摘要:针对川渝地区酸性气田（含H₂ S、CO₂ 、SO₂ 等酸性气体）生产井修井作业过程中常规修井液存在的安全性差、易漏失、对储层污染大等问题，通过优选植物胶稠化剂、调节pH值、添加抗酸抑制剂等得到了一种适用于高含酸性气井液体胶塞体系，考察了该体系的流变性能以及成胶后的承压能力、抗温稳定性、抗硫化氢稳定性、破胶性能，并开展了高含酸性气井的现场应用。配方为3%稠化剂+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+1%抗酸抑制剂+调节剂的液体胶塞的成胶时间的可控可调范围为28～200 min，成胶后的黏度大于30 Pa·s，成胶强度高；在150 ℃老化24 h不破胶，在70 ℃的酸性气层水（H₂ S含量300 mg/L或CO₂ 含量100 mg/L）中72 h不破胶。液体胶塞体系在pH=8时的承压能力最佳；在50～80 ℃温度区间内，解堵液能让液体胶塞在1～6 h完全破胶至黏度低于3 mPa·s。液体胶塞体系已在硫化氢含量约为80 mg/L的A井成功应用，为川渝地区酸性气田的修井作业提供了技术支撑与保障。

摘要:为解决压裂用聚合类乳液稠化剂不耐高盐以及悬浮液稠化剂稳定性差的问题，以抗盐缔合聚合物KFPY为基础，通过考察悬浮液稠化剂的稳定时间、本体黏度，优选了体系的稳定剂，优化了粉末稠化剂粒径以及比例，最终形成悬浮液稠化剂GAF-TE组成为：48.5%白油+1.5%乳化剂G10+5%有机改性膨润土+45% 抗盐缔合稠化剂KFPY。在玛18井水水质下，对悬浮液稠化剂GAF-TE的溶解性能、增黏性能、减阻性能以及配制的滑溜水体系的各项性能进行了评价。结果表明，0.1%稠化剂 GAF-TE 溶解时间为 18 s，黏度为 2.19 mPa.s，降阻率为76.8%；配制的滑溜水体系动态携砂能力强于普通的聚丙烯酰胺乳液，体系表面张力26.8 mN/m，与煤油间的界面张力0.96 mN/m，对岩心基质渗透率伤害率为6.97%，具有低伤害特性。该缔合型悬浮液稠化剂产品在新疆油田某区块进行现场应用，表现出较好的溶解性、降阻性能和携砂性能。

摘要:为改善压裂液在页岩储层缝网体积压裂前端摩阻大、尾端黏度低的问题，基于分子动力学模拟不同碳链长度孪尾单体的空间位阻、聚合物均方末端距和均方位移。以甲基丙烯酸月桂酯（LMA）、丙烯酰胺（AM）、N，N-二正十二烷基丙烯酰胺（DiC¹² AM）为原料，通过胶束聚合方法制备聚合物LMA-DiC¹²AM-AM（LAD），并对其结构进行表征。利用流变仪和摩阻仪等研究LAD溶液的流变性、减阻性和携砂性。结果表明，DiC¹²AM单体的空间位阻较小、分子链柔顺性和束缚水分子的能力好，减阻潜力大。LAD具有良好的剪切稳定性（黏度大于75 mPa·s）、剪切恢复性和携砂性，可耐温60 ℃，降阻率达67.4%。聚合物LAD兼具减阻和携砂两种性能，与模拟结果基本一致。

摘要:针对常规陶粒支撑剂密度高且不具备控水性能的问题，先将超低密度有机支撑剂基体的表面进行高温氧化使其表面产生活性基团，然后通过全氟羧酸在活化支撑剂表面通过亲核加成反应合成超疏水层得到超低密度控水支撑剂，评价了该支撑剂的润湿性、阻水性能及油水相渗流性能，并进行了现场应用试验。研究表明，水在该支撑剂表面的接触角达到158.6°，阻水高度为25 cm，与改性前相比地层水渗流阻力增加40%，具有明显的选择性控水效果，且耐冲刷性能优异。超低密度控水支撑剂现场试验充填率达到了100%，且投产后含水率及含水上升速率远低于邻井，产油量显著好于邻井，显示了很好的应用前景。

