摘要:准噶尔盆地南缘地层含有大段膏泥岩和泥岩，具有高分散高膨胀的特点，且地层孔隙压力高、钻井液密度高、钻井液当量密度窗口窄，极易发生卡钻、井漏等井下复杂事故。针对这一问题，通过优选油基钻井液的组分和复合防漏材料获得了高密度防漏型油基钻井液体系。研究了油基钻井液的抗温抗盐性能、抗岩屑污染能力和防漏型油基钻井液的封堵防漏性能。结果表明，油基钻井液抗温抗盐性良好，在温度180℃和密度2.5 g/cm³的条件下，钻井液流变性和乳化性能稳定（破乳电压大于1000 V），可抗15%的CaSO₄、12%的NaCl 和20%的CaCl₂及10%岩屑污染。在油基钻井液中加入复合封堵剂（1%封堵剂FD-L+1%碳酸钙（600 目）+0.5%石墨粉）和3%油溶性膨胀堵漏剂（LCM）形成的高密度防漏型油基钻井液具有良好的封堵性能和防漏性能，封堵承压为7.75 MPa，在1~5 mm模拟裂宽下的堵漏承压为7.0 MPa。图1 表10 参16

摘要:为了降低处理钻井液废弃物费用，缓解废弃钻井液给环境带来的不利影响，满足目前现场钻井工程的需求和环境要求，以长链脂肪酸与多羟基醇为原料制得合成酯润滑剂HCZ。研究了HCZ的润滑效果、抗温抗盐性、毒性、与钻井液的配伍性，并在四川高石梯-磨溪地区进行了现场应用。结果表明，HCZ的润滑效果好于聚醚、沥 青、矿物油类润滑剂，含0.3% HCZ钻井液的泥饼黏附系数降低率达到51%；HCZ可提高钻井液的抗温抗盐性；HCZ生物毒性低，与聚合物、有机盐、聚磺钻井液体系的配伍性良好。HCZ的润滑效果稳定，含HCZ的高密度聚磺钻井液体系在现场循环使用8 d 后的泥饼黏附系数降低率为49.1%，满足现场钻进施工需求。图3表3 参12

摘要:为获得耐温性能优良的淀粉降滤失剂，以玉米淀粉为原料、氯乙酸为羧甲基化试剂、环氧氯丙烷为交联剂，制得复合变性淀粉降滤失剂CCMS。通过红外光谱对CCMS的结构进行了表征，研究了CCMS的降滤失性能和耐温耐盐性。结果表明，CCMS的降滤失性能良好。随CCMS加量的增大，基浆的API 滤失量降低；随基浆盐加量增大，基浆的API 滤失量增加，当CCMS加量为1.5%时，淡水基浆、4%盐水基浆和饱和盐水基浆的API 滤失量分别为6.8、7.8 和8.6 mL。CCMS可抗160℃高温。在含40% CaCl₂的淡水基浆中，CCMS仍具有较好的降滤失作用，基浆的API滤失量为9.1 mL。CCMS能明显提高PLUS/KCl钻井液的抗温能力和高温高压降滤失性能，与国外同类产品的性能接近。图1表6 参11

摘要:为了提高水泥环的层间封隔能力，利用ESEM、Zeta 电位仪、FTIR及钻井液滤饼模拟等方法，研究了钻井液及其滤饼对固井第二界面质量的影响，并提出了一种滤饼清除技术。研究结果表明：钻井过程的钻井液性能不满足提高固井第二界面胶结质量的要求，该钻井液容易在井壁上形成虚厚的滤饼，将严重恶化水泥石与地层间的界面胶结，降低固井第二界面质量，室内模拟水泥石与岩心间界面的7 d 胶结强度仅为0.12 MPa。在固井前调整钻井液的pH值≈11、流性指数n＞0.75、动切力YP≈5 Pa，通过提高钻井液的pH值和流变性以破坏钻井液中聚合物的化学结构、增加钻井液中高分子处理剂的亲水性，并提高钻井液中黏土颗粒表面的ζ电位、增加黏土颗粒间的分散作用，可提高对滤饼的清除程度及水泥浆的顶替效率，水泥石与岩心界面间7 d 的胶结强度由0.12 MPa提高到了1.18 MPa。同时，固井前调整钻井液性能并结合配套浆柱结构技术，已在大港油田连续应用14 井次，固井第二界面优质率从23.1%提高至71.6%。图8 表6 参21

