摘要:低密度水泥浆体系常存在耐压能力与稳定性差、抗压强度低等问题，在降低成本的情况下性能往往较差，难以满足各油田降本增效的要求。针对这一问题，将纳米材料引入低密度水泥浆中。用聚羧酸类表面改性剂对粒径为 20～ 70 nm、主要成分为硅、钙等元素的纳米材料 X进行表面改性，并将主要成分为硅氧化物的高需水材料与适量空心微珠复配得到高需水减轻增强材料 LEM。研究了用改性纳米材料 X、LEM、水泥、降失水剂、缓凝剂和水制备的密度为 1.30～ 1.50 g/cm³水泥浆的性能，并在胜利油田进行了现场应用。结果表明，改性纳米材料X可显著改善水泥浆稳定性、提高水泥石强度；纳米基低密度水泥浆体系具有良好的耐压性能，60 MPa加压前后的密度差可控制在 0.05 g/cm³以内；水泥浆在较大水灰比的条件下仍保持良好的稳定性和较高的抗压强度，且成本低，缓解了成本和性能之间的矛盾。该纳米基低密度水泥浆在胜利油田的应用效果良好，固井作业成本大大降低。表 6参12

摘要:深水高温高压油气井测试过程中，油气与隔水管段会与海水发生热传导和热交换，使井筒中流体的温度降低，易发生低温盐析和形成气体水合物的风险。针对这一问题，基于低导热系数流体可减小井筒流体和外界海水热交换的原理，通过对基液、加重剂、缓蚀剂的筛选，制得无固相高密度隔热测试液，对其导热系数、水合物抑制性、高压盐结晶和高温腐蚀性等性能进行了评价。结果表明，配方为 40%～ 50%低导热基液 LOWCTF+0.5%除氧剂 HBSJ-0+0.2%～ 0.3%成膜缓蚀剂 HBSJ-1+2%～ 4%钝化缓蚀剂 HBSJ-2+钙盐加重、密度为 1.05～ 1.7g/cm³的无固相高比重隔热测试液体系具有较低的导热系数（小于 0.34 W/ （m·K）），良好的水合物抑制性，在-30℃下不会出现结晶，良好的抗腐蚀性能，在 120～ 180℃下对钢片的腐蚀速率为 0.004～ 0.041 mm/a，适用于深水高温高压井作业。图 4表 3参 13

摘要:以十八烷基缩水甘油醚为疏水化改性剂、胍胶原粉为原料、氢氧化钠为催化剂、乙醇为溶剂，通过开环加成反应合成了胍胶衍生物增稠剂 HOPG——2-羟基-3-十八烷氧基丙基胍胶，模拟现场配方对采用该稠化剂配制的压裂液的挑挂性能、破胶性能与耐温抗剪切性能进行了评价。采用 HOPG配制的压裂液溶解性能和挑挂性能良好；0.3% HOPG+0.3%交联剂 JL-13+0.2% APS的压裂液破胶后的残渣含量明显低于用未改性胍胶配制压裂液的，冻胶于 90℃下破胶 1 h后的破胶液黏度仅为 1.02 mPa·s，破胶液残渣量仅为 182 mg/L；该压裂液具有优良的耐温抗剪切性能，冻胶在 80℃、剪切速率 170 s^-1条件下剪切 70 min后的表观黏度为 165 mPa·s，远大于行业标准（不低于 50 mPa·s）。图 3表4参 12

摘要:针对在压裂施工中大量使用的胍胶液体系存在回收利用工艺复杂、成本高、效率低等问题，制备了以近肽链结构的黏弹性表面活性剂为主要成分的高效驱油清洁压裂液体系，研究了压裂液的耐温耐剪切性、抗盐、破胶及驱油性能，并在陇东油田进行了现场应用。结果表明，该压裂液耐温 90℃，抗盐可达 100 g/L，在压裂液中加入有机酸调节剂可降低配液水矿化度对压裂液黏度的影响。压裂液的携砂性能良好，破胶彻底，破胶液残渣含量为 2 mg/L，破胶液与煤油的界面张力可达 10^-2～ 10^-3 mN/m。该压裂液在油田现场成功应用 25井次，单井产量是相临井产量的 6倍。压裂液返排液经分离沉降等简单处理后即可再次配制压裂液，末端返排液处理后用于驱油，可在水驱基础上平均提高采收率 10.67%，大幅降低压裂液对环境的污染。图8表 8参14

