摘要:为了扩大分散聚合所合成聚合物的应用领域，在硫酸铵水溶液中以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为单体，聚乙烯吡咯烷酮（PVPK12）为分散剂，2，2'-偶氮双（2-甲基丙脒）二盐酸盐（V-50）为引发剂，合成了可作为降滤失剂的两性离子共聚物。研究了硫酸铵浓度、AMPS浓度和单体总浓度对分散液表观黏度、颗粒粒径大小和聚合物特性黏数的影响，用红外光谱仪和核磁共振仪对共聚物的结构进行了表征，评价了聚合物的降滤失性能。结果表明，在单体加量为 15%、单体摩尔比 n（AM）∶n（AA）∶n（DMC）∶n（AMPS）= 2∶5∶1∶2、V-50 加量为0.0426%（以单体质量计）、PVPK12 加量为1.4%（以水质量计）、温度 55℃、pH=5的条件下制备的聚合物分子结构与设计相符，分散液中的聚合物颗粒为球形，分布均匀，粒径分布窄，在室温下存储稳定时长超过一年。硫酸铵和 AMPS加量对分散液表观黏度和粒径的影响相同，均为随着加量的增大先降低后增加；随着硫酸铵浓度增大，聚合物的特性黏数先增加后降低，AMPS则相反。随着单体浓度增大，分散液表观黏度和颗粒粒径均增大。聚合物的降滤失性能较好。随着聚合物加量的增加，膨润土浆的中压滤失量、高温高压滤失量均逐渐减小并趋于稳定。采用分散聚合法制备的两性离子聚合物可作为降滤失剂用于钻井施工。图 6表 2参 22

摘要:为了揭示油基钻井液侵入地层后对钻井液滤失性的影响，通过调整油水比来模拟地层水侵入钻井液的体系，研究了有机土、降滤失剂（磺化沥青、氧化沥青、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）聚合物降滤失剂、有机胺改性腐殖酸及其复配）和温度对钻井液体系滤失性的影响，用显微镜观察了加入有机土前后不同油水比钻井液的微观形貌。结果表明，随着油水比的降低，钻井液高温高压滤失量呈降低趋势；有机土和降滤失剂均会降低钻井液的高温高压滤失量，降滤失剂复配后的降滤失效果好于单一降滤失剂，其中聚合物类和沥青类复配降滤失剂的降滤失效果最好；随着温度的升高，钻井液的高温高压滤失量逐渐增大；比较加入有机土前后不同油水比钻井液的微观形貌可见，随着油水比的降低，有机土在油基钻井液体系中作为悬浮剂和增黏剂的降滤失效果愈加明显。通过合理选择降滤失剂及有机土种类和加量可以有效调节油基钻井液的高温高压滤失量。图12参 16

摘要:为提高聚合物降滤失剂耐温抗盐性和与高密度高固相深井钻井液体系的配伍性，以自制的六烯基单体TDED为交联剂，与丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和 N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）进行自由基共聚反应，制得微交联共聚物降滤失剂 PTAPN。通过红外光谱仪表征了产物结构，研究了 PTAPN的抗温耐盐性及与不同密度钻井液的配伍性。结果表明，产物分子结构与设计相符。PTAPN在高温、高矿化度环境中具备良好的降滤失性能。加入 2% PTAPN 后，淡水与复合盐水基浆 240℃老化前后的黏度增加，滤失量大幅降低。PTAPN与不同密度水基钻井液的配伍性良好，可有效控制密度为2.30 g/cm3的加重钻井液在高温环境中的流变性与滤失量。当老化温度为240℃时，加重钻井液的API滤失量与高温高压滤失量分别为2.6 mL和12.6 mL，远小于含常规线性聚合物降滤失剂的钻井液。PTAPN适于作为高温高密度钻井液体系的降滤失剂。图2表 5参 17

摘要:吐哈盆地三塘湖油田西峡沟构造带二叠系条湖组地层为裂缝性油藏，钻井开发过程中恶性井漏频繁发生。为了解决三塘湖油田马 49区块致密油藏的恶性井漏难题，在分析马 49区块已钻井的井漏原因的基础上，开发了一种凝胶复合防漏堵漏技术，研究了凝胶复合防漏堵漏体系对水平井的配伍性、可泵性、抗温性和承压能力，并报道了该体系的现场应用效果。研究表明，所配制的凝胶复合防漏堵漏体系与水平井的配伍性良好；该体系的成胶时间为 30 min，可泵性良好；该体系具有较强的抗温性能，在 100℃老化不同时间后的凝胶复合防漏堵漏浆侵入砂床的深度变化不大；该体系具有良好的封堵承压能力，在静态/动态情况下均可在宽度为 1～ 3 mm缝隙中形成有效封堵层。凝胶复合防漏堵漏技术成功解决了马 49区块致密油藏恶性漏失难题，比同区块平均漏失量减低 94.57%，堵漏损失时间节约 89.51%，钻井周期节约 37.26%，实现了钻井提速提效的目的。图 1表4参12

