摘要:在塔里木油田大北、克深、博孜区块深层油井的勘探开发过程中，经常钻遇高压盐水层，地层高压盐水的侵 污使钻井液的性能变差甚至破坏，严重影响钻井作业的顺利进行。室内实验通过测试盐水侵污对油基钻井液性 能的影响，分析了盐水侵污机理，并给出了相应的盐水侵污维护方案。研究结果表明：盐水侵污油基钻井液导致 体系的黏度先减小后增大，在20%盐水侵污时黏度由118 mPa·s下降至96 mPa·s，在30%盐水侵污时黏度开始上 升，在50%盐水侵污时黏度超过了黏度计的量程。破乳电压逐步下降，在60%盐水侵污时破乳电压由468 V下降 至90 V。体系的盐水侵污量为10%时，建议正常维护并补充适当的主辅乳化剂，侵污量为10%~30%时，建议分 开处理并补充适当的柴油及处理剂，侵污量在30%以上时建议地面收集处理。合理地选择钻井液性能维护方案 有利于减少井下复杂情况发生的概率。图1表8参15

摘要:气体水合物的生成是深水条件下钻井作业公认的危害，同时深水低温也会导致钻井液的流变性能发生变化。为提高深水条件下钻井液对气体水合物的抑制性能以及钻井液在低温下的流变稳定性能，通过室内研究，建立了一套含有动力学抑制剂的深水水基钻井液体系（配方为：3%搬土+处理海水+6%流型调节剂UFLOW+0.05%增黏剂VIS-HX+20%NaCl+7%聚合醇GLYCOL+3%降滤失剂Flocat+0.5%动力学抑制剂PVP）。研究了该体系的水合物相平衡、流变性、滤失性、抗温性、抗侵污性、抑制性等。研究结果表明，该体系在水深2000 m、水温3℃左右的环境下，可有效地抑制气体水合物的生成；在低温条件下钻井液体系能保持良好的流变性能，钻井液的PV、YP在作业范围的温度段内变化较小，具有恒流变的特性；钻井液体系具有较好的抗温能，在60~130℃的温度范围内热滚老化后，其流变参数和滤失性基本保持稳定，同时钻井液体系具有较好的抗污染能力以及良好的抑制性能，能够满足深水钻井的要求。图3表3参10

摘要:为满足日益严峻的不压井（带压）作业对冻胶材料的要求，实验室采用聚丙烯酰胺（HPAM）、交联剂 Smel30、淀粉和促凝剂氯化铵为原料制备了一种适用性广、性能优良的带压作业封堵材料，研究了促凝剂、温度、 pH值、金属离子和模拟油对该凝胶体系成胶性能的影响，同时考察了凝胶的长期稳定性和破胶性能。研究结果 表明，基础配方为3%淀粉+0.5%交联剂Smel30+0.8%氯化铵+1% HPAM的凝胶体系的最佳使用pH范围为5～9， 尤其适用于弱碱性油藏；金属离子对其成胶时间和凝胶强度影响较小；通过调节促凝剂加量可以控制凝胶成胶 时间在6～20 h，且凝胶强度可达到J级；实验室条件下采用过硫酸铵破胶剂2 h内可实现有效破胶，破胶后胶液 的黏度降至300 mPa·s，便于返排。图7表4参16

摘要:为降低环保风险，满足大位移井及水平井钻井需求，将向长链的多元醇胺中引入多种活性元素及金属元素得到的反应产物与脂肪酸反应，然后加入复配乳化剂，制得减摩降阻剂NH-JZ。研究了NH-JZ的润滑性能、抗减摩性能、起泡性能、抗温性能、荧光级别、生物毒性及与钻井液的配伍性，并在中石化、中石油共17口井进行了现场应用。结果表明，NH-JZ具有优异的润滑性能及抗磨减摩性能。加入0.5% NH-JZ的膨润土浆常温下润滑系数降低率为90.41%，磨失量降低率为99.98%；加入2.0% NH-JZ密度为2.05 g/cm3加重基浆的润滑系数降低率为86.87%，磨失量降低率为88.52%。NH-JZ可形成高强度的极压膜，承压能力可达360 kgf。NH-JZ抗温达200℃，无生物毒性，荧光级别低，与聚胺聚合物钻井液体系、聚磺钻井液体系及有机盐钻井液体系均具有良好的配伍性。现场应用结果表明，NH-JZ能显著改善钻井液的润滑性，有效降低摩阻和扭矩，适用于大斜度井、大位移定向井和长水平井钻井。图2表8参13

