摘要:现有水基钻井液中的聚醚胺抑制剂难以有效抑制川东地区页岩气地层中的泥页岩水化，引发不利井况。为提升聚醚胺抑制剂的抑制效能，以三乙醇胺（TEA）和2-氯乙胺盐酸盐（CEAH）为原料，制得三［（2-氨基乙氧基）乙基］胺（TAEEA），继而在ZIF-8 型金属有机框架（MOF）材料的开环催化作用下，与开环后的氮丙啶发生加成反应，制得了具有极大胺值且富含伯胺基团的超支化聚醚胺抑制剂（HBEA）。通过分子动力学模拟了HBEA在黏土表面的吸附形貌，评价了HBEA的抑制性及其与钻井液体系的配伍性。结果表明，HBEA的胺基密度远高于直链型聚醚胺D230 与D400。HBEA具有较强的吸附能力，其在黏土表面的吸附构型与D230 和D400 一致， 但吸附分布几率与单分子吸附能均高于后两者。HBEA具有优异的抑制性能。25%的膨润土在1% HBEA水溶液中的动切力仅7.0 Pa，膨润土在2% HBEA水溶液中的最终膨胀高度较之在去离子水中下降了约60%，泥页岩在2% HBEA水溶液中的滚动回收率达78.87%。HBEA可与不同钻井液体系形成良好配伍。以HBEA等量替换3 种钻井液体系中原有的聚醚胺抑制剂后，钻井液老化前后的流变性能与API 滤失量均保持稳定，而HTHP滤失量均小幅下降，泥页岩在取代后钻井液中的滚动回收率略有上升。

摘要:在泥页岩地层的钻井中，由于页岩极易吸水膨胀，导致井壁出现掉块、坍塌等情况，因此在钻井过程中需要对井壁进行加固。模拟生物矿化沉积过程，在硅片表面交替沉积纳米颗粒和阳离子聚合物，形成纳米矿化沉积层。对纳米颗粒和阳离子聚合物进行了优选，通过原子力显微镜、扫描电子显微镜分析沉积层的表面和断面形貌，通过红外光谱仪分析沉积层的组成，研究了沉积层的机械性能。结果表明，方解石晶型纳米碳酸钙的沉积效果优于纳米二氧化硅，低浓度纳米碳酸钙的沉积效果优异。硅片在1%阳离子聚合物支化聚乙烯亚胺与0.4%纳米碳酸钙中交替沉积可形成均匀分散、致密牢固的“堆砌”结构。沉积达到25 个循环时，沉积层厚度为23.88 μm，横向拉伸杨氏模量为1.4086 MPa，具有较好的黏弹性。改性纳米碳酸钙和阳离子聚合物可在模拟井壁上形成致密稳定的沉积层，为加固井壁、提高井壁稳定性提供了新的思路。

摘要:为研究丙烯酰胺类聚合物在水溶液中的高温降解机理，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为单体制备了P（AA/AMPS）、P（AM/AA/AMPS）两种模板聚合物，将两种聚合物分别在200、220、240 ℃下进行降解实验，使用FTIR、¹H-NMR、XPS、GPC、TG-IR 等分析聚合物及其降解产物。研究结果表明，丙烯酰胺类聚合物在水溶液中的高温降解行为主要发生在不抗温的侧基，表现为主链次甲基含量的下降。次甲基断键后，主链断裂导致聚合物的相对分子质量降低，降解过程中生成二氧化碳、氨气等小分子。两种聚合物在热重测试中抗温能力与水溶液中的抗温能力矛盾，因此评价丙烯酰胺类钻井液处理剂抗温能力时不能以热重分析结果作为标准。

摘要:钻井液固相含量对体系性能、井下安全及施工成本都有明显影响，其测定数值的准确性会直接影响现场维护方案的合理制定以及固相含量控制成本。实践中发现，钻井液固相的测定与数据处理均存在一定的问题，导致测定数值和处理结果误差较大，不同的数据处理方法所引起的误差相差也较大。首先测试一系列现场用钾基聚磺钻井液体系的总固相含量、水含量、油含量，再分别根据GB/T 16783.1—2014《石油天然气工业钻井液现场测试第1 部分：水基钻井液》和《钻井手册·上（甲方）》计算钻井液的水相密度、盐矫正后固含量、低密度固相含量、高密度固相含量。分析了固相含量计算结果的准确性，指出了操作和计算中需要注意的几个问题，并探讨了固相含量数值合理范围。此外，对固相含量测定与分析计算中出现的计算值与现场实际操作结果偏离较大的现象作了实例分析。采用国家标准GB/T 16783.1—2014 的计算方法引起的误差要远高于采用“钻井手册·上（甲方）”所推荐的计算方法的。在采用误差较小的计算方法时，还需注意应正确理解和使用公式中的各个变量，否则会导致错误的处理结果。介于国家标准GB/T 16783.1—2014 所列计算方法存在的误差，建议对标准中相应部分进行修订。

