摘要:为改善南海东部惠州25-8油田大斜度井因泥岩水化造浆而引起的井壁失稳和钻井液增稠影响携砂的问题，在现有成熟PLUS/KCl钻井液的基础上开展复合盐阳离子聚合物钻井液研究，对钻井液配方进行了优化，评价了优化后钻井液的流变性、抑制性、封堵性和润滑性，并在惠州油田进行了现场应用。结果表明，复合盐阳离子聚合物钻井液配方中，无机盐类抑制剂 KCl 和 NaCl 的适宜加量为 3%和 12%、有机阳离子聚合物抑制剂PF-CPI适宜的加量为2.0%。该钻井液抑制性强，防膨率高达93.32%，钻屑回收率87.56%；受到钻屑侵污后的钻井液流变性能波动小，仍具有较低的黏度和合适的切力，有利于大斜度井携砂；封堵性和润滑性均优于PLUS/KCl钻井液体系。现场应用2口井，钻井液流变性良好，平均起下钻速度提高，钻井过程顺利，无复杂情况发生。复合盐阳离子聚合物钻井液可改善南海大斜度井起下钻阻卡的问题。

摘要:针对川西低渗气藏储层特性及损害机理，在重质碳酸钙类刚性颗粒表面接枝部分交联的聚合物制得储层保护剂SMRP-1，将其与井壁修补强化剂等复配制得低损害钻井液。室内评价了SMRP-1的阻渗性、酸溶性、与常见水基钻井液体系的配伍性，考察了低损害钻井液的各项性能，并在川西陆相低渗气藏储层江沙209HF井进行了现场应用。结果表明，SMRP-1的阻渗性能和酸溶性良好。SMRP-1对水基钻井液流变性的影响小，配伍性良好。低损害钻井液具有较好的阻渗、抗钙离子污染性能。含3% SMRP-1的钻井液形成的泥饼在15%盐酸中浸泡4 h的泥饼酸溶率为27%，酸溶性较好。低损害钻井液的储层保护效果较好，解堵作业后岩心的平均渗透率恢复值为89.59%。在现场应用中，低损害钻井液性能稳定，对储层的保护效果较好。低损害钻井液体系具有较强的井壁稳定和储层保护能力，对钻井液液相的渗透效应也具有良好的降低作用。

摘要:针对环保水基钻井液在应用中存在流变性能不理想、滤失量较高、稳定性较差、与常规添加剂配伍性差和滤液对储层伤害较大的问题，以马来酸酐、罗望子胶（TSP）和三乙胺为主要原料制得天然可生物降解聚合物改性罗望子胶（M-TSP），在质量分数为4.5%的膨润土悬浮液中加入不同浓度的M-TSP得到聚合物膨润土悬浮液，研究了M-TSP膨润土悬浮液的流变性、稳定性、滤失性、配伍性及对岩心的伤害程度。研究表明：膨润土悬浮液中添加质量分数1.0%的M-TSP后悬浮液的流变性较好，且M-TSP能显著提升膨润土的静态悬浮能力。膨润土悬浮液中添加质量分数1%的M-TSP与常规的环保钻井液添加剂具有良好的配伍性；M-TSP加量为1.0%时，质量分数为4.5%的膨润土悬浮液的初滤时间为121 s，30 min的滤失量为1.7 mL，起到明显的降滤失作用；M-TSP对砂岩岩心的伤害率仅有2.06%~3.23%，能最大程度减少对储层的伤害。合成的M-STP可应用于环保钻井液钻井工程。

摘要:为改善低渗透油气藏水锁损害，以多元醇和脂肪酸为主要原料制备非离子型表面活性剂，将其与分散剂和稳定剂混合制得防水锁剂体系。通过红外光谱对表面活性剂的结构进行了表征，研究了防锁水剂体系水溶液的粒径分布，表面张力、热稳定性及对页岩岩心接触角的影响。结果表明，表面活性剂产物的热分解温度为218℃，在清水中的分散达到微-纳米级别。80℃下防锁水剂体系水溶液的表面张力可降至19.68 mN/m，临界胶束浓度为80 mg/L，表现出良好的抗盐性能。页岩岩心在常温常压下浸泡于防水锁剂体系水溶液中4 h后，清水在岩心表面的接触角从46.1°增至80°~130°；防水锁剂体系经过120℃老化8 h后，清水在岩心表面的接触角仍可达103.9°。防锁水剂体系抗高温、抗盐、防水锁性能良好，可用于改善低渗透油气藏水锁损害。

