摘要:目前不同类型的硅烷偶联剂改性纳米二氧化硅在水基钻井液中的降滤失性研究尚不十分充分，其与商用降滤失剂的配伍性也有待进一步研究。因此，本文通过API滤失实验分别研究了带有氨基、双键和环氧基团的纳米二氧化硅（分别记作SiO₂-A、SiO₂-D和SiO₂-E）与商用降滤失剂（酚醛树脂、磺化沥青、低黏度CMC和腐殖酸钾）复配后对水基钻井液滤失量的影响及它们的配伍性。借助红外光谱仪、透射电子显微镜和接触角测量仪分别研究了3种表面修饰剂的分子结构、二氧化硅纳米微粒的形貌及纳米微粒的亲/疏水性能。研究结果表明，SiO₂-D与低黏度CMC和腐殖酸钾分别按质量比2∶1和1∶1复配后钻井液滤失量较单独使用商用降滤失剂分别减少41%和29%。180 ℃老化后，SiO₂-D与腐殖酸钾之间仍具有较好的配伍性，其滤失量与单独使用腐殖酸钾相比减少28%。SiO₂-D与腐殖酸钾之间较好配伍性的原因在于腐殖酸钾含有的极性基团（如—OH、—OCH₃、=CO等）能与SiO₂-D表面的羟基进行氢键吸附，能够较好地稳定钻井液黏度，合理保持钻井液中固相粒子的粒径分布，在滤失过程中形成薄而致密的泥饼，从而有效地控制钻井液的API滤失量。图24表2参30

摘要:针对常规改性淀粉降滤失剂高温易降解导致钻开液抗温性差的问题，采用接枝共聚法，以天然淀粉为原 料、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）与丙烯酰胺（AM）为接枝单体制备了一种抗温增黏降滤失剂 STAR-AM，通过红外光谱表征了产物结构。将 STAR-AM 与流型调节剂、封堵剂、屏蔽暂堵剂、润滑消泡剂、 HCOONa等复配制得无黏土相抗高温钻开液体系。分别评价了STAR-AM在基浆和钻开液体系中的抗温、增黏 和降滤失性能，考察了钻开液的储层保护效果。结果表明，在淀粉（玉米淀粉、木薯淀粉质量比为60∶40）、单体 （AMPS、AM物质的量比为1∶2）质量比为65∶35的条件下制备的STAR-AM具有较好的抗温增黏降滤失作用。 STAR-AM加量为10～25 g/L时，基浆150 ℃老化后的黏切显著提高，API滤失量大幅降低；加入甲酸盐后，基浆 抗温能力从150 ℃提高至170 ℃。STAR-AM加量为25 g/L时，无黏土相抗高温钻开液170 ℃老化后的API滤失 量仅1.3 mL，HTHP滤失量仅10.2 mL，明显优于常规改性淀粉类降滤失剂；且具有优异的储层保护效果，岩心渗 透率恢复值超过95%，可在超深水平井裸眼钻完井中推广应用。图1表10参18

摘要:页岩气水平井油基钻井液施工过程中，泥饼和油膜清除困难，易出现固井质量差、甚至环空带压等工程技 术难题。基于微乳增溶原理，以脂肪醇、环氧乙烷和环氧丙烷为原料制备了改性聚氧乙烯-聚氧丙烯嵌段共聚物 表面活性剂，并与十二烷基苯磺酸钠复配制得驱油清洗剂QX-1。将QX-1与 隔离剂GL-1、加重剂重晶石粉（23 μm）和水混合制得高效驱油清洗液。评价了该清洗液的沉降稳定性、清洗效率、界面胶结强度及相容性等，并在 涪陵页岩气井产层固井进行了现场应用。结果表明，高效驱油清洗液在60～90 ℃下的沉降稳定性良好，驱油清 洗效率高。QX-1加量为20%时，高效驱油清洗液对模拟固井一界面的清洗效率达93.94%，对模拟固井二界面的 泥饼去除效率达91.16%；且清洗后的界面具有润湿反转特性，有效增大了界面的胶结强度。现场应用结果表明， 高效驱油清洗液与涪陵页岩气田油基钻井液和固井水泥浆的配伍性良好，固井合格率 100%，固井优质率达 92.73%，可改善由于界面胶结质量差导致的套管环空带压问题。表6参13

