摘要:为揭示阳离子单体和交联剂浓度对阳离子聚丙烯酰胺微球水溶液的剪切性及黏弹性的影响规律，以丙烯 酰胺（AM）、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）和N，N'-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）等为原料，通过反相乳液 聚合法制备了阳离子度为2%~20%、交联度为0和阳离子度为10%、交联度为0.05%~0.2%的微球。采用高温 高压流变仪研究了聚合物微球溶液的耐温耐剪切性、剪切恢复性以及黏弹性。结果表明，聚合物微球溶液的耐 温耐剪切性优良，在80℃、170 s-1 的条件下剪切2 h的黏度仍能保持在150 mPa·s以上。增加阳离子度，微球溶液 抗剪切性和剪切恢复性增强，黏度保留率从30.79%增至68.56%；加入交联剂，微球溶液的稳定性增强，黏度保留 率高达85.38%，但微球溶液的整体黏度降低。在0.01~10 Hz频率扫描范围内，聚合物微球溶液的弹性模量始 终大于黏性模量，具有良好的弹性；且随着阳离子度增加，微球溶液的黏弹性模量呈增大趋势；随着交联度增加， 微球溶液的黏弹性模量先增大后减小。图8参13

摘要:为揭示聚合物微球在钻井液中的性能特征，制备具有优良耐温抗盐性能的降滤失剂，以聚乙二醇水溶液为 分散介质，丙烯酰胺、丙烯酸、多官能团丙烯酸酯为主要单体，聚丙烯酸为分散稳定剂，采用氧化还原引发体系， 通过水分散聚合方法合成了微米级亲水性阴离子型交联聚合物微球。采用粒度分析、扫描电镜等方法表征了聚 合物微球的粒径大小及形貌，研究了聚合物微球对钻井液性能的影响。结果表明，制备的聚合物微球为平均粒 径小于10 μm的球状颗粒材料，能有效降低钻井液滤失量，对钻井液流变性的影响较小，耐温性能优良，其起始 分解温度为290.3℃。组成为4%膨润土+3%聚合物微球的钻井液经200℃老化16 h后的滤失量可保持在10.5 mL。该聚合物微球降滤失剂具有优良的抗盐抗钙性能，组成为4%膨润土+3%聚合物微球的钻井液在加入NaCl 或CaCl2后的表观黏度、塑性黏度以及动切力变化较小，NaCl加量为2%和CaCl2加量为1%时的滤失量分别为 11.0、14.0 mL，显示出优良的抗盐（钙）污染能力。图3表6参10

摘要:海水矿化度和钙镁离子含量高，配液时会对压裂液溶胀、交联、破胶等造成影响。为降低海水对压裂液的 影响，以甲醛、亚磷酸、多乙烯多胺为原料制备有机膦酸类螯合剂SW-CA，研究了影响其螯合效果的因素，通过 扫描电镜观察晶体形态、分析其作用机理，评价了其对压裂液交联性能和破胶的影响。结果表明，螯合剂 SW-CA对Ca2+、Mg2+ 的螯合值分别为276、218 mg/g，螯合效果随SW-CA用量增大而增大，随矿化度、温度、pH值 增大而减小。加入螯合剂后，沉淀晶体颗粒变得疏松分散，作用机理主要为螯合作用和晶格畸变作用。在海水 中加入1% SW-CA可改善基液的交联性能，提高基液的黏度和耐温耐剪切性。加入1% SW-CA压裂液的破胶时 间可控，破胶性能良好，残渣含量为113 mg/L。将陶粒在加入螯合剂的压裂液破胶液中浸泡4 h后，陶粒表面只 有少量胍胶残渣吸附，避免了无机盐的沉淀析出，降低了对支撑剂导流能力的影响。螯合剂SW-CA与压裂液的 配伍性良好，满足现场施工要求。图13表1参19