摘要:针对油基钻井液在环境敏感地区使用受限的问题，以生物质合成基液LAE-12为油相，形成了一种密度1.2~2.5 g/cm3、抗温150℃的生物质合成基钻井液。研究了各添加剂加量对钻井液性能的影响，评价了钻井液抗温性、抗污染能力、抑制性、环保性等。结果表明，生物质合成基钻井液最优配方为：80%~100%基液LAE-12+20%~0 CaCl2水溶液+3%~5%有机土CNL+3%~5%乳化剂SMEMUL+2%~4%润湿剂RF-1+3%~5%降滤失剂FA-T+3% CaO+重晶石。该钻井液具有良好的流变性、滤失量控制能力、乳液稳定性、润滑性和抑制性，高温高压滤失量小于5 mL，抗水污染15%、抗钻屑污染20%、抗CaSO4污染15%、抗NaCl污染20%。钻屑吸附钻井液量小，钻井液的吸附损失率为油基钻井液的60%；钻井液废弃物可按一般工业固废处理，综合使用成本低。该生物质合成基钻井液无毒、易降解，满足环保要求。图3表8参14

摘要:为研究用片工艺法改性羧甲基瓜尔胶的取代均匀性，采用环境扫描电镜能谱法（ESEM-EDS）分析了片工艺法合成羧甲基瓜尔胶片的内部截面元素分布，用核磁共振氢谱法（1H-NMR）分析了胶片不同片层的取代度。结果表明，碱化剂NaOH在瓜尔胶片内部均匀扩散，NaOH浓度对扩散均匀性基本无影响；醚化剂氯乙酸钠分子体积较大，无法快速有效地在瓜尔胶片内扩散均匀，胶片内部的氯乙酸钠含量低于胶片外部；采用片工艺法合成的羧甲基瓜尔胶片的取代度由外及里依次降低，从0.291降至0.197，外层取代度是内层的1.48倍。由片工艺法制得的羧甲基瓜尔胶是非均匀取代的改性瓜尔胶产品。图7参14

摘要:为开发适用于复杂井固井的柔性水泥浆体系，研究了粉末丁腈橡胶对固井水泥浆性能的影响，并观察了粉末丁腈橡胶水泥石微观形貌。研究结果表明，粉末丁腈橡胶表面包覆稳定，对水泥浆流变性和稠化时间影响较小，可以降低水泥浆的失水量，改善水泥浆稳定性。养护7 d后，含有3%粉末丁腈橡胶的水泥石试样的抗压强度较空白水泥石下降12.9%，但是其抗折强度和抗冲击强度分别提高了17.3%和19.7%。与空白水泥石相比，含有4%粉末丁腈橡胶的水泥石试样最大应变提高了58.1%，弹性模量下降49%。粉末丁腈橡胶加入到水泥浆中，水泥浆固化后橡胶粉填充在水泥水化产物之间，降低了水泥石脆性，提高了抵抗冲击载荷的能力。粉末丁腈橡胶能用于设计性能优良的柔性水泥浆体系。图11表2参18

摘要:针对油气田压裂返排液中机械杂质含量较高，直接回用造成储层二次伤害等问题，以环氧丙烷为醚化剂， 用3-氯2-羟丙基三甲基氯化铵对瓜尔胶进行氨基化阳离子改性合成了天然高分子瓜尔胶絮凝剂CG-1，考察了絮凝剂CG-1的阳离子度、CG-1加量、助凝剂种类和加量以及环境pH对絮凝效果的影响，并考察了絮凝剂CG-1体系分别对现场的中性、酸性压裂液返排液的处理效果。研究结果表明，在阳离子度为 14%的条件下，絮凝剂CG-1加量为0.1%，助凝剂B（二元羧酸类）加量为0.2%~0.4%时，返排液沉降20 min可达到彻底絮凝。该絮凝剂体系适用性广，对中性、酸性压裂液返排液均具有较好的絮凝效果，且经絮凝处理后的返排液可以直接配液并进行压裂施工作业，施工成功率为100%。图7表3参12

摘要:为了克服常规调剖体系存在的交联时间短、易吸附损失等问题，以煤油为油相、交联剂水溶液为内水相、聚合物溶液为外水相，Span-80和Tween-20分别为亲油性乳化剂和亲水性乳化剂，通过两步乳化法制备了具有多重结构的复合乳液交联体系。按照现场对调剖体系交联时间可控、强度可调和低损耗的要求，对复合乳液交联体系的延缓性、增黏性以及吸附成胶性能进行考察。研究结果表明，与未包裹的交联体系相比，复合乳液体系交联 时间可延长1倍以上，可达到12~48 h；在相同的聚合物浓度、相同的交联剂有效浓度下，复合乳液交联体系与未包裹的交联体系具有相近的增黏性，成胶黏度都可达到60~700 mPa·s；经吸附处理后，未包裹的交联体系成胶黏度的损失在25%以上，而复合乳液交联体系成胶黏度的损失仅有14.4%；岩心封堵率实验结果表明，复合乳液交联体系对渗透率为5 μm2左右的岩心的封堵率可达98%，高于未包裹的交联体系的封堵率。复合乳液交联 体系独特的多重结构，使其具有很好的缓释和保护作用，可以为油井的调剖作业提供一种有效的技术手段。图3 表6参12

