摘要:为降低降滤失剂对钻井液黏度的影响，采用丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、烯丙基聚乙二醇为主要单体，合成了聚合物降滤失剂GZ-1，用红外光谱对GZ-1 的结构进行了表征，研究了GZ-1 对钻井液流变性能和滤失性能的影响，通过环境扫描电镜分析了GZ-1 对钻井液滤饼微观形貌的影响。结果表明，合成的GZ-1 含有设计的官能团，黏均分子量适中（22.9 万），1.6% GZ-1 水溶液的黏度仅为7 mPa·s；随着GZ-1 浓度增加，聚合物钻井液的滤失量逐渐降低，钻井液的表观黏度（AV）和塑性黏度（PV）小幅增加，基浆在加入1.6%GZ-1 后的AV 和PV 增幅分别为1.7 和1.5 倍，180℃老化16 h 后的增幅分别为1.1 和2.7 倍；加入重晶石提高聚合物钻井液密度时未出现黏度激增现象；GZ-1 可使钻井液滤饼更为致密，有效抑制黏土颗粒的聚结作用。GZ-1 可抗180℃高温，增黏作用小于常用降滤失剂JT888和SY-3，对钻井液黏度的影响较小。图6 表4 参14

摘要:为了解决绿色环保型降滤失剂羟丙基淀粉（HPS）耐温性能较差等的问题，以玉米淀粉和环氧丙烷为原料，采用溶剂法制备了羟丙基淀粉（HPS），探讨了最佳反应条件，研究了HPS的摩尔取代度（MS）与其降滤失性能的关系以及HPS与几种降黏剂的复配性能。结果表明，HPS最适宜的反应条件为：反应温度60℃，反应时间20 h，环氧丙烷加量为26%（相对于淀粉质量），NaOH加量为0.7%（相对于淀粉质量），淀粉乳质量分数为45%；当MS为0.23 时HPS的降滤失效果最好；硅氟类降黏剂GF与HPS按质量比0.5∶1 复配使用（记为HPSS）时，降滤失性能得到明显的改善。加有1.5%HPSS的4%盐水泥浆可抗温至150℃，常温黏度为16 mPa·s。在140℃下与HPS相比，HPSS抗盐从10%提高到15%，抗钙从360 mg/L提高到900 mg/L，抗镁从240 mg/L提高到360 mg/L。图8 表4参9

摘要:为了在保证共聚改性轻度支化聚乙烯醇降滤失性（固井水泥失水剂）的同时不降低其溶解性，通过在醋酸乙烯聚合时引入少量甲基丙烯酸烯丙酯（AMA）双官能度单体和丙烯酸（AA）和丙烯酸丁酯（BA）合成了支化聚乙烯醇B-PVA。通过红外光谱（IR）仪、核磁共振氢谱（1H-NMR）仪及示差扫描量热分析（DSC）仪分析了合成B-PVA的结构，并考察了B-PVA的溶解性及降滤失性能。IR 和1H-NMR分析表明所合成的产物B-PVA即为目标产物；DSC分析表明B-PVA的熔点较普通1799 低，这归结于共聚单体的引入一定程度上阻碍了聚乙烯醇羟基之间的氢键作用。所合成的支化聚乙烯醇B-PVA的溶解性与普通1799 的相当，但降滤失性能明显优于普通1799的，在同等条件下，当温度从70℃增至90℃时，加有普通1799 水泥浆的滤失量由30 mL 骤增至400 mL；加有B-PVA水泥浆的滤失量仅由36 mL增至70 mL。该聚合物可望在油田降滤失剂方面获得应用。图3 表1 参14

摘要:为了既保持硅酸盐优良的防塌性能，又减轻或消除硅酸盐对钻井液体系流变性的影响，通过同步修饰法用C₂H₃OSiCl₃对二氧化硅进行表面修饰后，再与山梨醇进行杂化反应合成了杂化硅防塌剂，研究了杂化硅防塌剂与常用处理剂配制的钻井液体系的流变性和防塌性能。结果表明，二氧化硅表面修饰的适宜反应条件为：室温、pH=8、2 mol/L 正硅酸乙酯、25% C₂H₃OSiCl₃、胶凝时间为2 h；杂化硅防塌剂具有有机/无机杂化结构。杂化硅防塌钻井液体系的流变性良好，抗温达150℃，阻缓压力传递的效果明显，防塌效果优于两性离子聚合物钻井液和聚丙烯酸钾钻井液体系。图6 表3 参21