摘要:长庆油田气井套损严重，使用水泥封固时存在气密性差、注入困难等问题。为了提高套损修复用环氧树脂 固化后的气密性和强度，通过纳米SiO₂掺杂环氧树脂制备了纳米SiO₂/环氧树脂复合体系用于修复气井破损，考 察了该复合体系固化前的流变性、固化后的力学强度和封堵能力，并采用扫描电镜研究复合体系固化作用机 理。研究表明，该纳米SiO₂/环氧树脂复合体系具有剪切稀释性和黏弹性，不同温度时复合体系的固化时间均在 3 h 以上，保证充足的注入时间；与常规环氧树脂相比，引入纳米 SiO₂后复合体系固化体的抗压强度达 106.8 MPa、拉伸强度达72.1 MPa，对孔隙的封堵强度达37.7 MPa，能有效阻止地层流体进入井筒并满足重复压裂时井 筒承压要求。纳米SiO₂能修复树脂固化后的微裂隙，提升力学强度。长庆油田气井施工表明，该堵剂体系具有 较强的密封和承压能力，为套损井修复和重复压裂重建井筒提供支撑。

摘要:为使油酸在水泥中分布均匀而获得性能优良的疏水油井水泥，先利用疏水物质油酸对载体石英砂进行表 面修饰，再将修饰后的石英砂引入水泥制备OA-1水泥，并测试水泥试块整体的润湿性和抗压强度，同时与在水 泥中直接添加油酸制备的OA-2水泥和利用异丙醇溶解油酸制备的OA-3水泥进行了对比，并通过SEM和XRD 表征疏水水泥材料的微观结构和化学成分。研究结果表明，具有最佳疏水效果的是油酸加量为5%的OA-1水 泥，所测水接触角的平均值可达145.18°，养护3 d后的抗压强度大于21 MPa，且与空白水泥相比，水相渗透率明 显降低，平均渗透率变化率为77.87%，而油相渗透率明显增高，平均渗透率变化率为32.14%，表明OA-1水泥具 有选择性堵水效果，可达到稳油控水的目的。在不使用互溶剂的情况下，利用石英砂作为载体，将油酸包裹石英 砂可实现油酸在水泥中的均匀分布，从而获得疏水油井水泥。

摘要:为解决传统调驱剂制备工艺复杂及需要添加有机溶剂的问题，提出基于可逆加成-断裂链转移（RAFT）水 溶液聚合制备调驱用微纳米级聚丙烯酰胺凝胶分散体。首先以硫代乳酸、二硫化碳、α-溴苯乙酸为原料制得水 溶性RAFT链转移剂；再将链转移剂与丙烯酰胺（AM）、交联剂 N，N'-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）、引发剂过硫酸 铵反应，在纯水中一步制得聚丙烯酰胺凝胶分散体。表征了凝胶分散体的微观形貌及粒径，研究了反应物配比、 聚合温度、聚合时间及固含量对凝胶分散体性能的影响，考察了凝胶分散体的流变性和黏弹性特征，以及温度响 应性、盐度响应性和pH响应性。结果表明，凝胶分散体为不规则球状结构，分子尺度为微纳米级别，其中微米粒 径为0.92～6.13 μm、纳米粒径为48～87 nm。聚丙烯酰胺凝胶分散体接近牛顿流体特性，其黏弹性表现出黏性 流体特性，进一步证实了凝胶分散体是由微小的凝胶单元颗粒分散在水溶液中形成的。凝胶分散体的黏度随 温度和pH值的升高而降低，但降幅较小，其黏度几乎不受矿化度的影响。与传统调驱剂制备工艺相比，在纯 水相条件下制备凝胶分散体的方法具有时间短、制备条件简化、无需添加有机溶剂和产物分子尺度小的特点。