摘要:为揭示水分散聚合方法制备的丙烯酰胺基交联聚合物微球的结构特征及其对钻井液性能的影响规律，以硫酸铵水溶液为反应介质，丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、甲基丙酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）为共聚单体，2，2-偶氮二（2-甲基丙基咪）二盐酸盐为引发剂，N，N'-亚甲基双丙烯酰胺复配物为交联剂制备了丙烯酰胺基交联聚合物微球。采用红外光谱、粒度分析等方法表征了交联聚合物微球的结构，研究了丙烯酰胺基交联聚合物微球对钻井液性能的影响。结果表明，交联聚合物微球的合成工艺条件对产物的降滤失性影响较小，但对产物在钻井液中的增黏作用影响显著。随 AM和交联剂加量增加，聚合物微球对钻井液的增黏作用增强；存在对钻井液增黏作用最小的引发剂加量和 AA与 DMC摩尔比。采用水分散聚合方法可制备出平均粒径 8.04 μm（粒径范围2.43～ 53.72 μm）的丙烯酰胺基交联聚合物微球。该交联聚合物微球对钻井液具有显著的降滤失作用和一定的增黏作用，耐温性能优良，150℃高温老化不会降低交联聚合物微球的降滤失作用，但可降低对钻井液的增黏作用，减小其对钻井液流变性的影响。图 1表 6参 18

摘要:针对水硬性凝胶形成的固化隔段强度低、胶结差、孔缝裂隙多，在精细控压钻井起下钻过程中难以有效封堵油气层防止流体上窜的难题，室内采用一种水乳环氧树脂 CQ-WERE和配套固化剂 CU-900作为性能改善剂加入水硬性凝胶工作液中，研究其对水硬性凝胶工作液流变性能和固化隔段力学性能影响，并分析了水乳环氧 树脂改善凝胶隔段力学性能的机理。研究结果表明：水乳环氧树脂与水硬性凝胶工作液相容性好，对凝胶工作液的流动度和流变参数影响小，水硬性凝胶工作液的稠化时间随着水乳环氧树脂加量的增加而缩短；水乳环氧树脂可以明显提高水硬性凝胶隔段的抗压强度并提高与管壁面的胶结强度，当水乳环氧树脂加量为 3%时，120℃养护 5 h后，水硬性凝胶隔段抗压强度达到 4.61 MPa，与管壁面胶结强度达到 1.39 MPa；同时固化隔段自身胶结好，在承压封气装置中突破压力不小于1.02 MPa/m；形成的固化隔段可钻性级值为2级，采用钻头即可快速钻除。水乳环氧树脂与水硬性凝胶工作液结合后的减水作用和固化交联作用，能改善水硬性凝胶固化体的组织结构，减少微观缺陷的产生，同时增强固化体的致密性，阻止了裂缝扩展，改善了凝胶隔段的力学特性。图4表6参11

摘要:为了解决井壁和套管上残留的钻井液导致固井水泥环界面的胶结质量差的问题，采用非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂和无机盐助剂复配，通过考察复配冲洗液的冲洗效率和适用温度等指标，确定了基本配方为6.4%壬基酚聚氧乙烯醚（15）（TX-15）+ 6.4%椰子油脂肪酸二乙醇酰胺（6501）+ 6.4%十二烷基苯磺酸钠（SDBS）+ 0.64%三聚磷酸钠（STPP）+ 0.16%防腐剂卡松 + 80%去离子水的冲洗液 BH-Q812。考察了冲洗液BH-Q812L的抗温性能、冲洗效率以及相容性能等。研究结果表明，该冲洗液抗温达 150℃。BH-Q812L加量 5%时的冲洗液在冲洗 4 min后对聚合物钻井液和盐水钻井液的冲洗效率高达 95%；BH-Q812L加量 10%的冲洗液在冲洗 5 min后对硅基防塌钻井液的冲洗效率高达 95%以上。该冲洗液与钻井液、水泥浆均具有良好的相容性。该冲洗液已被现场应用于 3种不同类型的钻井液体系的井中，取得了良好的固井质量。图 2表 5参 10