摘要:为获得性能优良的压裂液体系，以α-甲基丙烯酸（MAA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N，N-二甲 基丙烯酰胺（DMAM）、N-乙烯基己内酰胺（NVCL）为主要原料，通过溶液聚合法制备了新型四元聚合物稠化剂， 并研究了该聚合物溶液的流变性能；以有机锆为交联剂制备交联凝胶，考察不同因素（交联比、剪切速率、温度） 对交联过程流变动力学的影响。研究结果表明：在温度25℃、剪切速率170 s-1下，质量分数0.6%的聚合物溶液的 表观黏度为100 mPa·s，增黏效果好，具有明显的剪切变稀性，其流动曲线可用Cross模型进行表征；质量分数 0.6%的聚合物溶液与交联剂在交联比100∶0.6下的交联效果良好，凝胶黏弹性较高；聚合物溶液交联过程可用 四参数交联流变动力学方程进行表征，为该四元聚合物压裂液的应用提供了流变学研究基础。图14表4参19

摘要:为改善常规稠化剂的耐温性和抗剪切性，以丙烯酰胺（AM）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）、丙烯酸 （AA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、疏水单体YD-D10为原料，采用自由基水溶液聚合法制备了疏水缔 合型交联酸液稠化剂（AAG4）。对AAG4的制备条件进行了优化，并对其结构进行了表征，考察了以AAG4为稠 化剂配制的交联酸的各项性能。结果表明，AAG4的最佳制备条件为：引发剂偶氮二异丁基盐酸盐加量0.01%、 硫酸铵-亚硫酸氢钠（质量比1∶1）加量0.04%，YD-D10加量0.42%，反应温度35℃，反应时间6 h。AAG4的热稳 定性良好。在盐酸质量分数为20%的条件下，AAG4与有机锆交联剂的交联性能优异，交联酸液表现出良好的耐 温、抗剪切性能。120℃、170 s-1 下剪切1 h的酸液黏度为82 mPa·s。交联酸的缓速性能较好，在90℃下其与天然 岩心的反应速率远小于盐酸的反应速率，交联酸的缓速率达到97.3%。在30℃下交联酸对天然岩心的最终溶蚀 率与20% HCl相当，现场酸压施工效果良好，可以实现高温碳酸盐岩储层的深度改造。图10参20

摘要:针对目前存在的压裂液返排液重复配液难的问题，对苏里格气田不同区块及不同压裂液体系返排液组分 进行了系统分析，同时分别采用单因素及正交试验对影响压裂液返排液重复配液性能的因素进行了深入研究。 研究发现，压裂液在返排过程中从地层携带出的大量金属离子，尤其是一些高价金属阳离子对返排液的重复配 液性能有显著影响，其中返排液中的Ca2+、Mg2+和Fe2+ 对配液性能影响最大，针对0.4%的EM50和胍胶体系，实验 测得这3种离子满足返排液重复配液的上限值分别为250、150、150 mg/L和275、250及200 mg/L。另外，返排液中 高含量的Cl- 及矿化度等因素也会影响返排液的重复配液性能。通过向返排液中加入一定浓度的络合剂或沉淀 剂，再辅以清水稀释的方式可有效解决由于金属离子或矿化度太高导致的返排液重复配液问题。图6表2参21

摘要:针对渤海水驱稠油油田改善平面及微观非均质性特点，实现油层内部液流转向技术需求，以渤海LD5-2油 藏地质特征和流体性质为模拟对象，研究了微观非均质调驱剂（聚合物微球、冻胶分散体）的水化膨胀性、渗流特 性和液流转向效果。结果表明，聚合物微球材质透光性较差，外观形态呈现球型；冻胶分散体材质透光性较好， 外观为不规则片状。聚合物微球初始粒径中值为8.7~9.2 μm，微球颗粒在注入水中吸水膨胀，浸泡7 d后微球 粒径基本稳定，最大膨胀倍数2.5~3.0。聚合物微球和冻胶分散体颗粒都具有较强的注入能力和较弱的液流转 向能力，仅适用于中低渗透层内部微观液流转向。与聚合物微球相比，冻胶分散体的吸水缓膨能力、在多孔介质 运移过程中的滞留和液流转向能力较差。对于平均渗透率高和非均质性强的油藏，需将宏观和微观液流转向措 施即强凝胶与颗粒类相结合以扩大波及体积和提高采收率。图10表5参14