摘要:深部液流转向技术是渤海油田目前亟需突破的问题。采用倒置生物显微镜以及岩心驱替实验对3种聚合 物微球进行了性能评价，并在渤海B油田开展了微球矿场试验。结果表明，在渤海油藏环境（温度65 ℃、矿化度 8.9 g/L）下，与SMG和COSL微球相比，NWKY微球（主要成分为带有丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和疏水单体等基团 的交联聚合物）在模拟水中缓慢膨胀7 d的粒径从1.98 μm增至18.14 μm，水化膨胀效果较好（膨胀倍数最大）；在 高矿化度水和低矿化度水中的粒径和膨胀倍数接近，耐盐性良好。在95 ℃下，NWKY微球仍具有良好的缓膨效 果，耐温性能良好。NWKY微球适应的储层渗透率为200×10^-3～1500×10^-3μm²，满足油田需求。NWKY微球在 渤海B油田现场实施取得了较好的效果，递减增油7432 m³。

摘要:油田广泛长期应用聚合物驱对应的油井堵塞严重，液量下降，严重影响聚合物驱后油藏的进一步开发。针 对胜利油田聚合物驱油藏，利用X射线衍射仪（XRD）、扫描电子显微镜（SEM）等方法分析油井堵塞产物组分与 构成；通过模拟不同堵塞物流体与近井储层条件，研究油井堵塞的堵塞程度与影响主控因素。结果表明，聚合物 驱油藏油井堵塞物主要为发生一定交联并嵌入吸附地层矿物盐、黏土的聚合物团聚体，占比为65.6%；其次为地 层出砂颗粒与胶结物、原油，分别为17.8%、16.6%。地层出砂颗粒造成多孔介质封堵是油井近井堵塞的主控因 素，聚合物衍生交联与吸附团聚形成的聚合物团聚体加剧了油井堵塞程度。基于聚合物驱油藏油井堵塞机制， 实施堵塞油井近井原油清洗+聚合物胶团氧化降解、中远井高效固砂防治的油井解堵防砂一体化防治方案具有 良好的应用效果，平均单井提液86.8%。

摘要:准噶尔盆地高探1井生产过程中，油管内壁形成大量黑色固体状沉淀物，严重影响生产。针对以上问题，采 用三氯乙烯对井壁内沉淀物的不同部位进行了有机物和无机物提取，表征了有机物和无机物的组成，分析了无 机物对原油吸附和沉积的影响，进一步探明了沉淀物的形成机理。结果表明，有机和无机成分含量相差较大，沉 淀物中心的无机物含量达到71.51%，而分散在表面颜色较深的部位仅为16.55%；不同部位有机物的族组分含量 却相近，其中沥青质占比为52.71%～58.37%。侧链长度大、支化程度高的沥青分子缔合体更易沉积。沉淀物中 的无机物主要为硫酸钡，其具有的片层状结构表面粗糙，加大了对沥青质的吸附。高探1井沥青垢的沉积机理为 1～20 μm的片层状硫酸钡等无机颗粒吸附原油中侧链长度大、支化程度高的沥青分子缔合体，聚集为20～100 μm的大颗粒堆积体，共同形成沉淀物黏附于管壁造成管柱堵塞。

摘要:吉林低渗-致密储层“孔小、喉更小”，原油储层流度低，导致水驱效果较差。采用一种核-壳结构的纳米流体 增渗驱油体系，通过岩心驱油实验评价纳米流体增渗驱油体系对致密岩心的驱油效率，通过岩心核磁共振测试 以及CT扫描重点研究致密油藏孔隙结构对纳米流体驱油效果的影响。研究结果表明：纳米流体增渗驱油体系 可降低致密岩心驱油实验的注入压力，最大降幅为46.2%；当致密储层孔隙结构较好时，驱油效果明显，最高提升 30.21%。纳米流体增渗驱油体系对分布在平均孔隙半径大于1 μm的原油驱油效果显著。岩心CT扫描研究发 现，致密岩心的平均孔喉半径、有效连通孔隙占比以及孔隙配位数均会对纳米流体增渗驱油体系注入压力及驱 油效率造成影响，其中平均孔喉半径和有效连通孔隙占比影响更大。