摘要:大位移井由于水平位移长、井斜角大、地层压力系数高、完井时摩阻扭矩高，影响管柱下入。为解决这一问 题，室内研发了一种完井液润滑剂CR301，研究了加有该润滑剂的KCl盐水完井液体系的降摩减阻性、抗磨能 力、配伍性、对储层保护效果及水锁效应。结果表明，当CR301加量为2%时，KCl盐水完井液的摩阻系数由空白 的0.078降至0.046，摩阻系数降低率可达40%以上，抗磨能力由4块砝码卡停提高至10块砝码卡停。同时润滑 剂CR301与KCl盐水完井液具有很好的配伍性，可以提高岩心的渗透率恢复值，降低完井液体系的表面张力，降 低储层伤害。润滑剂CR301可明显提高KCl盐水完井液体系的降摩减阻性，且对储层有保护效果，可在大位移 井完井液中使用。表6参15

摘要:为开发性能稳定且优异的胶乳水泥浆体系，研究了胶乳粉水泥浆体系关键材料，构建了胶乳粉水泥浆体 系，研究其性能和微观形貌，并完成了现场应用。研究结果表明，胶乳粉能显著提高水泥石的弹韧性，分散剂 DIP-S、降失水剂FLO-S、缓凝剂REM和消泡剂CX66L能有效调节水泥浆的性能。使用这些关键材料构建的胶 乳粉水泥浆体系在60 ℃和90 ℃条件下流性指数大于0.5，稠度系数小于0.7，稠化时间在3～5 h之间，无自由液 形成，且失水量均小于50 mL，抗压强度都在24 MPa以上，常规性能优异。此外，两种温度下胶乳粉水泥浆的弹 性模量最低达到5.7 GPa，抗冲击强度和抗窜强度最高分别达到2.09 kJ/m²和7.7 MPa/m²，水泥浆封固能力强。微 观形貌表明胶乳粉水泥石内部形成了聚合物膜结构，有助于提高水泥浆的性能。胶乳粉水泥浆体系在页岩气固 井现场应用效果好，具有推广价值。图5表7参17

摘要:纳米SiO₂可改善水泥石的力学性能，但其不能在水泥浆中被充分分散。针对这一问题，以Alko-S烷氧基硅 烷为原料制得一种能在水泥浆中被有效分散的纳米溶胶MCRO-T1。研究了MCRO-T1对水泥浆常规性能、水泥 石力学性能、渗透率和微观形貌的影响，并在渤海湾进行了现场应用。结果表明，MCRO-T1中的SiO₂固相含量 为45%，平均粒径为25 nm。当加入1%的MCRO-TI，水泥浆早期强度发展时间缩短了1/3，水泥石抗压强度提高 62.3%，抗折强度提高21.4%，渗透率降低52.1%。纳米颗粒填充在水泥石内部的空隙中，增加了水泥石结构的致 密性，提高了水泥石的韧性。将MCRO-T1应用到渤中尾管固井水泥浆体系中，水泥石早期强度得到有效提高， 固井质量明显改善，解决了渤海湾油气藏地层密封失效的问题，对渤海湾潜山气藏的勘探具有重要意义。图5表2参16

摘要:冻胶阀技术已广泛地应用于欠平衡钻完井作业中，机械钻入和化学破胶相结合为主要的破胶方式，但破胶 过程依然存在着周期长和作业成本高等问题，无法满足现场生产需求。通过双乳液法以聚乙烯醇（PVA）为稳定 剂溶液、醚类衍生物（EA-1）为壳层对盐酸（HCl）进行包覆，制得助破胶微胶囊。通过扫描电子显微镜分析了微 胶囊的微观结构和粒径分布，研究了微胶囊的助破胶性能和缓释性能及其影响因素。结果表明，当使用6.5%的 EA-1溶液和2%的PVA稳定剂溶液制备时微胶囊颗粒形态较好，粒径为40～60 μm，载药率约为44.4%。在60 ℃ 下，该助破胶微胶囊在胶体中充当填料，使冻胶强度提升约64.3%，且使破胶剂破胶效率提升36.7%，破胶时间较 未加微胶囊的体系减少三分之一，可大大缩短现场施工周期，提高经济效益。图6表1参23

