摘要:为揭示纳-微米粒子与地层黏土矿物的相互作用，以苯乙烯、丙烯酸丁酯及甲基丙烯酸聚乙二醇单甲醚酯大单体为主要原料，通过乳液聚合合成出聚合物粒子，用红外光谱仪对粒子结构进行了表征，用激光粒度测试仪考察了粒子的粒径分布，研究了粒子对钻井液性能的影响，讨论了粒子的作用机理。结果表明，聚合物粒子具有醚键基团结构特征，粒径分布较窄，粒径尺寸为0.2~1 μm，纳米和微米粒子比约为2∶8。醚型纳-微米粒子与钻井液的配伍性良好，抗温达130℃，可有效降低聚磺、聚合物及烷基糖苷无土相钻井液的滤失性能，改善钻井液滤饼质量。图5 表2 参16

摘要:针对目前钻井液常用润滑剂承压能力低、减磨效果和抗温性能差等问题，通过在醇胺酯中引入金属有机化合物制得极压润滑剂NH-EPL。研究了NH-EPL的润滑性能、极压减磨性能、抗温耐盐性能、起泡性、荧光级别以及生物毒性等，考察了其对钻井液流变性的影响，并在新疆和江苏地区进行了现场应用。结果表明，NH-EPL具 有优异的极压减磨性和润滑性能，常温下0.5% NH-EPL 可使基浆润滑系数降低93.4%、磨失量降低99.87%，NH-EPL的承压能力为320 kgf；NH-EPL抗温耐盐性好，抗温达160℃，可使20% NaCl 盐水基浆的润滑系数降低80.43%；该极压润滑剂不易起泡，含0.5% NH-EPL的基浆起泡率仅为1.0%；荧光等级为1 级，无生物毒性，符合环保要求；对现场井浆的流变性和滤失性能影响较小，配伍性良好。NH-EPL在新疆和江苏地区的现场应用效果显著，钻井摩阻降低率高达50%，可满足深井、大位移井、水平井等钻井作业要求。图3 表3 参14

摘要:为解决钻井过程中的泥页岩井壁失稳问题，选取了重均分子量为6×10⁴ g/mol 的超支化聚乙烯亚胺（HPEI）作为水基钻井液页岩抑制剂，通过膨润土造浆实验、线性膨胀实验和泥页岩热滚回收实验对其泥页岩抑制性能进行了评价，通过红外光谱表征、X-射线衍射实验以及热重分析对其抑制机理进行了分析。结果表明，HPEI 对膨润土水化膨胀有良好的抑制作用，20%膨润土在1.5% HPEI 溶液中造浆后的动切力仅为0.5 Pa，膨润土在3%HPEI溶液的膨胀高度较蒸馏水中减少了67%；溶液的pH值越低，HPEI的质子化程度越高，对膨润土水化分散的抑制性能越好。HPEI抑制黏土水化膨胀的机理为：HPEI分子进入黏土层间，通过静电引力和氢键的共同作用减弱黏土水化分散，其疏水结构阻止水分子进入黏土层间，抑制膨润土晶层膨胀。图9 表2参26

摘要:钻井液中亚微米颗粒含量对钻井液的性能影响很大，有必要研发有针对性的高效絮凝剂以清除钻井液中的亚微米劣质土，而尽量减少对膨润土等有用固相的絮凝。为实现上述目标，本文以高岭土和膨润土作为絮凝对象，通过Zeta 电位、浊度分析、粒度分析和势能分析等方法，研究分析了长链烷烃季铵盐双十八烷基二甲基氯化铵（DODMAC）对钻井液中固相颗粒的絮凝效果及其絮凝机理。结果表明，质量分数0.2%高岭土分散液在pH=5 附近达到等电位点，其表面电性及电量易受pH 影响，而膨润土的电位相对更加稳定；DODMAC加量为42.86 mg/L时对高岭土颗粒的浊度去除率达到90%以上，继续增大加量后絮凝效果逐渐变差；而对膨润土的浊度去除率则随DODMAC加量的增加而增大，且在低加量下浊度去除率很低。通过调整DODMAC加量，可实现对劣质固相高岭土的选择性絮凝。DODMAC主要通过电性中和以及疏水絮凝作用降低高岭土颗粒势能，从而促进高岭土颗粒聚结絮凝，DODMAC加量过大后会使得高岭土颗粒表面电性发生反转且电位增大，导致高岭土颗 粒间的静电斥力增大而易于分散；而在膨润土分散液中，DODMAC则通过吸附架桥方式作用于膨润土颗粒而促使其絮凝。图6 参16

