摘要:为了揭示盐水对有机盐钻井液性能的影响规律与作用机理， 调控和稳定复杂条件下有机盐钻井液的性能，研究了盐水侵污对塔里木油田库区块钻井用有机盐钻井液流变性能和沉降稳定性的影响， 分析了盐水侵污机理。结果表明： 盐水对现场有机盐钻井液体系的主要作用是稀释， 稀释作用导致黏度、 切力大幅度下降， 泥饼明显增厚， 沉降稳定性变差。在 40%盐水侵污时， 表观黏度由 103 mPa·s降至 18.5 mPa·s； 中压失水量、 高温高压失水量分别由 1 mL、 7 mL增至 2.7 mL、 28.1 mL； 中压、 高温高压下的滤饼厚度分别由 0.5 mm、 2 mm增加至 1 mm、 7mm； 钻井液的密度差由 20℃、 150℃条件的 0 g/cm³、 0.18 g/cm³增至 0.08 g/cm³、 0.32 g/cm³。由盐水侵污引起的有机盐钻井液性能的变化无疑会增加井下复杂情况发生的频率。表4参10

摘要:为了获得钻井液用抗高温胺类抑制剂， 引入可以与黏土颗粒发生反应的硅烷偶联剂单体KH-570与DMAA、DMDAAC进行自由基共聚反应， 合成了抗高温有机硅-胺类抑制剂PKDAS， 研究了PKDAS的抗温性能、 在膨润土颗粒上的吸附性能及其对膨润土和泥页岩的抑制性能。研究结果表明： PKDAS的抗温性能较强， 可耐 220℃高温。PKDAS在膨润土表面的吸附能力明显比胺类抑制剂 NH-1和 FA-367的高： 在浓度 6 g/L的情况下， PKDAS、NH-1和FA-367老化前在膨润土颗粒表面的吸附量分别为27.3、 10.2和12.6 mg/g， 220℃老化16 h后的吸附量分别为 6.8、 1.9和2.0 mg/g。PKDAS对膨润土和泥页岩膨胀的抑制效果优良， 其高温抑制性能显著优于抑制剂NH-1与FA-367的。经220℃老化16 h前后， 1%PKDAS水溶液抗膨润土污染的极限分别达 40%和 30%。220℃高温老化16 h后， 泥页岩在质量分数2.0%的NH-1与FA-367水溶液中均出现了大幅膨胀， 膨胀高度分别为1.07和1.05 mm，而在质量分数2.0%的PKDAS水溶液中的膨胀高度仅0.57 mm （老化前为0.32 mm）。220℃老化16 h后， 泥页岩在质量分数 2.0%的 PKDAS、 NH-1与 FA-367溶液中的热滚回收率分别为 86.67%、 38.29%和38.07%。图9参10

摘要:为解决裂缝性地层的漏失问题， 以丙烯酰胺为单体、 过硫酸钾为引发剂、 JL-2为化学交联剂、 锂皂石为物理交联剂、 SP-80为分散剂、 航空煤油为油相， 采用反相悬浮法制备了一种耐剪切的预交联凝胶微球堵漏剂 WQ-5，利用激光粒度分析仪评价 WQ-5吸水前后的粒径分布， 并研究了堵漏剂 WQ-5的吸水膨胀性能的影响因素和耐剪切性能， 采用高温高压失水仪砂床实验评价了 WQ-5的堵漏承压性能。结果表明： 制备出的预交联凝胶微球堵漏剂 WQ-5 为球形颗粒， 初始平均粒径为 184.5 μm， 在 20℃、 1%NaCl 水溶液中膨胀 24 h 后的粒径为 450.5μm；WQ-5的膨胀倍数与温度、 矿化度和 pH值有关， 温度越高、 矿化度越小、 pH值越大， 预交联凝胶微球的膨胀倍数越高； 该堵漏剂具有良好的堵漏承压性能。图8参12

摘要:为解决纳米 SiO₂易团聚和有机硅乳液消泡剂稳定性差、 易分层的问题， 用聚二甲基硅氧烷 （PDMS） 对纳米SiO₂表面进行了接枝改性， 考察了反应温度对纳米颗粒接枝率和疏水程度的影响， 研究了纳米颗粒疏水程度及加量对消泡剂消泡、 抑泡性能的影响以及消泡剂的稳定性。结果表明： 反应温度越高， 改性纳米 SiO₂的 Zeta电位越高， 疏水性越强， 改性反应的接枝率越高， 反应温度为 65℃时， 改性纳米 SiO₂的 Zeta电位最高 （-4 mV）， 颗粒压片的接触角最大 （166.4°）； 纳米 SiO₂的疏水程度越高， 消泡剂的消泡和抑泡性能越好； 随纳米 SiO₂加量的增大， 消泡剂消泡时间先降低后增加， 抑泡时间先增加后降低， 纳米 SiO₂加量为 7%、 颗粒压片接触角为 166.4°时， 消泡剂的消泡、 抑泡效果最佳， 消泡时间为 16 s， 抑泡时间为 88 s。改性纳米 SiO₂为主体的消泡剂稳定性较好， 可在去离子水中迅速分散、 液面无油状物， 用去离子水稀释后在 3000 r/min下离心 60 min乳液不分层， 稳定性好于市售有机硅乳液消泡剂。图1表4参14

