摘要:为改善准噶尔盆地南缘地区破碎性地层引起的钻井过程中井壁失稳及井漏问题，结合仿生强封堵理论，通过模仿贝壳的多层复合结构，研制了一种油基钻井液胶结型强封堵防塌剂XZ-OSD。通过扫描电镜和红外光谱表征了XZ-OSD的结构，评价了其热稳定性、降滤失效果和封堵性，并分析了封堵机理。结果表明，XZ-OSD的球状颗粒尺寸为50~200 nm。XZ-OSD的热稳定性较好，分解温度为250℃。XZ-OSD的降滤失效果显著，在基浆中仅加入1% XZ-OSD，油基钻井液API滤失量降低72.22%，150℃ 高温高压滤失量降低81.43%。XZ-OSD保护油气层效果显著，在堵漏浆中加入 1% XZ-OSD 后，岩心的正向封堵率和反向封堵率分别提高 2.89 倍和 0.4 倍。XZ-OSD高温封堵效果良好，在堵漏浆中加入6% XZ-OSD，180℃热滚16 h后的滤失量仅为2 mL。XZ-OSD在进入地层后，能进入不同尺寸孔隙、裂缝，通过桥塞和架桥作用封堵孔隙、裂缝，同时遇油膨胀，通过膨胀性能和XZ-OSD的胶结能力保证漏层承压能力，进而提高井筒稳定性，避免井漏等井下复杂事故发生。

摘要:以六水合硝酸锌、2-甲基咪唑（GC）和乙二胺（EDA）为原料，通过原位功能化法制得MOF-乙二胺有机-无机杂化材料，继而与氮丙啶进行一锅法加聚反应，制得了结构外侧富含胺基官能团的纳米级MOF衍生物封堵-抑制剂。研究了该剂的封堵性能、抑制性能及与不同钻井液体系的配伍性。MOF衍生物封堵-抑制剂具有优异的封堵性能，可大幅降低基浆滤失量。6%的钠膨润土基浆在30 min时的总滤失量高达24mL，而由3%钠土+3%封 堵-抑制剂构成的土浆在30 min时的总滤失量仅4.4 mL，远低于基浆的。25%的膨润土在2%的封堵-抑制剂悬浊液中的动切力仅6.5 Pa，膨润土在2%封堵-抑制剂悬浊液中的最终膨胀高度较之在去离子水中降低了76%，泥页岩在2%封堵-抑制剂悬浊液中的滚动回收率达74.23%。以3%封堵-抑制剂取代3种钻井液体系原有的封堵剂与有机抑制剂后，钻井液老化前后的流变性能与API滤失量均维持了稳定，仅HTHP滤失量小幅上升，泥页岩在取代后钻井液中的滚动回收率略有上升。MOF衍生物封堵-抑制剂兼有良好的封堵性能、抑制性能与配伍性。

摘要:为了解决恶性漏失及储层段漏失控制难题，制备了一种新型可酸溶固化堵漏材料，基于室内评价手段研究了该堵漏材料的密度、粒径分布、流变性、高温高压固化性能、封堵承压性能和储层保护性能，并提出了现场应用方案。研究表明，可酸溶固化堵漏材料基浆密度为1.32 g/cm3，通过添加密度调节剂可使密度在0.8-2.4 g/cm3之间可调；材料粒径D50和D90值分别15.0 μm和50.8 μm，可以进入地层微米及以上宽度裂缝进行封堵；室温下基浆表观黏度为60 mPa·s，终切值约为初切值的2-3倍，且具有良好的稳定性。材料基浆初始稠度小于10 Bc，且可实现直角稠化，稠化时间可根据实际施工时间设定。材料抗钻井液污染能力强，10%侵入量下稠化时间延长约30 min，固结体强度未发生明显下降。8 mm裂缝封堵带承压可达18 MPa以上，可有效解决恶性漏失问题。固结体渗透率可达0.81×10-3 μm2，且在15%盐酸溶液中酸溶率为100%，可以有效保护储层裂缝渗透率。可酸溶固化材料不仅可以有效封堵恶性漏失地层，还可用于储层段漏失控制以达到保护储层的目的。

