摘要:针对传统的乙烯基单体共聚物类降滤失剂在高温高盐油藏效果差的缺点， 利用 N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAA）、 二甲基二烯丙基氯化铵 （DMDAAC）、 N-乙烯基吡咯烷酮 （NVP） 和 2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸 （AMPS）共聚反应得到了一种耐温耐盐钻井液降滤失剂 WB-FLA-2， 采用正交实验优化了 WB-FLA-2的合成条件。借助红外光谱和热重分析表征了降滤失剂 WB-FLA-2的分子结构和热稳定性， 考察了降滤失剂 WB-FLA-2的降滤失性能。结果表明， 钻井液降滤失剂 WB-FLA-2 的最佳合成条件为： 单体总质量分数 20%， 单体质量比 DMAA：AMPS∶DMDAAC∶NVP=10∶2∶1.5∶1， 引发剂用量 0.5%， 反应时间 5 h， 反应温度 55℃。WB-FLA-2的热分解温度为 255℃； 在淡水基浆（5%膨润土+0.3% Na2CO3+淡水）中的最佳加量为 2%。在淡水基浆中加入 2%WB-FLA-2后， 基浆老化前的 API滤失量由 28.4 mL下降至 2.8 mL， 150℃老化 24 h后的 API滤失量由 78 mL下降至 7.0 mL，在 3.5 MPa×150℃条件下的高温高压滤失量也由 130.8 mL下降至 36.1 mL。组成为 5%膨润土+0.3% Na₂CO₃+淡水+30%NaCl+2% WB-FLA-2的盐水泥浆经 150℃老化 24 h前后的 API滤失量分别为 12.4 mL和 14.9 mL。降滤失剂 WB-FLA-2表现出优良的降滤失性能和耐温耐盐性能， 有望用于高温高盐地层。图5表2参8

摘要:在南海西部油田修井作业过程中， 修井液滤失进入地层造成储层伤害。为解决现场修井液对管材腐蚀严重、 易引发黏土水化膨胀、 降低储层渗透率等问题， 研制了一种低伤害低腐蚀的新型无固相修井液， 对黏土防膨剂、 助排剂和弱酸 MHA进行了筛选， 确定了修井液体系的最佳配方， 研究了修井液的缓蚀性和对岩心渗透率的影响。结果表明， 修井液体系组成为过滤海水、 5%有机盐黏土防膨剂 TFB-2、 0.5%黏土防膨剂 HAS、 1% MHA、0.5%助排剂 FC310时可有效抑制黏土水化膨胀， 其黏土防膨率（约 90%）大于现场修井液（70%）； 对管材的腐蚀速率低， 70℃下对钢片的腐蚀速率为 1.2361 g/ （m²· h）， 仅为现场修井液的 43.8%； 新型修井液可提高岩心渗透率，处理岩心后的岩心渗透率恢复率约为 110%， 大于现场修井液的 70%。新型修井液油水界面张力低、 易于返排，可有效提高近井地带的储层渗透率， 性能优于现场修井液。图7表5参14

摘要:为提高 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）共聚物的热稳定性和水泥浆的高温性能， 以腐植酸为底物接枝混合单体 AMPS、 丙烯酰胺（AM）、 N， N-二甲基丙烯酰胺（DMAM）和丙烯酸（AA）， 合成了一种降失水剂 GP。采用凝胶渗透色谱 （GPC）、 红外光谱 （FT-IR） 以及热重分析 （TGA） 对 GP的结构进行了表征， 研究了温度对 GP水溶液黏度的影响， 并对其在水泥浆中的综合性能进行了评价。研究结果表明， GP为接枝型共聚物， 分解温度为282℃； GP溶液黏度随着温度升高而降低， 其在不同温度下的相对黏度均高于线性聚合物 LP， 90℃下 GP溶液的黏度是室温黏度的66.3%， 高出 LP 17.6%； GP具有优异的控失水能力， 耐盐可达饱和； GP水泥浆在室温下的黏度低于 LP水泥浆， 当温度从 30℃升至 150℃时， GP水泥浆体系黏度保持率为 60.7%， 比 LP体系高 15.8%； GP与其他外加剂配伍性好， 对水泥浆稠化时间和抗压强度的影响较小； GP水泥浆在 50℃下养护 48 h的抗压强度为 22.7MPa， 与 LP相当， 超声波检测结果表明 GP水泥浆强度发展正常， 静胶凝强度过渡时间比 LP水泥浆短 17%， 有利于防止水泥浆固化期间的气窜。图 8表 1参 16

摘要:针对水泥环脆性较高， 在固井后的施工作业中其完整性易遭受破坏的问题， 将用太古油改性的 EVA （乙烯醋酸乙烯酯共聚物） 作为增韧材料加入油井水泥中， 研究了其对油井水泥浆体系常规性能和力学性能的影响， 分析了其对水泥石力学特性的影响机理。结果表明， 改性 EVA与水泥浆的相容性较好， 其对浆体的流动性、 失水量影响较小， 水泥浆稠化时间随改性 EVA掺量增加而延长； 改性 EVA对水泥石抗压强度影响较小， 但能提高水泥石的抗折强度和韧性， 当改性 EVA加量为 3%时， 水泥石 75℃养护 3 d的抗折强度提高 4.4%， 压折比减小 28.0%，掺量为 4%时， 水泥石弹性模量降低 39.5%。改性 EVA水解产物和水泥水化产物相结合， 生成的晶体和脱水聚合物使水泥石内部结构更加致密， 减小或消除了水泥石内应力集中， 阻止了裂缝扩展， 改善了水泥石的力学特性。图6表3参13