摘要:为了解决阴离子丁苯胶乳原浆直接用于油井水泥浆存在的性能不稳定问题，在优选胶乳稳定剂的基础上，由70%丁苯胶乳原浆、2%非离子表面活性剂FB-1、1%非离子表面活性剂FB-2、0.4%阴离子表面活性剂YB-1、0.25%阴离子表面活性剂YB-2 和适量防腐剂与去离子水制备了耐高温丁苯胶乳BZT-L1，研究了采用BZT-L1 配 制的胶乳水泥浆机械稳定性、抗盐和抗温性能。研究结果表明，在温度50～150℃、压力25～75 MPa 下，加有6% BZT-L1 的胶乳水泥浆体系的稳定性良好，水泥浆的稠化曲线为直角稠化。此外，胶乳水泥浆具有良好的抗盐性，使用半饱和盐水配制的水泥浆，其稠化曲线平稳，基本可以实现直角稠化。在常规密度水泥浆中加入BZT-L1胶乳，不但可以减少水泥浆体系的失水（低于50 mL），而且胶乳水泥浆表现出良好的综合性能:具有良好的流动性，流动度均大于20 cm，自由水、密度差均几乎为零，水泥石养护24 h后的抗压强度均大于14 MPa。图5表5参12

摘要:为减小以提盐废卤为基液制备的酸性高密度无固相压井液的腐蚀性，以二乙醇胺、甲醛和苯乙酮为原料采用正交实验法制备了一种适用于该类压井液的醛酮胺类缓蚀剂WX1A，利用失重法、电化学分析和SEM扫描电镜研究了该缓蚀剂对N80、P110 钢片在压井液（以pH为3 的普钙老水制备的酸性高密度无固相压井液）中不同条 件下的缓蚀效果。结果表明：在二乙醇胺、甲醛、苯乙酮摩尔比1.2:2:1.2，反应温度110℃，反应时间10 h，反应pH1 条件下合成的缓蚀剂WX1A的缓蚀效果最佳；该缓蚀剂的最佳用量为80 mg/L，在此加量下，当温度从60℃升至80℃，缓蚀剂WX1A对N80 钢片和P110 钢片的缓蚀率从87.07%和88.09%分别增至93.12%和92.62%；在密度1.6、1.7、1.8 g/cm³ 的压井液中，缓蚀剂WX1A 对N80 钢和P110 钢片的缓蚀率均在90%上，在120℃、2 MPa 和150℃、4 MPa条件下缓蚀剂WX1A在密度1.6 g/cm³的压井液中对N80 和P110 钢片的缓蚀率均达到94％以上。压井液中添加该缓蚀剂后，缓蚀剂通过吸附在金属基体表面形成较为完整的保护膜，自腐蚀电流密度从10^-4 A/cm²降低到10^-5A/cm²，降低了压井液对普通碳钢的腐蚀性。图5 表7 参16

摘要:以丙撑基双［（十八烷基聚氧乙烯基）氯化铵］（HY）为稠化剂、水杨酸钠为反离子盐配制了清洁压裂液，研究了该压裂液的黏弹性、变形恢复性能、携砂性能、耐温抗剪切性能及破胶性能。在60℃下，该清洁压裂液的黏度随稠化剂量的增加而增加，水杨酸钠加量为1%时的黏度达到最大值，较好的HY压裂液的配方为3%HY+1%水杨酸钠。压裂液中的稠化剂HY在反离子盐的作用下自组装成良好的三维网状结构。该压裂液具有良好的变形恢复能力，高剪切速率下压裂液的黏度迅速下降但随着剪切速率减小黏度几乎又全部恢复。HY压裂液在角频率0.03～100 rad/s 时的弹性模量大于损耗模量，表现出较好的弹性特征。同时，该压裂液具有良好的耐温抗剪切性，在90℃、170 s^-1下剪切90 min 后的黏度大于50 mPa·s。HY压裂液的携砂性较好，在25℃和90℃下，携砂量30%时，石英砂在该压裂液中的沉降速率分别为0.075 和15.25 mm/min。压裂液与煤油按体积比5∶1 混合后在210 min 左右破胶，黏度降至5 mPa·s 以下，破胶液表面张力为22.92 mN/m，界面张力为0.51 mN/m，残渣含量为56 mg/L，可满足现场施工要求。图8 参8

摘要:为提高油田采出水配制胍胶压裂液的黏度，用自制聚硅酸盐絮凝剂预处理油田采出水，再采用胺类螯合剂OM-002、含碘稳定剂P-104 和重金属锆化合物HZR-02 对其进行改性处理制备改性水，研究了OM-002、P-104 和HZR-02 对所配制胍胶压裂液黏度的影响。研究结果表明，与清水配制的压裂液相比，用预处理采出水配制压裂液的黏度大幅降低，而用改性采出水可以提高压裂液的黏度；OM-002、P-104 和HZR-02 三种添加剂复配使用的增黏效果好于单一添加剂，在OM-002、P-104、HZR-02 复配质量比为10∶2∶5 和65℃的条件下，复配改性剂可使压裂液黏度由改性前的74 mPa·s 增至306 mPa·s，并提高压裂液耐温耐剪切性能。图1表4 参15