摘要:准噶尔盆地车排子区块的裂缝形态复杂，石炭系地层较为发育的裂缝造成地层易塌易漏，一次性堵漏成功率较低。在充分考虑车排子火山岩地层工程地质特征的基础上，开展防漏堵漏体系的研究。室内将广覆盖高效防漏堵漏剂（Heseal）、粒状纤维（FiBall）和复合纳米材料（Namaterial）加入现场钻井液中制得堵漏浆，研究了堵漏浆对砂床和裂缝的封堵效果，采用模拟转向和返吐的方式评价堵漏浆在不规则地层裂缝中的转向封堵能力和返吐趋势。结果表明，Heseal、FiBall 和Namaterial 的最佳复配比为6∶3∶1。3 种堵漏材料对现场钻井液流变性和滤失性的影响较小。堵漏浆对砂床与裂缝的封堵效果及转向性能较好，防漏堵漏效果良好，满足车排子地区复杂裂缝形态下的防漏堵漏要求。

摘要:在现有的固井水泥浆技术条件下，保障井筒完整性长期稳定面临挑战，尤其是常规低密度水泥浆，射孔后水泥石的完整性遭到严重破坏，造成密封失效，水泥石与套管及井壁间的胶结质量差，易发生窜槽等问题。针对上述问题，以环氧树脂和酸酐类固化剂为原料制得弹性剂（RES-1），并用液体纤维提高水泥石的强度和韧性、纳米液体减轻剂改善水泥浆沉降稳定性。室内对低密度弹性密封水泥浆展开了综合性能评价。结果表明，RES-1可降低水泥石的弹性模量，提高水泥石的形变能力，最优加量为10%。低密度（1.5 g/cm³）弹性密封水泥浆体系具有良好的流变性，失水量小于50 mL，线性膨胀率达到0.45%，可有效抑制微环隙、微间隙的产生。低密度弹性密封水泥浆具有较好的致密性、柔韧性和弹性形变能力。与普通低密度水泥浆相比，其渗透率和弹性模量分别降低了69.5%和78.4%，抗压强度和抗折强度分别提高了61%和87.9%。低密度弹性密封水泥浆可以有效提高水泥环的长效封隔能力，改善固井质量。

摘要:在深层和超深层油气井固井中，受地层高温影响，水泥浆中的部分外加剂失效，导致固相颗粒沉降，浆体失去稳定性，增加固井过程中的窜流风险。以2-丙烯酰胺基-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、N，N-二甲基十八烷基烯丙基氯化铵为原料，通过正负离子间的强静电作用制备了聚电解质疏水缔合复合悬浮稳定剂（P-AB）。对P-AB的结构进行了表征，研究了其对水泥浆性能的影响，分析了悬浮稳定机理。结果表明，P-AB可通过静电作用和疏水缔合作用等形成独特的网架结构，有助于悬浮水泥颗粒，防止水泥浆沉降和自由水分离；在40～150 ℃下，1% P-AB 水溶液可保持较高的黏度；在水泥浆中加入0.5%～1%的P-AB，200 ℃下养护1 d 后，水泥石上下段的密度差＜0.02 g/cm³，无浆体游离液。P-AB主要通过水化作用增大水泥颗粒材料沉降的阻力，并通过静电吸附、疏水缔合作用等形成致密的交联网架结构，确保了水泥在高温下的稳定性。该项技术有利于提高深井和超深井的固井质量，降低固井风险。

摘要:滑溜水水力压裂是高效开发页岩气的重要方法，但存在黏度低、淡水用量大和胶液不可自由转换等系列问题，限制了其在3500 m以深的深层页岩气中的应用。为解决上述问题，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸等为原料，通过自由基聚合反应，室内合成了高黏高降阻一体化稠化剂（HVFR），考察了其溶解性、增黏性、降阻性、携砂性及耐温耐剪切性。结果表明，HVFR的相对分子质量为22.7×10⁶。HVFR溶解速率快，1 min 增黏率达到93%，有利于实现压裂液的在线连续混配。HVFR的降阻性能良好。在150 L/min 流量下，作为低黏、高黏滑溜水时的降阻率均大于70%，作为胶液时的降阻率可达到68%。HVFR具有一剂多能特性，通过调整其浓度可实现低黏滑溜水、高黏滑溜水和胶液之间的自由转换。基于HVFR的交联压裂液具有良好的携砂能力及耐温耐剪切性能。在120 ℃、170 s^-1下剪切120 min后，压裂液的保留黏度约为120 mPa·s，满足压裂施工的要求。

