摘要:为实现废弃聚磺钻井液的高效处理， 以配方 3%膨润土+3%SMP-2 （抗高温降滤失剂） +3%SMC （抗高温降滤失剂） +3%SPNH（降滤失剂） +0.3%FA-367（包被剂） +0.2%XY-27（降黏剂） +3%磺化沥青（抑制剂）的聚磺钻井液为基础， 通过采用近红外扫描分散稳定性分析仪测试聚磺钻井液体系的分散稳定性、 用稳定性动力学指数TSI值定量表征钻井液的胶体稳定性， 研究了各类处理剂对聚磺钻井液胶体稳定性的影响。通过测定钻井液体系表观黏度与 Zeta电位， 分析了各类处理剂对钻井液胶体稳定性的影响机制。结果表明： 各类处理剂均会影响聚磺钻井液体系的胶体稳定性； 未加抑制剂的钻井液对应的TSI增加了 88.5%， 表观黏度降低了 74%， Zeta电位绝对值降低了 9.2%； 未加两性离子类包被剂和降黏剂的钻井液对应的TSI减少了 46.2%， 表观黏度降低了 51.9%， Zeta电位绝对值增加了 16.1%； 未加抗高温降滤失剂 SMP-2和 SMC的钻井液对应的 TSI减少了 42.3%， 表观黏度增加了10.4%， Zeta电位绝对值减少了 33.3%； 未加降滤失剂 SPNH的钻井液对应的 TSI减少了 19.2%， 表观黏度减少了23.4%， Zeta电位绝对值减少了 8%。磺化沥青类抑制剂主要通过改变表观黏度影响钻井液体系的胶体稳定性，包被剂、 降黏剂、 以及稀释剂主要通过改变 Zeta电位影响体系的胶体稳定性， 降滤失剂则通过同时改变黏度和Zeta电位影响钻井液体系的胶体稳定性。图 5表 1参 15

摘要:针对普通冻胶本体强度弱和成胶时间不可控等问题， 采用双交联体系 MEA/MEB， 通过丙烯酰胺 （AM）、 甲基丙烯酸钠（NaMAA）对淀粉进行接枝改性制备了冻胶封隔材料。采用高温高压稠化仪模拟冻胶现场应用环境， 研究了丙烯酰胺用量、 交联剂 MEA用量、 pH值、 黏度调控剂 （HXC） 用量和加重材料类别对冻胶性能的影响，得到了基础配方为 5% 淀粉+4% 丙烯酰胺+2% 甲基丙烯酸钠+ 0.125% 交联剂 MEA+5% 交联剂 MEB+6.5% 增韧剂 SL-2 +0.0025% 引发剂 APS的冻胶封隔材料， 考察了该冻胶体系的稠化性能、 可破胶性能以及三种常用加重材料对冻胶强度的提升作用。结果表明， 基础配方的冻胶材料本体强度可达 25 N； 通过调节 pH值 7～13， 可实现 1～ 3 h的可控成胶时间； 采用铁矿粉（1200 目）调节密度至 1.4 g/m³的同时可使冻胶本体强度提高 24%； 采用自制环保型破胶液可实现有效破胶， 破胶后呈流体状， 黏度低至 42 mPa·s， 便于及时返排， 为该冻胶封隔材料的现场应用提供了安全保障。图 4表 3参 19

摘要:冀东油田地处环境敏感区域， 为降低环保风险， 同时满足大位移井钻井需要， 通过考察聚醚多元醇 SYP-2与聚合醇 JLX的生物毒性、 生物降解性及其与常规聚合物钻井液体系的配伍性及润滑性能， 研制了以聚醚多元醇 SYP-2与聚合醇 JLX复配的大位移井环保型润滑剂（2% SYP-2+2% JLX）， 并与常用润滑剂的性能进行了对比。结果表明， SYP-2、 JLX两种处理剂的半最大效应浓度 EC₅₀> 500， 000 mg/L， 均为无毒； SYP-2、 JLX的 BOD₅/COD_Cr分别为 15.59%和 29.2%， 均为可降解材料。该环保型润滑剂（2% SYP-2+2% JLX）与冀东油田常用的聚合物钻井液体系配伍性良好， 流变性能稳定， 润滑系数降低率>70%， 泥岩回收率为 75%， 在满足润滑条件的同时提高了钻井液的抑制性能， 综合性能优于目前在用的润滑剂， 可用于冀东油田大位移井钻井施工。表4参 14

