摘要:流型调节剂是实现水基钻井液恒流变特性的关键处理剂。以丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）单体为主要原料，采用反相微乳液方法合成了一种流型调节剂，表征了产物的结构、分子形貌、热稳定性等，比较了流型调节剂与传统处理剂对水基钻井液流变性能的影响，结合流型调节剂的分子聚集态结构分析了恒流变机理。结果表明，流型调节剂黏均分子量约 7.5×10⁶，平均粒径为 258.7 nm，抗温可达260℃。在水基钻井液中，流型调节剂具有良好的流变控制能力，可显著降低温度变化（4～ 65℃）对关键流变参数的影响。流型调节剂分子的核-壳结构提高了分子刚性和稳定性，其亲水基团在壳层的层级分布可补偿基团损耗，从而维持有效基团数量，确保与黏土片层的缔合作用，维持水基钻井液的稳定性。图 6表 1参21

摘要:为了解决深井超深井钻进过程中水基钻井液包被剂抗温包被性能不足的问题，采用 NVP、AM、DMDAAC制得了抗高温包被剂 PAAND，优选最佳合成条件为：NVP、AM、DMDAAC质量比 1∶6∶3，AM水解度 60%，引发剂加量 0.1%，反应温度 55℃，反应时间 5 h。利用红外、热重、扫描电镜等手段对其结构性能与作用机理进行了分析，并对其包被性能进行了评价。研究结果表明：PAAND分解温度为 232℃，抗高温性性能优异，钻屑在 0.2%PAAND 水溶液中 180℃热滚一次滚动回收率与二次滚动回收率分别为 80.85%和 79.16%，动切力上升率低至164%，性能优于市面上常用的 KPAM 和 FA367。PAAND 通过多点吸附包被在钻屑表面，形成了聚合物“保护膜”，防止了钻屑与水分的直接接触。图 10表 4参 14

摘要:针对油气井钻井过程中泥页岩地层井壁失稳的难题，基于钻进液技术要求，结合分子结构优化设计，以三乙醇胺、顺丁烯二酸酐和冰乙酸为原料，研制了环保聚胺强抑制剂 HGI体系。采用传统评价方法（粒度分布实验、流变性实验）与新型评价方法（X射线衍射分析、热重分析）相结合的方式评价了 HGI的抑制性能，并对抑制作用机理进行了探讨。研究结果表明：HGI体系的抑制性优于其同类聚胺抑制剂 UHIB-Ⅰ、UHIB-Ⅱ的，能有效抑制泥页岩水化和分散，表现出更加突出的抑制性能。HGI以插层方式进入黏土晶层空间，通过与黏土表面的静电作用、氢键作用吸附在黏土晶层表面。HGI分子中的羟基以其独特的“遥爪”状结构与黏土晶层表面的金属离子形成螯合键，紧密地包裹在黏土晶层表面，也起到一定的吸附作用。利用 X射线衍射分析测试黏土晶层间距的方法弥补了传统方式常温常压线性膨胀法对小分子胺类抑制剂性能评价的不足。图 7表 4参 21

摘要:与常规井相比，深水、超深水井钻井液安全密度窗口变窄，给钻井液提出了更为严格的技术要求。针对这一问题，研究了低密度处理剂 LDA60和水溶性承压封堵剂 PF-STRH对钻井液密度、流变性和承压能力的影响，比较了水合物抑制全防和半防方案的优缺点，介绍了 PF-STRH和水合物抑制控制技术在南海深水高温高压井LS25-1-S1井和超深水井 LS18-1-1井的现场应用。结果表明，LDA60可有效降低钻井液比重，对钻井液流变性的影响较小；PF-STRH提高钻井液承压能力效果较好，3% PF-STRH可使 HEM钻井液承压能力提高 2倍。从成本和环保角度考虑，深水井作业钻进期间水合物抑制方案推荐采用半防方案。在现场实施承压封堵作业和水合物抑制措施后，钻井液比重降低、承压能力提高、流变性不受影响。PF-STRH和水合物抑制控制技术可用于水基钻井液深水、超深水井窄密度窗口钻探。图 3表 4参 16