摘要:为了满足稠油油藏调堵需求，以魔芋粉为主剂、乙酸铬为交联剂、木质素磺酸钠为延缓交联剂、亚硫酸钠为除氧剂、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）为增强剂，制备了一种的配方为200 g蒸馏水+0.5% HPAM+0.6%魔芋粉+ 0.7%乙酸铬+0.4%木质素磺酸钠+0.25%亚硫酸钠的魔芋粉凝胶体系，并考察了该凝胶体系的耐温性、抗盐性、长期稳定性和封堵性能。研究结果表明：在剪切速率为10s-1时，120℃时的魔芋粉凝胶体系的凝胶黏度为9744.77 mPa·s，温度升至150℃时凝胶黏度仍保持在4352.36 mPa·s；当矿化度达到1.4 g/L时凝胶黏度高达10000 mPa·s左右；在85℃条件下持续加热10 d后，凝胶黏度由3023.5 mPa·s降为2350.7 mPa·s，说明该凝胶体系具有良好的耐温、抗盐、以及长期稳定性能。封堵实验结果显示：向渗透率为4.1763 μm2的填砂管岩心中注入0.5 PV的魔芋粉凝胶体系，封堵率高达98.35%，突破压力高达5.860 MPa，说明该凝胶体系的封堵性能很好，有望应用于稠油油藏调堵作业。表6参9

摘要:吐哈雁木西油田为高盐中低渗透油藏，目前已经进入特高含水率开发阶段。为满足该油田提高采收率技术需求，本文以雁木西油田储层地质特征和流体性质为模拟对象，开展了高盐油藏无机凝胶调驱效果及工艺参数优化实验研究。研究结果表明，在矿化度为151453 mg/L、岩心渗透率为800×10-3/200×10-3/50 ×10-3μm2条件下，当主剂（0.03 mol/L 的硅酸钠溶液）段塞尺寸为0.06~0.08 PV和注入轮次为5~6时，岩心中低渗透层的动 用程度较高，含水率下降约10%，采收率增幅在10%以上。在主剂用量相同条件下，与各轮次药剂采用“等浓度”注入方式相比，采用“递增”注入方式深部液流转向效果较好，采收率增幅增大1.53%。与无机凝胶或Cr3+聚合物凝胶相比较，“无机凝胶+表面活性剂”或“Cr3+聚合物凝胶+表面活性剂”调驱波及区域洗油效率较高，最终采收率增幅增加4%左右，但“产出/投入”比值较小。与无机凝胶相比较，Cr3+聚合物凝胶调驱采收率增幅较大，但由于聚合物溶液配制和注入工艺比较复杂，技术经济效果较差。图14表6参16

摘要:水溶性酚醛树脂与部分聚丙烯酰胺（HPAM）在低温环境需要促交剂配合才能反应形成冻胶，但是现有促交剂成胶速率过快且成胶强度远不及铬离子冻胶。本文通过实验筛选出含有大量伯、仲胺的阳离子聚合物GY，与甲醛、弱碱等物质复配得到促交剂GY-2；通过提高酚醛交联剂合成过程中的酚醛比、降低合成反应温度得到酚醛交联剂FQ-1；实验研究了矿化度对HPAM/FQ-1/GY-2凝胶体系成胶强度的影响，并考察了该凝胶体系的封窜能力及现场应用情况。GY的阳离子与HPAM的阴离子、交联剂中游离醛、低聚合度的羟甲基酚以离子吸附作用形成反应体系的微交联结构；GY中低温活性强的伯、仲胺可与HPAM中的部分酰胺基发生反应，增强HPAM低温下的共价交联反应活性；FQ-1更低聚合度的羟甲基酚可减缓酚醛交联剂树脂化自聚反应速率。HPAM/FQ-1/GY-2凝胶体系在矿化度3000~10000 mg/L下的成胶强度为20000~80000 mPa·s，成胶时间为24~120 h可调，抗盐性能较好。该凝胶体系在现场矿场应用效果良好，现场调剖10口井，12个月平均单井累计增油350 t。图5表2参14

摘要:为解决渤海油田堵塞问题，通过测量界面张力、洗油效率以及润湿反转等性能优选出性能较好的表面活性剂，通过测量萃取剂的洗油效率优选出性能好的萃取剂。将优选的表面活性剂与萃取剂复配成乳液型洗油剂，测试其配伍性、稳定性以及洗油效率，并分析其洗油机理。研究结果表明，单一表面活性剂对油砂洗油效率最高的是OP-10，为29.4%；较好的萃取剂为石油醚和二甲苯，对油砂的洗油效率可达80%，将表面活性剂与萃取剂进行复配之后，洗油效率可显著提升至95%，所研制的配方为2%二甲苯+8%石油醚+2%OP-10的乳液型洗油剂具有良好的配伍性和稳定性，具有较好的推广应用价值。图3表5参15