摘要:为满足使用海水配制高温海水基压裂液的需要，以胍胶和（2-羟基-3-氯）-丙基二甲氨基乙酸为原料，合成了高温海水基压裂液稠化剂两性离子胍胶 HDPG——2-羟基-3（- N，N-二甲基甘氨酸基）丙基胍胶，研究了醚化剂用量、氢氧化钠用量、醚化反应温度、醚化反应时间对该两性离子胍胶取代度的影响，考察了 HDPG压裂液的溶胀性能、耐温耐剪切性能和破胶性能。确定了最佳反应条件为：醚化剂、胍胶质量比 0.18∶1，氢氧化钠、胍胶质量比 0.125∶1，醚化反应温度 70℃，醚化反应时间 6 h，最佳反应条件下产物取代度为 0.43。研究结果表明：在转速500 r/min下，质量分数 0.5%的 HDPG在溶胀 10 min时的黏度达到最终黏度的 85%，可满足连续混配要求；与自制交联剂制备的海水基压裂液冻胶具有良好的耐温抗剪切性能，在温度 170℃、剪切速率 170 s^-1下剪切 120 min后的黏度在 50 mPa·s以上。此外，HDPG压裂液的破胶性能良好，破胶液黏度（1.36 mPa·s）低、残渣含量（326 mg/L）低。图 8表2参 12

摘要:泡沫酸具有黏度高、滤失小和易返排的优点，但耐高温能力差和和不耐高盐等问题严重制约着泡沫酸体系在塔河油田的应用。为了提高塔河油田水平井的酸化效果，研制了一种配方为 20%HCl+1%铁离子稳定剂XC-16+2%缓蚀剂 XC-13+1%破乳剂 XC-08+0.9%起泡剂 FRC-1+0.3%稳泡剂 CNC+1.5%无机纳米 SiO2颗粒的耐高温、耐盐深穿透泡沫酸体系，考察了该体系的泡沫稳定性、耐温耐盐性能及酸岩反应性能。研究表明，该泡沫酸体系在 150℃、170 s^-1下剪切 30 min的条件下，泡沫酸的黏度仍大于 40 mPa·s，耐温性能明显优于胶凝酸（相同实验条件下的黏度仅为 20 mPa·s）；该泡沫酸体系的耐盐性能优良，在 10×10⁴ mg/L的高矿化度条件下仍能保持较好的起泡和稳泡性能，起泡体积为 400 mL，泡沫半衰期为 2435 s；在 150℃下不同酸液体系的酸岩反应速率按从小到大排序为：泡沫酸＜冻胶酸＜转向酸＜胶凝酸，泡沫酸低反应速率有利于形成深穿透酸蚀缝。该泡沫酸体系已在 TPP井成功应用，压后日产油 32 t，取得较好效果。图 6表 1参 10

摘要:随着油气储层压裂改造技术的广泛应用，压裂用水短缺和压裂返排液的有效处理已成为油气田亟待解决的问题。为了缓解新疆油田油田压裂用水与降低返排液处理成本，开展了羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术研究。研究结果表明，电解氧化处理可实现返排液的快速降黏与杀菌，然后利用气浮、沉降等方式即可将返排液中的悬浮物有效去除。通过调节处理后返排液的 pH至 6.5左右，实现了羟丙基胍胶粉在返排液中的分散起黏，即快速配制羟丙基胍胶基液。通过引入 0.05%～ 0.2%的缓交联剂葡萄糖酸钠，利用缓交联剂与残余交联剂之间的络合作用，有效解决由残余交联剂的引起的交联过快问题，返排液配制的压裂液交联时间可控制在 10～ 120 s之间。通过添加稳定剂亚硫酸钠消除返排液中残余的破胶剂，有效提升了压裂液的耐温能力。利用该方法累计完成 2.2万方返排液的处理，配制出的羟丙基胍胶冻胶压裂液应用于新疆油田 75口井的压裂改造中，井底温度范围 22～ 97℃，施工成功率 100%。图 5表 4参 20

摘要:HJ油田侏罗系油藏经过几年的开采，部分区块已进入中高含水期，为了保证油田稳产、提高油藏采收率，通过室内填砂管实验研究了聚合物微球类型、浓度及注入量对封堵效果的影响，在 HJ油田侏罗系油藏开展了聚合物微球深部调驱试验。研究结果表明，注入 0.3 PV的浓度 5000 mg/L的 WQ100型聚丙酰胺类纳米级聚合物微球（初始粒径约 0.1 μm，膨胀倍数 5～ 20倍）可使物性与 HJ油田侏罗系油藏相似的填砂管的渗透率降低 85%以上。HJ油田侏罗系油藏延 7层 L242区和延 9层 L141区的聚合物微球调驱矿场试验结果表明：WQ100型聚合物微球对储层渗透率处于 6×10^-3～ 9×10^-3 μm²的井组的调驱效果较好，渗透率高于该范围井组封堵作用不明显，物性较差、水井油压接近系统压力井组不适宜于开展微球调驱。图 5表5参 10

