摘要:页岩地层纳米级微孔、微裂缝发育，常规封堵剂粒径较大，难以封堵页岩内孔缝。以无机纳米二氧化硅为 核，以聚（苯乙烯-丙烯酸丁酯-丙烯酸）为壳（单体质量比为10∶2∶1），基于乳液聚合法制备了耐高温核壳型纳米 封堵剂（CLG-NM）。通过红外光谱、透射电镜、动态光散射、热重实验对封堵剂进行了表征，通过页岩压力传递 实验评价了其封堵性能。结果表明，CLG-NM粒径分布为40～300 nm，中值粒径为89.4 nm，在372 ℃以下的热 稳定性良好。CLG-NM与现场油基钻井液的配伍性良好，3% CLG-NM对油基钻井液流变性的影响较小，高温 高压滤失量（180 ℃老化 16 h）从 3.1 mL 降至 2.8 mL，破乳电压高于 700 mV。CLG-NM 可进入页岩内的纳米 孔-缝进行封堵，在现场油基钻井液中加入CLG-NM的上游压力穿透岩心的时间为19.5 h，封堵效果好于国内外 同类产品。

摘要:为了解决准噶尔盆地南缘低温环境钻井液的配制困难的问题，以现场用钻井液材料及配方为基础，采用低 凝固点（-38 ℃）的-35^#柴油为基油，通过调整乳化剂、提切剂、润湿剂及有机土等的加量，构建了适应低温环境 的高密度油基钻井液体系，并评价了体系在低温（-10～-2 ℃）和高温（180 ℃）条件下的流变性及体系的抗污 染、封堵性能。研究结果表明，该体系不仅能满足温度低至-10 ℃条件下的配制且能满足在复杂地层条件下（温 度180 ℃、密度2.5 g/cm³）的流变性能要求，乳化性能稳定（破乳电压1000 V以上）且抗污染性能强；同时具有良 好的封堵性能，模拟缝宽0.5 mm时的封堵承压为7.0 MPa。该钻井液可在准噶尔南缘低温地面环境下顺利配制 且能满足地层条件下的性能要求。

摘要:针对现有降滤失剂在高温高矿化度环境下失效等问题，选择具有苯环结构和磺酸基团的对苯乙烯磺酸钠、 2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸及丙烯酰胺等水溶性单体，以失水山梨糖醇脂肪酸酯（Span 80）、聚氧乙烯山梨醇酐单 硬脂酸酯（Tween 60）和液体石蜡为油相，采用反相乳液法制备聚合物微球。通过红外光谱仪、热重分析仪、激光 粒度仪和扫描电子显微镜等对产物进行表征，研究了微球的溶胀性能、抗盐性能、老化性能、耐温性能和在岩心 中的封堵性能。结果表明，聚合物微球具有光滑的球型外貌，粒径为2.82～10.26 μm，在270 ℃开始热分解。微 球在达到溶胀平衡后溶胀接近5倍，在高矿化度和高温环境中表现出良好的降滤失性能，抗老化性能良好。在岩 心中的封堵降滤失效果较好，微球在大孔隙聚集并有效封堵。

摘要:橡胶颗粒表面的亲水性差、与水泥胶结性欠佳，作为弹性粒子用于固井会降低水泥石的抗压强度。为改善 现有技术的不足，以二苯基甲烷二异氰酸酯、聚环氧丙烷二醇、硅酸盐水溶液、重质碳酸钙等为原料制备了一种 多相颗粒材料，并对其结构进行了表征。在水泥中加入多相颗粒制得水泥浆或水泥石，评价了水泥浆的流变性、 稳定性和水泥石的力学性能。结果表明，多相颗粒主要呈现两种结构。第一相为多孔洞状连续相，第二相呈球 状。多相颗粒中第二相嵌合于第一相的孔洞之内，且球状第二相中含有19.6%的Si元素。与净浆水泥石相比， 含多相颗粒的水泥石弹性模量低，强度基本保持。多相颗粒对水泥浆的稠化时间和流变性的影响较小。多相颗 粒界面的球型结构含有的大量硅羟基参与或部分参与了水泥的水化，与水泥在界面处以化学键紧密连接，保证 了水泥水化结构的连续性，弥补了橡胶弹性粒子与水泥石界面黏结力不足的缺陷。