摘要:为获得耐温性能优良的压裂液，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）为骨架单体，2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和β-环糊精（β-CD）为功能单体制得四元共聚物压裂液稠化剂（MASD），通过红外光谱仪和核磁共振波谱仪表征了 MASD的结构，评价了 MASD的性能，研究了 MASD和有机锆交联剂组成的压裂液的耐温抗剪切性和对岩心的伤害性。结果表明，在单体总加量 23%、AM∶AA∶AMPS∶β-CD质量比 7∶1∶1∶1、引发剂加量 0.3%（以单体质量计）、溶液 pH值为 7、引发温度在 40℃的条件下反应 0.5 h后再在 60℃下反应 8 h制得的 MASD在 250℃下的化学结构稳定，具有良好的流变性和增黏能力，0.6%的 MASD溶液室温下的黏度为 72 mPa·s，携砂性能较好，陶粒的沉降速率为 1.78×10^-4 m/min。0.6% MASD与 0.5%有机锆交联剂组成的压裂液具有良好的耐温抗剪切能力，在 120℃和 140℃、170 s^-1下剪切 90 min后的黏度约为 170 mPa·s；对岩心的伤害率低（14.27%），可用于中高温压裂施工。图 7表 8参 16

摘要:为进一步提高阳离子聚合物压裂液的耐温抗剪切性能，以阳离子聚合物 PAAD为稠化剂，采用间苯二酚（FA）、乌洛托品（FB）与有机钛（TCMH）复配物为交联剂配制压裂液，研究了复配交联剂在改善聚合物压裂液耐温抗剪切性能方面的作用效果。结果表明，FA和 FB的混合物在高温条件下能与 PAAD稠化剂发生交联反应，提高交联体系的稳定性；PADD压裂液的性能与 FA、FB的配比和加量有关，FA与 FB的质量比为 1∶2、加量为 0.15%～ 0.3%的压裂液具有较好的耐温抗剪切性能；与单独使用 TCMH 有机钛交联剂的 PAAD 压裂液相比，采用TCMH-FA-FB复配交联剂配制的 PADD压裂液具有更好的耐温抗剪切性能；组成为 0.6% PAAD+1.0% TCMH+0.3% FA-FB（FA∶FB=1∶2）、pH=3～ 4的压裂液经 160℃、170 s^-1连续剪切 90 min后的黏度仍保持在 60 mPa·s左右，满足 160℃高温油气井压裂施工需要。图5参 14

摘要:为提高黄原胶的基本性能并拓宽其在石油开采领域的应用，采用环氧氯丙烷和十六叔胺合成了疏水阳离子醚化试剂（3-氯-2-羟丙基二甲基十六烷基醋酸铵），以此醚化试剂对黄原胶（XG）改性制备了疏水两性黄原胶（HAXG），研究了 HAXG溶液的流变性能（表观黏度、触变性、流动曲线、黏弹性能）以及携砂性能、减阻性能、耐温耐剪切性能。结果表明，改性后 HAXG 溶液的表观黏度显著增强，0.4% HAXG 溶液黏度（172.38 mPa·s）是0.4% XG溶液黏度（42.54 mPa·s）的 4.05倍。XG和 HAXG溶液具有假塑性流体的剪切变稀特性，其流动曲线均可用 Cross模型进行描述。相较于 XG，HAXG溶液具有更好的触变性能、黏弹性能和网络结构，从而表现出更加优良的携砂性能和耐温耐剪切性能。HAXG溶液的减阻性能好于 XG，0.12% XG和 HAXG溶液在光滑管中的最大减阻率分别为 57.80%和 65.01%。HAXG可作为减阻剂用于滑溜水压裂液。图 13表5参 20

摘要:为提高颗粒堵剂深部封堵作用，研究了一种双层覆膜的微米级自组装颗粒深部调堵剂的微观形貌、悬浮性能、封堵性能，并分析了该堵剂的封堵机理。研究结果表明：所制备的自组装颗粒为粒径 56.5～ 270.5 μm的圆球型颗粒，在聚合物溶液中具有良好的悬浮性能，质量分数 5%的自组装颗粒在 0.3%聚合物溶液中静置 20 h的悬浮率大于 90%；65℃下注入 1 PV 的自组装颗粒悬浮体系（质量分数为 5%自组装颗粒+0.2%聚合物）后对渗透率9000×10^-3～ 15000×10^-3μm²的岩心的封堵率均在 90%以上。自组装颗粒在封堵岩心中的分布状态表明：自组装颗粒具有填充封堵、黏接架桥封堵、黏连填充封堵功能。图 13表2参 12

摘要:为获得适合高温、中低渗透油藏条件的调驱体系，将与地层孔喉直径相匹配的聚丙烯酰胺类（TS-1）微球与耐温抗盐聚合物 KYPAM-10混配制得双分散体系，研究了 TS-1微球的悬浮性、双分散体系的热稳定性、封堵性和调剖性能。结果表明，TS-1微球在双分散体系中的悬浮性良好；聚合物和 TS-1微球的配伍性较好，在 95℃烘箱老化 180 d后的体系黏度保留率大于 80%；随老化时间延长，微球粒径略有增加。双分散体系的注入性和运移性良好，对岩心的封堵率和残余阻力系数大于单一微球体系。在双管并联岩心中注入 0.5 PV双分散体系（1500mg/L KYPAM-10+500 mg/L TS-1微球），低渗岩心分流率从 20%增至 60%，有效地改善了低渗岩心吸水能力。双分散体系驱油效果较好，可在水驱基础上提高采收率 24.15%，比单一聚合物驱提高采收率 5.78%，可用于双河油田 95℃油藏的调剖驱油。图7表 6参14

