摘要:为简化滑溜水配制工艺、降低现场压裂施工成本，以丙烯酰胺（AM）和甲基丙烯酰氧乙基二甲基十八烷基溴化铵（DH-1）缔合单体为原料、2，2'-偶氮二异丁脒盐酸盐（V50）为引发剂，合成了既可作为滑溜水降阻剂、又可作为胶液稠化剂的抗盐型缔合稠化剂GAF-KYTP；在返排液配液的条件下，优选了GAF-KYTP、有机锆交联剂GAF-5、氟碳类助排剂GAF-6的加量，制得一套添加剂种类一致、加量不同的多功能复合压裂液（滑溜水+胶液）体系，评价了压裂液的降阻性、耐温抗剪切性和对岩心的伤害，并在威远区块进行了现场应用。结果表明，GAF-KYTP 在返排液中具有较好的抗盐性和增黏性；配方为 0.06% GAF-KYTP+0.1% GAF-6 滑溜水溶解速度快，室内降阻率为79%，现场降阻率为78.3%，降阻效果较好；配方为0.4% GAF-KYTP+0.2% GAF-6+0.3% GAF-5的胶液耐温抗剪切性较好，在90℃、170 s^-1下剪切1 h后的黏度为82.6 mPa·s；GAF-KYTP配制的滑溜水和胶液对岩心基质渗透率伤害率小于10%。该体系改善了目前国内页岩气开采过程中滑溜水、胶液体系添加剂不同而导致的现场滑溜水、胶液同时配制时工艺复杂的问题，以及胶液稠化剂抗盐性差，无法采用返排液配制的问题。

摘要:针对目前国内压裂液稠化剂使用浓度较高的问题，以十水四硼酸钠为主原料，在NaOH的催化剂作用下，与乙二醇、三乙醇胺和多羟基醇进行络合反应，合成了适用于低浓度压裂液体系下的有机硼交联剂JS2-6，通过红外光谱对交联剂JS2-6以及HPG/JS2-6交联形成的冻胶分别进行了结构表征，研究了该交联剂与较低浓度的羟丙基胍胶所形成压裂液的延缓交联性能、耐温抗剪切性能、滤失性能、破乳性能和摩阻性能。通过实验得到的低浓度压裂液体系配方为：（0.3%~0.35%）HPG+0.2%杀菌剂 FHS-18 +0.2%助排剂 F220 +0.3%黏土稳定剂DS-208 +0.1%交联促进剂+（0.02%~0.04%）pH调节剂，交联比为100∶（0.2~0.3），体系适用温度为60~150℃。通过调节体系的pH值，有效延长交联时间可达90 s。在温度140℃、剪切速率170 s^-1下剪切90 min，压裂液的黏度保持在150 mPa·s左右，具有优异的耐温耐剪切性能。该体系在120℃时滤失系数最低为7.12×10^-4m/min^1/2，滤失量28 mL，能有效减少地层伤害。在120℃破胶后的破胶液与煤油间的界面张力＜1 mN/m，破胶液黏度较低，对地层伤害率低，且具有低摩阻的特点，可达到易排液的使用要求。

摘要:针对高尚堡油田压裂液所用过硫酸铵（APS）破胶剂破胶不彻底、不均匀的问题，从海栖热袍嗜热菌中提取β-苷露聚糖酶的基因片断，通过凝胶色谱法和电喷雾离子化质谱分析了APS与生物酶的破胶原理，研究了苷露聚糖酶适宜的温度与pH值范围，用胍胶、生物酶和胶囊破胶剂及其他添加剂配制压裂液，在高尚堡深层水井进行了现场应用。结果表明，苷露聚糖酶为内切酶，通过内切作用大幅降低胍胶黏度与分子量，其直接作用于糖苷键，主要产生二~六低聚糖，单糖极少；而APS较易断裂糖环上的C—C键。β-苷露聚糖酶耐温120℃、耐受pH值 4~ 10.5，该酶最适宜的温度为 70℃、pH 值为 6~ 7，120℃下的活性为最高酶活的 40%，保持活性时间为 55min，90℃下的活性可保持180 min。在压裂液中同时加入APS和生物酶破胶，可降低残渣含量22%~ 45%。9口注水井压裂现场应用时，在压后裂缝完全闭合后，尾追高浓度生物酶溶液，现场增注效果良好，初期注水压力平均下降约13 MPa，平均累计增注1.2×10⁴ m³，有效期290 d