摘要:针对筛管完井水平井管外多段出水不易封堵的难题， 使用 4%铝镁混合层状金属氢氧化物 （MMH） /钠质黏土 （MT）（质量比 1∶1） 和 4%丙烯酰胺 （AM） 研发了一种水平井环空化学封隔材料 MMH/MT/AM体系。研究了体系在不同组分浓度、 剪切速率及剪切恢复时间、 温度和促凝剂浓度条件下的流变特性。研究结果表明： 当 MMH/MT由 1%增至 4%， 温度由 30℃升至 70℃时， 体系的结构恢复速率和恢复强度均会显著提高； 剪切速率由 1000 s^-1增至 7000 s^-1时可以加剧体系结构的破坏程度， 但体系恢复后的弹性模量相差不大。此外， 促凝剂可使得体系形成具有空间网络结构的粒子包覆层， 当其浓度升高时， 体系的固化时间大幅缩短， 固化后的强度也大幅增加， 加入60 mg/L促凝剂时体系固化后的弹性模量即高于38 kPa， 管外环空石英砂充填时体系封堵强度达到8.3 MPa/m。电镜扫描实验表明， 体系在受到剪切破坏后， 其内部粒子呈分散状分布； 随着恢复时间的延长， 粒子间逐渐呈层状规律缔合聚集， 静置 60 s后已基本构建成明显的层状网络结构。图 10表2参 12

摘要:为提高疏水缔合聚丙烯酰胺的性能， 以 1H， 1H， 2H， 2H-十七氟癸烷丙烯酸酯 （HFA） 为疏水单体， 以丙烯酰胺 （AM）、 丙烯酸 （AA） 为水溶性单体， 采用胶束聚合法合成了含氟疏水缔合聚丙烯酰胺 （FAPAM）。用红外光谱仪对产物结构进行了表征， 研究了 AA和 HFA加量对 FAPAM表观黏度和相对分子质量的影响， 考察了 FAPAM的耐温性、 抗剪切性、 抗盐性及交联性。研究结果表明， FAPAM为 AM、 AA、 HFA的三元共聚物； AA和 HFA加量分别为单体总质量的 30%数 40%和 0.5%时， 合成的 FAPAM的表观黏度 （3376.7 mPa·s） 最大。FAPAM的耐温性较好， 在 110℃下放置 1 h后的表观黏度大于 100 mPa· s； FAPAM的抗剪切性较好， 在 300 r/min下剪切 48 h的表观黏度大于 500 mPa·s； 在 Na⁺或 Ca²⁺质量浓度为 0.5 g/L时， FAPAM的表观黏度大于 50 mPa·s， 抗盐性好于 PAM（HFA加量为 0）； 在 30℃下， FAPAM可与有机铬快速交联。FAPAM的耐温性、 抗盐性和耐剪切性均优于 PAM，可以作为压裂液稠化剂使用。图 6表 3参 15

摘要:常规酸液体系不适用于高温（＞140℃）深部碳酸盐岩储层酸化压裂改造。为了获得耐温性能优良的酸液体系， 按质量比 12∶15∶30∶15∶0.125将氧氯化锆、 水、 异丙醇、 乳酸和木糖醇混合后在 50数 55℃条件下反应 3数 4h 合成了耐温有机锆交联剂 ECA-1， 优选出了酸化压裂用稠化剂 EVA-180， 确定了交联酸体系最佳配方： 20%HCl+0.8%～ 1.2% 稠化剂 EVA-180+3.0%～ 5.0% 交联剂 ECA-1+0.03%破胶剂 EBA， 研究了该交联酸体系的高温流变性能、 缓速性能、 破胶性能及体系微观结构。结果表明， 该交联酸体系的耐温抗剪切性能良好， 成胶强度＞0.06 MPa， 140℃、 170 s^-1条件下剪切 1 h后的黏度在 100 mPa·s左右； 与大理石反应 10 h后溶蚀率为 60%， 具有良好的缓速性能， 可实现深部酸化。此外， 该交联酸体系破胶彻底， 无残渣， 破胶液黏度为 3 mPa·s， 易于返排。微观结构分析表明， 有机锆的加入使稠化酸形成了具有错综致密网状结构的交联酸， 从而提高了交联酸体系的耐温抗剪切性能和缓速性能。图8表3参17

摘要:为了尽量降低产品成本， 研究了助排剂 YMZP-2的四种调配成分——全氟壬烯氧基苯磺酸钠 （OBS）、 辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10 （OP-10）、 氯化钙、 甲醇对表 （界） 面张力的影响， 在此基础上通过正交试验对助排剂的配方进行了优化得到了新助排剂 YMZP-3， 考察了该助排剂的表界面性能。研究结果表明： OBS是影响表面张力的主要因素， OP-10是影响界面张力的主要因素。OBS和 OP-10在水溶液中具有很好的协同效应， 浓度 100 mg/L的 OBS溶液和 OP-10溶液的表面张力分别为 27.4和 32.9 mN/m， 与煤油间的界面张力分别为 5.6和 5.1 mN/m， 浓度均为 50 mg/L的 OBS和 OP-10的复配体系的表面张力为 21.4 mN/m， 与煤油间的界面张力为 2.3 mN/m。组成为 OBS 1.2%、 OP-10 1.2%、 氯化钙 1.8%、 甲醇 25%的 YMZP-3可以满足助排剂表（界）面张力指标要求， 成本较YMZP-2降低 40%左右。图2表4参12