摘要:超临界二氧化碳（CO₂）黏度不足0.1 mPa·s，在加砂压裂中携砂困难，需添加增稠剂增大其黏度。鉴于增稠 剂在CO₂中的溶解性与其增黏效果密切相关，对比研究了聚合物ZCJ-01、表面活性剂微乳液APRF-2和表面活性 剂乳液SC-T-18 3种增稠剂在液态、超临界CO₂和水中的溶解性，利用Chrastil半经验模型对溶解度实验数据进行 线性关联，并对比理论值，最后分析了增稠剂在超临界CO₂中的溶解性受压力、温度的影响规律。结果表明，溶 解性最好的增稠剂为SC-T-18，其与超临界CO₂在充分搅拌后形成单一、稳定、均相的乳状胶束。3种增稠剂在 CO₂中的溶解度实验值与理论值的相对偏差小于5%，实验测量值较为准确。随着压力和温度的增加，3种增稠 剂在CO₂中的溶解度也增大，满足现场施工要求。图5表1参24

摘要:渤海LD5-2油田具有平均渗透率较高和非均质性较严重等特点，长期高强度水驱进一步加剧了储层间非 均质性，亟待采取调剖调驱措施来实现深部液流转向。本文以LD5-2储层特征为模拟对象，采用三并联岩心实 验开展了调剖调驱剂注入压力对分流率影响及作用机制研究。结果表明，微球颗粒易于在岩心注入端端面滞 留，引起注入压力“虚高”，液流转向效果较差。与微球类调驱剂相比，聚合物凝胶类调剖剂注入能力较强，易于 进入岩心深部和发生滞留，附加渗流阻力和注入压力增幅较大。随注入压力升高，中低渗透层对调驱剂和调剖 剂吸液量增加，滞留作用引起附加渗流阻力增加，液流转向效果变差，因此，采取合理注入压力有助于改善调剖 调驱液流转向效果。建议矿场实施调剖调驱措施前开展注入井吸液剖面测试，据此确定调驱剂和调剖剂最高注 入压力或注入速率。图16表2参20

摘要:实验采用丙烯酰胺与丙烯酸叔丁酯的共聚物（PAtBA）与聚乙烯亚胺（PEI）制备成胶液，从冻胶高强度的角 度出发，着重研究了聚合物用量、交联剂用量与分子量、温度、盐含量以及pH值对成胶性能的影响。研究结果表 明，随着聚合物、交联剂含量的增加，冻胶强度增加。在pH值为6～9时，随着pH值的增大，冻胶成胶时间延长； pH值为9～12时，pH值越大，成胶时间越短。当成胶液中盐含量增加时冻胶成胶时间延长，冻胶强度先增高后 降低。成胶时间与温度的关系符合Arrhenius公式，反应所需活化能为48.36 kJ/mol。5% PAtBA+1.5% PEI的冻 胶体系在110 ℃下所形成冻胶的储能模量可以达到2689.2 Pa。该冻胶体系的耐温良好，在170℃环境中保持I级 的时间＞30 d。此外，与铬冻胶和酚醛类冻胶相比，PEI冻胶的毒性低，更加适用于海上油田。图10表1参14

摘要:为满足渤海油田深部液流转向技术需求，利用激光粒度仪、生物显微镜以及岩心驱替实验方法，研究了两 种不同粒径的聚合物微球在注入水和多孔介质中的膨胀性及在长岩心中的深部运移和封堵性能。结果表明，在 渤海Q油田模拟注入水中膨胀8 d后，微球A的粒径中值从0.59 μm增至2.21 μm，微球B的粒径中值从9.18 μm 增至31.40 μm，均表现出良好的缓膨效果；微球在多孔介质中缓膨7 d后，岩心注入压力显著增加，表现出同样良 好的缓膨效果。在注入过程中，绝大多数微球能进入油藏深部。两种微球在长为300 cm、渗透率为1000×10^-3 μm² 的岩心上均表现出较好的传输运移性能。经过不同时间水化膨胀后，岩心封堵率均显著增加，水化7 d后微 球B和微球A的平均封堵率分别为55.65%和41.68%，且距离注入端越近封堵率越高。但由于部分微球粒径较 大，会在岩心端面滞留造成端面堵塞，导致注入压力损失超过40%。图8表4参23