摘要:为了解除碳酸盐岩超低渗透储层钻井泥浆污染， 通过响应面回归模拟分析解堵剂对泥饼和岩心溶蚀率差值来评价复配酸组分对泥饼和岩心的溶蚀效果， 确定了适宜的解堵剂配方， 考察了复配酸对岩心的解堵效果， 分析了解堵机理。结果表明， 在泥饼溶蚀中各组分的影响大小顺序为 H₂O₂＞HCl＞HF＞HAc， 在碳酸盐岩岩心溶蚀中各组分的影响大小顺序为 HCl＞HAc＞HF＞H₂O₂； 解堵剂配方为 9.2% HCl+1.3% HF+5% H₂O₂+15% HAc时， 解堵后的岩心渗透率恢复率达到 130%； 该复配酸具有缓速性能， 在解堵的同时能将岩心的伤害降到最低， 能 有效保护地层结构， 达到深部酸化的目的。图 8表 3参 12

摘要:为获得耐温性良好的压裂液体系， 以硬脂酸、 草酸、 4-氨基-N， N-二甲基苯胺、 N， N'-二氨基乙基乙二胺、 1， 3-二氯-2-丙醇为原料合成双子表面活性剂， 以其作为稠化剂与氯化铵水溶液混合制得清洁压裂液， 考察了该压裂液的耐温性、 耐剪切性、 携砂性和破胶性等。结果表明， 与胍胶压裂液相比， 该清洁压裂液耐温耐剪切性能好，120℃时的表观黏度为 88 mPa· s， 满足高温油气田的使用要求； 携砂性能好， 120℃时石英砂在压裂液中的沉降速度为 0.79 mm/s； 与地层水的配伍性良好； 在压裂液中加入煤油即可自动破胶， 无需加入破胶剂， 便于使用。图4表2参11

摘要:为建立压裂返排液的重复利用技术， 以聚合物 （部分水解聚丙烯酰胺）、 助排剂 （氟碳表面活性剂）、 黏土稳定剂 （小分子阳离子聚合物） 和有机金属交联剂为原料制得一种可由压裂液返排液配制的可回收压裂液体系， 比较了用清水和破胶液 （模拟现场返排液） 配制的压裂液的各项性能。结果表明， 部分水解聚丙烯酰胺在水中溶解迅速， 可以满足现场连续混配施工； 用清水配制的压裂液耐温（105℃）耐剪切性和剪切恢复性较好， 常温下的黏度损失率为 57%； 压裂液弹性良好； 同条件下与清水相比压裂液摩阻降低率大于 40%； 压裂液在 95℃下可彻底破胶， 破胶液黏度小于 5 mPa·s， 残渣含量为 11.7 mg/L， 对岩心基质渗透率的损害率为 10.94%。在破胶液中添加0.12%稳定剂即可作为配液水重复利用， 破胶液配制压裂液的各项性能与清水配制压裂液的相当， 可以满足现场 压裂施工的需求。图 5表 7参 13

摘要:为了解决苏里格气田大规模增产带来的用水量急剧增加问题， 以一种具有表面活性的多效丙烯酰胺共聚物增稠剂 CJ3-1为主剂、 增强剂 ZJ （阴离子表面活性剂） 和助排剂 TGF （氟碳类表面活性剂） 为辅剂制备了配方为0.4%增稠剂 CJ3-1+0.4%增强剂 ZJ+0.5% 助排剂 TGF的可回收压裂液体系， 研究了该压裂液体系的携砂性能、 耐温抗剪切性能、 黏弹性能、 减阻性能等， 并考察了该压裂液的回收利用情况。研究结果表明， 该体系具有良好的耐温抗剪切性能， 在 90℃、 170 s^-1剪切 60 min 后的黏度保持在 60 mPa·s左右， 当剪切速率从 170 s^-1增至 1700 s^-1再恢复到 170 s^-1时， 压裂液的黏度迅速降低并快速恢复。该体系无残渣， 摩阻低， 携砂及返排性能良好， 导流能力保持率为 92%。已采用该压裂液施工 300余口井， 累计入地液量 100余万方， 回收利用 40万方， 回收压裂液经简单处理后就可再次配液使用， 极大地缓解了苏里格气田因用水量急增而带来的困难。图 6表 1参10

摘要:纳米聚硅降压增注剂分散在介质中多以聚集态存在， 难以进入细小孔道， 甚至导致孔道堵塞。本文将一种采用原位表面修饰技术制备的水基纳米聚硅降压增注剂在分散剂作用下分散在水中， 利用透射电子显微镜、 激光粒度分布仪等分析手段对水基纳米聚硅进行了结构表征， 研究了纳米聚硅分散液的相分散、 相分离及其砂岩表面的吸附行为， 并通过现场试验考察了纳米聚硅分散液的降压增注能力。结果表明： 具有强吸附-超疏水核结构的水基纳米聚硅以 0.2%的质量分数分散于水中， 透光率大于 99%， 平均粒径为 7 nm， Zeta电位达-43.1 mV， 分散稳定。同时， 分散液在高矿化度及低 pH值条件下可实现强吸附-超疏水性核的有效分离， 并牢固吸附在岩石孔隙表面， 从而改变岩石表面润湿性， 形成疏水性孔隙表面。在低渗透油田注水井现场应用时， 江苏油田应用 7口井平均注水压力下降 26.4%， 注水量增加 106.7%， 有效期大于10个月。图 8表 2参 13