摘要:为解决油田污水处理过程中污泥量不断增加的问题，用含油污泥、丙烯酰胺、硅溶胶、引发剂（过硫酸钾）和亚甲基双丙烯酰胺制备含油污泥填充凝胶颗粒调驱剂，研究了该调驱剂的耐温抗盐性、黏弹性和封堵性，并在中原油田进行了现场应用。结果表明，含油污泥填充凝胶颗粒可就地生产，反应在 20～ 30℃的常温下不需要反应釜即可进行，反应时间 1.5～ 2 h；用上下锯齿分散盘式搅拌桨的搅拌效果好于手工和叶片式搅拌桨搅拌；其污泥填充量可达 50%。与普通凝胶颗粒相比，含油污泥填充凝胶颗粒耐温抗盐性、黏弹性和封堵性均有提高。现场深部调剖效果较好，同时变废为宝，为油田提高采收率、减轻环保压力提供了技术支撑。图 6表 4参14

摘要:针对缝洞型油藏长期水驱开采造成的油水同出问题，设计开发了一套耐温耐盐的化学胶塞用剂体系。以低相对分子质量聚合物 P（AM-co-AMPS）代替目前常用的高相对分子质量聚丙烯酰胺，线型酚醛树脂作交联剂，研究了聚合物和交联剂的不同加量对体系黏度、成胶时间和凝胶强度的影响及体系的耐温抗盐性。研究结果表明，随聚合物用量和交联剂用量增加，体系黏度增加，成胶时间缩短，凝胶强度提高，该体系可根据地层条件调整试剂用量，以满足不同地质条件的堵水作业。凝胶产物的 TG和 DSC测试结果显示凝胶具有良好的热稳定性。该体系具有优良的耐温抗盐性能，P（AM-co-AMPS）用量 4.8%、酚醛树脂用量 10%时所形成的凝胶产物在环境温度 120℃、矿化度22×10⁴ mg/L的模拟地层水中48 h不降解。图11表 1参 17

摘要:表面活性剂在微裂缝细小吼道发生渗吸效应可以提高单井产量。以烷基醇聚氧乙烯醚和马来酸酐为原料合成了阴非离子型表面活性剂 AN211，用核磁共振仪表征了产物结构，研究了 AN211的临界胶束浓度、油水界面张力、润湿性和渗吸效率等性能。结果表明，AN211的临界胶束浓度为 0.052 g/L；AN211溶液的界面张力随浓度增加而降低，0.3% AN211溶液的界面张力为 3.37mN/m；AN211改变岩心润湿性能较强，润湿时间较短，通过降低岩心表面 Zeta电位改变其润湿性，实现润湿反转；AN211有效剥离了岩心表面的油性吸附物，其水溶液在岩心中的渗吸效率可达 48%，渗吸效率提高，其渗吸性能受矿化度影响小，水质适用范围广。AN211性能优于两性表面活性剂椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱、阳离子型表面活性剂十六烷基三甲基氯化铵和驱油剂 QY-1，可用于非常规油气藏储层驱油。图 19表 4参 20

摘要:超临界 CO₂可溶于稠油中改善原油物性，进而提高其动用程度。为了研究注入 CO₂对普通稠油和超稠油的作用机制的异同，本文通过物理模拟实验，深入探讨了超临界 CO₂对稠油物性和沥青质沉积的影响，并采用微观手段分析了注超临界 CO₂前后普通稠油和超稠油沥青质的结构。研究结果表明，注入超临界 CO₂可有效降低普通稠油和超稠油的黏度，普通稠油的溶解气油比随着压力升高而增加，而超稠油中超临界 CO₂很快达到饱和状态，溶解气油比仅有 30 m³/m³左右。注入超临界 CO₂会导致原油中沥青质絮凝沉积，在普通稠油中这种现象尤其明显，沥青质相对沉积量要比超稠油中沥青质的相对沉积量多大约 30%。注入超临界 CO₂后普通稠油沥青质的微观结构变化较大，由粗糙不平（胶质包覆在沥青质表面）变得平整光滑；而超稠油沥青质的微观结构变化不大，均为稳定的块状结构，这主要因为超稠油中沥青质含量较胶质高，沥青质间结构紧密，CO₂分子离散困难。图 25表 1参 12

