摘要:针对当前聚合物钻井液处理剂抗温性能较差，无法满足深层、超深层高温钻井要求，以及环保对部分磺化 材料的使用受限等问题，以N，N-二甲基胺、草酸、CA催化剂为单体，通过优化合成单体配比、反应温度和时间， 利用溶液聚合方法制备了抗温增效剂HAS，评价了HAS在包被剂聚丙烯酰胺钾盐KPAM、抗高温聚合物增黏降滤失剂driscal-D、抗温抗盐增黏剂BDV-200S等10余种聚合物溶液、低黏羧甲基纤维素钠盐LV-CMC膨润土钻井液、聚合物氯化钾钻井液体系中的抗温增效性能，并采用生物发光细菌法检测了HAS的生物毒性。研究结果表明，N，N-二甲基胺、草酸、CA催化剂摩尔比1∶3∶2、反应温度70℃、反应时间8 h的条件下制备的HAS产率最高， 达98%。抗温增效剂HAS对大部分聚合物溶液具有明显的抗温增效作用，能将BDV-200S聚合物的抗温能力由180℃提高到220℃以上，将LV-CMC膨润土钻井液的抗温能力由80℃提高至150℃，聚合物氯化钾钻井液体系的抗温能力可达150℃。加入HAS后钻井液的流变性能稳定、黏度保留率高，与老化前相当，API滤失量降低了50% 以上，抑制性能大幅度提高。该增效剂经过生物发光细菌法测定EC50为 2.76×105 mg/L，无生物毒性。表8参10

摘要:针对目前常规酸液环境不友好、酸化后需及时返排等问题，在考察乳酸、葡萄糖酸溶蚀能力、谷氨酸N，N- 二乙酸GLDA的螯合容量以及优选添加剂的基础上，确定了绿色可降解酸液体系配方：20%乳酸+葡萄糖酸（摩 尔比1∶1）+1.5%谷氨酸N，N-二乙酸GLDA+2%缓蚀剂HLS-1+1%铁离子稳定剂CA-1+2%黏土稳定剂COP-2，研 究了该体系的溶蚀性能、缓蚀性能、可降解能力及对储层的伤害性。研究表明：绿色可降解酸液体系具有较好的 缓蚀、缓速及螯合性能，对岩心伤害率低，不会产生二次沉淀，无酸渣，残酸稳定。该体系的溶蚀反应速率常数为 3.37×10-7（mol/L）-m（/cm2·s），是常规稠化盐酸的0.1倍，在酸化过程中生成了溶解度较大的乳酸葡萄糖酸钙，红外 光谱分析进一步证明了酸液的可降解性。该酸液具备不返排酸化的性能特点，有助于降低酸化施工成本和实现 绿色环保作业。图14表6参10

摘要:常规胍胶压裂液胍胶加量大、破胶后残渣含量高，影响了低渗透储层的渗流能力。为改善这一问题，用硼 酸、葡萄糖酸钠、三乙醇胺等制得有机硼交联剂JS-8，研究了JS-8、改性胍胶HPG-1和非离子型助排剂ZA-07组 成的低浓度胍胶压裂液的各项性能。结果表明，该压裂液体系交联时间可调，抗温抗剪切性能较好，在80℃、 170 s-1 下剪切持续90 min的黏度一直保持在218 mPa·s左右；破胶时间短，2 h内可完全破胶，破胶液黏度与残渣 含量低、界面张力仅为 1.07 mN/m，极大地降低了储层水锁伤害，压裂液对储层的平均渗透率伤害率仅为 19.25%，可用于低渗透储层的压裂改造。图4表3参19

摘要:压裂液延迟破胶在压裂施工中具有重要的意义。基于核壳型微球对药物的缓释机理，通过反相微乳液聚 合制备了内部包覆过硫酸铵破胶剂的聚（苯乙烯-丙烯酰胺）核壳型微球。在聚丙烯酰胺溶液中加入微球或过硫 酸铵后置于80℃干燥箱中，通过测定不同静置时间下溶液的黏度和pH值，评价微球的缓释效果。结果表明，微 球直径为50~100 nm。微球通过吸水膨胀使过硫酸铵破胶剂缓慢释放到聚合物溶液中，延缓了破胶剂对聚合物 溶液黏度和pH值的影响，有效抑制了聚丙烯酰胺的自由基降解和氧化降解。图8参15