摘要:为了解决压裂用聚合物粉剂产品在连续混配施工时排量波动及泵吸困难的问题，选取3 种现场用稠化剂（胍胶、LP-1 和LP-2 低分子聚合物）作为研究对象，研究了聚合物溶液幂律关系、黏弹性及维森伯格爬杆效应等流变性，揭示其内在作用机制，构建了满足抗高温（120 ℃）的清洁压裂液体系，并进行现场矿场应用。实验结果 表明：从幂律关系及溶液黏弹性可知，LP-1 为线性分子结构且相对分子质量较高，其弹性及稠度系数较大，溶液维森伯格爬杆效应明显，导致现场泵吸困难，混液不均匀，致使排量波动。基于低爬杆效应的微支化缔合型聚合物LP-2，以“物理+化学”交联原理而构建满足工程应用的清洁压裂体系（配方为：0.3% LP-2+0.3% FA+0.25%GAF-5+0.3% FP-15+0.4%AP-5），该体系的基液黏度为35.5 mPa·s，120 ℃、170 s^-1剪切1 h 的黏度为110.3 mPa·s，具有用量少、耐高温（120 ℃）、低伤害（残渣含量35.2 mg/L、对岩心伤害率为8.46%）、易返排（破胶液表面张力26.89 mN/m、与煤油间的界面张力为1.15 mN/m）等特点。该压裂液体系现场累计施工20 余井次，按照设计完成加砂，最高砂浓度为400 kg/m³，施工排量平稳，施工成功率100%，为非常规致密油藏开发提供技术支撑。

摘要:为进一步提高渗吸采油压裂液焖井后的采收率，研究了破胶液中不同残渣含量及稠化剂相对分子质量对渗吸采收率的影响，通过渗吸剂优选及其对非交联缔合型稠化剂（CFZ）增黏、耐温耐剪切、渗吸采收率性能的影响研究，构建优化了一套残渣低、相对分子质量低的渗吸采油非交联缔合型清洁压裂液体系。研究表明：破胶液中残渣含量及相对分子质量越低，对渗吸采收率影响越小。配方为0.3% 稠化剂CFZ+0.2% 渗吸剂SZX-1+0.06% 破胶剂APS 的渗吸采油非交联缔合型清洁压裂液体系，在90 ℃、170 s^-1下剪切90 min 的黏度为77.43mPa·s，破胶液在油湿岩心表面接触角为31.6°，油水界面张力为0.66 mN/m，残渣含量为17.2 mg/L，相对分子质量为1.15×10⁴，渗吸采收率为14.8%。该体系可为进一步提高压裂后的渗吸采收率提供理论依据及技术支持。

摘要:为实现压裂液的循环利用，节约水资源，减少环境污染，研究了植物胶压裂液返排液中残余交联剂硼和稠化剂对循环利用的影响。以均相状态为评价标准，采用拉曼光谱测定不同多羟基化合物与硼交联剂的结合形态，对体系中残余交联剂硼的最小无作用量进行研究；测定了破胶过程中稠化剂的相对分子质量、总糖含量和 pH值的变化。结果表明，破胶液内部残留的交联剂和稠化剂均为制约返排液循环利用的制约因子。硼砂-甘露醇络合性能稳定，甘露醇可作为高效掩蔽剂，交联剂硼的最小无作用量为5 mg/L；过硫酸盐破胶时可以将稠化剂胍胶大分子部分降解，随破胶时间延长，小分子比例增加，体系中总糖含量下降。溶剂总糖含量低于1800 mg/L时所配制的压裂液可以满足循环利用要求，但残渣伤害风险增加。