摘要:针对塔河油田固井水泥环的窜漏治理问题，用甲醛与苯酚合成了酚醛预聚体，将其与 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和丙烯酰胺二元共聚物（AM-AMPS）混合制得液体封窜剂。通过红外光谱仪和质谱仪对酚醛预聚体的结构进行了表征，研究了 AM-AMPS与酚醛预聚体加量、温度对封窜剂固化的影响，评价了封窜剂的稳定性。结果表明，在甲醛与苯酚摩尔比为 2.8∶1、体系 pH值为 8～ 10时，合成的酚醛预聚体为 2～ 3聚合度的甲阶酚醛树脂，其中羟甲基甲醛含量为 36.1%、游离甲醛含量为 0.03%。适量的聚合物 AM-AMPS可增加酚醛预聚体与套管壁的胶结能力，提高封窜剂的突破压力梯度。封窜剂（0.5% AM-AMPS+40%酚醛预聚体）在 140℃下以固化反应为主体反应，固化后的突破压力梯度为 150.6 MPa/m，固化时间为 37 min。封窜剂固化后的强度随酚醛预聚体加量的增大而增加，随温度的变化较小。温度是影响封窜剂固化时间的主要因素。封窜剂在高温（90～ 140℃）、高盐（100～ 240 g/L）下的稳定性较好，可用于塔河油田封窜堵漏。图 8参 15

摘要:高孔高渗的渤海 S稠油油田采用水源井水修井后，漏失量大、产能恢复效果差。为了降低外来工作液对储层的损害，开发了保护储层的修井液体系。通过室内实验优选了配制前置液所用的边界膜清洗剂、降黏剂、阻垢剂和助排剂，评价了暂堵液的增黏性及其对岩心的封堵性能和破胶后岩心渗透率的恢复率。研究结果表明，配方为 15%边界膜清洗剂 GXXJ+1.5%降黏剂 JN-01+0.5%阻垢剂 ZG-02+1%助排剂 ZP-01的前置液的洗油率、降黏率均达到 90%以上，能够抑制钙镁垢形成，可将返排压力降低 50%以上。配方为 3%油溶性暂堵剂 BH-ZD+0.7%增黏剂 BH-VIS+3%破胶剂 JPC（海水配制）的暂堵液在压力 3.5～ 4 MPa、温度 60℃的条件下封堵效果良好，破胶后岩心的渗透率恢复率在 80%以上。采用该前置液加暂堵液体系修井能够有效预防有机质沉淀、油水乳化和无机垢堵塞等储层伤害。该体系已在 S油田应用，修井后工作液漏失量低且产能恢复较好。表 9参 9

摘要:针对塔里木盆地顺北区块储层埋藏深（8600 m）、温度高（180℃）及岩性致密的特点，用稠化剂 GX-100、自制的有机锆交联剂 WQ-60和加重剂 KCl制得低摩阻高比重耐高温压裂液体系，评价了该体系的耐温抗剪切性、减阻性及破胶性能，并在塔里木盆地顺北区块进行了现场应用。结果表明，配方为 0.5% GX-100+0.65% WQ-60+2.5% pH调节剂+20% KCl的压裂液可加重至密度 1.1 g/cm³。压裂液耐温抗剪切性能良好，在 180℃、170 s^-1下剪切 90 min的黏度大于 50 mPa·s，降阻率超过 60%，且具有低残渣、破胶水化彻底等优点，满足现场压裂施工要求。图 3参22

摘要:为减少高矿化度水对压裂液性能的影响，用三聚氯氰与亚氨基二乙酸二钠制备的三聚氰胺六乙酸（ELX）作为稳定剂螯合高矿化度水中的钙镁离子，改善海水及高矿化度水配液问题。研究了 ELX对金属离子的螯合能力、对高矿化度水的稳定效果及对羟丙基瓜尔胶压裂液性能的影响。结果表明，ELX产率可达 72%。ELX与大 多数金属离子有较好的螯合效果，其与 Mg²⁺、Ca²⁺、Cu²⁺、Fe³⁺的螯合值为 150～ 350 mg/g。加入 0.9%和 5%的 ELX可分别使高矿化度模拟水和模拟海水保持澄清。ELX与羟丙基瓜尔胶的配伍性良好，可改善基液黏度和压裂液交联性能；压裂液耐温耐剪切性良好；压裂液可在2 h内破胶，破胶液具有较低的表面和界面张力，残渣量及岩心基质渗透率的损害率与清水相当，符合施工要求。将ELX用于京x井现场压裂液配液，采用高矿度水基压裂液压裂施工后产油8.9 t/d。ELX可以用于淡水缺乏的海水、深层水、地表高矿化度水压裂，节约作业成本。图3表1参17