摘要:针对现有的水凝胶类堵剂无法满足塔河缝洞型油藏孔隙结构复杂、裂缝尺寸不均一、超高温及超高矿化度 等极端环境和条件的情况，以硫磺和棉籽油为基本原料制备了密度、硬度可调的高温可自黏橡胶堵剂，研究了其 耐温性、黏结性、油溶性、强度以及堵水性能。结果表明，其密度和硬度分别可在1.10~1.30 g/cm3 和 17~40度 间调控；该橡胶能溶于原油、甲苯而与地层水分层不互溶，具有误堵油层时可解封堵性；裂缝型油藏物理模型测 试结果表明，在110℃时，当颗粒粒径和裂缝宽度之比为1∶2.5的时候其堵水效果最佳，堵水率达94.9%。本工作 为硫磺副产物的利用以及密度可调、柔性颗粒类堵水剂的设计和制备提供新思路。图8表2参11

摘要:由于受沉积韵律、储层物性、非均质性等影响，长庆油田每年吸水不均井占比超35%，严重影响生产井组动 态。针对以上问题，以姬塬油田超低渗储层为研究对象，自主研发了一种适合近井地带剖面调整的油溶性分流 剂WS-2，室内测试了其溶解性、耐温性、分散性、粒度、封堵效率和解堵性能，并进行了现场试验。研究表明，分 流剂WS-2在酸溶液和水中均不溶而易溶于煤油，软化点在120℃左右，粒径30~100 um。WS-2分散性能好、遇 携带液呈悬浮状，便于注入地层，对岩心的封堵效率在90%以上，可满足现场应用。针对尖峰状和指状吸水不均 井使用油溶性分流剂WS-2，平均吸水厚度增加2.5 m，平均水驱动用程度提高8%，3个月后生产井组动态稳定， 达到了注水井剖面调整的目的。油溶性分流剂WS-2在同类的油藏中具有推广使用的前景。图6表3参14

摘要:针对高渗非均质砂岩储层酸化效果差、酸化转向困难的问题，首先对聚丙二醇醚化反应制备离子型Bola表 面活性剂BS（聚丙二醇二羧酸钠），然后将阳离子胍胶（羟丙基三甲基氯化铵胍胶CG）和Bola表面活性剂BS自 组装成超分子凝胶BSP体系。通过黏度变化特征优化了BSP体系形成凝胶的最佳条件，采用流变仪测试了体系 的流变性及剪切修复性，采用并联岩心流动实验测试了体系的酸化转向效果，通过SEM分析了BSP体系的酸化 转向机理。研究结果表明，转向BSP体系的黏度随温度升高呈现出驼峰现象，剪切后的黏度具有良好的自组装 修复性能。非均质性严重的储层，酸化时低渗层难以被改造。BSP体系具有良好的暂堵转向效果，转向剂BSP 体系的注入可有效减少酸液在高渗层的滤失，并有效动用低渗层。BSP体系在不同的pH值下呈现网状和超分 子微球形态，有助于酸化过程中实现暂堵与清洁的功能。图10表1参15

摘要:为揭示不同结构表面活性剂制备的绒囊流体性能特征，分别采用十二烷基硫酸钠（SDS）、十二烷基苯磺酸 钠（SDBS）、烷基酚聚氧乙烯醚（OP-10）、十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）和改性多糖制备了系列绒囊流体，研究 了所得绒囊流体的流变性能，考察了温度、NaCl和盐酸对绒囊流体流变性能的影响。结果表明，采用不同表面活 性剂制备的绒囊流体流变性能有较大差异。用SDS制备的绒囊流体表观黏度最大，CTAB的次之，再次的是SDBS，OP-10制备的绒囊流体表观黏度最低。绒囊流体的黏度与温度呈现独特的变化关系：在温度较低时，黏度随 温度的升高而降低；当温度达到约80℃时，黏度随温度升高而降低的趋势变缓；当温度升至约100℃时，黏度不再 随温度升高发生明显变化。当温度高于120℃时，SDS、OP-10和CTAB制备的绒囊流体的黏度值相当，SDBS的 黏度最小。绒囊流体在140℃高温下的黏度稳定性按所用表面活性剂排序如下：OP-10＞CTAB＞SDS＞SDBS。 以SDS、SDBS、OP-10和CTAB制备的绒囊流体加入2% NaCl后的表观黏度变化率均小于10%，具有良好的耐盐 性能。绒囊流体的耐酸性按所用表面活性剂排序如下：CTAB＞OP-10＞SDS、SDBS。制备耐酸性绒囊流体应选 用阳离子表面活性剂，采用阴离子表面活性剂SDS、SDBS不能制备出耐酸性能良好的绒囊流体。图1表9参13