摘要:为了解决南堡深层泥页岩因纳微米级孔缝发育而易发生井壁失稳的问题，通过对纳微米级封堵材料的优选，确定了配方为3%膨润土浆+1.2%增黏剂DSP-2+6%降滤失剂SPNH+3%降滤失剂SMP-I+1%降黏剂SMT+0.5%聚胺抑制剂AI-1+0.8%热稳定剂Na2SO3+1%微米封堵剂FT3000 +5%抑制剂KCl+2%防水锁剂HAR-D+2%纳米封堵剂HSM+3%亚微米固壁剂HGW的纳微米防塌钻井液体系，研究了该钻井液体系的滤失性、封堵性以及防塌抑制性等性能。结果表明，2%纳米级胶束封堵剂HSM与3%亚微米级固壁剂HGW复配使用可使基浆的膜效率从0.21 提高到0.38，使纳微米级滤膜的滤失量降低35%以上，同时能降低PPT滤失量和初始滤失速率，大幅度减缓了对泥页岩的压力传递时间。该钻井液体系具有良好的降滤失性、封堵性和抑制性，在150℃下老化16 h 后的API 滤失量和HTHP滤失量分别为3.7 mL和11 mL，膨润土压片在该钻井液中的24 h 线性膨胀率仅为13.29%，泥岩岩屑在该钻井液中150℃下热滚16 h 后的回收率高达93.3%。该体系在南堡油田矿场试验中取得 了显著效果，井眼质量得到有效改善，未发生垮塌、掉块等井壁失稳情况，机械钻速较邻井提高了35.29%，实现了深层泥页岩的井壁稳定与优快钻井的多重目的。图7表6 参10

摘要:为满足不压井作业对冻胶新材料的性能要求，以丙烯酰胺、甲基丙烯酸钠、耐高温胺类单体、过硫酸铵、聚合物LAH、交联剂MEN&PLE和增韧剂CAL等为原料制备了一种黏弹性冻胶，研究了引发剂和模拟油加量、无机盐、温度对胶液成胶时间和冻胶强度的影响，用高温高压稠化仪模拟地层条件对冻胶性能进行了室内评价。实验结果表明，在pH为7~13、反应温度为40~130℃的条件下可形成强度高达30 N的黏弹性聚合物冻胶体，承压能力达2 MPa/8 m；通过改变引发剂的加量可以调节胶液的成胶时间和冻胶强度；该冻胶稳定性好，具有较强的抗浸污能力，在模拟油加量高达20%或二价金属离子（Ca²⁺或Mg²⁺）为15×10⁴ mg/L 的条件下，依然具有良好的成胶性能。图4 参16

摘要:为获得高浓度高分子量聚合物与低黏纤维素共混堵漏体系的性能特征，采用应力控制流变仪、黏度计、扫描电子显微镜和冻胶阀承压测试装置等研究了高浓度、高分子量部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）与低黏纤维素、醋酸铬交联剂、pH调节剂（NaHCO₃）共混堵漏体系的黏弹性和固化后的承压强度。结果表明，HPAM溶液的储能模量随相对分子质量的增加而增大；添加低黏纤维素与交联剂可大幅提高HPAM溶液的黏弹性，体系黏度和固化后承压强度均随低黏纤维素加量的增加而增大；NaHCO₃可延缓体系交联的速度，随NaHCO₃加量增大，体系黏度和承压强度略有降低。25 g/L HPAM+1500 mg/L 低黏纤维素+100 mg/L 醋酸铬交联剂+20 mg/L NaHCO₃体系的泵注性能良好，泵注时间90 min内的黏度控制在2 Pa·s 以内；该体系耐盐性良好，在70℃油藏温度条件下固化后的承压强度为0.5 MPa/m，满足堵漏作业封堵性能要求。在L-357 井堵漏施工中，挤注压力最高达11.9MPa，挤入量6 m³，施工完成后对漏失层段试压15 MPa，30 min内压力保持不变。图6 表5 参22

摘要:为提高普通油井水泥降失水剂的抗温性能，以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）和N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）为原料，合成了AMPS/AM/AA/NVP四元共聚物耐高温油井水泥降失水剂，研究了反应单体浓度、单体配比、引发剂浓度等因素对降失水剂性能的影响，考察了降失水剂的耐温耐盐性及其对水泥浆性能的影响。结果表明，降失水剂的最佳合成条件为：单体加量15%，单体组成为：60% AMPS、20%AM、15% AA、5% NVP，引发剂、交联剂（N，N-亚甲基双丙烯酰胺）和分子量调节剂（甲基丙烯磺酸钠）加量分别为单体总量的1%、0.15%和0.8%，pH=7，反应温度60℃，反应时间4 h。该降失水剂具有优良的耐温耐盐性能，耐温可达180℃，在36% NaCl 溶液中添加3%降失水剂即可使水泥浆API 失水量降至46 mL。在180℃、降失水剂掺量为4%时，水泥浆API失水量为48 mL、稠化时间为308 min、水泥石抗压强度为32.5 MPa，满足高温条件下的固井施工要求。图7 表1 参13