摘要:为研究致密砂砾岩油藏CO2注入后与岩石和地层水的相互作用，根据M油田砂砾岩致密油藏全岩X-射线衍射（XRD）分析结果，选取方解石、长石、高岭石、伊利石4种矿物，利用超临界CO2高温高压反应釜模拟地层条件（70℃、20 MPa），通过实验前后XRD、扫描电镜、反应液离子成分及浓度的变化，研究了CO2-岩石矿物、CO2-地层水-岩石矿物的相互作用。结果表明，干燥纯CO2与岩石矿物仅发生物理变化，在地层水中CO2与岩石矿物发生明显的物理化学变化，反应强弱关系为方解石＞伊利石＞长石＞高岭石，反应液中离子浓度亦发生了明显变化。CO2注入储层后，先与水作用，再与地层水中的离子作用，最后与岩石矿物发生化学反应。图17表3参13

摘要:针对延长化子坪油区开展CO2驱存在驱油机理不明确的问题，采用PVT和细管实验，结合相态模拟，研究了注CO2对化子坪长6储层原油性质及其相态的影响。PVT实验表明，化子坪原油属于典型的欠饱和原油，气油比仅为68m3/m3左右，地层能量相对较弱；但在地层原始温压条件下 CO2在化子坪原油中的溶解量可达 34.17mol%，可使饱和油体积膨胀超过15％，黏度下降近50%，且CO2降压析出后对原油具有较强的提抽作用和溶解气驱能力。相态模拟和细管实验结果表明，化子坪原油与 CO2的一次接触和多次接触最小混相压力分别为33.31 MPa 和 14.27 MPa。因此，化子坪油藏 CO2驱为非混相驱，其驱油机理以膨胀、降黏、提抽及溶解气驱为主。图5表3参14

摘要:沥青质沉积严重影响油田开发效果，为明确CO2驱替过程中胶质对于沥青质沉积的影响，本文以不同胶质沥青质质量比的原油模拟液为研究对象，通过微观可视驱替实验，模拟CO2驱替过程中沥青质沉积现象，确定其组分含量、物性、固相颗粒大小变化，分析胶质对沥青质稳定性的影响。研究结果表明：胶质以圆球状包裹沥青，对沥青质起着稳定作用；当胶质沥青质质量比从1∶1升至6∶1时，沥青质沉积量、沉积潜力均先增大后减小，黏度则先减小后增大，胶质与沥青质质量比为2∶1时，黏度达到最低，沥青质沉积量、沉积潜力最大。沥青质沉积与胶质含量有关；沥青质胶质间存在一对作用力—吸附力与分散力，沥青质沉积量与这对力的作用效果相关。 图16参25

摘要:针对陇东油田注水井出现欠注问题，以阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与双磷酸酯型双子表面活性剂XG等为原料，制得阳离子-双子表面活性剂复配体系XG-D。通过油水界面张力和润湿性能测试及室内岩心驱替等方法研究了XG-D的各项性能，并在陇东油田进行了现场应用。结果表明，XG-D与模拟地层水的配伍性较好，0.25%的XG-D可使油水界面张力降至0.01 mN/m，具备良好的降低油水界面张力的性能。XG-D的抗盐性较好。XG-D可吸附于亲油云母表面，使固体亲水表面转变为弱亲水表面，润湿性良好。岩心驱替实验结果表明XG-D具有较好的降压增注特性，可使注水压力降幅达49.88%，驱油效率提高6.4%。现场应用结果表明，可在陇东油田高压注水井用XG-D实现降压增注。图4参29

摘要:为了提高乳化剂的稳定性，同时解决原油破乳的难题，以CO2响应性单体、亲水性聚醚结构，以及丙烯酰胺为骨架制备了一种高分子乳化剂，研究了该乳化剂的界面活性、乳化稳定性、对CO2的响应性等。结果表明，在常温和聚合物单体丙烯酰胺（AM）、聚醚甲基丙烯酸酯（PAM）、甲基丙烯酸二乙氨基乙酯（DEA）摩尔比为87.0∶11.8∶1.2的条件下制得的CO2响应性高分子乳化剂P-2的乳化性能最佳。600 mg/L P-2溶液与油相混合形成的O/W乳状液稳定性良好，具有较低的界面张力，乳状液粒径集中在700 nm左右。该乳化剂能对CO2重复多次响应，乳状液通入CO2后静置48 h的破乳率达87.3%。CO2响应性高分子乳化剂P-2既具有良好的乳化稳定性和CO2重复响应性能，又能实现快速高效破乳。图8表1参15