摘要:为提高基于生物聚合物的化学封堵胶塞的抗温抗盐性能，在饱和NaCl溶液中用酚醛树脂交联剂SG-3与硬 葡聚糖反应制得化学封堵胶塞。研究了交联温度、时间、交联剂浓度和硬葡聚糖浓度对胶塞力学性能的影响，分 析了影响机理，考察了胶塞在饱和NaCl溶液和120℃环境下的抗老化性能。研究结果表明，反应温度和硬葡聚 糖浓度对胶塞性能的影响较大。胶塞的力学性能随硬葡聚糖浓度的增加而增强。在80℃下，3%的硬葡聚糖和 1%的交联剂反应制得的化学封堵胶塞既具有较好的力学强度又具有较好的韧性。该化学封堵胶塞在120℃的 饱和NaCl溶液中老化40 h不发生形变，而在72 h后则几乎完全降解。由硬葡聚糖和酚醛树脂交联剂制备的化 学封堵胶塞具有良好的耐盐抗温性，并能在模拟地层水环境下逐渐降解，可用于油田固井、完井和修井等作业。 图15表3参17

摘要:在油田开发过程中，由于修井、采油及地层结构的影响，油水井经常出现管外窜通和钻井液漏失等问题，严 重影响采油速率和油水井的使用寿命。本文以环氧树脂作为封窜剂主剂，考察活性稀释剂缩水甘油丁醚加量、 固化剂TEA加量、硅烷偶联剂KH-560加量对环氧树脂胶塞堵剂固化时间、固化强度、封窜等性能的影响，并根据 简化的环氧树脂固化动力学模型，模拟得到树脂胶塞封窜剂凝胶时间和温度的关系曲线。研究结果表明，环氧 树脂胶塞封窜剂中稀释剂缩水甘油丁醚的最佳加量为15%（占环氧树脂用量），固化剂TEA加量为10%~20% 时，在130℃下环氧树脂胶塞封窜剂的固化时间可控制在2~5 h，固化后抗压强度可达到20 MPa以上，封窜强度 5.57 MPa，当KH-560加量为3%~4%时，树脂胶塞的封窜性能提升2倍左右，具有很好的封窜性能，完全能够满 足套管封窜要求。通过模型模拟得到稀释剂加量15%、固化剂TEA加量15%的环氧树脂胶塞浆液的凝胶时间tgel 与温度T关系为： ，对现场施工具有指导意义。图9表3参18

摘要:塔河油田缝洞型油藏具有高温高盐、出水规律复杂等特点，普遍采收率较低。针对这一问题，通过填砂管 模型和二维可视化缝洞模型研究了超支化缓膨颗粒在塔河油田缝洞型油藏条件下的选择性堵水机理和流道调 整机理。研究结果表明，该缓膨颗粒具有优良的抗温抗盐性能、油水选择性和液流转向性能。缓膨颗粒在模拟 水中的最大膨胀倍数为14倍，堵水率66.7%，堵油率7.0%；可有效封堵高渗管，调剖后高渗管与低渗管的分流比 从98∶2降至23∶77。微观可视化物模实验结果表明，水化膨胀的弹性颗粒在大尺寸裂缝中通过挤压变形和堆积 压实作用形成卡封，从而调整流道促使深部液流转向，并通过逐级封堵和运移来实现后续水驱沿程扩大波及效 率，有利于提高缝洞型油藏采收率。图11参14

摘要:为改善预交联凝胶颗粒稳定性差、易破碎，多轮次实施后效果逐渐变差等问题，以含芳烃单体和特种共聚 单体为主剂、过氧化苯甲酰为引发剂制得高强度柔弹性颗粒状的裂缝封堵剂。研究了该封堵剂的力学性能，并 在长庆裂缝性见水油藏进行了现场应用。结果表明，裂缝封堵剂的硬度较小，柔韧性好，有利于施工泵注。低温 环境下封堵剂邵氏硬度的变化小。在18~28℃下，封堵剂的邵氏硬度为18.6~18.9 HA。随温度升高，剪切应 力加载对应封堵剂的应变增幅增大，储能模量降低。温度对封堵剂损耗模量的影响较小。封堵剂断裂伸长率为 1352%~1358%，对应拉伸应力为1.20~1.56 MPa。封堵剂抗压形变能力较好，压缩应力增加，应变逐渐增大。 地层水矿化度对封堵剂柔弹性的影响较小。封堵剂在安塞油田现场应用的效果良好，投入产出比1∶2.92，累计 增油3768 t，有效改善了使用预交联凝胶颗粒调剖剂出现的问题。图6参14