摘要:为改善渤海区域大位移井在钻井过程中产生的扭矩大、高摩阻问题，且满足该地区对钻井液处理剂的排放要求，室内研制了环保无毒的高效减摩润滑剂Biolube。研究了该润滑剂的极压润滑、抗磨减阻、配伍性、抗污染能力和生物毒性等，并在渤海南部海域两口大位移井进行了现场应用。结果表明，以植物油、低碳醇、脂肪酸、聚醚和纳米材料为原料制备的润滑剂 Biolube 的润滑性能优于同类润滑剂，与钻井液的配伍性良好，不起泡。Biolube加量为2%时，在淡水基浆、海水基浆、钻井液中的摩阻系数分别为0.018、0.030、0.07。加有Biolube的钻井液抗磨达到10块砝码以上，磨痕微小且均匀，抗磨减阻效果显著，且具有较强的抗钻屑污染能力和润滑效果。润滑剂Biolube无生物毒性、可降解，满足渤海海域环保要求。现场试验结果表明，加入Biolube后，扭矩值显著降低，钻进过程顺利，未出现憋扭矩、倒划眼困难等问题，缩短了钻井周期。该润滑剂安全环保，不产生浮油，可有效改善钻具与井壁接触面的摩擦阻力。

摘要:针对聚合物类增黏剂在高温和高盐环境下降解失效，不易现场维护等问题，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、白油及配套乳化剂为主要原料，采用反相乳液聚合法合成了高相对分子质量的抗温抗盐聚合物增黏剂DQVIS，考察了该剂的抗老化性、增黏性、降滤失性，并以DQVIS替代原深层水基体系中的增黏剂考察了DQVIS对钻井液体系性能的影响。研究表明：DQVIS的抗温能力突出，质量分数1%的DQVIS溶液在180℃老化16 h后仍能达到72%的黏度保留率，能够满足深井钻井中钻井液提黏要求。DQVIS具有优良的降滤失能力，分别向淡水基浆、盐水基浆和饱和盐水基浆中加入0.6% DQVIS后，180℃老化前/后的滤失量分别为6.8 mL/8.2 mL、8.0 mL/14.8 mL和10.0 mL/15.8 mL，DQVIS与深层体系中其他处理剂配伍良好，加量少，溶解速度快，尤其可以满足冬季施工的需求。

摘要:为构筑与长期CO2驱储层具有更好配伍性的压裂液体系，本文通过正交合成实验，以氧氯化锆、乙二醇、乳酸及氯化铵为原料，成功合成并筛选出可在酸性条件下（pH=1～6）与羧甲基羟丙基胍胶（CMHPG）发生交联反应的有机锆交联剂，系统地评估了有机锆交联CMHPG酸性压裂液体系的成胶时间、成胶强度、流变性能、悬砂和破胶性能、微观结构以及对岩心的损害情况。研究表明：该有机锆交联剂具有优异的延迟交联性能，即使体系pH低至1～2，成胶时间依然可延缓至1～3 min；随着交联剂与聚合物浓度的升高，体系成胶时间缩短，成胶强度增大；在交联剂用量0.03%～0.06%、聚合物用量0.2%～0.7%的范围内，体系黏弹性能可调、成胶时间可控；该体系具有较好的剪切恢复性能，可形成均匀、致密的三维空间网状结构，且在pH为1～3的条件下悬砂性能优异、破胶性能良好。该体系可满足不同地层条件的压裂需要，但应用的温度应不超过145℃。相比于碱性压裂液体系，酸性压裂液体系对岩心的损害性更低。

摘要:为解决长庆油田酸化液添加剂种类多、无法“在线即时”混配的难题，以油酸与N，N-二甲基-1，3-丙二胺等为原料制得两种两性表面活性剂（CQYS-1、CQYS-2），并与多烷基吡啶季铵盐缓蚀剂复配形成酸液稠化剂。以该复合型稠化剂作为酸液的唯一添加剂，按2.2%～2.6%的加量加入15% HCl中配制成转向酸。对稠化剂配方进行了优选，研究了转向酸的各项性能，并在长庆油田苏里格气田进行了现场应用。结果表明，稠化剂中CQYS-1、CQYS-2、缓蚀剂的最佳质量比为67.2∶12.8∶20。稠化剂遇水快速分散（溶解）、遇酸立即起黏，在2～30℃下的起黏速率大于95%。转向酸的耐温耐剪切性较好。在盐酸加量为15%时，转向酸黏度约为60 mPa·s。随着酸岩反应的进行，盐酸质量分数降至8%～10%时的黏度可达110 mPa·s，当盐酸质量分数小于6%时转向酸黏度降至5 mPa·s以下，实现了转向酸的智能转向和智能破胶，转向酸驱替后岩心渗透率明显增大。在长庆油田苏里格气田成功施工15井次，配液实现了“即时在线”的连续混配模式，转向作用明显，效果良好。