摘要:为了分析增溶剂作用下CO₂在稠油中的溶解机理，以乙二醇二甲醚为增溶剂，测定了不同温度、压力以及 增溶剂含量下CO₂在稠油中的溶解量，并采用分子动力学模拟方法计算了不同条件下CO₂的溶解度参数和CO₂ 与增溶剂分子的径向分布函数。研究表明，增溶剂的加入提高了二氧化碳在稠油中的溶解度，在低温度、高压 力、高增溶剂含量下，溶解度参数相对较大，有利于CO₂的溶解。乙二醇二甲醚分子含有两个醚基，其与CO₂氧原 子间存在强烈吸引力作用，揭示乙二醇二甲醚作为增溶剂提高二氧化碳在稠油中溶解度的微观机理。这为增溶 剂的研发提供了理论指导：富含醚基的有机小分子可能是潜在的CO₂增溶剂。

摘要:蒙脱石是沉积岩重要的黏土矿物，为探究CO₂的注入对蒙脱石产生的影响，明确蒙脱石在CO₂水溶液中的 化学行为，利用XRD、XRF、ICP 等手段系统评价了蒙脱石在10 MPa、60 ℃条件下分别与CO₂反应7、30 d 时的状 态，重点对比了蒙脱石粉末反应前后固相元素、晶体结构及反应液中离子浓度变化，结合蒙脱石结构特征，明确 蒙脱石在酸中变化的机理。结果表明，蒙脱石与CO₂反应后液相中Ca²⁺ 、Mg²⁺ 、Al³⁺ 浓度先上升后下降；Si⁴⁺ 浓度先 上升后趋于平稳，固相中d（001）对应晶面在溶解反应后遭到破坏。相对于Al³⁺ 、Si⁴⁺，反应过程中Mg²⁺、Ca²⁺、Na⁺ 的变动幅度相对较大。一方面，由于蒙脱石阳离子交换容量较大，层间Na⁺、Mg²⁺、Ca²⁺等半径较大的活性阳离子 易被半径较小的H⁺置换出；另一方面，蒙脱石层间分子间作用力为范德华力，相对于静电力较弱，结构易被破 坏。在酸性条件下，硅氧四面体稳定性略强于铝氧八面体，但蒙脱石中非晶态Si 易溶解，使Si 的变化幅度大于 Al 的变化幅度。

摘要:低渗透油藏在水驱开发中存在地层能量不足和注水困难的问题。一方面注水压力高、欠注严重；另一方面 地层压降大、产能递减快，采油速度和采出程度低，水驱过后依然存在膜状或油滴状等多种形态的残余油。针对 上述问题，以环氧氯丙烷、十二烷基叔胺、甲硝唑等为原料制得甲硝唑不对称Gemini 型表面活性剂，将其与脱氢 松香型表面活性剂、鲸蜡醇、乙醇等复配制得功能型增注驱油剂。研究了功能型增注驱油剂的乳化能力、润湿 性、防膨性、降压增注及驱油效果等，并在渤南油田进行了现场应用。结果表明，该功能型增注驱油剂不仅可以 吸附在油水界面降低油水界面张力，还可以乳化原油、清除油膜，并且其中的阳离子组分以水为传递介质在岩石 表面形成分子膜，稳定黏土，改善岩石表面润湿性，降低注入压力、提高注水采收率。功能型增注驱油剂在较低 浓度时即有较好的防膨效果，其降压增注及驱油效果较好。在压驱现场试验中，注水井的注入能力和对应油井 的产油能力显著提高。