摘要:针对伊拉克 Missan油田碳酸盐储层的特点， 以腐蚀性较弱的 HTG固体酸为主剂， 采用 NaCl、 HCOONa复合盐水调节密度并加入一定量缓蚀剂制备了一种保护碳酸盐储层的酸化完井液体系： 25% NaCl+ 10%HCOONa+ 3%HTG 固体酸+ 3% JCI缓蚀剂， 考察了该完井液对钻开液泥饼的冲洗能力、 破胶能力， 研究了完井液与钻开液滤液的配伍性以及完井液对储层的保护作用。结果表明， 该酸化完井液体系腐蚀性较小， 能够有效地清除钻开液形成的泥饼， 在无完井破胶处理的条件下能将泥饼的残渣全部清除； 钻开液污染后的岩心经该完井液体系处理后的渗透率恢复率可达 95%以上， 显示该完井液具有较好的储层保护作用。图 1表3参 10

摘要:为提高聚乙烯醇压裂液耐温抗剪切性能， 采用改性纤维素与聚乙烯醇的共混物作为稠化剂、 有机钛为交联剂制备改性聚乙烯醇压裂液， 研究了共混改性聚乙烯醇稠化剂的组成、 压裂液中稠化剂与交联剂浓度、 温度、 pH值对压裂液性能的影响， 对比了聚乙烯醇压裂液与改性聚乙烯醇压裂液的耐温抗剪切性能。结果表明： 采用改性纤维素对聚乙烯醇稠化剂进行共混改性， 可提高稠化剂的增黏能力和所配制的压裂液耐温抗剪切性能， 稠化剂中改性纤维素含量以 40%为宜； 改性聚乙烯醇压裂液的组成和 pH值对压裂液性能影响显著， 适宜的改性聚乙烯醇压裂液配方为： 稠化剂加量 1.8%数 2%、 交联剂加量 0.9%数 1%、 pH 值 7数 9， 该改性聚乙烯醇压裂液在120℃、 剪切速率 170 s^-1下连续剪切 90 min后的黏度仍可保持在 50 mPa·s以上， 能满足油藏温度低于 120℃油层的应用要求。图4表2参10

摘要:为减小压裂液对储层的伤害， 降低压裂液体系中香豆胶的浓度， 避免传统方法 （多因素排列组合实验方法）工作强度大， 精确度低的问题， 采用中心复合设计（CCD）， 以香豆胶浓度、 有机硼交联剂浓度、 温度为考察指标，对实验获得的数据进行多元线性回归， 同时用建立的回归模型优化压裂液配方， 选取较低浓度的香豆胶压裂液体系并通过高温下的黏度测试进行验证。结果表明， 通过构建的拟合方程可以预测给定香豆胶压裂液体系低浓度配方下的冻胶黏度； 拟合方程中 3种因素对冻胶黏度的影响显著性顺序为： 香豆胶浓度＞温度＞交联剂浓度；基于 CCD方法得出 80数 120℃下的优化配方， 香豆胶加量为 0.175%数 0.35%、 交联剂加量为 0.37%数 0.73%时，经 1000 s^-1高速剪切 2 min和 170 s^-1剪切 95 min后的冻胶黏度约为 52数 154 mPa·s。该方法预测性良好， 优化出的低浓度香豆胶体系具有良好的耐温耐剪切性能。图6表2参15

摘要:为提高黄原胶的基本性能并拓宽其应用范围， 将阳离子醚化剂（3-氯-2-羟丙基三甲基氯化铵）和黄原胶（XG） 在碱性条件下反应制得淡黄色的阳离子黄原胶 （CXG）， 对 CXG的流变特性 （剪切变稀性、 黏弹性、 触变性）以及其作为压裂液的基本性能（携砂性、 耐温耐剪切性）进行了研究。结果表明， 6 g/L CXG溶液的表观黏度比XG溶液增大了 1.34倍， 且 CXG溶液的弹性模量G'、 黏性模量G'' 和触变环面积均比 XG溶液有显著的提高； 陶粒在 CXG溶液的沉降速度远小于在 XG溶液的沉降速度， 携砂性能得到提高； XG改性后的耐温耐剪切性提高， 4 g/LCXG溶液在 80℃、 170 s^-1下剪切 90 min后的保留黏度为 58.05 mPa·s， 与同浓度的 XG溶液在 30℃的表观黏度（47.53 mPa·s） 相当； XG和 CXG溶液的流动曲线可用非线性共转 Jeffreys本构方程进行表征， 且模拟值与实验值吻合良好。XG通过阳离子改性后， 基本性能得到了较大幅度的提高。图12表2参17

摘要:为了改善安塞油田低渗透储层的注水开发效果、 确定注入水中微生物限制指标， 系统研究了腐生菌（TGB）、 硫酸盐还原菌 （SRB） 和铁细菌 （IB） 对储层的伤害情况。研究表明： 这 3类菌在安塞油田注入水中普遍存在， 其中 TGB和 SRB的菌浓均为 1.1×10⁴个/mL， 而 IB的菌浓为 7.0×10³个/mL， 它们可以在安塞油藏水环境中稳定存在， 有危害扩大化的潜在性； 三类菌的等效球体半径处于 0.377数 0.766 μm之间， 与低渗透岩心的 0.46倍孔喉半径相当， 容易形成稳定的架桥堵塞； 流动实验表明， SRB对储层的伤害性最大， 菌浓应严格控制在 10¹个/mL范围内， 而 TGB和 IB的菌浓也应当限制在 10²个/mL范围内。图 5表2参 17