摘要:为了高效清除井壁及套管壁上残留的油基钻井液、提高水泥环与环空界面胶结强度，根据表面活性剂盐水溶液与油接触后表面活性剂组装形成油水界面膜包裹油相而原位形成微乳液的原理，以琥珀酸二（2-乙基己酯）磺酸钠（AOT）、异构十三醇聚氧乙烯醚（AEO5-13）的复配体系为主表面活性剂，以柴油或白油为油相制备微乳液，通过考察微乳液增溶参数、界面张力等主要性能指标，确定了微乳液型冲洗液配方：KCl盐水（清洗柴油基钻井液时质量分数为7%，清洗白油基钻井液时质量分数为10%）+4%AOT+3%AEO5-13+6%正丁醇，并评价了该冲洗液的润湿反转能力、冲洗效率及与钻井液和水泥浆的相容性。研究结果表明，随盐度增加，微乳液相态经历Winsor I 型到Winsor III 型再到Winsor II 型的转变，Winsor III 型微乳液具有最佳的增溶参数和界面活性，形成Winsor III 型柴油微乳液及白油微乳液的最佳盐度分别为7%和10%。微乳液型冲洗液的润湿反转能力强、冲洗性能优越，7 min对油基钻井液冲洗效率达95%以上，且与钻井液及水泥浆的相容性好。图10表4 参19

摘要:传统水泥石的硬脆性是致使油井整体性在复杂多变的井下工况及油气井后续施工中受到破坏、导致层间封隔失效的主要原因。为进一步提高水泥石性能，解决石油固井等实际问题，在普通固井水泥（G级纯水泥）中掺加定量的丁苯胶乳、硅粉、石棉等外加剂，形成胶乳水泥（G级水泥添加丁苯胶乳）、二元复配水泥（G级水泥添加丁苯胶乳和硅粉）和三元复配水泥（G级水泥添加丁苯胶乳、硅粉和石棉），研究了外加剂对水泥石抗压强度、杨氏模量、泊松比和体积弹性模量等9 项力学性能的影响。结果表明，普通固井水泥、胶乳水泥、二元复配水泥和三元复配水泥四种水泥石的泊松比均接近0.20。与普通水泥石相比，胶乳水泥石、二元复配水泥石和三元复配水泥石抗压强度分别提高24.6%、12.3%和降低11.2%。二元复配水泥石的杨氏模量和体积弹性模量均提高，分别为11.8%和12.9%；而胶乳水泥石分别降低2.9%和8.2%；三元复配水泥石分别降低14.7%和18.6%。二元复配水泥石有较强的刚度，胶乳水泥石和三元复配水泥石表现出较好的弯曲性能，具有柔性好的特点，此外胶乳水泥石表现出较好的抗冲击韧性。胶乳水泥为石油固井的最佳选择。表10 参16

摘要:常用的胍胶压裂液残渣含量高、对地层损害率大，而大部分粉状聚合物类稠化剂溶解时间较长，无法满足大型压裂连续混配对稠化剂溶解时间的要求。为解决上述问题，以速溶型疏水缔合聚合物GAF-TP为稠化剂、非离子型表面活性剂GAF-2 为增效辅剂、GAF-16（季铵盐类）为黏土稳定剂配制了压裂液，优选了压裂液配方，对压裂液的耐温抗剪切能力、岩心损害等性能进行了评价，并在鄂尔多斯盆地某气井进行了现场应用。结果表明，GAF-TP 溶解性和增黏能力好于胍胶，溶解时间短，室内常温下的溶解时间为60 s，现场（5℃）溶解时间为1~2min；配方为0.5% GAF-TP+0.3% GAF-2+0.3% GAF-16 的压裂液耐温抗剪切性较好，对岩心基质渗透率的损害率和压裂液破胶液对支撑充填层渗透率的损害率均小于10%，对储层的损害小于胍胶压裂液；该压裂液现场施工顺利，压后无阻流量达11.85×10⁴m³/d，返排率达到80%，增产效果显著。图5 表4 参11

摘要:针对目前常用的CO₂泡沫压裂液存在的与CO₂配伍性差、交联不易控制、耐温耐剪切性能差、残渣含量高等问题，采用丙烯酰胺类多元共聚物BCG-8 为稠化剂，通过配套添加剂优选及用量优化，形成了的基础配方为0.3%~0.6%稠化剂BCG-8+0.2%~0.45%稠化增效剂（起泡剂）B-55+0.2%~0.3% 调节剂B-14+ 1% KCl 的聚合物-CO₂泡沫压裂液体系，研究了该压裂液体系的泡沫流变性、耐温耐剪切性能、携砂性能及破胶性能。研究结果表明，该体系泡沫质量在55%~75%时表观黏度保持在较高值，在140℃、剪切速率170 s^-1下剪切120 min 后表观黏度保持在30 mPa·s 以上，黏弹性的作用使其携砂性能明显优于HPG冻胶体系的，且该体系破胶液的表面张力低于24 mN/m、残渣含量低至0.1 mg/L。该压裂液体系在延长油田页岩气井中施工顺利，措施见效快，增产效果显著，可用于页岩气等非常规油气藏的储层改造。图5表5 参14