摘要:为满足低温油井带压修井作业对凝胶高强度、成胶时间可控以及可破胶的性能要求，以多羟基聚合物P3600和自制交联剂Smel 30制得一种适用于低温环境（30~50℃）的高强度凝胶。通过SEM分析凝胶微观结构，采用万能材料机测试其抗压强度，并用黏度法研究了凝胶的成胶时间及其影响因素，考察了凝胶体系的稳定性和破胶性。结果表明，由8.75% P3600和2% Smel 30组成的凝胶体系在低温（30~50℃）、pH值为4.5~5.5的条件下稳定成胶，形成三维网状结构，本体强度可达18 N；pH值对凝胶成胶时间的影响较大，现场可通过改变pH值调节凝胶的成胶时间；金属离子可以缩短凝胶的成胶时间，可作为控制凝胶成胶时间的第二因素。该凝胶体系具有良好的抗油性和稳定性，并且在带压作业结束后可迅速破胶为流体，满足带压作业要求。

摘要:为满足带压作业对凝胶强度、成胶时间可控、热稳定性、耐盐性、承压能力的性能要求，拟将聚合物微球引入到凝胶体系中：先制备丙烯酰胺/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、共聚物微球，以玉米淀粉做骨架与共聚物微球接枝共聚，调节pH值为8~ 9，加入自制交联剂MES、高温引发剂G20制备一种耐温抗盐型聚合物凝胶。获得了制备共聚物微球的最佳配比，考察了交联剂MES、pH值对凝胶体系成胶性能的影响，采用SEM扫描电镜测试分析了凝胶微观结构，并对凝胶热稳定性、抗盐性、高温稠化性能和承压性能进行性能评价。研究结果表明，配方为2.5%淀粉+15%聚合物微球+6%交联剂MES+0.005%引发剂G20的凝胶在90℃高温稠化条件下的成胶时间可控在1.5 h左右，且稠化过渡时间较短，可有效降低凝胶溶液在井筒内成胶过程中液窜/气窜的可能；在90~130℃范围内，凝胶强度可达28 N，在10 d长期高温养护下，凝胶强度变化较小，呈现出较好的热稳定性；使用盐加量为9~18 g/L的高矿化度水溶液制备的凝胶体系成胶性能优良，体现出较好的耐盐性，可有效克服井下矿化度影响；凝胶在内径为121 mm套管内承压强度达70 kPa/m，满足高压条件下带压作业需求。

摘要:为揭示阴离子聚丙烯酰胺微球的降解规律，以2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸（AMPS）与丙烯酰胺（AM）为单体，采用乳液聚合法制备了阴离子聚丙烯酰胺P（AM-AMPS）微球。通过透射电镜、红外光谱仪、热重分析仪分析了所制备微球的结构与热稳定性，并测量了在水中溶胀后的微球在80℃下降解不同时间的黏度、pH值和粒径。结果表明，合成的P（AM-AMPS）微球分布均匀，粒径约为70 nm，其与线性聚丙烯酰胺在无水条件下的热稳定性相近。与线性聚丙烯酰胺水解后呈碱性且pH值缓慢上升不同，微球在溶液中降解的0~4 h内，自由基氧化降解使微球溶液黏度急剧下降，而水解反应相对缓慢，pH值维持在2.75左右；4 h后，自由基氧化降解速率减小，水解反应促使溶液pH值迅速上升。在降解反应的0~4 h内，微球外层的阴离子聚合物链段首先降解，而后微球内核部分破碎，微球粒径迅速降低。

摘要:常规的丙烯酰胺交联聚合物的耐温耐盐性较差，在高温高矿化度的地层条件下会硬化，导致变形性较差，无法对深部地层产生调剖。针对以上问题，向体系中引入耐温功能单体N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）和N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAA），以二乙烯苯为交联剂、甲醛合次硫酸氢钠和过硫酸铵为引发剂、钠土为稳定剂，制得耐温耐盐的共聚物颗粒，通过向体系中引入钠土增强聚合物的韧性与刚度，研究了单体配比、各物质加量对交联聚合物吸水膨胀倍数和储能模量的影响。结果表明，交联聚合物适宜的合成条件为：单体质量分数 30%，NVP 与DMAA摩尔比6∶4，二乙烯苯加量0.25%，甲醛合次硫酸氢钠和过硫酸铵加量各0.15%，钠土加量3%。通过特制粉碎设备，经过两级造粒，实现颗粒粒径在1~10 mm可调。在130℃、矿化度为22×10⁴ mg/L的条件下高温静置90 d，交联聚合物颗粒仍处于吸水膨胀状态，储能模量约5000 Pa，交联聚合物的耐温耐盐性提高。