摘要:超低渗油藏开发主要靠压裂渗吸开采基质原油，但通常水驱渗吸采收率低，而表面活性剂复配可以提高渗吸采收率。通过对复配体系的性能分析，探讨表面活性剂体系复配对超低渗油藏渗吸采收率的影响规律。针对阴离子表面活性剂HABS、非离子表面活性剂APG1214及两者复配体系，采用渗吸瓶试法测定不同体系处理岩心的渗吸采收率效果；研究了渗吸体系与原油之间的界面张力、岩心经渗吸体系浸泡前后的接触角变化、体系乳状液稳定性3种因素对采收率的影响。结果表明，岩心在复配体系中的自发渗吸采收率最高（10.43%），而HABS体系仅为4.57%，KCl体系只有2.2%，APG1214体系不能发生渗吸。复配体系与原油间的界面张力能达到10-2mN/m数量级，并可将强水湿岩心转变为润湿角接近90o的弱亲油岩心，同时复配体系易与油生成乳液且乳液易聚并。岩心驱油实验中，复配体系的注入压力最小，采收率增幅最大。超低渗油藏渗吸采油率的提高需要低界面张力、偏中性润湿的超低渗岩心，易生成可聚并的乳状液，乳状液过于稳定不利于渗吸采油。图4表2参16

摘要:聚合物在地层孔隙中的吸附滞留会导致岩心渗透率下降甚至出现堵塞，本文针对渤海SZ 36-1油田聚合物驱井用的疏水缔合聚合物AP-P4，利用紫外分光光度计，在建立了聚合物溶液吸光度标准曲线基础上，探究了聚合物浓度、砂砾粒径、剂砂比以及温度对其静态吸附的影响规律；通过测试岩心损害率得到聚合物动态滞留规律。研究结果表明，疏水缔合聚合物AP-P4的静态吸附量随注入聚合物浓度的增加，砂砾粒径的减小及剂砂比的增大而增大，随温度的升高，吸附量逐渐减少；岩心损害率随岩心渗透率的减小而增大，随聚合物浓度的增大而增大，渗透率为161×10-3 μm2的岩心经2000 mg/L的AP-P4溶液驱后损害率高达99.58%，说明疏水缔合聚合物AP-P4在岩心内发生了严重的吸附滞留，造成岩心渗透率明显下降。图7表4参15

摘要:吐哈雁木西油田为高盐中低渗透油藏，目前已经进入特高含水率开发阶段。为提高该油田的采收率，以油田储层地质特征和流体性质为模拟对象，开展了聚合物溶液油藏适应性研究。结果表明，聚合物相对分子质量和浓度对聚合物溶液与岩心的配伍性均有影响。当聚合物质量浓度为300~900 mg/L、相对分子质量为800×104~2000×104时，聚合物溶液对应的渗透率极限范围为20×10-3~70×10-3μm2。在聚合物相对分子质量一定时，随聚合物浓度增加，渗透率极限增加，聚合物分子线团尺寸Dh呈指数型增加；在聚合物浓度一定时，随聚合物相对分子质量增加，渗透率极限和Dh增大。由渗透率极限岩心孔隙半径中值与Dh间的关系可以得到对应的配伍区和堵塞区。对于雁630区块，油层累积厚度比达到60%时对应的储层渗透率为60.5×10-3 μm2，采用相对分子质量1700×104和900 mg/L聚合物溶液可以满足进入规定储层厚度的要求。若采用相对分子质量较低的聚合物，则聚合物浓度需相应提高。图9表2参22

摘要:胜利油田孤东和孤岛油区污水水质明显影响了配注聚合物体系的黏度，亟需研究不同水质因素对黏度的影响并寻求有效的水质处理剂。通过室内黏度和老化稳定性测试，研究了注入水中Fe2+/Fe3+、S2-和氧含量等水质内部因素对聚合物体系黏度的影响，确定了保证聚合物溶液具有较高黏度的含量上限，并结合相应的要求优选了适合的除氧剂和除铁剂，在现场条件下验证其适应性。研究结果表明，Fe2+/Fe3+、S2-和氧含量对聚合物体系黏度有显著的影响，要使现场配注的聚合物溶液具有较高的黏度，Fe2+和Fe3+含量最高应分别不超过0.5 mg/L和2mg/L，S2-含量应控制在1 mg/L以内，溶解氧含量应控制在0.3 mg/L以下。Fe2+/Fe3+和S2-的作用时间对聚合物溶液黏度没有明显的影响。硫脲和大港亚铁离子处理剂PP-I分别是与聚合物体系配伍性良好且应用效果最好的除氧剂和除铁剂，现场适应性较好。通过加入化学除氧剂和除铁剂能有效控制现场注入水中的氧含量和Fe2+/Fe3+含量在较低水平，使配制的聚合物溶液具有较高的黏度，适于在油田聚合物驱和化学驱使用现场污水配液时使用。图3表6参17