摘要:为深入研究酸化缓蚀剂的缓蚀作用机理，将实验方法与量子化学、分子动力学相结合分析缓蚀剂分子结构与缓蚀率之间的关系。采用挂片失重法测得五种酸化缓蚀剂甘氨酸，N-［N-［（苯甲氧基）羰基］氨基乙酰基］-，4-硝基苯酯（A）、Nα，Nω-二苄氧羰基-L-精氨酸（B）、（R）-2-［N-（N-苄基脯氨酰）氨基］二苯甲酮（C）、4-［（4-甲氧亚苄基）氨基］肉桂酸乙酯（D）、5-羟基色氨酸（E）在15% HCl 溶液中的缓蚀率，并用金相显微镜观察了腐蚀后N80 钢挂片的3D形貌，最后用量子力学和分子动力学相结合的模拟方法对5 种缓蚀剂的缓蚀性能进行了理论分析。结果表明，5 种酸化缓蚀剂的缓蚀率均大于93%，酸化缓蚀剂缓蚀效果按缓蚀率大小排序为：B>A>D>C>E，按平均点蚀深度排序为：B>A>D>C>E，按最大点蚀深度排序为：A>B>D>C>E，其中B、D抑制点蚀效果较差；通过量子化学计算得到的酸化缓蚀剂缓蚀性能从大到小依次为：A>B>D>C>E，通过分子力学计算得到的缓蚀性能从大到小依次为：A>B>C>D>E，理论分析与实验结果基本相符。图15 表5 参20

摘要:为提高胍胶压裂液耐温性能，适应深层等复杂特殊油气藏的开发，用纳米陶粉与胍胶制得纳米陶粉杂化胍胶压裂液，在压裂液中加入交联剂四硼酸钠得到压裂液冻胶，研究了纳米陶粉加量和交联比对压裂液冻胶表观黏度的影响，考察了压裂液冻胶的耐温性、黏弹性和力学性能。结果表明，纳米陶粉加量和交联比对压裂液冻胶表观黏度的影响较大。配方为0.3%胍胶、3000 mg/L 纳米陶粉、交联比（四硼酸钠与压裂液基液的质量比）为0.2∶100 的纳米陶粉杂化胍胶压裂液冻胶耐温抗剪切性能良好，在170 s^-1、90℃下剪切60 min 后的黏度为150mPa·s，较空白胍胶压裂液黏度提高了60 mPa·s。纳米陶粉可均匀分散在胍胶压裂液中，有效增强压裂液的网络结构，增加压裂液的弹性和抗拉强度。与空白压裂液相比，纳米陶粉杂化胍胶压裂液的弹性模量增加45%，变形量为10 mm的拉力增加4 N，可以用于复杂油气藏的压裂开发。图10 参15

摘要:为获得可用于中低温储层的阳离子清洁压裂液，以二元阳离子黏弹性表面活性剂VES-LT为主剂、水杨酸钠为胶束促进剂、氯化钾为黏土稳定剂，制备了VES-LT清洁压裂液。对该清洁压裂液的黏温特性、悬砂性能、破胶性能以及对支撑剂填层渗透率的影响进行了评价。结果表明，增加VES-LT的加量可以提高压裂液的黏度；VES-LT 清洁压裂液体系抗温可达110℃，温度对压裂液黏度的影响小于交联胍胶压裂液。砂比为20%时，VES-LT清洁压裂液的静态悬砂能力好于黏度相近的常规胍胶压裂液。该清洁压裂液体系无需加入破胶剂，遇油或水自动破胶，破胶液黏度为2.4 mPa·s。VES-LT清洁压裂液对支撑剂填层渗透率的损害小于常规胍胶压裂液体系，可用于中低温低渗透非常规油气储层改造。图5 表1 参21

摘要:为获得在超高矿化度及210℃高温条件下使用的压裂液稠化剂，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和丙烯酰吗啉（ACMO）为原料制备了三元聚合物稠化剂（APC-30），考察了APC-30 的增黏性、耐温耐盐性和稳定性；研究了APC-30 与有机锆交联剂BPA混合交联后形成的冻胶压裂液的耐温耐剪切性、黏弹性和破胶性能。结果表明，在单体质量比AM/AMPS/ACMO=70∶24∶6、复合引发剂K₂S₂O₇-NaHSO₃加量0.4%、抑制剂HCOONa加量1.2%的条件下制备的APC-30 的增黏性、耐温耐盐性及稳定性均优于二元聚合物压裂液稠化剂AP-30。在矿化度450 g/L、温度200℃、剪切速率170 s^-1的条件下，APC-30 的黏度保留率为35%。具有六元杂环结构的吗啉基团的引入可明显提高压裂液冻胶的耐温抗剪切能力。APC-30 压裂液冻胶在210℃、170 s^-1下剪切2 h 的黏度为175.8 mPa·s。APC-30 压裂液冻胶具有高弹低黏的特性和优异的压裂悬砂能力，破胶液残渣含量低、易返排，可用于油田现场压裂施工。图9表4 参24

摘要:为提高黄原胶（XG）的流变和减阻性能，用醚化剂（氯乙酸钠）对XG 进行改性制得羧甲基黄原胶（CMXG）。研究了CMXG的流变特性（剪切变稀性、黏弹性、触变性）、耐温耐剪切性和减阻性能。结果表明，与XG相比，CMXG的黏度显著增加，6 g/L CMXG溶液的黏度比XG增大了156%；CMXG溶液的弹性模量、黏性模量、触变性和耐温性能均显著提高。XG和CMXG溶液均具有剪切变稀性，黏度随剪切速率的变化曲线可用Cross 模型表征。CMXG溶液在光滑管中的减阻率随浓度和流量的增大而增大，1g/L CMXG溶液的最大减阻率为64.3%，减阻效果好于XG。图17 表2 参22