摘要:为改善黄原胶的流变性能，以油酸酰胺丙基二甲基叔胺与环氧氯丙烷为主要原料合成了长链疏水阳离子醚化试剂，并以此阳离子醚化试剂对黄原胶（XG）进行改性制得了长链疏水两性黄原胶（OD-XG）。研究并比较了 OD-XG和 XG溶液的流变特性，包括稳态黏度、流动曲线、触变性及黏弹性，并进一步研究了其耐温耐剪切性和破胶性能。研究结果表明，OD-XG 溶液的黏度较 XG 显著增加，质量分数为 0.6%的 OD-XG 溶液的黏度（237.97 mPa·s）比 XG溶液黏度（74.12 mPa·s）增大了 221%；XG和 OD-XG溶液的流动曲线可用非线性共转 Jefferys本构方程描述；OD-XG溶液的黏弹性及触变性较 XG溶液均显著提高；OD-XG溶液的耐温性能提高，80℃恒温剪切90 min后，质量分数0.4%的OD-XG溶液的保留黏度（70.10 mPa·s）约为XG溶液保留黏度（35.14 mPa·s）的2倍。破胶过程流变性研究结果表明，加入破胶剂过硫酸铵后OD-XG溶液的破胶情况良好。图19表2参28

摘要:低压致密气藏储层渗透率低、孔隙度小、压力系数低，普遍存在因压裂液入侵造成的水敏伤害问题。为了降低压裂液对低压致密气藏储层伤害，提高压裂液返排率，筛选一种配方为 0.15%减阻剂 XY-205+0.1%助排剂XY-120+0.2%防膨剂 XY-63的具有低表面张力的滑溜水体系，并考察了该滑溜水的减阻率、防膨率以及对岩心伤害性能，并进行了现场应用。该滑溜水体系的表面张力为 20.12 mN/m、与煤油间的界面张力为 1.52 mN/m，最大减阻率达到 70.58%，对王府区块 HG-01井岩心的防膨率达到 90%，滑溜水对岩心伤害可降至 14.46%。滑溜水在低压致密气藏现场应用 3口井，压裂施工顺利，压后见气速度快，排液 4 h见气，返排率 61%，取得较好的改造效果。图 2表5参 11

摘要:为了提高 Gemini表面活性剂体系的性能，研究了 Gemini型阳离子表面活性剂丙撑基双（十八烷基二甲基氯化铵）（G3-18）、阴离子型表面活性剂α-烯基磺酸钠（AOS）和水杨酸钠（NaSal）复配形成胶束体系的流变特性，考察了复配体系的流动性、黏弹性、触变性和耐温性能。结果表明，3% G3-18+1.5% NaSal体系具有较好的流动性、黏弹性和触变性，在 100℃、170 s^-1条件下恒剪切 90 min，保留黏度为 30.83 mPa·s。随着 AOS质量分数增加，3% G3-18+1.5% NaSal与 AOS复配体系在 0.01～ 10 Hz范围内黏性占主导的频率区间增加，弹性占主导的频率区间减小；同时，AOS质量分数增加使复配体系的应力过冲现象不断减弱，正触变环逐渐变小，反触变环逐渐变大。3% G3-18+0.20% AOS+1.5% NaSal 的复配体系在 100℃、170 s^-1条件下恒剪切 90 min，保留黏度为 40.57mPa·s，比不加 AOS体系的保留黏度提高了 31.6%。图 16表 1参 12

摘要:阳离子表面活性剂能改变岩石表面性能，从而降低酸岩反应速率，保证酸液往地层深部推进。为了揭示阳离子表面活性剂的碳链长度对缓速性能的影响，本文利用表面张力仪、电导率仪测定了 4种长碳链阳离子表面活性剂即十四烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、二十二烷基三甲基氯化铵（记作 C_nTAC，n=14、16、18、22）的临界胶束浓度 c_cmc，利用原子力显微镜观测 C_nTAC在岩石表面的吸附形态，采用固/液/气三相接触角法研究了阳离子表面活性剂改变方解石表面润湿性的能力，并测试了静态酸岩反应速率。研究结果表明，随着碳链长度增大，C_nTAC的 c_cmc明显减小；C_nTAC在方解石表面吸附形态以单层吸附为主，C_nTAC可将亲水固体表面润湿反转为亲油性，随着碳链长度增大，C_nTAC处理过的方解石的吸附层厚度变小，亲油性增强。C_nTAC可有效降低酸岩反应速率，碳链长度为 14的 C₁₄TAC对酸岩反应的缓速性能最好，缓速率为 69.70%，随着碳链长度的增大，C_nTAC的缓速性能变差，方解石刻蚀表面形态由不均匀而趋于均匀。图 20表 3参 13