摘要:化学剂调驱矿场实际增油效果与预期值还存在差距，主要原因之一是调驱剂与储层岩石孔隙配伍性较差，未能形成有效滞留和驱替，制约了调驱技术的发挥。为了提高调驱剂在孔喉中的有效滞留和实现液流转向效果，以渤海油田储层和流体物性为模拟对象，研究了聚合物溶液、凝胶和微球的渗流特性和作用机理。结果表明，与聚合物溶液相比，Cr³⁺聚合物凝胶阻力系数和残余阻力系数较大，且残余阻力系数大于阻力系数，表现出独特的渗流特性；聚合物微球具有缓膨特性，可以在吸水膨胀前进入岩心孔隙内并在其中吸水膨胀，进而产生较强滞留和封堵作用以及较好的液流转向效果。与聚合物溶液的分子聚集体相比，聚合物微球粒径分布较集中，相同岩心条件下不可及体积较大，而不可及孔隙中剩余油能被微球携带液波及，整体波及效率提高。图11表5参19

摘要:为改善传统颗粒型堵剂的不足，研究了一种由刚性内核及黏性覆膜组成的新型桥接颗粒的耐温耐盐性能、封堵性能和封堵机理。结果表明，桥接颗粒平均粒径为 117.23 μm，耐温耐盐性能较好，在 150℃、矿化度为 35g/L的条件下可稳定黏接；在注入速度 1.0 mL/min、颗粒注入量 0.05 PV、颗粒质量分数 5.0%和胍胶悬浮剂质量分数 0.2%的条件下，桥接颗粒的封堵效果最佳，高渗砂管模型水驱压力梯度由封堵前的约 3 kPa/m增至 41.82～141.70 kPa/m，渗透率由封堵前的 9～ 12 μm²降至 0.24 μm²左右，有效封堵率大于 97%。微观可视化实验结果表明，桥接颗粒调驱体系具有填充封堵、架桥-黏接封堵的功能。颗粒粒径大于孔喉直径时，颗粒发挥填充封堵功能；颗粒粒径为孔喉直径的 1/3～ 2/3时，颗粒发挥架桥-黏接封堵功能。该桥接颗粒可用于水驱油田开发中后期高渗窜流通道的封堵。图 4表 6参 17

摘要:针对低渗透裂缝油田注水开发过程中低效或无效循环的突出问题，介绍了通过以柔性颗粒为主体段塞、微球和体膨颗粒等作预置段塞和保护段塞的长效智能深部调驱段塞组合技术，研究了柔性颗粒的特性，比较了柔性颗粒单一段塞和组合段塞在现场的应用情况。研究结果表明，柔性颗粒耐温抗盐性、抗拉伸性和回复性良好；在地层中具有堵塞/变形通过和二次黏结能力，可有效填充和封堵裂缝，达到智能沿程动态深部调驱和动态扩大波及体积的目的。现场应用结果表明，柔性颗粒单一段塞可以实现深部液流转向和深部沿程动态调剖，增油降水效果较好；柔性颗粒、聚合物微球和体膨颗粒组合段塞能达到甚至超过柔性颗粒单一段塞的增油降水效果，并大幅降低柔性颗粒的用量，节约成本。图 4表 5参 16

摘要:为了解决 CaCl₂水型油田地层水的高矿化度对深部液流转向剂性能的负影响，降低转向剂成本，进而实现降本增效的目的，本文研究了一种由多种无机材料经特殊工艺加工合成的复合硅酸盐微凝胶转向剂 OMGL在CaCl₂水型油田高矿化度地层水中的凝胶性能、封堵转向性能及现场应用情况。该转向剂主要利用高矿化度地层水（注入水）中的 Ca²⁺、Mg²⁺作为交联剂发生交联反应。室温下，0.6%OMGL在油田水中凝胶化反应在 12～ 24h内完成；随着 OMGL浓度升高，体系的凝胶化程度增高，组分为 3%OMGL+1%CaCl₂水溶液体系的凝胶化程度达 100%。OMGL与地层水中的 Ca²⁺、Mg²⁺发生凝胶反应形成的粒径 0.05～ 2 μm的微凝胶，对低渗小孔基质进入困难，而在优势通道岩石骨架表面通过—Si—O—Si—键形成稳定的微凝胶涂层。转向剂OMGL对渗透率级差在10～ 50倍范围岩心的调堵效果比较理想。该转向剂已在国内外不同温度不同矿化度条件油藏开展深部调驱现场试验，改善水驱效果良好，注水压力平均升高2～ 3 MPa，对应油井增油效果良好，有效期在1年以上。图12表3参10