摘要:表面活性剂的乳化能力强弱对提高低渗透油藏水驱开发后的驱油效果影响较大，为了增强表面活性剂驱 油体系的乳化性能、提高驱油效率，将具有良好界面活性的阴-非双子表面活性剂GEY-2 和具有较强乳化能力的 非离子表面活性剂6501 复配，研制出了一种适合低渗透油藏的强乳化复合表面活性剂驱油体系，并对其综合性 能进行了评价。结果表明：强乳化复合表面活性剂驱油体系具有良好的耐温性能和耐盐性能，在高温高矿化度 条件下，配方为2000 mg/L GEY-2+3000 mg/L 6501 的驱油体系仍能保持10^-3mN/m超低数量级的油水界面张力， 该驱油体系与储层原油按照7∶3 所形成乳状液在75 ℃下放置10 min 和100 min 后的乳化水率仍能达到90.2%和 61.2%，具有较高的乳化性能。该驱油体系具有良好的抗吸附性能，可以减少驱油剂的浪费，有效保证驱油效 果。该驱油体系对低渗透岩心的驱油效果较好，当岩心渗透率为11.38×10^-3 μm²时，水驱结束后注入0.5 PV强乳 化复合表面活性剂驱油体系可使采收率继续提高20%以上。现场应用结果表明，H油田低渗区块实施强乳化复 合表面活性剂驱油措施后，注入井压力有所升高，对应油井日产油量从措施前的2.20 t 升至5.41 t，平均含水率从 措施前的89.2%降低至71.5%，达到了较好的增油效果。

摘要:针对高凝油注水开发效果差的问题，为了明确一种能与原油形成原位微乳液的高效表面活性剂IMS驱替 高凝油的适应性，开展了表面活性剂-高凝油相互作用和单一表面活性剂、二元复合驱体系及泡沫驱油实验。研 究结果表明，质量分数为0.1%的表面活性剂IMS可将界面张力降至0.6×10^-3mN/m，所形成的微乳液优先増溶高 凝油中的轻质组分，难以显著改变高凝油的析蜡点和凝固点。质量分数为0.1%～2.0%、用量为0.25～0.5 PV的 表面活性剂IMS吞吐或驱替，原油采收率增幅在1.7%～12.3%，进一步焖井浸泡不能明显改善驱油效果。聚合 物或泡沫的引入能够增强表面活性剂驱油能力，对应二元复合驱体系（1.0%表面活性剂+0.2%聚合物，0.5 PV）采 收率增幅为18.4%，不同浓度表面活性剂泡沫驱（1.0%和0.3%，气液比2∶1，起泡液0.5 PV）采收率增幅分别为 17.3%和16.8%。但是二元复合驱的注入压力高，在低渗高凝油藏中存在堵塞风险，而泡沫体系驱的注入压力相 对低，是提高采收率的较好方法。

摘要:为了提高聚丙烯酰胺驱油剂的耐温抗盐性能，采用分子结构设计思路，从高分子的一级、二级结构入手对 聚合物结构进行设计，对高分子的高级结构、分子链聚集状态进行分析整合，以AM、AMPS为主要单体，引入自 制的疏水单体和枝化单体合成了一种无规微支化微交联缔合聚合物，采用正交试验方法研究了AM与AMPS物 质的量比、支化单体加量、疏水单体加量、pH值和引发温度对聚合物黏度的影响，并研究了该聚合物的耐温抗盐 性能。研究结果表明，各因素对聚合物黏度影响的主次关系为：支化单体加量＞疏水单体加量＞AM/AMPS配比 ＞体系pH值＞引发温度。当AM、AMPS物质的量比为5∶1，支化单体加量为0.5‰，疏水单体加量为1‰，体系 pH值为7，引发温度为2 ℃时合成聚合物溶液具有最高的黏度。合成的无规微支化微交联缔合聚合物具有较高 的特性黏数（2868 mL/g）、更低的不溶物含量（0.12%）、更高的聚合物黏度、更优异的热稳定性能，在矿化度40 000 mg/L、95 ℃高温老化180 d 后，质量浓度为1500 mg/L 的聚合物溶液黏度为12.8 mPa·s，黏度保留率可达到 85%以上。老化后无规微支化微交联缔合聚合物溶液仍可满足驱油剂对驱油黏度要求，聚合物溶液在地层具有 较优异的长期稳定性。