摘要:针对目前水基压裂返排液重复利用效率低的问题，本文以一种疏水缔合型聚合物BT1218为增稠剂、十二 烷基苯磺酸和三乙醇胺为黏度促进剂FJ-1、Na₂CO₃为pH调节剂、KCl为黏土防膨剂、氨基磺酸与过硫酸盐为复 合破胶剂，制备了一种可重复使用的水基压裂液RFrac-H，同时利用RFrac-H破胶液制备了新的压裂液，并对其 耐温、耐剪切性和破胶性能进行了评价。实验表明：0.4% BT1218+0.1% Na₂CO₃+0.5% KCl+0.30% FJ-1制备的 RFrac-H压裂液，在170 s^-1下，温度由30 ℃升至120 ℃时，压裂液的黏度大于50 mPa·s，压裂液在100 ℃、170 s^-1 下连续剪切60 min后的黏度大于40 mPa·s，静态沉砂速率为0.0214 cm/s，破胶液的黏度为2.51 mPa·s，表面张力 为24.4 mN/m，油水界面张力为0.282 mN/m，黏土防膨率大于80%。利用RFrac-H破胶液重复制备压裂液的性 能完全满足压裂液性能指标要求，且破胶液重复使用次数多，压裂液制备成本低。利用破胶液制备的压裂液与 RFrac-H比较，增稠剂和黏度促进剂加量减少了70%以上。

摘要:玛湖1井区百口泉组为典型的低孔低渗致密油储层。该井区大规模水力压裂面临3大难题，如压裂液减阻 效果差、对储层伤害大；水资源匮乏，油田污水处理困难；缝间剩余油分布，采收率有待提高。针对这些问题，以 羟甲基苯乙烯、醋酸乙烯酯、丙烯酰胺、聚乙烯基苄基三甲基氯化铵等为原料，通过分散聚合法制备了减阻剂 （JHFR），将其与多功能添加剂（JHFD）复配制得滑溜水压裂液。研究了目标区块的压裂水源、储层岩石的黏土矿 物含量对黏土在滑溜水中水化膨胀性能的影响，评价了滑溜水对玛湖致密油藏储层的伤害情况。结果表明，减 阻剂JHFR溶解时间（15 s）短，可实现免配直混。由0.1% JHFR和0.2% JHFD组成的滑溜水具有高效减阻（减阻 率76.9%）、低油水界面张力（0.89 mN/m）、防膨效果好（防膨率81.12%）等特点，且与玛湖1井区的地层水和返排 水的配伍性良好、对岩心渗透率损害程度低，适用于该井区的大规模连续压裂施工。

摘要:以注采单元为单位的整体调堵施工措施可进一步改善冀东高浅北稠油油藏多轮次调堵的控水增油效果， 为深入研究整体调堵改善注水开发效果的相关机理，借助室内动静态实验开展了泡沫、凝胶的配方体系优选，并 评价了体系的调驱和封堵性能。在室内建立了五点法注采井网三维物理模型，开展了泡沫驱和“泡沫+凝胶”整 体调堵提高采收率对比实验，评价不同措施的控水增油效果。实验结果表明，整体调堵提高采收率22.04%，比纯 泡沫驱多提高4.15%。“泡沫+凝胶”有效抑制高渗透层窜流，调整措施井吸水和产液剖面，后续水驱平面和纵向 波及范围扩大，有效改善了储层的平面及纵向非均质性。整体调堵施工后注采井网整体开发效果显著提升。