摘要:为了治理柴达木盆地英西地区深层油井堵塞物，采用电子扫描电镜（SEM）、离子滴定方法研究了储层岩石特征及其沉积物组成，分析了堵塞机理，并用环空注沉积抑制组合物防治技术对堵塞严重的油井进行现场施工。结果表明，在储层孔隙、岩石表面和裂缝中存在 NaCl晶体微粒，堵塞物主要为立方晶体结构的 NaCl。在井眼及抽汲过程中，由于储层的热力学、结晶动力学及流体动力学变化促使形成NaCl晶体微粒，无机盐沉积物与少量的有机杂质相互富积结晶沉积造成油井堵塞。环空注沉积抑制组合物防治技术对堵塞物的抑制率为90.0%～94.3%，治理后示功图载荷及形状波动变得平缓，油井洗井周期延长44 d，油井生产稳定性提高。图10表1参22

摘要:针对鄂尔多斯盆地某超低渗透油藏注水开发矛盾突出、水驱动用程度差和原油采收率低等问题，基于超低渗透油藏特征及国外CO₂驱的成功案例，提出了CO₂吞吐提高采收率的开发思路。通过长岩心驱替实验，结合换油率和驱油效率来综合评价CO₂吞吐在超低渗透油藏的开发效果，并进行了CO₂吞吐注采参数的优化。研究结果表明，当油藏压力大于最小混相压力（20.78 MPa）时CO2吞吐能获得较高的采收率；当CO₂吞吐段塞大小为0.1 PV、焖井时间为24 h，吞吐3轮次时的CO₂吞吐的开发效果最佳，驱油效率为56.39%，平均换油率为0.454。图6表1参16

摘要:为了探究 CO₂在低渗透油藏中与原油的混相条件及在近混相条件下的驱油效果，采用室内物理模拟方法，通过均质、非均质长方体岩心实验，在评价影响 CO₂驱油效果的渗透率、岩心长度、渗透率级差和压力因素的基础上，借助采收率与各影响因素参数指标，分析非混相、近混相和混相不同阶段的曲线特征，建立了近混相驱区域的确定方法。采用该岩心实验方法，在模拟油藏条件下，CO₂与原油的最小混相压力为 18.5 MPa左右，比传统细管实验确定的17.8 MPa高出0.7 MPa，同时根据驱油曲线特征，划分了CO₂非混相、近混相和混相区域，并根据驱油效率确定出近混相驱的压力区域为16.5～ 18.5 MPa。建立的最小混相压力岩心测定方法和近混相驱区域划定的方法，为进一步深化 CO₂近混相驱油机理的认识及 YC油田 CO₂矿场驱油方案的设计提供了参考。图7参 18

摘要:储层层间物性差异是影响非均质油藏聚合物驱采收率的重要因素。为揭示由水驱转为聚合物驱过程中的产液指数的变化规律，通过物理模拟实验研究了岩心渗透率级差对聚合物驱产液指数的影响。结果表明，由水驱转为聚合物驱的过程中，产液指数变化整体上经历水驱上升段、聚合物驱速降段、聚合物驱缓降段以及聚合物驱回返段四个阶段；在非均质岩心实验中，储层渗透率级差变化对聚合物驱阶段的产液指数下降幅度具有明显影响，具体表现为聚合物注入后产液指数、采收率随渗透率级差的增大而减小。研究结果对于判定存在储层渗透率级差油藏的聚合物驱合理产液下降幅度、预测产液下降周期具有一定的指导意义。图 6表 3参14

摘要:为进一步揭示聚合物微观驱油规律及机理， 针对簇状残余油 “大孔包围小孔” 的孔隙结构， 设计了理想化簇 状残余油微观驱替可视模型， 系统研究了驱替线速度、 驱油体系黏弹性、 孔隙结构、 原油黏度对簇状残余油采收 率的影响。结果表明， 驱替线速度增加所带来驱替压力的提高是簇状残余油采收率增加的主要原因； 驱油体系 黏度相同时， 弹性越大越有利于残余油驱替； 小孔道宽度固定， 变径比高于临界变径比时， 簇状残余油难以驱替； 变径比相同， 小孔道宽度低于临界小孔道尺寸时采收率近乎为零； 原油黏度增大， 簇状残余油采收率迅速减小。 模拟油黏度、 第一法向应力差、 驱替线速度对簇状残余油采收率的影响程度依次由大到小。图28表 4参19

