10^-3 mN/m，而加入疏水缔合聚合物后的有机碱三元体系与正癸烷间界面张力瞬时值升高，稳态值变化不大，保持在10^-1 mN/m数量级。图7参15

摘要:为了明确化学驱中聚合物的注入性，针对聚合物（P）体系、碱-聚合物（AP）体系、表面活性剂-聚合物（SP）体系及碱-表面活性剂-聚合物（ASP）体系通过多组对比实验分析了各因素对聚合物水动力学直径Dh的影响，并进行了6种渗透率K岩心的P体系注入性实验以确定最优匹配注入界限。结果表明：P体系中，Dh随着聚合物相对分子质量Mr、浓度C的增加而增大。AP体系中，Dh随着碱浓度的增加而减小，且强碱作用效果比弱碱大；SP体系中，Dh随着表面活性剂浓度的增加而略微增大然后减小。ASP体系中，当表面活性剂含量相对聚合物较小时，碱和表面活性剂对Dh起相互制约作用；当表面活性剂含量较大时，碱和表面活性剂对Dh起协同作用。将聚合物溶液注入岩心时，需要遵循以下条件：当53×10^-3≤K＜91×10^-3μm²时，注入的聚合物溶液应满足C＜1g·L^-1、Mr＜1×10⁷；当91×10^-3≤K＜146×10^-3μm²时，注入的聚合物溶液应满足C＜2 g·L^-1、Mr≤1×10⁷；当146×10^-3≤K＜199×10^-3μm²2时，注入的聚合物溶液应满足C≤2 g·L^-1、Mr≤1.5×10⁷；而当199×10^-3≤K＜252×10^-3μm²时，注入的聚合物溶液应满足C≤2.5 g·L^-1、Mr≤2.7×10⁷。图12表2参10

摘要:为揭示碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱采油井高黏度乳状液的成因，分析了室内物理模拟驱油及矿场采出液中油相黏度特点，考察了外力作用、化学剂浓度和类型、含水率和原油组分对乳状液稳定性及黏度的影响规律，探讨了相关作用机理。结果表明，在适宜的含水率（低于50%）条件下，含有极低浓度化学剂的采出水与原油通过强烈的外力作用（均化器转速超过6000 r/min），可形成高黏度稳定乳状液，原油中的沥青质是形成高黏度乳状液的关键物质。在模拟地层水中外加浓度较低的化学剂（重烷基苯磺酸盐、碱或部分水解聚丙烯酰胺）时，无论哪种类型的化学剂体系与原油在含水50%、均化器转速11000 r/min下形成的乳状液放置90 d后仍不分相，黏度均超过100 mPa?s；当模拟地层水中外加化学剂浓度较高时，高黏度稳定乳状液不易形成，乳状液放置7d后，析水率均大于85%，黏度均低于100 mPa?s，外加的重烷基苯磺酸盐和部分水解聚丙烯酰胺等主要起破乳剂的作用。图3表5参9

摘要:以马来酸酐、十二醇和水杨酸为原料，对甲基苯磺酸为催化剂，合成了一种水杨酸盐型新型起泡剂。起泡剂最佳合成条件为：在无溶剂条件下，马来酸酐、十二醇、水杨酸单体摩尔比为1.2∶1∶1，催化剂加量3%，反应温度80℃。该起泡剂溶液的表面张力较低，起泡剂加量为3000 mg/L时的表面张力为20.9 mN/m。在常温下，该起泡剂抗KCl能力达到40 g/L、抗CaCl₂能力达到30 g/L，抗油能力达到25%，抗温能力达到140℃。图6 表3 参17

摘要:揭示空气泡沫驱对储层的适应性，研究了不同非均质变异系数条件下，泡沫注入量对驱油效果及含水率的影响。结果表明：当注入量为0～0.3 PV时，对于任何非均质性的储层，随着注入量的增加，采收率增幅及含水率降幅均增大，且非均质性中等和非均质性强的储层的变化较大；当注入量为0.35～0.5 PV时，注入量的增加对于非均质性弱和非均质性强的储层的采收率增幅和含水率降幅基本无影响，而对于非均质性中等的储层影响较大；当注入量为0.5～0.6 PV时，注入量增加对于任何非均质性储层的采收率增幅和含水率降幅均无影响。非均质性弱、中等和强的储层的最优注入量分别为0.3、0.4和0.35 PV；泡沫驱采收率增幅最大值分别为13%OOIP、23%OOIP和25%OOIP，含水率最大降幅分别为16.7%、29.7%和33.1%。泡沫驱适用于非均质性中等和非均质性强的储层。图4表2参16