摘要:针对常规胍胶压裂液体系增稠剂浓度偏高， 造成压裂成本较高、 压裂液残渣含量高和对储层伤害较大的问题， 用硼砂、 多元醇和醚类助溶剂等合成了较高分子量的多核硼交联剂 DY-1， 研究了胍胶加量对压裂液黏度的影响， 考察了压裂液的各项性能， 并在新疆油田进行了现场应用。结果表明， 胍胶加量在低于 0.165%、 高于0.135%时能与 DY-1形成聚合物交联体。低浓度胍胶压裂液耐温耐剪切性较好， 胍胶加量为 0.18%数 0.4%时， 压裂液在 30数 140℃、 170 s^-1下剪切 60 min的黏度均大于 100 mPa· s； 30数 100℃下压裂液的流动行为指数 n （0.3数0.7）和稠度系数 k（1.3数 1.8）总体变化较为平缓， 压裂液性能稳定； 压裂液静态悬砂性能较好， 在 30数 80℃下通过增加压裂液 pH 值可使陶粒的沉降速率降至 0.05 cm/min； 压裂液能有效控制滤失， 造缝性能良好； 在 30数100℃下胍胶压裂液在 3数 4 h均能彻底破胶， 破胶液黏度小于 5 mPa· s， 破胶液残渣含量低至 76 mg/L。现场施工成功率 100%， 压裂液成本降低15.2%， 增油效果明显， 满足新疆油田储层改造的要求。图5表2参12

摘要:为了得到成本低廉、 性能优异的清洁压裂液， 将季铵盐阳离子表面活性剂CTAB与磺酸盐阴离子表面活性剂MES进行复配， 以KCl为黏土稳定剂， 配制了一种复合型CMV清洁压裂液， 确定了最佳配方并评价了该压裂液耐温抗剪切性、 携砂性及破胶性。研究结果表明： 优化配方 2.5%数 3.5% CTAB+2.0% MES+1.0%黏土稳定剂KCl的复合型 CMV清洁压裂液对酸度不敏感， 应用范围很广。在低温剪切下， 体系表现出剪切增稠现象； 分别在90℃、 120℃下， 持续剪切 （剪切速率170 s^-1） 1 h后， CMV清洁压裂液的表观黏度分别为85和40 mPa·s， 适合中温储层。CMV清洁压裂液的携砂能力优于 0.3%羟丙基胍胶压裂液的， 在温度 90℃、 砂比为 10%时， 陶粒（20数40目） 在前者中的沉降速率 （0.634 mm/s） 明显低于在后者中的 （0.9258 mm/s）； 在30℃下， 不同体积比 （1∶10数 1∶5）的 CMV清洁压裂液与柴油混合体系均可在 3 h内自动破胶， 破胶液的表面张力均小于 28.0 mN/m， 返排能力提高， 对地层的伤害性少且原料成本远低于很多现用的清洁压裂液。图6表2参17

摘要:针对渤海 S油田长期注水开发形成水窜通道， 导致区块含水上升速度快的问题， 采用示踪剂方法识别油水井间高渗条带， 分析计算了高渗条带渗透率及孔喉大小， 通过对凝胶类调剖体系强度和微球粒径分级、 微球类调剖体系粒径与岩心孔喉直径的匹配性和注入段塞及施工工艺组合方式的研究， 获得了适合该油田高渗条带封堵及深部调剖的分级组合深部调剖技术。该技术的主要内容包括： 以凝胶（先注弱凝胶， 后注强凝胶）加微球为组合调剖剂， 以凝胶井口调剖加微球在线调剖的组合工艺方式。研究结果表明， S油田目标井区高渗条带渗透率为8.8 μm²， 平均孔喉约为 20 μm； 适合分级组合深部调剖技术的两种强度凝胶体系配方为 0.3%聚合物+0.2%交联剂（弱凝胶）、 0.4%聚合物+0.3%交联剂 （强凝胶）； 微球膨胀后的粒径与孔喉直径比为 1数 1.5时， 微球调剖体系兼具良好的封堵性能和运移性能； 应用凝胶封堵近井地带高渗条带、 微球进行深部调剖的段塞组合方式， 在相同成本下的调剖效果最好； 采用井口调剖+在线调剖相结合的工艺方式， 可使海上油田深部调剖设备占用平台空间降低70%以上。分级组合深部调剖技术在渤海 S油田矿场试验中取得了显著效果， 井组综合含水最高下降 8.4%， 井组净增油 18288 m3， 适合于海上砂岩油田深部调剖作业。图2表4参17

摘要:为了解决 J油田注水井压力高所导致的注水井欠注问题， 优选出了以复配型表面活性剂 S005为主剂、 黏土稳定剂 HY-01为助剂， 组成为 1×10³～ 2×10³mg/L S005+2×10⁴ mg/L HY-01的活化水体系， 研究了该活化水体系的地层水配伍性、 耐冲刷性能、 抗盐性能、 耐温性能和热稳定性能。结果表明， 该活化水体系与原油间的界面张力能达到超低数量级， 对膨润土的防膨率大于90%， 具有一定的降压增注效果。该活化水体系具有良好的耐冲刷性能、 抗盐性能和耐温性能。经过冲刷4次后， 活化水体系防膨率保持在85%左右， 防膨率保留率在95%以上。随着NaCl浓度增加， 活化水体系油水界面张力呈数量级下降， 活化水体系对膨润土防膨率保持基本不变。随着温度 （55～82℃） 升高， 活化水体系对膨润土的防膨率增加， 在82℃下老化30 d后对膨润土防膨率超过90%。图6表4参13