摘要:CO₂泡沫压裂液在管流等过程中的压力降计算关系到整个压裂施工过程的可靠性。模拟现场施工条件，通过室内管流实验研究了高温高压条件下CO₂泡沫压裂液的摩阻特性，分析了压力、温度、泡沫质量和流速对CO₂泡沫压裂液摩阻特性的影响规律。建立了CO₂泡沫压裂液未发泡和发泡状态下的摩阻系数数学计算模型，预测了CO₂泡沫压裂液在不同泵注排量下的管柱摩阻。结果表明，CO₂泡沫压裂液摩擦阻力系数随温度升高、剪切速率和压力的增加而减小，随泡沫质量的增加而增大，当泡沫质量分数大于75%时，摩阻系数降低。压力对摩擦阻力系数的影响较小。通过摩阻系数数学计算模型，计算得到CO₂泡沫压裂液在层流条件下具有较好的增黏效果，紊流条件下的降阻效果较好。相同排量下31/2″油管对应的摩阻小于27/8″油管的摩阻，CO₂泡沫压裂的管柱应选择31/2″油管。认识和评价CO₂泡沫压裂液摩阻特性对现场压裂施工设计具有重要意义。图15参19

摘要:为提高清洁压裂液的耐温性能、降低压裂液成本，以长碳链烷基酰胺丙基二甲胺、环氧氯丙烷、盐酸等为主要原料合成了Gemini 型阳离子表面活性剂GX22，研究了GX22 自增稠形成的清洁压裂液体系的流变性和耐温性。结果表明，在不加反离子盐的条件下，GX22 溶于水即可形成胶束体系。GX22 清洁压裂液具有明显的剪切变稀性，流动曲线可用Cross 模型模拟；其触变性随GX22 浓度的增加而增强，体系结构强度随浓度增加而增强；随角频率的增加，压裂液弹性模量G'和黏性模量G''均增加，且G'大于G''，体系以弹性为主；GX22 清洁压裂液耐温性良好，含3% GX22 清洁压裂液在110℃、170 s^-1下剪切90 min 后的黏度为33.53 mPa·s。GX22 合成步骤少、原料易得、产物无需后处理，压裂液配制简单，与同类型清洁压裂液相比，成本较低。图8 表1参20

摘要:针对冀东油田中深层注水开发油藏存在注入水沿平面单向突进、吸水剖面差异大、注采调控难度大等问题，用水玻璃、网络保水剂和延迟活化剂制备了水玻璃凝胶堵剂，分析了水玻璃凝胶堵剂的成胶原理，研究了该堵剂的注入性与封堵性能，并在冀东油田开展了现场应用。结果表明，由水玻璃、延迟活化剂和网络保水剂（质量比为5∶1∶0.2）制备的水玻璃凝胶堵剂注入性和封堵性良好，对中渗和低渗填砂管的封堵率分别为93.5%和97.3%；堵剂选择性较好，优先进入高渗透层进行封堵，堵剂突破后低渗储层的分流率由29.8%增至85.2%，高渗储层的分流率由70.2%降至14.8%。包裹硅酸凝胶、硅酸盐沉淀的大分子交联网状结构提高了水凝胶的成胶强度。水玻璃凝胶堵剂在冀东油田现场应用6 口井，增油降水效果明显，平均单井注水启动压力上升4.67 MPa，吸水剖面得到改善，注入水波及体积增加，对应8口油井见效，累计增油4314 t。图2 表5 参17

摘要:碱木素堵剂具有优良的耐温耐盐性能，但存在韧性差、易破碎、有效期短等缺点。针对这一问题，通过在常规碱木素堵剂中添加增韧剂以提高体系韧性，研究了碱木素、交联剂与增韧剂各组分加量、pH值、温度、矿化度和反应时间等因素对体系成胶性能的影响，通过测量凝胶体系的模量和红外结构表征考察了堵剂的韧性改善情况，通过填砂管物模实验评价了堵剂的封堵效果。结果表明，配方为6.0%碱木素、5.0%交联剂和0.5%增韧剂韧性改善碱木素高温凝胶在120℃下的成胶时间为8 h、成胶强度为0.048 MPa。该体系可在7~11 pH值范围内成胶，耐盐达20×10⁴mg/L、耐温140℃。凝胶体系的弹性大于黏性，凝胶弹性模量随增韧剂加量的增大而增加。凝胶堵剂封堵能力和耐冲刷性较好，封堵率达97%以上，可以用于高温高盐油田缝洞型油藏调剖堵水作业。图12表6参14