摘要:在油基钻井液中，乳化剂在油/水界面的吸附行为对乳化稳定性及乳化机理影响极大。利用界面扩张流变技术研究了油基钻井液用主乳化剂PF-BIOEMUL与油基钻井液用辅乳化剂PF-BIOCOAT对油/水动态界面张力及界面黏弹性的影响，并考察了 PF-BIOEMUL 与 PF-BIOCOAT 配制乳液的微观流变性。研究表明，PF-BIO EMUL的主要功能是提供弹性模量，提高油/水界面膜强度高，最佳加量为2.0%。PF-BIOCOAT的主要功能是提供黏性模量，降低油/水界面张力，最佳用量为1.5%。PF-BIOEMUL和PF-BIOCOAT可以同时吸附到油/水界面上，保证了乳化体系既具有较低的油/水界面张力，又有较好的界面膜稳定性，所形成的乳液具有三维网状结构，稳定性良好。这些研究为油基钻井液体系稳定性研究提供了理论基础。

摘要:为制备耐温抗盐性能优良的钻井液降滤失剂，以丙烯酰胺、丙烯酸和多功能团丙烯酸酯为主要原料制备了聚合物微球（PMS），以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基吡咯烷酮为主要原料制备了线性聚合物（PAAN），采用PMS与PAAN复合的方法制备了聚合物微球复合钻井液降滤失剂（CLS）。采用热重分析、扫描电镜、Zeta电位分析和钻井液性能测试等方法评价了CLS的性能。结果表明，由PMS和PAAN复合而成的降滤失剂CLS组分间具有协同效应，降滤失作用好于任一单一组分。CLS对钻井液流变性的影响小，降滤失效果优良。对于膨润土含量为4%的钻井液，CLS加量在0-1%范围内变化时表观黏度变化幅度在±2.0 mPa·s以内，加量为0.6%时钻井液滤失量可降至6.0 mL。CLS起始分解温度为276℃，组成为4%膨润土+1.2% CLS的钻井液经180℃老化16 h后的滤失量保持在9.0 mL；在加入6%的NaCl后滤失量仅由5.5 mL增至7.0 mL，表现出优异的耐温抗盐性能。

摘要:为获得较好的封固效果，室内制备了一种带有特殊亲水基团的环氧树脂，并与相应的固化剂混合制备了树脂体系，分析了该树脂体系的固化温度、热稳定性等物理性能，研究了该树脂体系对水泥浆封固能力的影响，并使用扫描电镜和能谱分析仪研究了树脂水泥浆的微观结构。研究表明，所合成的环氧树脂与相应的固化剂混合后的固化效果好，固化温度在39.9℃至164.6℃之间，在243.9℃以下固化物热稳定性较好。将树脂体系掺入油井水泥浆中，能显著提高水泥石的封固能力。与空白水泥浆相比，含15%树脂体系的水泥浆所形成的水泥石，渗透率由空白组的 0.037×10-3 μm2降至 0.023×10-3 μm2，降低了 37.8%；胶结强度由 1.8 MPa 增至 3.2 MPa，提高了77.8%；弹性模量由9.86 GPa降至4.08 GPa，降低了58.6%。水泥石的微观结构表明，树脂与水泥浆固化后，树脂的固化产物与水化产物混合形成整体，未反应的树脂聚合物颗粒填充在水泥石内部形成柔性结构中心，两种作用共同提高水泥浆封隔能力。

摘要:针对高石19井区西北部气井温度高、常规自转向酸高温降黏导致酸化效果不理想的问题，以含芥酸酰胺羟磺基两性表面活性剂黏弹性转向剂、抗高温酸化缓蚀剂、阳离子低聚物抗温剂等为原料制得自转向酸。评价了自转向酸的抗温性、缓蚀性、缓速性能和自转向性能，并在天东110井进行了现场应用。结果表明，自转向酸适宜的配方为20% HCl+8%转向剂EP-306B+2%铁离子稳定剂TYL+2%酸液缓蚀剂GSY+1%酸液缓蚀增效ZXJ+1%阳离子低聚物DJW+6%有机酸YJS。自转向酸的抗温性和缓蚀性能较好，在150℃下与岩屑反应后的最高黏度为48 mPa·s，对钢片的腐蚀速率为49.8 g/（m2·h）。自转向酸的缓速性能良好，与岩屑反应40 min后酸液质量分数仅降低3%。对高110井渗透率倍数为21.4的2块岩心进行酸化，对低渗透率岩心的改造率为72.2%，具有良好的自转向性能。在天东110井自转向酸酸化中取得预定的酸化效果，残酸返排率达到70%，实现储层有效均匀改造。该自转向酸体系在高温气井非均质地层具有良好的酸化效果。