摘要:为了提高封窜剂体系在三元复合驱环境下的固化强度，改善三元复合驱后部分管外窜槽井的封堵效果，通 过考察作为主剂的经过辐照后的丙烯酰胺与膨润土的接枝半共聚高分子衍生物混合物浓度、交联剂过硫酸铵浓 度、增强剂N，N-甲叉基双丙烯酰胺浓度、微膨剂OP-10及十二烷基苯磺酸钠浓度、硬化剂G级水泥浓度对封窜剂 固化效果的影响，得到适合三元复合驱后微膨型封窜剂体系，研究了封窜剂固化体在三元复合驱体系中的长期 稳定性、封窜剂与三元复合驱体系的配伍性以及封窜剂在三元复合驱体系环境下对岩心的封堵性能，并进行了 油田现场封堵封窜试验。优选的配方为13%～17%经过辐照后的丙烯酰胺与膨润土的接枝半共聚高分子衍生 物混合物+0.12%～0.18%过硫酸铵+0.06%～0.09% N，N-甲叉基双丙烯酰胺+0.3%～0.5% OP-10或0.8%～1.0% 十二烷基苯磺酸钠+5%～7% G级水泥的封窜剂体系的固化时间1～5 h可控，在强碱三元复合驱油体系环境中 强度超过20 N，体积膨胀倍数＜1.5倍，体积微膨可控且保持较好的高强度稳定性。岩心封堵实验表明，突破压 力超过10.0 MPa，岩心封堵率超过97%，封堵能力较好。利用该体系对三元复合驱区块内生产井窜流层位进行 封堵，全井日产液降低30.3%，日产油最高增加1.58 t，含水下降4.1%，体系对三元复合驱后窜流井具有良好的封 堵效果。图3表7参20

摘要:吉7井区深层稠油油藏采用水驱开发，生产过程中乳化现象普遍，为了了解乳化作用对开发效果的影响，对 吉7井口产出液的乳化特征进行了分析，通过滤纸润湿法判断产出液类型，采用水中氯离子含量的变化判断乳化 发生的时机，并通过显微镜镜下观察乳状液液滴粒径分布评价其稳定性。实验表明，吉7原油具有特殊的乳化性 能，在没有添加外来乳化剂的情况下，油水之间能够实现快速自发乳化，乳化发生的时机早，乳化液含水率高，液 滴分散均匀，接近微乳液尺寸，具有良好的稳定性，黏度较乳化前提高2.23倍，有利于形成稳定的水驱前缘，可大 幅度提高水驱采收率，与生产实际相吻合。吉7井区初期方案预测采收率只有15%，目前油田采出程度已接近 20%，综合含水稳定在40%，乳化作用使实际开发效果远远好于预测。图6表4参20

摘要:分子沉积膜驱油剂（MD膜驱剂）作为一种新兴纳米材料驱油体系，可有效提高驱油效率。本文选用三羟甲 基氨基甲烷、环氧氯丙烷和三乙胺为原料，合成出分子沉积膜驱油用的单分子双季铵盐体系，测定了MD膜驱剂 的黏度、阳离子度、表面张力及其接触角等，并通过动态驱油试验对驱油效果进行了评价。结果表明，合成的MD 膜驱剂性能稳定，体系黏度均在1.11 mPa·s左右；当浓度为800 mg/L时阳离子度达到71.73%，此时在砂岩表面的 吸附性能最好；MD膜驱剂可使润湿性发生转变，将亲油表面载玻片（98.70°）转变为弱亲油（85.31°），使水湿表面 载玻片（58.1°）亲水性增强（45.58°）。MD膜驱剂能驱替出水驱未能采出的原油，水驱转为分子沉积膜驱后，驱油 效率由42.55%上升到48.29%，而直接进行分子沉积膜驱后，驱油效率高达54.81%，相较于水驱后分子膜接替驱 油，直接进行分子膜驱油能够获得更高的采收率。图3表4参15

摘要:为更好地指导CO₂驱在低渗透油藏的应用，研究了CO₂与原油相互作用及其对CO₂吞吐采油效果的影响。 首先从溶解和萃取两个方面分析了不同压力下CO₂-原油的相互作用规律；然后利用设计的岩心模型开展了CO₂ 吞吐采油实验，同时对驱替前后的岩心进行了核磁共振扫描，明确剩余油分布状态；最后结合江苏油田应用实 例，提出下一步CO₂采油技术应用方向。结果表明，压力超过萃取开始压力（10.0 MPa）时，萃取率随压力的升高 显著增大，40.0 MPa时的萃取率为85.2%。压力小于原油收缩压力（13.0 MPa）时，原油表现为体积膨胀，最大膨 胀系数1.25；压力大于13.0 MPa时，在CO₂对原油的强萃取作用下，原油体积明显收缩。吞吐实验结果表明，对 于长度为6.0 cm的低渗基质岩心，CO₂可采出48.0%的原油，初期主要增产机理为CO₂在原油中溶解膨胀，后期主 要增产机理为CO₂萃取原油中的轻质组分。在实际应用中，需充分考虑油藏条件对CO₂与原油作用的影响，压力 低于15 MPa的油藏应优先考虑CO₂吞吐，高于15 MPa的油藏应优先考虑CO₂驱。图8参16