摘要:低渗透油藏注水开发过程中注入水窜逸严重，开发后期仍存在大量剩余油。聚合物微球驱和低矿化度水 驱是油藏深部调驱的两种有效手段，前者侧重调剖，后者侧重驱油，两者结合有望达到兼具调剖和驱油的双重效 果。通过岩心驱替实验对纳米聚合物微球与低矿化度水复合调驱效果进行评价，并利用核磁共振T₂谱和成像测 试，揭示岩心驱油过程中不同尺寸孔隙中原油动用程度和驱油机理。结果表明，微球能够有效封堵水窜通道，改 变注入流体流动方向，使低矿化度水进入中小孔隙，提高波及效率和驱油效率，且注入水矿化度越低，中小孔隙 中的原油动用程度越高。提高微球浓度和降低注入流体矿化度均会增强微球封堵效果，引起注入压力增加和采 收率显著提高。低矿化度水与纳米聚合物微球协同增效驱油具有提高低渗透油藏采收率的潜力。

摘要:针对长庆低渗透油藏特点，提出聚合物微球/表面活性剂复合调驱提高采收率技术。以丙烯酸、2-丙烯酰 胺-2-甲基丙磺酸、2-巯基苯甲酸、过硫酸铵、亚硫酸氢钠等为原料制备聚合物微球，以烷醇酰胺聚氧乙烯聚醚磺 酸盐与椰子油脂肪酸二乙醇酰胺为原料制得表面活性剂。研究了表面活性剂和表面活性剂/聚合物微球混合液 的油水界面张力，考察了聚合物微球与混合液的调驱性能，优选了复合调驱注入方式，并在安塞油田进行了现场 应用。结果表明，聚合物微球初始粒径为50～300 nm，具有水化膨胀特性，膨胀倍数为20～100倍。微球在水化 膨胀过程中产生聚集特性，分散性、球形度均较好，且粒径呈高斯正态分布。表面活性剂适宜用量为3 g/L。聚合 物微球加入表面活性剂后混合液黏度增大，微球分散相颗粒屏蔽了表面活性剂的界面活性以及形成胶束的能 力，导致油水界面张力降幅变小，不利于表面活性剂驱油。聚合物微球溶液对岩心的封堵性较好，微球质量浓度 大于4 g/L时的封堵率约80%。体积比为1∶1的聚合物微球与表面活性剂段塞式注入岩心的驱油效果好于二者 混合式注入。该体系在安塞油田现场的应用效果显著，累计增油3576 t。

摘要:为解决目前渤海油田调剖/调驱组合技术面临的难题，助力渤海油田多轮次调剖/调驱效果提升，以渤中 34-2/4储层为模拟对象，在层内非均质岩心上开展了“酚醛凝胶/聚合物微球”调剖调驱注入参数及组合方式优化 研究。结果表明，组成为“聚合物（3 g/L）+酚醛树脂类交联剂（3 g/L）+固化剂间苯二酚（3 g/L）”的酚醛凝胶具有 较高的成胶强度，可对高渗层产生良好封堵作用，浓度为3 g/L的“超分子型”聚合物微球具有较好的水化膨胀作 用，可实现宏观和微观液流转向效果。二者相互促进，最终实现良好的增油降水效果。随岩心非均质性增加，水 驱采收率减小，酚醛凝胶/聚合物微球的调剖、调驱采收率增幅呈现“先增后降”趋势。从技术经济角度考虑，调 剖、调驱合理注入时机为含水率 80%～90%，调剖剂合理段塞尺寸为 0.10～0.20 PV，调驱剂合理段塞尺寸为 0.20～0.30 PV；与大段塞、整体注入方式相比较，小段塞、多轮次交替注入方式可以减小微球注入端滞留作用和 减缓剖面反转速率，进而提高液流转向效果。

摘要:随着国内油田对环境保护、储层保护的日益重视，绿色无毒的自降解暂堵剂成为近年来的一个研究重点。 通过将两种自降解材料复配研发了一种配方为60% PA+40% YG-1的自降解水溶性暂堵剂，研究了该暂堵剂的 溶解性、配伍性、封堵性、抗压性、分散悬浮性及对压裂液性能的影响，分析了暂堵剂水解液的成分，并在长庆低 渗透储层进行了现场应用。该暂堵剂在地层水、配液水及压裂液中8 h内的溶解率均大于95%且配伍性良好；在 50～80 ℃下对裂缝岩心的封堵率均大于80%；该暂堵剂在40 MPa压力内的破碎率小于10%；该暂堵剂在胍胶基 液中具有较好的分散悬浮性能，且该暂堵剂的水解液中只含有葡萄糖和乙醇酸，对压裂液的耐温耐剪切性能影 响很小，对储层无伤害，对环境无污染。该暂堵剂已在长庆低渗油气藏的某中高含水区块共成功应用32口井，有 效提升了裂缝岩心缝内净压力并开启新裂缝，与常规暂堵剂相比取得了更好的增产效果，同时又具有绿色环 保的优点。