摘要:目前使用的大多数减阻剂抗盐能力无法满足滑溜水高矿化度配液用水的要求。为了获得可用高矿化度水配制的减阻剂，开展了疏水缔合聚合物抗盐型减阻剂GAF-RP的研究，评价了GAF-RP的溶解性、减阻性和抗盐能力等，研究了采用GAF-RP与增效辅剂GAF-2D和黏土稳定剂GAF-16 配制的滑溜水体系的减阻性能、防膨性能及对岩心的伤害等，并在吉林某油田进行了现场应用。结果表明，GAF-RP减阻和抗盐效果均好于聚丙烯酰胺类减阻剂，GAF-RP 溶解时间短，能在120 s 内达到最大减阻率80%；抗盐达25×10⁴ mg/L，抗氯化钙1000 mg/L；GAF-RP配制的滑溜水体系具有较低的表面张力（27.1 mN/m）以及较高的防膨性能（防膨率大于80%），对岩心基质渗透率损害率小（小于5%）；该滑溜水返排液可重复配液，返排液配制体系的减阻性能较好，减阻率为78.2%，压后返排率49.6%，日产油4.3 t，增产效果较好。图5 表5 参12

摘要:为了提高支撑剂在清水中的悬浮性能、改善支撑剂在裂缝中的分布、简化压裂施工工艺、提高压裂措施产量，通过在支撑剂表面进行硅烷偶联改性引入双键，再通过接枝聚合反应将膨胀树脂接枝在支撑剂表面，制得膨胀型自悬浮支撑剂，研究了硅烷偶联剂种类及用量、单体比例、单体浓度对自悬浮支撑剂膨胀性能的影响。结果表明，在支撑剂、丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、N，N' -甲叉基双丙烯酰胺（MBA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）质量比为600∶71∶40∶1∶8，硅烷偶联剂加量1%，引发剂加量1‰，单体（AA、AM、AMPS、MBA）质量分数20%，反应温度30℃的条件下制得的自悬浮支撑剂在清水中的膨胀倍数为1.5~5；支撑剂膨胀性能受阳离子浓度的影响，影响强弱顺序为Mg²⁺>Ca²⁺>K⁺>Na⁺；压裂模拟结果表明，自悬浮支撑剂的运移铺置效果好于常规支撑剂，其支撑裂缝半长为119.2 m，比常规支撑剂提高24%。图14 表1 参19

摘要:QK18-1 油田沙河街组油藏注水开发近20 年，目前75%以上的油井欠注，油田经济效率低。为明确储层损害机理、建立提高油田注水井吸水能力的有效方法，通过室内静态配伍性实验、水敏性评价实验和水质调研结果，结合铸体薄片和电子显微镜照片对比了探井和开发井储层岩心的微观地质特征，分析了该油田注水困难的原因。结果表明，储层损害的关键因素是混合污水与地层水不配伍形成粒径为10~30 μm的CaCO₃垢，在储层中呈菱面体、自形程度高的CaCO₃垢晶呈颗粒状分布在孔隙中及喉道处导致储层物性降低；混合污水矿化度低，回注引发水敏损害。水处理系统悬浮物含量超标也是影响注水效果的重要因素。针对油田注水开发中储层损害问题，提出了预防措施和建议，以提高注水井吸水能力，保证油田注采平衡。图11 表5 参15

摘要:分子膜增注技术有效期取决于分子膜增注剂在储层岩石表面的吸附性能。为了延长分子膜增注技术有效期，采用分子力学与蒙特卡洛相结合的方法研究了不同阳离子化合物在岩石表面的吸附性能，根据分子模拟结果设计了烷基脂肪胺聚氧乙烯醚三季铵盐（AFATQA）作为新型分子膜增注剂，对其吸附和减阻性能进行了预测，对合成产物的结构进行了表征，通过室内实验评价了AFATQA的性能，并在胜利油田实施分子膜复合措施。分子模拟结果表明，单分子吸附能随单分子电荷密度和分子疏水链长的增加而增加，酰胺基团和羟基可以提高单分子吸附能；预测AFATQA在岩石表面的吸附能高（-155.51 kcal/mol），吸附后减阻效果明显；按照分子结构模型合成的AFATQA可以吸附在岩石表面，随AFATQA浓度增加，岩石表面电位和接触角增加、AFATQA防膨率增大；室内岩心驱替实验结果表明，AFATQA能有效降低注水压力，临37-34 井现场实施分子膜复合措施后降压增注效果明显，注水量增加，注水压力降低，对应油井产油量上升、含水量降低、动液面回升。图9 表4 参11

摘要:塔河油田缝洞型油藏在底水驱动或注水替油开采结束后，仍存在阁楼油、绕流油和井间油等多种剩余油类型。为了获得不同缝洞连通情况下注气吞吐生产动态，揭示不同注气吞吐介质对轻质/重质原油采出程度的影响规律，利用依据地质资料设计的室内三维物理模型，模拟底水条件下典型缝洞结构单元的注水替油过程及注气吞吐过程，考察了相同条件下不同原油黏度（1094.5 mPa·s 和23.6 mPa·s）与不同气体介质（N₂、CO₂、复合气（N₂∶CO₂=1∶1））对剩余油的启动效果。结果表明，注气吞吐控水增油效果明显，N₂、CO₂通过重力分异作用可置换阁楼油，通过气体膨胀作用携带井间油及绕流油；对于黏度为1094.5 mPa·s 的稠油，注N₂、CO₂、复合气（N₂∶CO₂=1∶1）对模型采出程度的提高幅度分别为19.59%、14.54%、7.55%，而对黏度为23.6 mPa·s 的稀油，注气吞吐采出程度分别提高10.87%、10.12%、7.41%，注气对稠油的吞吐效果优于稀油，且N₂和CO₂吞吐效果优于复合气（N₂∶CO₂=1∶1）。图10 参16