摘要:为深入研究聚合物微球与本源微生物驱油技术在低渗裂缝性油藏的协同驱油效果，研究了聚合物微球对岩心的封堵性，微生物与油藏温度、地层水的配伍性，聚合物微球对菌种繁殖能力影响，并进行了微生物驱和“聚合物微球/复合微生物”驱实验。研究结果表明：聚合物微球在低渗岩心中具有较好的注入性，随着聚合物微球在低渗岩心中运移的深入，产生逐级封堵效果。优选的微生物在目标区块储层能很好地生产繁殖，聚合物微球具有良好的协同配伍性，聚合物微球的加入不会影响微生物的繁殖。单独实施本源微生物驱油，油水界面张力可降低47%，驱油效率比水驱提高6.91%；“聚合物微球/复合微生物”驱油体系的驱油效率比水驱提高10.05%，满足了安塞油田王窑区块低渗裂缝油藏的矿场调驱需要。

摘要:为降低无碱二元复合驱的油水界面张力，同时保持聚合物溶液的黏度，针对胜利ST油田的地层条件，研究了表面活性剂油酸酰胺羧基甜菜碱（OAB）、烷醇酰胺（WCXA）对疏水缔合聚合物（AP）溶液的黏度及其与胜利油田原油界面张力的影响，评价了复合表面活性剂与AP组成的二元驱油体系的驱油性能。结果表明，单一的WCXA或OAB与AP组成的二元体系与原油间的界面张力达不到超低值。WCXA与OAB复配可产生协同效应，增加 WCXA 的比例可以提高体系的黏度保留率，而增加 OAB 的比例有利于油水界面张力的降低。当WCXA与OAB复配质量比为3∶1、复合表面活性剂加量为0.1%~0.4%、AP加量为0.15%~0.25%时，油水界面张力值可在2 h内降至10^-3mN/m数量级，且体系黏度保留率为102%~111%。配方为0.25% AP、0.4%复合表面活性剂的复合体系可在水驱基础上提高采收率36%，驱油效果良好。

摘要:为改变低渗透油藏地层非均质性，提高地层流体波及体积，降低注水井的注水压力，提高注水量，以膨胀倍数、耐酸性能、封堵性能等为性能指标，优选了一种具有良好抗盐抗酸性能的颗粒堵剂SDJ。研究结果表明，颗粒堵剂SDJ在60℃、50000 mg/L模拟盐水中膨胀倍数可达8.5倍，酸化处理后膨胀保留率最高可达20.83%；对渗透率为 997×10^-3 μm²的填砂管的封堵率达到 99.5%以上，对渗透率为 1.824×10^-3 μm²的岩心的封堵率可达94.7%。现场试验结果表明，耐酸颗粒堵剂SDJ加入后升压2.0 MPa左右，注酸后注水压力下降6.0 MPa，注水排量提升40.6%，降压增注效果良好，吸水剖面得到明显改善。

摘要:针对渤海油田S区块长期注两亲聚合物导致的堵塞问题，提出了一种安全高效的β-环糊精（β-CD）解堵体系，通过黏度法和失重法研究了β-CD对现场聚合物和堵塞物的解堵效果及机理，并采用填砂管解堵实验验证了解堵体系的解堵性能。研究结果表明，随着β-CD浓度增加，β-CD对油田两亲聚合物溶液的降黏率逐渐升高，当 β-CD质量浓度为1.0 g/L时，降黏率达70%；在加入洗油剂后，β-CD对两种含油现场堵塞物的静态解堵效果大幅提升，对X-2和X-18井堵塞物的解堵率分别可达75.92%和66.29%，填砂管解堵率达64.37%。β-CD对两亲聚合物的疏水基团具有竞争包合作用，能破坏聚合物分子的空间网络结构，可用作绿色安全解堵剂。

摘要:为改善油气田环氧堵水剂低黏度和高强度之间的矛盾，以双酚F型环氧树脂（B）为基体、正丁醇醚化酚醛树脂（BPF）为交联剂和稀释剂、2-乙基-4-甲基咪唑（EMI）作为促进剂制得一种低黏度高强度堵水剂。研究了BPF的结构及其对固化体系黏度、固化时间和力学强度的影响。结果表明，BPF可显著降低固化体系的黏度，当BPF质量分数达到80%时，B/BPF体系的黏度可低至50 mPa·s，满足向气田深处输送的流动性要求。EMI可明显促进体系的固化，缩短凝胶化时间。通过调节EMI的加量可使体系的固化时间在1~7 h内可控。B/BPF体系具有较高的交联密度，力学性能良好，压缩强度可达129 MPa。B/BPF固化体系具有良好的水/酸耐受性与热稳定性，可以在地层高温、高矿化度的苛刻条件下长期稳定存在。B/BPF堵剂在固化前具有较低的黏度，固化后具有较高的强度，满足气井堵水剂的使用要求。