摘要:砾岩储层具有典型的复模态孔隙结构特征，非均质性强，易形成不同级别优势通道，采用单一段塞、笼统的注入方式很难达到扩大波及体积效果。本文采用三管并联岩心驱替实验首先考察了与现场聚合物用量相近的条件下采用单一恒黏、梯次降黏、梯次增黏的注入方式的驱油效果，在获得最佳注入方式的基础上，开展了不同轮次和不同注入速率下的三管并联岩心驱替实验。研究结果表明，梯次降黏注入方式的驱油效果最好，在水驱的基础上可提高采收率13.61%，比单一恒黏注入方式进一步提高采收率2.31%。在相同条件下，采收率增幅与注入轮次的多少相关不大，在合理注入速率（1.5 mL/min）下可进一步提高采收率。在采收率相近的情况下，与单一恒黏注入方式相比，梯次降黏注入方式可节约50%的聚合物用量。现场试验结果表明，采用梯次降黏注入方式可有效提高聚合物驱对砾岩油藏的增油控水效果。图5表7参13

摘要:受海上平台空间小、淡水资源短缺的限制，传统干粉型聚合物及其配注工艺很难在海上油田广泛应用。乳液聚合物凝胶、聚合物微球体系具备调驱和驱油的双重作用，在部分海上油田平台已有成功应用。为了进一步明确乳液聚合物凝胶+核壳球复合体系深部运移调驱规律，采用微观结构观察和静态评价方法，分析乳液聚合物凝胶、核壳球体系及两者复合体系的结构特征和黏度变化规律，并在此基础上进行1 m、10 m砂管动态封堵性实验，评价不同调驱体系的调驱效果。研究结果表明，乳液聚合物凝胶+微球复合体系的结构网格更粗，核壳球嵌入到凝胶网格中，使单层的网络交织结构变厚，增加了体系的强度。同时，复合体系在长距离的运移过程中，后续水驱突破压力最高，在模型2.975 m处的突破压力达8.01 MPa，且沿程大部分测压点的封堵率均超过90%，复合体系的封堵性能较两者单独使用时的效果有很大提升。在线调驱复合体系长距离运移特征研究可为海上油田评价深部调驱剂效果提供技术思路和理论指导。图12表3参13

摘要:为深入认识二元驱油体系乳化能力和界面张力对驱油效果的影响规律，评估了7类乳化指数介于0~0.38之间、与原油界面张力在 10-3~10 mN/m之间的二元复合驱油体系（a：0.3% KPS + 0.1% HPAM；b：0.5%司盘/ 0.5%吐温+0.1% HPAM；c：0.3% ZS + 0.1% HPAM；d：0.3%YC；e：0.3% HPS + 0.1% HPAM；f：0.3% SP + 0.1%HPAM；g：0.3%ZS + 0.1%HPAM + 0.4%Na2CO3）的动态乳化特性、动态界面张力与驱油效果的内在关联性。乳化特征分为5种类型：不乳化（体系f）、乳化反转（体系e）、前程乳化（a）、后程乳化（体系d）、全程乳化（体系b、c和 g）；界面张力特性分为7种类型：“L”型（体系a）、“—”型（体系b）、“浅碟”型（体系c）、“G”型（体系d）、“V”型（体系e）、“＼”型（体系f）、“深碗”型（体系g）。岩心驱油实验表明：驱油剂的乳化能力愈强，则二次水驱后的采收率愈高。不乳化的“＼”型体系（体系f）、全程乳化的“浅碟”型体系（体系c）、后程乳化的“G”型体系（体系d），二次水驱采收率分别为0.36%、4.25%和0%，体现了乳化对流度控制和界面张力对毛细管数效应的交织影响。通过对比聚合物驱和二元驱后的岩心剖面发现，二元驱后岩心中残余油分布呈“白斑”状，归因于不合理的段塞配置，使界面张力和乳化作用不足以抵消流度失控对采收率影响所致。在二元复合驱技术研究中，应优选具有超低界面张力和全程乳化能力的驱油体系，并重视驱油过程中的流度控制。图8表2参16