摘要:为了探究底水稠油油藏水平井注CO₂吞吐机理及影响因素，针对M油田G104-5 油藏，开展了注CO₂膨胀实验并建立了单井注CO₂吞吐数值模拟模型，研究了G104-5油藏稠油注CO₂膨胀后的相态变化和注气工艺参数、油藏参数对水平井注CO₂吞吐的影响，并在此基础上进行了G104-5 油藏7 口水平井的注CO₂吞吐效果试验。结果表明，注入35 mol% CO₂后，M油田G104-5 油藏稠油的黏度降低了45%，体积膨胀系数为1.13，饱和压力升高了200%，原油中C₉~C₂₂的摩尔分数下降了14.4 mol%。薄层底水油藏注CO₂吞吐增油时，效果最好的直井（射开1~3 层）措施后平均含水率降至87%，累计增油313.17 t，水平井措施后平均含水率降至75%，累计增油679.91 t，水平井增油控水效果较好；在所有的影响参数中，注气量、油层厚度、含油饱和度、孔隙度是影响水平井注CO₂吞吐效果的主控因素，注入速度、焖井时间、采液速度、地层压力和渗透率对水平井CO₂吞吐效果的影响不大。M油田G104-5油藏7口吞吐井中G104-5P101井孔隙度最大（45%），注气量最大（412 t），累计增油量最多（1412.27 t）。图14表2 参10

摘要:针对塔河油田注 N₂提高采收率中可能发生沥青质沉积伤害储层的问题， 通过注气相态分析和黏度测试分析了注 N₂对原油组分、 性质的影响， 采用岩心驱替装置通过注气吞吐沥青质沉积实验研究了注 N₂对储层渗透率的影响， 以裂缝性岩心缝宽为指标评价了沥青质沉积对储层的伤害程度， 提出了减少沥青质沉积的措施。研究结果表明， 注 N₂吞吐会破坏原油的原有平衡状态， 使油中重质组分含量增加， 轻质组分减小， 原油黏度增大； 注气轮次、 裂缝宽度和生产井井底流压均会影响沥青质的沉积程度， 井底流压高于饱和压力时沥青沉降情况不明显，井底流压低于饱和压力时沥青质沉积程度增大。在现场注气生产中应保持合理的生产压差预防沥青质沉积， 选择合适的化学解堵剂有效解除沥青质堵塞。图 2表 2参 13

摘要:为探究疏水碳链长度对烷基二甲基羟基丙磺基甜菜碱性能的影响规律， 以环氧氯丙烷、 烷基伯胺 （十二胺、十四胺、 十六胺、 十八胺）等为原料合成了不同碳链长度的烷基二甲基羟基丙磺基甜菜碱， 研究了产物水溶液的表面张力、 临界胶束浓度和泡沫性能。研究结果表明： 随着疏水碳链长度由 C12增至 C18， 羟磺基甜菜碱溶液表面张力降低， 临界胶束浓度由 3.36 mmol/L减至 1.60 mmol/L， 临界表面张力也由 29.6 mN/m降至 25.8 mN/m， 羟磺基甜菜碱与十二烷基硫酸钠 SDS协同形成胶束的能力随着疏水碳链长度增加而增强； 羟磺基甜菜碱表面活性剂的起泡及稳泡能力也随着疏水碳链增长而增强。图 4表 1参 12

摘要:委内瑞拉 MPE3区块油藏重油黏度高、 油层厚度极大且非均质性严重， 为降低热采方法的成本和碳排放量， 使用自制的重油降黏剂和人造岩心进行了重油冷采新技术室内研究， 考察了凝胶调剖和降黏剂对岩心驱油效果的影响。结果表明， 研制的涂层降黏剂在多孔介质中可剥离重油， 产生造粒降黏提高采收率的效果。通过凝胶调剖处理可与降黏剂驱替重油产生协同效应， 既扩大降黏剂波及效率可接触新的重油， 又有利于重油的造粒降黏。随岩心渗透率增大， 泄油后的地层越易形成高渗透水窜通道。采用聚合物凝胶处理或者气体-降黏剂交替注入进行调剖， 可以较大幅度地提高重油的采收率。在气液交注吞吐冷采过程中， 注入的气液既增加地层能量， 又可搅动地层流体， 有利于涂层降黏剂与稠油混合形成低黏乳状液， 便于吐出。气液交注吞吐冷采过程的采收率增量可达 16.10%OOIP。图 3表 3参11