摘要:为客观有效评价交联聚合物溶液在储层孔隙内的成胶效果， 采用黏度计、 动/静态激光光散射仪、 原子力显微镜和岩心流动实验， 对两性离子聚合物溶液 （AIPS） 和交联聚合物溶液 （AICPS） 的黏度、 分子线团尺寸、 分子聚集态、 渗透率极限和静态成胶效果及影响因素进行了研究。结果表明， AICPS具有良好延缓成胶特性， AIPS中聚合物分子聚集体呈现稀疏网络结构， AICPS成胶后分子线团尺寸大幅增加， 网络结构变得致密、 粗壮； 随聚合物浓度增加， AIPS和 AICPS渗透率极限值增加； 在岩心驱替实验后续水驱阶段， 与 AIPS压力下降不同， AICPS注入压力先上升后平稳， 表现出独特的渗流特性； 岩心渗透率和聚合物浓度越大， AICPS成胶效果越好； 当聚合物质量浓度为 800、 1500、 2500 和 4000 mg/L 时， 只有对应的储层气测渗透率大于 400×10^-3、 800×10^-3、 1700×10^-3和3500×1^-3μm²时， AICPS才可以取得较好的静态成胶效果。图12表 5参18

摘要:为了在高温、 长射孔段、 长期水驱已形成高渗透窜流通道的水平井获得良好的堵水效果， 制备了一种热固性酚醛树脂类堵剂， 研究了该堵剂在地层温度 （110℃） 下的成胶性能、 封堵性能和耐冲刷性能， 并在楚 28-平 1井进行了先导性试验。结果表明， 80℃以下时堵剂为均相、 低黏水溶液， 物化性质稳定， 地层对堵剂的剪切、 吸附、色谱分离不影响其组成和成胶性能； 85℃以上时堵剂延缓缩聚， 随温度升高成胶时间缩短， 介于 12～48 h可控；形成的热固性、 热惰性冻胶经大排量、 大剂量水流冲刷， 在 110℃填砂管中的封堵率恒定在 96%， 显示出良好的高温封堵强度和耐水流冲刷能力； 堵剂热稳定性良好， 110℃老化 1年的理化性质变化较小。水平井堵水矿场试验结果表明， 堵剂被高压大排量选择性注入到高渗层， 在 110℃地层温度下形成冻胶， 可长期承受 8 MPa以上地层压差、 水流推力和近井地带负压作业对堵剂的抽吸力， 增油降水效果明显。图3表3参14

摘要:为降低聚合物凝胶类堵剂的毒性， 以 0.15%～0.30%多羟基烷为主剂、 0.15%数 0.40%乌洛托品为助剂， 与0.15%～ 0.5%聚合物反应制得有机堵剂 BHW-101。研究了 pH值和矿化度对 BHW-101成胶效果的影响， 考察了BHW-101的稳定性、 封堵性、 动态成胶性及毒性， 并在渤海油田进行了现场应用。结果表明， BHW-101在 pH为 5～ 8时均可成胶， 矿化度对体系成胶强度和封堵性能的影响较小； BHW-101的长期稳定性良好， 85℃下储存90 d后的黏度降幅小于 15%； BHW-101封堵性能良好， 对单管填砂管的封堵率约为 94%， 可选择性封堵高渗透层； BHW-101在震荡条件下亦可成胶， 但成胶时间延长； BHW-101无毒环保， 可替代目前大量使用的重金属铬离子、 苯酚/醛类高毒性交联剂； 在渤海油田 A31井使用 BHW-101堵水， 增油降水效果明显， 适用于高含水或特高含水期油井堵水或水井调剖作业。图 2表 6参 11

摘要:为了揭示原油组分分子组成与各组分界面性质、 乳化性能间的关系， 阐明油水界面性质变化和原油乳化机理， 用极性分离法将渤海某油田稠油分离为沥青质、 胶质、 剩余分三个组分， 含量分别为 5.45%、 26.5%、 57.13%。通过红外光谱、 元素分析和高分辨质谱分析了三组分的分子组成， 采用界面张力仪、 界面黏弹性仪测定了各组分与模拟水间的界面特性。研究结果表明， 沥青质、 胶质中含有大量酸性化合物， 其中沥青质中酸性化合物的相对分子量高、 缩合度高且富集多杂原子化合物。0.55%沥青质、 5%胶质、 5%剩余分模拟油与模拟水间界面张力分别为 11.5、 20、 28 mN/m， 说明酸性化合物是原油中主要活性物质， 且多杂原子酸性化合物的界面活性更强。原油三组分模拟油的剪切黏度随剪切速率增加而下降， 在剪切速率为 0.02～0.4 rad/s时， 原油三组分/模拟水界面剪切黏度排序为沥青质>胶质>剩余分， 说明各组分形成的界面膜具有明显的结构特性， 沥青质尤为明显。原油与乙醇胺溶液能形成稳定的W/O型乳状液， 一周后仍无水相析出； 除去原油中沥青质后， 乳状液稳定性明显变差， 11 h后油水完全分层； 除去沥青质、 胶质后， 不能产生乳化现象， 说明沥青质、 胶质是渤海某油田稠油乳化的活性组分。图 6表1参 14