摘要:为解决现阶段酶破胶剂在压裂液破胶应用领域中破胶效率低、 适应范围窄、 特别是难以适应低温领域破胶需求的问题， 研究了来源于肠杆菌 N18（Enterobacter sp. N18）的耐低温复合酶 MEMA10的组成及与压裂液的配伍性， 评价了该酶的破胶性能， 以及 pH值、 温度和盐浓度等对粗酶酶活和破胶效果的影响。结果表明， MEMA10以β-甘露聚糖酶为主， 同时含有葡聚糖酶为代表的纤维素酶类， 以及脂肽类生物表面活性剂， 可作为以植物胶为增稠剂的压裂液的破胶剂。MEMA10与压裂液中各项添加剂配伍性良好。在 pH 3.0数 8.0范围内， 破胶剂活性能保持在 75%以上； 在 20～ 60℃范围内均能在 3 h内将高黏度瓜尔胶压裂液的黏度降至 5 mPa· s以下； 在 1 mol/L和 2 mol/L的 NaCl长时间作用下， 酶活仍在 80%以上。40～ 60℃范围内， 压裂液经 MEMA10彻底破胶后的表、 界面张力以及残渣量均符合行业标准。MEMA10具有使用浓度低、 pH适应范围广、 耐盐、 低温活性强、 破胶残渣少等特点， 适应中低温压裂破胶的需求。图8表3参24

摘要:在压裂施工过程中， 包裹惰性囊衣的胶囊破胶剂处于几十兆帕的高压液体内， 传统观念认为胶囊破胶剂施工结束后通过裂缝闭合挤压释放达到延缓破胶的作用， 其忽略了压裂过程中液柱压力、 泵注压力和地层压力等的影响。为揭示井筒压力对胶囊破胶剂释放时机的影响， 研究了压力和加压时间对过硫酸钾胶囊破胶剂释放率的影响， 对比了胶囊破胶剂加压前后的囊衣包裹情况， 考察了胶囊释放对压裂液黏度的影响。结果表明， 胶囊破胶剂在压力作用下囊衣逐渐破碎、 剥落， 胶囊破胶剂释放率随压力和加压时间的增加而增大， 在压力为 35 MPa、加压时间为 40 min时的释放率为 62%； 在温度低于 50℃时， 胶囊破胶剂释放在短时间内对压裂液黏度影响较小，高温下胶囊破胶剂的提前释放将使得压裂液黏度快速降低直至破胶， 影响压裂液携砂效果。图7参13

摘要:为解决稠化水清洁压裂液返排液清洁化处理难题， 借鉴表面活性剂驱的技术特点， 研究了返排液与原油间的界面张力、 乳化性能、 润湿反转性能、 吸附性能及提高采收率性能， 评价了稠化水清洁压裂液返排液作为驱油剂的可行性。在长庆油田长 8储层条件下， 质量分数 0.001%～ 0.03%的稠化水清洁压裂液破胶液与原油间的界面张力可达 10^-3～ 10^-2 mN/m， 在 60～ 90℃下质量分数 0.006%的破胶液与原油间的界面张力均可达到 10^-3 mN/m超低数量级。该破胶液的乳化性能优良， 质量分数 0.004%～ 0.008%的破胶液与原油形成的乳状液的析水率＜60%； 该破胶液具有润湿反转能力， 可将亲油及亲水的石英表面转变为弱亲水表面。注入 0.3 PV的质量分数0.006%的破胶液， 原油采收率在水驱基础上可提高10.04%。稠化水清洁压裂液返排液驱油技术实现了稠化水压裂返排液变废为宝、 绿色环保的目标， 同时为低渗油藏进一步提高采收率提供了技术支持。图10表1参15

摘要:针对常规方法研究裂缝性油藏封堵后液流转向过程不能观察油藏内部孔隙结构和流体运移特征的问题，运用改性淀粉凝胶封堵人工裂缝， 利用 CT扫描技术和岩心驱替实验， 研究了裂缝性油藏调堵液流转向机理， 通过 CT图像呈现岩心孔隙特征、 油水分布及裂缝封堵后注入水扩大波及体积过程。结果表明， 人工裂缝贯穿整条岩心， 孔隙分布均匀， 平均孔隙度 22.7%， 注入水沿着裂缝窜流， 不能建立起有效的驱替压差， 基质波及程度低， 一次水驱原油采收率仅为 10.6%。改性淀粉凝胶可有效封堵裂缝孔道， 迫使注入水液流转向， 启动岩心基质， 二次水驱波及体积大约扩大到岩心基质体积的 2/3， 最终采收率为 46.1%， 提高了 35.5%。CT扫描技术为研究封堵裂缝性油藏机理提供了可视手段。图 7参 18