摘要:为揭示石油羧酸盐界面活性的结构成因， 深入研究石油羧酸盐和磺酸盐的复配规律， 选取了平均碳数分别为 23.16、 26.01、 28.70的大庆原油馏分作原料制备石油羧酸盐， 优选了一种平均碳数和油酸钠碳数相近的石油羧酸盐并将其界面活性与油酸钠进行了比较研究。此外， 针对矿化度较高 （矿化度 11948.4 mg/L）、 石油羧酸盐可以在低碱甚至无碱条件下单独达到超低界面张力的红岗油田， 考察了石油羧酸盐和石油磺酸盐形成的混合胶束对复配体系界面活性的影响。研究结果表明， 平均碳数和油酸钠碳数相近的石油羧酸盐的界面活性远优于油酸钠， 其原因是石油羧酸盐由不同碳链长度的分子组成， 由于亲水亲油性 （HLB值） 的差别， 长链分子和短链分子在油水界面上插入深度不同， 混合胶束的极性基团之间的斥力较单一分子组成的油酸钠极性基团间斥力小， 分子间排列较紧密， 界面吸附量较大。石油羧酸盐和磺酸盐的复配体系在矿化度较高的红岗油田具有很好的复配效果， 石油羧酸盐和磺酸盐复配体系的界面活性比单剂好， 达到初始界面张力的时间明显比单剂的短。石油羧酸盐单剂体系及复配体系中的混合胶束均使界面活性显著提高。图 6参13

摘要:为了有效处理含固体颗粒的聚合物/表面活性剂二元复合驱原油乳状液油水分离困难的问题， 采用界面张力仪和全功能稳定性分析仪考察了硅藻土、 破乳剂、 部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和石油磺酸盐表面活性剂对胜利海上原油二元复合驱采出液稳定性和油水界面性质的影响。结果表明， 非离子破乳剂 ECY-05和有机硅破乳剂 589按质量比 4∶1组成的复配破乳剂 FP的破乳效果良好， 随着 FP加量增大， 乳状液稳定性降低， 油水界面张力减小， 脱水率增加， FP加量为 200 mg/L时， 含固原油乳状液 60 min脱水率为 88%； 随着 HPAM、 表面活性剂和硅藻土含量的增加， 乳状液稳定性增加， 脱水率降低； 油水界面张力随着硅藻土加量的增大而增大， 随表面活性剂浓度的增大而减小， HPAM对油水界面张力影响较小， 三者的协同作用使得脱水率降低。图 6表7参 17

摘要:为真实模拟长庆特低渗透油藏渗流特征、 确定水驱后剩余油的合理挖潜方法， 采用人造微裂缝露头岩心与天然基质露头岩心并联的三维物理模型， 开展石油磺酸盐表面活性剂驱、 直链型聚合物驱和聚合物/表面活性剂二元驱驱油实验。研究结果表明， 三维非均质模型和实际油藏物性相近， 较好地模拟了油藏真实情况。与水驱相比， 裂缝层、 基质层和并联岩心模型表面活性剂驱分别提高采收率 2.65%、 2.72%和 2.67%， 聚合物驱分别提高采收率 5.65%、 3.32%和4.57%， 二元驱分别提高采收率 8.23%、 5.09%和 6.69%。与表面活性剂驱、 聚合物驱相比，二元驱提高采收率效果明显， 可望用于长庆油田水驱后驱油。图7表1参13

摘要:为揭示化学复合驱体系在地下长距离运移过程中组分浓度及吸附滞留量的变化规律， 确定碱对组分损失的影响， 用自行研制的 30 m长填砂物理模型模拟表面活性剂/聚合物 （二元）、 碱/表面活性剂/聚合物 （三元） 复合体系的驱油过程， 通过测量模型沿程不同位置处样品组分的浓度， 研究了复合体系各组分的损失、 滞留规律以及碱对降低表面活性剂和聚合物损失的作用。结果表明， 复合体系长距离运移过程中， NaOH、 表面活性剂重烷基苯磺酸盐 （HABS） 和部分水解聚丙烯酰胺 （HPAM） 大量吸附滞留于近井地带 （占模型总长 0~ 23.3%）， 其浓度随运移距离的增加而降低， 随注入体积的增加降幅变缓。NaOH可在占模型总长 23.3%的距离内分别降低 HPAM和 HABS滞留量 9.69%和 9.32%， 使这一部分组分进入深部地带。长距离运移条件下碱对降低聚合物和表面活性剂组分损失的作用有限。图8表2参17

摘要:为了揭示疏水缔合聚合物三元复合体系在多孔介质长距离运移过程中流度控制能力的变化规律， 采用自主设计研制的 30 m长的物理填砂模型进行疏水缔合聚合物三元复合体系 （简称缔合 ASP三元体系） 室内驱油实验， 并与同等条件下常规三元复合体系 （常规 ASP三元体系） 的驱油效果作对比， 分析流度控制能力随运移距离的变化情况。研究结果表明， 在平均渗透率K_g=872×10^-3μm² 的物理填砂模型中， 缔合 ASP三元体系在缔合状态下注入能力较差， 在长距离运移条件下对深部的流度控制能力不如常规 ASP三元体系。缔合 ASP三元体系在近井地带的表观黏度测定值较高， 但压力提高效果反而较弱， 这是由于缔合聚合物分子间所形成的空间结构在孔喉中难以保持。二类油层条件下， 注入的驱替相的黏度至少需要达到 23 mPa· s才能对小孔道中的流体产生有效波及， 本实验条件下三元段塞维持黏度该值的距离仅为注采井距的 40%左右。图 6表2参 10