摘要:针对胜利油田油井地层砂表面存在的油膜、水膜导致的化学防砂效果不理想的问题，依据自由基接枝反应机理，以环氧树脂为主链，通过在侧链接枝亲水性和亲油性基团制备了活性固砂剂。通过红外光谱、元素分析、热重分析、动态光散射分析等研究了活性固砂剂的结构和固砂剂乳液的稳定性，考察了固结温度、固结时间、原油附着量、填砂管含水率对固结砂芯抗压强度和渗透率的影响。结果表明，接枝了亲水亲油基团的活性固砂剂乳液悬浮性较好、黏度较低。固砂剂热分解温度为80℃，适用于低温井下环境。固结温度、固结时间、填砂管含水率对固结砂芯抗压强度的影响较大。固结岩芯抗压强度随固结时间的延长而增加、随温度升高先增加后降低。随填砂管含水率的升高，固结砂芯抗压强度先增加后降低，渗透率逐渐减小。随油水混合物浸泡液原油含量的增加，固结岩芯抗压强度降低，但降幅较小，受原油附着量的影响较小。在40~80℃、20%原油含量和固结时间72 h 的条件下制得的油砂固结砂芯的抗压强度和渗透率分别为5.5 MPa和17.5 μm²，几乎不受砂粒表面油膜水膜的影响。图10表1 参21

摘要:特低/超低渗油藏具有渗透率低、毛细阻力大等特点，因常规注水困难，水驱难以有效波及，仍有大量剩余油存在。本文以自制的纳米SiO₂硅溶胶为载体，创新建立了SiO₂的亲水/亲油改性方法，研发出分别具有长链烷基、羟基、短链烷基结构的亲油、亲水、憎水改性纳米SiO₂系列样品。采用光散射、红外表征了改性SiO₂的尺寸与基本结构。通过自主研发的毛细作用分析系统考察了不同类型SiO₂样品的注入性能并分析了纳米颗粒改善水注入性能、扩大注水波及体积机理。结果表明：纳米SiO₂可以有效改善水的注入性能，纳米SiO₂的粒径对水注入能力影响不大。亲水改性的纳米SiO₂能够进一步提高水的注入能力，具有提高水驱波及体积、进一步提高采收率的潜力。通常情况下水是以分子团簇结构存在，水分子间依靠氢键形成团簇结构，相互水团簇之间存在动态结合可能是造成特低/超低渗油藏常规注水困难的主要原因。改性纳米SiO₂硅溶胶具有胶体溶液的典型特征，硅溶胶中的纳米粒子不断地做不规则布朗运动，改变水分子的运动状态，影响氢键网络的重排机理，从而实现水分子团簇结构的改变，增加了水的注入能力，使纳米驱替液能够进入常规水难以注入的特低/超低渗油藏，扩大了波及体积。图5表2 参11

摘要:二氧化碳注入油藏后会与储层中的地层水和岩石发生反应，导致储层的孔隙度、渗透率和孔隙结构等物性参数发生改变。以延长靖边油田特低渗油藏35-3 井储层岩心为研究对象，研究了不同反应时间和反应压力下CO₂-水-岩石相互作用后，岩石孔隙度、渗透率和孔隙结构分布的变化，考察了压力对CO₂-水-岩石相互作用后岩石表观形貌及溶液中Ca²⁺浓度的影响。结果表明，岩石孔隙结构的变化受溶蚀作用、微粒运移和新生矿物沉积的综合影响；当反应时间和反应压力改变时，岩石内小孔隙的分布发生较大的改变，大孔隙分布变化不明显。CO₂-水-岩石作用6~24 h 后，岩石水测渗透率均降低；随反应时间增加，岩石孔隙度先降低后增加，岩石渗透率恢复值逐渐增加，CO₂对储层渗透率变化的影响逐渐减小。CO₂-水-岩石在7~15 MPa下作用后，岩石水测渗透率均降低；随压力增加，岩石孔隙度先增加后降低，岩石渗透率恢复值逐渐降低，CO₂对储层渗透率变化的影响增加。反应压力增加，岩石溶蚀现象更加明显，溶液中Ca²⁺浓度增加。图10 表3参17

摘要:针对延长组油藏地层水钙镁离子含量高、储层岩石酸敏性矿物多等特点，开展了CO₂驱油藏不同部位CO₂-地层水-储层岩石溶蚀与结垢模拟实验。研究结果表明，在CO₂驱油过程中，在注气井近井地带和油藏深部因压力上升，CO₂在地层水中的溶解量不断升高，溶液的pH值下降，CaCl₂水型地层水没有沉淀产生，且CO₂与储层岩石矿物会发生溶蚀反应，导致岩石渗透率增大；但在采油井近井地带，随着压力的剧烈下降，溶解于地层水中的CO₂会大量逸出，原本溶解于地层水中的部分岩石矿物也会大量析出，产生碳酸钙无机垢。延长组油藏CO₂驱油过程中在注气井近井地带和油藏深部不易结垢，且储层物性会被改善；而在采油井近井地带极易产生无机垢，引起特低渗储层堵塞。图7表6 参19