摘要:为获得耐温性能良好的疏水缔合聚合物， 以丙烯酰胺 （AM）、 对苯乙烯磺酸钠 （SSS）、 N， N-二甲基十八烷基烯丙基氯化铵（DMAAC-18）为原料制备了一种两性疏水缔合聚合物 AHAPAM。通过测定 AHAPAM溶液的黏度优化了 AHAPAM的制备条件， 研究了 AHAPAM的耐温抗盐性能。结果表明， 在 DMAAC-18和 SSS摩尔分数 分别为 1.5%和 0.6%、 单体质量分数 25%、 引发剂 （（NH₄） ₂S₂O₈与 NaHSO₃摩尔比 1.2∶1） 加量 0.2%、 反应温度 45℃、pH值为 9、 反应时间 6 h的最佳合成条件下制得的 AHAPAM的临界缔合浓度值为 0.19%。AHAPAM浓度高于临界缔合浓度时， 聚合物疏水链间以分子间缔合为主并形成空间网状结构。AHAPAM 的抗温性能良好， 0.50%AHAPAM溶液在 120℃、 170 s^-1下剪切 1.4 h的黏度约为90mPa·s。AHAPAM的抗盐性能较好， 在氯化钠和氯化钙加量为 18%和 15%时， AHAPAM溶液的黏度约为330 mPa· s。图 11表 6参 19

摘要:常规低分子量疏水缔合聚合物疏水单体含量高、 疏水性与缔合作用强， 驱油中存在吸附滞留量大、 注入压 力高等问题。研究了具有低疏水单体含量、 超高分子量特征的缔合聚合物 （AP-P5） 溶液的渗流及驱油特征， 并与 强疏水性聚合物（HAPAM）和普通部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）对比。结果表明， 由于疏水性的减弱， AP-P5的 表观黏度、 注入压力、 阻力系数（Fr）、 残余阻力系数（Frr）和动态滞留量均明显小于 HAPAM， 但仍高于 HPAM。 在极差为 10.0的非均质模型中， HAPAM和 AP-P5能同时进入高、 低渗透层， 表现出一定的调剖能力， 而 HPAM主 要分布在高渗层中， 很少进入低渗层， 剖面调整能力较前者弱。由于 AP-P5疏水性减弱、 动态滞留量降低、 运移 能力增强， 聚合物驱的持久性和有效性得以改善， 均质模型中的驱油效率增幅高于 HAPAM， 但仍低于 HPAM。 仅从增大驱油效率的角度， 应进一步降低聚合物疏水性。非均质模型中， AP-P5兼顾了剖面调整与吸附滞留量 的降低， 其采收率增幅高于 HAPAM和 HPAM。图9表 3参15

摘要:针对现场压裂返排液中部分单一体系再利用效果不明显的问题， 通过考虑阴、 阳离子表面活性剂复配具有 协同效应的特点， 构建了一种基于清洁压裂液返排液的表面活性剂复配驱油体系， 通过分析体系降低界面张力 性能、 乳化性能， 优选了最佳的复配体系配方 0.2% RSH-2+0.012% AOS， 并评价了该复配驱油体系提高采收率效 果。结果表明， 纯返排液体系在质量分数 0.02%～0.5%范围内仅可将油水界面张力降低至 10^-1 mN/m数量级， 而 0.2% RSH-2+0.012% AOS复配体系可降低油水界面张力至 10^-3 mN/m超低数量级； 同时， 该复配体系乳化性能优 良， 油水比 1∶1的乳状液在静置 10 h后的析水率仅 30%。该复配体系在渗透率 0.0025 μm2的岩心中吸附性能优 良， 注入 124.5 PV时吸附达到动态饱和， 动态吸附量为 7.52 mg/g， 水驱后表面活性剂的滞留量只相当于动态饱和 吸附量的 1/4～ 1/3。该复配驱油体系具有较强的提高采收率能力， 在水驱基础上可提高采收率 11.8%， 能满足低 渗透油藏压裂后进一步提高采收率的要求。图 9参 25