摘要:随着油田注水开采的日益增加，储层非均质性增加、综合含水上升，严重制约着原油产量。堵水酸化作业能有效封堵高渗透层，提高低渗透层的可动用储量，使酸液均匀分布在地层，有效缓解层间矛盾。通过优选堵水不堵油的材料，制备得到具有选择性封堵的YDJ-1油溶性暂堵剂，其配方为：70% C9石油树脂+15%改性沥青+ 7%黄原胶+8%纳米纤维。考察了YDJ-1的溶解能力，并评价了YDJ-1在不同渗透率岩心中的阻力系数、突破压力梯度以及封堵率。结果表明，YDJ-1油溶性暂堵剂在原油中的溶解率在98%以上，对岩心堵水率在95%以上，封堵层的突破压力梯度最大能够达到50 MPa/m以上，具有良好的注入性、封堵性和选择性。

摘要:为满足渤海油田高速高效开发的技术需求，利用生物显微镜和岩心驱替实验研究了分散调驱体系的膨胀性能和注入性能，以及注入速率对分散调驱体系运移性能和驱油效果的影响。研究结果表明，在渤海B油藏环境下，超分子型分散调驱体系初始粒径为3.9 μm，水化膨化192 h后粒径膨胀了3.41倍，具有良好的水化膨胀效果。在注入过程中部分超分子型分散调驱体系会在岩心端面滞留产生端面效应，导致岩心渗透率降低。注入速率增加会使分散调驱体系更多地进入岩心内部，从而有利于调驱体系的深部运移和封堵。但对于非均质油藏，注入速率过高会导致部分分散调驱体系进入低渗层，造成低渗层的吸液压差降低，最终采收率降低。超分子型分散调驱体系与水交替注入可不同程度地提高最终采收率。

摘要:针对东风港油田含油污泥含油量较高且不具备除油除水设备条件的情况，直接对油泥混合物进行机械筛分研磨、乳化悬浮处理，以机械剪切法为主导制备了含油污泥调剖体系。优化了含油污泥调剖体系的使用条件，评价了其注入性能、封堵性能和调驱效果。结果表明，在含油污泥中加入配方为0.2%丙烯酸酯共聚物悬浮剂（SF）+0.2%三乙醇胺单硬脂酸酯乳化剂（FM-20）的调剖体系，常温和90℃下均可使悬浮时间大于10 h。在用机械剪切法制备含油污泥调剖体系时，适宜的条件为：含油污泥和水的质量比（固液比）4%～8%、剪切转速约6400r/min、剪切时间约3 min。含油污泥调剖体系具有较好的注入性和封堵性。在单管填砂管中注入该体系后，不同渗透率填砂管的封堵率大于90%。经含油污泥调剖后，二次水驱的采出程度提高了25.01%。此方法操作简便、成本低、二次污染少，在含油污泥处理和资源化利用方面具有良好的应用前景。

摘要:为改善文33块沙三上油藏开发中采用酸化解堵时低无效井所占比例较高，且普遍存在措施有效期较短、注水压力较快恢复至措施前的问题，室内将低浓度（0.05%）的降压增注剂XH207B（非离子表面活性剂）注入天然岩心，研究孔隙水膜厚度和相对渗透率的变化规律，揭示降压增注剂对注入压力和渗透率变化的影响。结果表明，降压增注剂处理后，岩心水膜厚度降低，两个岩心分别下降了67.90%和38.13%；同时，降压增注剂可以降低注入压力，提高岩心渗透率，两个岩心注入压力分别降低1.2%和4.9%，岩心渗透率分别提高1.3%和4.1%，达到降压增注的效果。