摘要:泡沫排水是维持天然气正常生产的重要措施，但长期形成的井底积液极易污染储层，且污染物组成不明确，导致难以有针对性地设计、制备合适的泡排药剂开展高效排水采气作业。本文以川西气田6 口气井井底积液为样本，联合使用红外光谱仪、核磁共振仪和色谱-质谱联用仪等多种仪器建立了污染物分析方法，测定了积液的主要成分和含量，分析了污染物来源，提出了相应的处理方法。结果表明，川西气田不同气井积液中各类污染物含量差别较大，污染物主要为表面活性剂、无机盐和凝析油。对于含有表面活性剂的井底积液，采用的泡排剂中应少加醇类或不加醇类物质，以减轻气井乳化物污染；采用抗盐性能较优异的两性离子表面活性剂和非离子型表面活性剂作为泡排剂主要成分或用酸液溶解无机物可降低无机盐对泡排作业的影响；对于凝析油含量高的气井，可以用长链烷基氧化胺型表面活性剂作为泡排剂的主要成分。图7 参13

摘要:存在边水的复杂断块油藏， 开发过程中由于边水不均匀推进， 导致水淹程度严重不均， 严重影响开发效果。通过建立相应的实验模型， 对比氮气吞吐、 起泡剂+稳泡剂吞吐的物理实施效果， 分析了氮气泡沫控抑边水效果的影响因素、 优化了注采参数， 并简要探讨了其控水增油机理。结果表明： 氮气泡沫吞吐发挥了起泡剂+稳泡剂和氮气 “1+1大于 2” 的效果， 其驱油效率比水驱开采阶段提高了 6.12%， 含水率最大下降幅度达到 21.81%； 氮气泡沫吞吐在非均质储层和低黏原油条件下控抑边水效果更佳； 在边水能量较弱（折算泵度 0.5 mL/min）情况下， 氮气泡沫吞吐控抑边水效果更好； 在边水能量较强 （折算泵度 2.5 mL/min） 的情况下， 选择泡沫注入量 0.1 PV、闷井时间 24 h、 注入时机在含水 85%～98%范围内能使氮气泡沫吞吐控抑边水取得更好的效果。图3表 6参 22

摘要:针对多元热流体吞吐过程中水平井出现气体窜流问题， 考察了以纤维素醚为主要成分的温敏凝胶的静态与动态成胶温度、 流变性、 粘弹性、 封堵性能及提高驱油效果。研究表明， 温敏凝胶的静态成胶温度为65℃， 动态成胶温度为 70℃。质量分数为 1.5%的温敏凝胶在 80℃、 定频率 0.5 Hz下弹性模量在 30～40 Pa， 黏性模量在 2.5～7.5 Pa。注入量 0.6 PV、 质量分数 1.5%的温敏凝胶对热水和多元热流体在渗透率 13.08、 3.2 μm²的岩心的封堵率分别为 99.7%和 98.85%； 温敏凝胶最经济、 有效的注入量为 0.6 PV， 可提高多元热流体驱油效率 16.2%。现场使用温敏凝胶封窜工艺可提高注热压力 2.5～4.5 MPa， 整个注热作业期间未发生气窜， 周围邻井生产未受到影响， 平均日产油量40 m³， 较注入温敏凝胶前平均日产油量增加42.8%。图6表3参13

摘要:为研究岩心实验数据在数值模拟中的应用效果， 测得正丁醇、 十二烷基硫酸钠在渗透率 10×10^-3～15×10^-3μm²的天然岩心中的动态吸附量与浓度的关系， 为数值模拟提供动态吸附参数依据。配制了以原油、 正丁醇、十二烷基硫酸钠为主剂的微乳液体系， 采用 “压差流量法” 测定微乳液体系在低渗透率天然岩心中的启动压力梯度， 并进行了驱替实验。将实验测得的参数应用在数值模拟软件 CMG中进行岩心小尺度数值模拟。研究结果表明， 在渗透率 10×10^-3～15×10^-3 μm²岩心中， 十二烷基硫酸钠质量分数达 4%时， 吸附基本平衡， 动态吸附量约4.2 mg/g， 当正丁醇质量分数达 10%时， 吸附基本平衡， 动态吸附量 3.2 mg/g。在岩心实验中测得的正丁醇、 十二烷基硫酸钠动态吸附量可以直接应用在数值模拟中， 实验测得的启动压力梯度需要进行适当的调整， 调整后的模拟结果与实际岩心实验拟合较好。图 6表 5参 11

摘要:为获得驱油性能良好的十二烷基甜菜碱（BS-12）体系， 通过 Winsor相图法研究了 NaCl和正丁醇加量对十二烷基甜菜碱/正丁醇/正己烷/NaCl微乳液体系相态变化的影响， 及相体积变化对微乳液增溶能力及界面张力的影响， 评价了按最佳配方制备的 BS-12微乳液体系的驱油性能。结果表明， NaCl和正丁醇对微乳液相态的影响较大。随 NaCl 和正丁醇加量增大， 微乳液相态经历 Winsor I 型到 Winsor III 型再到 Winsor II 型的转变。4%BS-12、 9.3%正丁醇、 3.8% NaCl形成的 WinsorⅢ型（中相）微乳液（油水比 1∶1）增溶能力最强、 界面张力最低、 驱油潜力最大。室内岩心驱替结果表明， 该中相微乳液增油降水效果较好， 可在水驱基础上降低含水率 9.4%、 提高采收率 8.34%。图 8表3参 19