摘要:为了改善常规蒸汽吞吐中后期的开发效果，通过高温高压物性分析仪测定空气和 CO₂对普通稠油的溶胀和降黏作用；开展了空气辅助蒸汽吞吐和 CO₂辅助蒸汽吞吐室内物理实验，通过对回采水率、采注比、油层平均温度和采出程度等指标分析，评价了不同吞吐方式的开发效果。研究结果表明，空气和 CO₂溶于原油后均能使其黏度降低、体积系数增加，但 CO₂的降黏溶胀效果更好。蒸汽波及系数和油层平均温度随着吞吐周期的增加而增大，同周期内气体辅助蒸汽吞吐的波及系数和油层平均温度比常规蒸汽吞吐的高。常规蒸汽吞吐中后期注入空气和 CO₂，可明显提高周期回采水率、油汽比和采注比。与常规蒸汽吞吐相比，CO₂辅助蒸汽吞吐和空气辅助蒸汽吞吐均能够大幅度提高采出程度，其中 CO₂辅助蒸汽吞吐开发效果最好。图 5表 2参 14

摘要:对于存在边水的复杂断块油藏，无法实现远距离的泡沫堵水调剖，而泡沫吞吐刚好解决了这一问题。为了明确吞吐井的泡沫控水增油作用机理，在评价泡沫体系的性能、动态吸附性能及封堵性能的基础上，通过物理模拟实验对比氮气体系、起泡剂+稳泡剂体系及氮气泡沫吞吐的实施效果，分析氮气、起泡剂及稳泡剂各自在氮气泡沫吞吐中所发挥的作用，明确氮气泡沫吞吐控水增油机理。研究结果表明：所选的氮气泡沫体系与目标地层适应性良好，在矿化度4176 mg/L、温度85℃下与原油的界面张力为1.097 mN/m，泡沫综合指数为14750 mL·min，阻力因子在地层渗透率 500×10^-3～ 1500×10^-3 μm²情况下为 26～ 103。氮气泡沫吞吐的作用机理如下：氮气的保压增能作用贯穿始终，并且占主导地位；起泡剂+稳泡剂能控制氮气的气窜，与氮气形成泡沫扩大波及体积；泡沫的形成发挥了独有的选择性封堵作用，良好的控抑了边水。图 4表3参 24

摘要:新疆油田稠油储量丰富，现阶段开发方式仍以蒸汽吞吐和蒸汽驱为主，但已进入开发中后期，油汽比、产油量均较低。为了进一步提高稠油采收率，以M区特稠油为研究对象，通过室内实验系统研究了高渗低压油藏下非混相蒸汽-CO₂驱相对于纯蒸汽驱的驱油效率以及不同残余油饱和度下蒸汽-CO₂的驱油效率。研究结果表明：注蒸汽吞吐一段时间后转蒸汽-CO₂驱，相较于纯蒸汽驱，驱油效率可提高34.1%；蒸汽-CO₂驱具有气水交替驱的特征；过早注入CO₂，渗流通道会提前被打开，蒸汽过早地与孔道中大部分原油接触，导致原油乳化，使得部分乳化原油很难被驱扫出来；残余油饱和度为45%时，最终驱油效率可达到87%，是实验中CO₂的最佳注入时机。在实际开发过程中，要通过产水率判断蒸汽通道是否打开来决定CO₂的注入时机。图5表3参12

摘要:为了封堵裂缝性特低渗油藏中的高压气窜通道，研发了一种用于高压 CO₂环境下的配方为 2%改性纤维素+2%丙烯酰胺+0.1%交联剂（N’N-亚甲基双丙烯酰胺）+0.03%～ 0.1%引发剂（过硫酸盐）的改性纤维素类强凝胶封窜剂，并考察了所形成凝胶的黏弹性、热稳定性和封堵性。研究结果表明，堵剂在 10 MPa的高压 CO₂环境下成胶时间为 6～ 24 h，凝胶黏度为 18×10⁴ mPa·s，所形成的凝胶具有很高的强度，在 1 Hz下弹性模量为 3500 Pa、耗损模量为 500 Pa。该凝胶能在高压气体环境下长期稳定存在。在高压气体中放置 120 d后由于酸性作用和气体穿透作用，凝胶的性能相对减弱、其微观结构变得相对稀疏，但仍具有半固体的性质，弹性模量为 2100 Pa、耗损模量为 280 Pa。封堵前裂缝性岩心在出口端的气体流速高达 23000 mL/min，而封堵后裂缝性岩心在出口端气体流速降至 830 mL/min，接近于均质岩心的气体流速（640 mL/min）。该纤维素凝胶可被用于封堵裂缝性油藏中的高压气窜通道。图 10表 1参 19