摘要:开展石油焦的化学结构表征对稠油火驱燃料生成机理研究具有重要意义。以新疆环烷基稠油为原料，在 气体组成为5% O₂、79% N₂、16% CO₂，气体流速为50～100 mL/min，温度500 ℃的条件下反应40 min制备石油 焦，用多种检测方法对石油焦经溶剂萃取洗涤后的固体颗粒进行结构表征。结果表明，石油焦的制焦率为 23.4%，在氧含量为 21%的条件下于 440～600 ℃的燃烧量为 87.98%，燃烧放热量为 8662 J/g，着火温度为 490 ℃。经红外光谱、X射线光电子能谱、拉曼光谱、固体核磁等技术表征分析，石油焦结构是以芳香共轭多环为 核心体，外围有环烷环和含氮氧杂环环绕，并连接少量的烷烃支链、醚链与酯烃支链的类石墨分子片层结构，碳 骨架上的氧是以酮羰基及脂肪烃芳香醚的非活性氧形式存在。分子片层结构单元间通过范德华力、电荷转移、 π-π相互作用、氢键、偶极等分子间相互作用结合为5层堆叠缔合体，并叠加形成似晶碳颗粒。图9表1参12

摘要:木粉价廉、来源广，含大量木质纤维素，可生物降解，绿色环保。用木粉复合水凝胶作为驱油剂，可以有效 降低生产成本。以丙烯酰胺为原料、力化学改性木粉（PWF-BA）为填充料、过硫酸钾为引发剂，N，N'-亚甲基双丙 烯酰胺为交联剂，制备了改性木粉复合水凝胶。研究了复合水凝胶的弹性、黏性、抗剪切能力及在高温高盐条件 下的抗老化性能。结果表明，经过化学处理后，木粉中的木质素和半纤维素基本被去除；随球磨时间增加，颗粒 尺寸和结晶度显著降低，比表面积增加。当球磨时间为4 h时制得的木粉在聚丙烯酰胺基体中具有良好的分散 性和界面相互作用，复合水凝胶的拉伸性能和在85 ℃盐水中的抗老化性能良好，可在三次采油中作为驱油剂使 用。图12参14

摘要:苯乙烯焦油的产量多、价廉，但利用率不高，多用于燃烧，对环境有一定的污染。为了提升苯乙烯焦油的经 济附加值，同时给油田开发提供一种低成本的原材料，将苯乙烯焦油制成水包油型乳状液，用于乳状液驱油中。 以乳化不稳定系数为乳化剂的指标筛选表面活性剂，将其与苯乙烯焦油混合制得水包油型乳状液，对乳状液的 稳定性、流变性和驱油效果进行评价。结果表明，苯乙烯焦油制备的水包油型乳状液的驱油效果较好。当聚氧 乙烯醚与醇醚硫酸钠复配质量比为1∶1、总加量为0.3%时，乳状液的稳定性最好。对于黏度为185 mPa·s的普通 稠油，苯乙烯焦油制备的水包油乳状液可在水驱基础上提高采出程度16.7百分点。苯乙烯焦油乳状液可用于高 含水油田后期开发，提高原油采收率。图6表2参23

摘要:为明确原油中石油酸对复合驱油体系界面张力和乳化性能的作用规律，以复合驱试验区原油为原料分离 出两种石油酸和除酸油，分析了两种石油酸的结构和碳数分布，研究了其对二元驱油体系动态界面张力和乳状 液稳定性的影响。结果表明，1#石油酸和2#石油酸的相对分子质量分别为242和312，其碳数分布分别为10～15 和10～25。700 mg/L的2#石油酸可使油水平衡界面张力（IFT_eq）降为0.021 mN/m，而同浓度的1#石油酸仅能使 IFT_eq降为0.095 mN/m。混合酸对降低界面张力有正向协同作用，两种石油酸复配可使二元驱油体系的油水界面 张力达到超低。含酸体系的乳液稳定性与油水动态界面张力相关联，含2#石油酸的油水乳状液体系的IFT_eq较 低，乳液的最终稳定性较高。通过对二元驱油体系性能与原料物性参数的分析，指出可以提高原料油石油酸含 量来合成二元驱用磺酸盐，以增加二元驱油体系的乳化性能，获得较好的降低油水界面张力效果。图9表3参12