摘要:随着水平井体积压裂技术的推广与应用，压裂液用量越来越大，同时产生大量的返排液，返排液成分复杂，难以高效利用，直接排放会造成环境污染。为了缓解新疆油田压裂用水和降低压裂成本，开展了吉木萨尔页岩油压裂返排液再利用技术研究。对吉木萨尔页岩油区块返排液进行pH调节、硼离子屏蔽、杀菌的处理，然后利用处理后的返排液再次复配胍胶压裂液，通过考察所配制压裂液的溶胀性能、交联冻胶耐温耐剪切和破胶性能确定了利用返排液复配胍胶压裂液的最佳配方，并在J1 井进行了现场试验。吉木萨尔页岩油返排液具有高含碱、高含硼、高含菌的特点，通过引入0.06% pH调节剂A、0.08%屏蔽剂C，0.10%高效杀菌剂BLX-1，将返排液的pH 值调节至7.0，然后加入0.3%的交联剂XJ-3 和0.045%的pH 调节剂B。所配制的压裂液的交联时间控制在90～110 s，具有良好的耐温耐剪切性能，成胶后剪切120 min 后黏度的依然大于200 mPa·s，且携砂性能良好，破胶液性能满足行业标准。利用页岩油压裂返排液连续混配再利用技术处理返排液4.5×10⁴m³，且所配制的压裂液被成功应用于新疆油田页岩油J1井，为后期页岩油的高效环保开发奠定了基础。

摘要:为解决常规聚丙烯酰胺冻胶在高温高盐条件下易降解、脱水等问题，选用魔芋葡甘聚糖KGM、丙烯酰胺（AM）/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）二元聚合物P（AM/AMPS）为主剂，黄原胶为增强剂、乌洛托品、对苯二酚为交联剂制备了一种复合冻胶，通过基液黏度、成胶时间和成胶强度考察冻胶中各物质最优添加量，通过傅里叶红外变化光谱（FT-IR）、热重（TGA）对其进行表征，考察了该复合冻胶的成胶强度、耐温性能和封堵效果。研究结果表明，所制备的复合冻胶具有较强的耐温耐盐性能，成胶时间在120～180 min 可调，能够满足温度为130 ℃、矿化度为210 g/L 的苛刻油藏环境，并且能够保持长期稳定性。当P（AM/AMPS）加量为0.5%、KGM加量为0.5%、黄原胶加量为0.3%、乌洛托品加量为0.5%、对苯二酚加量为0.6%时，复合冻胶的成胶强度最大，成胶后的弹性模量达35.233 Pa，老化7 d 后弹性模量逐渐增至71.377 Pa。该冻胶对岩心具有较强的封堵性能，注入量为1 PV时，该冻胶体系对渗透率约为800×10^-3 μm²岩心的封堵率可以达到99.11%。

摘要:南海A油田注气开发中，油井气油比急剧增大，气窜明显，为此开展了海水基高温冻胶封窜体系研究。选用非离子聚丙烯酰胺（NPAM）和酚醛体系作为主剂和交联剂，探索增大聚合物浓度、加入除氧剂和高温稳定剂3种方式增强冻胶高温稳定性效果；形成了海水基高温冻胶体系配方，并考察了其对天然气的耐受性和封堵能 力。结果表明：尽管采用高浓度聚合物能够增强冻胶热稳定性，但在125 ℃下，即使采用高浓度（0.8%）NPAM，冻胶老化48 h 后脱水率在90%以上；除氧剂的加入也难以显著改善冻胶热稳定性；高温稳定剂可明显增强冻胶的耐温性，是构筑海水基高温冻胶体系的关键组分。优化形成的海水基高温冻胶体系配方为：0.4% NPAM+0.3%乌洛托品+0.3%间苯二酚+0.8%稳定剂。该体系在125 ℃下的成胶时间为10～12 h，60 d 内仍能维持较好冻胶状态，不破胶；弹性模量大于1500 mPa，脱水率小于10%。冻胶能在高温高压环境下与天然气稳定共存，不破胶；冻胶能对岩心形成良好封堵，稳定残余阻力系数210，封堵率99.5%，且耐冲刷性较强。

摘要:常规弱凝胶体系的耐温抗盐效果较差，采用高矿化度回注水配制存在成胶强度低、稳定性差的问题。基于耐温抗盐聚合物（TSRP）与酚醛树脂交联剂制得适配于高矿化度回注水的耐温抗盐弱凝胶体系，通过红外光谱、扫描电镜、动态光散射仪分析了弱凝胶体系的耐温机理。结果表明，弱凝胶体系成胶性能受聚合物加量、聚交比和热稳定剂硫脲加量的影响较大。弱凝胶优化后的配方为2 g/L 聚合物、聚交比1∶1、400 mg/L 硫脲。采用矿化度约为38 g/L 的回注水配制弱凝胶，成胶时间为63 h，弱凝胶在90 ℃、7.34 s^-1 下的黏度为1760 mPa·s。该凝胶在90 ℃高温老化90 d 后仍保持稳定。聚合物凝胶的高温稳定性与两方面有关。一方面，TSRP分子链上N-乙烯基吡络烷酮的环状基团可提高聚合物分子链的刚性，有效抑制聚合物链的热降解作用；另一方面，TSRP交联后形成刚性网络结构，部分抑制了聚合物链在高矿化度下的卷曲作用，凝胶不易发生脱水收缩。