摘要:为提高长庆高盐油藏采收率，以长庆油田油藏地质特征和流体性质为模拟对象，研究了聚合物弱凝胶的渗 流特性及影响因素，分析了作用机理。结果表明，影响聚合物弱凝胶渗流特性的因素较多。随聚合物浓度、相对 分子质量、注入水矿化度和Cr3+ 浓度增加，聚合物弱凝胶的阻力系数（Fr）和残余阻力系数（Frr）增大，驱替过程中 注入压力增加；随岩心渗透率减小，Fr和Frr增加，注入压力增加。不同类型聚合物交联生成的弱凝胶对岩心的封 堵效果不同。与相同浓度的聚合物溶液相比，尽管聚合物弱凝胶视黏度略为减小，但其Fr和Frr较大，且Frr大于 Fr，液流转向能力良好。水稀释引起弱凝胶分子链舒展和吸水水化膨胀是造成弱凝胶分子聚集体尺寸增大、岩 心孔隙内滞留和封堵作用增强的主要原因。图6表9参25

摘要:为解除渤海油田在开发中后期由于石蜡、沥青等有机物沉淀造成的油井堵塞，以复合油溶性有机溶剂、醇 醚型表面活性剂及渗透剂等制得XL-1高效解堵剂。通过3组正交实验考察各物质加量对洗油率的影响，确定 XL-1的最佳配方，研究XL-1对石蜡和沥青的溶蚀效果，并在渤海油田沙河街组58-5油井进行了现场应用。结 果表明，当醇醚型表面活性剂、复合油溶性有机溶剂、2-甲基-2，4-戊二醇质量比为3∶7∶0.5时，XL-1解堵剂对油 污的洗油效果最好，洗油率为98%。对石蜡和沥青的溶蚀效果较好，溶蚀率分别为90%和40%。在58-5油井注 入XL-1解堵剂后，储层压降幅度达到23%，解堵效果较好。XL-1醇醚型解堵剂可用于解除低渗油田石蜡、沥青 等沉积造成的有机堵塞。图2表3参29

摘要:针对海上稠油油田多元热流体吞吐过程中出现的气体窜流问题，以精制棉花、环氧丙烷、氯甲烷为原料，制 备了温敏凝胶，评价了温敏凝胶的黏度、耐盐性能、封堵性能和封堵有效期，并利用大型二维物理模拟实验装置 开展了温敏凝胶治理气窜的模拟实验。研究表明，随着温度的升高，温敏凝胶溶液黏度先逐渐降低，但是当温度 超过70℃后温敏凝胶溶液黏度逐渐增大，而当温度达到80℃时，温敏凝胶溶液形成不可流动、强度很大的凝胶。 该温敏凝胶的耐盐性能良好，用含1000 mg/L的Ca2+ 的水溶液、1000 mg/L的Mg2+ 的水溶液和50000 mg/L的氯化 钠溶液配制质量分数为1.5%的温敏凝胶溶液，在80℃下均能成胶。向水测渗透率为1.59 μm2 的填砂管注入温敏 凝胶，在80℃下成胶后水驱1.0 PV的渗透率为0.0040 μm2，封堵率为99.74%，而且经过40 mL/min的高强度水驱 30 PV后，填砂管渗透率保持率为95.28%，表明该温敏凝胶具有很高的封堵强度且封堵有效期长。注入的温敏 凝胶主要进入高渗通道，被后续注入的多元热流体加热后成胶，起到封堵高渗通道、有效延缓气窜的作用。原有 的高渗通道被温敏凝胶封堵后，后续注入的多元热流体被迫发生绕流，扩大了波及范围，采收率由36.1%提高至 45.3%。南堡35-2油田现场试验结果表明，温敏凝胶可以封堵住了前两轮次注多元热流体期间形成的窜流通道， 有效延缓气窜的发生，在25 d的注多元热流体作业期间未发生气窜，注入压力比气窜前提高2.0 MPa，临井气量 未见明显上升，生产未受到影响。图12表3参13

摘要:由于地层条件复杂、非均质性严重，天然或人工裂缝发育及CO2本身存在的不利流度比等因素，造成CO2气 窜严重，采收率低。为了降低气体流度、改善CO2驱替效果，YC油田根据CO2性质提供了一种线性嵌段共聚物稠 化剂。通过室内模拟YC油田区块，对稠化剂/CO2体系进行了剪切流变性、高温高压流变性静态评价；再结合二 维岩心、三维三轴模型驱油实验，动态评价了稠化剂/CO2体系的驱油效果。结果表明，稠化剂与CO2形成的体系 在40数 80℃具有良好的稳定性，可增大CO2黏度（0.014 mPa·s）约20倍。温度对稠化剂/CO2体系黏度的影响较 小。随剪切速率增加，稠化剂/CO2体系黏度减小；随着压力的增加，稠化剂/CO2体系的黏度逐渐增大。在模拟地 层条件下，稠化剂/CO2体系具有良好的降低CO2流度和改善气驱效果的作用。对于非均质性岩心，渗透率级差 小的岩心的采收率增幅（13.75%）大于渗透率级差大的岩心（11.98%）；对于均质岩心，稠化剂/CO2体系可有效改 善CO2气体严重窜逸的问题，进一步发挥CO2良好的驱油效果，大幅提高原油采收率。图10参21