摘要:昆北油田砂砾岩储层厚度大，平面、层间、层内非均质性强，开发初期水平井即表现出产量递减大、含水上 升快的特点，迫切需要治水。基于该油藏特征及开发生产特点，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲 基二烯丙基氯化铵为原料，制备了三元共聚物水平井选择性堵水剂。研究了交联剂N，N-亚甲基双丙烯酰胺对 堵水剂强度和溶胀率的影响，考察了堵水剂的注入性能和封堵能力。在室内研究和矿场生产特征分析的基础 上，在昆北油田开展了6口水平井堵水矿场试验。结果表明，交联剂加量对堵水剂强度和溶胀率的影响较大。交 联剂加量为单体总质量的1.5%时，形成的堵水剂强度适中，可进行拉伸，溶胀率达到最高。堵水剂平均粒径为 420 μm，可在昆北储层裂缝中形成有效堵塞。填砂管注入堵水剂后，后续水驱注入压力提高了5.06倍，水驱封堵 率为83.5%，油驱封堵率为20%，油水选择性良好。堵水剂在昆北油田进行了现场应用，增油降水效果较好。

摘要:针对高黏土疏松低渗透砂岩油藏注水过程中微粒运移堵塞储层孔喉导致注水压力高的难题，通过室内实 验优选出一种中性梯度防堵体系。低速梯度防堵体系由0.5% KCl黏土稳定剂组成，高速梯度防堵体系由0.2% KCl和0.3%有机阳离子黏土稳定剂（YN）组成。考察了梯度防堵体系的防膨性能、驱替过程中岩心压力和渗透 率的变化。结果表明，该体系的防膨率约为91%。与空白生产水（0.75 mL/min）驱替对比，较低的速度（0.25 mL/ min）下，经0.5% KCl驱替后，压力增长倍数由5.41降为2.03，渗透率保留率由18.49%提高到49.15%；较高的速度 （0.50 mL/min）下，经0.2% KCl+0.3% YN体系驱替后，岩心渗透率逐渐恢复；转生产水以0.75 mL/min驱替8 PV 后，渗透率保留率由10.56%提高至91.58%，压力增长倍数由9.47降为3.28。通过速度梯度和防堵体系的协同作 用，获得了明显的防堵降压效果。

摘要:纳米颗粒因其独特的纳米效应在提高原油采收率具有广泛的应用前景，但超低渗储层孔喉细小，纳米颗粒 的吸附滞留对其储层物性影响较大。基于SiO₂纳米流体在超低渗岩心中的驱替实验，结合紫外可见分光光度实 验测试纳米颗粒在岩心中吸附量，并采用扫描电镜观察了驱替结束后岩心切片。研究结果表明，随着纳米流体 质量分数（0.01%～0.50%）的增加，岩心注入压力升高，纳米颗粒滞留率增大（7.60%～87.50%）、渗透率损失率最 高可达96.46%。后续NaCl溶液驱替仅可带走少许吸附不稳定的游离态纳米颗粒，但未明显缓解吸附滞留情况， 纳米颗粒已在岩心中形成了有效封堵。为了不影响后续流体的注入，超低渗砂岩注入SiO₂纳米流体的质量分数 不能大于0.01%。驱替结束后岩心切片的SEM扫描图像显示，纳米颗粒集中吸附在岩心前段的孔喉和基质表 面，占据流体渗流通道，引起孔喉结构变化。纳米流体浓度越大，颗粒聚集现象越明显。