摘要:针对高温低渗非均质油藏CO₂驱普遍存在的气窜问题，研制了耐温抗盐CO₂气驱封窜剂，考察了其抗盐性和封堵性。在135℃条件下，封窜剂最佳配方为：4.5%丙烯酰胺、0.2%阳离子改性剂、0.2%乳化型引发剂、0.25%甲醛、0.005% N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和0.8%缓聚剂。其抗盐能力强，Na⁺、Mg²⁺、Ca²⁺的使用范围分别为：Na⁺<25 g/L、Mg²⁺<15 g/L、Ca²⁺<12 g/L。封堵实验结果表明，成胶时间越长，封堵率越高，成胶时间大于40 h时的封堵率约98%；随着堵剂注入量的增加，填砂管封堵率提高，注入量为0.6 PV时的封堵率可达91.5%；该堵剂有良好的选择性封堵能力，可将高渗填砂管渗透率降低92.5%。对CO₂气驱的封窜能力强，可提高原油采收率11.2%。图10表3参10

摘要:为解决新疆红山嘴油田火驱试验区烟道气气窜严重、火驱开发效果降低的问题，开展了对注气井气体流度控制体系的筛选与性能评价，为有效改善吸气剖面，提高火驱开发效果提供依据。针对烟道气的流度控制，以起泡体积和泡沫半衰期为性能参数，在五种起泡剂和四种稳泡剂中优选出在高温350℃下气体流度控制体系的配方为：5 g/Lα-烯基磺酸钠(AOS)+2 g/L十二烷基苯磺酸钠(SDBS)+0.5 g/L羟乙基纤维素HEC。用矿化度为10902.1 mg/L的模拟地层水配制的100mL起泡液的起泡体积为700mL，泡沫半衰期为170 min。矿化度从0mg/L增至10902.1mg/L时，各项参数变化幅度较小，表现出较好的耐盐性；耐油性实验结果表明在含油饱和度大于10%后，各项参数显著降低，表现出较好的遇油消泡性，体现出泡沫对地层流体的选择性。图4表3参13

摘要:为揭示超稠油蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开采过程不同阶段采出液的性能特征，以新疆油田风城作业区重1井区SAGD循环前期、循环中后期和转抽三个阶段的采出液为研究对象，考察了其组成、乳液类型和稳定性，分析了稳定机理。结果表明，SAGD三阶段采出液均含有较高的沥青质和胶质成分，采出液以O/W型乳液为主，部分为W/O/W型复合乳液。随着SAGD的开采，三阶段采出液的含水率、含砂量和Zeta电位绝对值依次降低。室温下，采出液可以保持稳定，没有油水分离现象，仅形成富油层和富水层。随静置时间的延长，循环前期、循环中后期和转抽采出液的背散射光值（15~25 mm）分别由9%、21%和9.5%增至11%、26.5%和10%，内部颗粒粒径分别由18.9、62.2和169.1 μm降至16.5、49.9和165.3 μm。三阶段分散相粒子的平均迁移速率分别为1.59、1.56和1.55 mm/h。转抽采出液的稳定性指数最小、稳定性最好，循环前期采出液稳定性较差。循环前期采出液稳定机理以扩散双电层为主，转抽阶段采出液则以“沥青质膜”稳定乳液为主。图13表1参13

摘要:首先采用乙醇胺与环氧氯丙烷在无水乙醇溶剂中反应合成双氯中间体，再加入三乙胺进行季铵化反应合成了双季铵盐膜驱剂（TEEMD）；分别测定了TEEMD的阳离子度、TEEME溶液的黏度和电导率、TEEMD的油水分配比、以及TEEMD溶液在不同润湿性介质表面的接触角。研究结果表明，分子膜驱剂TEEMD的阳离子度为82.1%；不同浓度TEEMD溶液的相对黏度均为0.98；TEEMD在水溶液中完全离解成离子，电导率随浓度的增加而增大；但随着TEEMD浓度的增大，它在水溶液中没有形成“胶束”态；TEEMD在原油和水两相间的油-水分配比随着时间延长和浓度增大而逐渐增大，最后达到分配平衡，当TEEMD浓度分别为0.335、0.446、0.558和0.669 mmol/L时，油-水分配比系数依次为0.050、0.099、0.552、0.698；接触角测定结果表明, 随着浓度的增加，TEEMD在不同固体表面的润湿性均有所增强；该膜驱剂TEEMD能够使不同载玻片的表面向亲水性转变。图4表1参11