摘要:为降低无机碱/表面活性剂二元驱油体系对油藏地层环境的损害，提高驱油体系的生物可降解性，研究了 生物表面活性剂鼠李糖脂（RL）、槐糖脂（SL）与乙醇胺（MEA）等有机碱复配体系的界面性能，并通过岩心驱替物 模实验评价了复配体系强化胜利油田沾三区块原油的驱替效率。Rubingh规则溶液理论模型计算结果表明生物 表面活性剂复配体系中RL和SL分子可在表面吸附层自发吸引，协同降低溶液的表、界面张力；“RL/SL”体系中 SL占比小于0.3时，协同效应较强。当表面活性剂质量分数为0.15%（SL占二者质量分数为0.2）、乙醇胺为3.5% 时，RL/SL/MEA复配体系可将油水界面张力降低至9×10^-3 mN/m，达到超低界面张力数量级范围。岩心驱替物 模实验表明，RL/SL/MEA驱油体系可在水驱基础上提高原油采收率24.13%。RL/SL/MEA复配体系在三次采油 领域具有一定的应用潜力。图5表1参34

摘要:为了缓解大庆油田复合驱开发区块储层物性变差，表面活性剂损耗量增大、三元体系抗吸附性能减弱的问 题，开展表面活性剂浓度优化研究，指导改善复合驱技术经济效果。采用换砂不换液、换液不换砂两种静态吸附 实验方法分析段塞不同位置的化学剂损耗，结合动态吸附和物理模拟驱油实验，确定合理的表面活性剂浓度变 化方式。研究结果表明，三元段塞驱替前缘吸附严重，应提高表面活性剂浓度；前缘流经后的油砂吸附能力减 弱，可降低后续段塞的浓度；被吸附后的表面活性剂存在脱附现象，对后续段塞浓度进行补偿。根据化学剂损耗 规律，提出表面活性剂梯度降浓方式，在保持化学剂用量不变的情况下，扩大超低界面张力作用距离，可相对常 规恒定浓度方式进一步提高采收率0.91百分点。图3表4参7

摘要:为研究砾岩油藏复合驱过程中化学剂在油藏运移过程中的吸附滞留规律，以不同液固比条件下研究复合 驱油体系在砾岩油砂吸附后界面性能以及化学剂吸附损耗量。研究结果表明：不同固液比条件下，二元体系 （0.2% KPS202+0.1% KYPAM2）/三元体系（0.3% KPS304+0.15% KYPAM1+1.2%碳酸钠）经过岩心砂4次吸附后 界面张力未发生明显改变，平衡界面张力IFT_120min均达到超低界面张力（10^-3 mN/m）的指标要求；二元体系/三元 体系经过岩心砂4次吸附后各化学剂含量均随着吸附次数增加而减少，随着岩心砂含量增加各化学剂浓度逐渐 降低。化学剂浓度随吸附次数增加降低幅度大小排序为：ASP碱浓度＞ASP表面活性剂浓度＞SP表面活性剂浓度 ＞ASP聚合物浓度≈SP聚合物浓度。图4表2参11

摘要:碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱采出液乳化稳定程度高，影响原油电脱水系统的平稳运行和脱水分离效 果。针对这一问题，以聚合氯化铝（PAC）作为电中和调节剂，利用电中和方法治理脱水电场的失稳。实验结果 表明，以PAC作为三元复合驱采出液处理调节剂，可降低体系电负性、减小脱水峰值电流、缩短脱水峰值电流持 续时间、提高电场的响应性能和采出液脱水率。加入PAC后，采出液脱水率从PAC加入前的95%以下增至平均 97.5%以上，且以PAC加量为180～240 mg/L时的电场脱水响应与作用机制发挥最为显著，脱水电流小、维持时 间短且变化平稳，脱水后原油含水率控制在0.30%以内、60 ℃下的污水含油量控制在100 mg/L以内。随着脱水 温度的升高，治理效果进一步提升。PAC充分发挥电中和作用机制和静电吸附作用机制，降低体系电负性、削弱 油水界面膜强度、提高电场脱水性能，可用于改善弱碱三元复合驱采出液脱水电场失稳的问题。图7表1参20