摘要:为解决蒸汽驱过程中发生的蒸汽超覆和汽窜问题，以磺酸盐表面活性剂 ZAS、聚醚磺酸盐表面活性剂 ZCP-1和改性纳米硅颗粒NS复配研制了配方为0.5% ZAS/ZCP-1（复配比3∶1）+1.0% NS的三相泡沫调驱体系， 并通过实验评价该体系的泡沫性能、耐温性能、封堵性能和驱油性能。研究结果表明，该三相泡沫体系的泡沫性 能优异，常温下泡沫体积为680 mL、析液半衰期为26.67 min、泡沫半衰期为12 h，300 ℃热老化处理后性能稳定； 该三相泡沫体系在300 ℃高温条件下可以稳定存在且具有较好的封堵性能，能选择性封堵高渗透层，对不同渗 透率（1000×10^-3～4000×10^-3μm²）填砂管的阻力因子均大于30，阻力因子随着岩心渗透率的增加而增大。在渗透 率级差为1∶2的非均质条件下可有效改善吸汽剖面，大幅提高低渗模型采收率，综合采收率可提高17.93%，具有 良好的提高蒸汽驱采收率潜力。

摘要:针对稠油蒸汽驱汽窜严重问题，研究了高温封窜剂+驱油剂组合调驱技术，以高温栲胶体系为蒸汽封窜剂， 以磺酸盐表面活性剂SLB和阴-非离子表面活性剂CY复配体系为高温驱油剂，采用非均质双管物理模拟实验评 价了封窜剂+驱油剂组合调驱提高蒸汽驱采收率效果。结果表明，高温栲胶封窜剂在250 ℃蒸汽驱冲刷15 PV后 封堵率仍可达90%以上，封堵效果显著；SLB/CY（复配比2∶1）高温驱油剂经过300 ℃老化后仍可使油水界面张 力降到10^-3 mN/m以下。采用封窜剂+驱油剂组合调驱体系可有效封堵高渗管汽窜通道，保证后续注入驱油剂进 入低渗管，最终综合采收率可以提高23.58%，有效地改善非均质地层蒸汽驱的开发效果。

摘要:水动力学半径是衡量聚合物注入能力的重要参数。通过统计同系列的普通聚合物（部分水解聚丙烯酰胺） 和疏水缔合聚合物的产品质量检测结果，并测量相应聚合物的水动力学半径，分析聚合物Huggins常数与性能参 数关系，得到一种定性评估同系列聚合物水动力学半径大小的方法。Huggins常数变化与聚合物分子结构、官能 团有关，一定条件下，部分水解聚丙烯酰胺的Huggins常数随水解度增加呈指数增加趋势，疏水缔合聚合物的 Huggins常数随黏度增加呈现线性增加趋势，少数分子结构异化的聚合物偏离上述变化规律。因此根据产品质 量检测结果，统计2种聚合物的Huggins常数与性能参数关系，可以较简易准确地对比评价同系列聚合物的水动 力学半径相对大小。

摘要:为提高陆地B油田二类储层的聚合物驱效果，以目标储层特征和流体性质为研究对象，通过开展层内非均 质岩心模型的室内驱替实验，优选适合目标储层的最佳注入参数及注入方式。研究结果表明：随着聚合物相对 分子质量及溶液浓度的增加，聚合物分子聚集体尺寸增大，阻力系数和残余阻力系数增大，但由于受到岩心孔喉 剪切作用的影响，残余阻力系数升幅逐渐变小。从驱油实验可以看出，聚合物注入黏度对开采效果影响依次为： 梯度增黏>交替变黏>梯度降黏>单一高黏>单一低黏。其中梯度增黏、交替变黏与梯度降黏采收率增幅较大，增 幅达到20%以上，梯度增黏提高采收率效果最优，采收率增幅为24.2%。聚合物注入速率对开采效果影响依次 为：梯度增速>单一高速>变速交替>梯度降速>单一低速。其中梯度增速与交替变速采收率增幅较大，梯度增速 采收率增幅为25.6%。在注入段塞尺寸一定条件下，不同组合注入方式下采收率增幅效果为：增速降黏>降速增 黏，其中增速降黏组合方式采收率提高幅度为28.6%。由此可见，注入过程中同时改变注入速率和注入黏度的组 合方式相比于单一改变注入速率或黏度的增油降水效果更好。