摘要:为明确非纯 CO₂近混相驱的压力区域和实现条件， 综合采用细管实验和细管模拟方法， 分别从物理化学和工程应用的角度， 建立了基于驱油效率和界面张力的非纯 CO₂-原油体系近混相压力区间的综合界定方法， 在传统的最小混相压力 （MMP） 附近划分了一个近混相区域。研究发现， 该区域对应的驱油效率为 85%～ 95%， 对应的界面张力约为 0.001～0.05 mN/m。以秦皇岛 29-2E-5井 1段为例， 该目标油藏典型井在不同 CO₂纯度下的近混相压力区间为 26.52～32.9 MPa， 约为 MMP的 0.8～1倍， 实现近混相驱的 CO₂纯度下限为 64%。图 3表 2参 13

摘要:克沁东区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、 黏度大、 地层压力高的特点， 常规蒸汽锅炉注汽困难， 有效开发难度大。针对突出的生产矛盾， 提出了深层超稠油超临界蒸汽吞吐增产技术。通过物理模拟及数值模拟技术研究了超临界蒸汽的特性， 分析了超临界蒸汽的增产机理， 通过建立的超临界注汽热力参数计算模型， 对注入参数进行优化设计， 对沿程参数进行模拟计算， 并在鲁克沁东区开展超临界蒸汽吞吐现场试验。结果表明， 超临界蒸汽具有高溶解性、 高扩散性及高反应等特性， 在深层稠油开发中会产生不同于普通热流体的增强效应； 在 35MPa、 400℃和注入体积为 3.5 PV的条件下， 超临界蒸汽的驱油效率可达 90%以上。通过计算得到超临界蒸汽吞吐适宜的注入参数为： 注汽温度高于 375℃、 注汽排量 5.4～ 9 t/h、 前期三轮次注汽规模 3600 t、 井口注汽压力 27MPa、 焖井时间为 3～ 4 d。引进 35 MPa超临界压力蒸汽锅炉及井口等配套设备， 成功实施 3口井 9轮次吞吐试验， 累计增油 4000余吨， 增油效果明显， 可用于鲁克沁东区深层超稠油的开发。图 10表 2参 28

摘要:为了控制蒸汽吞吐后期的气窜以提高蒸汽利用率， 分别以聚合物和改性淀粉凝胶为悬浮剂， 并在泡沫中加入固相颗粒制得可渗透三相泡沫体系， 采用静态评价方法和物理模拟实验方法研究了可渗透三相泡沫体系的起泡能力及稳定性、 悬砂性能、 封堵性、 耐冲刷性和驱油效果。结果表明， 固结剂 （水泥+粉煤灰+自组装功能颗粒或水泥+自组装功能颗粒）加量越大， 三相泡沫体系起泡能力降低， 稳定性和悬砂性能增强。固结剂加量为 10%左右的三相泡沫的稳定性较为理想， 聚合物和改性淀粉凝胶体系均对加量高达 30%的固结剂具有良好的悬砂能力。通过调节固结剂加量， 以淀粉凝胶和聚合物为悬浮剂的三相泡沫体系对填砂管的封堵率可在 90%～95%和80%～90%范围内可调。两种三相泡沫体系可以承受 200℃蒸汽连续冲刷。淀粉凝胶三相泡沫体系对非均质岩心模型的驱油效果较好， 对 5倍级差和 10倍级差模型的采收率增幅分别达 28.8%和26.4%。图 5表 5参23

摘要:为了揭示稠油低温氧化作用机理及对原油组成及性质的影响规律， 以辽河油田齐 40稠油为例， 通过高温高压反应釜研究了稠油注空气低温氧化机理以及温度和催化剂对低温氧化反应的影响。结果表明， 低温氧化反应后， 体系压力降低， 空气中氧气含量减少， 二氧化碳含量增加； 低温氧化反应为吸氧反应， 120℃氧化反应、 180℃氧化反应、 120℃催化氧化反应和 180℃催化氧化反应的耗氧率分别为 43.87%、 58.46%、 52.53%和 62.89%。原油在反应过程中既发生大分子的断键反应也发生小分子的缩合反应， 氧化反应后原油 SARA组成中饱和烃、 芳香烃和沥青质含量增加， 胶质含量减少。氧化反应会导致稠油黏度增加， 120℃氧化反应、 180℃氧化反应、 120℃催化氧化反应和 180℃催化氧化反应后稠油黏度增加幅度分别为 17.63%、 34.00%、 18.22%和 38.50%。低温氧化反 应速率及耗氧量与反应温度和催化剂有关， 温度越高， 反应越快， 耗氧量越高； 催化剂环烷酸锰和环烷酸钴的加入可增强氧化反应活性， 提高反应速率和耗氧量。图 4表 2参 23