摘要:为了优化阳离子型表面活性剂的起泡活性，用十六烷基三甲基氯化铵（XSYP-0）与改性剂制得支链化季铵盐型阳离子表面活性剂（XSYP-1～ XSYP-4），通过 Ross-Miles法与 Waring Blender法评价了产物的起泡性能和稳泡性能，对比了 5种表面活性剂所产泡沫的微观结构，研究了温度、无机盐、甲醇、凝析油对 XSYP-1～ XSYP-4起泡活性的影响。结果表明，随反应物改性剂与 XSYP-0摩尔比的增加，表面活性剂溶液的表面张力降低。其中，2.0 g/L XSYP-4溶液的表面张力为 31.88 mN/m。XSYP-0改性后的起泡性能和稳定性能均得到改善。泡沫尺寸变小，泡沫壁变厚，泡沫稳定性提高。与 XSYP-0相比，XSYP-1～ 4抗温性能、抗甲醇性能、抗盐性能和抗凝析油性能均得到提高。其中，XSYP-4 溶液抗温性能最佳，XSYP-3 溶液抗甲醇性能和抗凝析油性能最佳，XSYP-2溶液抗盐性能最佳。支链化改性可改善十六烷基三甲基氯化铵作为起泡剂的整体性能。图 12表 4参 26

摘要:为获得起泡性能和耐温性能良好的稠油热采用起泡剂， 评价了石油磺酸盐、 烷基苯磺酸盐、 α-烯烃磺酸盐、 烷基醇醚羧酸盐、 烷基醇醚磺酸盐等 12种常用的国产表面活性剂的起泡能力和热稳定性。结果表明， 烷基苯磺 酸盐、 α-烯烃磺酸盐、 烷基二苯醚二磺酸盐、 短链醇醚磺酸盐和短链醇醚羧酸盐具有较好的起泡能力和泡沫稳定 性； 12种表面活性剂中， 长链α-烯烃磺酸盐和长链烷基苯磺酸盐在高温下的阻力因子最高， 重烷基苯磺酸盐和石 油磺酸盐的阻力因子最低； 在实验条件下， 各表面活性剂的耐温能力依次为： 烷基苯磺酸盐>α-烯烃磺酸盐>烷基 二苯磺醚二磺酸盐>醇醚磺酸盐≈醇醚羧酸盐>重烷基苯磺酸盐>石油磺酸盐。建议用长碳链烷基苯磺酸盐或长 链α-烯烃磺酸盐作为高温起泡剂。图7表 1参13

摘要:为了进一步改善脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂的表面活性， 以脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO）和甘油为主要原料， 分步合成了系列非离子表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯聚二甘油醚， 并研究了该系列表面活性剂的表面活性、 乳化性能和泡沫性能。研究结果表明， AEO₇ 聚二甘油醚和 AEO₉ 聚二甘油醚的浊点相比于其对应的AEO 均提高了 3℃； 相同条件下， 系列脂肪醇聚氧乙烯聚二甘油醚的表面张力均略高于其对应的 AEO， 其中AEO₃ 聚二甘油醚、 AEO₅ 聚二甘油醚、 AEO₇ 聚二甘油醚和 AEO₉ 聚二甘油醚的临界胶束浓度值分别为 3.16×10^-4 、1.00×10^-3、 3.14×10^-3和 5.01×10^-3 mol/L， 均大于其对应 AEO的； 泡沫性能和乳化性能分析显示脂肪醇聚氧乙烯聚二甘油醚具有优良的泡沫稳定性和乳化性能， 其中 AEO₉ 聚二甘油醚的泡沫稳定性达 82.14%。图 8表 4参 15