摘要:针对低渗特低渗透油藏CO2驱油效果差、气窜现象严重等特点，开展了CO2驱气水交替注入（WAG）方式改 善CO2驱油效果研究，评价了岩心渗透率及其非均质性对气水交替驱油效果的影响；选取天然露头和人造非均 质岩心，对气水交替的注入速率、注入参数及注入量进行优选，进行了WAG驱的适应性评价。研究表明，对于 0.5×10-3、1×10-3和5×10-3 μm2 的低渗特低渗均质岩心，气水交替驱能够实现良好的流度控制作用，延长CO2的窜 逸时间，且渗透率越低，气窜时间越晚；渗透率级差为5、10和50的非均质性岩心，渗透率级差越小，气水比越高， 提高采收率效果越好。渗透率级差大于10时，气窜时间明显提前，特别是当级差大于50时，气水段塞无法有效 启动低渗基质中的剩余油，快速气窜而无经济效益。利用气水交替在适应界限范围内可显著降低CO2流度，延 长CO2窜逸时间，启动基质中的剩余油，提高剩余油采收率。图16表2参20

摘要:为提高砾岩油藏采收率，针对七东1区砾岩低渗储层强非均质性、水驱采出程度低、剩余油饱和度较高等特 点，在七东1区实施聚合物驱。通过理论计算、聚合物注入性及流动性分析、天然岩心驱油实验，对聚合物相对分 子质量和注入浓度进行了筛选，并在七东1区进行了矿场应用。结果表明，七东1区低渗砾岩储层可注入浓度不 高于1000 mg/L、相对分子质量400×104 以下的聚合物，采收率可提高4%~ 9%。针对低渗透油藏特点，形成了驱 油体系与油藏流体等黏驱替流度控制技术。试验区于2016年1月全面注入相对分子质量为350×104、质量浓度 为800 mg/L的聚合物溶液。截至2019年2月，聚合物驱阶段产油8.01×104 t，阶段采出程度14.5%，降水增油效果 明显。图6表6参14

摘要:为从微观研究聚合物表面活性剂（简称聚表剂）的驱油机理和驱油效果，采用微观刻蚀仿真模型进行微观 可视化驱油实验，并与岩心驱替实验驱油效果对比。结果表明，在微观驱油实验中，水驱后微观模型中产生6种 类型残余油，而聚表剂驱后对盲端残余油的驱替效果不明显；聚表剂的驱油机理主要是通过其增黏作用、黏弹性 作用和乳化作用来扩大波及体积，降低渗流阻力，“拉”、“拽”残余油，将大油滴乳化分散成小油滴，从而将残余油有 效驱出；不同浓度的聚表剂在微观模型和岩心驱替实验中的驱油效果基本相符，聚表剂浓度越大，残余油启动能力 越高，驱油效果越好。聚表剂质量浓度为2000 mg/L时的驱油效果最好，采收率增幅为19.69%。图27表1参15

摘要:为揭示二维纳米片状材料（黑卡）对乳状液稳定性的影响，以扶余油田长春岭和三队区块原油为例，在水油 体积比为7∶3的条件下，研究质量分数为0.005%的2-D智能纳米黑卡流体对原油乳状液稳定性的影响。通过稳 定性分析仪和界面流变仪表征乳状液稳定性大小和界面膜强度，通过观察乳状液的微观形状和粒径分布分析黑 卡增强乳状液稳定性的机理。研究结果表明，黑卡尺寸约为 70×100（nm），厚度为 0.65~1.2 nm。在原油和 0.01%稳定剂十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）组成的乳状液中加入黑卡后形成Pickering乳状液，乳状液的析水速 度变慢，乳状液的稳定析水率从75.71%~78.57%降至65.71%~ 72.86%；乳状液稳定性提高，稳定性指数（TSI） 值由4.73~ 5.64降至2.71~ 3.84；乳状液膜的强度增强，体系流变学特征由黏性转变为明显的弹性。黑卡作用的 Pickering乳状液的背散射光曲线可分为乳状液破乳区、过渡区和乳状液聚并区3个区域。黑卡能改变稳定剂亲 水-亲油平衡，将W/O型乳状液转变为O/W型乳状液，形成液滴尺寸为0.1~5 μm大小的乳状液，大幅降低原油 黏度。黑卡同时具有亲水-亲油两亲性质，可通过自吸附定向排布于液膜上，增加液膜强度，提高乳状液稳定 性。图21表3参22