摘要:三元复合体系渗流过程中， 聚合物的剪切降解和表面活性剂的吸附、 滞留等导致体系驱油性能动态变化，影响其到达油藏深部的实际驱油能力。为了探讨驱油过程中复合体系性能的变化及其对复合驱采收率的影响，考察了渗流速度和运移距离对三元复合体系黏度的影响及体系油水界面张力在运移方向上的动态分布特征， 研究了复合体系性能变化对采收率的影响。结果表明， 渗流速度和运移距离对三元复合体系黏度和油水界面张力的影响较大。随渗流速度的增大复合体系黏度显著降低， 渗流速度大于 10 m/d时体系黏度变化较小； 复合体系的剪切降解主要发生在注入端或近井地带， 到达模型或油藏深部后运移距离的增大不会造成体系黏度的显著降低； 复合体系界面张力随运移距离的增大显著升高， 注入量较小时仅能在注入端或近井地带形成超低界面张力，注入量达到 3.0 PV时可在填砂模型深部形成超低界面张力； 渗流过程中复合体系界面张力对体系驱油能力的影响较黏度的影响更为显著， 使复合体系达到油藏深部后仍保持超低界面张力是复合驱提高采收率的关键之一。图 7参 16

摘要:为揭示岩心渗透率对微生物驱油效果的影响规律， 通过物理模拟的方法研究了不同渗透率条件下微生物在岩心中的生长代谢及驱油效果， 并采用扫描电镜分析了岩心内部菌体的分布。研究表明， 微生物激活生长以后能够产生驱油作用， 渗透率为500×10^-3μm²时微生物驱提高采收率最大 （达6.6%）， 渗透率过高 （>1500×10^-3μm²） 或过低 （<100×10^-3 μm²） 时微生物驱油效果均变差。渗透率过低时， 孔吼半径较小， 微生物无法通过孔吼进入岩心内部； 渗透率过高时， 菌体随产出液驱出， 不能在岩心内部产生滞留作用。渗透率在100×10^-3～ 1500×10^-3 μm²范围内有利于微生物生长吸附和滞留作用， 此渗透率范围可以作为微生物驱油油藏渗透率筛选的依据。图 9表 2参13

摘要:为降低稠油黏度， 改善稠油的流动性能， 将α-烯基磺酸盐（AOS）与碳酸钠（Na₂CO₃）复配作为降黏剂， 研究了二者加量对稠油乳化降黏的影响， 分析了乳化降黏机理。结果表明， AOS耐温性良好， 形成的 O/W型乳状液稳定性随温度升高而增强。AOS对稠油的乳化降黏效果较好， 稠油乳液黏度随 AOS加量增大而逐渐降低， AOS加量为 2.0%时的稠油降黏效果最佳， 降黏率为 81.95%。AOS与 Na₂CO₃复配对稠油乳化降黏有协同增效的作用， 1.0% Na2CO3与 0.05% AOS按体积比 1∶1复配后的稠油乳化降黏效果最佳， 稠油降黏率为 98.22%； 与单独使用 AOS相比， AOS与碱复配后的稠油乳液黏度降低， AOS用量减少， 经济效益提高。图 8参 27

摘要:为了明确新疆油田三元复合驱采出液的乳化和破乳机理， 研究了采用驱油剂（弱碱 Na2CO3、 表面活性剂KPS和聚合物 HPAM）和破乳剂室内配制的三元复合驱模拟乳液的乳化和破乳情况。结果表明， 弱碱 Na₂CO₃浓度对模拟乳液与原油间的界面张力影响最为明显， 当 Na₂CO₃、 KPS和 HPAM浓度均为 400 mg/L时， 油水界面张力从 13.957 mN/m降至 0.018 mN/m。表面活性剂 KPS对模拟乳液的 Zeta电位降低作用明显， 当表面活性剂加量为 600 mg/L时， 乳液的 Zeta电位从-31.5 mV降至-53.6 mV； 聚合物 HPAM对模拟乳液的黏度影响显著， 而碱和表面活性剂对模拟乳液的黏度影响不明显。低的界面张力、 强的负电性、 高的乳化程度和大的水相黏度共同导致三元复合驱乳液稳定性增强。在三元复合驱乳液的破乳过程中， 油水界面张力和Zeta电位均显著升高， 且升高程度与破乳效果的好坏呈现正相关性。AR型破乳剂对新疆油田三元复合驱采出液的破乳效果最佳。图14参 15