摘要:为获得对地层伤害小和成本低的暂堵剂，用分散剂十二烷基磺酸钠（SDS）、缓蚀剂钼酸钠、稳定剂黄原胶、氯化钠、沉淀剂氯化钙和除氧剂亚硫酸钠制得水溶性氯化钠暂堵剂。优选了各添加剂的加量，研究了水溶性氯化钠暂堵剂的转向性、封堵性和解堵性等。结果表明，用 0.1 g SDS、1.0 g钼酸钠、0.35 g黄原胶、18.0 g氯化钠、25.0 g氯化钙和亚硫酸钠制得的水溶性氯化钠暂堵剂稳定性较好，12 d内不分层。90℃下氯化钠暂堵剂对 N80钢的腐蚀速率为 0.067 mm/a，低于行业标准 0.075 mm/a。氯化钠暂堵剂颗粒平均粒径约 5 μm，固含量为 6.96%。氯化钠暂堵剂的转向能力、封堵性能和解堵性能较好，注入量为1 PV时对渗透率为231×10^-3 μm²填砂管的封堵率为95.6%、解堵率为96.2%。氯化钠暂堵剂降低了作业成本和环境污染，可用于低渗透裂缝油藏驱油。图8表4参12

摘要:针对低渗透油藏 CO₂驱由平面非均质性导致的产液不均、气窜早和波及效率低等问题，采用室内物理模拟实验方法，研究分流控制方法改善 CO₂驱效果的可行性。根据实际油藏非均质条件，建立了级差为 5的平面非均质径向流物理模型及相应的实验流程，模拟五点井网 CO₂驱过程，分析定生产压力、低渗优先和低渗高压差三种生产方式下 CO₂驱油效果。其中，定生产压力模拟常规井网气驱方式，低渗优先则为调整生产井投产时间，低渗高压差则为平衡井组产液量的生产方式。研究结果表明，定生产压力方式下，注入气沿高渗透方向生产井突破并窜逸，生产井产液量不均衡，模型整体气驱采收率仅为 23.11%。而采用低渗优先和低渗高压差的方式，生产井见气时间延长，各生产井产液量增加，采收率分别为 42.50%和 46.42%。可见，通过生产井的分流控制方法，能一定程度上延缓气窜通道的形成，提高波及效率。分流控制方法操作成本低，有望成为低渗平面非均质油藏 CO₂驱油效果的改善措施之一。图 10表 3参 17

摘要:为了解决低渗油田水平井因储层非均质性强而发生的注水沿裂缝、高渗条带窜流以及含水高的问题，开展CO₂复合吞吐试验技术研究。首先考察了适合酸性条件下的表面活性剂 YQY-1体系的发泡性能和稳泡性能，在获得最佳气液比的基础上开展了水驱-CO₂吞吐-CO₂泡沫复合吞吐动态评价实验，并进行了现场实验。研究结果表明，YQY-1发泡体系在高温高压下具有较好的起泡性能和稳泡性能，在气液比 1∶1（交替注入）下，CO₂复合吞吐对比单一 CO₂吞吐注入压力上升 1.9 MPa，采收率提高 11.6%，说明 CO₂泡沫复合体系在油藏条件下能够对裂缝、高渗条带起到封堵作用，扩大注气波及体积，启动低渗部位剩余油。现场试验结果表明，CO₂复合吞吐增油控水作用明显。图 4表 1参 10

摘要:CO₂在驱油过程中能否与原油达到混相，直接影响驱油效果和最终采收率。因此需对 CO₂在低渗透油藏中与原油的混相条件及近混相区域中最小混相压力进行系统研究。选取 YC油田低渗目标区块，以室内油藏物理模拟为基础，通过均质和非均质长方形岩心实验，在评价影响 CO₂驱油效果的渗透率、采收率、驱替速度、气油比和渗透率级差的基础上，建立了测定最小混相压力的岩心驱替实验法。结果表明，该方法重复性好，可模拟低渗超低渗孔隙介质以及油藏非均质等性质，在模拟 YC目标区块油藏非均质条件下测得 CO₂与原油的最小混相压力为 18.5 MPa，与数值模拟软件计算结果相同，比传统细管实验测值 17.8 MPa高出 0.7 MPa。两种方法所测结果基本一致。用岩心驱替实验法可以探究渗透率及其非均质性和驱替速度等不同因素对最小混相压力的影响规律。该岩心驱替实验方法可用于确定 CO₂近混相驱最小混相压力，为深化 CO₂近混相驱油机理的认识及矿场应 用提供技术基础和理论指导。图 11表 1参22