摘要:针对低渗透油藏渗透性差、孔喉狭小和岩层致密等特点，研制了片状2-D智能纳米黑卡驱油体系。研究了 2-D智能纳米黑卡的微观结构、润湿性、界面性质、稳定性、乳化降黏性，通过一维岩心驱替实验考察了岩心渗透 率、纳米黑卡浓度以及原油黏度对2-D智能纳米黑卡溶液驱油效果的影响。研究结果表明，纳米黑卡尺寸约为 60 nm×80 nm×1.2 nm，其与油水界面形成“面-面”接触，界面作用极强。纳米黑卡比表面积大，能在水相中均匀 分散，可发挥润湿反转、乳化降黏、降低界面张力、降压增注等多重功效。岩心驱替实验结果表明，岩心渗透率、 纳米黑卡浓度和原油黏度对驱油效果均有影响。在岩心渗透率为25×10-3μm2、纳米黑卡加量为0.005%和原油黏 度为25 mPa·s时，2-D智能纳米黑卡溶液的驱油效果较好，原油采收率增幅为18.10%。片状2-D智能纳米黑卡 可充分发挥“智能找油”功能，适用于低渗透油藏提高驱油效率。图10表2参28

摘要:为了高效修复陕北定边油田附近的原油污染土壤，从当地含油污染土壤中筛选了5株原油降解菌，通过生 理生化实验及16S rDNA序列分析鉴定分离的降解菌种类，采用正交实验方法探究和建立高效的混合菌修复体 系并分析菌株的降解产物，选用表面活性剂Tween80刺激微生物进一步提高对石油的降解效率。研究表明，从 含油污染土壤中筛选的5株原油降解菌株分别为D-1纤维单胞菌、D-3黏质沙雷氏菌、C-2无色杆菌、D-5不动杆 菌和A-3铜绿假单胞菌。通过测定菌株在LB培养基和石油培养基中生长状态、GC-MS分析菌株降解石油的残 留组分，将筛选的 D-5、C-2、A-3 进行复配，各菌株对原油降解的影响效果 D-5>A-3>C-2，菌株最佳复配比 D-5∶C-2∶A-3=5∶1∶5。在温度35℃、pH 7.5、摇床转速180 r/min、菌液加量6%，Tween80含量为5 cmc的降解条件 下，混合菌群对原油的降解效果可以达到87.12%，有效促进原油污染土壤的高效修复。图12表6参29

摘要:针对超稠油黏度高、流动性差和地层水矿化度高等现状，以表面活性剂、碱、有机磷酸为原料制得乳化降黏 剂，对降黏剂配方进行了优选，研究了矿化度和温度对降黏剂降黏性能的影响，并分析了降黏机理。结果表明， 超稠油乳化降黏剂最优配方为：质量比为1∶1的磺酸盐类阴离子表面活性剂YBH与醇醚羧酸盐类的阴、非离子 表面活性剂YFBH复配的主剂、碱助剂、耐盐助剂NYZJ-1的质量比为1.1∶0.45∶1.15。在主剂、助剂总加剂量为 0.81%（占原油乳状液的质量分数）、乳化温度80℃、油水质量比为7∶3、矿化度为95 g/L的条件下，可使超稠油黏 度由316.5 Pa·s（50℃）降至其乳状液的0.0831 Pa·s，降黏率达99.97%，50℃下静置4 h的出水率为5.93%。温度 对乳化降黏剂降黏性能的影响较小，经200℃处理2 h后超稠油乳状液的降黏率不变。复配乳化剂各组分间发挥 了协同增效作用，增强了体系的降黏性能，提高了乳状液的稳定性。乳化降黏剂降黏效果良好，耐温抗盐，适用 于高温高盐油藏。图10表3参15

摘要:针对高含CO2、H2S、Cl- 的油气井环境，以十六烷酸、二乙烯三胺、1-萘基-2-硫脲为原料制备了1-（ 2-奈基-硫 脲乙基）-2-十五烷基-咪唑啉缓蚀剂。在饱和CO2浓度、H2S质量浓度为30 mg/L、Cl- 质量分数为0~30%的盐溶 液中，研究了缓蚀剂对钢片腐蚀形貌和缓蚀效果的影响，通过电化学极化曲线和交流阻抗谱分析了缓蚀机理。 结果表明，Cl- 加速了碳钢在CO2/H2S介质中的腐蚀。在含CO2（饱和）、H2S（30 mg/L）和Cl-(10%）的盐溶液中，缓 蚀剂可减缓Cl- 对碳钢的腐蚀。缓蚀剂的缓蚀效果随着Cl- 浓度的增加而下降，Cl- 含量低于20%时的缓蚀效果较 好。随着缓蚀剂浓度的升高，缓蚀率增大并逐渐趋于稳定，缓蚀剂加量为100 mg/L时的缓蚀率为94.36%。该缓 蚀剂属于对阴阳极作用均有抑制的混合型缓蚀剂，可在碳钢表面形成一层致密的保护膜，阻碍腐蚀介质与金属 基体的接触，抑制金属的腐蚀，可用于CO2、H2S、Cl- 浓度较高环境下管道的缓蚀。图10参13