摘要:渤海LD5-2油田储层具有厚度大、平均渗透率高、非均质性强、注采井距大、单井注采强度高和原油黏度高 等特点，长期注水开发进一步加剧了储层非均质性，水驱开发无效循环现象日趋严重。为了提高油田开发效果， 开展了堵/调/驱组合方式和井网类型对调剖调驱效果影响的研究。结果表明，由部分水解聚丙烯酰胺溶液与有 机铬交联剂组成的调剖剂静置12 h后，最大黏度高于105 mPa·s，30 d时仍能保持较高强度。调驱剂聚合物微球 初始粒径8.7~ 9.2 μm，膨胀倍数3.7~ 4.1。驱油剂表面活性剂溶液与原油间的界面张力可达10-2 mN/m，当乳状 液含水率大于40%时的稠油乳化降黏率超过80%。相比调剖剂+调驱剂+驱油剂组合，调剖剂+调驱剂组合因缺 少表面活性剂的乳化降黏和洗油作用，采收率增幅减小8.9%。调驱剂+驱油剂组合的宏观液流转向效果较差， 表面活性剂乳化降黏作用未能充分发挥，采收率增幅仅为10.8%。4种井网类型的调剖调驱效果从强到弱依次 为：1水平井（注）+1水平井（采）、1水平井+2垂直井、1垂直井+1水平井、1垂直井+2垂直井。当储层平均渗透率 较高和非均质性较强时，大孔道或特高渗透条带治理措施可以确保后续微球发挥微观液流转向、表面活性剂发 挥乳化降黏和洗油作用。图12表4参17

摘要:为了实现海上高盐油田高效低成本开发，满足深部液流转向技术需求，本文开展了无机凝胶药剂浓度优选 及18 m超长岩心内传输运移能力实验研究。结果表明，目标储层注入水中Ca2+和Mg2+ 含量分别为0.569 g/L和 0.229 g/L，二者不足以与主剂Na2SiO3溶液反应生成大量无机凝胶，需选用外加CaCl2溶液作为助剂，选择主剂与 助剂浓度均为3.7 g/L。随“软化水+Na2SiO3溶液+软化水+CaCl2溶液”交替注入轮次增加，18 m长岩心上各个长 度区间压力梯度呈现逐渐升高趋势。多轮次交替注入结束后无机凝胶波及岩心区域达到总长度86.7%，岩心前 后相邻两个长度区间压力梯度比值分别为3.85、2.03、1.16、1.19和1.24，各个长度区间压力梯度比值差不大，无机 凝胶调剖剂具有良好传输运移和深部液流转向能力。后续水驱结束时，岩心各个长度区间封堵率在19.97%~ 72.26%，表明无机凝胶在孔隙内具有较强耐冲刷和持久液流转向能力。图3表5参17

摘要:为封堵红河长8油藏的直通型水窜裂缝，以部分水解聚丙烯酰胺G3515为成胶剂、水溶性酚醛树脂为交联 剂、氯化铵为催化剂，制备了成胶时间与强度不同的冻胶，评价了冻胶的稳定性、注入性和封堵能力。结果表明， 冻胶的稳定性较好，由 0.5% G3515、0.5%水溶性酚醛树脂、0.2%催化剂和 0.3%纳米颗粒 QC-W 配制的冻胶在 70℃下放置180 d的弹性模量大于10 Pa。冻胶的注入性良好，成胶液在70℃下的黏度低于500 mPa·s。冻胶的 封堵能力较好，含 0.8% G3515 的强冻胶在直径为 0.7~1.8 mm 细管中的突破压力梯度达到 4 MPa/m 以上，含 0.3% G3515的弱冻胶在直径为0.7~1.5 mm细管中的突破压力梯度达到1 MPa/m以上，满足红河油田大剂量注 入的要求。图7表2参14

摘要:为研究热固性环氧树脂封窜堵剂的固化行为，精准预测封窜堵剂的固化过程，采用非等温差热扫描量热法 研究了环氧树脂封窜堵剂体系的固化反应动力学。利用Kissinger方程和双参数（m，n）自催化模型，对该体系进 行固化动力学拟合，计算固化动力学参数。结果表明，由环氧树脂和三乙醇胺组成的堵剂体系固化过程为双阶 段固化，即凝胶化阶段和固化阶段。通过拟合得到两个阶段的表观活化能分别为63.489、123.56 kJ/mol。固化阶 段的活化能是凝胶化阶段的2倍。对双阶段固化过程分别进行拟合得到的自催化动力学方程与实验数据的拟合 度良好，对环氧树脂封窜堵剂体系的应用具有指导意义。图10表3参18