摘要:为了提高稠油火驱高温氧化的持续性， 获得稠油氧化内在反应机制， 保障燃烧顺利启动， 对辽河油田某火驱试验区稠油油样进行静态反应釜低温氧化实验， 研究了原油组分、 温度、 压力和含水饱和度等对低温氧化反应的影响， 并用灰色关联法对氧化影响因素进行了评价。结果表明， 原油中饱和烃和芳香烃的含量较高时， 有利于原油低温氧化反应进行； 随着温度上升， 稠油低温氧化速率提高， 尤其在 170℃之后， 增速明显增大； 氧气分压升高， 在相同的接触面积上有利于稠油低温氧化反应的进行； 随着含水饱和度的增大， 氧化反应程度呈下降趋势。用关联分析法对稠油低温氧化影响因素的排序表明， 温度是影响低温氧化反应的首要因素。图 1表 7参15

摘要:针对稠油油藏火驱开采时存在的气窜影响火驱波及效率问题， 开展了基于高温盐析原理的火驱高温调剖堵剂研究， 考察了氯化钠和硅酸钠堵剂浓度和注入量、 温度、 候凝时间、 填砂管渗透率和非均质性对封堵效果的影响。结果表明， 随着堵剂浓度增加， 封堵率明显上升， 饱和溶液时的封堵率最高； 随着注入体积的增加， 两种堵剂的封堵效果均增强； 随温度升高， 氯化钠的封堵率增大并逐渐稳定， 而硅酸钠的封堵率逐渐降低； 地层温度低于 300℃时， 保持一定的候凝时间可有效提高堵剂的封堵效果， 而温度高于 300℃时， 候凝时间对封堵效果无影响； 填砂管渗透率越高调剖效果越好， 堵剂对高渗透层的封堵效果良好，适用于非均质性地层。图8表 1参 17

摘要:为提高双河油田高温油藏聚合物驱的稳定性，用普通部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和油田污水配制聚合物溶液，在95℃条件下研究了自由基氧降解、水解作用对HPAM溶液黏度的影响，分析了双河油田高温油藏聚合物降解的主要机理，讨论了几种有效提高HPAM高温热稳定性的方法。结果表明，溶解氧会导致HPAM溶液黏度大幅下降：当溶液中氧含量由0.5 增至3.0 mg/L 时，聚合物溶液在95℃老化180 d 的黏度保留率由100%降至27.5%。HPAM的高温水解速度很快，但在溶液氧含量小于0.3 mg/L和HPAM水解度为40%～60%时，溶液黏度无明显下降。自由基降解是双河油田高温油藏聚合物降解的主要机理，控制氧含量、抑制聚合物自由基降解是提高聚合物稳定性的技术关键。在80～95℃油藏，采取无氧配注与新型聚合物驱技术，或在HPAM溶液中加入少量交联剂形成低度交联聚合物溶液，可以明显提高聚合物的耐温性能，取得良好的矿场应用效果。图4表2参12

摘要:为获得疏水缔合作用较好的两端疏水聚合物及其性能特征，以丙烯酰胺（AM）为单体，2，2'-偶氮二异丁基十二脒盐酸盐（AIBL）为引发剂，双（硫代苯甲酰基）二硫化物（BTBDS）为链转移试剂，在二甲基亚砜（DMSO）中进行可逆加成-断裂链转移自由基聚合（RAFT），制得端基疏水聚丙烯酰胺；再进行过氧化双月桂酰（LPO）和AIBL的联合自由基诱导处理，获得两端疏水聚丙烯酰胺。采用核磁、凝胶渗透色谱、紫外、荧光芘探针和表面张力测试对AM的转化率、聚合物的分子量及其分布，以及疏水缔合作用进行了研究。结果表明，通过调整引发剂AIBL的加量和反应时间可以控制单体AM的转化率和聚合速率。当采用体积分数35%的乙腈与水共混溶剂作淋洗液时，可以较为准确地测定聚合物的分子量及其分布。一定转化率下，用RAFT法合成聚丙烯酰胺时，单体转化率和聚合反应速率均随反应时间的增加而线性增加，聚合物的分子质量分布系数约为2.0，表明该制备方法具有一定程度的可控性；与端基疏水聚丙烯酰胺相比，两端疏水聚丙烯酰胺的分子质量略有增加，分子量分布变化较小，分子内缔合强，临界缔合浓度（c_CAC=2 g/L）有所增加，聚合物浓度大于c_CAC后的疏水缔合作用强。图11参28