摘要:针对海上热采气（汽）窜问题，室内考察了一种耐温高强度环保型碱木素冻胶封窜体系的表观黏度、成胶温度、pH值对体系成胶时间、成胶强度的影响，研究了该体系的热稳定性和岩心封堵能力。研究表明，组成为5%碱木素+2%潜在醛类交联剂HDI+1.5%酚类交联促进剂DB+0.5%酰胺类耐温改进剂UR+1%高分子腈类韧性改进剂PL的碱木素封窜体系在常温（25℃）下的黏度为4.7 mPa·s，具有良好的可泵注性；体系成胶温度≥75℃，75℃下成胶时间为30 h，成胶强度为0.084 MPa，温度升高后体系的成胶时间缩短，成胶强度略降，当温度达到280℃时，成胶时间为5 h，成胶强度为0.068 MPa；体系使用的最佳pH值为7.0～9.0之间；该体系在250℃放置60d后仅有少量脱水，重量变化在5%以内，成胶强度达0.067 MPa，说明体系热稳定性强，可满足高温储层的使用需求。岩心封堵实验表明，该体系封堵岩心后残余阻力因子为114.3；将碱木素封窜体系与泡沫复合使用的碱木素泡沫复合体系（碱木素封窜体系+2.5%磺酸盐类阴离子起泡剂COSL-07），残余阻力因子123.2，封堵效果良好。双管实验表明，碱木素泡沫复合体系使高渗管产液体积分数由80%降至55%，低渗管产液体积分数由20%升至45%，双管综合采出程度提高16.9%，说明该体系具有优良的选择性封窜和分流能力，可起到良好的调堵封窜作用，从而有效提升蒸汽驱驱油效果。

摘要:目前稠油油藏的开采方式主要以热采为主，针对稠油热采过程中出现的汽窜现象，研究了一种耐温耐盐蒸汽封堵体系。确定了最佳配方为：1%沥青粉颗粒+0.7%胍胶+0.05%表面活性剂复配体系（十六烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基溴化铵质量比2∶3），研究了该体系的耐温耐盐性能、高温封堵性能、耐冲刷性能及油水选择性封堵能力。研究表明：该蒸汽封堵体系在高温高盐条件下析水率不超过20%。同时该堵剂具有较好的耐盐性能，使用矿化度为100 g/L的地层水配制堵剂的析水率小于30%。沥青粉颗粒高温堵剂对不同渗透率岩心的封堵率均能保持在90%以上，且注入蒸汽长时间冲刷后封堵率降低率低于3%，具有较好的耐冲刷性能。沥青粉颗粒高温堵剂具有较好的选择性封堵能力，对水层的封堵率可以达到85%以上，而对油层的封堵率低于20%。

摘要:国内外对于CO2泡沫与稠油作用的理论研究已相对成熟，但能直观表现CO2泡沫在驱替稠油过程中对残余油的启动过程以及作用方式的可视化研究较少，为了进一步探究CO2泡沫与稠油的作用机理，利用自制二维平面模型，通过可视化实验驱替系统开展了CO2泡沫在驱替过程中对残余稠油启动效果的微观动态实验研究，观察了启动盲端残余油、剥蚀油膜、段塞前端乳化驱油等过程；利用高温高压配样装置，开展了CO2泡沫体系作用下稠油的PVT实验。温度从30℃升至90℃，气体溶解度变化不大；稠油体积因子由1.19上升至1.42；降黏率由13.55%上升至67.42%。一方面，CO2泡沫选择性封堵大孔道、启动残余油的微观作用；另一方面，CO2泡沫流体降低了驱替系统的流度比。这两者的共同作用，使得CO2泡沫流体具有改善波及体积、增加驱油效率的效果。

摘要:水驱提高采收率对注入水的离子组成有一定的要求，为了验证润湿性改变不是硫酸盐水驱提高原油采收率的唯一因素，在岩心润湿性为水湿的条件下进行水驱，研究了硫酸盐浓度、温度、注入速率和原油类型对硫酸盐水驱采收率的影响。结果表明，在水驱过程中，原油采收率随着硫酸盐浓度的增加而增加。在40℃下水驱提高采收率无明显增幅，随着温度的升高水驱效果增强。在高温条件下，高浓度硫酸盐水驱的原油采收率比不含硫酸盐水驱的提高10%。原油类型及驱替速率对水驱效果的影响较大，原油中的沥青质含量越高、驱替速率越大，水驱效果越好。在岩心润湿性没有改变的条件下，SO42-仍有助于原油采收率的提高，岩心润湿性改变不是硫酸盐水驱提高原油采收率的唯一因素。