摘要:目前针对清洁压裂液破胶液渗吸机制的研究主要聚焦于岩心宏观润湿性、油水界面张力及岩心尺度采收率，缺乏对于渗吸过程微纳米孔隙中油水两相运移规律直观而有效的认识。以清洁压裂液破胶液为实验流体，利用2.5维高仿真微观孔喉阵列模型，模拟清洁压裂液破胶液在毛管力渗吸作用下的油水两相动态分布规律。结果表明，清洁压裂液渗吸过程中润湿相毛管力（驱动力）与界面扩张、贾敏效应及黏性力损耗（阻力）存在多次动态平衡过程，油水两相运移形成“吸水-排油-吸水”交替的分阶段过程。当油相动用效率分别达到10.98%、19.09%与37.27%时，吸水与排油交替进行，产生类似“憋压”的效果。微纳米孔隙中油水两相运移规律对认识清洁压裂液的渗吸作用机制具有重要参考意义。

摘要:为降低压裂用滑溜水对储层的吸附伤害和实现产出水直接配制，提高回收再利用率，基于耐高矿化度、低吸附的要求，通过引入极性阳离子片段设计并制备了一种高耐盐低吸附降阻剂NY，将NY与助排剂、黏土稳定剂等添加剂复配得到滑溜水体系，对滑溜水配方进行了优化，评价了滑溜水的综合性能，并在四川盆地页岩区块进行了现场应用。结果表明，降阻剂NY的耐盐降阻性能良好，在高矿化度（≤300 g/L）下的降阻率大于70%，并与各添加剂的配伍性良好。滑溜水的耐盐降阻性能良好，在矿化度为0数 300 g/L的条件下，滑溜水体系的起黏时间均小于60 s，表观黏度为1数 3 mPa·s，表面张力均小于30 mN/m，防膨率均大于80%，页岩吸附量≤3.66 mg/g，各项指标均满足行业标准与现场压裂需求。现场实施8口井，施工成功率100%，产出水重复利用率100%。与普通耐盐滑溜水相比，该滑溜水吸附性和对储层的伤害低，液体综合成本降低17%，单井产量提升44%，现场应用效果显著。

摘要:为实现高矿化度盐水直接配制滑溜水进行体积压裂，解决常规W/O反相乳液降阻剂存在的成本较高和环境污染问题，通过分散乳液聚合法，在聚合反应中引入极性亲水单体和耐盐阳离子单体，得到了一种环保型耐盐W/W分散乳液降阻剂PADD，分别考察了PADD的溶解性能、耐温性能、降阻性能以及对岩心的伤害情况，并报道了现场应用情况。研究表明，质量分数为0.1%的PADD在清水、40 g/L和 80 g/L的矿化水中均可以快速均匀分散，在高矿化度（80 g/L）条件下，PADD分子结构依然稳定；质量分数为0.1%的PADD溶液在80℃下老化72 h后的黏度保持率大于90%，在3种不同矿化度下质量分数0.1%的PADD溶液降阻率均在70%以上，且对岩心的伤害较小。以PADD为主剂采用返排液配制的耐高矿化度滑溜水已在威202H16平台成功应用。

摘要:针对目前常用的冻胶压裂液难以同时抗高温和抗剪切的问题，设计了一种基于动态共价键的自修复压裂液，研究了该压裂液的抗剪切性能、抗温抗剪切性能、黏弹性能、携砂性能和破胶性能。研究表明，动态共价键交联自修复压裂液在高速剪切作用下能够动态修复，具有动态可逆的特性，表现出良好的自修复功能。自修复压裂液稠化剂基液黏度较低，有利于泵注。170 s-1剪切3 min后静置1 min循环3次，黏度保留率达到了97.6%；170s-1剪切2 min静置1 min再以510 s-1剪切2 min 静置 1 min循环剪切3次，黏度保留率达到65.7%；在120℃、170 s-1下剪切2 h，黏度保留率达到99.6%，表现出良好抗温抗剪切性能；并且在0.1-10 rad/s线性黏弹区范围内，自修复压裂液的弹性模量G?始终高于损耗模量G??。自修复压裂液具有良好的携砂性，相比胍胶压裂液携砂性能提高75%。自修复压裂液破胶后残渣含量几乎为零，对地层伤害小且易于返排。结果证明，将自修复凝胶应用于压裂液是可行的，同时也为压裂液的进一步研发提供了新的思路。