摘要:为了优选适用于渤海油田某水平井的调剖技术，利用自制水平井调剖流动规律模型，考察了粉末聚丙烯酰胺凝胶与乳液聚丙烯酰胺凝胶体系、降压增注体系和颗粒类体系的注入性、耐温耐盐性和长期稳定性，并研究了几种调剖体系组合注入的适应性，确定了适合水平注水井乳液聚合物凝胶和自适应颗粒多段塞组合深部调剖技术（以下简称EPMSC调剖技术），并进行了矿场试验。研究结果表明，高分子量粉末凝胶体系的注入压力快速上升，高渗层的分流量高，而中低渗层的分流量极低，注入效果极差。乳液聚合物凝胶类、降压增注类及颗粒类体系的入井液黏度在 3~50 mPa·s 之间，注入性良好。这 3 类体系耐盐为 5×10⁴~10×10⁴ mg/L，耐温为 50~100℃，热稳定性为10~12个月。不同组合体系调驱后采收率为36.7%~43.6%，采收率增幅为13.6%~20.5%，降压增注体系可降低注入压力，但采收率增幅有限。EPMSC调剖技术具有良好的降压增注能力，在水驱基础上提高采收率幅度为20.3%。采用EPMSC调剖技术在渤海油田某水平井H井进行矿场试验，措施后注水压力稳中有升，视吸水指数下降幅度为36.5%；由霍尔曲线计算的视阻力系数和残余阻力系数分别为4.30和3.42，表明水流优势通道得到有效封堵，对应井组累计增油8414.5 m³。EPMSC调剖技术的成功应用，对整个渤海油田水平井注水开发油藏增产稳产具有重要意义。

摘要:在微生物采油（MEOR）研究、菌液产品质量检测、现场试验监控及环保领域，采用费时费事的最大概率数法（MPN法）测定反硝化菌（DNB）菌量。为了更简便准确的测定DNB的菌量，推荐使用含碳源、氮源、磷源及化学脱氧剂等培养液的DNB专用测试瓶。结果表明，将欲测水样注入测试瓶逐级稀释，并在30℃培养5 d后，培养液变浑浊并出现气泡表示有DNB菌生长。DNB的计数按常规细菌瓶法进行。用该细菌瓶法测定了某油田采出液、生物抑菌剂及微生物清防蜡菌剂中DNB菌数，所得结果与MPN法基本相同。与传统的MPN法相比，细菌瓶法具有生长指示明显、操作简单和工作效率高等优点。

摘要:一步酸体系优选方法基于常温条件，往往无法真实、动态地反映储层温度条件下的实际情况，导致优选体系在残酸环境下依旧产生氟化物沉淀，对其应用造成一定困难。针对这一问题，在络合滴定法的基础上提出一种以螯合值为指标、夹逼准则为基础的一步酸液体系优选的新方法。测定了土酸、螯合酸1数 4# 5种酸液体系对Ca₂₊、Al₃₊、Fe₃₊、Si₄₊ 4种金属离子的螯合能力，比较了土酸和优选的螯合酸注入岩心后对岩心渗透率的影响和岩心的伤害情况。结果表明，在25、60、80、90℃条件下，螯合酸4#对4种金属离子均有较好的螯合效果。在25、60、90℃下岩心经螯合酸4#处理后的渗透率分别是处理前岩心的1.68倍、3.14倍、9.21倍；经土酸处理后的岩心产生明显的二次沉淀，而螯合酸4#处理后的岩心无二次沉淀产生，验证了优选酸化液体系方法的可靠性。该方法可模拟不同地层温度条件下酸液体系中金属离子的实时反应动态，可真实地再现砂岩酸化液体系的二次沉淀问题。

摘要:为获得缓蚀性能优良的双子咪唑啉季铵盐缓蚀剂，以3种不同的胺类化合物与环氧氯丙烷和硫脲为原料，合成了3种双子咪唑啉季铵盐缓蚀剂（甲硝唑双子季铵盐G1、不对称咪唑啉季铵盐G2和双咪唑啉季铵盐G3），采用化学浸泡失重法、电化学极化曲线及电化学阻抗谱（EIS）技术研究了3种缓蚀剂对X52钢在某气井采出水（矿化度34330 mg/L）介质中的缓蚀行为，考了缓蚀剂浓度对缓蚀效率的影响，分析了双子季铵盐缓蚀剂作用机理。结果表明，缓蚀剂G1和G2为非对称结构，缓蚀剂G3为对称结构。3种缓蚀剂均表现出优异的缓蚀性能。在76℃下，随着3种缓蚀剂浓度的增加，X52钢的腐蚀速率显著降低，缓蚀效率增加。3种缓蚀剂缓蚀能力从强到弱的顺序为G3>G2>G1。3种缓蚀剂在X52钢表面的吸附缓蚀作用均满足Langmuir等温吸附曲线，吸附作用为物理吸附和化学吸附协同作用的混合型吸附模式。3种双子季铵盐缓蚀剂均为阳极抑制为主的混合型缓蚀剂，其在X52钢表面的成膜作用对双电层的影响较大。由于3种缓蚀剂分子结构及对称性的差异，影响了吸附过程中X52钢表面的覆盖度，导致了三者成膜行为和缓蚀性能的不同。