摘要:为了获得不同碱类对稠油乳化降黏及动态界面张力的影响规律，研究了 4种无机碱（碳酸钠（Na₂CO₃）、氢氧化钠（NaOH）、氨水（NH₃·H₂O）和碳酸铵（（NH₄）₂CO₃））和 3种有机碱（甲醇钠（CH₃ONa）、乙醇钠（C₂H₅ONa）和叔丁醇钠（C₄H₉ONa））对稠油黏度和稠油与碱间动态界面张力的影响。结果表明，有机碱对稠油乳状液的乳化性能好于无机碱，同时有机碱可以避免无机碱给管道等设备带来的结垢和腐蚀等。无机碱与有机碱对稠油与碱间动态界面张力的影响规律不同。随着各无机碱加量的增大，稠油与无机碱之间的动态界面张力值呈现不同的变化趋势。无机碱 NH₃·H₂O、（NH₄）₂CO₃、Na₂CO₃和 NaOH与稠油间达到最低界面张力时所对应的质量分数分别为 0.8%、1.0%、1.0%和 0.6%；随着有机碱加量的增大，CH₃ONa和 C₄H₉ONa与稠油间的界面张力值表现出先降低后升高的趋势，界面张力最低值所对应的有机碱质量分数为 0.15%，而随着 C₂H₅ONa加量的增大，稠油与碱间的界面张力值呈现先升高后降低的趋势。有机碱在稠油乳化降黏及提高稠油采收率方面较无机碱更具有优势。图 9参 16

摘要:为了提高三采污水配制聚合物溶液的性能，对比评价了超支化缔合聚合物 HBPAM和现场在用的 KYPAM聚合物的增黏性能、黏弹性能、抗盐性能、长期稳定性能、抗剪切性能以及驱油效果，并观察了二者的微观形貌。研究结果表明，当浓度高于临界缔合浓度（1250 mg/L）后，HBPAM具有较强的增黏性能和黏弹性能；与 KYPAM相比，HBPAM具有更好的抗盐性能和长期稳定性能。污水配制的浓度 1500 mg/L的 KYPAM溶液，在油藏条件老化 180 d 后的黏度仅为 13 mPa·s 左右，黏度保留率仅 20%，而相同处理条件下，HBPAM 溶液的黏度大于 50mPa·s，黏度保留率在 80%左右。HBPAM溶液具有较强的抗剪切稳定性，机械剪切速率 15000 s^-1作用后再静置24 h，浓度 1500 mg/L的 HBPAM溶液的黏度保留率为 85%～89%，扫描电镜结果显示 HBPAM具有更加规整的三维网状结构。岩心驱替实验结果表明，在水驱基础上，注 0.3 PV 的 1500 mg/L 的 HBPAM 溶液提高采收率16.5%，比黏度相近的浓度 1800 mg/L的 KYPAM溶液提高采收率幅度高 5.0%。与 KYPAM溶液相比，相同黏度的 HBPAM溶液更能改善油藏非均质性。图 11表 4参 15

摘要:为了解决胜利油田陈家庄稠油黏度大、开采难的问题，考察了阴离子烯烃类磺酸盐乳化降黏剂 SS、阴离子烷烃类磺酸盐乳化降黏剂 SD、非离子乳化降黏剂 SF以及 SS+SF（质量比 1∶1）和 SD+SF（质量比 1∶1）复配体系降低油水界面张力的能力和乳化稠油的能力，并采用 SS、SF、SS+SF溶液进行了微观可视化驱油实验。研究结果表明，在质量分数 0.4%，温度 25℃下，SD、SS阴离子乳化降黏剂体系与模拟油的界面张力分别为 1.87×10^-2 mN/m和1.21×10^-2 mN/m，与稠油模拟油（黏度 187 mPa·s）形成乳状液（质量比 3∶7）的黏度分别为 42 mPa·s和 46 mPa·s；在微观驱油过程中，阴离子乳化降黏剂 SD、SS的提高采收率分别为 56.75%、61.93%。同样条件下，SS+SF体系具有优于单组分乳化降黏剂的界面活性和提高采收率能力，界面张力降至 1×10^-4mN/m以下，与稠油模拟油形成的乳状液黏度为 30 mPa·s，相对于 SF乳化降黏剂提高采收率 14.93%。SS+SF乳化降黏剂有望用作普通稠油油 田的驱油处理剂。图 12表 1参 12