摘要:为解决目前减阻水压裂液对地层伤害大、抗盐性能差等问题，合成了一种水包水型减阻剂FR-4，并以FR-4为主剂配制了组成为0.1% 减阻剂FR-4+0.11%复合增效剂ZX-1+0.50%黏土稳定剂NW-2 的减阻水压裂液，考察了该压裂液的减阻性能、抗盐性能及其对支撑剂充填层导流能力及岩心的伤害等性能。研究结果表明，在剪切 速率10000 s^-1、1/8″管径的条件下，该减阻水压裂液在室温、70℃时的减阻率分别为72.1%、71.4%，具有优良的减阻性能和耐温性；分别用盐水、返排水和模拟海水配制的减阻水压裂液的减阻率均在70%以上，具有良好的抗盐性能；在铺砂（50/70 目陶粒）浓度10 kg/m²、压力10～70 MPa的情况下，该减阻水压裂液对支撑剂充填层导流能力伤害率均小于10%，属低伤害减阻水压裂液；用该减阻水压裂液驱替低渗岩心（渗透率1.92×10^-3～3.52×10^-3μm²）24 h 后，对岩心伤害较小，伤害率仅为5.62%。该减阻水压裂液的表观黏度1.203 mPa·s（温度30℃、转速100 r/min），表面张力为24.96 mN/m（温度25℃），膨胀体积为2.88 mL，具有良好的表面活性和防膨性能，有利于保护储层和压后液体返排；该减阻剂分散时间小于5 s，而且无毒环保，可满足现场即配即注工艺要求。图3表6参7

摘要:针对我国海上油田渗透率高、储层非均质严重、长期注水开发无效等问题，通过物理模拟实验研究了改性淀粉凝胶-泡沫复合调驱技术的可行性，考察了复合调驱在非均质岩心中的驱油效果和淀粉段塞定位位置对复合调驱的影响。研究结果表明，复合调驱时淀粉胶优先封堵含油饱和度低的高渗透层，迫使后续泡沫体系进入含油饱和度高的中低渗透层，复合驱在水驱基础上提高采出程度24.63%，岩心出口端含水率从98%降至45.3%，驱油效果好于单独淀粉胶调剖或泡沫驱；高强度淀粉胶分段定位至岩心深部和前缘线位置时，可改善泡沫窜流问题，提高泡沫的波及体积，有效启动低渗透层中的剩余油，注泡沫阶段采出程度可提高28.97%，最终采收率可达63.11%。图9 表3 参14

摘要:为获得矿化度对有机铬/HPAM弱凝胶的成胶行为和流变性的影响规律，采用布氏黏度计和RS150 流变仪分别研究了有机铬/HPAM弱凝胶成胶时间、凝胶强度、剪切性能和黏弹性随矿化度变化的规律。研究结果表明，相同成胶条件下，随矿化度增大，弱凝胶成胶时间加快、黏度增大，矿化度在2371.14～3084.60 mg/L范围能延缓成胶，达到3449.44 mg/L时成胶时间明显变短。剪切作用对稳定期的弱凝胶产生不可逆的破坏，低剪切速率下，矿化度高的弱凝胶表现较高的黏度；而在高剪切速率（≥21 s^-1）下，不同矿化度下的弱凝胶的剪切黏度均相差不大。储能模量（G'）和损耗模量（G'' ）均随矿化度增加而增大，矿化度高时弱凝胶以弹性占导，矿化度低则以黏性为主。图7 表2 参11

摘要:为降低海外河油田油井含水率，改善水驱开发效果，针对油藏条件用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和有机铬交联剂配制了有机铬交联聚合物弱凝胶，研究了弱凝胶的耐温、耐盐、抗剪切性、注入性、封堵性及吸水剖面改善能力。研究结果表明，在油藏温度70℃下，配方为2000 mg/L HPAM+100 mg/L 有机铬交联剂弱凝胶调驱体系的成胶时间为3 d，成胶强度为C级。弱凝胶具有较好的耐温性、抗盐性及抗剪切性，耐温可达90℃，抗盐可达3621.2 mg/L。岩心流动实验结果表明，弱凝胶体系的注入性和封堵性良好，可提高采收率10.4%～12.7%；吸水剖面改善能力较好，对非均质性岩心的吸水剖面改善率大于90%。图2 表8 参15

摘要:为改善大庆油田聚合物/碱/表面活性剂三元复合驱主段塞注入后期部分注入井注入压力升高、注入量降低的问题，制备了由无机铵类化合物降解剂和复合酸组成的复合解堵剂体系，研究了该复合解堵剂对三元复合驱注入井堵塞物的室内解堵效果，并在大庆油田进行了现场解堵增注试验。结果表明，复合解堵剂对注入井堵塞 物的溶解效果较好，溶解率大于98%；现场应用时先注入降解剂处理地层中的聚合物团块堵塞，再注入复合酸处理剩余的垢质及机械杂质等堵塞物，对14 口三元复合驱注入井解堵后，初期平均压力降低2.2 MPa、平均日注入量增加12.5 m³、平均有效期183 d。该复合解堵剂对主段塞后期及副段塞阶段因堵塞导致注入能力降的三元复合驱注入井有较好的降压增注效果。表5 参13