摘要:为了提高原油乳状液的稳定性，研究了亲水和疏水两种氧化铝纳米颗粒在阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠（SDBS）、阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）和非离子表面活性剂烷基酚聚氧乙烯醚（OP-10）中的分散稳定性，并用氧化铝纳米流体、液体石蜡和OP-10 制得O/W型乳状液，考察了亲水与疏水纳米颗粒和OP-10 对乳状液稳定性的影响。结果表明，表面活性剂类型与浓度对氧化铝纳米颗粒分散效果的影响较大，OP-10 的分散性较好。O/W乳状液的稳定性与纳米颗粒和表面活性剂密切相关。在一定浓度下，随着纳米颗粒和表面活性剂浓度增加油水界面张力降低，乳状液的稳定性增强；高浓度的纳米颗粒和表面活性剂会使油水界面张力和乳状液析水率增加，稳定性降低；0.3% OP-10 复配0.2%疏水氧化铝纳米颗粒形成的乳状液稳定性较好。与亲水氧化铝纳米流体相比，疏水氧化铝纳米流体具有更高的分散稳定性和更强的稳定乳状液的能力。图8参22

摘要:为了明确不同结构的ASP三元复合驱用石油磺酸盐的界面活性，将新疆油田三元复合驱用的石油磺酸盐KPS工业品提纯、分离出了极性从大到小的H、C、B三个组分。采用核磁、质谱等分析方法分析了KPS及其组分的分子结构以及相对分子质量分布，考察了KPS及其组分在不同的表面活性剂质量分数、碱质量分数和盐质量分数下的界面活性。结果表明，H组分亲水性强，低质核比的分子占比高，分子结构以芳烃为主；B组分亲水性差，高质核比的分子占比高，分子结构以直链烷烃为主；C组分的亲水性较好，相对分子质量分布介于H组分和B组分之间，分子结构以支链烷烃为主。在表面活性剂质量分数0.1%～0.5%、Na₂CO₃质量分数0.2%～2.0%的条件下，C组分呈现出良好的界面活性，Na₂CO₃质量分数1.2%、C组分质量分数0.3%、聚合物质量分数0.18%时，油水界面张力最低，达10^-4mN/m数量级。在NaCl质量分数0.2%～2.0%（聚合物质量分数0.18%）的条件下，C组分同样呈现出良好的界面活性，表面活性剂质量分数为0.3%时，油水界面张力最低可达10^-3mN/m。图4表1参10

摘要:为明确三元复合驱油体系（ASP）对京11 断块原油的乳化特性，提高三元复合驱后采出液破乳脱水处理效果，室内模拟研究了油水乳状液形成时转速、单一驱油剂（聚合物、表面活性剂、弱碱）以及ASP体系对乳状液稳定性的影响。结果表明：转速对乳状液形成状态有较大的影响，转速越大，形成的乳状液液滴直径越小，乳状液越稳定。在转速4000 r/min、搅拌时间20 min的条件下，随聚合物浓度升高，乳状液稳定性增强，聚合物浓度大于300 mg/L后所形成的乳状液静置2 h 后的脱水率（＜5%）基本不再变化；表面活性剂在浓度大于500 mg/L后对乳状液稳定有明显的增强作用；弱碱浓度以1000 mg/L为转折点，随着弱碱浓度升高，乳状液稳定性先增强后减弱；ASP体系中，聚合物浓度对乳状液稳定性影响最大，弱碱影响最小。图4 表2参12

摘要:为了获得适用于延长油田的配伍性良好的水处理剂，通过考察缓蚀剂、杀菌剂与阻垢剂、絮凝剂、破乳剂复配后的缓蚀性能和杀菌性能，研究了常用油田水缓蚀剂与杀菌剂、阻垢剂、有机絮凝剂、破乳剂之间的配伍性。结果表明，两性含膦咪唑啉缓蚀剂SW-629 与无机类絮凝剂聚合氯化铝、聚合硫酸铁，阻垢剂氨基三甲叉膦酸ATMP、共聚物类HQ-1 和破乳剂聚醚类SW-101 的配伍性较差；阳离子咪唑啉缓蚀剂SW-639 与杀菌剂异噻类SW-906、季铵盐类1227，絮凝剂聚合硫酸铁、阴离子聚丙烯酰胺XN-2，双1，6-亚己基三胺五甲叉膦酸BH-1、钡锶阻垢剂HQ-2、聚酯类SW-102 破乳剂的配伍性不好；双咪唑啉缓蚀剂SW-649 与二氧化氯杀菌剂，聚合氯化铝、聚合硫酸铁絮凝剂，ATMP、钡锶阻垢剂HQ-2，聚酯类SW-102 破乳剂的配伍性较差；异噻类SW-906 杀菌剂与絮凝剂聚合铁、阴离子聚丙烯酰胺XN-2，双咪咪唑啉缓蚀剂SW-649 配伍性较差。含膦类咪唑啉缓蚀剂SW-629、有机膦阻垢剂（双1，6-亚己基三胺五甲叉膦酸BH-1 和乙二胺四甲叉膦酸钠EDTMPS）、异噻类SW-906 杀菌剂受其他药剂影响较小且相互之间配伍性良好，可以在延长油田推广应用。表7 参12