摘要:为减少ASP三元复合驱油体系在近井地带的吸附损失， 进一步提高ASP三元复合体系的利用效率， 提出了一种靶向输送ASP三元复合驱油体系的新方法： 将水射流钻水平井技术与三元复合驱相结合， 应用水射流的工艺钻通注入井附近剩余油较少的区域， 直接将 ASP 三元复合驱油体系输送至剩余油富集区域。使用渗透率100×10^-3～1500×10^-3mm²的30 cm均质方岩心进行物理模拟， 水驱完成后钻出10 cm的靶向通道， 进行ASP三元复合驱油体系的靶向输送模拟， 考察靶向输送ASP驱油体系的驱油效果， 并与常规ASP三元复合驱油效果做对比。研究结果表明， 对于渗透率为 100×10^-3、 700×10^-3、 1500×10^-3 μm²左右的岩心， 在水驱基础上， 常规驱替 ASP三元复合驱油体系提高采出程度分别为 13.43%、 14.19%、 19.76%； 而在相同条件下采用靶向输送方式注入 ASP三元复合驱油体系的提高采出程度分别为 26.29%、 29.77%、 38.84%， 采用靶向输送方式 ASP 驱替提高采出程度是常规 ASP驱替的两倍左右。靶向输送技术在三元复合驱提高采收率方面具有非常广阔的应用前景。图 3表 1参 11

摘要:为了明确化学驱驱油体系乳化性能对提高原油采收率的作用， 揭示驱油体系乳化综合指数与提高采收率的关系， 研究了乳化强度不同的聚合物/表面活性剂/碱三元复合驱油体系的驱油效果。结果表明， 乳化综合指数＞70%的强乳化体系对提高采收率是不利的； 通过降低驱油体系碱加量及降低表面活性剂乳化作用的方法将驱油体系的乳化综合指数降至约60%， 可使采收率增幅由9.92%增至21%～ 30%， 三元复合驱油体系适宜的乳化综合指数应控制在60%左右。降低表面活性剂的乳化作用对提高采收率的影响大于降低碱加量的影响。图4表2参13

摘要:为了明确地域微生物对原油的降解功效、 确保延长油田微生物+膜处理含油污水工艺的平稳运行， 从陕北吴起县石油污染的农田土壤中筛选出 6株具有原油降解作用的菌株。通过形态学观察、 生理生化实验、 分子生物学鉴定（16SrDNA）和气相色谱质谱联用（GC-MS）分析， 研究了菌株的生长特性以及对原油的降解率。结果表明， 筛选的 6株菌分别为 P1氧化微杆菌（Microbacterium oxydans）、 P2中间苍白杆菌（Ochrobactrum intermedium）、P3 粪 产 碱 菌（Alcaligenesfaecalis）、P4 侧 孢 短 芽 孢 杆 菌（Brevibacillus laterosporus）、P5 寡 养 单 胞 菌（Stenotrophomonas）和 P6 铜绿假单胞菌（Pseudomonas aeruginosa）， 培养驯化 7 d 后对原油的降解率分别为83.47%、 81.60%、 85.30%、 81.11%、 90.58%和 93.16%； 菌株对原油中长碳链烃类的降解效果显著， 可在降解过程中产生一定量的表面活性物质， 发酵液基质表面张力的最大降幅为 53.19%。图9表2参18

摘要:采用碱（NaOH）、 酸（H₂SO₄）联合破乳剂处理具有高乳化性、 高稳定性的高含渣污油， 在固定破乳剂 SP3用量 （0.8 g/L）、 反应温度 60℃、 反应时间 120 min的条件下， 通过正交实验确定碱、 酸加量 （相对于污油而言） 分别为40 g/L和 25 g/L， 破乳后油层含水率降至 10.6%， 实现了油水渣三相分离。通过测试油层中油、 水、 渣含量， 污油组分， 油层表面张力和黏度， 分析了碱、 酸处理对污油破乳的作用。碱+酸处理后污油中胶质沥青质的含量减少， 破坏了固体颗粒与胶质沥青质形成的网络结构， 有利于固体颗粒从油相中脱附， 促进油滴与水滴的各自聚并； 同时碱+酸处理使得污油的 Zeta电位绝对值减小， 降低了污油的界面膜强度； 在碱+酸+破乳剂处理后污油中固体颗粒的三相接触角从 95.6° 减小至 87.0°， 固体颗粒的表面润湿性被显著增强。碱+酸预处理使污油的黏度、 表面张力及稳定性降低， 碱酸协同破乳剂处理可实现高含渣污油的破乳脱水及脱渣。图 5表 5参 16