摘要:表面活性剂渗吸作用是提高致密油基质原油动用的重要方法。为了揭示致密油基质-裂缝模型中表面活 性剂渗吸提高原油动用特征，通过自发渗吸、界面张力及润湿性的测定，优选0.05%的椰油酰胺丙基磺基甜菜碱 （ASB）作为渗吸用表面活性剂。通过基质-裂缝岩心模型及微流控模型，分别研究了裂缝迂曲度及缝内流速对 近缝基质动态渗吸提高原油动用特征的影响；通过静态渗吸实验，研究了表面活性剂作用深度及浓度对深部基 质自发渗吸提高原油动用特征的影响。结果表明，近缝基质动态渗吸的原油采出程度随模型迂曲度的增加而增 加，即裂缝复杂程度越高，动态渗吸的采出程度越高；缝内流速越大，毛细管中油水界面运移速度越大，即渗吸速 度越大，且油水界面运移速度与缝内流速整体符合二次函数规律。表面活性剂作用深度越深，单位体积基质原 油动用量越低。当表面活性剂浓度较高时，毛管力的主控参数为界面张力，此时自发渗吸采出程度与界面张力 的变化规律一致；当表面活性剂浓度较低时，毛管力的主控参数为岩石表面润湿性，此时自发渗吸采出程度与界 面张力的变化规律相反。

摘要:针对胜利普通稠油油藏水驱采收率低且热采成本高的问题，乳化降黏驱是提高其采收率、降低生产成本的 有效途径。利用微动力乳化实验装置，综合考虑两种表面活性剂TB与AC在不同配比下的乳化能力和降低界面 张力能力，构建了两种不同性能的乳化驱油体系：TB（0.3%）和TB+AC（0.3%，质量比3∶2）。通过多重光散射法 分析了两种体系和胜利稠油形成乳状液的微观稳定性，然后通过填砂管驱油实验评价了两种乳化体系的驱油性 能，并利用玻璃刻蚀模型研究其微观驱油机理。研究结果表明，TB+AC体系具有强乳化能力，与原油形成乳状 液的稳定性良好。TB+AC体系可使油水界面张力达到超低数量级（10^-3 mN/m），TB+AC体系在水驱基础上可提 高采收率11.20%。TB+AC体系通过超低界面张力和强乳化性能“拉”残余油，使其发生形变，降低流动阻力和残 余油含量；也可进入油膜深处进一步发生乳化作用使油膜扩张破裂来提高采收率。

摘要:为使处理后的气田水能达到国家二级排放标准，首先向模拟气田水中加入缓蚀剂CPI-W，考察缓蚀剂的添 加对气田水中的COD影响，然后分别采用次氯酸钠法、芬顿试剂法和过硫酸钾-硫酸亚铁法处理添加了缓蚀剂 CPI-W的模拟气田水，考察处理后水中的COD去除效果。结果表明，3种处理方法均能使加注1000 mg/L缓蚀剂 的模拟气田水的COD值达到《污水综合排放标准》的二级排放标准（<150 mg/L）。采用次氯酸钠氧化法处理后， 当次氯酸钠加量为8 mg/L时，COD去除率达94.4%；采用芬顿试剂法处理后，当H₂O₂加量为4 mg/L、FeSO₄·7H₂O 加量为0.08 mg/L时，COD去除率达96.1%；而采用过硫酸钾-硫酸亚铁法处理后，K₂S₂O₈加量为8 mg/L、FeSO₄· 7H₂O加量为4 mg/L时，COD去除率达97.4%。对比分析COD去除率以及药剂成本，3种高级氧化技术中过硫酸 钾-硫酸亚铁法为降解气田废水中缓蚀剂的最优方法。