摘要:为减缓疏松砂岩油藏开发过程中产出液的含水上升速度，达到改善端部脱砂压裂防砂效果的目的，采用自组装法将十八烷基三氯硅烷（OTS）用于石英砂支撑剂表面的抑水改性处理，研究了OTS浓度、浸泡时间和风干时间对OTS自组装石英砂破碎率、酸溶解度和流体阻力比（NFRR值）的影响，采用正交实验优化得到石英砂表面抑水处理的最佳条件，考察了OTS自组装石英砂的耐冲刷性，介绍了自组装分子膜成膜及抑水机理。结果表明，OTS浓度对OTS自组装抑水石英砂破碎率的影响最大，浸泡时间对酸溶解度和NFRR 值的影响最大。在OTS浓度10 mmol/L、浸泡时间1.0 h 和风干时间84 h 的条件下，OTS自组装抑水石英砂的NFRR 值最大（2.531），抑水效果最佳。OTS自组装抑水石英砂具有优良的抑水透油性能，岩心经去离子水连续冲刷5 d 后的水测渗透率基本不变，石英砂表面性质稳定，能满足改善端部脱砂压裂防砂增产的需求。图3 表5参18

摘要:为揭示稳泡剂黄原胶（XG）对胶质气体泡沫（CGA）性能的影响规律及胶质气体泡沫的封堵行为特征，在高速（3500 r/min）搅拌下用起泡剂（甜菜碱表面活性剂）和XG制备了胶质气体泡沫，研究了XG浓度对CGA起泡性能、黏度和泡沫粒径的影响，考察了CGA对均质、非均质填砂管的封堵性能。研究结果表明，随XG浓度增大，CGA待起泡液黏度、CGA低剪切速率黏度和泡沫析液半衰期增加，起泡体积降低。XG质量浓度为6 g/L、表面活性剂质量浓度为4 g/L 时，CGA的析液半衰期为46 h，起泡体积为345 mL，低剪切速率黏度大于40 Pa·s。XG浓度相同时，CGA平均直径随静置时间延长而增大；静置时间相同时，CGA平均直径随XG浓度增加而降低；CGA粒径膨胀速率随XG浓度的增加而变缓。CGA拥有较厚的液相保护外壳，不存在Plateau 边界，稳定性较高。CGA溶液对均质及非均质模型均有较强的封堵作用，封堵均质、非均质填砂管的最大驱替压力分别为7.52和7.89 MPa，CGA可显著改善地层非均质性，封堵调剖能力较强。图7 表2 参19

摘要:为获得适合稠油开采的驱油剂，设计合成了两亲聚合物驱油剂体系ICJN。采用扫描电镜（SEM）、荧光显微镜、旋滴界面张力仪、接触角测定仪、石英晶体微天平和微观驱油模型实验对ICJN 在溶液中的聚集形态及其对稠油的乳化、分散能力和降黏性能、驱油性能进行了研究。结果表明：浓度1000 mg/L 的ICJN溶液可降低油水间界面张力至10^-1 mN/m 数量级；与水解度25%、黏均相对分子质量1800 万的普通部分水解聚丙烯酰胺HPAM相比，ICJN 具有较强的增黏能力；对于黏度上万的稠油，在油水体积比为1∶1 条件下，浓度1200 mg/L 的ICJN 可以使混合油水体系黏度降至100 mPa·s 以下，降黏率在95%以上；ICJN 具有较强的洗油能力，以沥青质模拟原油重质组分，在SiO₂芯片表面吸附沥青质，浓度1200 mg/L的ICJN溶液作为流动相，解吸附40 min后沥青质的吸附量从489.2 ng/cm²降至207.4 ng/cm²，吸附层厚度从4.7 nm 降至3.1 nm。ICJN 溶液既可以通过扩大波及体积驱油，又可依靠较低的油水界面张力从岩石表面乳化分散剥离原油。微观驱油实验结果显示，浓度1000 mg/L 的ICJN 体系的驱油效果明显优于等浓度的HPAM体系和1000 mg/L HPAM+3000 mg/LAOS体系。图24 表4 参10

摘要:采用自由基溶液聚合法，以丙烯酰胺（AM）、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸（AMPS）、N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAM）、十六烷基二甲基烯丙基氯化铵（CDAAC）为原料合成了四元两性疏水缔合聚合物（（Poly（AM/AMPS/DMAM/CDAAC）简称PAADC），考察了聚合反应过程中体系弹性模量和黏性模量随时间的变化关系，首次建立了流变动力学方程来描述聚合反应过程中弹性模量变化。对PAADC和三元水溶性聚合物（Poly（AM/AMPS/DMAM），PAAD）溶液流变性研究表明，PAADC的临界缔合质量浓度约为2.5 g/L；在温度30℃、剪切速率70 s^-1下，浓度6 g/L 的PAADC溶液黏度是相同浓度PAAD溶液黏度的3 倍多。与PAAD相比，PAADC具有更好的耐温、耐剪切性、显著的黏弹性和触变性；共转Jeffreys 模型可表征两种聚合物溶液的剪切流动曲线。图8 表2 参19