摘要:为了定性研究聚合物/表面活性剂复合体系对稠油的驱替效果，用显微镜观察复配体系在均质微观玻璃模型中的驱油过程，通过图像处理技术分析图像中的残余油分布情况、计算采收率，分析了复合体系的微观驱油机理，并与表面活性剂、聚合物和水驱驱油进行了对比。结果表明，水驱采收率最终可达 56.94%，残余油主要存在形式为柱状、油滴状、膜状、盲端油、簇状等；表面活性剂驱残余油主要以盲端残余油、簇状残余油的形式存在于孔隙中，1%阴离子型表面活性剂（BCJ-11）驱后采收率增幅为 29.46%；聚合物驱残余油主要以油丝、油膜的形式存在，注入 100 PV 1500 mg/L部分水解聚丙烯酰胺（C6725）后的采收率增幅为 22.12%复合驱残余油的存在形式为油膜，1500 mg/L C6725和 0.8% BCJ-11组成的复配体系驱替后的采收率增幅为 34.59%。对束缚在孔隙中的几类残余油，聚合物/表面活性剂驱油体系具有的黏弹性和低界面张力可以使油相界面形成细丝状不断运移。复合驱油体系驱替残余油波及范围大，波及区域的洗油效率高。图 13表2参 12

摘要:为有效预防含聚合物（含聚）污水回注地层产生结垢，以海上聚合物驱示范油田绥中 36-1油田含聚污水回注为例，通过室内配伍性实验及岩心动态损害评价，结合核磁共振、环境扫描电镜等仪器对比研究了含聚污水与常规水驱生产污水结垢机理的差异。结果表明，绥中 36-1油田回注水均结碳酸钙垢，普通污水中碳酸钙垢自型程度高，呈立方体状，粒径>20 μm；含聚污水中的产出聚合物加剧了不配伍程度，并通过分子链上的—COO^-与Ca²⁺匹配，调控碳酸钙多边晶型向球形纳米微晶方解石（<5 μm）形态转化，结垢晶体间相互黏连，并与悬浮物、地层微粒、残余聚合物等相互交联成团，形成复合堵塞物，对储层的伤害程度大于常规水驱生产污水，堵塞形式为复合堵塞物附着于骨架矿物表面、充填粒间孔或膜状物直接封堵孔隙喉道，且主要是对大、中型孔喉造成堵塞， 加深了储层伤害深度及复杂程度。研究结果对聚合物驱油田水质指标体系的优化有重要参考价值，同时可为现场调控含聚污水水质提供理论依据。图 12表 2参 20

摘要:针对赵东平台采油污水量大、污水含油量高、平台处理时间短等问题，以二乙烯三胺和丙烯酸甲酯为原料制得 3 代聚酰胺-胺超支化聚合物，再与二甲胺和环氧氯丙烷反应制得枝状聚酰胺-胺类聚阳离子类除油剂KYOR，研究了 KYOR支化度对除油率的影响，考察了 KYOR与现场用破乳剂 DGF-18B的配伍性，并在赵东平台以连续注入方式进行了现场应用。结果表明，在超支化聚胺类的球形结构中，用季铵盐进行封端及改性可提高其亲水性和分子量；KYOR系列产品中，支化度最高的 3.0代聚酰胺-胺制备的 KYOR-3的除油效果最好，30 mg/L的 KYOR-3可使污水含油量由 202.8 mg/L降至 17.8 mg/L，20 min除油率为 91.22%。KYOR-3与赵东平台现场用破乳剂 DGF-18B的配伍性良好，对原油脱水无影响。KYOR-3现场处理赵东平台注入水后，含油量、悬浮固体含量和粒径中值均明显降低，达到赵东平台回注污水水质指标要求。图 2表4参 10

摘要:研究含聚合物（含聚）污水水质对储层的伤害为确定含聚污水回注储层的可行性提供了依据。以渤海绥中36-1油田含聚污水为例，利用偏光显微镜、扫描电镜、核磁共振仪等，通过岩心动态损害实验分别对污水中的乳化油、悬浮物和产出聚合物浓度及粒径中值进行了评价，分析了含聚污水回注对储层的伤害机理。结果表明，含聚污水中油、悬浮物、聚合物三者的协同作用是主要伤害源，且对储层的伤害程度随着单一水质指标的增大而增加；由于聚合物分子的吸附聚集作用而形成高强度的可变形团状集合体，是造成岩心孔隙喉道堵塞的关键因素；含聚污水进入储层对孔喉的堵塞形式是优先堵塞大-中孔喉，并逐步由内滤饼向外滤饼的堵塞形式转化。优化含聚污水水处理工艺及现行加药方式，是解决含聚污水处理问题的关键。图 14表 1参 22