摘要:针对长庆油田CO2先导试验驱地层水矿化度高，Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+ 含量高，储层岩石易溶蚀的特点，开展 了CO2-地层水与CO2-岩石-地层水相互作用的研究以及CO2驱对储层岩石的影响模拟实验。结果表明，在地层 水注入CO2的过程中，pH值、压力和温度的改变对地层水中阳离子浓度的影响很小，不会导致无机垢的生成。在 注气井近井地带，随着注入压力不断升高，溶解在地层水中的CO2增加，溶液pH值下降，储层岩石发生溶蚀。岩 心片与CO2作用后，岩心片更加亲水，这有利于改善储层物性，提高原油采收率。在采出井近井地带，由于压力 的降低，使原本溶解于地层水中的CO2大量逸出，地层水中的碳酸氢盐矿物分解成不溶性的碳酸盐沉淀，导致储 层渗透率降低，孔隙度减小，对储层造成伤害，不利于长8储层低渗油藏采油。图10表3参13

摘要:超临界CO2（ scCO2）在原油中的扩散行为直接决定了其吞吐提高采收率的效果，尤其对于致密页岩等非常 规油藏。本文根据压降法搭建了测定scCO2在原油体相中扩散系数的实验装置，系统研究了压力、温度、原油黏 度等油藏条件对scCO2扩散系数及浓度分布的影响规律，并建立了scCO2浓度场及扩散前缘的预测方法。研究 结果表明，scCO2在原油体相中的扩散系数为10-8 m2 /s数量级，扩散系数随着初始注气压力的升高而增大，最终 趋于平缓；升高温度促进了CO2分子的扩散，但在临界温度点附近出现最大扩散系数；扩散系数随原油黏度增加 快速递减。经过0.4 h扩散，扩散前缘可以完全抵达高度为2.8 cm的油相底部，10 h后scCO2能够完全充满整个油 相空间，在扩散后期，CO2浓度梯度越来越小，扩散速度逐渐降低。图16表1参17

摘要:纳米颗粒/表面活性剂 分散体系的稳定性是一个不容忽视的问题，为了使其在油田得到实际应用，应对分 散体系的稳定性及界面活性进行研究。通过沉降实验、浊度及Zeta电位测定研究了离子组成、SiO2的含量和pH 值与纳米SiO2/十二烷基硫酸钠（SDS）体系稳定性的关系，并研究了上述条件下纳米SiO2对SDS降低油水界面张 力的影响。研究结果表明，在NaCl盐水中，体系稳定性较好，纳米SiO2的加入有助于SDS降低界面张力。模拟 地层水中，纳米SiO2含量的增加，二价Ca2+，Mg2+ 离子的存在，均使体系稳定性变差。SDS降低界面张力的能力随 着SiO2含量的增加先增后减，界面张力在0.5%时达到最低。在酸性介质中，颗粒间水化作用的增强及SiO2颗粒 周围H+ 保护层的存在使模拟地层水中体系稳定性得到明显改善。在SiO2质量分数大于0.5%时，更低的pH有利 于提高体系降低界面张力的能力。图7表1参21

摘要:为了提高馆陶、孤岛稠油的稳定性，考察了阴离子型分散剂AA（磺酸基型）、非离子型分散剂NA1（多元醇 型）、油酸、月桂酸和棕榈酸对馆陶、孤岛稠油沥青质溶解度的改善效果，筛选了分别对两种沥青质稳定分散作用 最好的两种分散剂NA1和AA，进一步考察了处理温度对分散剂改善效果的影响、分散剂与沥青质的相互作用方 式。研究结果表明，在较低的温度下，多元醇型非离子分散剂NA1对沥青质的稳定作用显著，能够显著增大溶液 中沥青质的饱和浓度；但当处理温度升高到80℃时，沥青质饱和浓度急剧下降，但仍比未添加NA1的沥青质饱 和浓度高得多。而含磺酸基的离子型分散剂AA改善效果受处理温度影响较小。另外，通过红外光谱分析发现， AA的磺酸基能够与沥青质中的N—H键、O—H键之间形成红移型氢键；NA1中的羟基O—H、醚键、酯基等官能 团能够与沥青质分子中的N、O、S等杂原子以及芳香共轭π键形成蓝移型氢键。两种分散剂与沥青质的相互作用 方式均为与沥青质分子通过氢键而结合。图11表3参15