摘要:针对陆梁油田陆9 井区砂岩油藏主要采油功能菌的营养需求，以工业发酵副产品和农业废弃物为激活剂的 主要原料，辅助添加关键性营养生长因子组成营养体系。通过单因素实验筛选出最佳碳源、氮源、磷源，初步确 定各组分浓度；以此为基础再通过Plackett-Burman 实验和去因子实验分析各组分的显著性影响因素，确定各组 分的浓度；然后通过响应面实验，根据响应因素对各组分进一步优化，获得最终配方；最后模拟陆9 井区油藏条件 开展物理模拟驱油实验。结果表明，筛选出的营养体系高效、价廉，配方组成为0.15%农副产品加工废料、0.6% 无机盐（含氮量为16.47%）、0.25%无机盐（含氮量为26.16%）。该体系乳化原油效果较好，可激活主要采油功能 基因烃氧化基因拷贝数达到10⁷ copies/mL。物理模拟驱油实验中注入0.4 PV营养体系，同时按气液体积比8∶1 注入空气，可提高采收率11.65 百分点。与现场在用配方相比，优化配方可降低成本20.25%。激活体系的筛选和 评价方法流程为营养体系的筛选评价提供借鉴。

摘要:胜利油田罗9 试1 区块存在温度高、黏度高、含水高、水驱效率低等问题。为了进一步提升高含水油井的产 油量，研制了微生物多糖和微生物发酵液复合吞吐体系，对其耐温性、封堵性、乳化降黏作用及驱油性能进行了 研究，并在罗9 试1 区块进行了现场应用。结果表明，在55～95 ℃的条件下，新型微生物多糖的黏度始终保持在 120～125 mPa·s 之间，耐温性较强。将新型微生物多糖注入岩心后，压力升高，渗透率降低53.3%，可以有效封堵 岩心。微生物发酵液由主要成分为鼠李糖脂生物表面活性剂的发酵液Ⅰ和主要成分为糖-蛋白-脂生物乳化剂 的发酵液Ⅱ组成。当Ⅰ和Ⅱ的体积比为1∶2 时，发酵液的高温乳化能力最强，对原油的乳化降黏率达81.4%。 微生物多糖和微生物发酵液复合体系的驱油效果较好，可提高驱油效率13.9 百分点，优于单一体系的驱油效 果。现场单井吞吐应用中，4 口油井降水增油效果显著，累计增油达2730 t，有效改善了罗9 试1 区块油井的低 效生产状况。

摘要:为发展新型滑溜水减阻剂，以丙烯酰胺（AM）、疏水单体十二烷基二甲基烯丙基氯化铵（C₁₂DMAAC）、丙烯 酸钠（NaAA）为原料，通过自制长链疏水引发剂2，2'-偶氮二异丁基十二脒盐酸盐（AIBL）制备了长链端基疏水 缔合聚合物（HPAM-L），通过红外光谱仪、核磁共振波谱仪、乌氏黏度计、荧光分光光度计和旋转流变仪等对 HPAM-L 的结构与性能进行表征，利用压裂液摩阻测试仪测定了不同浓度HPAM-L溶液的减阻性能。结果表 明，HPAM-L 的相对分子质量为7.43×10⁶，临界缔合浓度为1～1.5 g/L，具有良好的耐温性和剪切稳定性。 HPAM-L的水溶液具有较宽的线性黏弹区，且浓度越高弹性特征越明显。在溶液质量分数为0.075%、0.086%、 0.1%、0.15%下的最大减阻率分别可达到71.6%、73.1%、73.3%和74.1%，减阻性能良好。