摘要:为满足江汉油田周16井区高温高盐油藏的驱油要求， 以苯酚和苯乙烯为原料， 通过醚化及酯化反应合成了一种耐温抗盐型聚氧乙烯聚氧丙烯嵌段聚醚类阴-非两性离子表面活性剂 PPS。研究了 PPS与脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐 （AES） 复配体系的界面张力、 耐温抗盐性能、 动态吸附规律和驱油性能。结果表明， 复配体系的界面活性良好， PPS与 AES总质量分数为 0.1%、 二者摩尔比为 1∶1的复配体系油水界面张力可达 1.39×10^-2 mN/m， 且经140℃高温处理后仍保持在 10^-2 mN/m数量级； 复配体系耐盐性较好， 在矿化度为 30×10⁴ mg/L或 Ca²⁺ 质量浓度3000 mg/L的条件下， 体系油水界面张力保持在 10^-2 mN/m数量级； 复配体系在在岩心表面的饱和吸附量为 0.097mg/g砂， 且动态吸附损耗小于单一表面活性剂； 复配体系驱油效果较好， 在均质岩心水驱含水率达到 65%时， 以0.05 mL/min注入速度转注 0.4 PV PPS/AES复配溶液， 驱油效率最大增幅可达 22.53%； 在非均质岩心中， 复配体系提高采收率的最大增幅为 19.8%。PPS/AES复配体系可用于江汉油田周 16井区油藏驱油。图5表 6参12

摘要:为揭示二元复合驱体系各组分在非均质性强、 孔隙结构呈复模态的砾岩油藏中的吸附损失， 研究了石油磺酸盐（KPS） /部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）二元体系在克拉玛依油藏砾岩岩心表面的静态吸附和动态滞留规律。结果表明， HPAM和 KPS在单矿物和砾岩岩心表面的静态吸附量均随初始浓度的增加而增加并逐渐稳定；KPS 在各单矿物表面的吸附量大于 HPAM； 由于物质组成和表面结构的差异， 黏土矿物的吸附量高于骨架矿物。二元复合驱油体系（0.3% KPS+0.18% HPAM）各组分的静态吸附量与矿物活性中心的作用力强弱成正比。由于存在竞争吸附关系， 二元复合驱溶液中 HPAM与 KPS在砾岩岩心表面的静态吸附量均小于单一组分的吸附量。HPAM与 KPS在砾岩岩心表面的静态吸附量小于黏土矿物、 大于骨架矿物， 主要的吸附作用发生在黏土矿物表面。二元复合驱油体系中 HPAM与 KPS的动态滞留量与砾岩岩心渗透率呈负相关关系； 受岩心比表面积及水对化学剂稀释解吸的影响， 二元复合驱油体系中 KPS的动态滞留量低于静态吸附量； 受岩心孔隙结构及比表面积的影响， HPAM的动态滞留量小于静态吸附量。图6表 1参17

摘要:针对深层稠油油藏桩 139块部分井注汽压力高、 且二次 DC冷采效果不好的低液低产现状， 开展了微生物吞吐采油技术研究与应用。根据试验井所处的油藏特征和原油性质， 优选了微生物复合吞吐体系主要成分， 并按设计的注入段塞应用于桩西油田和太平油田。结果表明， 采用激活剂 II （0.4%糖蜜+0.2%玉米浆干粉+0.2%糊精+0.2% NaNO₃ +0.02%（NH₄ ） 2HPO₄ ）、 含地芽孢杆菌属的外源菌液和 0.1%槐糖脂类生物表面活性剂配制的微生物复合吞吐体系， 在 pH值为 5的条件下， 乳化原油效果好， 产气量较大。在矿场以 6 m³ /h注入主段塞 200 m³ 的微 生物复合吞吐体系后， 原油黏度降幅 50.1%， 增油有效期 166 d， 累计增油 915 t， 投入产出比 1∶9.07， 经济效益明显提高。表2参14

摘要:稠油乳化反相点附近的稠油黏度较大， 对于稠油开采及运输极为不利。通过考察温度、 搅拌转速对稠油乳化反相点的影响， 得到稠油乳状液适宜的制备条件； 考察了水溶性降黏剂及油溶性降黏剂对稠油乳化反相点的影响， 并从界面膜及药剂对沥青质作用角度分析了稠油乳化反相的机理。结果表明， 在 50℃、 搅拌转速 800 r/min的条件下制得的稠油乳状液的乳化反相点最大。水溶性降黏剂和油溶性降黏剂均会使稠油乳化反相点提前， 但二者提前稠油乳化反相点的程度不同。随着降黏剂浓度的增大， 水溶性降黏剂使稠油乳化反相点降低， 由 48%提前至 35.6%； 而油溶性降黏剂使稠油乳化反相点先减小后增大。水溶性降黏剂通过降低界面扩张模量和界面张力实现提前反相， 而油溶性降黏剂主要通过降低界面扩张模量来实现反相； 加入降黏剂前后沥青质的微观形貌表明， 水溶性降黏剂对沥青质聚集体的破坏程度强于油溶性降黏剂， 降黏剂主要通过降低沥青质所组成的界面膜强度来实现反相。图 13参 14