摘要:聚合物压裂液在大庆油田压裂施工中取得了较好的增油降水效果。为了探索聚合物压裂增油机理，开展了压裂液驱油效果和滤失距离评价实验，从滤失和驱油角度分析了聚合物压裂液压裂增油作用机理，提出“驱 油+压裂”提高油井压裂效果的方法，并在低渗透油藏油井进行了现场试验。结果表明，与胍胶溶液和聚合物凝胶溶液相比，聚合物溶液中分子聚集体尺寸较小，与岩心孔隙尺寸配伍性较好，滤失性较强，驱替过程中波及区域较大，驱油效果较好。与聚合物压裂液相比，聚/表二元体系驱油效果并未明显增加。滤失压裂液扩大波及体积作用明显强于提高洗油效率作用。随压裂液段塞尺寸和注入压差增加，压裂液滤失量增大，波及体积扩大，驱油效果提高。在相同渗透率和注入压差下，滑溜水溶液和聚合物溶液滤失速率更高，滤失能力更强；在同等滤失时间下，滑溜水溶液和聚合物溶液滤失距离较大，但滑溜水溶液驱油效果较差。聚合物压裂液良好的滤失性及驱油作用是大幅提高压裂施工增油效果的主要机理，可提高裂缝两侧基质内难动用原油的采出程度。基于聚合物压裂液滤失及驱油机理，提出了“驱油+压裂”（先驱油后造缝）方法。与常规压裂和“压裂+驱油”（边造缝边驱油）方法相比，该方法压裂液滤失量较大，扩大波及体积效果较好，增油效果更佳，对进一步提高油井压裂施工增油效果具有重要意义。

摘要:为获得耐高温压裂液增稠剂新体系，采用油酸酰胺丙基二甲基叔胺疏水改性羟丙基胍胶（HPG），获得一种新型疏水改性耐高温耐剪切稠化剂（O-HPG）。利用红外光谱FTIR、低核磁共振LF-NMR、热重TGA等分析方法表征结构。利用4-参数振荡剪切交联流变动力学方程描述交联过程。进一步研究O-HPG与HPG溶液与有机锆交联剂交联形成凝胶的耐高温性耐剪切性能。研究表明，4-参数振荡剪切交联流变动力学方程可以很好拟合交联过程并得到最佳交联条件；向质量分数0.6% O-HPG基液中加入0.25%体积比的有机锆交联剂FAC-201（锆离子含量为0.5%），在pH 10.8下交联形成高黏弹凝胶，弹性模量达到178.8 Pa，比相同条件下HPG体系的（58.3 Pa）增加了2倍；O-HPG压裂液在200℃、剪切速率100 s-1的条件下剪切1.5 h后保留黏度大于80 mPa·s，可满足高温压裂液黏度要求（大于50 mPa·s），获得耐温200℃的压裂液体系。改性后O-HPG耐高温耐剪切性能较HPG有显著提高且O-HPG压裂液更易破胶。

摘要:向地层内注入调流剂是改善缝洞油藏水驱效果的重要手段，明确调流剂在油藏内的速度分布是调流施工设计以及效果评价的关键之一。基于简化的裂缝模型，推导出调流剂在碳酸盐岩缝洞型油藏裂缝内不同位置的速度分布，评价了不同流速下调流剂在裂缝中的运移规律，建立了流道调整效果与施工排量之间的关系。结果表明，在现场施工排量下，随着流动半径由1 m增至1/3井距（620 m），调流剂流速由25 m/s逐渐降至0.025 m/s。随着调流剂速度降低，堆积形成的位置更加靠前，堆积高度增加，堆积体的致密程度增加，调流剂流速低于0.25m/s时可以形成有效的堆积体。对于TH缝洞油藏某典型井组，要实现调流剂在主流线方向100 m位置可以有效封堵裂缝，施工排量应小于0.487 m3/min。结合调流剂速度分布模型和调流剂在裂缝中的运移规律模拟结果，建立了流道调整效果与施工排量之间的关系，对缝洞油藏调流作业具有指导意义。

摘要:为提高注水油田的采收率，拓展棉短绒等生物质材料在石油开采领域中的应用，本文以棉短绒为原料，通过盐酸预处理、在6% NaOH+4%尿素溶液中冷冻溶解、与环氧氯丙烷反应等过程，制备出棉短绒水凝胶堵剂。采用热重仪、静态力学测试仪、流变仪、采油化学剂评价仪等对其性能进行测试评价。研究结果表明：棉短绒预处理的适宜条件为棉短绒质量3 g，质量分数3%的稀盐酸36 mL，加热温度95℃、加热时间为120 min；水凝胶的合成条件为反应温度60℃，成胶时间5 h，棉短绒质量3 g，交联剂4 mL，6% NaOH+4%尿素溶液40 mL。在此条件下合成的水凝胶的预聚体的黏度低，易泵注；凝胶堵剂对初始渗透率为 257.23×10-3 μm2的岩心的封堵率达到99.64%，抗压强度达到131 kPa。棉短绒水凝胶具有较好的耐温耐盐性且成本较低。