摘要:海上油田污水处理设备少，停留时间短，对污水处理药剂要求极高。为了提高油水分离效果，提升污水处 理水质，以丙烯酸乙酯（EA）、甲基丙烯酸（MAA）和丙烯酸十八酯（SA）为原料，通过乳液聚合法制备了丙烯酸 酯-甲基丙烯酸共聚物乳液型反相破乳剂（EMASA）。对EMASA的结构进行了表征，并以除油率为主要指标通 过瓶试法考察其净水性能，最后在海上油田A平台开展现场中试试验，分析了EMASA反相破乳机理。结果表 明，合成产品的实际结构与理论结构相符，EMASA的热分解温度为214.5 ℃。EMASA的净水效果优异，在最优 加注量（30 mg/L）下的除油率为96.5%；协同现场絮凝剂的除油率为98.9%。在现场中试试验中，当EMASA的加 量为30 mg/L时，分离器出口水中的含油量由255.75 mg/L降至197.58 mg/L，降低22.74%，除油率由95.5%提高 至96.52%。EMASA利用卷扫和破坏油水界面膜强度两种作用实现油水分离，在处理碳酸氢钠水型采出液时的 效果明显。

摘要:由于稠油乳状液不透明，无法直观认识砂粒对稠油乳状液稳定性的影响过程。曾有学者通过傅里叶红外 光谱检测到矿物颗粒表面吸附的沥青质，推测这些颗粒因吸附油水界面膜上的沥青质破坏了油水界面膜强度， 促进了水滴聚团沉降，从而实现稠油乳状液破乳分层。但这种认识无法解释笔者实验中的一些现象。针对这种 情况，通过杯式分水、流变性测试和润湿性测试等实验，研究了石英砂对稠油乳状液稳定性的影响机制。结果表 明，砂粒粒径较小、水滴粒径较大时，即会发生水珠完全浸湿包裹砂粒的现象，包裹砂粒的水珠比重增加，沉降速 度加快，这是石英砂实现稠油乳状液破乳分层的主要原因。这一认识也通过砂在白油中的沉降实验得到了 验证。

摘要:镇原油田管线及储罐结垢现象异常严重，且无有效的防垢措施。首先分析了镇原油田方山作业区合53区 域和演116区域2种水样的水型，然后利用结垢预测软件OLI ScaleChem预测了混合水样的结垢趋势并通过室内 实验进行了验证。针对混合水产生的SrSO₄和CaCO₃垢，研发了由马来酸酐（MA）和甲基丙烯酸甲酯（MMA）共 聚反应而成的硫酸锶（SrSO₄）防垢剂P（MA/MMA）以及羧甲基化菊粉碳酸钙（CaCO₃）防垢剂CMI，并考察了二者 复配后对混合水样的防垢性能，并分析了防垢机理。结果表明，镇原油田方山作业区合53和演116水样中含有 较多的成垢离子，具有结垢倾向。利用OLI ScaleChem结垢预测软件预测结果表明合53水样和演116水样体积 比为8∶2时成垢量高达587 mg/L，垢型为CaCO₃和SrSO₄。试验验证结果与预测结果基本相符。CMI与P（MA/ MMA）复配比为4∶6的复配防垢剂CQ-SI，加量为150 mg/L时对混合水样的防垢率可高达93.5%。CQ-SI通过与 成垢阳离子形成螯合物而抑制垢的生成，并通过离散、分离垢样发挥优异的防垢效果。

摘要:针对海上油田硫化氢处理要求，利用一套自主设计的适合用于模拟分析脱硫剂现场实际脱硫效果的动态 评价装置对脱硫剂效果进行动态评价，研发新的脱硫剂和分析现场工况参数对脱硫效果的影响。研究结果表 明：甲胺、单乙醇胺和二乙胺等物质的量比下合成的多元复合型脱硫剂11#的水溶性好，脱硫效果优异，脱硫率一 直保持在96%以上，同时硫容量也最大。脱硫剂11#的脱硫率，随着气液比增加而逐渐减小，随超重力机转速的 增加先增加后趋于稳定并有所下降，随着体系总压增加而增加，处理温度对脱硫效果影响较小。现场试验表明， 脱硫剂11#的脱硫效果明显优于原在用脱硫剂0#，进一步降低了现场腐蚀和安全风险。