摘要:为高效剥离吸附在岩石表面的油膜，以油酸、过氧化氢、乙酸、氢氧化钠等为主要原料，经两步反应制备了一种新型界面润湿性调控驱油剂9，10-二羟基硬脂酸钠（SDHS）。通过红外光谱、核磁共振氢谱对产物进行了结构表征，并对其吸附性能、润湿性调控性能、降低界面张力性能以及油膜剥离性能进行了评价。结果表明，SDHS在亲油处理后的云母片表面均匀吸附。SDHS可通过吸附调控亲油岩石表面润湿性至强亲水/水下疏油状态。将亲油处理的玻璃片在0.3% SDHS溶液中浸泡48 h，玻璃片表面的水滴接触角由99.2°降至 27.1°，水下油滴接触角由 18.1°增至 142.3°。SDHS 可将油水界面张力降低至 1 mN/m 以下，0.3% SDHS 溶液降低界面张力能力最强。40℃下，经0.3% SDHS处理48 h，载玻片表面的油膜面积减小53.6%，油膜剥离能力优于传统表面活性剂如十二烷基硫酸钠。SDHS同时降低油水界面张力和调控固液界面润湿性，油膜剥离效果较好，有望进一步提高采收率。

摘要:为了揭示环烷基石油磺酸钠在砾岩油藏聚合物/表面活性剂二元复合驱中对提高采收率的影响，利用激光 粒度仪和紫外分光光度仪测定了环烷基石油磺酸钠溶液的胶束尺寸和增溶量，利用微流控模型驱替实验和岩心 驱替实验研究了环烷基石油磺酸钠乳化对提高采收率的影响。结果表明，与十二烷基苯磺酸钠、重烷基苯磺酸 钠相比，同浓度下环烷基石油磺酸钠胶束增溶原油尺寸最大，增溶原油量最多，1 t 环烷基石油磺酸钠溶液可极限 增溶350 kg 的原油。环烷基石油磺酸钠易与原油发生乳化，乳化后可增加驱油体系黏度，起到控制流度的作用， 有利于提高采收率。在克拉玛依油田七中区二元复合驱现场试验中，根据岩心渗透率和含油饱和度的不同，通 过改变表面活性剂的加量，调节驱油体系的乳化综合指数可大幅提高驱油效率。图12 表2参14

摘要:针对边底水薄层特稠油油藏热采高轮次后注汽易窜，封堵困难，含水大幅上升导致开发效益下降的问题， 以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸钠（AA）、4-苯基-1-丁烯（PB）、丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料、四甲基乙二胺 为催化剂制备了水溶性活性分子共聚物（AAPA）。研究了油剂比、AAPA加量、pH值、Ca2+、Mg2+、温度对降黏效 果的影响，分析了AAPA的降黏机理，并以多浓度多段塞式注入的方法，进行了化学降黏冷采矿场试验。结果表 明，1 g/L 的AAPA与原油以质量比1∶1 混合后的降黏效果最佳，可使黏度（50℃）＜50 Pa·s 的脱气脱水稠油的静 置降黏率＞90%。AAPA具有耐高矿化度、易于破乳以及降黏温度范围宽的特点。其有效降黏温度范围为50～ 180℃；耐Ca2+质量浓度≤10 g/L，耐Mg2+质量浓度＜3 g/L；pH＜4 时降黏乳化后的稠油可快速破乳，pH ＞10 时可 进一步提高AAPA的降黏活性。现场应用4 井次，提液增油效果明显。通过多浓度多段塞的方式将AAPA注入 储层可有效降低原油黏度，明显提高边底水薄层特稠油油藏冷采开发效益。图7 表1参15

摘要:碱-表面活性剂-聚合物（ASP）三元复合驱能够有效提高原油采收率，明确ASP三元复合驱体系对储层物性 特征的影响规律，有助于该技术在三类储层的推广运用。通过测定三类储层岩心在弱碱ASP三元复合驱前后的 孔隙度、渗透率以及孔隙分布参数，定性分析了ASP三元复合驱对储层物性的影响规律；在实验基础上利用神经 网络模型建立了ASP三元复合驱储层物性变化预测模型，实现了对三类储层在ASP三元复合驱过程中物性变化 的定量表征。研究结果表明，弱碱ASP三元复合驱后储层物性按ⅢA、ⅢB和ⅢC的顺序逐渐变差，弱碱ASP三 元复合驱在注入早期对物性较好的储层具有改善作用，而对物性差的储层将很快发生储层伤害。图4 表3 参19