摘要:为了规范行业标准SY/T 5370—2018《表面及界面张力方法》中非牛顿流体油水界面张力的测定，对影响复合驱油体系油水界面张力影响因素如：温度、转速、非牛顿流体浓度及相对分子质量、测试时间以及表面活性剂浓度进行了规范：温度选用目标油藏温度；转速选用使仪器成像清晰的转速，建议使用（5000~6000）r/min；聚合物用量为0.1%，根据目标油藏储层物性选用适当相对分子质量的聚合物，但仲裁或抽检时建议使用1000万~1500万聚合物。界面张力取值选用不同时间下的平衡界面张力，回缩或拉断体系选取重复测试3次拉断前界面张力数据取值。二元体系中表面表面活性剂评价时选用体系为0.2%表面活性剂+0.1%聚合物，三元体系中表面活性剂评价是选用体系为1.2%碱+0.1%表面活性剂+0.15%聚合物和0.6%碱+0.3%表面活性剂+0.15%聚合物。 图14表2参14

摘要:生物竞争排斥技术具有价格低廉、处理范围大、操作简单的特点，已经成为硫酸盐还原菌（SRB）油藏治理的重要方法，但现场注入工艺一直是限制该技术使用效果的主要瓶颈。在室内模拟地层条件，通过向地层水中注入硝酸盐类SRB抑制剂（每日注入或一次性注入等量药剂），促进水中的硝酸盐还原菌（NRB）大量生长扩增，以控制SRB的菌体数量与代谢活性，研究了硝酸盐注入方式对水中SO42-、NO3-、NO2-、H2S浓度和SRB、NRB菌体数量的影响。结果表明，与一次性加药组相比，每日加药组中SO42-浓度下降速度和幅度大，NO3-和NO2-浓度较低；两种加药方式均不产生H2S。治理初期一次性注入药剂对NRB的增殖效果明显优于每日注入的效果；治理中后期SRB受到抑制后，持续加入NO3-的效果要优于一次性加入。在SRB治理过程中，前期投入过量的硝酸盐来刺激NRB的生长进而抑制SRB产生S2-，后期使用小剂量药剂持续注入的方法来维持抑制效果。图7参10

摘要:针对目前乳化降黏剂在稠油油藏化学驱和压裂采油过程中存在耐温抗盐性差的问题，以双酚AF（BPAF）、对羟基苯磺酸（PHSA）和辛基酚聚氧乙烯醚（OP-10）为原料，采用两步三段法合成了一种耐温抗盐型乳化降黏剂AFOP，以耐温抗盐性、降黏性为指标，优化了降黏剂AFOP的合成条件，利用IR、GPC对AFOP的结构进行了表征，考察了在高温高盐情况下降黏剂AFOP对几种稠油的降黏效果，并与油田用降黏剂在高温高盐下的降黏效果进行了对比。研究得出AFOP最佳合成条件为BPAF、PHSA和OP-10的摩尔比为1∶4∶6，羟甲基化阶段碱性条件下在80℃下反应1.5 h，酸性条件下在80℃反应3 h，最后在100℃下缩聚反应6 h。在矿化度为8246 mg/L的模拟盐水体系中300℃下高温老化24 h后，质量分数1%的AFOP溶液与稠油间的界面张力仍能达到10-1mN/m数量级，油水比为7∶3时对渤海稠油的降黏率仍能保持在98%以上。乳化降黏剂AFOP具有优良的抗盐耐温性能，能够满足海上高温高盐油藏稠油开采的需要。图3表4参23

摘要:为解决大庆油田三元复合驱螺杆泵井常规酸洗清垢后转子涂层脱落、泵漏失作业的问题，制备了由有机磷酸酯、分散剂、pH值调节剂等组成的中性清垢剂体系，研究了该中性清垢剂体系对转子涂层的腐蚀情况及对三元复合驱现场垢样的清垢效果，并在大庆油田进行了现场试验。结果表明，中性清垢剂可使坚硬、致密的垢块变为疏松、分散的粉末，现场应用时利用螺杆泵防砂举升原理，携带松散垢粒至地面，清垢过程无H+参与，螺杆泵转子镀铬涂层不会脱落。统计17口螺杆泵井中性清垢效果，措施后生产电流平均下降9.5 A，同时所有井均正常生产，无漏失情况发生，该中性清垢剂对三元复合驱结垢的螺杆泵井具有较好的清垢效果。图7表2参9

摘要:为防止油田开发过程中硫酸钡垢的形成、提高防垢剂的耐温性和耐盐性，从防垢功能基团以及有机物相对分子质量两方面考虑，选取丙烯酸（AA）、顺丁烯二酸酐（MA）、2-丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和甲基丙烯酸（MMA）为原料，以过硫酸铵为引发剂，采用水溶液聚合法合成了硫酸钡防垢剂，对原料配比进行了优化，研究了防垢剂加量、温度、pH值对防垢率的影响及防垢剂与地层水的配伍性。结果表明，当AA、MA、AMPS和MMA占总反应物质量比分别为30%、52.5%、5%和12.5%，过硫酸铵用量为反应单体总量的1.5%时，制得的硫酸钡防垢剂相对分子质量接近9640.69，产物纯度为62.3%。在50℃的集输管线温度下，防垢剂在加量高于12.5 mg/L时即有优良的硫酸钡防垢效果，加量为100 mg/L时的防垢率可达85%以上。防垢剂在弱碱性环境中有较好的防垢效果。防垢剂耐温性良好，在低浓度下能有效防止硫酸钡晶体的生长和附着。防垢剂与地层水的配伍性良好，与含有多种阳离子的模拟地层水在50℃下混合静置24 h无沉淀生成，满足油田使用要求。图6表4参16