摘要:为研究三次采油过程中黏土稳定剂和稠油降黏剂对破乳的影响机理，采用界面膨胀流变仪考察了阳离子型黏土稳定剂NT-1A、阴离子和非离子复配型稠油降黏剂JN-1A对滨南原油及四组分破乳体系界面膜强度的影响，应用原子力显微镜观察了NT-1A、JN-1A对沥青质聚集结构和形貌的影响。结果表明：原油中沥青质有较高的扩张模量；NT-1A通过静电吸引作用促进沥青质分子交联聚集体的形成，使聚集体粒径由489 nm增至665 nm，导致界面膜强度增强，原油界面扩张模量由3.23 mN/m增至5.93 mN/m，脱水率由77.27%降至7.80%；JN-1A在油水界面上的吸附能力较强，部分顶替原油中的活性组分，抑制沥青质分子在油水界面上的聚集，聚集体粒径由489 nm降至215 nm，导致界面膜强度降低，原油界面扩张模量由3.23 mN/m降至1.68 mN/m，脱水率由77.27%增至87.50%。NT-1A、JN-1A主要通过改变原油中的活性组分沥青质的交联强度，影响界面扩张模量，从而影响稠油乳状液的破乳效果。图15表2参20

摘要:油水两相流广泛存在于油田生产中，其流动黏度的准确测定直接影响集输工艺设计的合理性与运行管理的科学性，但现有技术尚不能满足其快捷与准确测定的需要。为此，分别以二甲基硅油、吉7 稠油和CZ27 稠油为油相，自来水为水相，制备不同的油水不相溶体系；采用Anton-PaarRheolabQC 同轴圆筒流变仪及配套DIN 53019 转子系统，测试其流变特性；分析含水率、温度和剪切速率对油水不相溶体系流变特性的影响，建立相应的流变模型。结果表明，高黏度油相与水组成的油水不相溶体系在本实验剪切速率范围内表现出与纯油相相同的流变特征；根据含水率的不同，表观黏度变化趋势可分为四个区间：含水0～40%的无影响区，40%～55%的线性变化区，55%～75%的波动区，75%～93%的线性变化区；二甲硅油及其油水不相溶体系表现为牛顿流体流变特性，而乳化稠油及其油水不相溶体系表现为剪切稀释性。图7 表3 参22

摘要:针对传统淀粉-碘化镉聚合物浓度检测方法测试步骤繁琐、时效性差和成本高等问题，建立了“微滤膜-定氮”检测方法：选用孔径尺寸为0.45 μm的微滤膜对采出液预处理，采用碱性过硫酸钾消解紫外分光光度法建立双波长校正吸光度A与聚合物浓度C之间的定量关系，据此实现对聚合物浓度的快速准确检测。考察了所建立的快速测定方法的准确性和重现性。根据该分析方法研制了便携式聚合物浓度检测仪。研究结果表明：用该法测量模拟聚合物驱采出液中的HPAM浓度相对误差小于1%；测量油田现场采出液中的HPAM浓度相对标准偏差小于2%，数据重现性好于淀粉-碘化镉法。便携式聚合物浓度检测仪体积小、重量轻（约4 kg），测试步骤简便快捷，可满足平台现场取样、就地化验的需求。图2表3参13

摘要:针对TX550A型旋滴法界面张力仪测定界面张力过程中出现的内相油滴回缩（界面张力值由初期迅速下降然后上升）现象，分析了该现象产生的机理，考察了油滴体积对界面张力的影响，提出了正确的操作步骤。结果表明，内相油滴体积的回缩与表面活性剂溶液的增溶作用和油水界面间存在的Marangoni对流有关。用旋滴法测定界面张力开始时，应逐渐提高仪器转速，同时缓慢地调整仪器的平衡，以防止测试管中油滴因快速左右移动而产生不正常形变。在界面张力测定过程中，内相油滴体积相对较小时，测定的界面张力值比较准确。采用大测试管（2500 μL）测定时，注入内相油滴体积控制在1～3 μL；采用小测试管（300 μL）时，注入内相油滴体积控制在0.3～1 μL。对于4种特殊形状油滴直径和长度的测量，提出了合理的测量方式。图7表1参11

摘要:介绍了目前常用的堵漏技术，包括承压堵漏技术、随钻堵漏技术、塑性堵漏技术、波纹管堵漏技术及气体钻 井堵漏技术。对各类堵漏技术做出了比较和评价，并对今后堵漏技术的研究提出了建议。参30