摘要:胜利油田特高含水期油藏的非均质性加剧，现有调控体系SP-01 在孤东试验区深度堵调现场试验未达到预 期效果，急需对现有调控体系进行分子结构优化改进。传统的人工设计合成、验证的方法耗时耗力，成本太高。 本文利用计算机分子模拟进一步认识调控机理，研究了聚合物分子结构与分子的流体力学体积或分子间的相互 作用能间的关系，得到了最优的分子结构，按该结构室内合成了聚合物，并对比分析了该聚合物和聚合物SP-01 的增黏性能。分子模拟结果显示，聚合物分子结构与分子的流体力学体积或分子间的相互作用能不是一个简单 的线性关系，需根据聚合物相对分子质量、疏水碳链长度和微嵌段长度的变化确定最佳值。室内新合成聚合物 NSP-02 的相对分子质量和增黏能力均强于聚合物SP-01。室内实验验证结果与计算机分子模拟结果相吻合，计 算机分子模拟能够更加快速有效地指导人工合成。图10表5 参16

摘要:采用水溶液聚合后水解法，以丙烯酰胺（AM）、（4-丙烯酰胺基）苯基十四烷基二甲基溴化铵（PTDAB）、2-丙 烯酰胺基-2 甲基丙磺酸（AMPS）为原料合成了疏水缔合聚合物P（AM/PTDAB/AMPS/NaAA），通过考察反应条 件对合成聚合物的特性黏数、溶解性以及增黏性的影响规律确定了最佳合成条件，研究了最佳合成条件下所合 成聚合物的耐温抗盐性、剪切稳定性以及热稳定性。聚合物的最佳合成条件为：PTDAB加量为总单体质量的 0.5%～0.8%，AMPS加量为总单体质量的15%，总单体质量分数为25%，复合引发剂加量为总单体质量的0.1%， pH值为8，引发温度30℃。采用矿化度100 g/L 的盐水配制的质量浓度2000 mg/L的合成聚合物溶液的黏度仍大 于30 mPa·s；采用矿化度20 g/L 的盐水配制质量浓度2000 mg/L 的合成聚合物溶液在转速5000 r/min 下剪切3 min 再静置4 h 后的黏度保留率可达80%以上；聚合物溶液在85℃高温老化150 d 后的黏度大于20 mPa·s。所合 成四元共聚物表现出优异的耐温抗盐性、剪切稳定性以及热稳定性，性能优于高相对分子质量抗盐聚丙烯酰胺P （AM-AMPS-NaAA）。图10 表3 参14

摘要:为了厘清乳化性能和界面活性在化学体系驱油过程中的作用效果差异，分别采用乳化性能较弱、界面张力 达10-3mN/m的复合体系和乳化性能较强、界面张力达10-2mN/m的复合体系进行相对渗透率曲线测定和微观驱 替实验，分析了两种体系的渗流特征。研究表明：相对于乳化性能较强而界面活性较弱的复合体系，乳化性能较 弱而界面活性较强的复合体系的油水相相对渗透率更大，等渗点偏右，残余油饱和度相对低4.4%；当驱替时间较 长而达到高含水饱和度时，乳化性能较强而界面活性较弱的体系具有足够时间充分发挥乳化作用，具有更高的 提高采收率潜力。图10参12

摘要:为探究聚合物驱油体系中柔性、刚性大分子间的相互作用，详细研究了部分水解聚丙烯酰胺（HPAM，柔性 分子）和深海中温菌Wangia profunda SM-A87 分泌的阴离子胞外多糖（EPS，刚性分子）复合体系的流变性。研究 结果表明，HPAM和EPS 在亚浓溶液区的氢键复合具有降黏效应，这在氢键复合物体系中鲜见报道。随溶液中 电解质浓度和剪切速率增加，HPAM和EPS的复配降黏效应可转变为复配增黏效应。当溶液pH ＜5 或＞11 时， HPAM和EPS也可复配增黏。HPAM和EPS的复配增黏或降黏取决于复合溶液中的分子构型，而分子构型受溶 液pH、电解质浓度和剪切速率的影响。与HPAM体系相比，HPAM/EPS复合体系具有更强的抗盐性，表明其在 三次采油领域具应用潜力。本文可为柔性/刚性阴离子高分子复合体系研究提供理论指导。图20参33