摘要:为了探索海上稠油的热催化改质降黏技术的可行性，解决海上稠油的举升和集输问题，针对渤海西部某油 田的稠油分析了稠油黏度与族组分关系，选择了PAS、FAS两种阴离子和Zn²⁺、Cu²⁺、Mn²⁺、Fe³⁺和Ni²⁺ 5种阳离子组 合共10种催化剂，进行催化改质降黏实验，对比了催化改质前后族组分的变化。研究结果表明：对于该渤海稠油 来说，饱和烃和芳香烃含量越高黏度越低，饱和烃对稠油黏度影响明显大于芳香烃，胶质、沥青质含量越高，其黏 度越大，沥青质对于该渤海稠油黏度影响略大于胶质，但由于稠油中胶质含量远大于沥青质含量，因此降低胶质 含量是该渤海稠油催化改质的必然选择。PAS-Ni的催化降黏效果最好，可以使该渤海稠油黏度从2167 mPa·s 降至566 mPa·s，降黏率为73.88%，PAS-Fe的改质效果次之，稠油黏度降至716 mPa·s，降黏率为66.96%。改质后 稠油四组分分析结果表明，催化改质反应主要降低了胶质含量，增加了饱和分和芳香分含量，沥青质含量有小幅 度增加。图4表2参13

摘要:针对新疆某油田超稠油脱水时间长，破乳剂用量大，脱水效率低的问题，提出了掺入焦化柴油辅助处理超 稠油热化学沉降脱水技术，室内考察了不同温度下、掺入不同种类稀释剂对超稠油黏度的降低幅度，在此基础上 重点研究了超稠油提炼出来的焦化柴油回用于掺稀后对超稠油黏度、旋流除砂、破乳剂加药浓度以及脱水效果 的影响，并进行了掺入焦化柴油现场试验。研究结果表明：在超稠油中掺入柴油可缩短超稠油热化学沉降脱水 时间，降低破乳剂加药浓度。现场掺入9%的焦化柴油后二段沉降罐满罐后即可达到净化油含水合格指标，掺入 5%的焦化柴油后二段平均沉降仅需13.4 h，较掺入柴油前二段平均需27.8 h的沉降时间有了较大幅度的缩短；掺 入柴油后破乳剂SB-1加药量可降至100 mg/L，较掺入焦化柴油前的220 mg/L降幅达54.5%。此外掺入焦化柴油 还可增强旋流除砂效果，降低原油黏度，结束了现场罐车拉运的历史，实现了超稠油长距离的管道集输，较之前 罐车拉运成本降低40%以上。图5表3参10

摘要:深水油气钻井和开发过程中极易生成天然气水合物，对深水钻井和油气集输造成严重影响。某深水油田 的伴生气组分复杂，现有水合物生成预测模型计算误差较大。为准确预测该油田伴生气的水合物生成风险，本 文利用天然气水合物微观实验装置，模拟油田多组分气体，进行了水合物生成条件测定，并探索了乙二醇对多组 分气体水合物生成的影响。研究表明，在温度低于15 ℃时，某深水油田的伴生气的相平衡条件低于甲烷和二氧 化碳，高于乙烷和丙烷；在温度高于15 ℃时，其相平衡条件低于甲烷、乙烷和二氧化碳。这表明，与甲烷气体相 比，该多组分气体由于乙烷、丙烷等的存在，更容易生成水合物，且水合物晶体呈针状生长，其针状结构会迅速发 展成体型结构，极易造成管线堵塞。在集输管线流体平均压力为5 MPa时，40%的乙二醇溶液可使模拟气体的水 合物相平衡温度降低5.3 ℃，为该油田水下油气集输过程中的水合物防治工作提供了理论依据。图10参19

摘要:为了合成快速响应的纳米容器，实现缓蚀剂靶向释放，更好地解决油气田管道金属进一步腐蚀的状况，采 用修饰的St?ber法，改变无机和有机硅源的摩尔比合成了不同亚胺嵌入的有机硅纳米颗粒（S-SNPs）并负载缓蚀 剂MBT得到了智能缓蚀剂MBT@S-SNPs，并研究其智能防腐性能。研究结果表明，S-SNPs在中性环境下稳定， 而在酸性环境下发生降解，从而可以实现对缓蚀剂的控释。另外，电化学测试结果表明含有智能缓蚀剂腐蚀试 样的阻抗值为空白试样的5倍，有效缓解了腐蚀的发生。S-SNPs的响应降解以及与缓蚀剂之间的相互作用实现 了缓蚀剂的高效负载（16%）和pH响应释放。S-SNPs可响应腐蚀引起的pH变化，在腐蚀的靶向修复方面具有广 阔应用前景。图25参10