摘要:纳米微球调驱技术已被广泛应用于低渗透油藏开发过程。为开展纳米微球在岩石矿物表面的吸附作用机理研究，需定量表征矿物种类对微球在其表面吸附量的影响。首先，运用淀粉-碘化镉法标定纳米微球乳液的浓度，进而分别实现了微球在单组分矿物表面和多组分矿物表面吸附量的测定。随后，在所测单组分矿物表面的微球吸附量基础上按照岩石矿物的相对含量进行加权叠加，得到多组分矿物表面微球吸附量的预测值。结果表明，纳米微球在不同矿物表面的静态吸附量差异较大。黏土矿物对微球的吸附能力普遍强于非黏土矿物。对微球吸附能力最强的为高岭石，比吸附能力最弱的石英强14.75 倍。微球在钾长石表面的吸附量变化值分别是在 钠长石和石英表面的1.96 倍和8.42 倍。对于多组分矿物表面的微球吸附量，加权叠加方法预测值与实验测定值的相对误差在3%以内。基于纳米微球在孔隙通道运移时的固液界面吸附现象，分析认为孔隙壁面上的黏土矿物强化了微球的吸附作用，有利于改变孔隙半径，实现在不完全封堵条件下的部分液流转向。

摘要:针对新疆油田Y油藏的强非均质性特征以及开发剖面动用程度低、含水高的特点，筛选适合注入水配液的氮气泡沫体系配方，评价泡沫体系的油藏适应性、油藏温度压力条件下的性能和细菌对泡沫性能的影响，研究泡沫的流变性，开展物理模拟分析在不同渗透率级差下的驱油效果。结果表明，在油藏条件下，所筛选的氮气泡沫体系的起泡体积为530 mL，泡沫半衰期为167 min，综合指数为66 382 mL·min，具有良好的油藏适应性；优选出的氮气泡沫体系表现出典型的剪切稀释性，并且稳泡剂的加入对泡沫体系的黏度有较为明显的提升，但不会对其在地层中的流动产生影响。在0.1～10 Hz 的频率范围内，氮气泡沫的黏性模量均高于弹性模量（G''/G'＞1），泡沫表现出较好的黏性行为，并具有一定的弹性行为。通过岩心流动实验看出，在水驱阶段，高渗透岩心的分流率随着级差的增大而增大，当渗透率级差为11.53 时，低渗透岩心不能有效启动；在泡沫驱和后续水驱阶段，低渗透岩心的驱油效率随着渗透率级差的增大先增加后减小，在渗透率级差为8.67 时，低渗岩心提高驱油效率达到最大，为44.97%。

摘要:渤海34-2 高温低渗透油藏空气驱过程易发生气窜，常规控制手段存在较多局限性，亟待研究新的调剖技术。基于聚合物增黏和泡沫调驱双重特性，研发了一种聚合物泡沫调剖体系，测试了该体系的泡沫稳定性、流变性能，通过室内驱替实验和CT扫描评价了该体系的封堵性能和作用范围，在此基础上采用二维模型分别进行了 注空气后转水气交替（WAG）实验和注调剖剂再注空气实验。结果表明，130 ℃下聚合物泡沫调剖体系对渗透率约35×10^-3 μm²的岩心封堵率高达98%，能很好地抑制气窜。在气体突破后WAG方式可提高驱油效率10.14%；而采用注复合泡沫调剖体系再转气驱提高驱油效率15.81%，较常规WAG驱油效率提高5%以上。高温下聚合物泡沫调剖体系的封堵能力和提高采收率效果较好，为同类高温低渗透油藏注气防窜提供了一条新思路。