摘要:为进一步研究疏水缔合聚合物提高原油采收率的机理，以SZ36-1 油田储层油砂、注入水和疏水缔合聚合物AP-P4 为研究对象，开展了聚合物浓度、聚合物类型、调节剂浓度和油砂粒径对吸附和解吸附规律影响研究。研究结果表明，疏水缔合聚合物静吸附和解吸附量与聚合物分子间缔合程度、聚合物分子吸附方式以及油砂比表面积密切相关。当AP-P4 浓度在500～2500 mg/L 时，吸附量为0.758～1.278 mg/g，解吸附量为0.122～0.653mg/g，其中，当聚合物浓度高于1200 mg/L时，“多分子层”吸附量增加。与“单分子层”吸附相比，“多分子层”吸附时聚合物分子聚集体与油砂表面间结合力较弱，吸附稳定性较差，更容易发生脱附。加入β-环糊精可以抑制疏水缔合聚合物疏水基团间的缔合作用，导致聚合物分子聚集体尺寸减小。随着聚合物分子聚集体尺寸和油砂粒径减小，聚合物分子吸附量增大，以“单分子层”吸附方式附着于油砂颗粒表面的聚合物分子数增多，吸附稳定性增强。图1 表5 参19

摘要:聚合物驱过程中的剖面返转现象会对提高采收率造成不利影响，为进一步提高聚合物驱效果，通过理论分析和室内物理模拟方法，对聚合物驱油效果和聚合物驱剖面返转时机及其影响因素进行研究。结果表明，随岩心渗透率升高，聚合物驱剖面返转时机延后且延后幅度增大，聚合物溶液浓度C_p=1600 mg/L、渗透率级差为4 时，渗透率大于1200×10^-3μm²后尤为明显；随渗透率级差和小层厚度比（高渗层/低渗层）增大，即地层系数级差增大，剖面返转时机提前，聚合物溶液浓度CP=1600 mg/L、岩心平均渗透率Kg=300×10^-3μm²、地层系数级差10 条件下，剖面返转时机可提前至0.06～0.07 PV。随岩心渗透率升高和地层系数级差增大，采收率增幅呈先增大后减小趋势；聚合物驱剖面返转时机T_p与地层系数级差D_j关系满足方程式T_p=a（D_j-1）^-1，随聚合物溶液浓度升高，返转系数a 值减小，剖面返转时机提前。应用该公式可定量描述剖面返转时机与地层系数关系，及时调整注入参数，提高聚合物驱效果。图3表5 参8

摘要:为提高磺基甜菜碱表面活性剂在胜利油田高温高盐油藏的水溶性，在磺基甜菜碱分子中引入了羟基，采用“两步法”合成了具有高界面活性的驱油用表面活性剂—十六烷基羟基磺基甜菜碱（MBS16），通过红外光谱、核磁共振光谱对该表面活性剂的结构进行了表征，利用界面张力仪和Ross-Miles 泡沫仪研究了其油水界面活性和泡沫性能，并在气测渗透率约为1500×10^-3 μm²的填砂管中进行了驱油实验。结果表明，合成的产物与所设计的目标分子结构相吻合，在胜利油田孤岛、孤东、胜坨的油水条件下，0.3% MBS16 溶液与原油间均能达到超低的界面张力，具有良好的耐温抗盐性；在0.15%聚合物（HPAM）溶液中加入0.3% MBS16 后体系的黏度略有增加；同等注入段塞（0.3 PV）条件下，在水驱采收率48.6%的基础上，0.3% MBS16+0.15% HPAM二元体系提高采收率（16.5%）较单一聚合物体系（0.15% HPAM）提高采收率（7.1%）增加9.4%。此外，MBS16 还具有很强的发泡能力，与阴-非表面活性剂B4的复配体系具有很好的稳泡性能。图4 表4 参10

摘要:为获得性能优良的聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系，以腰果酚、环氧氯丙烷为原料，四丁基溴化铵为催化剂合成了腰果酚甜菜碱型两性离子表面活性剂，用红外光谱对其结构进行了表征；将表面活性剂与聚丙烯酰胺复配，研究了表面活性剂与聚合物加量对油水界面张力及乳化性能的影响。研究结果表明，合成产物具有腰果酚甜菜碱型两性表面活性剂的结构特征，表面活性剂在低浓度（0.5～3.0 g/L）时的油水界面张力为10^-4～10^-3mN/m。二元复合驱油体系平衡界面张力随聚合物浓度的增加而增大，表面活性剂加量对二元体系平衡界面张力的影响较小，当表面活性剂质量浓度为0.3～0.8 g/L、聚合物质量浓度为0.5 g/L 时的平衡界面张力为10^-6～10^-5mN/m。二元体系乳化性能良好，随表面活性剂和聚合物浓度的增加，二元体系分水时间呈增长趋势（200～1000 s）。表面活性剂与聚合物复配使油水界面张力降低，乳状液稳定性提高。图9 参19