摘要:为分析原位乳化动用剩余油机理，通过乳化相行为评价方法和微观图像研究了矿化度、油水比和表面活性 剂浓度对油/水/阴离子表面活性剂石油磺酸盐KPS-202在拟稳态下形成的乳状液类型及稳定性的影响，并通过 微流控技术研究了石油磺酸盐原位乳化对提高采收率的作用。结果表明，随着矿化度的增加，乳状液由水包油 型变为双连续相再变为油包水型。在矿化度为7.5~15 g/L时形成的双连续相乳状液对应的油水界面张力最 低。随油水比的减小，中间相乳液的体积分数增大；随着油水比的增加，析水率明显降低，形成乳状液的稳定性 增强。表面活性剂浓度的增加使得中间相乳液的体积分数增大，稳定性增强。KPS-202/聚合物二元体系原位乳化 后可明显驱动膜状、角隅状和柱状的剩余油，比界面张力和黏度相同却不发生乳化的甜菜碱表面活性剂AF-16/聚 合物二元体系提高采收率11.4%。乳化有助于剩余油的分散和运移，提高采收率效果明显。图20表1参15

摘要:随着弱碱三元复合驱的规模不断扩大，弱碱三元复合驱的采出液处理问题日益凸显，为研究弱碱三元污水 稀释弱碱三元体系驱油的可行性，采用不同类型的污水稀释弱碱三元驱油体系，评价了不同污水稀释三元体系 的黏性特征、界面活性和驱油能力，并通过现场试验进一步验证。研究结果表明：悬浮物含量100 mg/L、含油50 mg/L的弱碱三元污水回注油层的渗透率下限是100×10-3 μm2，当渗透率高于300×10-3 μm2时，三元污水可顺利注 入。三元污水较深度污水稀释三元体系的增黏性略低、稳定性好、抗剪切性能好、分子线图尺寸小、黏弹性略低； 界面活性范围相同、界面活性稳定性更好、乳化性能更好、抗吸附性能相同。在室内实验和现场试验中都表现出 了三元污水稀释三元体系注入能力更好、含水降低幅度更低的特点。因此，采用弱碱三元污水稀释弱碱三元体 系回注大庆油田二类油层具有技术和经济可行性。图15表7参21

摘要:为改善常规稠油乳化剂在集输末端的油水分离问题，以甲基丙烯酸N，N-二乙胺基乙酯（DEAEMA）功能单 体、丙烯酰胺（AM）和偶氮二异丁脒盐酸盐（V-50）为原料制备了pH响应型稠油乳化剂。考察了单体配比对乳化 剂表面活性的影响，研究了乳化剂浓度、油水比、温度、矿化度对乳化剂降黏性能及稠油乳状液稳定性的影响，分 析了稠油乳化剂的pH响应机理。结果表明，当DEAEMA、AM单体质量比为7∶3时，乳化剂的表面活性最好。 随乳化剂浓度增加、油水比降低、温度升高，稠油乳状液降黏率逐渐增加。但油水比过低，稠油乳状液的稳定性 降低。乳化剂具有显著的pH响应特性，在碱性条件下呈均匀的微球，具有较好的表面活性；在酸性条件下变成 透明的高分子溶液，失去表面活性。稠油乳状液的黏度随乳化剂加量的增加而降低，降黏率约99%，抗温抗盐性 能较好。通过调节pH值可使DEAEMA质子化或去质子化，从而使得乳化剂表面活性可控，实现稠油乳状液乳 化-破乳可控。图14表5参18

摘要:针对油田稠油破乳难度大、常规破乳剂适应性差、脱水温度高的问题，合成了聚醚低温破乳剂P-51T，考察 了环氧乙烷和环氧丙烷质量比及辅剂对破乳剂破乳脱水效果的影响，并在胜利油田孤五联合站开展了现场试 验。研究表明，在起始剂与环氧乙烷的质量比1∶19、环氧乙烷和环氧丙烷质量比1∶3、聚醚与烷基苯磺酸单乙醇 胺质量比5∶1的条件下合成的低温破乳剂P-51T，与油田常用破乳剂相比，具有脱水速度快、破乳效果好的特点， 在较低温度下优势更为明显。现场试验结果表明，脱水温度从73~ 80℃降低至65℃，破乳剂P-51T处理后外输 油含水低于0.8%，稳定达到指标要求（＜2%）。低温破乳剂P-51T的推广应用可以减少加热能耗，降低生产成 本，应用前景广阔。图3表3参18