摘要:三元复合驱体系中的碱使油田注采系统中形成大量较难去除的硅垢。为解决油田注采设备日益严重的结垢问题，以乌头酸（AA）、柠檬酸（CA）、丙烯酸（AC）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为单体、过硫酸铵为引发剂，制备了针对硅垢的共聚物防垢剂（ACAA），考察了合成工艺条件对产物防垢性能的影响，研究了ACAA的防硅垢性能与影响因素，分析了ACAA的防垢机理。结果表明，ACAA的最佳合成条件为：聚合温度70℃、聚合时间3 h、引发剂加量15%、单体摩尔比AA∶CA∶AC∶AMPS为2.0∶1.5∶1.0∶0.8。温度、pH值和ACAA加量对ACAA的防垢效果均有影响。ACAA对硅垢的防垢率随温度升高先增加后降低、随pH值的增加逐渐降低、随ACAA加量的增加而增大。在pH 为8、温度为55℃、ACAA 加量80 mg/L 的条件下，ACAA 对硅垢的平均防垢率为76.23%。ACAA对硅垢的防垢机理主要为吸附和分散作用。图7表2 参12

摘要:为了解决华北油田京11 区块较严重的碳酸钙结垢问题，通过静态阻垢率评价方法研究了聚天冬氨酸（PASP）、聚丙烯酸（PAA）、二乙烯三胺五甲叉膦酸（DTPMP）和羟基乙叉二膦酸（HEDP）在华北油田京11 区块弱碱复合驱环境下的阻碳酸钙垢性能，采用分子动力学模拟从阻垢剂与碳酸钙表面相互作用的角度对其阻垢机理进行了分析。结果表明：4 种阻垢剂对碳酸钙垢的阻垢效果的大小顺序为：HEDP>DTPMP>PAA>PASP。阻垢剂与碳酸钙表面的结合能越大，阻垢剂的阻垢性能越好，结合能的大小顺序与实验测得的阻垢率的大小顺序一致；阻垢剂分子在碳酸钙表面会发生形变，但形变能远小于结合能；阻垢剂在碳酸钙表面吸附时与钙离子和碳酸根离子均存在较强的非键相互作用，非键作用越强，阻垢剂分子的吸附越稳定。图5 表2参20

摘要:为提高压裂返排液化学处理效率、降低后续深度处理工艺负荷，采用自制聚硅酸盐混凝剂（PSiC）对返排液进行混凝预处理，利用Box-Behnken 设计建立连续变量曲面模型进行Si 浓度、聚合pH、Si/（Al+Fe）摩尔比（Fe/Al摩尔比9∶1）3 因素3 水平实验设计，考察了这3 种因素对PSiC 混凝效果的影响，确定出合适的制备参数。进一步利用统计软件Design Expert 对实验数据进行多元回归拟合，并通过三维立体图像揭示三种因素交互作用规律。研究结果表明，Si/（Al+Fe）摩尔比对PSiC 混凝效果和稳定性影响较大，当Si 浓度、Si/（Fe+Al）比和pH值分别取3.41%、1.3、1.8 时，PSiC 具有最佳的混凝性能，投加量为130 mg/L（以铁铝和计）时压裂返排液的浊度去除率和COD去除率分别为88.52%和70.35%。Si 浓度、聚合pH、Si/（Al+Fe）摩尔比与处理效果之间的二次多项回归模型方程显著、可靠。Si 浓度和Si/（Fe+Al）比交互作用不显著，Si 浓度和pH有一定的交互作用，Si/（Fe+Al）比和pH交互作用较显著。图9表5 参12

摘要:为减少清水、地层水、水基泡沫等常规水基修井液对吐哈盆地胜北油气田喀拉扎组油气藏储层的伤害，研制了一种无固相低密度油基泡沫修井液，考察了该修井液的性能并在喀拉扎组5 口井进行了现场应用。结果表明，由30%地层水+70%原油+0.25%油基泡沫转化剂+0.20%油基泡沫稳泡剂+0.45%油基发泡剂组成的无固相低密度油基泡沫修井液密度在0.34～ 0.90 g/cm3之间可调、泡沫强度高、泡沫稳定时间大于24 h、防漏封堵能力良好、污染岩心后的渗透率恢复率大于94%、抗温达120℃、抗压达10～ 11 MPa。根据油基泡沫流体特点，配套了修井工艺技术措施，该技术现场应用有效率为100%，平均每口井恢复期缩短3 d，对产层污染伤害较小，漏失量较少，修井液性能稳定，现场施工方便，成本较油基修井液低，可有效解决水敏和水锁严重的低压油气藏修井作业。图4 表7 参13