摘要:为开发兼有缓蚀与降黏作用的多功能油品添加剂， 以丙烯酸甲酯和丙烯酸咪唑啉为原料制备了聚丙烯酸甲酯-丙烯酸咪唑啉（MA-ACI）， 用红外光谱对其结构进行了表征， 用凝胶渗透色谱对其分子量进行了检测。采用旋转挂片和电化学 Tafel极化曲线法评价了 MA-ACI的缓蚀性能， 用旋转黏度计研究了 MA-ACI的降黏性能。结果表明， 在丙烯酸甲酯与丙烯酸咪唑啉摩尔比 8∶1、 引发剂偶氮二异丁腈加量 1.0%、 反应温度 80℃、 反应时间10 h的条件下制得的 MA-ACI（相对分子质量 36582）对 N80金属钢片具有良好的缓蚀作用， 对江苏油田韦 5-57井原油具有较好的降黏作用。在 30℃、 MA-ACI 加量为 0.10 g/L 时， 用旋转挂片法测得的缓蚀率为 82.06%，MA-ACI加量为 0.40 g/L时， 用电化学极化曲线法测得的缓蚀率为 90.21%； 在 70℃、 MA-ACI加量为 100 μg/g时，江苏油田韦 5-57井原油的降黏率为85.28%。图11表 2参21

摘要:长庆S2××区块气井井筒堵塞物主要有CaCO₃、 CaSO₄、 BaSO₄等垢和FeCO₃、 FeS等腐蚀产物， 对生产影响较大。针对这一情况， 从溶垢量、 起泡能力和缓蚀性等方面开展了解堵剂的制备与性能研究， 确定了配方为10%有机酸YG-1+1%炔醇类酸化用缓蚀剂HJF-50A+0.5%泡排剂UT-11C的酸性解堵剂和配方为10% 胺基酸盐YH-1+0.5% 十二烷基磺酸盐类泡排剂 YFP-2的碱性螯合剂。在温度 20～90℃下， 酸性解堵剂对 CaCO₃的饱和溶垢率为85.93%～ 87.46%， 对应饱和溶垢量为68.74～ 69.97 g/L； 对FeCO3的饱和溶垢率93.76%～ 95.02%， 对应饱和溶垢量为 75.01～ 76.02 g/L； 对 FeS的饱和溶垢率为 65.69%～ 71.23%， 对应饱和溶垢量为 52.55～ 56.98 g/L； 对 80S挂片的腐蚀速率 3.13 g/ （m²·h）， 携液率 90.00%。碱性螯合剂主要溶 BaSO₄、 CaSO₄等酸不溶物， 在 90℃时， 对BaSO₄的饱和溶垢率 72.43%， 对应饱和溶垢量为 14.49 g/L； 对 CaSO₄的饱和溶垢率 76.78%， 对应饱和溶垢量为61.43 g/L； 携液率 95%。现场采用酸性解堵剂和碱性螯合剂多轮次间歇加注方式处理井筒结垢严重井， 油套压差降幅达1.01～3.0 MPa， 产气量增幅为14.2%～53.71%， 获得了显著的溶垢效果。表9参17

摘要:针对传统原油酸值滴定方法中电位突越不明显， 以及低酸值原油需要加入过多样品的问题， 采用四丁基氢 氧化铵 （TBAOH） 代替国标方法中的 KOH作为酸值的滴定用碱， 并在溶剂中添加了增强剂硬脂酸改进了原油酸 值的滴定方法， 通过对模拟油和不同地区原油酸值的测定， 比较了国标方法和改进方法的测量精确度。结果表 明， 与国标方法相比， 改进的原油酸值测量方法的精确度较高， 滴定结果相对误差较小， 滴定曲线拐点清晰， 一次 微分曲线的峰值明显； 对于酸值较低的原油， 即使在样品较少时改进的原油酸值测量方法仍有良好的重复性和 较高的实验精确度。图 16表 2参 13

摘要:针对油田用油溶性示踪剂种类少的情况， 根据含氟有机化合物性质稳定、 检测灵敏度高的特点， 通过氯化亚砜法和浓硫酸催化法两种方法合成对氟苯甲酸乙酯 （EB-F）， 用核磁共振氢谱和质谱对产物结构进行了表征，根据高效液相色谱测得的色谱峰面积计算得到 EB-F在水和煤油中的溶解度， 通过 EB-F标准曲线的建立获得气质联用仪测定 EB-F浓度的检测下限。结果表明， 氯化亚砜法和浓硫酸催化法的产品收率约为 86%， 浓硫酸催化法操作简便、 成本低， 对环境污染小， 更适合工业化生产。EB-F 在油中易溶， 在水中微溶， 在煤油和水中的溶解度分别为 90 和 0.051 g/L， 油水分配比为 338。用气质联用仪可以对 EB-F 乙腈溶液进行痕量检 测， 标准曲线的线性范围为 0.1×10^-3～ 50×10^-3 mg/L， R²为 0.9984， 相对标准偏差 RSD为 4.1%， 最低检测限为 1.5×10^-6mg/L。图3参 12