摘要:为提高酸化缓蚀剂在高温深井中的应用效果，对酮、醛、胺一次性按比例混合后催化合成缓蚀剂的工艺进 行了优化，在盐酸（20% HCl）、土酸（12% HCl+3% HF）和 16 MPa 的条件下，分别在 160℃、4.0%加量和 180℃、 4.5%加量下测定酮醛胺缩合物高温酸化缓蚀剂中试产品对N80油管试片腐蚀速率的影响。结果表明，优化后的 制备过程分为四步：在盐酸的催化下，甲醛和苯乙酮反应生成酮醛缩合物；分离产出水，完成除水；酮醛缩合物与 苯胺反应生成酮醛胺缩合物；将该缩合物与缓蚀增效剂（辛炔醇）、高温增效剂（氯化亚铜）、有机溶剂（无水乙醇） 混合均匀，制得酮醛胺缩合物高温酸化缓蚀剂成品。与原制备工艺相比，四步法所得中试产品的产率和性能均 提高。优化工艺制备的中试产品符合石油天然气行业标准SY/T 5405—1996中缓蚀剂的一级评价指标，满足深 井、超深井油气藏酸化性能要求。图2表2参18

摘要:在原油生产过程中，随着体系温度和压力的改变，H2S可能从原油中释放，带来安全问题。目前油田采用的 注蒸汽热采模式会加大H2S的危害。本文针对胜利油田某原油及采出液（原油和地层水的混合物）开展研究，将 原油或采出液置于高温高压反应釜中进行高温处理、然后降温至50℃提取气样、对气样进行色谱分析，探索该原 油中H2S的产生机制。研究发现，采出液经过330℃高温处理后H2S释放量较小，低于该原油经330℃高温处理 的H2S释放量；该原油经200℃、85℃处理后均释放出H2S，且原油经过200℃或85℃处理，释放的H2S中硫元素与 所取原油中硫元素的比例分别为32.3%和34.5%，H2S释放量较为接近。该原油在高温处理过程中，释放的H2S 来自于原油中溶解的H2S，当原油和地层水共存时，部分释放出的H2S可以再溶解于地层水中而使H2S释放量降 低。表6参13

摘要:渤海油田长期注入聚合物（注聚）导致注聚井堵塞，已严重影响了原油开采。为明确渤海油田X注聚井堵 塞物组分及各组分的相互作用机理，利用同步热分析仪、扫描电子显微镜、马尔文粒度分析仪、电感耦合等离子 质谱分析仪、流变仪等，对堵塞物组分及含量、微观形貌、油田水配伍性、无机垢或原油与聚合物的相互作用进行 了研究。结果表明，该堵塞物主要为聚合物与无机垢、原油、黏土颗粒相互包裹形成的，聚合物是堵塞物的主要 成分。渤海油田水质配伍性差，地层水、注入水混合易生成无机垢。无机垢晶会包裹聚合物链生长变大，导致聚合物 胶束水力学直径增加。聚合物垢被原油包裹后形成难以被地层水溶胀的柔性物质，严重堵塞地层。图6表1参16

摘要:为降低高蜡型JENM原油的输送成本，合成了丙烯酸十八酯-丙烯酸二十二酯-马来酸酐梳型共聚物降凝 剂，考察了降凝剂相对分子质量对降凝效果的影响，并通过优化反应条件实现对聚合物相对分子质量的调控，研 究了加剂前后JENM原油的析蜡特性和蜡晶形貌的变化。研究表明，随着反应温度升高和反应溶剂用量增加， 降凝剂的平均相对分子质量减小；随着引发剂用量的增加，降凝剂的平均相对分子质量先增大后减小。丙烯酸 十八酯-丙烯酸二十二酯-马来酸酐降凝剂的平均相对分子质量约为14000时对JENM原油的降凝效果较好，典 型优化合成条件为：反应温度100℃、溶剂用量77%、引发剂用量为单体质量的1%，合成的降凝剂加剂量为0.3% 时，JENM原油凝点由30℃降至17℃，降幅为13℃；30℃时黏度由9.12 Pa·s降至2.24 Pa·s，降黏率为75%，显著改 善了JENM原油的低温流动性。结合DSC和显微分析发现，降凝剂的加入使JENM原油析蜡点和析蜡峰温降 低，凝点处析蜡量增加。降凝剂的极性基团抑制了蜡晶生长，促进了蜡分子的分散，使晶种在更低温度才开始析 出。同时，由于蜡晶更加细小，析蜡量较大时才使原油失去流动性，从而有效降低了原油凝点。图11表2参18