摘要:为研究纳米流体在低渗油藏中的驱油性能，采用实验室自主研发的具有一定疏水性的SiO2纳米颗粒，研究 了SiO2纳米流体的稳定性及其对界面张力的影响，并通过低渗岩心驱替实验评价了SiO2纳米流体的驱油性能， 优化了该纳米流体的注入参数。研究结果表明，纳米SiO2颗粒的粒径中值约为50 nm；纳米SiO2颗粒加量为 0.15%时，界面张力最低，为0.55 mN/m；纳米SiO2颗粒加量在0.15%以下时体系具有较好的稳定性，浓度越高，体 系稳定性越差。岩心驱替实验表明，在渗透率20×10-3 μm2的低渗岩心中，SiO2纳米流体可以有效降低含水率，降 低注入压力，最佳的注入参数为：注入速率0.1 mL/min、注入量0.5 PV、加量0.15%，在此条件下可提高采收率 25.41%。SiO2纳米流体可用于低渗透油藏提高采收率。所合成的具有一定疏水性的SiO2纳米颗粒可用于低渗 透油藏高效提高采收率。图8参22

摘要:为了解决马岭油田北三区管道腐蚀严重的问题，以北三区清水（回注水）为研究对象，对清水水质进行了分 析，通过静态失重和电化学方法对L245N钢在北三区清水中的腐蚀行为进行了研究，并评价了六种缓蚀剂的缓 蚀效果。研究结果表明，电解质、硫酸盐还原菌、SO4 2-、Ca2+、溶解氧以及Cl-是导致金属在北三区清水中发生腐蚀 的主要原因。六种缓蚀剂中，缓蚀阻垢剂RX-211 具有最佳的缓蚀效果，用量为200 mg/L 时，缓蚀率达62.43%， L245N钢的腐蚀速率为0.0293 mm/a。图4 表3 参9

摘要:为分析纳米驱油剂在低渗储层增注驱油中的作用，评价了以硅烷偶联剂改性的纳米SiO2为主要成分的纳 米驱油剂的基本性能，通过枣湾区块长6 储层天然岩心和微观模型驱替实验研究了纳米驱油剂的流动特征和驱 油特征。结果表明，纳米驱油剂中的纳米颗粒粒径较小，具有较低的油水界面张力、良好的亲水性及一定的静态 吸附能力。30℃下，0.1%纳米驱油剂的油水界面张力为0.784 mN/m，在亲水和亲油载玻片上的润湿接触角分别 为22.5°和16.2°，在长6 岩心表面的平均静态吸附量为0.0033 mL/g。纳米驱油剂可以驱替常规水驱波及不到的 圈闭在小孔隙中的残余油，且能剥离吸附在孔隙表面的油，对片状集中分布残余油的驱替效果好于网状分散分布 的残余油。在微观模型和天然岩心中注入1 PV 0.1%纳米驱油剂后，水驱渗透率分别提高55.2%～56.7%和 34.3%～55.4%，驱油效率分别提高10.9%～21.6%和6.1%～10.1%，增注驱油效果较好。图13表4参19

摘要:井筒完整性对超深井安全高效生产意义重大，为揭示改造液对完井管柱的腐蚀规律，选取超深井改造常用 的5 种改造液与超级JFE 13Cr 材质油管试片，通过金属挂片失重法和应力腐蚀实验，评价了超深层改造液对 13Cr 材料的腐蚀和新型高密度盐水加重压裂液缓蚀剂的缓蚀性能。结果表明，5 种改造液对13Cr 材质油管试片 均存在一定程度的表面腐蚀，在140℃下的腐蚀速率为4.8～10.6 g/（m2·h）。当加载90%应力屈服强度时，试片在 5 种改造液中均出现不同程度的应力开裂裂纹，其中在硝酸钠加重压裂液中的应力腐蚀较为显著。在硝酸钠和 氯化钙加重压裂液中加入由炔胺类化合物及一些金属化合物组成的高浓度缓蚀剂后，应力腐蚀显著缓解。该项 研究对认识改造液的应力腐蚀、安全高效改造超深井油田具有借鉴意义。图7 表2参23

摘要:为深入认识化学驱稠油乳化降黏的作用机制，考察了3 种不同结构的聚醚与稠油的界面张力和界面扩张流 变性质，测定了聚醚溶液与稠油形成的乳状液的稳定性、粒径和黏度。结果表明，聚醚类表面活性剂具有较长的 柔性氧乙烯（EO）链和氧丙烯（PO）链，能形成界面“亚层”，油水界面膜以弹性为主，易与稠油形成稳定的O/W乳 状液，显著降低稠油黏度。聚醚的相对分子质量和EO/PO比是影响油水界面张力的主要结构因素，而界面膜强 度主要由相对分子质量控制。随聚醚相对分子质量增加，界面膜强度增大，乳状液稳定性增强。聚醚结构、加量 和油水体积比对乳状液粒径的影响较小，均在300～500 nm之间变化。相对分子质量分别为8400、12600、14600 的3 种聚醚均具有良好的稠油降黏效果，当油水体积比为1∶1 时，聚醚质量分数在0.2%～0.5%范围内的降黏率 ＞98%。聚醚的相对分子质量和EO/PO比对降黏效果的影响较小。图12 参23