摘要:针对新疆油田七中东八道湾组砾岩油藏储层存在的严重非均质性问题， 为了有效封堵水流优势通道， 研制了以改性淀粉和丙烯酰胺为主剂的强冻胶调剖剂 LT-1， 考察了 LT-1的抗剪切性、 注入性和封堵性， 并在该油藏两井组进行了现场试验研究。结果表明， 由 2%～ 4%改性淀粉、 5%～ 6%丙烯酰胺、 0.01%～ 0.03%交联剂和 0.6%成胶控制剂组成的 LT-1 调剖剂在 30℃下的静态成胶时间约 8 h； 抗剪切性较好， 高速剪切后的强度保留率为95.5%； 在人造砾岩岩心中的注入性和封堵性能较好。矿场应用结果表明， LT-1可有效封堵水流优势通道， 水井吸水剖面明显改善， 注水压力上升， 对应油井见效明显， 两井组累计增油 1790 t， 适合砾岩油藏深部调剖堵水。图5表4参13

摘要:受聚合工艺的影响， 两亲聚合物具有一定的相对分子质量分布范围， 不同相对分子质量组分的结构与性能存在一定差异。为了揭示不同分子结构的两亲聚合物组分对性能的影响规律， 采用双梯度淋洗法， 对两亲聚合物 AP-3按相对分子质量大小进行分级， 得到了不同相对分子质量梯度的两亲聚合物分离组分， 优化改进了分级装置， 筛选了沉淀-溶解对， 考察了不同级分两亲聚合物的红外光谱特征、 增黏和流变特性。结果表明： 乙醇-水构成的沉淀-溶解对能够有效地分离两亲聚合物中相对分子质量较小的组分， 丙酮-水构成的沉淀-溶解对能够有效地分离两亲聚合物中相对分子质量较大的组分； 分离后大、 小分子组分与原聚合物分子结构相似， 区别在于相对分子质量和疏水基团含量不同； 分离出的大分子组分及小分子组分增黏能力和流变性均低于原聚合物， 结构差异的大、 小分子组分聚合物在溶液中的协同作用使原聚合物有更好的黏弹性能。图 6参 9

摘要:为获得适合呼图壁储气库老井可靠封堵的水泥浆体系和封堵工艺， 将研制的复合超细水泥浆体系和 G级微膨胀纤维水泥浆体系分别用于封堵老井产层和井筒， 评价了两种封堵体系的性能， 提出了分段挤堵、 逐次试压的老井封堵工艺。实验结果表明， 复合超细水泥浆体系的稳定性和注入性较好， 抗压强度达 16.6 MPa， 满足矿场封堵产层的要求； G级微膨胀纤维水泥浆体系流体阻隔性能和力学形变能力良好， 水泥石的渗透率较低、 饱和煤油突破压力较高、 壁面胶结强度高， 水泥石抗折强度高达 12.0 MPa， 满足矿场井筒封堵强度的要求。现场 2口典型井的成功封堵表明封堵水泥浆体系及封堵工艺切实可行， 满足呼图壁储气库老井的封堵要求。表 7参 18

摘要:针对中原油田高温、 高盐和水平井中 80%是筛管完井的特点， 研发了以渗透率调节剂 RPM（阳离子三元聚合物） 为主剂的耐温抗盐水平井封堵体系 （5000 mg/L渗透率调节剂 RPM+6000 mg/L交联剂 PFR+300 mg/L稳定剂 JN）， 考察了该体系的耐温、 耐盐、 热稳定性及封堵性能。结果表明， 该体系耐温可达 90℃， 耐盐可达 25×10⁴mg/L （其中 Ca²⁺、 Mg²⁺浓度 5000 mg/L）， 凝胶强度在 5×10⁴ mPa·s以上， 长期热稳定性可达 90 d以上。该体系具有较好的选择性堵水性能， 封堵填砂管后水相渗透率降低 89%， 而油相渗透率仅降低 17%， 可直接用于水平井堵水， 尤其可以解决管外无法封隔的割缝筛管和裸眼方式完井的水平井堵水问题。图 10表 5参 14

摘要:为获得适合高温蒸汽吞吐热采井使用的防砂剂， 将 F-51型酚醛环氧树脂和 E-39D型双酚 A环氧树脂 （质量比 1∶3） 复配， 再与固化剂 4-甲基咪唑、 硅烷偶联剂和环氧活性增韧剂反应制得复合树脂防砂剂。通过测量固结岩心的抗压强度优化了复合树脂防砂剂固化的配方， 研究了固结岩心的耐温、 耐酸碱和渗透性。结果表明， 复合树脂防砂剂固化的最佳配方 （以石英砂质量为基准计） 为： 10%复合树脂、 1.0% 4-甲基咪唑、 0.25%偶联剂、 2.5%活性增韧剂。按此配方在 60℃下固化 2 d得到的固结岩心的抗压强度约为 13 MPa； 固结岩心耐温性较好， 在 260℃下放置 7 d后的抗压强度为 11.99 MPa； 固结岩心在 5%酸碱溶液、 饱和 NaCl溶液和柴油中浸泡 7 d后的抗压强度均大于 3.5 MPa， 满足正常注汽及采油强度要求； 固结岩心渗透性较好， 渗透率为 70.21 μm²， 满足高温蒸汽吞吐热采井稠油开采的要求。图7表5参13