摘要:大庆外围致密油藏原油储量十分丰富， 但由于缺乏有效开发技术手段， 储量动用程度较低。渗吸采油是 （弱）亲水致密油藏高效开发的重要技术措施之一。为获得弱亲水致密油藏的高效开采技术， 本文分别考察了 阴/非离子型表面活性剂 “HLX”、“SYH （石油磺酸盐） +Na₂CO₃”、 阳离子型表面活性剂 “YANG” 和非离子表面活性 剂 “DCY” 渗吸液对渗透率K_g 2.0×10^-3 μm²左右的弱亲水岩心的渗吸采油效果。研究表明， 渗吸采收率与渗吸速 度不仅受油水界面张力影响， 还受岩石孔隙润湿性影响。渗吸采油物理模拟实验结果表明，“YANG” 和 “DCY” 渗吸液兼顾了改变岩石孔隙表面润湿性和降低界面张力两方面功效， 因而渗吸采油效果较好， 采收率增幅较 大。考虑到 “YANG” 为阳离子型表面活性剂， 在储层岩石孔隙内吸附量较大， 渗吸采油效果会因此有所降低， 故 推荐使用 “DCY” 渗吸液体系， 质量分数以0.3%为宜。图10表4参12

摘要:针对钟市油田矿化度高达 300000 mg/L的特高盐油藏进行二元复合驱后产出水乳化严重而常用破乳剂的 破乳效果欠佳的情况， 通过主体单体 AM与耐盐单体 AMPS和苯乙烯磺酸钠 SSS由过硫酸钾-亚硫酸氢钠引发共 聚， 合成了不同于常规聚醚或聚醚改性的耐盐聚合物破乳剂， 并通过正交实验确定最佳产品 HYDR2的合成条 件。AM、 AMPS摩尔比 2∶1、 SSS占单体总质量的 4%、 引发剂占单体总质量的 1.5%、 反应温度 80℃、 反应时间 6 h、 pH 值 9 时所合成的 HYDR2 性能最佳。HYDR2 的加量以 5 g/L 为宜， 对钟市油田复合驱模拟采出液脱水率 （10 h） 高达 99.5%以上， 具有良好的破乳效果。HYDR2破乳剂的破乳效果优于油田目前在用的破乳效果好的破 乳剂 AE1910， 5 g/L的破乳剂 AE1910处理模拟采出液 10 h后的脱水率为 89.6%。表 2参 14

摘要:为了改善特高含水高温油藏Ⅳ5-11层系水驱开发效果， 系统研究了 Na₂ CO₃ 弱碱三元复合体系与高温油藏 的匹配关系。室内研究与现场应用结果表明， Ⅳ5-11层系油藏条件下， 弱碱三元复合体系（Na₂ CO₃ /表面活性剂 SH6/聚合物 ZL-II） 高温稳定性好， 在 81℃下老化 180 d后， 油水界面张力维持在 10^-4 mN/m数量级， 黏度保留率为 147.6%； 该体系对地层溶蚀作用较弱、 碱耗小、 地层伤害不明显， 地面碱结垢现象不严重， Na₂ CO₃ 具备从注入井到 油井全程作用的能力。弱碱三元复合驱技术在Ⅳ5-11 层系现场应用取得优异的增油降水效果， 峰值含水由 97.9%降至 90.2%， 日产油由 23.0 t升至 106.1 t， 阶段提高采收率 9.1个百分点， 预计最终提高采收率 14.2%。图 4 表 3参 16

摘要:为明确碱-表面活性剂-聚合物（ASP）三元复合体系在非超低界面张力下的乳化作用及其对提高采收率的 影响， 以综合乳化性能指数I ^e为指标， 评价了 5种表面活性剂的乳化性能， 筛选出了一种界面张力非超低但乳化 性能优良的体系， 并通过平面径向流模型驱油实验研究了该体系的驱油效果。研究结果表明： 所考察表面活性 剂的综合乳化性能Ie由强到弱依次为 OP-10、 HABS（重烷基苯磺酸盐）、 BS-12 （十二烷基二甲基胺乙内酯）、 AES （脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠） 和 OP-4； 碱质量分数为 0.3%时， ASP三元复合体系综合乳化性能最优。优选的乳化 性能优良的非超低界面张力 ASP 三元复合体系配方为： NaOH 质量分数 0.3%、 表面活性剂（60%OP-10+40% HABS） 的质量分数 0.3%、 聚合物 （部分水解聚丙烯酰胺， 相对分子量 2000×10 ₄） 质量浓度 1500 mg/L， 该体系的黏 度为 42.9 mPa· s （45℃、 转速 6 r/min）， 与模拟油间的界面张力为 0.0415 mN/m， 综合乳化性能Ie为 0.688， 在驱油过 程中能够扩大波及体积且可提高波及范围内的驱油效率， 提高采收率效果不亚于常规超低界面张力体系。图 9 表 5参 20