摘要:为了获得高 pH条件下 Fenton体系的高效催化剂， 选取了 Fe²⁺、 Fe³⁺、 Co²⁺、 Ni²⁺、Cu²⁺、 Zn²⁺六种常见金属离子与邻菲罗啉（L）在摩尔质量分别为 0.2 mol/L 下等体积混合制备了配合物 Fe（Ⅱ） L、 Fe（Ⅲ） L、 CuL、 CoL、 NiL 和ZnL， 评价了这 6种配合物作为催化剂在高 pH条件下催化 H₂O₂氧化降解羟丙基瓜尔胶的效果。结果表明， 该系列配合物都有一定的催化效果， 其中 CuL的催化效果最佳， 在 pH7.0～14.0的范围内均具有较好的催化效果。CuL催化 H₂O₂降解羟丙基瓜尔胶的作用良好， 在温度 45℃、 pH10、 H₂O₂加量为羟丙基瓜尔胶质量的 10.0%， 催化剂 CuL加量为H₂O₂质量 5.0%的情况下降解反应 40 min后， 羟丙基瓜尔胶体系的相对黏度由 14降低至 1.2， 与水黏度接近， 相对分子质量从 200万降至 2864， COD值从 22.49 g/L降至 8.73 g/L， 增加双氧水加量为羟丙基瓜尔胶质量的 25.0%， 降解 4 h可将 COD值降至 41 mg/L。图 5参15

摘要:为了获得不同压裂液稠化剂在地层的吸附特性， 分析了油田常用的胍胶、 合成乳液聚合物、 表面活性剂三种压裂液稠化剂的含量并对其吸附性能进行了研究。分别用蒽酮-硫酸比色法、 淀粉-碘化镉法和雷氏盐比色法建立了三种压裂液稠化剂的标准曲线， 通过测定三种压裂液稠化剂在石英砂上的吸附量， 定量说明了其在地层的吸附特性。结果表明： 三种压裂液稠化剂的标准曲线线性关系良好， R²>0.99； 三种压裂液稠化剂在石英砂上的吸附量的大小顺序为胍胶>表面活性剂>合成乳液聚合物， 每克石英砂上的吸附量分别为 8.5、 7.1和 2.0 mg/g。与传统的胍胶压裂液相比， 合成乳液聚合物和表面活性剂能有效减少压裂液在地层中的吸附， 从而减少对地层的伤害。图 3表1参 18

摘要:高效液相色谱法是目前检测油田采出液中聚合物含量的最简便灵敏的方法， 但该方法只能对聚合物的总量进行检测。在实际应用中， 为了提高驱油效率， 常常会将部分水解聚丙烯酰胺 HPAM和黏弹性颗粒驱油剂PPG进行复配使用， 为了实现含有 HPAM的油田采出液中 PPG液相色谱的检测， 提出了一种新的样品前处理方法， 即利用 HPAM和 PPG结构上的差异， 在样品中分别加入交联剂和破胶剂， 使 HPAM从溶液中沉淀出来， 而PPG仍然保留在溶液中， 以排除液相色谱检测PPG时 HPAM的干扰。结果表明， 样品中加入硝酸铝交联剂 （硝酸铝、 聚合物总量比=10:1） 3 min后， 加入破胶剂 H₂O₂（H₂O₂、 聚合物总量比=150:1）， 可以实现 HPAM的完全沉淀， 进而实现 PPG的液相色谱检测。该方法具有很好的精确度和加标回收率， 线性范围： 10～ 200 mg/L， 最低检测限为5 mg/L。图 9表 3参 8

摘要:随着钻遇地层条件日益复杂， 钻井作业对钻井液的防塌性能和强化井壁能力要求越来越高。封堵防塌处理剂能通过封堵地层原生孔隙和微裂缝， 阻隔水化作用通道， 提高钻井液的封堵能力， 减少钻井液中的自由水侵入地层， 降低地层坍塌压力从而起到稳定井壁的作用。简要介绍了沥青类处理剂、 硅酸盐处理剂和聚合醇等常规封堵防塌处理剂， 重点介绍了铝基封堵防塌处理剂、 纳米封堵防塌处理剂和仿生固壁防塌处理剂等的国内外研究和应用情况， 提出了封堵防塌处理剂的发展方向。参 52

摘要:气驱过程中气体流度比的大小直接影响着驱替相的波及系数和原油采收率。气驱流度控制的特殊方法有稠化增黏的超临界 CO₂体系、 气溶性表面活性剂、 超临界 CO₂乳状液、 水-气分散体系和微米泡沫 （气泡）。介绍了这 5种方法的控制机理和研究进展， 分析了每种方法的特点， 对相关研究方向和应用前景进行了展望， 以期为气驱流度控制的相关研究提供参考和借鉴。参50

摘要:为了促进稠油开采用催化水热裂解技术的发展， 从作用机理、 制备与改性方法、 性能评价等方面， 综述了国内外稠油水热裂解中的金属纳米粒子催化剂， 包括镍基纳米粒子、 钼基纳米粒子和铁基纳米粒子以及纳米粒子催化剂表面改性的研究现状， 并对今后金属纳米粒子催化剂在稠油水热裂解中的研究与应用提出了建议与展望。图 1参35