摘要:针对普通泡沫稳定性弱、 在强非均质地层调剖效果差的问题， 将氮气和起泡剂溶液 （黄原胶/甜菜碱表面活性剂） 同时注入玻璃珠填制的填砂管制备出一种直径细微、 稳定性强的微泡沫体系。通过气泡形态、 平均气泡直径、 气泡密度等参数对比了普通微泡沫（甜菜碱表面活性剂）与黄原胶稳定的微泡沫稳定性差异， 并借助微观模型和并联填砂管模型对比了两种微泡沫的调剖能力。研究结果表明： 随黄原胶浓度增加， 微泡沫液膜的厚度和黏弹性提高， 微泡沫平均气泡直径降低， 气泡密度增加， 微泡沫平均气泡直径和气泡密度的变化速率降低， 微泡沫稳定性好于普通微泡沫。微泡沫在微观模型低渗区域的波及体积高达 90%， 远高于普通微泡沫。微泡沫对于级差为 10的严重非均质地层具有较好的调剖效果， 调剖效果的改善与起泡剂溶液中黄原胶浓度的增加有较好的对应性。图 18表1参 16

摘要:聚合物溶液在油藏中的物化参数与室内实验测得的结果差别较大，将实验结果直接应用于数值模拟中随意性较大，模拟结果可靠性无法保证。针对这一问题，以大庆炼化聚合物（HPAM）为例，模拟了炮眼和近井地带的剪切作用，测定了聚合物溶液的黏度损失，应用物质平衡方法测定了聚合物驱的吸附量，并测定了聚合物驱相对渗透率曲线和残余阻力系数。通过小尺度岩心数值模拟对以上物化参数进行敏感性分析。研究结果表明：实验中测量的聚合物黏浓关系、吸附量和相对渗透率数据能够反映油藏中实际情况，实验中测量的残余阻力系数与实际情况差异较大。通过修正残余阻力系数，小尺度数值模拟拟合较好，能够应用于矿场数值模拟中。图7 表5 参12

摘要:为揭示疏水缔合聚合物结构与性能的关系，采用稳态应力扫描、剪切速率扫描、频率扫描等流变性实验方法，研究了疏水缔合聚合物（丙烯酰胺、丙烯酸钠和十二烷基丙烯酰胺共聚物，疏水单体十二烷基丙烯酰胺含量0.2 mol%）的微嵌段长度（N_H）对其流变性能的影响规律。研究结果表明：随着微嵌段长度的增加，聚合物的缔合效应加强，更易于形成可逆空间网络结构；同时其临界缔合浓度（CAC）逐渐降低，会使其增黏能力、黏弹性能均有很大提升；当N_H 从3.3 增至12.5 时，CAC 从1684 mg/L 降为846 mg/L，零剪切黏度从204.73 mPa·s 增至65833.19 mPa·s，松弛时间从0.07 s 增至12.64 s。流变实验结果表明，疏水缔合聚合物的缔合与解缔合是一个可逆的动态过程，微嵌段长度越长，经剪切作用破坏后的结构黏度重新恢复速度越慢，但其恢复后的黏度越高。在一定范围内升高温度和增加溶液离子强度有利于增强缔合效应，从而促使疏水缔合聚合物的抗温、抗盐性能在一定程度上提高。图8表1 参33

摘要:为了筛选适合真35 断块储层的KY系列聚合物，测定了岩心的气/液（汞）测渗透率、孔隙度及KY系列聚合物在地层条件下的水动力学半径，建立了真35-6 井岩心气测渗透率K_g、平均孔喉半径R及KY系列聚合物相对分子质量M、聚合物在江苏油田真35 断块的地层水中分子水动力学半径R_h之间的关联性，在此基础上根据1/3 架桥堵塞理论获得满足驱替要求的KY系列聚合物相对分子质量与岩心气测渗透率K_g的关系。研究结果表明，真35 储层的气测渗透率与平均孔喉半径成线性相关的关系(R=0.026K_g+0.2071)，KY系列聚合物的水动力学半径与其相对分子质量存在对数相关关系（R=0.1212lnM-0.6831）。真35 断块实施KY聚合物驱时储层气测渗透率与KY系列聚合物相对分子质量应满足的匹配关系为：M<615e^{0.01K_g， 即KY聚合物的相对分子质量应不超过此上限，从而可以避免因选择相对分子质量过大的聚合物而导致的油层堵塞。图2 表3 参9}