摘要:为了减少常规油田化学剂对环境的污染，提高油田采出液破乳效率和降低成本，根据新疆玛东区块页岩油压裂采出液的复杂情况，在满足环境安全的基础上，利用瓶试法对10 种通过微生物发酵生成的生物破乳剂进行筛选评价，同时对菌发酵液和纯化提取物进行了破乳效果对比。研究了生物破乳剂和常规化学破乳剂的复配破乳效果，并对破乳工艺进行了优化。结果表明，由 XJ-4菌合成的生物破乳剂 XJ-4-2（糖脂类化合物）与玛东区块采出液有较好的配伍性，脱水率大于80%。在60 ℃、破乳时间为120 min 的条件下，XJ-4-2与化学聚醚类破乳剂复配体系对原油的脱水率约 95%。通过投加工艺的优化，在 50 ℃、加药量为 200 mg/L 的条件下，原油热化学沉降2 h后的脱水率增加，剩余原油含水率和污水含油量降低。生物破乳剂在低温下的脱水率高、污水含油率低，改善了玛东区块压裂采出液快速低温脱水的难题。

摘要:致密油采出液乳化稳定性强，导致下一步破乳处理等成本较高。以吉木萨尔致密油为研究对象，通过分析致密油组分组成，探究胶质含量及其氧化程度调控对采出液界面稳定性的影响规律。结果表明，吉木萨尔致密油中的胶质含量为16.83%、沥青质含量仅为0.3%，胶质含量高可能是致密油乳状液稳定的主要原因之一。对胶质进行氧化处理后，胶质中的氧含量增加，并产生部分含有—COOH的物质，使得胶质界面活性升高，不利于破乳的进行。当以0.4% H₂ O₂ 对胶质的氧化程度进行调控时，可提高胶质芳香度，降低其极性，使得致密油与水的接触角变小，界面张力变大，进而降低致密油乳状液的储能模量和损耗模量，降低界面膜强度，有助于其破乳。在 80 ℃下，先以 0.4% H₂ O₂ 溶液轻度氧化预处理 30 min，再用现场用破乳剂破乳，可使致密油乳状液脱水率由65.0%增至82.2%，对现场致密油采出液高效破乳提供了理论支持。

摘要:以铝板为阴阳极，采用电絮凝方法对超稠油采出水进行深度除硅研究。对电絮凝的影响因素进行了优选，得到最佳聚合氯化铝（PAC）用量、pH 值、电流密度及阴离子聚丙烯酰胺（PAM）用量。结果表明，单独电絮凝不能实现深度除硅。“电絮凝+PAC+PAM”对超稠油采出水除硅具有协同作用。当PAC加量为 200 mg/L、pH 值为8.0、电流密度为 10 mA/cm²、PAM加量为 50 mg/L 时，随着电絮凝时间的增加，SiO₂ 去除率增加，但增幅减小。当电絮凝时间为13 min时，电絮凝出水中的SiO₂ 含量为20 mg/L，SiO₂去除率为92%，实现深度除硅。

摘要:在化学复合驱中所用的聚合物（部分水解聚丙烯酰胺HPAM及其衍生物）分子中的酰胺基易发生水解，导致化学驱体系的性能产生变化，影响化学驱的效果。采用高效液相色谱法快速测定化学驱体系微量样品中聚合物的水解度，用以研究不同条件下化学驱体系中聚合物水解度的变化规律。研究结果表明，在不同油藏条件下聚合物的水解反应受油田水质、化学驱体系的碱型、油藏温度等因素显著影响。34 ℃下，蒸馏水配制的聚合物溶液就可以检测到聚合物水解度的明显变化，NaHCO₃水型的油田水会促进聚合物的水解。化学驱体系中水解反应速率大小依次为强碱（NaOH）体系＞弱碱（Na₂CO₃）体系＞无碱体系。当温度大于60 ℃时，各种体系中聚合物水解度在实验的90 d内持续增加，80 ℃下实验90 d时强碱体系的聚合物水解度接近60%。