摘要:本文利用廉价碱和少量高酸值稠油， 建立了一种低成本 O/W型乳液驱方法， 并系统研究了乳液的物理性质 以及在多孔介质中的流动行为和驱油效率。研究结果表明， 在油水比 0.5∶9.5 条件下， 通过调整转速（1500～ 2600 r/min）和搅拌时间（0.5～ 2 h）制备的一种不稳定型和三种稳定型的 O/W型乳液， 在岩心中流动时， 由于贾 敏效应， 稳定型乳液的注入压力明显升高， 而不稳定型乳液发生油水分离， 注入压力变化不明显。从乳液驱效果 上看， 转速 2000 r/min、 搅拌时间 1.5 h下形成的稳定乳液可以有效提高原油采收率达 17%。乳液液滴和岩石孔喉 的匹配系数f小于 1时， 乳液的驱油效率不高； f大于 1时， 乳液液滴能对岩心孔喉有效封堵， 提高采收率明显。但 是并非f越大提高采收率越高。图13表 4参15

摘要:为解决辽河老化油破乳脱水困难的问题， 在 KOH催化剂条件下， 以对叔丁基酚胺醛树脂为起始剂， 与环氧 乙烷（EO）、 环氧丙烷（PO）聚合反应合成一类新型对叔丁基酚胺醛树脂型破乳剂， 考察了 EO、 PO质量比及起始 剂与 PO质量比对所合成破乳剂的脱水性能的影响， 并分析不同破乳剂的羟值、 浊点、 HLB值及水数。研究结果 表明： 起始剂、 PO质量比为 1∶149， EO与 PO质量比为 1∶2时所合成的破乳剂 PTAE7的破乳效果最佳。浊点、 水 数及 HLB值均受起始剂与 PO质量比、 EO与 PO质量比的影响， PTAE7的浊点为 27.8℃， 水数为 7.34， HLB值为 6.62。在破乳温度 85℃、 破乳时间 150 min、 加剂量 100 mg/L的条件下 PTAE7破乳剂对辽河老化油的脱水率达 95.28%， 油水两相分离且界面清晰。图 4表 3参 18

摘要:为研究油田注水系统管道中硫酸钡垢的沉积行为， 采用压差法和火焰原子吸收分光光度法对微通道管路 中硫酸钡的沉积过程进行测定分析， 建立了相关的沉积动力学模型， 考察了不同因素对反应动力学系数（ka）和 管路沉积系数（β）的影响。结果表明， ka和β随反应的进行逐渐增大。当管路增长、 流量增大、 BaCl₂和 Na₂SO₄初 始浓度增加时， ka增大； β随着管路增长和流量增大呈非线性增加， 随浓度增大线性增加。温度升高， β增幅增加， ka在反应初期无明显变化， 在反应后期增加。根据实验数据拟合得到 ka和β的相应关联式， 由此计算得到的相应 值与实验测量值大致相符； 由简化的硫酸钡沉积动力学模型计算的管路出口钡含量与实验测量值基本吻合， 说 明基于假设前提下建立的硫酸钡沉积动力学模型是合理的。图 11参 26

摘要:为有效防止油田开采过程中硫酸钡结垢造成的管线及设备堵塞， 克服超声波、 磁场及高频电场等物理防垢 方法的不足， 根据浅池理论， 研制了具有混合区、 结垢区和缓冲区的物理法定点除垢装置。除垢器框架为立方 体， 结垢板为平板， 卡条支撑板具有 45°、 60°及 90°三种角度。用电感耦合等离子体发射光谱仪 （ICP） 检测除垢装 置出口端离子浓度， 避免了人为误差。通过除垢装置研究了反应时间、 成垢离子初始浓度及温度对硫酸钡结垢 率的影响。结果表明， 定点除垢器对硫酸钡的除垢效果良好， 结垢率约 99.9%。反应时间、 Ba²⁺与 SO₄^2-初始浓度 对硫酸钡结垢率的影响较小。5～10 min为定点除垢器内硫酸钡最佳结垢时间。硫酸钡结垢率随温度升高先增 加后略有降低， 最佳结垢温度为 50℃。Ba²⁺质量浓度为 742 mg/L、 Ba²⁺与 SO₄^2-摩尔浓度比为 1∶4时， 硫酸钡结垢率可达 99.99%。图 2表4参 16