摘要:为了扩展交联聚合物体系在高温、高盐油藏的应用，考察了有机醛交联剂GWG 分别与常规聚合物（KYPAM和KYPAM-6）、疏水缔合聚合物（AM-NVP和AM-DMDA）、抗盐聚合物（HPAM3 和NY-1）形成的交联体系的长期稳定性，优选了抗盐聚合物HPAM3 及其交联体系配方，研究了含氧量、矿化度、硬度、温度等对交联 体系长期稳定性的影响。研究结果表明，对于聚合物1000 mg/L+GWG 50 mg/L的交联体系，在含氧量＜0.1 mg/L、100℃的条件下，普通型聚合物及疏水缔合聚合物在交联老化30 d 左右就缩水破胶，抗盐聚合物HPAM3 的交联体系具有较好的稳定性，在老化150 d 后的黏度仍为62.6 mPa·s。当氧含量低于0.1 mg/L 时，500～1800 mg/LHPAM3+35～80 mg/L GWG 的交联体系在100℃老化90 d 后仍具有较好的成胶性能和稳定性能；在氧含量＜0.5 mg/L 时，1500 mg/L HPAM3 +50 mg/L GWG+200 mg/L 硫脲的交联体系的耐温抗盐性能优良，可耐温105℃、耐盐200000 mg/L（含Ca²⁺500 mg/L），该交联体系在100℃下老化90 d 后的黏度为124 mPa·s，远高于浓度2500mg/L HPAM3溶液的黏度（42.7 mPa·s）。图4 表3 参15

摘要:针对海上油田非均质性较强的特点，为了强化聚合物驱在海上油田的应用，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DAC）为单体，采用反相悬浮聚合法制备了交联聚合物微球，研究了该交联聚合物微球分散体系的微球形态、封堵性能，并将其与聚合物HAP复配进行驱油实验。研究结果表明：所合成的交联聚合物微球在模拟水中溶胀10 d 后尺寸在27～37 μm左右，该微球具有很好的封堵效果，向尺寸?2.5 cm×60 cm、水测渗透率1.064 μm²的填砂管中注入3 PV熟化10 d 的质量分数0.04%的交联聚合物微球后，前端压力从7.9 kPa 增至190 kPa，中后端的压力也有不同程度的上升。并联岩心驱油实验表明，注入聚合物（0.145%HAP）/交联聚合物微球（0.03%）复配体系后有20%流体转入低渗透岩心，复配体系的提高原油采收率效果比单纯的聚合物驱（0.175%HAP）高10%以上。非均质岩心驱油实验结果也表明复配体系提高采收率比单纯聚合物驱的高6%。交联聚合物微球能够较好地改善聚合物驱的效果。图11表2 参9

摘要:为了明确各种助剂对石油磺酸盐界面活性的影响进而优化表面活性剂性能，通过对表面活性剂DPS分离提纯，在提取物石油磺酸盐添加不同类型、不同浓度的无机盐、碱、醇，测定各混合溶液与原油的界面张力，研究了影响石油磺酸盐表面活性剂界面活性的三个主要因素，给出了表面活性剂DPS的优化配方GDPS，并与原表 面活性剂DPS进行了对比。研究结果表明，不同类型的碱、无机盐和醇在一定浓度下可以分别使石油磺酸盐溶液与原油间的界面张力达到10^-3、10^-2和10^-1mN/m数量级。优化后表面活性剂GDPS中的最佳助剂为碳酸钠、氯化钠、正辛醇，加量分别为0.8%、8%和0.2%。与原表面活性剂DPS相比，优化后表面活性剂GDPS溶液与原油间的界面张力值降低了一个数量级，达到最低界面张力的最小质量分数降低了20%。图5 参10

摘要:为了明确表面活性剂改变岩石润湿性及降低界面张力的特性对致密油藏渗吸采油的作用效果，获得表面活性剂渗吸采油的有利条件，通过测量岩心接触角和表面活性剂溶液与油间的界面张力，研究了3 种常用表面活性剂重烷基苯石油磺酸盐（ZPS）、十二烷基苯磺酸盐（SDBS）和磺基甜菜碱（SB）对致密岩心渗吸采收率的影响，分析了自发渗吸机理。结果表明，阴离子表面活性剂改变岩心润湿性的能力好于非离子表面活性剂，两种阴离子表面活性剂（ZPS、SDBS）将岩心表面由油湿反转为水湿，非离子表面活性剂（SB）降低了岩心表面接触角，但未达到润湿反转的效果；油湿岩心介质在注入水溶液中不发生渗吸，表面活性剂引起的接触角改变可实现油湿岩心渗吸采油；岩心原始润湿性影响渗吸采收率，渗吸采收率增幅从大到小依次为水湿岩心>中性岩心>油湿岩心；三种表面活性剂均可使界面张力降至最佳渗吸界面张力范围10^-1～10^-2mN/m，油水界面张力的降低有利于提高岩心自发渗吸采收率。图1 表1 参12

摘要:为了揭示无碱二元复合体系与原油之间的界面性能，利用磺基甜菜碱BS和聚合物KYPAM-2 配制了无碱二元复合体系，系统研究了该体系与克拉玛依油田七东1区原油之间的界面张力。结果表明，二元复合体系与选取的该区块6 口油井的原油之间的界面张力均能降至3.0×10^-2mN/m以下，具有很强的适应性；BS浓度在0.5～5.0 g/L 范围时，油水界面张力均能保持在4.1×10^-2 ～55×10^-3 mN/m范围内，具有很宽的低界面张力窗口；BS具有良好的抗盐、抗钙和抗油井产出水稀释性能；聚合物浓度对二元体系与原油之间的界面张力有一定的影响，但当浓度高于1.2 g/L 时，对油水界面张力的影响较小；通过绘制二元复合体系的界面活性图，为二元体系配方的设计提供了理论上的指导。图7 表2 参9