摘要:针对高矿化度低渗透油藏CO₂驱油过程中超临界CO₂腐蚀结垢问题，合成一种由苯甲酸硫脲基咪唑及磷酸酯基咪唑啉、喹啉季铵盐和聚环氧琥珀酸盐为主要成分构成的缓蚀阻垢剂CQ-HS。利用高温高压实验、电化学和阻垢率评价方法，在超临界条件下研究了CQ-HS的抗CO₂腐蚀性和阻垢性能。研究结果表明，在80℃,CO₂分 压9.0 MPa条件下，添加200 mg/L的缓蚀阻垢剂CQ-HS后，碳钢的腐蚀速率降为0.068 mm/a，具有良好的缓蚀性能；当缓蚀阻垢剂CQ-HS加量为200 mg/L时，其对硫酸钡锶垢的阻垢率可以达到80%以上。在超临界CO₂条件下，CQ-HS缓蚀阻垢剂同时具有缓蚀和阻垢性能，可实现一剂多用的目标

摘要:为降低低渗透油藏CO₂驱油过程中窜逸现象的发生，选取低渗二维饼状岩心，用压裂设备逐渐加压对岩心造裂缝，采用反五点法模拟超前注水后低渗透油藏的开发，进行改性淀粉凝胶封堵裂缝后水驱、乙二胺封堵气窜通道后CO₂驱两级封窜实验。结果表明，改性淀粉凝胶可有效封堵地层中的裂缝，水驱及改性淀粉凝胶一级封窜裂缝后的采收率为23.4%；一次CO₂驱期间出现气窜，但气窜阶段仍是提高采收率的重要阶段，一次CO₂驱的采收率为 21.3%；乙二胺可有效封堵低渗层气窜通道，扩大 CO₂波及体积，乙二胺二级封窜后 CO₂驱采收率为15.0%。在反五点法岩心物理模拟实验中，水驱及水驱后改性淀粉凝胶一级封窜地层中裂缝+CO₂非混相驱后乙二胺二级封窜气窜通道的采收率为59.6%，增油效果明显。

摘要:致密砂岩油藏基质渗透率低，存在天然和人工裂缝，CO2驱窜逸现象严重。通过测定成胶前的黏度和成胶后的强度评价了改性淀粉凝胶的注入性能和封堵能力，利用自制致密砂岩裂缝岩心，通过3种不同裂缝开度下的封堵、驱替实验评价了CO2气窜后改性淀粉凝胶对不同开度的裂缝封堵性能及提高采收率程度，并进一步探讨高强度淀粉凝胶改善致密砂岩裂缝性油藏CO2驱油效果的适用界限。研究结果表明，改性淀粉凝胶成胶前黏度低，有利于体系的顺利注入，成胶后强度高，可用于裂缝的强封堵，且在0.42 mm裂缝开度条件下可实现99%以上的封堵率，突破压力高达24.9 MPa，有效启动了低渗基质中的剩余油，提高原油采收率程度达到28%，具有良好的封堵适应性；在0.65 mm裂缝开度条件下，封堵效果有所下降，封堵率为92%，突破压力降至15.9 MPa，提高采收程度18%；在裂缝开度0.08 mm条件下，注入性明显变差，从而影响其封堵性能，封堵率为90%，突破压力为3.6 MPa，提高采收率9.8%。该淀粉凝胶对开度0.42 mm左右裂缝的致密砂岩裂缝性岩心的适应性最好。图15表3参16

摘要:致密油层物性差，孔喉半径小，油藏非均质性严重，水驱驱油效率低，注水开发效果差。针对这些问题，为提高大庆外围龙虎泡油田高台子致密油层的驱油效率，模拟油层条件开展了空气-泡沫液体系驱油实验。结果表明，高台子致密油层水驱驱油效率平均值为48.95%，水驱后继续空气-泡沫液交替驱替的驱油效率为79.63%，驱油效率提高26.92%；小段塞交替驱替的效果好于大段塞驱；气液比过高，突破时间变短，驱油效率较低；用空气-泡沫液段塞驱代替水驱也能达到较好的驱油效果。致密油层水驱后转空气泡沫驱可大幅提高驱油效率，通过空气-泡沫液段塞、周期、气液比等注入参数的优化进一步改善致密油层驱油效果。图6表4参10