摘要:为了提高裂缝性特低渗透油藏 CO₂驱开发效果， 研发了一种将改性淀粉强凝胶和乙二胺联用的封窜技术。分别考察了改性淀粉凝胶体系（3%改性淀粉+3%丙烯酰胺+0.1%交联剂 N， N-亚甲基双丙烯酰胺+0.05%引发剂过硫酸铵）、 乙二胺体系（质量分数 13%的乙二胺水溶液）及二者联用时在 CO₂驱的不同裂缝性特低岩心的封堵效果， 报道了改性淀粉强凝胶和乙二胺体系联用的应用效果。初始状态下， 改性淀粉体系具有牛顿流体特征， 可在大裂缝中均匀稳定推进， 成胶后为强凝胶， 黏度大于 20×104 mPa· s。乙二胺初始黏度与水接近， 与 CO₂反应后生成白色固体颗粒或淡黄色黏稠物。改性淀粉强凝胶可以较好地封堵开启的大裂缝， 乙二胺体系可有效封堵闭合裂缝或基质窜流带。对于 40目的填砂大裂缝， 改性淀粉凝胶封堵前气体流量为 10000 mL/min， 封堵后降为 760 mL/min， 可提高采收率 21.8%； 对于闭合的微小裂缝， 乙二胺封堵前的气窜速率为 1950 mL/min， 封堵后降为 330 mL/min， 可提高采收率 18%。对气驱没有开发效果的裂缝性岩心， 先注入淀粉体系封堵大尺度后再注入乙二胺封堵小裂缝或高渗层可提高采收率 44%以上。矿场试验说明裂缝性特低渗油藏气窜后， 改性淀粉堵剂和乙二胺联用封堵窜流通道可大幅度提高采收率。图 3表 6参 10

摘要:为了解决低渗透裂缝性油藏实施 CO₂驱油过程中发生的气体窜逸问题， 提出了在用改性淀粉凝胶体系调堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道的 “改性淀粉凝胶+乙二胺” 两级封窜驱油技术， 即选择改性淀粉凝胶体系（4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.05%交联剂 N，N-亚甲基双丙烯酰胺+0.18%成胶控制剂叔丁基邻苯二酚）和乙二胺分别作为裂缝、 基质中高渗通道的封堵剂。分别考察了改性淀粉凝胶体系对岩心裂缝、 乙二胺对基质中高渗通道的封堵、 驱油效果， 研究了 “改性淀粉凝胶+乙二胺” 两级封窜驱油作用。结果表明， 45℃下， 单独使用改性淀粉凝胶可对渗透率 0.65×10^-3 μm2岩心的填砂裂缝进行有效封堵， 封堵后 CO₂气驱时岩心进出口压差基本恒定， 凝胶具有良好的封堵强度， 气体流速降低 81%， 采出程度提高 25%； 单独使用加入乙醇保护段塞的乙二胺体系可对渗透率 1.37×10^-3μm2的岩心的相对高渗带形成封堵， 气体流速降低 85%， 采出程度提高 5.3%， 但是不加乙醇保护段塞的乙二胺很难注入低渗岩心； 渗透率 4.5×10^-3μm2填砂裂缝岩心在用改性淀粉凝胶体系封堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道， 注入压力分别高达 3.5 MPa和 5.6 MPa， 注入改性淀粉凝胶后再注入乙二胺后岩心采出程度分别提高 29.2%和 23.3%， 两级封窜驱油效果明显。图3表 2参 18

摘要:为了获得性能优良的超临界 CO₂复合凝胶， 通过 L16 （44） 正交实验研究了 CO₂分压、 反应温度、 反应时间、 硅酸钠质量浓度 4个因素对无机凝胶生成量的影响规律， 在超临界 CO₂条件下利用硅酸钠溶液复配丙烯酰胺体系制备无机-有机复合凝胶， 通过环境扫描电镜分析了无机凝胶、 有机凝胶、 复合凝胶的微观结构。结果表明： 无机凝胶的适宜反应条件为反应压力 9.0 MPa、 反应温度 32.0℃、 反应时间 14.0 h、 硅酸钠质量分数 4.0%； 在超临界CO₂条件下， 无机凝胶颗粒均匀地穿插在有机高分子网络结构中， 有利于增强复合凝胶强度。图11表2参10

摘要:泡沫与CO₂交替驱可改善CO₂驱在非均质性油藏中的应用效果，但高温对泡沫稳定性影响较大，降低了泡沫改善CO₂驱的效果。为揭示纳米材料稳泡剂在高温条件下对泡沫性质的影响以及相应的驱油效果，采用高温高压泡沫评价装置（改进型的气流法），研究了不同稳泡剂对起泡剂起泡性能（20～120℃）和驱油效果（95℃）的影响。结果表明，改性纳米材料颗粒的润湿接触角为78°、粒径平均值为29.3 nm；泡沫体积受温度影响较小，泡沫半衰期随温度升高而迅速降低；纳米材料、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和羧甲基纤维素钠（CMC）三种稳泡剂均能改善起泡剂的泡沫稳定性，其中改性纳米材料的效果最理想。驱油实验结果表明，在CO₂驱中加入起泡剂和改性纳米材料稳泡剂可大幅提高采收率，水驱后CO₂驱、泡沫与CO₂交替驱以及添加改性纳米材料泡沫驱的采收率增幅分别为15.51%、26.94%和30.93%，改性纳米材料稳泡剂可进一步提高泡沫的稳定性和CO₂泡沫体系的驱油效果。图6表2 参15