摘要:针对离心法检测压裂液残渣含量出现残渣颗粒分离界面不清、 清液无法完全傾出的问题， 提出用微滤膜滤法检测压裂液破胶后的残渣含量。通过用激光粒度仪对瓜尔胶和聚合物类压裂液破胶液残渣颗粒粒径的分析， 确定了微滤膜孔径， 研究了滤样量、 温度和压力对微滤膜通量的影响， 比较了微滤膜过滤法和离心法检测破胶液残渣含量的效果。结果表明， 微滤膜过滤法检测适合在常温 （30℃） 下进行。瓜尔胶系列压裂液破胶液残渣过滤的微滤膜孔径为 3 μm， 操作压力在 0.2～0.3 MPa宜， 瓜尔胶和瓜尔胶改性产品压裂液破胶液适宜的滤样量分别为 25和 50 mL； 聚合物类压裂液破胶液残渣过滤的微滤膜孔径为 0.22 μm， 操作压力为 0.1 MPa， 滤样量为150 mL。微滤膜过滤法实现了残渣颗粒从破胶液中的完全分离， 重现性和精密度好于离心法。图 3表 4参13

摘要:岩心等多孔介质中流体的流动状态在线监测与 “可视化” 评价已成为驱油与扩大波及体积微观机理研究的重要方法。本文将低场核磁共振与岩心驱替装置联用， 基于核磁共振原理， 得到了岩心横向驰豫时间 （T2） 分布，结合压汞孔隙半径分布测试结果， 采用插值与最小二乘法， 建立了饱和水后的岩心核磁共振 T2谱与孔隙分布关系。以中高渗和低渗透两种岩心为例， 结合不同流体的岩心驱替实验， 利用转化的核磁孔喉分布得到了岩心孔隙结构与可动流体及剩余油分布的关系， 解析了水驱、 聚合物驱对不同孔隙的原油动用率。研究结果表明， 中高渗（256×10^-3μm²）岩心平均孔隙直径为 72 μm， 主要集中在 1～500 μm之间， 微米级孔隙较发育； 低渗（7.51×10^-3μm²）岩心平均孔隙直径为 86 nm， 主要集中在 10 nm～1 μm之间， 纳米-亚微米级孔隙发育。中高渗岩心与低渗岩心的束缚水主要集中在直径小于 1 μm和直径小于 0.5 μm的孔隙空间内。岩心驱替实验结果表明， 水驱主要动用孔隙直径大于 10 μm的储油空间， 聚合物驱原油动用区域与水驱基本一致， 提高驱替效果有限， 残余油 80%以上富集在孔隙直径小于 1 μm孔隙内。改善低渗透区域水驱效果将是提高采收率技术的关键。图5表 2参 19

摘要:沥青质的沉积会发生在油气生产过程的各个环节中， 在油藏内的沥青质沉积会增大油气开釆难度， 影响产量， 在井筒内的沉积会导致井筒堵塞， 增加修井难度。目前， 沥青质沉积的预测采用的是实验的方法， 往往耗时长、 效率低、 成本高。本文针对目前沥青质沉积预测的研究不足， 在大量调研国内外研究现状的基础上， 通过模拟井筒的温度压力场以及沥青质沉积相图， 建立了一套沥青质沉积预测模拟及风险等级评定方法。针对渤海油田的一口单井， 进行了实例计算。此方法快速方便， 准确性高且无需实验研究， 节省投入， 可作为沥青质沉积的一种快速预测手段， 为油田投产前及油田开发生产过程中的沥青质伤害预防、 伤害判断及伤害解除提供参考依据。图 5表 2参 14

摘要:为获得乳状液液滴大小与分布对稠油乳状液表观黏度和稳定性的影响规律， 利用聚焦光束反射测量仪（FBRM） 考察了温度和剪切速率对辽河油田欢喜岭稠油乳状液液滴平均粒径 （简称粒径） 大小的影响， 动态监测了油包水 （W/O） 乳状液在加入碱性降黏剂后的破乳行为。结果表明， 聚焦光束反射测量技术可以对 W/O型乳状 液的破乳行为进行良好的动态监测， 并可实现对碱性降黏剂最佳使用量的评估。随着温度的升高， 油水乳状液液滴粒径增大， 乳状液黏度减小； 温度低于 55℃时， 随着剪切速率的增加， 乳状液液滴粒径减小， 乳状液黏度逐渐变小； 当温度高于 55℃时， 剪切速率对乳状液液滴粒径和黏度的影响较小。在 W/O型乳状液中加入 Na₂CO₃溶液后， 乳状液发生破乳反相， 体系黏度降低， 小尺寸 O/W型乳状液液滴数量增多， 粒径减小， 液滴分布更加均匀； Na₂CO₃质量分数为 0.2%时， 乳状液黏度降到最低， 乳状液液滴粒径和油水界面张力最小。图 8参 23

摘要:将纳米材料引入固井水泥浆， 可改善固井质量、 提高水泥石强度、 保持井筒完整性。本文介绍了国内外纳米材料在固井中的应用研究进展， 包括纳米二氧化硅、 纳米氧化铁、 改性碳纳米管、 多壁碳纳米管、 纳米黏土和其他的纳米材料， 对纳米材料在固井中应用存在的问题和发展方向进行了探讨， 为纳米材料在固井领域的进一步应用与研究提供了参考价值。参 36