摘要:针对传统滴定检测法的灵敏度低、抗干扰能力差、检测周期长等不足，利用液相色谱串联四级杆质谱联用 仪建立了油田用烯烃磺酸盐的检测方法。优化了检测条件，定量检测了烯烃磺酸盐产品、注入液和产出液中的 烯烃磺酸盐。结果表明，检测烯烃磺酸盐的最佳条件为：阴离子型色谱柱；流动相为体积比55∶45的甲醇和8 mmol/L乙酸铵水溶液，等度洗脱；质谱检测器，条件为电喷雾离子源，负模式，雾化气压力30 psi、干燥气流速8 L/ min、干燥气温度350 ℃、全扫描。该方法对烯烃磺酸盐产品、注入液和产出液的加标回收率分别为82.63%～ 96.37%、78.60%～95.41%、82.68%～95.72%，8 min即完成一次样品检测，且聚合物、微量原油等对检测结果影响 较小。该方法可快速、灵敏的检测烯烃磺酸盐产品、注入液及采出液中目标物质的含量，抗干扰能力强。

摘要:传统水基钻井液存在配制过程繁琐、针对性差、自适应能力弱等不足。智能水基钻井液由于具有更好的针 对性、普适性，同时能大幅降低人工干预程度，成为油田化学领域新的研究方向。通过文献分析，介绍了智能水 基钻井液有机处理剂，如流型调节剂、降滤失剂、页岩抑制剂、润滑剂和防漏堵漏材料等在水基钻井液中的作用 机制和研究进展。针对不同智能钻井液有机处理剂的特点，论述了智能材料在水基钻井液应用的可行性，展望 了智能钻井液有机处理剂在智能钻井液体系中的研发思路、方法及应用前景。

摘要:近年来钻井液用环保润滑剂的研究得到高速发展。综述了国内外钻井液用环保润滑剂的种类、作用机理 和最新研究进展，对适用于润滑剂的多种生物毒性评价手段进行了对比，为了保证环保指标的准确度，提出了同 时进行多种评价方法，力求EC₅₀和LC₅₀两项数据双达标的建议。分析了未来环保润滑剂的发展趋势，对高效、环 保、抗高温润滑剂的研究进行了展望，并预测了未来合成酯类润滑剂的研究前景。

摘要:化学自生热压裂液在低pH值或高温下发生热化学反应生成对地层低伤害的盐溶液和气体，并放出大量的 热量，具有生热量大、返排快、储层伤害小等特点，能够有效克服压裂液对地层冷伤害和低温破胶不完全等问 题。介绍了氯化铵与亚硝酸钠的生热机理，分析了pH值、反应物浓度、初始温度对压裂液生热量和生热反应速 度的影响；根据不同交联剂类型将化学自生热压裂液分为了硼交联胍胶压裂液、酸性交联压裂液和黏弹性表面 活性剂压裂液，总结了不同压裂液体系的性能和优缺点，介绍了压裂施工工艺和现场应用，并从压裂液配方和工 艺方面对化学自生热压裂液研究进行了展望。

摘要:油藏非均质性是制约采收率提高的关键因素，交联聚合物微球调驱技术是解决这一问题的重要技术手 段。低渗透油藏复杂的孔隙结构，深海、深井油藏中高盐、高温等恶劣油藏环境，对微球注入、封堵、深入、耐温、 耐盐等性能提出了更高的要求。综述了交联聚合物微球的调驱机理、制备方法及矿场试验应用的研究进展与目 前存在的问题，并提出交联聚合物微球未来研究的方向。

摘要:纳米颗粒是改善传统提高采收率方法面临的低波及效率等技术挑战的潜在先进材料。通过梳理近年来纳 米颗粒增强化学驱、气驱、热采等提高采收率技术的应用进展，介绍了纳米颗粒增强提高采收率过程的主要原 理、特点及研究成果，指出该技术现阶段面临的技术问题及发展方向。