摘要:水平井是冀东油田浅层复杂断块油藏的主要开发方式，随着水平井的持续开发，含水快速上升，严重影响了开发效果。采用CO₂吞吐可进一步提高增油效果和产能，降低含水上升速率。为优化CO₂吞吐的注采参数、提高现场试验效果，利用矿场岩屑设计制作了CO₂吞吐三维物理模型（尺寸30 cm×30 cm×12 cm，水测渗透率1.160μm²，孔隙度31%），使用该模型开展了注入量、焖井时间等注采参数优化研究。结果表明，CO₂吞吐增油效果明显，采收率较衰竭开采增加幅度为1.97%～9.47%，换油率为1.14～3.62 m³/m³；为达到最佳的增油效果，宜采用的CO₂吞吐注采参数为：注入量0.3～0.4 PV、焖井时间12～15 h、注入速率4～6 mL/min、采液速率480～600 mL/h。

摘要:为了解沥青质沉积对轻质油藏CO₂驱的影响，以CO₂及延长轻质原油为介质，在不同压力、不同CO₂与原油物质的量比的实验参数下，研究了CO₂对沥青质的沉积规律以及沥青质沉积对油水界面性质、原油组成、储层渗透率及采收率的影响。研究结果表明：当压力从0 Pa 升至20 Pa 时，沥青质沉积量从0.17%增至6.27%；沥青质沉积导致的储层渗透率损害程度从1.87%增至13.64%，油水界面张力原来的2.40 mN/m增至16.80 mN/m。压力在25 MPa时原油采收率最大，达到11.83%。图5 表1 参16

摘要:为提高江汉油田高盐中低渗油藏注水开发后期的原油采收率，用起泡剂和稳泡剂配制了泡沫体系，通过考察起泡剂类型、浓度及稳泡剂浓度对泡沫体系发泡体积和半衰期的影响优选了泡沫体系配方，研究了泡沫体系的耐油性、耐盐性及耐老化性，对泡沫驱注入参数进行了优化，通过对并联岩心的驱油实验考察了泡沫体系的封堵能力。研究结果表明，起泡剂和稳泡剂质量分数均为0.4%时，泡沫体系的发泡能力良好，发泡体积为110 mL，半衰期为427 min，泡沫体系与原油的界面张力较低（10^-2 mN/m数量级）；泡沫体系耐油性较好，在含油量为30%时的半衰期为40 min；耐盐性良好，在矿化度为300 g/L 或钙镁离子为5 g/L 时的半衰期大于350 min；耐老化性良好，在70℃下老化100 d 的发泡体积和半衰期变化较小；低界面起泡剂氮气驱最佳注入参数为：气液比1.5∶1、注入段塞0.4 PV、注入速度1.2 mL/min，在此条件下泡沫体系可提高单管岩心采收率7.51%、并联岩心采收率10.04%，对王场油田高盐非均质油层具有良好的调驱效果。图3 表8 参12

摘要:针对普通泡沫在高温高盐油藏中稳定性弱、驱油效果差的问题，采用将气体和起泡剂溶液（5000 mg/L 甜菜碱表面活性剂SL1+5000 mg/L 黄原胶XG）同时注入填砂管泡沫发生器的方法制备了一种稳定性强、尺寸细微的微泡沫体系，即黄原胶稳定的微泡沫。通过微观可视化模型对比了普通微泡沫（5000 mg/L SL1）与黄原胶稳定的微泡沫在原油存在条件的下稳定性差异，分析了驱油机理，借助填砂管模型对比了两种微泡沫的驱油性能。微观实验结果表明：气泡液膜中吸附的黄原胶增加了微泡沫液膜厚度，有效抑制了气泡聚并和液膜排液，使黄原胶稳定的微泡沫具有更强的稳定性和耐油能力。微泡沫越稳定，微观波及体积越高、采油效率越高。微泡沫主要的驱油机理为直接驱替机理、乳化机理、同向液膜流动机理、逆向液膜流动机理。物模实验结果表明，在160 g/L 矿化度、90℃条件下，黄原胶稳定的微泡沫驱的采收率可在水驱基础上提高22.9%，比普通微泡沫驱高15.2%。图14 表1参11

摘要:针对高温高盐油藏化学驱的技术需要，研究了一种新型多糖类聚合物SH-1 的物理性能，包括流变性、增稠效果、耐盐抗温性能、机械稳定性以及在多空介质中的流动性，并在此基础上评价了该聚合物在三次采油技术中的应用潜力。结果表明：SH-1 相对于相对分子质量800 万、水解度5%的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）具有更好的增稠效果，质量分数0.5%的HPAM溶液和质量分数0.1%的SH-1 溶液的黏度（25℃，10 s^-1）基本相同，约为100mPa·s。随着盐度的增加，HPAM溶液的黏度明显降低；而SH-1 溶液的黏度基本不变，表现出良好的耐盐性。与HPAM溶液相比，SH-1 溶液黏度随温度升高而下降的幅度较小，表现出较好的耐温性能。在高剪切速率下SH-1溶液的黏度损失明显小于HPAM溶液，注入速度为20 mL/min时，HPAM溶液黏度损失达65%，而SH-1溶液的黏度损失仅为12%。同时，SH-1还具有较好的注入性和流动控制能力，由于分子链硬度大，SH-1在多孔介质中（130×10^-3μm²左右）的滞留量大于HPAM。SH-1在高温高盐高渗透率油藏驱油方面具有应用潜力。图13表1参11