摘要:为获得油田采出污水与管材材质对油田地面油水混输管线腐蚀行为的影响规律， 通过测定按不同标准生 产的碳钢和不锈钢在 33个区块采出污水中的腐蚀速率， 结合统计分析软件 SPSS的分析结果， 研究了污水中 S ^2- 含量、 pH值、 矿化度以及管材材质等因素与钢材腐蚀速率之间的相关性。结果表明， 碳钢类材质化学成分含量 相近， 碳钢类材质之间腐蚀速率的相关系数均大于 0.945， 呈显著正相关关系， 几种碳钢类材质在油田污水中的 耐蚀性差异较小； 不锈钢类材质含有 Cr、 Ni等合金元素， 耐蚀性能大大增强。油田污水中 S ^2-含量对碳钢类材质 的腐蚀影响较大， 随污水中 S ^2-浓度增加， 碳钢类材质的腐蚀速率先增加后降低， S ^2-为 68 mg/L时碳钢达到最大腐 蚀速率 0.1823 mm/a； 污水中 S ^2-含量小于 70 mg/L 时， S ^2-与碳钢类材质腐蚀速率呈现显著正相关， 相关系数 0.523， 概率 （P）为 0.003。采出污水 pH值和矿化度对碳钢腐蚀的影响较小， 污水 pH值和矿化度与碳钢腐蚀速率 的相关系数分别为 0.238、 0.130， P分别为 0.182、 0.468， 存在相关性但影响有限。图3表 6参17

摘要:为解决聚合物驱产出污水的重复利用和污水配制聚合物溶液时黏度损失率高的问题， 考察了影响聚合物 溶液的主要因素， 合成了聚硅铝絮凝剂 （PSiAS-1） 并对其净水性能进行了评价， 用 OIL ScaleChem结垢预测软件 模拟了净化水在地层条件下的结垢趋势， 采用激光粒度仪分析了聚合物溶液中的微粒粒径。研究结果表明， 聚 合物溶液中的 Fe²⁺、 Ca²⁺、 Mg²⁺、 S^2-和悬浮物对聚合物溶液黏度的影响较大， 在污水配聚合物溶液时必须进行控 制； 配方为 50 mg/L的 PFS （聚铁助凝剂）+ 200 mg/L的 PSiAS-1 + 8 mg/L助沉剂的水处理剂能降浊除钙， 使经深 化处理后的净化水中 Ca²⁺、 Mg²⁺离子和残余聚合物含量均大幅降低， 不含还原性二价铁离子和硫化物， 含油量和 悬浮物含量均较低。该净化水中少量的聚集体微粒的平均粒径在 100 nm以下， 远小于地层孔隙直径， 不会发生 碳酸钙垢堵塞地层的情况， 可满足污水配制驱油用聚合物溶液的技术要求。图 6表 8参 13

摘要:SHM气田采出污水具有高含油、 悬浮固体含量高、 高矿化度、 弱酸性、 油水分离慢等特点， 影响回注系统的 正常运行。采用混凝沉降法处理采出污水， 对 pH值调节剂、 除铁剂、 无机絮凝剂和有机絮凝剂的种类和加量进 行了优选， 研究了加药时间间隔和加药次序对絮凝效果的影响。结果表明， 在气田采出污水中先加入 0.5 mL/L 除铁剂双氧水、 3 min后用NaOH将pH值调至7.5左右、 1 min后加入100 mg/L无机絮凝剂PAC、 2 min后加入6 mg/L 有机絮凝剂阳离子聚丙烯酰胺， 处理后水质由弱酸性变为中性， 絮体完全沉降时间为 8 min， 悬浮固体含量由 400 ～ 700降至14～ 30 mg/L， 含油量由 722～ 1366降至 32～ 42 mg/L， 达到注入水水质要求。表 7参 13

摘要:堵水调剖剂对改善高含水油田的注水开发效果、 提高采收率发挥着至关重要的作用。综述了弱凝胶和颗 粒类油田传统堵水调剖剂的优缺点和应用现状， 介绍了植物油脂的特点及其在新兴领域如植物油聚硫橡胶、 植 物基生态润滑材料的研究进展、 应用推广及存在的问题， 提出通过硫化交联、 交内酯化和皂化水解等化学改性方 法将植物油脂及其工业副产物油脚用于油田堵水调剖领域。植物油脂和油脚价格低廉， 化学改性方法简便易操 作， 对岩心的封堵效果好， 在油田深部堵水调剖领域中的应用前景良好。图 2参 84

摘要:相对渗透率改善（简称相渗改善）剂可大大降低油藏水相渗透率而对油相渗透率影响较小， 实现控水稳油 增产。传统的相渗改善体系一般是高分子水溶性聚合物或者弱凝胶体系， 主要用来封堵高渗透、 大孔道及裂缝 性油气藏。纳米 SiO₂相渗改善体系具有表面效应、 体积效应、 量子尺寸效应等优点， 可进入微米级和纳米级孔喉 并形成纳米膜， 实现低渗-特低渗油气藏的高效开发。本文介绍了国内外相渗改善体系的研究现状和作用机理， 总结了纳米 SiO₂用于油田相渗改善时的体系和效果， 分析了其相渗改善作用机理， 指出了该体系在制备、 评价、 机理分析、 应用推广等过程中存在的问题及发展趋势。图 3参44