摘要:为了研究电催化氧化技术处理压裂返排液中的主要有机物羟丙基胍胶降黏机理，考察了处理条件如处理 时间、处理温度、电流密度等对模拟羟丙基胍胶基压裂返排液黏度、硼赋存形态的影响，以及通过极板电子交换 的直接氧化与电化学过程生成的活性氧化物的间接氧化对羟丙基胍胶降解的影响。研究表明，羟丙基胍胶压裂 返排液的降黏率随电催化氧化处理时间延长、温度的升高、电流密度的增加、Cl-浓度增加而提高，研究得到最佳 处理条件：时间＞100 min、温度＞25℃、电流密度≥70 A/m2、［Cl-］≥4855 mg/L；电催化氧化降解过程中间接氧化 与直接氧化共同起作用。压裂返排液在降黏的同时可以解交联并释放出交联的硼。图8 表1参21

摘要:采用常规絮凝技术处理油田采出水，带负电荷的聚合物会形成含油絮集体，不仅造成聚合物的浪费，而且 在油水处理系统形成劣化油（BS层）和含聚合物油泥沉积，影响原油脱水和污水净化，并滋生硫酸盐还原菌。为 充分利用采油污水中的聚合物，首先采用综合破乳清水剂处理含聚合物采出液，在保证原油脱水和污水除油的 同时，以分子形态原位保留采油污水中的聚合物，测定了保留聚合物（r-HPAM）的相对分子质量和水解度，研究 了r-HPAM与污水中离子的相互作用以及含r-HPAM污水对配制高分子量聚丙烯酰胺（h-HPAM）溶液黏度的影 响，分析了r-HPAM提高配注液黏度的增黏作用机制。结果表明，污水中的r-HPAM为低分子量（200×104）、高水 解度（46%）的聚合物，污水黏度为1.1 mPa·s。采用含r-HPAM的污水配制新鲜h-HPAM溶液，可以降低溶液的黏 度损失。污水中的r-HPAM可作为牺牲剂与Ca2+、Mg2+、Fe2+和S2-相互作用，抵消这些离子对新配制h-HPAM溶液 黏度的损耗，其中对Fe2+和S2-的影响最大。用含聚合物采出水配制高分子量聚合物溶液，对含聚合物采出水的 循环利用和减少采出水的排放具有重要意义。图4表1 参23

摘要:为降低高效液相色谱法中高浓度无机盐的不利影响，以低浓度的醋酸铵（NH4Ac）水溶液/甲醇混合液代替 高浓度的NaH2PO4 水溶液/甲醇混合液，对油井采出水中十二烷基苯磺酸盐的高效液相色谱检测方法进行改进， 对测试条件进行了优选，并与质谱联用。结果表明，最佳测试条件为：10 cm×4.6 mm阴离子交换色谱柱，流动相 为20 mmol/L NH4Ac水溶液/甲醇混合液（体积比2∶3），流速1.0 mL/min，等度洗脱，紫外检测波长225 nm，20 μL 进样。该方法抗干扰能力较好，在5～500 mg/L范围内的线性关系良好，线性相关系数R=0.9997，检出限2 mg/L， 在12 min 内完成一次分析，具有准确、快速、灵敏的特点，可以用于油井采出水中十二烷基苯磺酸盐的定量检 测。此外，该方法可以与质谱直接联用，分析十二烷基苯磺酸盐的结构信息。图11 参13

摘要:纳米流体强化驱油技术对于降低石油开采成本和提高石油采收率具有十分重要的意义。关于纳米流体强 化驱油机理的研究，近年来取得了一系列重要成果。本文重点阐述了关于纳米流体驱油机理的相关基础研究工 作，在综合不同学术观点和研究成果的基础上归纳了纳米流体强化驱油的四种机理，据此指出在结构分离压力、 岩石润湿性改变和油水界面张力降低的共同作用下使得纳米流体在驱油过程中表现出“卷起”与“扩散”的双重 特征，从而具有强化驱油作用。最后指出纳米流体在提高石油采收率领域内将具有非常广阔的应用前景，但是 对纳米流体的驱油效果以及影响因素还需进行大量的研究。此外，将纳米流体驱油与泡沫驱油有效结合是一种 值得探索的提高石油采收率途径。图19参49