摘要:稠油油藏黏度高，流动性差，开发过程中极易在近井地带形成有机垢沉淀和无机固相堵塞，降低近井地带渗透率，导致地层产量急剧下降。针对渤中油田明化镇组D11和D34-H油井特殊的油藏物性和堵塞类型，通过沥青溶蚀、溶蜡和降黏实验等筛选出TC-4有机解堵剂，通过溶蚀碳酸钙、溶蚀黏土和岩心流动实验等评价DH-1非酸解堵体系的性能，并将其用于矿场试验。结果表明，TC-4有机解堵剂对沥青和石蜡的溶蚀能力及降黏效果较好，对储层的伤害小，适于解除有机堵塞；DH-1非酸解堵体系具有良好的缓速、缓蚀和溶垢能力，对岩石骨架不会造成严重的破坏，与原油的配伍性好，在运移过程中能及时破乳，适于解除无机固相堵塞。在D11井使用TC-4有机解堵剂、在D34-H井用TC-4有机解堵剂进行有机清洗和DH-1非酸解堵体系相结合的方法进行解堵，两井的日产油量、日产液量和含水率基本恢复至解堵前水平。两种解堵体系均能较好地解除稠油油藏堵塞问题。

摘要:为研究地层水矿化度对CO2驱油效率的影响，选用孔渗参数相近的贝雷岩心，利用岩心驱替法分别测试了 饱和0、6778、15000 mg/L 的3 种矿化度水条件下的CO2驱油效率，并利用CT扫描分析了CO2驱前后岩心的孔隙 度、渗透率渗和孔喉半径变化，分析矿化度对CO2驱油效率的影响机理。研究表明，随着岩心内水矿化度的增 大，CO2驱过程中产生的沉淀量增多，对孔喉的堵塞严重，孔隙半径和喉道半径不断减小，孔隙度和渗透率不断降 低，导致其最小混相压力减小，CO2驱油效率也略有降低。图10表1 参26

摘要:根据“尺寸足够小、强憎水强亲油、分散油聚并”3 大特性的纳米智能驱油剂战略设计，针对低渗透油藏“注 不进，采不出”的技术瓶颈，提出“纳米水和纳米油”创新设想，以SiO2纳米颗粒为载体，通过在同一纳米颗粒上实 现多功能集成，研制出具有破坏/减弱水分子强氢键缔合作用的第一代纳米驱油剂iNanoW1.0。通过分子动力学 模拟和毛细作用分析实验，分析了水中加入的介质对减弱/破坏水分子间氢键作用力的影响；通过低场核磁分析 实验和岩心驱替实验，比较了iNanoW1.0 驱和普通水驱的注入性能与驱替效果，并在长庆姬源油田进行了现场 应用。结果表明，iNanoW1.0 通过破坏水分子动态网络结构，使普通水变成“纳米水”。与普通水驱相比， iNanoW1.0 驱的注入性与驱替效果均较好，注入启动压力梯度降低、特/超低渗透油藏普通水驱不可及波及体积 增加。长庆超低渗现场先导试验总体呈现增液、增油、降递减的特点。长庆油田超低渗油藏首次通过注水提高 了采收率，发展了低渗透油藏水驱开发理论。图6表3 参13

摘要:大庆油田聚合物驱油已转向储层物性较差的二类油层。清水配液污水稀释常规部分水解聚丙烯酰胺 （HPAM）溶液不仅导致聚合物用量增加，而且致使聚合物驱效果变差。为降低聚合物用量，提高其注入能力，改 善聚合物驱技术效果，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、1-丙烯酰基-4-甲基哌嗪（AMP） 为单体，采用水溶液共聚再NaOH水解的合成方法，通过优化合成参数，制备了一种高分子量的抗盐共聚物AM/ AANa/AMPSNa/AMP（命名为聚合物A）。对比评价了聚合物A与同分子量HPAM的各项性能。结果表明，聚合 物A适宜的制备条件为：AM、AMPS、AMP的加量分别为20%~21%、7.5%~10%、0.1%~0.5%，复合引发体系 K2S2O8-NaHSO3、偶氮二异丙基咪唑啉盐酸盐（Va-044）占单体总质量的0.01%，初始引发温度为2℃，链转移剂异 丙醇加量占单体总质量的0.2%。聚合物A的抗盐、耐热稳定、黏弹性和注入能力等性能优于同分子量的HPAM， 1000 mg/L的聚合物A溶液可注入岩心渗透率下限为112×10-3 μm2，比HPAM低53×10-3 μm2。天然岩心驱油结果 表明，相同用量下聚合物A的采收率增幅比HPAM高4.2%。抗盐聚合物A耐热稳定性好、注入能力强，提高采收 率幅度高，适用于大庆油田二类油层的高效开发。图9表4 参20