摘要:为进一步提高老油田水驱采收率，以低矿化度下的地层水和表面活性剂十六烷基羟丙基磺基甜菜碱（HHSB）溶液为对象，通过室内物理模拟研究了它们在低渗多孔介质中的流动特征及驱油特征。研究结果表明，低矿化度下地层水及表面活性剂溶液与岩石表面作用更强、流动阻力更小。低矿化度（4700 mg/L）地层水、高矿 化度（47000 mg/L）地层水与岩心润湿接触角分别为83°和84.5°；低矿化度下质量分数0.3%的十六烷基羟丙基磺基甜菜碱（HHSB）溶液在岩石表面吸附损失量为23.33%，而高矿化度下HHSB溶液在岩石表面吸附损失量仅为16.73%；经岩石表面吸附后，低矿化度表面活性剂溶液与原油界面张力为0.0045 mN/m，而高矿化度表面活性剂溶液与原油界面张力为0.008 mN/m。提高采收率实验结果表明，高矿化度水驱、低矿化度水驱的采收率分别为32.5%和33.8%；高矿化度水驱（采收率32.5%）后转低矿化度水驱、高矿化度水驱后转高矿化度表面活性剂驱、高矿化度水驱后转低矿化度表面活性剂驱分别可提高采收率1.3%、6.2%和8.2%，总的采收率分别为33.8%、38.7%和40.7%；低矿化度水驱（采收率33.8%）后转低矿化度表面活性剂驱可提高采收率7.3%，总采收率为41.1%。低矿化度水驱加后续低矿化度表面活性剂驱的组合方式可使采收率达最高。图5 表4 参14

摘要:为获得超高分子量聚合物与表面活性剂之间的相互作用规律，考察了超高分子量部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）对阴离子型表面活性剂烷基苯磺酸盐及阴-非离子型表面活性剂烷基三氧乙烯羧酸盐与正构烷烃间界面张力的影响。结果表明，HPAM加量增大，单长链烷基苯磺酸盐与正壬烷间的界面张力先降低后增加最后趋于稳定，双长链烷基苯磺酸盐和烷基三氧乙烯基羧酸盐与正壬烷间的界面张力迅速增加并逐渐稳定；HPAM通过改变烷基苯磺酸盐和烷基三氧乙烯基羧酸盐界面膜排列结构影响其降低界面张力的能力；HPAM水溶性较强，能改变表面活性剂在油水相中的分配能力，油相烷烃碳数低时，增强表面活性剂亲水性，导致界面张力升高， 油相烷烃碳数高时则影响不大。两种作用存在竞争关系，当表面活性剂界面活性较强时，HPAM对界面张力的影响主要通过改变界面膜排列结构来实现。图5 参13

摘要:为改善大港油田孔南地区油藏疏水缔合聚合物/表面活性剂二元体系的液流转向能力，获得良好的增油效果，研究了聚合物和表面活性剂浓度、岩心渗透率和注入水除垢对疏水缔合聚合物溶液和疏水缔合聚合物/表面活性剂二元复合体系黏度和渗流特性的影响。结果表明，聚合物溶液和二元复合体系的黏度随聚合物浓度的增 加而增加，疏水缔合聚合物临界缔合浓度为1～2 g/L；在疏水缔合聚合物溶液中加入少量表面活性剂可以增强体系中疏水缔合聚合物疏水基团间的缔合作用，使黏度和渗流阻力增加；岩心渗透率越高，二元体系的阻力系数和残余阻力系数越低；用除垢软化水配制聚合物溶液和聚合物/表面活性剂二元体系的黏度最大，且聚合物浓度越小，软化水对其增黏效果越明显；用含垢软化水配制聚合物溶液和聚合物/表面活性剂二元体系的阻力系数和残余阻力系数最大、注入压力最高，液流转向效果最好。图4 表5 参16

摘要:三元复合驱化学驱油剂在储层内滞留和由此引起的色谱分离现象等问题是石油科技人员十分关心的问题。依据矿场实际需求，以大庆喇嘛甸油田储层地质和流体为研究对象，首次在18 m长含天然油砂人造岩心上开展了强碱三元复合驱过程中储层内驱油剂性能及其变化规律实验研究。结果表明，与聚合物相比较，碱和表 面活性剂相对分子质量小，不可及孔隙体积较小，波及体积较大，滞留量较大，突破时间较晚，导致三者间出现色谱分离现象，进而减弱三元复合驱油的协同效应。在强碱三元复合体系注入过程中，当注入段塞尺寸达到0.482～0.543 PV时，整个岩心长度区域内油水界面张力可以达到10^-2mN/m数量级，局部区域可以达到10^-3 mN/m。三元复合体系在岩心内传输运移过程中，因聚合物分子线团尺寸受到孔隙剪切作用而减小，溶液黏度从注入端到采出端逐渐减小，采出端黏度损失率高达69%。后续水驱结束时，岩心内残余油饱和度和表面活性剂滞留量从注入端到采出端逐渐减小，出口端处残余油饱和度58%，表面活性剂滞留量0.6462 mg/g。图12 参20