摘要:复合醋酸铬和酚醛树脂预聚物（PRP）既可以提高HPAM/Cr³⁺ 凝胶的热稳定性，也可以降低HPAM/PRP凝胶的反应活化能，同时还可以提高凝胶的力学性能。但是，目前关于Cr³⁺ -PRP 与HPAM的复合交联反应机理尚不清楚。先通过表征Cr³⁺ -PRP溶液与PRP溶液的性能差异，明确了Cr³⁺ 与PRP之间的化学反应过程；随后通过对比Cr³⁺ -PRP/HPAM与Cr³⁺ /HPAM、PRP/HPAM之间的反应差异，揭示了Cr³⁺ -PRP/HPAM的复合交联反应机理。在Cr³⁺ -PRP 溶液中，由于PRP苯环上的羟甲基和酚羟基的活性高于醋酸根，从而形成了一种新的多核羟桥络合物离子（Cr³⁺ -PRP络合物）。Cr³⁺ -PRP/HPAM体系发生多重复合反应，首先是Cr³⁺ -PRP络合物中的部分Cr³⁺ 与HPAM产生交联反应，随后是络合物中的剩余Cr³⁺ 和全部的PRP与聚合物同时发生交联反应，而且Cr³⁺ /羧基的交联反应与PRP/酰胺基团的交联反应会相互影响。实验结果促进了对Cr³⁺ -PRP/HPAM体系的交联本质的认识，为其高效应用奠定了一定的理论基础。

摘要:为明确CO₂混相压裂液与储层岩心的作用机理，以柳赞断块储层岩心为实例，利用岩心驱替、SEM、XRD和CT等实验方法开展CO₂混相压裂液体系中不返排酸、CO₂+增溶剂（或缩膨剂或降黏剂）在地层压力和地层温度下与岩心相互作用前后岩心孔隙结构、岩心矿物成分及渗透率的变化规律实验。研究表明：不返排酸和CO₂与不同水溶性添加剂混合形成碳酸溶液均具有溶蚀长石和黏土矿物的作用，且优先溶蚀长石，溶蚀后可生成高岭石和石英等矿物，其中不返排酸的溶蚀作用最强，其次是CO₂与增溶剂混合液、CO₂与降黏剂混合液；CO₂混相压裂液注入前后液测渗透率与气测渗透率呈相同的增大趋势，且液测渗透率增大幅度随气测渗透率的变化关系表现为很强的乘幂关系。该研究成果对CO₂混相压裂提高采收率技术提供一定的技术支持。

摘要:新型纳米材料2-D 纳米黑卡已被证实可有效提高低渗-致密油藏采收率，展现出优异的油水界面特性。但是2-D 纳米黑卡与油水界面相互作用的微观机理仍不明确。应用Lammps 建立2-D 纳米黑卡油水界面模型，针对常温常压（298 K，1 atm）条件下2-D 纳米黑卡在油水界面的特性进行分子动力学模拟，分析2-D 纳米黑卡个数对不同分子在油水界面的密度分布、油水界面厚度、油水界面覆盖率、分子间相互作用能和界面张力变化率等5个关键参数的影响规律。模拟结果表明：当2-D纳米黑卡界面覆盖率近似为1 时，界面处油水及纳米片分子密度分布基本达到稳定，2-D纳米黑卡界面密度峰值几乎不再增长，密度峰变宽；油水界面厚度为24.4 ?，油水界面相互作用能为-4164 kcal/mol，界面张力比率为0.767，且这3 个量达到相对稳定状态。本研究可对2-D 纳米黑卡室内实验和矿场应用浓度优选提供理论依据和指导，为纳米片驱油机理的研究奠定理论基础。

摘要:为分析纳米沸石咪唑酯骨架（ZIF）颗粒作为纳米驱油剂对提高原油采收率的作用，以六水合硝酸锌、2-甲基咪唑为原料，在室温与水相条件下制备了纳米ZIF-8 颗粒。对其微观结构进行了表征；将纳米ZIF-8 颗粒分散在水中得到纳米流体，研究了该流体的稳定性，通过测定油水界面张力和接触角分析其提高采收率机理；最后通 过岩心驱替实验评价了纳米ZIF-8 驱油体系的驱油效率。结果表明，纳米ZIF-8 颗粒的平均直径为65.8 nm，相态单一无杂质；当加量不高于0.03%时，纳米ZIF-8 颗粒在水中的分散性良好，Zeta 电位绝对值约30 mV，具有较高的稳定性。在模拟地层水和低矿化度水中添加0.03%的纳米ZIF-8 颗粒，油水界面张力值分别降至4.66、3.97mN/m，比未添加时降低了75.77%、73.25%；纳米流体在岩心切片表面的接触角分别由114°、109°降至78°、73°，岩石表面润湿性转为水湿，更有利于油膜的剥离。岩心驱替实验中，用地层水驱替至无油产出后转注0.03%的纳米ZIF-8流体，在地层水和低矿化度水中的采收率分别提高8.25百分点、10.7百分点，提高采收率效果较好。