摘要:为了解决我国油田开采中出现的非均质性突出、高温高盐等问题，本文突破小分子交联剂制备颗粒驱油剂 的技术思路，采用合成的多种新型大分子交联剂制备了系列颗粒型驱油剂，并且对其网络结构、力学性能、耐老 化能力以及运移机理进行了研究。研究结果表明，大分子交联剂能够有效提高凝胶的均匀性，赋予了凝胶的优 异的力学性能。3 种大分子交联剂凝胶的断裂伸长率都在2000%以上，断裂强度达到0.3 MPa以上，并且90%压 缩应变下不破坏。其中MCH0.5-30 性能最优，断裂伸长率能够达到2800%，断裂强度能够达到0.6 MPa。此外其 在85℃、30 g/L 矿化度的盐水中，老化性能优于小分子交联剂制备的颗粒型驱油剂。大分子交联剂为制备高性 能凝胶颗粒驱油剂提供了新的思路，有望在高温高盐的苛刻油藏中得到应用。图26 参15

摘要:创新设计了具有缓释型阳离子基团、缓慢释放后超分子增黏的高黏聚丙烯酰胺分子结构，优化了最佳合成 参数，评价了该延时增黏聚合物溶液的耐温耐盐性、延时增黏特性、电位及粒径，并考察了该延时增黏聚合物的 驱油效果。研究表明：在温度90℃、矿化度32864 mg/L的情况下，质量浓度为1500 mg/L的延时增黏聚合物溶液 的黏度可达15.4 mPa·s，展现了很好的耐温抗盐性能；随着老化时间的延长，常规聚合物溶液的黏度不断下降， 而延时聚合物溶液的黏度不降反升，老化90 d 的黏度为常规聚合物溶液的2~4 倍，黏度保留率达107.7%，展现 了良好的增黏特性和高黏度稳定性；延时增黏聚合物溶液的Zeta 电位随放置时间的延长逐渐由负向正偏移，粒 径增大，验证了延时增黏聚合物的延时增黏机理。室内物理模拟实验结果表明，在水驱（采收率41.2%）基础上注 入0.3 PV 的2000 mg/L 的延时增黏聚合物溶液可提高采收率达27.7%，矿场实践亦取得良好增油降水效果。该 成果为降低聚合物用量，进一步提高高温高盐水驱油藏采收率提供了新的技术支撑。图9 表2参11

摘要:针对稠油蒸汽驱波及系数低、洗油效率低的问题，用石油树脂颗粒、阴离子型表面活性剂和水溶性高分子 聚合物制备了耐高温封窜剂，将羧酸盐表面活性剂和磺酸盐表面活性剂按质量比1.5∶1 复配制得洗油剂。通过 物理模拟实验研究了封窜剂和洗油剂复合调驱技术，考察了封窜剂的注入性和封堵性，以及复合调驱体系提高 蒸汽驱采收率的能力。结果表明，封窜剂注入性和封堵性较好，在250℃高温下具有较好的耐冲刷性能。对于渗 透率大于3.0 μm2的地层，封窜剂具有较好的注入性能；对于渗透率约为5.0 μm2的岩心，封堵率均能保持在90% 以上，并且在250℃蒸汽冲刷20 PV后，封堵率降低值低于2%。洗油剂可使油水界面张力达到10-3 mN/m数量 级，在90`250℃的洗油效率大于40%。蒸汽驱中单独使用洗油剂仅能提高采收率14%，而采用封窜剂和洗油剂 复合调驱体系可提高采收率26%。稠油蒸汽驱中采用封窜剂和洗油剂复合调驱技术可有效封堵汽窜通道，提高 驱油效率，改善稠油油藏蒸汽驱的开发效果。图2表4 参15