摘要:为了揭示季铵盐型 Gemini表面活性剂的润湿性能及润湿动力学机制，采用悬滴法测定了 817、A37、A42、G50、G51及 G53共 6种季铵盐型 Gemini表面活性剂溶液在亲水/亲油云母表面的润湿角变化过程，比较并筛选出了具有较好润湿反转性能的表面活性剂。通过对润湿机制的分析，建立了表面活性剂溶液在云母表面的润湿模型并用实验数据进行验证。结果表明，G51、817对天然云母片表面的润湿反转效果较好，通过静电引力在云母表面物理吸附，可分别将亲水云母表面转变为强亲油与弱亲油表面；G50、G53对亲油处理后的云母片润湿反转效果较好，通过范德华力和静电引力在云母表面物理吸附，可将亲油云母表面转变为弱亲水表面。建立的润湿模型与实验数据间的相关判定系数为 0.8803～0.9988，可用于表征表面活性剂溶液在云母表面的润湿过程。图 13表 1参 19

摘要:压裂液在水力压裂工作中起着至关重要作用，其性能将直接影响压裂施工成败和增产效果。本文分析比较了不同压裂液体系的优缺点及应用现状，重点阐述了水基压裂液的高压流变特征，指出了纳米材料改善水基压裂液流变性质及其非氧化破胶方法，为提高水基压裂液工作效率及回收再利用提供新思路。图3参 52

摘要:随着深层超深层储层改造技术的发展，对超高温压裂液提出了迫切的需求。10年来我国开发的超高温压裂液按稠化剂类型主要分为三类：超高温羟丙基瓜尔胶压裂液和羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液、超高温改性瓜尔胶和聚丙烯酰胺混合基压裂液、超高温合成聚丙烯酰胺压裂液。本文介绍了近10年来这三类超高温压裂液技术在 我国的研究应用和最新进展，指出了这些压裂液的缺点和局限性，提出了超高温压裂液技术的研究方向。参33

摘要:陆相沉积类型的砂岩油藏孔隙结构复杂，储层非均质性严重，长期注水冲刷后形成的窜流通道加剧了平面矛盾，严重影响了油田采收率及开发效果。根据砂岩油藏窜流通道的成因和现状及技术和经济的要求，从堵剂的类型、封堵机理及性能等方面综述了符合砂岩油藏窜流通道特点的六大类堵剂，主要包括聚合物凝冻胶类、树脂类、颗粒类、沉淀类、微生物类和泡沫类调堵剂。六类调堵剂均有各自的优缺点，需根据砂岩油藏的特征，系统全面地研究封堵窜流通道的抑制方法，筛选合适的堵剂。参 34

摘要:乳化作用是化学驱提高采收率的重要机理之一，在复合驱过程中乳化作用能明显提高采收率。本文介绍了化学驱中表面活性剂形成胶束的结构、性质和增溶作用，概述了微乳液结构和性质及其在采油方面的应用，介绍了乳状液的稳定性及其在提高采收率方面的作用，归纳了复合驱乳化研究发展的方向。参 54

摘要:生物表面活性剂在开发低渗透油田、稠油油田方面相比于其他合成表面活性剂具有较大的优势。本文从生物表面活性剂的分类介绍出发，阐述了生物表面活性剂驱油机理，介绍了生物表面活性剂在油田的现场应用方法——地面法和地下法，并比较了两种方法的优势及不足；通过分析生物表面活性剂在稠油油田和低渗透油 田的现场应用实例，提出生物表面活性剂在改善开发状况较差油田的驱油效果方面具有较大的优越性；并总结了利用生物表面活性剂提高采收率的优势和缺陷，提出一些相应的建议。参 32

摘要:碳酸盐岩油藏在全球范围内分布广泛，原油产量占比较高。由于碳酸盐岩储层结构复杂、裂缝发育、非均质性强以及偏油湿的润湿性特征，注水开发的采收率较低，化学剂辅助采油成为进一步提高采收率的有效方法。为了更好地开展该类油藏化学剂辅助提高采收率技术研究，系统总结了化学剂辅助提高采收率的作用机 理、常用表面活性剂及数值模拟方法，介绍了成功应用表面活性剂辅助采油的矿场试验实例，指出了该项技术下一步的工作重点和研究方向。参 37

摘要:鉴于电破乳法在油田生产中广阔的应用前景，为完善电破乳微观液滴聚结机理，从分散相液滴变形、靠近、破裂与聚结等动力学过程着手，系统梳理了国内外有关聚结机理的研究进展。从乳状液含水率、黏度、导电性、液滴表面张力四个方面详细叙述了物理因素对液滴聚结的影响，针对电场参数对聚结速度的影响，着重综述了电场形式、电场强度、频率等对液滴聚结速度的影响。表1参68

摘要:管道石蜡沉积会使管道流通面积变小，摩阻增大，降低管道输送能力，甚至造成重大的经济损失及安全问题。结蜡层中的沥青质对蜡的存在形式具有重要影响。沥青质结构复杂多样，导致其极性、表面活性有很大的不同。本文从沥青质的分子结构、沥青质对结蜡的促进作用和抑制作用方面展开综述。图 2参 18