摘要:针对鲁克沁中区油藏非均质性严重、水油流度比大和地层水矿化度高的特点，研究了疏水缔合聚合物AP-P8 在该油藏条件下的黏度、溶解性、抗剪切性和热稳定性，考察了AP-P8 的驱油性能，并在现场进行了应用。研究结果表明，配液水为注入水（矿化度约80 g/L）、温度为78℃时，AP-P8 的增黏性能明显好于常规聚合物，AP-P8 溶液黏度随温度升高而降低，用注入水配制的2 g/L AP-P8 溶液在100℃时的黏度为64.5 mPa·s；室温下AP-P8 在注入水中的溶解性较好，溶解时间为2.8 h；AP-P8 抗剪切性较好，2.5 g/L AP-P8 溶液剪切后的黏度保留率为54.2%。随AP-P8 浓度的增加，岩心阻力系数和残余阻力系数增加，有利于提高原油的采收率；AP-P8 可在水驱基础上提高稠油采收率10.2%；现场试注试验结果表明，AP-P8 的注入性良好，常温配液黏度为100 mPa·s，注聚稳定压力27.5 MPa。AP-P8 满足鲁克沁中区油藏条件对聚合物驱性能的要求，应用时可以直接用注入水配液。图7 表5 参15

摘要:为提高冀东油田化学驱驱油效果，以烷基胺、丙烯酸乙酯和氯乙酸钠或3-溴丙基磺酸钠为原料合成了含有一个疏水链两个亲水基的双阴离子型表面活性剂。采用红外光谱、热重分析及pH值缓冲区测试等方法对合成产物的结构进行了表征，研究了双阴离子型表面活性剂对冀东油田原油/水界面张力的影响与驱油效果。结果 表明，合成物中SS-1 和SS-3 含有双羧酸基团，SS-2 和SS-4 含有一羧基一磺酸基官能团。4 种表面活性剂均可降低原油与水的界面张力，在无碱条件下原油与水的界面张力可达到10^-2～10^-3 mN/m 数量级；在弱碱（1.0%Na₂CO₃）条件下SS-1 降低原油界面张力效果最好，可达10^-4～10^-3mN/m数量级。弱碱条件有利于提高表面活性剂的驱油效果，表面活性剂SS-1 在弱碱条件下获得了在水驱基础上提高采收率13%～15%的良好效果，可用于冀东油田浅层油藏三次采油。图13 表2 参17

摘要:为明确表面活性剂的乳化性能和界面活性对水驱后残余油或剩余油影响的主次关系，结合冀东油田渗透率低、窜流严重、化学驱条件适宜等油藏特点，筛选出乳化性能强、界面活性较差和乳化性能较差、界面活性较强的表面活性剂体系，在渗透率相近的岩心中开展了水驱后驱油实验。结果表明：适和冀东油田高63-10 断块两种表面活性剂复配体系为：乳化水率较好、界面张力达10^-2mN/m的体系0.2%非离子表面活性剂6501+0.1%阴离子表面活性剂XPS 和乳化水率较差、界面张力达到10^-3mN/m的体系0.1% XPS+0.5% NaCl；水驱后注0.1% XPS+0.5% NaCl 体系的采收率增幅为2.73%，注0.2% 6501+0.1% XPS体系的采收率增幅为5.78%，乳化携带和聚并对残余油滴和局部剩余油驱替效果远好于界面活性的作用；综合发挥界面张力（10^-2mN/m）和乳化的作用能降低对界面活性的要求，这为表面活性剂筛选提供了实验依据和技术思路。图13 表3 参22

摘要:为揭示阴-非离子表面活性剂在油水界面的聚集行为，为三次采油中驱油用表面活性剂的选择以及有效应用提供理论指导，在癸烷-水体系中采用分子动力学方法模拟研究了腰果酚聚氧乙烯醚磺酸钠（CPES）的浓度、温度、盐浓度和种类对CPES界面活性的影响。研究结果表明，CPES的界面活性良好，饱和状态下的界面张力仅为1.83 mN/m；CPES分子结构中磺酸基的亲水性高于聚氧乙烯基，远大于醚基；CPES的耐温性较好，温度由298 K增至373 K时，界面张力最大值为16.74 mN/m；CPES的抗盐性良好，Ca²⁺浓度由0.10 增至0.35 mol/L 时，CPES与水之间形成的氢键数目波动不大，界面张力范围为12.605±1.745 mN/m，其抗盐性顺序为Na⁺＞Ca²⁺＞Mg²⁺。CPES具有优良的界面活性以及较强的耐温抗盐性，可望用作驱油用表面活性剂。图10表2 参36

摘要:为提高温度响应型蠕虫胶束的抗盐性，采用阴离子表面活性剂十八烷基苯磺酸钠（SOBS）和两性离子表面活性剂十八烷基羟基磺基甜菜碱（ODAHPS）制得蠕虫胶束体系，研究了温度对胶束黏度的影响，考察了胶束的抗盐和抗碱性能。研究结果表明，当ODAHPS和SOBS的摩尔比为7 时，胶束的响应温度为50℃；胶束黏度随着 温度升高呈现先增加后降低的趋势；达到响应温度后，胶束黏度随表面活性剂总浓度的增加而增大；随角频率的增加，胶束溶液逐渐由黏性流体向弹性流体转变；胶束黏度随无机盐浓度的增加先增大后降低；胶束耐碱性能良好，当弱碱和强碱质量浓度分别为2.5 g/L 和12 g/L 时，胶束黏度分别为133 和196 mPa·s，可以作为驱油剂使用。图9 表1 参24