摘要:烷基苯磺酸盐表面活性剂的性能直接影响强碱三元复合驱的开发效果。通过研究原油组成、油砂吸附等对烷基苯磺酸盐表面活性剂浓度及强碱三元复合体系界面张力的影响，建立了原油分子量与表面活性剂当量之间的定量匹配关系。结果表明，依据该定量匹配关系选择合适当量的表面活性剂可使三元复合体系与大庆地区 不同原油间达到超低界面张力，提高了强碱三元复合体系的适应性；原油组成影响表面活性剂在油水相中的分配比例，原油中的沥青质含量越高，水相中的表面活性剂浓度越低，原油组成对表面活性剂当量的影响较小；油砂吸附改变了表面活性剂的当量及组成分布，导致三元体系中表面活性剂的浓度降低、三元体系界面张力升高，可采取增加高碳组分、调整表面活性剂当量的方法，扩大复合体系在地下运移过程中的超低界面张力作用距离。图11表3 参16

摘要:针对室内岩心尺度的局限性造成岩心中注入的三元复合体系无法完全真实地模拟其在实际油藏中渗流特性的问题，采用长度分别为30、100 和240 cm的填砂管开展了三元复合体系渗流实验，研究了岩心长度对三元复合体系在渗流过程中发生的色谱分离规律和体系中各组分滞留损失的影响，分析了复合体系渗流前缘浓度和黏 度的沿程变化。结果表明：岩心长度对三元复合体系在渗流过程中发生的色谱分离现象影响明显，各组分产出时间的先后顺序依次为聚合物、碱、表面活性剂，稳浓时间先后顺序依次为碱、聚合物、表面活性剂。与填砂管长度为30 cm时相比，填砂管长度为240 cm时复合体系中碱、表面活性剂和聚合物的产出时间均滞后约0.3 PV，碱和聚合物的稳浓时间分别滞后约0.2 PV和0.4 PV，而表面活性剂的稳浓时间提前约0.5 PV；填砂管长度由30 cm增至240 cm 时，碱和表面活性剂在填砂管中的滞留损失率变化较小，聚合物的滞留损失率由23.29%增至55.74%；随着复合体系渗流前缘向前延伸，渗流前缘上游区域浓度（黏度）升高并逐渐达到饱和，前缘浓度（黏度）逐渐降低，渗流前缘上游区域同一位置处各组分相对浓度大小顺序为：碱>表面活性剂>聚合物。图8 表2参16

摘要:为有效开发黏度超过200 mPa·s 的稠油油藏，研究了两亲聚合物稠油活化剂对稠油（黏度400 mPa·s）的降黏效果和驱油性能。结果表明，稠油活化剂溶液黏度随浓度的增加而增加，1500 mg/L活化剂溶液的黏度为39.1mPa·s；活化剂可与沥青质发生较强的极性作用，使沥青质容易从岩石表面脱落；活化剂乳化分散原油效果较好；随活化剂加量增加，原油黏度和油水界面张力降低，活化剂与原油质量比为1∶1 时可将原油黏度降至100 mPa·s以下，活化剂质量浓度为1500 mg/L时的油水界面张力为2.6 mN/m；驱油实验结果表明，活化剂驱油的总采收率为54.45%，好于同浓度的部分水解聚丙烯酰胺（32.73%）；稠油活化剂可有效封堵高渗层，改善吸水剖面，活化剂不仅可通过聚集体调整吸水剖面，而且乳化分散稠油后形成的“乳化油滴”同样具备剖面调整的能力，使岩心中的残余阻力系数由乳化前的100增至约200。图15 表2 参17

摘要:为改善克拉玛依油田的微生物强化原油开采，从克拉玛依油田废水中筛选出一株性能优良的生物表面活性剂生产菌株BC1。根据菌株BC1 的理化指标和16S rDNA对其进行了属种信息鉴定，通过薄层层析（TLC）、傅里叶红外色谱（FT-IR）及高效液相色谱/质谱（HPLC-MS）对其产生物表面活性剂进行了分析，通过单因素摇瓶实验考察了发酵条件对菌株BC1 发酵合成生物表面活性剂的影响，研究了生物表面活性剂的性能。研究结果表明，菌株BC1 为铜绿假单胞菌属（Pseudomonas aeruginosa），其产生物表面活性剂主要成分为单鼠李糖脂RhC₁₀C₁₀；在温度37℃、初始pH为8、初始葡萄糖浓度5 g/L 的条件下持续发酵96 h 后，用酸沉降法测得鼠李糖脂产量为0.788 g/L；菌株BC1 产生物表面活性剂能将发酵液表面张力从72 降至28.6 mN/m，对车用机油的乳化指数E24 高达93%。人工油砂剥油实验中，发酵液、发酵离心上清液和鼠李糖脂粗品溶液对人工油砂的剥油率均达到74%以上。菌株P.aeruginosa BC1 产生物表面活性剂在微生物强化采油等方面具有良好的应用潜能。图7 表3参21