摘要:疏水缔合聚合物由于疏水基团间的相互作用，缓慢的溶解速度制约了其在油田上的大规模应用。已有的物理加速溶解方法会造成缔合聚合物溶液的黏度产生不可恢复的损失。基于疏水基团与环糊精的包合作用，在缔合聚合物溶解过程中加入环糊精，研究了环糊精对疏水缔合聚合物溶解性和流变性的影响。结果表明，利用 环糊精对疏水基团的包合作用，加速了缔合聚合物的溶解，且避免了溶液黏度的损失。环糊精对疏水基团的包合改善了缔合聚合物与溶剂的相互作用。随环糊精与疏水基团物质的量之比的增加，缔合聚合物溶解时间呈指数下降。利用环糊精对客体分子的竞争包合特性，通过向缔合聚合物溶液中添加适量的与环糊精具有更强亲和力的非离子表面活性剂可以完全恢复溶液的流变性能。

摘要:泡沫排水采气工艺中，泡沫到达地表后难以实现可控的消泡。为获得兼具稳定性及响应性的泡排体系，并明确在无机盐和油相环境下的适用性，将十二烷基硫酸钠（SLS）、十二烷基磺酸钠（SDS）和十二烷基苯磺酸钠（SDBS）分别与N-十二烷基-N，N-二甲基叔胺（C₁₂A）复配，研究了复配溶液的泡沫性能及无机盐和油相对复配体系的影响。针对泡沫性能较好的SLS/C₁₂A和SDS/C₁₂A复配体系进行了CO₂响应消泡以及N₂加热重新起泡实验，分析了复配泡沫的响应机理。结果表明，SLS/C₁₂A复配体系的泡沫性能最好，SDBS/C₁₂A的泡沫稳定性最差。SLS/C₁₂A复配体系的耐盐能力强，SDS/C₁₂A复配体系的抗油效果显著。两种复配体系均表现出较好的响应性和可逆性。通过消泡后溶液形态和表面张力的变化分析响应机理为：质子化的C₁₂A与表面活性剂静电吸引形成络合物，从溶液中析出，降低了溶液的表面活性，加速了泡沫的破碎。这对于不同环境油气田的表面活性剂体系选择具有一定的指导意义。

摘要:自发渗吸为致密油藏提高采收率的主要方式，但常规驱油所用的表面活性剂易被岩石吸附，吸附损失较大，在苛刻油藏中不能满足强化采油的使用要求，提高自发渗吸采收率效果不明显。以环辛烷、脂肪醇聚氧乙烯醚类乳化剂、乙二醇、三乙醇胺为原料，制得以有机相为内相、表面活性剂为壳膜的纳米微乳液。通过界面张力及润湿反转实验揭示了其驱油机理，通过自发渗吸实验验证了提高采收率效果。结果表明，0.3%的纳米微乳液体系粒径尺寸约为10 nm，油水界面张力为3.56 mN/m，可将油湿石英片表面的润湿性（130.6°）反转为水湿表面（11.7°），具有良好的润湿反转能力。岩心在该乳液中的最终自发渗吸采收率为43.2%，约为水的2.4 倍，自发渗吸提高采收率效果显著。

摘要:针对注CO₂提高原油采收率过程中易产生沥青质沉积的现象，以致密砂岩天然岩心和储层原油为研究对象，利用CO₂吞吐以及核磁共振等实验手段，开展了致密砂岩油藏CO₂吞吐过程中沥青质沉积对储层的伤害特征研究。实验结果表明：原油的沥青质含量越高，CO₂吞吐过程中沥青质的沉积率越大；随着实验压力的升高，沥青质沉积率先增大后减小，当压力为25 MPa时，沥青质沉积率最大；CO₂吞吐过程中沥青质沉积对储层渗透率的伤害程度较大，而对孔隙度的伤害程度则相对较小；沥青质主要沉积在大孔隙中，且油样中沥青质的含量越高，对岩心大孔隙的堵塞程度就越大；沥青质沉积可以使岩心进口端面的润湿性由亲水性向亲油性转变；沥青质沉积会影响CO₂吞吐实验的采收率，沥青质含量越高，采收率越小。在致密砂岩油藏注CO₂吞吐过程中，应采取相应的抑制沥青质沉积措施，以提高CO₂吞吐措施的效果。