摘要:油田结垢通常会导致地层及管线堵塞，导致开发成本增加，采收率降低。针对这一问题，将低分子量聚丙 烯酸钠、水解聚马来酸酐和聚天冬氨酸3种防垢性能较好的螯合剂复配制得硫酸钡防垢剂，评价了防垢剂对硫酸 钡垢的防垢性能、悬浮性能和对管线的腐蚀性能等。结果表明，硫酸钡防垢剂中低分子量聚丙烯酸钠、水解聚马 来酸酐和聚天冬胺酸的最佳质量比为2∶2∶3。在钡离子质量浓度为300 mg/L、温度为50 ℃的条件下，防垢剂加 量高于12.5 mg/L时即具有优良的防垢效果，防垢剂加量为100 mg/L时的防垢率可达到95%以上。防垢剂的耐 温性较好，对管线的腐蚀性较低。防垢剂可影响硫酸钡垢的沉降和垢晶核的正常生长，使所得垢结构规律且更 加松散，有利于后续的机械清垢处理，满足油田的正常生产需要。图7表1参13

摘要:注水开发是油田常用的提高油气采收率方法之一，但注入水结垢会造成注入水管线堵塞、增加洗泵作业次 数等问题；尤其在高温特低渗储层中，结垢问题还会造成地层孔隙度降低、注入压力增加。为解决该问题，以油 田的注入水样、储层岩心为研究对象，运用粒度分析仪、扫描电镜和X-射线衍射仪等分析注入水样垢晶成长规 律，结合主力油层岩心孔隙结构和矿物组成分析，探寻除垢防垢方法。研究结果表明：注入水存在严重结垢趋 势，结垢类型主要为碳酸盐垢；加入软化剂后，注入水垢晶短时间内生长迅速，1 h时垢晶D₁₀即达8～10 μm；根据 目标区块储层特性，优选0.45 μm过滤膜，为防止剩余离子和更小粒径垢进入储层，进一步优选主要成分为水解聚 马来酸酐的抗高温阻垢剂，确定了“软化-过滤-阻垢”组合处理方法，实现了注入水结垢的彻底防治。图10表5参16

摘要:为了抑制油田污水中硫化物的产生，以丘陵站污水为研究对象，实验室中通过监测生物抑制过程培养物中 H₂S 含量、SO₄^2- 消耗量、硫酸盐还原菌（SRB）数量优选最佳硫化物生物抑制剂体系。将该体系用于吐哈油田丘 陵站硫化氢抑制矿场试验，并监测加入生物抑制剂体系前后微生物群落变化。研究结果表明：适用于吐哈油田 丘陵站硫化氢生物抑制最佳体系为200 mg/L硝酸钠和60 mg/L JHB，矿场试验过程中硫化物含量均低于1 mg/L， SRB数量低于10²个/mL。矿场试验前油田中微生物主要是SRB-嗜热脱硫微球菌（Desulfomicrobium thermophilum）， 矿场试验后假单胞菌（Pseudomonas balearica）和施氏假单胞菌（Pseudomonas stutzeri）在油田污水中占主导地位， 表明生物抑制硫化物的机理是通过生物竞争法争夺SRB的电子受体来抑制SRB的活性，减少油田污水中SRB 数量。图1 表4参22

摘要:胶凝酸是常见的缓速酸液体系，广泛用于碳酸盐岩储层酸化压裂增产作业中。稠化剂是增加酸液黏度、保 证胶凝酸性能的关键。本文回顾了胶凝酸稠化剂的研究历程，综述了近年研究进展，重点对其分子结构设计、合 成以及所制备的胶凝酸性能和现场应用效果进行了归纳与分析，评述了不同类型酸液稠化剂的特点及优劣势， 探讨了稠化剂的优化设计及性能提高等问题，指出了目前面临的挑战，并展望了未来的发展方向。图2参44

摘要:随着胜利油田水驱油藏进入特高含水开发阶段，含水升高、注采强度增大等对化学防砂效果和有效期提出 了更高的要求。总结了胜利油田特高含水期化学防砂技术面临的开发矛盾，介绍了胜利油田在防砂控水一体化 技术、高渗滤砂管提液技术、低温固砂技术和分层注入技术方面的进展，为特高含水期油田化学防砂提供借 鉴。参20

摘要:自生CO₂提高采收率技术是通过化学药剂的相互作用，在储层内自发产生CO₂或者泡沫进行调驱的一种新 技术，该技术不需要天然CO₂资源、能控制产气量、注入工艺简便、与地层配伍性好，是一种极具潜力的提高采收 率技术。在深入调研的基础上，本文综述了近年来自生CO₂产气体系的研究进展以及自生CO₂提高采收率技术 的作用机理，为后续进一步深入研究该技术提供参考和借鉴。图2参57