摘要:针对大庆二厂水驱油藏开展微生物采油室内试验和评价，优选了乳化效果好的本源微生物菌株Rr（Rhodococcus ruber），研究了Rr 的生理、生化特性，分析了Rr 作用前后原油饱和烃组分，模拟油藏条件监测本源微生物群落的变化与代谢物（有机酸）特征，并进行了微生物驱油实验。研究结果表明，Rr 对石油烃有很好的乳化效果，油水界面乳化活性>60%；作用后原油中的C11～C17 饱和烃浓度降低；模拟驱替产出液中未检测到Rr，但有乙酸、丙酸、丙二酸、乳酸、柠檬酸、琥珀酸等小分子有机酸，其中乙酸浓度可达166.191 mg/L。驱油结果表明，注气补氧不能起到有效提高采收率的作用，注入高浓度的Rr 很可能会打破原有的生态平衡，注入无机盐培养基就能很好地激活油藏微生物，提高采油率8.51%。因此，大庆二厂在进行微生物强化水驱时宜选择本源微生物驱。图5 表2 参10

摘要:为了获得火驱过程中供氢剂以及金属离子催化剂对开发效果的影响规律，以甲酸为供氢剂、铁（镍）基离子溶液为催化剂，考察了它们在稠油火驱过程中提高氧气利用率和燃烧效率的作用效果，研究了添加铁基离子溶液对稀油燃烧稳定性的影响。结果表明：在稠油火驱中加入质量分数0.3%甲酸、0.05%铁基离子溶液后，燃烧稳定性增强，尾气中CO₂、CO含量上升、O₂含量下降，氧气利用率提高了8.27%、燃烧前缘温度提升27℃、采收率提高了7.33%；在稀油火驱中添加0.05%铁基离子溶液后，燃料沉淀量增加，可保证稀油火驱燃烧的持续性。图13表2参14

摘要:为解析新疆九₇区超稠油化学结构、揭示超稠油黏度的形成机理，将新疆九7区超稠油进行组分分离后得到了饱和份、芳香份、轻胶质、中胶质、重胶质、沥青质六个组分，借助相对分子质量测定与元素分析等手段对各组分进行了分析，采用以核磁共振氢谱为基础的改进B-L法计算得到了稠油各组分结构参数。化学结构模型采用稠环芳烃连接环烷烃和烷基侧链并含杂原子结构单元来表示。计算出的分子模型显示各组分在结构上存在明显差异，其中沥青质与重胶质结构单元复杂，稠环芳烃与环烷烃含量较多，其他组分结构单元相对简单。计算出的各组分相对分子质量的计算值与实测值接近，相对误差小于3%，表明采用改进的B-L 法构建出的各组分平均分子结构是合理的。胶质分子、沥青质分子与芳烃分子相互之间存在强烈的缔合作用，构成大分子聚集体结构，最终形成新疆九7区超稠油的高黏特性。图5 表5 参14

摘要:为有效提高高黏度、低流度原油的流动性，对具有自主知识产权的两性降黏剂AVR进行了系统的性能研究，考察了碱和聚合物的加入对AVR降黏效果的影响。研究表明，两性降黏剂AVR的降黏效率可达82%以上，能够改变亲油表面润湿性，41 秒内可有效剥离亲油表面油膜，体系界面张力可达1.8×10^-2 mN/m；碱的加入有利于明显改善两性降黏剂AVR的性能，尤其添加Na₂CO₃后，体系降黏率提高到85%以上，剥离油膜时间缩短为10秒，在15 分钟内迅速达到油水超低界面张力（小于1.0×10^-2 mN/m），且随着时间的延长界面张力仍呈现下降趋势；聚合物浓度在100～500 mg/L范围内，两性降黏剂AVR体系的降黏效率达80%以上，体系仍然可达超低界面张力。新型两性降黏剂AVR分子通过缔合作用形成三维网络结构，使溶液具有一定的黏度，可通过地层小孔道起到扩大波及体积的作用。两性降黏剂AVR溶液抗剪切性能良好，高速（5000 r/min）剪切60 秒后，黏度保留率达86%；注入性良好，可有效通过0.2 μm以上的核孔膜，且黏度保留率在90%以上。图5 表5 参13

摘要:为揭示水溶性和油溶性降黏剂对采出液破乳脱水的影响，研究了聚氧乙烯醚型水溶性降黏剂（SH）和不饱和酸酯聚合物型油溶性降黏剂（SL）对胜利油田陈庄稠油采出液破乳的影响，通过扩张流变法和扫描电镜从界面膜角度分析了两种降黏剂对稠油采出液稳定性的影响机理。结果表明，SH浓度由0 增至3 g/L 时，采出液油水界面扩张模量由20.09 mN/m降至3.02 mN/m，脱水率由47.62%增至66.67%，界面黏性模量和弹性模量降低，相角由18.43o增至29.43o，SH分子可增大沥青质之间及胶质与沥青质之间的距离，使界面膜强度减小。SL 浓度由0增至3 g/L 时，油水界面扩张模量由20.09 mN/m增至34.76 mN/m，脱水率由47.62%降至6.80%，界面黏性模量降低的同时弹性模量增加，相角由18.43o降至9.83o，SL可增强沥青质分子之间的相互作用，沥青质表面呈现“鱼鳞”形状的规则排布，结构紧密，界面膜强度增强。SH有利于稠油采出液破乳脱水，而SL不利于稠油采出液破乳脱水。图12 参14