摘要:为了增加超低渗透砂岩油藏的水相渗透率和降低毛细管压力，达到降压增注的目的，以1H，1H，2H，2H- 全氟癸醇和2-氯乙基磺酸钠为原料制备了磺酸型含氟表面活性剂SOE。将SOE 与辛基酚聚氧乙烯醚-10 （OP-10）或十二烷基苯磺酸钠（SDBS）复合，研究了SOE溶液和复合体系的表面张力、油水界面张力和接触角。 结果表明，SOE的表面活性和水相非润湿性显著优于碳氢表面活性剂，油水界面活性明显优于全碳氟表面活性 剂。在30℃时，SOE在纯水和30.0 g/L NaCl 溶液中的临界胶束浓度（ccmc）均为0.4 g/L；在ccmc时，SOE盐水溶液的 油水界面张力为2.80 mN/m，接触角为75.63°。SOE 能与碳氢表面活性剂发生良好的协同效应，0.08 mmol/L SDBS的加入可使0.2 g/L SOE盐水溶液的油水界面张力从3.71 mN/m降至0.44 mN/m，而体系润湿角的变化较 小，仍能达66.42°，且SOE 的用量明显降低。在盐水溶液中，SOE/SDBS 复合体系的界面活性明显强于SOE/ OP-10。SOE/SDBS复合体系可用于超低渗透油藏的降压增注。图9 参12

摘要:为研究砾岩油藏乳化程度与二元复合驱采收率的关系，通过乳化（调节表面活性剂的加量）调控驱油体系 乳化强度以及乳化体系在长岩心中的运移规律，研究了不同乳化强度的部分水解聚丙烯酰胺/环烷基石油磺酸 盐表面活性剂（KPS）二元体系的驱油效果，明确了乳化程度对提高采收率的作用。结果表明，油水界面张力为 5×10-2mN/m的中等乳化二元体系的驱油效率比5×10-3mN/m无乳化体系的高8%。当二元体系达到临界黏度 后，油水界面张力为5×10-2 mN/m数量级、乳化综合指数适宜的乳状液对驱油体系黏度具有补偿作用，能够长距 离保持驱油体系黏度的稳定性，有利于进一步提高采收率。砾岩油藏二元复合驱多因素耦合提高采收率决策 中，在渗透率极差较大时通过调节驱油体系黏度比和乳化综合指数可实现提高采收率；渗透率级差≤6 时，通过 界面张力和乳化综合指数调控实现大幅度提高采收率。当剩余油饱和度小于50%时，乳化综合指数控制在50% ~70%；剩余油饱和度大于50%时，乳化综合指数控制在30%~50%。在新疆某区块实施“低界面张力和可控 乳化”二元复合驱技术，采收率提高28%，含水率降幅大于40%，实现了驱油体系“梯次降黏、逐级动用”的个性化 设计。图11表3 参17

摘要:为了明确超低界面张力（IFT）和乳化机理对稠油复合驱提高采收率的影响，研究了两种分别以超低IFT 和 良好乳化性为导向的复合体系的IFT、乳化性能、泡沫性能和驱油性能。结果表明，超低IFT 型复合体系可将油 水IFT 降至2.6×10-4mN/m，但其形成乳状液的稳定性、体系起泡性和泡沫稳定性均较乳化型复合体系差，而后者 仅可将油水IFT 降至0.25 mN/m。尽管超低IFT 型与乳化型复合体系性能相差较大，复合驱过程中，由于体系扩 大波及体积能力相对较弱，两种体系提高采收率增幅相差较小。超低IFT 型泡沫驱采收率增幅可达38.3%，显著 高于乳化型泡沫驱的28.9%。在泡沫辅助下，超低IFT 洗油机理比乳化降黏机理更为关键。超低IFT 型泡沫驱驱 替稠油的采收率增幅大于大段塞复合驱，前者0.3 PV化学剂用量下的增幅达38.3%，后者0.5 PV化学剂用量下的 增幅仅为30.7%。超低IFT 型泡沫驱是目前提高稠油采收率较好的方式，单一复合体系驱替稠油存在化学药剂 的潜在浪费。图7表1 参15