摘要:为提高油砂采出液破乳剂的耐高温性能和脱水速率，先以6，6-异亚丙基双萘酚、乙二胺和甲醛为原料合成 了具有双萘酚结构的酚胺树脂，再以此酚胺树脂为起始剂、氢氧化钾为催化剂、与环氧丙烷及环氧乙烷嵌段聚合 反应合成多分支耐高温破乳剂。采用热重分析和羟值测定分析该破乳剂耐高温性能，通过高温脱水实验考察其 脱水性能。研究表明，合成破乳剂的耐温性良好，在350℃以下质量损失不明显，且在100~ 300℃温度范围内羟 值含量稳定，适合在油砂采出液的高温环境应用。针对加拿大阿尔伯塔省某油田油砂采出液，在130℃，药剂浓 度为400 mg/L 的情况下8 h的脱水率达到90%，脱水速率高于现场在用破乳剂，具有较好的破乳脱水性能。图3 表1参11

摘要:为分析天然气对原油脱水效果的影响机理，通过原油天然气混合装置，向渤海某油田现场已加注水溶性破 乳剂的1级分离器入口、2级分离器入口、电脱水器入口原油通入天然气，研究了气体流量、通气时间对乳化原油 中水滴粒径的影响，考察了气体流量对原油脱水量的影响，并在油田现场开展在用有机硅消泡剂的加注试验，分 析了消泡剂对原油脱水效果影响的原因。结果表明，随天然气流量增加，1级分离器入口乳化原油水滴粒径和静 态脱水速度的变化较小；2级分离器入口及电脱水器入口乳化原油水滴粒径增加、静态脱水速度加快，当天然气 流量为3 L/min时，乳化原油水滴粒径平衡值减小、静态脱水速度降低。在2级分离器入口及电脱水器入口加注 消泡剂，脱水与脱气效果随着消泡剂加注浓度的升高而改善。消泡剂促进了天然气在原油中的析出，气泡的上 浮加剧了原油中乳化水滴的运动，增大了小的乳化水滴互相碰撞聚并为大水滴的概率，使原油脱水效果得到改 善。图5表4参10

摘要:针对胜利油田目前尚没有专门针对抑制高含溶解氧污水腐蚀缓蚀剂，导致药剂投加量大而缓蚀效率较差 的现状，综合考虑溶解氧、氧化性物质和HCO3- 的协同腐蚀作用，合成了含有羟基、N-C=S和O=C-N等多吸附中 心的缓蚀剂葡萄糖硫代胺基甲酸盐，并以葡萄糖硫代氨基甲酸盐为主剂，以有机羧酸盐、硫脲和有机膦酸（ATMP）为辅剂，通过正交实验得到配方为60%葡萄糖硫代胺基甲酸盐+6%硫脲+4%羧酸盐+10% ATMP的缓蚀剂 PTT-20。在温度60℃、实验时间72 h下，钢试片在加有30 mg/L复配缓蚀剂PTT-20的污水（氧浓度8.0 mg/L）中 的腐蚀速率为0.0405 mm/a。在溶解氧含量为0.6~1.4 mg/L的现场应用中，30 mg/L缓蚀剂PTT-20的缓蚀率可 达90%以上，缓蚀效果明显好于目前现场常规应用的缓蚀剂。缓蚀剂PTT-20能够形成多点吸附而牢固地吸附在 金属表面，减少氧的吸附；碳硫基和羟基也可以吸收水中的溶解氧，减缓氧腐蚀。复配组分具有协同作用，进一 步提高了缓蚀效率。图3表6参13

摘要:塔河油田具有高温高氧、矿化度高的工况条件，注水管线和注水井腐蚀现象严重。为有效缓解塔河油田腐 蚀严重的现状，以乙酸、苯甲胺、苯乙酮为原料合成曼尼希碱，再将其与表面活性剂（脂肪醇聚氧乙烯醚、脂肪醇 聚氧乙烯醚磷酸酯）等混合制得曼尼希碱缓蚀剂。在高温高压条件下，研究了溶解氧和氧含量对钢片腐蚀的影 响，通过失重法和电化学极化曲线法评价了缓蚀剂的性能。结果表明，溶解氧会加重管线的腐蚀，腐蚀速率随着 氧气浓度的增加不断增大。曼尼希碱缓蚀剂中的氨基与苯环形成富电子共轭体系，具有较强的吸附能力，缓蚀 率可达92.57%，缓蚀性能较好。曼尼希碱缓蚀剂为抑制阳极反应为主的混合抑制型缓蚀剂，可有效抑制高温高 氧条件下的腐蚀。图10表2参22