摘要:为获得适合渤海油田聚合物驱稠油采出液的破乳剂，将多乙烯多胺聚醚、壬基酚聚醚及二乙醇胺聚醚的丙烯酰氯酯化物与甲基丙烯酸、丙烯酸丁酯在水体系中聚合，制备了具有线型多分支结构的高分子破乳剂DW03。通过瓶试法研究了室内合成的DW03 的破乳效果，在渤海油田开展了DW03 工业品的矿场瓶试和矿场应用试验。结果表明：室内合成的DW03 对原油乳状液破乳60 min 的脱水率大于80%。矿场瓶试试验中，与现场在用破乳剂XC33相比，采出液经DW03工业品破乳后的原油平均含水率低5.5%，污水平均含油量低995 mg/L。矿场应用试验中，DW03 适宜的使用浓度范围为90～120 mg/L，最佳加量为100 mg/L；与使用XC33 的结果相比，DW03 使用浓度降幅为23%，热处理器出口原油含水率降幅为26%，脱出污水含油量降幅为66%。DW03 具有用量低、脱水率高、脱出水清的优点，破乳效果好于XC33。图5 表2 参12

摘要:为克服现有硫酸盐除垢剂的不足，增加螯合剂与添加剂之间的协同作用，提高除垢效率，研制了一种以螯合剂为主剂的碱性除垢剂SA-209，考察了除垢剂浓度、除垢时间、pH值、温度、盐浓度对硫酸钡锶垢除垢率的影响。结果表明：随SA-209 浓度、除垢时间和温度的增加，除垢剂对钡锶垢的除垢率先增加后逐渐趋于稳定；随pH值的增加，除垢率先增加后降低；随溶液中KCl浓度的增加，除垢率缓慢减小。SA-209 对钡锶垢除垢的最佳使用条件为：加量4%～12%、除垢时间4～12 h、溶液pH值11～12、除垢温度80～120℃。SA-209 对硫酸钡和硫酸锶的除垢率约为55%和65%，对以硫酸钡垢为主要成分的海上油田垢样的除垢率为72.4%；4%和12%的SA-209对N-80 钢片的腐蚀速率分别为0.2022 和0.4412 g/（m²·h），明显低于行业标准。SA-209 具有除垢率高，对设备、管柱腐蚀低的特点，适用于酸液难溶垢的处理。图6 表2 参19

摘要:为提高液相色谱法测定采出液中部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）浓度的准确度，研究了聚合物相对分子质量、分子量分布、水解度和溶液矿化度等因素对测定结果的影响，分析了现场采出液聚合物浓度测定中存在的问题。结果表明，聚合物的相对分子质量、分子量分布及矿化度对浓度测定结果无明显影响；水解度是液相色谱法测定采出液中聚合物浓度的制约因素，随着聚合物水解度的增加，工作曲线的斜率增大，当标样的水解度低于待测样品时，测定结果偏低；反之，则偏高。用合适孔径的微孔滤膜结合蒸馏水稀释的方法对现场待测样品进行预处理，可以排除采出液样品含油、有机杂质和色度高等干扰因素的影响；在现场测定时，以注入的聚合物干粉样品作为标样，聚合物浓度的测定结果低于实际值。图3 表3 参22

摘要:磺化酚醛树脂（SMP）在深井钻探中发挥着重要的作用。为了发展具有更好抗温耐盐性能的基于SMP的钻井液处理剂，分别从作用机理、改性研究、生产工艺、现场应用和质量控制5 个方面综述了国内磺化酚醛树脂的研究进展，在此基础上对未来磺化酚醛树脂的改性研究工作提出了建议。表2 参28

摘要:纳米材料可改善堵水调剖剂的性能，在油田堵水调剖中发挥着越来越重要的作用。简要介绍了纳米材料的结构与性能特点，概述了纳米材料在油田堵水调剖方面的研究与应用进展，讨论了纳米材料在调控凝胶成胶时间、改善堵水调剖剂稳定性与力学性能、提高乳液和泡沫稳定性方面的作用，展望了纳米复合材料在高温深井油藏、特高渗大孔道油藏、低渗透油藏堵水调剖中的应用前景。图2 参32

摘要:介绍了近年来聚丙烯酰胺生物降解的最新研究进展，总结了聚丙烯酰胺好氧降解和厌氧降解微生物组成与功能，归纳了聚丙烯酰胺的降解机理与途径，计算了降解反应的热力学吉布斯自由能并讨论了降解反应的动力学特性，提出了聚丙烯酰胺生物降解进一步的研究方向。图6 表2 参46

摘要:近年来，开关型表面活性剂的出现引起了研究人员的广泛关注且其应用前景广阔。本文主要阐述了CO₂开关型表面活性剂的合成及应用研究进展，对其结构、作用机理、制备方法以及潜在的应用领域都做了详细介绍、分析与总结，最后提出了目前CO₂开关型表面活性剂存在的问题、改进措施及发展方向。参51