摘要:毛细作用贯穿低渗透油藏开发全过程，毛细作用改变能力直接影响提高采收率幅度。本文以低渗透油藏孔喉尺寸为依据，研发了一套以毛细管/管束、微计量、可视化评价为核心的毛细作用分析系统，将不同流体在多孔介质中内的运移状态等效为在不同尺寸毛细管/管束中的渗流，准确评价驱替液的启动压力梯度和毛细阻力，反映不同类型驱油剂的注入效果与微观扩大波及体积能力。实验选取了水、甜菜碱表面活性剂与纳米SiO₂驱油剂等5 种典型驱油剂，通过注入不同直径（0.3～10 μm）的毛细管，评价了不同驱油剂的启动压力梯度和毛细阻力。室内评价结果显示：在实验选用的亲水、疏水毛管条件下，纳米SiO₂驱油剂降低毛细阻力能力均优于水与常规甜菜碱表面活性剂；亲水改性纳米SiO₂对毛细阻力降低幅度最大，且毛细管越细（≤1 μm），注入性改善优势越明显，说明该类纳米材料可以降低驱替介质可注入的“门槛”渗透率，从而扩大常规水驱波及不到的波及体积，有望进一步提高低/特低渗透储层注入效果。图5 表2 参10

摘要:水基钻井液中混入原油是目前国内深水平井钻井过程中为了降低扭矩和摩阻而普遍采取的钻井液措施，但原油不仅会对荧光录井造成干扰，而且易于造成严重的环境污染，因此研发能够有效代替原油的水基钻井液润滑剂具有重要的现实意义。本文介绍了近年来国内外水基钻井液润滑剂的研究进展，并通过对比不同类型润滑剂的优缺点，对水基钻井液润滑剂的发展进行了展望。参49

摘要:随着大位移井、水平井、深井及超深井的钻探力度不断加强，钻井摩阻过大与井下安全的问题越来越突出。在钻进过程中，通过向钻井液中添加润滑剂以降低井下摩阻是预防和解决钻井安全问题的主要技术手段之一。本文介绍了钻井液润滑剂的种类和作用机理，对钻井液润滑剂的发展历程和研究现状进行了综述，并对未来的发展方向提出了建议，希望有助于发展钻井液润滑剂及其应用技术。参74

摘要:本文简要介绍了钻井液及其处理剂的环保性评价方法，重点综述了环保润滑剂、环保降滤失剂、环保防塌剂和环保降黏剂等处理剂的研究和应用情况，并指出了进一步的发展方向。参45

摘要:白油为基液的环保型油基钻井液有助于解决井壁坍塌问题。本文介绍了环保型白油基钻井液在水平井、高温深井、大位移定向井、深水井及复杂地层钻探中应用现状，并提出了环保型白油基钻井液面临的问题及今后的研究方向，以期为国内钻井液技术的发展提供参考。参35

摘要:泡沫体系具有可注入性强、注入方式多样、成本较低等优点，在低渗透油田调剖应用方面越来越受到重视。但在实际应用中泡沫易受地层高温、高盐、高压等环境影响，泡沫稳定性大大降低。本文介绍了目前纳米颗粒稳定泡沫体系的研究与应用进展，分析了纳米颗粒稳定泡沫的机理，提出通过化学修饰方法改变纳米颗粒表面特性，使修饰后的纳米颗粒同时具有发泡和稳泡作用的建议。这种具有高稳定性、高机械强度和可地层内自生的一体化发泡/稳泡剂可用于低渗透油田泡沫调剖。图7 表1 参21

摘要:目前CO₂泡沫体系性能改善的方法包括：①表面活性剂分子结构优化，包括加强亲水基团、优化疏水基团和引入亲CO₂基团；②表面活性剂复配协同，包括阴/非离子表面活性剂复配、阴/两性离子表面活性剂复配和非/两性离子表面活性剂复配；③聚合物提高基液黏度，改善液膜黏弹性；④纳米颗粒改善泡沫气/液界面性质。本文就以上方面展开综述，介绍了研究进展、作用机制和存在问题，并对下一步研究进行了展望。参60

摘要:低渗透油田水驱开发效果的好坏取决于水是否“均匀”地驱替整个油藏。针对低渗透油田注水开发存在“注不进、采不出和堵不住”三大问题，分析了注不进水、采不出原油、堵不住水窜流的本质原因，提出了以下建议：（1）根据渗透率和裂缝具体情况，设计体膨颗粒（微球）与柔性颗粒组合，在裂缝沿程形成智能动态调驱段塞，抑制窜流问题，大幅度扩大注水波及体积；（2）通过攻关纳米材料的改性，赋予纳米颗粒减弱水分子间作用力的功能，实现注得进与采得出，大幅度扩大低渗透区域常规水驱不可及的波及体积。图4 表1参10