摘要:针对普通泡沫体系在高温油藏环境下稳定性差的问题，选用疏水纳米SiO2颗粒增强苯磺酸盐类耐温泡沫 剂HY-4的高温稳定性，评价了HY-4与纳米颗粒复配前后的泡沫性能，分析了纳米颗粒的稳泡机理，评价了泡沫 体系的耐温性能，对比了两种泡沫体系的高温封堵能力。结果表明，0.5% HY-4与1.0%疏水纳米SiO2颗粒复配 体系的泡沫性能最优；在150℃之内，复配体系老化12 h后的泡沫性能明显优于HY-4泡沫体系；复配体系泡沫平 均粒径小于HY-4泡沫体系，且静置1 h后泡沫粒径变化较小；在150℃下，复配泡沫体系对岩心的封堵能力优于 HY-4泡沫体系，岩心产出泡沫的粒径小、球形度高、抗挤压能力强。疏水纳米SiO2颗粒可大幅增强泡沫稳定性， 提高泡沫体系的高温封堵能力。图23参28

摘要:矿化度影响起泡剂的发泡能力和生成泡沫的稳定性，不同类型起泡剂复配可以发挥协同效应，增强泡沫耐盐性。选取矿化度分别为0、50、100、150 g/L的4种配液水和α-烯基磺酸钠（AOS）、十二烷基硫酸钠（SDS）和阴-非离子表面活性剂（SS-163）3种表面活性剂配制起泡剂溶液，发泡后再注入矿化度为220 g/L的盐水，模拟泡沫注入地层后与高矿化度地层水接触的过程，通过Waring Blender法评价表面活性剂体系的起泡性能，并提出盐敏指数概念，初步定义了适用于起泡剂单剂与起泡剂复配体系的盐敏性强弱评价标准。结果表明，当用盐水配液时，表面活性剂复配体系的耐盐性能优于单一表面活性剂体系。配液水矿化度对阴离子型表面活性剂AOS、SDS起泡性能的影响极大，而对阴-非离子表面活性剂SS-163的影响较小。在配液水矿化度100~150g/L区间内存在耐盐性临界点C，当矿化度小于C时，AOS与SDS按质量比1∶1复配的效果最好；当矿化度大于C时，SDS与SS-163按1∶1复配的效果最优。以起泡剂平均盐敏指数和标准差为依据，可将单一起泡剂盐敏性划分为弱盐敏、中等盐敏及强盐敏3个级别；根据复配体系中是否含有弱盐敏表面活性剂和盐敏指数平均值与标准差，可判断复配体系盐敏性的强弱。图14表1参28

摘要:针对龙凤山气区出水气井普遍具有井较深（＞3000 m）、气层温度较高（104~149℃）、部分区块凝析油含量特高（10%~60%）的特点，研制了一种有机铵盐型阳离子氟碳表面活性剂，将氟碳表面活性剂与实验室自制起泡剂（月桂酰胺丙基甜菜碱与α-烯基磺酸钠的质量比为10∶1）按质量比1∶15混合，得到耐高含量凝析油的泡排剂PQ-Y，考察了该泡排剂在高凝析油含量下的起泡力、稳泡力和携液能力及耐温耐盐性能，并进行了现场应用。研究结果表明，该泡排剂在160℃老化14 h后的初始起泡高度H0和5 min后泡沫高度H5仍分别高达194 mm和186 mm，在矿化度高达250000 mg/L时其H0和H5仍分别高达189 mm和180 mm，在50%石油醚含量下初始起泡高度H0和5min后泡沫高度H5分别高达171 mm和168 mm，携液速率达8 mL/min，证明其有较强的抗凝析油能力。在龙凤山北201-XY井现场试验中，平均产气量由7256 m3/d提高到11329 m3/d，提高幅度达56%；平均油套压差由2.66 MPa下降到2.38 MPa，下降10.5%；携液增产效果明显。该泡排剂可满足凝析油含量较高气区排水采气需求。图3表5参12