摘要:降黏剂浓度的分析检测方法及检测结果对其种类设计和实施方法有着重要的指导意义。为了实现胜利油田使用的一种新型降黏剂的浓度检测， 建立了可准确分析水相、 油相中降黏剂浓度的疏水高效液相色谱法， 并对降黏剂在不同体相中的分配结果及变化趋势进行了跟踪考察。研究结果表明： 对于水相， 检测方法的最小检测量可达 10 mg/L， 在 10～ 3000 mg/L范围内具有良好线性关系， 相对标准偏差<5%； 对于油相， 可结合梯度溶剂萃取的前处理技术， 将降黏剂从油相中萃取分离， 再进行分析检测， 提取效率高于 95%。对于原油/降黏剂两相 （水相和油相） 体系 ［煤油、 原油质量比 1∶2， 油样、 降黏剂溶液 （质量分数 3%） 质量比 1∶1］， 80%以上的降黏剂分布在水相， 且随着温度的升高， 油相中的含量有增高趋势。对于原油/降黏剂三相（水相、 乳液相和油相）体系［煤油、原油质量比 1∶1， 油样、 降黏剂溶液 （质量分数 3%） 质量比 1∶1］， 油相中几乎不含有降黏剂， 约 75%的降黏剂分布在乳液相中； 随着温度的升高， 乳液相中的含量有所降低而水相中的含量有所增大； 盐水条件下水相中的含量稍高于纯水条件下的， 不同盐水体系的降黏剂的含量分布结果类似。图 2表4参 11

摘要:为解决渤海 A27-2平台稠油长距离管输时黏度高、 流动性差的问题， 以甲基丙烯酸十八酯 （A）、 苯乙烯 （S）、2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸 （Xm） 为原料制得三元共聚物降黏剂。通过测定降黏剂对稠油的降黏率研究了各因素对聚合反应的影响， 确定了最佳反应条件， 并用红外光谱仪表征了反应产物的结构。结果表明， 最佳聚合反应条件为： 单体 A、 S、 Xm的摩尔比为 9∶5∶1.5， 反应时间 4 h， 反应温度 80℃， 引发剂过氧化苯甲酰与混合溶剂的加量分别为单体总质量的 2.0%和 320%， 混合溶剂中甲苯与 Ys的质量比为 8∶3。该油溶性降黏剂对稠油的降黏效果较好， 加量为稠油质量 1‰时的降黏率为 59.25%。降黏剂与表面活性剂 OP-10复配后得到复合型油溶性降黏剂， 其加量为稠油质量 10%时的降黏率为82.18%， 可在较低温度下实现稠油管输。图 3表 8参 15

摘要:为满足海上天然气管线集输及腐蚀防护要求， 解决在用的水溶性阳离子咪唑啉 9H长期加注后在高温条件下或后续处理工况下缓蚀剂的有效成分经常析出而造成海管堵塞等问题， 先以油酸、 二乙烯三胺、 二甲苯为原材料合成了中间体油酸咪唑啉， 再通过中间体与环氧丙烷、 环氧乙烷在设定温度下反应及复配得到了非离子咪唑啉缓蚀剂。采用动态挂片失重法、 SEM和电化学、 光学分析等方法研究了缓蚀剂的缓蚀性能及缓蚀机理。研究结果表明： 以油酸二乙烯三胺咪唑啉与环氧丙烷、 环氧乙烷质量比为 1∶0.1∶0.05合成的产物与 5%的硫脲复配得了缓蚀剂 HS-006， 药剂加注浓度为 20 mg/L时， 在温度 95℃、 硫化氢加注浓度 50 mg/L、 CO2₂ 分压 0.4 MPa、 N₂ 总压1.0 MPa的腐蚀环境下， HS-006对 X65碳钢的缓蚀率可达 95.03%， 缓蚀效果优于现场在用药剂 9H。该药剂主要抑制试片的阴极反应， 且具有良好的成膜性。图 12表 2参 11