摘要:针对国内各个油田共同面临的井筒结蜡和现有化学防蜡存在诸多不足的问题，引入一种可在水力压裂时伴随支撑剂一起进入人造裂缝的新型固体颗粒防蜡剂PI-400，并结合塔里木油田某区块储层高温高压的特征，自主设计了高温高压循环驱替装置，研究了PI-400在压裂液中的悬浮性、对加砂裂缝导流能力的影响及在高温、高压、不同流速下的动态防蜡效果。研究结果表明：PI-400可均匀分散、悬浮在压裂液中，分散性和悬浮性很好；当闭合压力≤45 MPa 时，添加 2%（相对于支撑剂的量而言）PI-400 后，加砂裂缝导流能力的下降率≤8.4%，PI-400 对加砂裂缝导流能力影响较小；PI-400 对该区块原油的防蜡效果良好。在 120℃、40 MPa 下，原油与PI-400分别在2、5和10 mL/min的排量下接触12 min后，原油的凝固点从25℃分别下降到12℃、11℃和8.5℃。本文不仅为塔里木油田某区块开展固体颗粒防蜡剂防蜡试验提供有效的数据支撑，而且可为国内其他油田的化学防蜡剂和化学防蜡工艺优选提供新的思路。图3参21

摘要:针对渤海某油田电脱水器中乳化液问题，分析了乳化液的来源、成因及在电脱中积累的原因，并找到了现场电脱水器中乳化液不断累积问题的解决办法。研究结果表明，电脱水器中乳化液是由于铁与胶质、沥青质形成了复杂高分子化合物而导致，向乳化液中加入盐酸或四羟甲基硫酸磷（THPS）均可破坏铁和胶质、沥青质所形成的复杂化合物，使有机铁变为无机铁，从而溶于水中。现场THPS加注试验结果表明，向电脱水器中加入90mg/L的THPS能解决电脱水器中乳化液的生成及积累的问题。表3参8

摘要:CO2注入地层后溶解于地层水中形成碳酸，与地层岩石发生各种化学反应，分析反应对储层物性的影响及机理，对低渗、超低渗、致密油藏CO2驱具有重要意义。通过梳理CO2和地层水与岩石主要单矿物及复杂矿物的反应特征与机理，分析了碳酸作用后岩石的孔隙度、渗透率和润湿性等物性参数的变化及机理。CO2和地层水与致密储层岩石矿物发生的物理化学作用会影响储层物性特征，对低渗、超低渗、致密油藏驱油效率的提高具有一定的参考价值。图11表1参42

摘要:泡沫驱技术具有优异的驱油机制而被广泛应用于各类油藏的开采过程中，但是大多数的油藏环境具有高温、高矿化度和低渗透率等储层特征，会对泡沫的稳定性产生不利的影响。泡沫的稳定性是决定泡沫驱油效率的关键因素。纳米颗粒具有特殊的表面效应、界面效应和小尺寸效应，可作为稳泡剂增强泡沫的稳定性，进而改善泡沫在孔隙介质中的驱油效果。本文介绍了纳米颗粒稳定泡沫的机理：改善泡沫液膜性质、减缓泡沫歧化速度和形成致密稳定结构，分析了纳米颗粒浓度、纳米颗粒润湿性、纳米颗粒尺寸、温度、含油饱和度和矿化度对纳米颗粒稳定泡沫的影响，总结了纳米颗粒稳定泡沫的驱油机理：增大泡沫与原油的相互作用力、改善泡沫的封堵特性和改变油藏润湿性，提出了纳米颗粒稳定泡沫研究的发展方向。参57

摘要:聚合物树脂能克服水泥类材料气密性不足、流变性能差等问题，已成为油气田化学堵漏新兴技术发展的方向。通过梳理国外主要聚合物树脂体系、树脂材料的结构和种类、评价指标，概述了树脂堵漏材料在油套管修复、支撑剂覆膜、深部调驱堵水、封堵气井带压、钻井随钻降漏失、油气井管外窜流和封堵出水层段等方面的使用现状，提出了聚合物树脂化学堵漏材料面临的问题，为国内化学堵漏技术的发展提供参考。图3参29