摘要:为获得耐盐性能良好的甜菜碱型两性表面活性剂，以十二烷基苯（直链）、多聚甲醛、二甲胺及3-氯-2-羟基丙磺酸钠为主要原料，通过氯甲基化反应、亲核取代及季铵化反应合成了烷基苄基甜菜碱驱油剂——N-十二烷基苄基-N，N-二甲基羟丙基磺基甜菜碱（DB-17）。用质谱及红外光谱对合成产物的结构进行了表征，测定了DB-17溶液与新疆原油的油水界面张力，并用岩心驱替实验装置评价了DB-17的驱油效果。结果表明，在N，N-二甲基羟丙基磺酸钠与十二烷基苄基氯的投料摩尔比为1.3∶1、反应温度为70℃、反应时间为6 h的条件下合成的DB-17的产率为90.3%。DB-17具有较强的界面活性。随DB-17浓度的增大，油水界面张力降低。DB-17质量浓度为250 mg/L时，可将油水界面张力降至1.3×10-3mN/m。DB-17的抗盐性较好，15 g/L NaCl溶液对DB-17与原油的界面张力影响较小。250 mg/L 的 DB-17 可使高渗天然岩心在水驱基础上平均提高驱油效率 14.7%DB-17的驱油效果较好。图6表2参15

摘要:为获得耐温抗盐和降黏效果良好的稠油降黏剂，以油酸、N，N-二甲基-1，3-丙二胺、1，3-丙磺酸内酯为原料制备了磺基甜菜碱表面活性剂YJN-1，既能作为油溶性降黏剂又能作为乳化降黏剂，具有一剂双效的功能。研究了YJN-1加量和温度对稠油的降黏效果，考察了YJN-1作为乳化降黏剂时的耐温抗盐性。结果表明，作为油溶性降黏剂时，在50℃、0.5%的加量下，YJN-1对新疆和胜利稠油的降黏率约为91%，降黏效果优于部分商品降黏剂；作为乳化降黏剂时，在50℃下，0.15%的YJN-1对两种稠油的乳化降黏率约为99%；乳液能自动破乳脱水，脱水率为96.4%~98.2%。YJN-1具有良好的耐温抗盐性能，抗盐达85 g/L，耐温达160℃，耐温抗盐和降黏效果良好。图6表4参20

摘要:渤海地区稠油资源量巨大，但受原油黏度高和储层非均质性严重等不利因素的影响，水驱开发效果较差。为使稠油乳化降黏技术在渤海稠油开发中发挥作用，以LD5-2油田储层和流体为实验对象，开展了稠油油藏“调剖+乳化降黏”技术研究及矿场试验效果分析。参考前期室内物理实验模拟结果，获取数值模拟关键输入参数，包括稠油降黏剂浓度、段塞尺寸和调剖剂段塞尺寸，通过正交试验方案模拟得到注入参数对稠油降黏剂增油降水效果影响的顺序，优化矿场试验方案。结果表明，注入参数对稠油降黏剂增油降水效果影响的主次顺序为：稠油降黏剂段塞尺寸>调剖剂段塞尺寸>稠油降黏剂药剂浓度。综合物理模拟和数值模拟结果，B15井组“调剖+乳化降黏”措施中，最佳降黏剂（非离子表面活性剂）加量和段塞尺寸为：1600 mg/L和0.08 PV，调剖剂药剂组成为：cp=4000 mg/L、聚∶Cr3+=180∶1，段塞尺寸0.03 PV。按该参数组合施工，预计累计产油量62.89×104m3，累计增油量5.61×104m3，采收率增幅3.06%。矿场试验取得明显增油降水效果，截至2017年8月27日，净增油6906.4m3。图5表6参17

摘要:为改善常规乳液高温易破乳、增黏能力弱、转向能力差的问题，以柴油为油相，以油酸二乙醇酰胺（ODEA）、聚异丁烯丁二酰亚胺（T154）和十二烷基苯磺酸钠（SDBS）为乳化剂，按油水比3∶7制得稳定的耐温耐盐油包水乳状液，评价了乳状液的性能。结果表明，配方为2% ODEA、0.8% T154和0.3% SDBS的油包水乳状液150℃老化12 h的乳化率在85%以上；乳状液粒径在20~50 μm之间；乳状液的稳定性和耐温耐盐性较好，在95℃、170 s-1 的条件下乳状液的黏度为295.6 mPa·s；按体积比10∶5与20×104mg/L高矿化度水混合后乳状液黏度为7090.2 mPa·s，与柴油混合后其黏度低于50 mPa·s；高浓度酸液可使乳液增黏效果降低，在注酸前应注入水相隔离段塞。该乳状液可有效封堵基质高渗区域与裂缝，实现酸液连续多级转向，可用于高温高矿化度碳酸盐岩油藏。图12表4参15