摘要:为了研究不同含水率乳状液的稳定性，通过分析不同含水率条件下原油和采出水的自乳化情况，同时与核磁共振技术（NMR）相结合，明确渤海A油藏的不同含水率乳状液稳定性特征。结果表明：在实验条件为 65 ℃（地层温度）、转速为 3000 r/min 的条件下，含水率为 40%和 50%下原油与水完全乳化，形成油包水型乳状液（W/O），乳化效果最好，乳状液平均粒径分别1.905 μm和1.487 μm，界面张力值分别为23.93 mN/m和18.89 mN/m，乳状液最稳定。含水率为40%和50%下所形成乳状液的弛豫时间和自扩散系数最小；含水率为60%的乳状液的弛豫时间和自扩散系数次之；含水率为70%的乳状液的弛豫时间和自扩散系数最大。含水率在40%～50%时乳状液最稳定。结合核磁共振技术，乳状液平均粒径越小，黏度越大，界面张力值越低，水的驰豫时间和扩散系数越小，乳化效果越好。

摘要:针对目前三元复合驱油井采出液防垢剂浓度的检测方法尚属空白，采用了电感耦合等离子体发射仪（ICP）测定法，分析了三元采出液中聚合物、表面活性剂、碱以及硅离子对防垢剂浓度测定的影响。研究结果表明，聚合物对防垢剂浓度检测影响最大，表面活性剂、碱和硅离子对防垢剂浓度检测影响较小，平均精度偏差最高仅为2.6%。为消除聚合物的影响，采用氧化降解预处理方式，使检测平均精度偏差由 38.9%降为0.2%。使用 ICP 法对大庆油田某三元复合驱试验区块30口油井进行了防垢剂浓度检测现场试验，药剂方案符合率由检测前的80%

摘要:随着油气钻井不断向深部发展，钻遇深部超深部地层温度也越来越高，对钻井技术特别是钻井液技术提出了更高要求。在结合超高温钻井实际需求的基础上，分析了水基钻井液在超高温下的技术壁垒、超高温对水基钻井液效能影响作用，综述了超高温水基钻井液的关键处理剂及其所构建的水基钻井液体系的研究现状，并探讨了超高温水基钻井液的未来发展方向。

摘要:随着油气田开发规模的日益扩大，压裂作业用水量逐渐增大与压裂返排液产生量大、返排液无法直接外排的矛盾日益突出。将返排液进行处理后再回用无疑是目前解决该难题的有效途径。针对我国压裂返排液重复利用研究与应用现状，从返排液处理过程中面临的技术问题、可回收压裂液体系的研发、返排液处理工艺及处理装置的改进等几个方面进行了系统介绍，指出处理后回用是返排液处理的最佳途径，也是未来油气田工业发展的必然趋势。返排液回用技术应该从可回收压裂液体系的研发及返排液回用处理工艺改进两方面入手，进一步完善和推广该技术在油气田开发过程中的应用。针对目前返排液回用技术存在的问题提出了建议，以期为我国返排液重复利用技术的发展提供指导。

摘要:低矿化度水驱是指向地层中注入矿化度为1～5 g/L 的水来提高采收率。目前，关于低矿化度水驱提高原油采收率的机理仍存在争议。通过梳理低矿化度水驱技术的发展历程，总结了砂岩油藏低矿化度水驱提高采收率的机理大致可分为微粒运移和润湿性改变两大方面。简述了碳酸盐岩油藏低矿化度水驱提高采收率的机理，主要包括由于矿物溶解引起的双电层的变化和离子反应。浅析了适用低矿化度水驱技术的油藏条件，总结了低矿化度水驱和其他驱油工艺结合的新技术，介绍了分子模拟技术在低矿化度水驱方面的应用，并对未来的发展提出了建议。

摘要:结垢对石油开采影响严重，加入阻垢剂是目前抑制结垢最有效的方法之一。本文介绍了传统阻垢剂在油田上应用面临的问题，如污染环境和耐高温性能差等；综述了绿色阻垢剂的研究现状，重点介绍了聚环氧琥珀酸和聚天冬氨酸等绿色阻垢剂，从引入羧基、氨基、酰胺基等改性基团的方向阐述了增强阻垢剂性能的方法及阻垢机理；最后，展望了绿色阻垢剂的发展方向，对该领域未来发展具有参考价值。