摘要:针对新疆某油田开发过程中出现油井堵塞的难题，选取了具有代表性的X-5 原油作为研究对象，研究了原油的组分组成以及该油井井口、井筒堵塞物的主要成分，并分析堵塞物形成原因，进一步分析了X-5 原油、井口堵塞物、井筒堵塞物3 种样品中沥青质的平均结构，并分析了X-5 原油的析蜡沉积特性。研究表明：X-5 原油的稳 定性较差，原油中的沥青质易发生聚沉。原油、井口堵塞物、井筒堵塞物中沥青质的芳碳率依次增大，分别为0.46、0.52 和0.65。原油中芳碳率越高的沥青质越容易发生缔合和聚沉。原油中芳碳率高的沥青质会自发缔合而在井筒中形成以沥青质为主的井筒堵塞物；芳碳率稍低的沥青质，不易形成聚沉物，但会和砂石作用共同作用在井口形成堵塞物。油井出砂与沥青质沉积是导致井口与井筒中堵塞的关键因素，此外蜡沉积也是造成油井堵塞的原因之一。

摘要:通过实验研究了用四乙烯五胺交联直链环氧乙烷、环氧丙烷生成的多乙烯多胺类清水剂效果的影响因素。研究结果表明：该类型清水剂清水过程为破乳过程，温度高于一定值后，相对分子质量为10000 左右的该类清水剂的清水效果主要受药剂自身浊点的影响，当温度高于浊点温度时，清水效果显著变差；药剂浊点温度主要 受环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比的影响，药剂浊点温度随环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比的增加而升高，因此可通过增加环氧乙烷与环氧丙烷物质的量比而扩大该类药剂的适用温度范围；通过降低药剂的有效含量，也可提高药剂的浊点温度，从而扩大药剂的适用温度范围。在油田现场开展了环氧乙烷、环氧丙烷物质的量比为（5∶2）的清水剂Q-03 与Q-03（有效含量11%）的加注试验，加注浓度均为200 mg/L时Q-03（11%）的清水剂效果明显优于Q-03，大幅改善了油田现场的污水处理效果。

摘要:为了实现破乳剂的绿色环保可回收，选择将功能化后的碳纳米管（CNTs）和四氧化三铁（Fe₃O₄）进行复合，通过溶剂热法制备磁性破乳剂CNTs/Fe₃O₄，并用XRD、FT-IR 及SEM对破乳剂的结构进行了表征，研究了CNTs/Fe₃O₄磁性破乳剂对水包油型乳液的破乳性能，并探究其达到最佳破乳性能的条件及回收性能。研究结果表明：通过溶剂热法将Fe₃O₄和CNTs 成功复合在一起，制备的磁性破乳剂CNTs/Fe₃O₄分散性明显增强。当破乳温度为65 ℃、破乳剂加量为600 mg/L、破乳时间为90 min、pH值为6 时的破乳效果最佳，处理后含油废水的透光率可高达96.03%，水中含油量为0.017 g/L。CNTs/Fe₃O₄在循环利用4次时的破乳效果显著，透光率仍然可达91.43%。

摘要:传统水基压裂液易对储层造成水敏伤害，二氧化碳压裂液技术成为非常规油气开发研究的新方向。但是由于纯二氧化碳压裂液黏度较低，严重影响了其压裂效果，因此寻找合适的增稠剂来提高二氧化碳压裂液的黏度势在必行。通过文献调研，综述了表面活性剂、碳氢聚合物、含氟聚合物及硅氧烷聚合物4 类二氧化碳增稠剂的结构特征和性能特点，并从增稠机理和增稠性能两方面概述了目前二氧化碳压裂液增稠剂的研究现状。最后总结了各类增稠剂的特点并对以后的研究方向提出了建议。

摘要:原油生产过程中，活性组分易使原油形成大量乳状液，主要包括沥青质、胶质、石油酸和蜡等。基于这些活性组分的组成与存在状态，阐述了各活性组分对乳状液稳定性的影响机制，重点剖析了各活性组分与沥青质间的相互作用及其对乳状液稳定性的影响。指出沥青质是构成界面膜的主要成分，适量的胶质能对沥青质起到协同乳化的作用。不同相对分子质量的石油酸与沥青质相互作用的结果也不同，蜡组分在结晶或与沥青质相互作用时能增强界面膜的强度。最后提出了目前存在的问题，并展望了发展趋势。