摘要:首先合成了具有两个长疏水链可聚合表面活性剂双十二烷基甲基烯丙基氯化铵（DC12MAAC），通过测试 的红外光谱和核磁共振氢谱，证实了其结构。通过将DC12MAAC与N-（3-二甲氨基丙基）甲基丙烯酰胺（DPM） 进行共聚合成了一种P［DPM/DC12MAAC］共聚物絮凝剂；以单位表面积铁片增重量及浊度降低率为评价指标， 通过单因素法优化了共聚反应的条件，得到的最佳反应条件为单体质量分数为50%，单体DPM、DC12MAAC质 量比为 100∶2，引发剂质量分数为0.8%，聚合反应时间为6 h，聚合反应温度为60℃。采用P［DPM/DC12MAAC］ 处理含聚污水后浊度降低率最高为99.53%，单位表面积铁片增重量最低为43.02 g/m2，可减少絮体74.90%（油田 在用絮凝剂的处理结果为171.39 g/m2 ）。P［DPM/ DC12MAAC］的表界面活性较好，推测其清水机理为通过静电 吸附破坏油滴的扩散双电子层从而中和其表面负电荷。图11参17

摘要:在对YX区块化学驱注入井进行洗井和冲砂时发现大量难以处理的高黏度含油胶体。通过测定含油胶体 的黏度、pH值、含水率、含油率及其他组份的含量等，对含油胶体与地层配伍性进行分析；用氯仿对含油胶体直 接去油处理以除去含油胶体表面及内部所含的原油，然后将胶体烘干并打碎成粉末，通过测定处理后的不同含 油胶体粉末用量下驱油体系的黏度，分析了含油胶体再利用的可行性。研究表明：含油胶体中含水80.47%、聚丙 烯酰胺7.16%、原油6.49%，还有少量的硅酸盐和有机物。处理后的含油胶体粉末可以用于驱油剂的配制。另外 仅通过简单过滤后可直接回注到油藏，利用含油胶体封堵优势通道或大孔道，达到含油胶体再利用的目的。图1 表2参16

摘要:在超临界二氧化碳提高石油采收率技术（CO2-EOR）中，开发有效降低最低混相压力的助混剂是重要的一 环。为有效缩短助混剂开发周期，大幅提高开发效率，介绍了一种便捷、可视化的最低混相压力测定方法——高 度上升法。利用自行搭建的具有视窗的高压釜设备，将混相过程中油相的体积膨胀转化为高度信息，经数据处 理获得混相百分比-平衡压力曲线，整个过程是可视化的，测得的最低混相压力与利用细管实验法测得的数据进 行比对以确定准确性；提出了利用不同组成的模拟油进行助混剂筛选的实验方法。结果表明，高度上升法测定 最低混相压力与细管实验法测定的相对误差小于5%。利用此方法筛选出了有效的八酯型助混剂，施用于长庆、 新疆、吉林的原油样品时，在50~ 80℃、1%~ 3%用量下，均可有效降低最低混相压力，最大降幅超过20%。该方 法可以准确测定最低混相压力，进而评价助混剂的助混效果。图4表2参33

摘要:为定量分析神木气田气井采出流体乳化物成分、确定影响气田乳化的主要因素，基于核磁共振技术，计算 了生产过程中采出水（PQ-8型泡排剂、凝析油、EM50压裂液、UT-6型泡排剂）与采出流体乳化物核磁共振T2谱叠 合区面积，定量评价了各采出水与乳化物的相似程度，并通过传统的傅立叶红外光谱仪对核磁共振技术分析乳 化物成分的可靠性进行了验证。结果表明，气井采出水中PQ-8型泡排剂与不同时间采出流体乳化物核磁共振 T2谱叠合区面积最大（2831.65~ 4235.80），其是造成神木气田处理厂采出水乳化的主要因素；UT-6型泡排剂与不 同时间采出流体乳化物核磁共振T2谱叠合区面积最小（87.61~ 394.20），其对采出水乳化几乎不造成影响。PQ-8 型泡排剂与凝析油和不同乳化物样品的核磁共振T2谱叠合区面积差异较大，说明二者在不同乳化物样品中的含 量存在较大差异，对后期的破乳剂配方确定及破乳带来一定难度。基于核磁共振技术对气井采出流体中乳化物 成分的分析结果与用傅立叶红外光谱仪测得的结果一致。图5表2参20