摘要:为解决海上油田非酸性非氧化剂处理海水基钻井废液破乳和絮凝难的问题，合成了双十六烷基二甲基溴 化铵（DB），并复配阳离子聚丙烯酰胺CPAM、反相破乳剂OT和聚合氯化铝PAC得到了阳离子双子破乳絮凝剂， 评价了pH值、药剂加量和温度对于海水基废弃钻井液处理效果的影响，分析了其破乳絮凝作用机理。海水基钻 井废液的矿化度高，油含量为753.01 mg/L，含悬浮物75000 mg/L，黏度（75 mPa·s）较大，Zeta 电位（-47.4 mV）绝 对值高，稳定性强。在室温（24℃）、pH=11、CPAM加量10 mg/L，PAC加量470 mg/L，OT 加量370 mg/L 的条件 下，处理后上层清液的油含量降至99.37 mg/L，悬浮物含量降至347.43 mg/L；Zeta 电位增至-20.1 mV，黏度降至 23.1 mPa·s。加入57 mg/L DB协同破乳剂、聚合氯化铝和阳离子聚丙烯酰胺絮凝破乳体系处理后，悬浮物含量 进一步降至25.8 mg/L，悬浮物去除率99.97%；油含量进一步降至24.5 mg/L，除油率96.7%；Zeta 电位增至-9.8 mV，黏度近一步降至14.9 mPa·s，破乳絮凝效果良好。处理后的上层清液对N80 钢片的腐蚀速率仅0.01 mm/a， 小于行业防腐蚀标准中的2.33 mm/a（60℃，一级海域，N80 钢材）。阳离子双子处理剂复配絮凝剂处理海水基钻 井废液的效果满足了排放、回注的国家标准和重复配浆的性能要求，达到了非酸、非氧化剂高效处理海水基钻井 废液的目的。图8参18

摘要:针对体积法和称重法渗吸物理实验的问题，研发了一套低渗油藏自发渗吸驱油效率测量装置及方法，通过 实验方法和装置的创新设计，将传统的体积法和称重法有效结合起来，实现了两者数据的相互验证，提高了实验 结果的可靠性，并采用一根低渗岩心进行了验证，证实了该装置和方法的可操作性，对低渗透油藏自吸驱油效率 的研究起到积极意义。图1参9

摘要:历经半个多世纪的发展，油田化学剂已成为油气开采不可或缺的关键材料，但低渗、高温、高盐等苛刻油气 环境也给聚合物、表面活性剂等有机类油田化学材料的研发提出了新的挑战，传统的“被动抵抗”研究思路已难 以完全满足要求。本文提出了性能可随环境条件变化而自发调节的“环境自适应油田化学材料”的新思路，并立 足作者自己的工作，介绍了渗透率自适应聚合物、温度自适应聚合物及表面活性剂、盐度自适应聚合物、CO2自适 应黏弹性表活剂、pH自适应黏弹性表活剂的原理、性能和潜在应用。最后，展望了环境自适应油田化学材料在 油气开采中的发展方向。图16参82

摘要:深部调剖技术是油田克服储层现状，实现深层次、精准化、协同化发展的重要手段。本文在充分分析油藏 现有问题的基础上，综述了凝胶型、冻胶型、颗粒型、泡沫型、微生物和其他低成本废弃物深部调剖技术的作用原 理及作用方法，指出了各体系的优势及自身存在的问题，总结了各体系在国内外的矿场应用情况，并提出了下一 步的发展趋势。参50

摘要:为降低CO2与原油间的混相压力、提高CO2混相驱的驱油效率，介绍了混相溶剂法、超临界CO2微乳液法和 气溶性表面活性剂法3 种降低混相压力的方法，着重分析了气溶性表面活性剂的结构特征及其降低CO2混相压 力的作用机理。混相溶剂法所需烃类气体量较大，成本较高；超临界CO2微乳液法在一定程度上可以降低混相 压力，但降幅较低；气溶性表面活性剂在CO2中有一定的溶解度，可作用于油气界面、降低油气界面张力，实现混 相压力的降低。然而，目前气溶性表面活性剂种类较少，亟需开发新型的气溶性表面活性剂，提高CO2与原油的 混相能力，实现原油CO2混相驱的高效开发。图4 参54

摘要:深入研究乳化液液滴之间的相互作用，对食品与制药工业、采油和矿物浮选等有重要的意义。传统研究分 散体系稳定性的方法主要基于大量粒子的宏观性质进行判断，而通过研究单个液滴间的相互作用力来研究乳液 的稳定机制目前还不成熟。测量单分散液滴间的相互作用力可直接揭示乳液稳定性机理。基于经典的DLVO理 论、空间位阻和空位引力模型，借助表面力仪、原子力显微镜，全内反射显微镜和光镊技术可直接定量测定液-液界 面间的不同相互作用力。本文主要综述上述测试技术应用于测量乳液中液滴间相互作用的可行性、原理和特点， 对比了不同测试方法测量液滴间相互作用力的优缺点，为乳液稳定性微观机理的深入研究提供参考。参61