摘要:石油开采过程中会产生大量的含油污泥，为解决该过程中石油浪费和环境污染等问题，在分析含油污泥基本组成的基础上，采用热化学清洗法，对塔河油田油泥进行除油处理，采用表面活性剂QT9和碱为清洗剂，通过单因素实验和正交实验考察了清洗剂加量、清洗温度，搅拌速率、搅拌时间、液固比等因素对残油率的影响。研究结果表明，当QT9加量为0.6%、混合碱加量为3%、清洗温度为25℃、搅拌时间为30 min、搅拌速率为210 r/min、 液固比为3∶1时，清洗两次可将油泥含油率从14.3%降低到1.3%。正交实验结果显示，各因素对清洗后残油率影响的大小顺序为：温度>主剂加量>助剂加量>液固比。热重分析表明油泥清洗后其中的原油组分显著降低。图7表2参16

摘要:以聚丙烯酸、聚丙烯酸钠、聚丙烯酰胺（非离子型）、硫酸铝钾、DAMPE（改性破乳剂）为主要原料，通过复配制备复合调质剂，对油田含油污泥进行调质离心脱油。通过考察固液比、搅拌时间、离心时间、离心转速，确定了含油污泥最佳处理条件。利用单一絮凝实验和正交实验，得到最佳复配絮凝剂，并将其与合成破乳剂DAMPE按一定比例混合，确定最佳配比及调质温度，考察脱油效果。研究结果表明，含油污泥的最佳处理条件为：固液比 1∶2、搅拌时间20 min、离心时间30 min、离心转速3600 r/min。破乳剂DAMPE与复配絮凝剂（5 mg/L聚丙烯酰胺+2.5 mg/L聚丙烯酸+5 mg/L聚丙烯酸钠+5 mg/L明矾）按质量比2∶3混合得到的复合调质剂，在最佳处理条件下，调质温度为45℃时的脱油效果最佳，脱油率为95.66％。复合调质-离心处理可以实现油水泥三相分离，是一种有效的含油污泥处理技术。图13表3参15

摘要:针对孤东油田现场常用水处理剂存在的问题，通过室内优选破乳剂、除油剂及絮凝剂，利用复合协同增效机理，复配得到适合该油田稠油热采污水的高效净水剂HQG，研究了HQG的最佳适用条件。结果表明，聚乙烯多胺类反相破乳剂Thg-A2具有较好的破乳性和除油性；自制的聚硅硫酸锌絮凝剂PSZS的絮凝效果好于常用的聚合氯化铁铝与聚合硫酸铁铝。将Thg-A2与PSZS按质量比1∶4复配制得的高效净水剂HQG对稠油污水的处理效果最好。在HQG的最佳适用条件（加量300 mg/L、温度80℃、沉降时间20 min、pH值为7）下，稠油污水处理后的含油量降至19.44 mg/L，除油率达到98.3%，悬浮物含量降至10.2 mg/L，水质清澈，透光率达94.2%，净水效果良好。图7表4参18

摘要:管道在石油和天然气的生产和运输中起着重要的作用。选用成膜型缓蚀剂是控制油气管道内部腐蚀最经济、最可靠的方法之一。介绍了不同类型腐蚀的机理、特点，通过管道设备材料的选择、pH值稳定剂和缓蚀剂控制管道内部腐蚀情况，分析了油气管线有机成膜型缓蚀剂（咪唑啉、脂肪胺、乙氧基化胺、季铵化合物、含硫化合物、基于多胺衍生物的聚合物缓蚀剂）的研究现状和发展方向。表1参49

摘要:气体扩散系数是分析注气提高采收率机理的重要参数之一。为明确常见注入气在原油中扩散系数的主要 影响参数及相关作用机理，调研了近年常规注气介质（CO2、N2及轻烃）在地层原油中扩散系数研究的最新进展。 通过分析不同实验方法测量的注入气-地层原油的扩散系数数据，总结了气体类型、原油组成、温度、压力等因素 对注入气体扩散系数的影响规律；结合不同因素对扩散系数的影响规律，阐述了高温高压油藏条件下原油对注 入气体介质扩散系数影响因素的作用机理；指出了注入气在复杂油藏条件下扩散系数的研究方向。图2表3参46

摘要:纳米材料尺寸小、比表面积大，表现出特殊的力学、磁学、电学、热学、光学和化学性质，广泛应用于石油勘 探开发的诸多方向。通过梳理纳米材料在描述地层参数、压裂过程、油田废水处理等几个方面的作用，总结了纳 米材料在石油勘探开发重点领域的研究进展，展望其未来低成本化的研究趋势。纳米材料可以用作油气勘探开 发过程中的新型传感器和智能机器人，进行数据监测、分析；可以作为钻井和压裂过程中的添加剂；制备纳米催 化膜处理油田废水等。纳米材料的应用可解决部分现有石油开采的难题，提高非常规油气资源的采收率。参44