摘要:沥青质沉淀是注CO2提高采收率过程中普遍存在的问题，常导致储层孔喉堵塞和润湿性改变。利用岩心 驱替实验并结合核磁共振技术，定量表征了不同CO2注入压力下沥青质沉淀对低渗透储层的伤害程度和引起的 润湿性变化。结果表明，随着CO2注入压力的增加，采出原油的黏度和沥青质含量不断减小，剩余油中的沥青质 含量不断增加。CO2注入压力分别为9.1、16.2、24.1 MPa时，岩心的渗透率损失率为2.40%、7.41%、8.32%，岩心驱 替后的混合润湿指数下降了0.04、0.12和0.14，表观接触角增加5°、12°、19°。CO2注入压力越高，沥青质沉淀越严 重，对低渗储层的孔隙度和渗透率伤害越大。图8表3参26

摘要:在微生物采油（MEOR）研究、废水厌氧生物处理及沼气发酵等领域，产甲烷菌（MPB）菌量的测定目前主要 采用的是繁琐的Hungate滚管培养法。为了更准确、简便测定MPB的菌量。推荐使用含有碳源、氮源、磷源及化 学脱氧剂等的培养液MPB专用测试瓶。将待测水样注入测试瓶逐级稀释，在30℃或现场温度±5℃培养14 d后， 培养液变浑浊并出现气泡表示有MPB生长。MPB的计数按常规细菌瓶法进行。用所推荐的细菌瓶法测定了油 田采出液、微生物采油菌剂、污水处理厂厌氧消化池中MPB的菌量，所得结果与Hungate滚管培养法结果相同。 与Hungate滚管培养法相比，细菌瓶法生长指示明显、操作简单，效率高。表4参24

摘要:滑溜水作为非常规油气开采应用最多的水基压裂液之一，其主要特点是能够降低摩擦阻力，而降阻剂作为 核心助剂决定了滑溜水的性能和应用。本文结合国内外相关文献，分析了降阻剂的作用机理，介绍了天然聚合 物型、表面活性剂型以及聚丙烯酰胺型降阻剂的研究及应用进展，认为速溶粉式聚合物降阻剂和W/W分散聚合 物降阻剂具有较大应用潜力，能够实现高效携砂且耐盐的降阻剂是未来研究的重点。图2参46

摘要:中原油田地处东濮凹陷，油层条件苛刻，属于高温、高盐复杂断块油藏，经过三十多年的勘探开发，已整体 处于中、高含水开发阶段。通过梳理中原油田近十年在气驱、化学驱等三次采油技术的发展，介绍了各项技术在 不同油藏的研究成果及应用实践，指出了中原油田开展三次采油取得的认识及发展方向，为国内外高温高盐油 藏开展三次采油技术提供借鉴。表1参20

摘要:对稠油进行有效开采的根本措施在于降低稠油黏度，提高其流动性。本文介绍和比较了注蒸汽加热降黏、 火烧油层、乳化分散降黏、催化降黏、掺稀降黏及微生物降黏等国内外主要的稠油降黏开采技术的机理、发展及 应用状况，总结了各降黏技术的特点以及现阶段的不足，提出了稠油降黏开采技术的发展方向。参42

摘要:传统的稠油资源有效开发技术面临日益严峻的安全、环保与经济性的挑战。离子液体作为稠油常温有效 开采的绿色溶剂具有巨大的应用潜力。本文阐述了离子液体的概念和物理化学性质，简要回顾了离子液体的发 展历程。从离子液体作为稠油降黏剂、分散剂、原位改质降黏驱替实验几个方面总结了国内外研究进展与认 识。考虑目前研究存在的问题与油田实际，离子液体应以现有热采技术无法经济有效开采的资源及注蒸汽开发 后需提高采收率的稠油油藏为应用目标，作为超前储备技术加快研发，尽快从室内推向现场。参36