摘要:渤海绥中油田三次采油污水中含有阴离子聚合物， 存在空间位阻效应， 传统聚醚嵌段型清水剂具有清水速度慢、 药剂用量大、 大量黏稠絮凝物黏附于管道壁面及转弯处造成装置堵塞等缺点。以环氧氯丙烷、 有机胺为起始剂， 乙二胺为交联剂， 制得一种高效的季铵盐型小分子阳离子清水剂 H1， 优化了合成条件， 对比了 H1与现场应用的清水剂（BHQ-04和 BN-5）的清水效果。结果表明， 环氧氯丙烷、 有机胺、 乙二胺投料摩尔比为 1.2∶1∶0.3时， 在 75℃下反应 5～ 6 h制得的清水剂清水效果最佳； 与现场用清水剂相比， H1油水分离速度快、 油水分离后的上层絮状体松散且可自由流动， 有效清水浓度为 175 mg/L， 远低于 BHQ-04的 400 mg/L和 BN-5的 300 mg/L。H1清水剂有效解决了渤海绥中油田区块含聚污水处理过程中的黏性油泥问题。图 1表 5参 18

摘要:为了提高硬脆性泥页岩的井壁稳定效果， 通常强调钻井液的封堵能力， 而未考虑钻井液水化作用对泥岩力学强度的影响。在传统钻井液封堵性能评价方法的基础上， 重点考察了钻井液对岩石力学强度的保持能力， 开展了钻井液水化作用对岩石抗压强度、 抗张强度以及地层坍塌压力增量影响等评价实验， 形成了一套适用于硬脆性泥页岩的井壁稳定性评价方法。结果表明， 优良的井壁稳定性能不仅要具备较低的渗透封堵滤失量、 良好的延缓压力传递能力， 对岩心裂缝较高的封堵率， 而且要具有较强的岩石力学强度保持能力 （钻井液作用后岩石力学强度降幅最小， 且地层坍塌压力增量最低）。建议初步开展 PPT渗透封堵实验、 压力传递实验及岩心裂缝封堵实验等， 初选性能较好的钻井液配方， 再进行钻井液作用对岩石力学强度的影响实验， 结合钻井液作用对坍塌压力、 破裂压力的影响分析， 进一步确定井壁稳定钻井液最佳配方。该套评价方法从岩石力学角度全面评估了钻井液的井壁稳定性能， 为体系的优化提供了借鉴。图 12表3参 15

摘要:随着常规油气资源的衰竭， 非常规能源及深井、 超深井、 大位移井、 长水平井等复杂条件井的勘探开发的比重日益增加， 钻井技术面临新的挑战。本文结合石油钻井技术的实际需求， 阐述了石墨烯材料在石油行业的研究进展与应用情况， 并探讨石墨烯材料在石油行业的发展方向。图 10 参 35

摘要:暂堵剂能够暂时封堵高渗层， 迫使工作液转向压裂低渗层， 进而实现储层的均匀改造， 具有封堵强度大、 对地层无伤害、 施工工艺简单等优点。根据暂堵剂在裂缝中作用机理的不同， 本文将暂堵剂分为颗粒类、 纤维类、胶塞类和复合类等四种类型， 综述了四种类型暂堵剂的暂堵机理、 技术特点以及现场应用情况。图4参 83

摘要:高温低渗油气田的压裂开发对我国油气资源的可持续发展具有重要意义。开发在 240℃储层保持良好流变性和携砂能力的压裂液体系已列入 “十三五” 国家重大科技专项研究内容。本文综述了近年来耐温 170℃以上的压裂液体系， 分别分析了植物胶压裂液、 聚合物压裂液、 复配压裂液及耐温交联剂的特点， 并对耐温 240℃压裂液的开发提出建议。参 40

摘要:为减缓温室气体的排放， 二氧化碳 （CO₂） 地质封存技术已成为研究热点。由于 CO₂封存于油气田既能实现CO₂减排又能提高原油采收率（EOR）， 是一项具有大规模 CO₂减排潜力、 控制温室气体排放、 提高原油采收率的重要技术之一。CO₂注入油气中溶解时的 CO₂溶解度、 扩散系数及因溶解而引起的体系密度、 体积变化等是该技术发展的重要理论基础。本文介绍了 CO₂油气封存技术， 综述了 CO₂封存于油气田溶解过程中的 CO₂溶解度和扩散系数， 及体系膨胀系数和密度等溶解物性参数的研究进展， 指出当前研究中存在的不足和今后的发展方向。表 5参89

摘要:在化学驱过程中， 油水的界面扩张流变性对驱油机理和效果的影响极大。本文综述了化学驱体系中表面活性剂、 碱和聚合物对油水界面扩张黏弹性的影响规律， 重点剖析了不同类型物质在油水界面上的分布特征、 相互作用及界面膜结构， 分析了时间、 频率和浓度等因素与油水界面扩张黏弹性的关系， 为研究化学驱的渗流特征、 乳化机理、 油墙形成、 乳液后处理等问题提供参考和依据。参 64