摘要:针对双河油田IV上层系高温、特高含水油藏条件，为提高剩余油开采程度，开展了基于阴-非离子与阴离子羧酸盐复配表面活性剂（B-1）和单芳烷基磺酸盐表面活性剂（A3-2）的原位微乳液驱油研究，分析对比了原位微乳液与表面活性剂/聚合物二元复合驱的驱油作用，利用高温高压微观可视化模拟系统，研究了原位微乳液驱过程中的剩余油启动及运移方式、驱替效果及微观驱油机理。研究结果表明，3% A3-2 和3% B-1 能形成超低界面张力（10^-4mN/m数量级），可与原油原位（即少量驱动力下）形成微乳液，增容参数大于20。A3-2 溶液能与原油原位形成中相微乳液，B-1 溶液能与原油原位形成下相微乳液。原位微乳液驱的驱油效果好于表面活性剂/聚合物二元复合驱。A3-2 溶液的增溶能力好于B-1 溶液，剩余油启动效果最好，微观驱油效果最佳。原位微乳液驱主要依靠表面活性剂的增溶作用，在多孔介质中与原油原位形成微乳液，从而达到混相驱油的作用效果；当原油在微乳液的胶束中增溶达到饱和时，进一步通过乳化携带、降低油水界面张力和改善润湿性等机理，优先启动簇状及斑状剩余油，使各种类型的剩余油都得到有效启动运移。图6 表2 参12

摘要:在传统以混凝除油、过滤除杂为主要技术的处理工艺基础上，对采出水回注前进行曝氧处理以降低所配制聚合物溶液的黏度损失，已成为三次采油聚合物驱地面工程的一项重要工作。为建立科学的采出水曝氧程度评价方法，规范了采出水曝氧前、后水质溶氧量的普适性测试方法，研究了水质溶氧量和采出水曝氧后矿场配注流动工况对聚合物溶液黏度、抗剪切性和黏弹性的影响。研究结果表明，溶氧管比色法需根据采出水曝氧前后溶氧量的范围选择合适的测氧管，而电化学探头法在通用性和解析度方面更具优势，可优先选择；随着采出水曝氧程度的增加，聚合物溶液的黏度提高，采出水的溶氧量从曝氧前的0.25 mg/L增至9.42 mg/L时，聚合物溶液的黏度增幅为14.88%～19.16%，聚合物溶液浓度越大，黏度损失的控制效果越显著；抗剪切性能和弹性行为也明显改善，采出水曝氧后流动工况（流速和流动沿程距离）对聚合物溶液的黏度、抗剪切性和黏弹性的影响较小；用大庆油田污水站采出水配制聚合物溶液的水质初始最佳溶氧量约为6 mg/L。研究结果从定性到定量科学化构建 了降低聚合物溶液黏度损失的油田采出水曝氧调控方法。图14 表4 参16

摘要:针对河南双河油田VI 油组90℃以上高温油藏条件，提出了由表面活性剂SH7 与聚合物1630S组成的适合该油藏条件的SP二元复合驱油体系，研究了该二元驱油体系的界面性能、乳化性能、热稳定性能、抗吸附性能及驱油性能。结果表明，SP 二元复合驱油体系（1630S 浓度1500 mg/L）在SH7 浓度高于500 mg/L 时油水界面张力可达10^-3mN/m超低数量级，SH7 浓度高于1000 mg/L 后，界面张力可达10^-4mN/m数量级，且在30 min 内即达到超低。组成为1500 mg/L 1630S+2000 mg/L SH7 的SP 二元复合体系的乳化性能良好，油水比为7∶3 时乳状液黏度是SP二元复合体系的7 倍以上。该SP二元复合体系的抗岩心吸附性能良好，在经历五次吸附后，油水界面张力仍可达8.82×10^-4 mN/m。当体系中氧含量低于0.8 mg/L 时，聚合物及SP 二元复合体系的长期热稳定良好，95℃下老化180 d 后的体系黏度仍高于初始值，油水界面张力可以保持在10^-4mN/m数量级。均质岩心驱油实验结果表明，水驱后注入0.606 PV的SP二元复合体系，在水驱（采收率42.26%）基础上可提高采收率22.16%，较同等条件下的聚合物驱高出6 个百分点。三倍渗透率级差层内非均质岩心驱油实验结果表明，SP二元复合体系的最佳段塞尺寸为0.6 PV，在水驱基础上提高采收率16.23%。图5 表5 参12

摘要:为揭示化学驱体系中聚合物以及油相中活性物质对甜菜碱降低界面张力作用的影响规律，研究了部分水解聚丙烯酰胺和疏水缔合聚合物对甜菜碱溶液与正癸烷间动态界面张力的影响，考察了正癸烷中加入油酸对甜菜碱及甜菜碱与聚合物二元复配体系界面张力的影响。研究结果表明，甜菜碱类表面活性剂的亲水基团尺寸大 于疏水基团，相应体系与正构烷烃间的界面张力较高；油相中的油酸与甜菜碱混合吸附，能明显降低界面张力。部分水解聚丙烯酰胺通过混合吸附使得甜菜碱溶液与正癸烷的界面张力总体上呈升高趋势；而疏水缔合聚合物与甜菜碱形成界面混合聚集体，造成界面张力升高。在油酸存在的条件下，两类聚合物对模拟油与甜菜碱间界面张力的影响趋势与正癸烷相近。图7 参11