摘要:为防止顺北原油管道集输中结蜡，根据顺北原油析出蜡的碳链分布设计合成了以甲基丙烯酸十八酯、醋酸 乙烯酯、对苯二乙烯为单体的超支化聚合物防蜡剂，考察了合成条件对防蜡剂防蜡性能的影响，采用冷指法评价 了该防蜡剂的防蜡效果并分析了该防蜡剂的 防蜡机理。研究结果表明，顺北原油的含蜡量为6.57%，析蜡点为 23℃，在环境温度下极易结蜡。优化得到防蜡剂最佳合成条件为：甲基丙烯酸十八酯和醋酸乙烯酯摩尔比为5∶ 1，对苯二乙烯加量为单体总质量的0.02%，引发剂加量为单体总量的0.7%，聚合温度70℃，聚合时间为6 h。当防 蜡剂加量为500 mg/L时防蜡率达到70%以上，表现出良好的防蜡效果。当加入防蜡剂600 mg/L后，原油凝点降 低8℃，析蜡点降低13.4℃，防蜡剂与石蜡形成了共晶，破坏了石蜡的晶体结构，抑制了石蜡的继续增长，从而达 到防蜡的效果。图19表1参10

摘要:压裂返排液的降解对保护环境、节约水资源具有重要意义。本文采用超声辅助芬顿试剂氧化的方法，对长 庆油田的高矿化度、高黏度返排液污水进行氧化降解，考察了不同因素对氧化降解反应的影响。研究表明，在适 宜的反应条件下，即H2O2与FeSO4摩尔比3.7∶1、超声功率120 W、反应温度20℃、反应时间18 min、反应液pH值 6.17（接近原水），水样的COD从10615.5 mg/L 降至2351.3 mg/L，COD去除率可达到77.85%，色度从2113. 8 CU 降至20.95 CU，浊度从47.88 NTU降至0.12 NTU，黏度从1.79 mPa·s降至1.02 mPa·s，矿化度从7130 mg/L降至 1045 mg/L。经超声辅助芬顿处理，可实现压裂返排液的快速降黏，大量脱除COD，极大地降低返排液的色度、浊 度，有利于后续深度处理。图12表1参7

摘要:为有效降低压裂液对煤层的伤害，可用离子色谱仪测定现场地层水样的组成成分，确定地层水的矿化程 度，用复配地层水作为压裂液进行水力压裂施工。为了节省时间与成本，基于微元分析法的基本思想建立了可 以实时动态地预测地层水化合物浓度的模型。根据现场生产井的排采情况，假设任意时间段内生产排采出的地 层水与远井地带注入地层水的体积相同，并且在微小时间段内，排采出的地层水中化合物浓度保持不变。结果 表明，由该模型计算新疆某区块煤层气A井不同生产时间下地层水中KCl和NaCl的浓度，其与离子色谱仪测得 的浓度值的平均误差分别为4.01%~12.10%、6.06%~10.46%，验证了该模型的正确性。图2表1参15

摘要:我国碳酸盐岩油藏大多底水发育，由于底水锥进导致油井含水快速上升，严重情况下造成油井水淹。控制 碳酸盐岩油藏底水快速突破成为近年来研究热点问题之一，因此有必要对碳酸盐岩油藏底水控制技术进行梳理 和总结。综述了碳酸盐岩底水油藏油井出水特征及机理、控水工艺以及控水或堵水材料，总结了无机材料、聚合 物溶液或凝胶等控水材料及工艺的研究进展及面临的问题，展望了纳米复合材料在低渗碳酸盐岩油藏控水中的 应用前景。图7参60

摘要:CO2捕集、利用与封存技术（CCUS）对实现温室气体深度减排具有重要意义，但在其注入和封存过程中，可 能发生CO2的泄露或逃逸。井筒完整性的失效是CO2泄露的主要途径。目前，提高井筒水泥完整性的技术大多 是关于防腐蚀水泥体系的改性或者补注水泥。但注入性更佳、稳定性更强且成本较低的聚合物凝胶，可实现井 筒完整性失效的预防及修复。pH响应型聚合物凝胶目前受到广泛的关注，其可以对地层环境的变化做出智能 响应；即地层pH发生变化时，水凝胶会吸水膨胀，体积变大，进而实现对完整性失效水泥的有效封窜。本文详细 论述了国内外用于CO2地质封存封窜剂的研究进展，重点分析了pH响应型凝胶的封窜机理和封窜性能，并讨论 了其未来发展方向及应用前景。图2参58