摘要:为揭示油藏内源微生物功能基因丰度变化与采油效果的对应关系，利用实时荧光定量PCR检测技术，对克拉玛依油田七中区3 类典型采油井微生物驱产出液中的采油功能菌烃氧化菌（HOB）、硝酸盐还原菌（NRB）和硫酸盐还原菌（SRB）的功能基因alkB、napA和dsrB进行了动态跟踪监测，并与同期采油井的生产开发状况（日产液、产油和含水）结合，分析三类采油功能微生物类群与油井增油降水间的相关性。结果表明：微生物驱后，各试验井有益的HOB增幅较大，其丰度和含量与增油量存在一定的对应关系；NRB丰度显著提高，同时有害菌SRB得到有效抑制。实时荧光定量PCR检测技术可替代传统测试瓶分析技术，实现采油功能菌的快速跟踪监测。图4 表2 参13

摘要:为研究聚合物驱后微生物驱油效果，在胜利油田孤岛中一区Ng3 开展了聚合物驱后微生物驱油试验，现场通过注入高分子多糖类激活剂体系激活油藏深部微生物，从而启动地下残余油，增加原油流动性，提高原油采收率。现场试验表明，小分子酸是微生物代谢重要的指示剂，施工后30 d 出现峰值，且峰值浓度比试验前提高5～8 倍；生物指标检测表明注入激活剂以后微生物得到有效激活，微生物群落多样性降低，现场样品菌浓达到105个/mL以上，而且菌数开始升高的时间滞后于小分子酸，菌数开始升高时小分子酸浓度呈逐渐下降的趋势，这反映了油藏深部厌氧微生物开始生长代谢消耗小分子酸的过程。现场生产动态表明试验以后50 d 开始见效，中心井组综合含水下降2%以上，日增产原油6 t 以上，且效果维持在5 个月以上；其中，中心见效井7XNB11 日产油量由试验前的1.1 t升高到4.5 t，含水率下降6%。图5 表2参14

摘要:为解决三元复合驱后油井结垢问题，分析了三元复合驱后油井结垢的机理及垢的成分，以羟基五甲叉膦酸、膦基聚马来酸酐防垢剂、C₁₂-C₁₈脂肪醇聚氧乙烯（10）醚、USP2 烷基为十五烷基、乌洛托品、硒化钠等原料合成了清防垢剂，研究了清防垢剂浓度对清垢和防垢效果的影响，并在华北油田百余口油井进行了应用。研究结果表明，三元复合驱油井所结垢为碳酸盐垢和硅垢的复合体，清防垢剂加量为20～30 mg/L 时，清垢率大于60%、防垢率大于95%。现场应用结果表明，清防垢剂不仅解决了垢卡泵、井筒管杆的结垢问题，而且节约油井能耗。三元复合驱后油井平均检泵周期由约70 d 延长至约600 d，单井能耗降低23.19 百分点，达到了满足油田生产正常运行和节能的目的。表2参25

摘要:在微生物采油过程中对驱油性能进行追踪、监测和评价非常重要，生物表面活性剂的快速定量分析成为一个重要的技术支持。为快速定量测定低浓度的鼠李糖脂，通过对苯酚硫酸法、排油圈法、高效液相色谱质谱联用法进行优化，分别得到了测量鼠李糖脂的标准曲线。结果表明：苯酚硫酸法最佳的酸化时间为1 h、酸化温度为80℃，该法可快速测定质量浓度为100～1000 mg/L的鼠李糖脂，吸光度（A）与鼠李糖脂质量浓度（c）的关系为A=7.465×10^-4 c+0.047，线性关系良好（R²=0.9939）；排油圈法可以快速粗略测定浓度为20～500 mg/L的鼠李糖脂，鼠李糖脂质量浓度—排油圈直径标准曲线的R²小于0.95，误差较大；高效液相色谱质谱联用法可以准确测定1～150 mg/L的鼠李糖脂，吸收峰面积S与c的关系为S=3085.4c-2201.4，R²=0.9993，线性关系良好。苯酚硫酸法、排油圈法可用于鼠李糖脂现场快速定量分析，高效液相色谱质谱联用法可用于室内精确定量分析。图7表1参20

摘要:分析了原油泡沫的生成及稳定机理，论述了影响原油泡沫生成及稳定性的因素，介绍了适用于研究原油泡 沫的实验方法，同时展望了原油泡沫研究的发展方向，为进一步研究原油泡沫的产生和消除奠定基础。参38

摘要:为了推动微泡沫提高石油采收率技术的发展，综述了微泡沫体系的结构、性能及封堵原理，对高速搅拌法、微流法等制备微泡沫的方法进行了总结，概述了微泡沫体系在调剖和驱油方面的研究进展，最后指出了微泡沫体系存在的问题和发展趋势。图6参33

摘要:聚氧乙烯醚类表面活性剂具有较好的耐温性和抗盐性，且驱油效果好，在三次采油中发挥着越来越重要的作用。介绍了近五年来国内外驱油用聚氧乙烯醚表面活性剂（非离子型和阴-非离子型）的研究进展，概述了聚氧乙烯醚表面活性剂与聚合物、碱或其他表面活性剂复配形成的驱油剂的性能和驱油效果，针对目前聚氧乙烯 醚表面活性剂在三次采油中存在的问题提出了建议。参37