摘要:为揭示疏水缔合聚合物（HMPAM）与非离子表面活性剂壬基酚聚氧乙烯醚（TX）间的相互作用规律，通过测量HMPAM/TX二元体系的表观黏度、荧光光谱和流变性研究了HMPAM与环氧乙烷（EO）数不同（4～15）的TX间的相互作用，分析了二者相互作用的变化规律。结果表明，HMPAM/TX二元体系宏观黏度的变化是由混合疏水微区微观结构与数量及体系中空间网络结构的变化引起的。HMPAM与TX系列表面活性剂相互作用的强弱为TX-4＞TX-7＞TX-10＞TX-13≈TX-15，按EO 数的不同将其相互作用分为三种：（1）EO 数为4～7，以TX-4、TX-7 为代表，只表现出协同作用；（2）EO数为8～12，以TX-10 为代表，既有协同作用又有“负作用”（3）EO数为13～15，以TX-13、TX-15为代表，只有“负作用”。图12 参16

摘要:为了获得耐温抗盐性优良、在弱碱性环境中溶解性良好的疏水缔合聚合物驱油剂，以辛基酚聚氧乙烯醚（OP-10）为乳化剂，丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）和二十二烷基聚氧乙烯醚甲基丙烯酸酯（BEM）为原料合成了碱溶性三元共聚物P（AM/AA/BEM），对其合成条件进行了优化，并对其溶液性能进行了研究。结果表明，制备P（AM/AA/BEM）的最佳合成条件为：总单体质量分数20%、AA摩尔分数25%、BEM摩尔分数0.2%、引发剂偶氮二异丁基脒盐酸盐（V50）质量分数0.3%、反应温度45℃、反应时间8 h；P（AM/AA/BEM）增黏性较好，耐温达90℃，抗盐达20 g/L，剪切稀释性良好；P（AM/AA/BEM）与表面活性剂十二烷基苯磺酸钠（SDBS）具有较强的相互作用，在1 g/L P（AM/AA/BEM）中加入400 mg/L SDBS，可使聚合物/表面活性剂体系的黏度增大3.3 倍。P（AM/AA/BEM）在增黏、耐温、抗盐和剪切稀释性方面均好于部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）。图11表3 参15

摘要:为提高破乳剂的破乳脱水效果、拓宽适用范围，用甲基丙烯酸对聚醚多元醇破乳剂EG-01、EG-02 进行改性，优化了破乳剂的制备条件，研究了破乳剂对胜利油田、苏丹Hglig 油田和中海油旅大油田原油的破乳脱水效果。结果表明，当酯化时间为6 h，酯化温度为110℃，甲基丙烯酸、聚醚多元醇和四乙烯五胺质量比为7∶2∶1，过氧化苯甲酰用量为物料总质量的0.2%时合成的破乳剂NG-01 和NG-02 的脱水效果最佳。与EG-01、EG-02 相比，NG-01、NG-02 脱水速率快，脱水效果好；三嵌段结构破乳剂NG-02 的脱水效果好于二嵌段破乳剂NG-01；NG-02 对胜利油田重质原油的脱水率大于90%，对苏丹油田中质原油和中海油旅大油田重质原油的脱水率大于95%。表5 参14

摘要:为了获得适合涠洲11-4 油田产出液的破乳剂，分别以多乙烯多胺类化合物为起始剂合成了二嵌段和三嵌段的聚醚，采用瓶试法研究了聚醚的嵌段类型、支链数、环氧乙烷段含量以及稀释聚醚用的溶剂对涠洲11-4 油田模拟产出液破乳效率的影响。研究结果表明，亲水基（PEO）位于分子一端的二嵌段聚醚的破乳效率优于亲水基位于分子中间三嵌段型聚醚；聚醚分子中支链数越多，对涠洲11-4 油田模拟产出液的破乳效率越高；对于同系列的聚醚，其分子中PEO段含量存在对应最高破乳效率的最佳值（约为25%）。另外，溶剂对聚醚的破乳效率亦有影响，芳香溶剂与聚醚之间存在某种协同作用。与采用95%乙醇作为溶剂时相比，以二甲苯为溶剂时半脱水时间可降低25%以上。以四乙烯五胺为起始剂、PEO段含量为25%二嵌段聚醚破乳剂HYP-105（二甲苯为溶剂）对涠洲11-4油田产出液的破乳效果与在用进口破乳剂相当，可满足应用要求。图3 表2 参14

摘要:针对可视化技术在驱油剂评价中适用范围不明确的问题，对比了可视化微观物理驱替模型、计算机X线断层扫描（CT）和核磁共振成像（MRI）三种可视化技术的原理与功能，分析了它们在驱油剂评价中的应用范围与存在的问题。可视化微观物理驱替模型和CT适用于驱油剂驱油机理的研究，前者侧重于微观，后者侧重于宏观；CT和MRI适用于驱油剂驱油性能的评价，前者侧重于轻质油体系下剩余油饱和度的沿程分布，后者侧重于稀油体系下剩余油在不同孔径孔隙内的分布。图2 参36

摘要:本文简述了水基压裂液体系中常用交联剂（无机/有机钛、锆、硼等）的化学结构和性能特点；重点介绍了有机硼交联剂在羟丙基瓜胶水基压裂液体系的交联机理、技术指标和现场应用情况；从交联剂的结构、有机配体的分子组成、交联性能、交联剂制备路线等方面阐释了交联性能是由配位中心的性质、基液pH、配体的配位能力、稠化剂的种类和用量等因素共同决定的。同时回顾了交联剂理论研究进展和现场应用现状，并对水基压裂液交联剂在极端条件、性能指标、复合体系及经济性等应用方向进行了展望。图4 参31