摘要:为了提高油基钻井液用乳化剂的抗温性，以植物油酸、二乙烯三胺、马来酸酐为主要原料，制备了油基钻井 液高温主乳化剂（PF-EMUL HT）和辅乳化剂（PF-COAT HT）。利用红外光谱和热重分析表征了2 种乳化剂的分 子结构及耐温性。通过测定动态界面张力、乳化效率和乳液电稳定性，分析了2 种乳化剂的乳化能力及抗温能 力，提出了可能的乳化机理。同时，研究了乳化剂加量、油水比、温度和密度对所配制钻井液的影响。结果表明， PF-EMUL HT具有酰胺化基团，PF-COAT HT具有酰胺基、羧基等多官能团结构。2 种乳化剂均能有效降低油水 界面张力，二者复配制得的乳液经232 ℃高温老化后的破乳电压大于370 V，乳化效率为96%。配制的油基钻井 液在150～232 ℃、油水比为60∶40～90∶10 的条件下老化后均具有良好的稳定性，可满足高温高压井、定向井等 的作业需求。

摘要:氧化石墨烯（GO）可实现泥页岩纳微米孔隙成膜覆盖封堵，为了提高其抗温性能，利用改进的羧基化反应 制备了羧基化氧化石墨烯（GO-COOH），对其结构进行了表征，评价了其阻缓压力传递性能、与钻井液体系的配 伍性能，并在江苏盐城地区阜宁组泥页岩层段进行了现场应用。研究结果表明，利用本文中的方法成功在氧化 石墨烯片层上引入羧基；180 ℃水热16 h 后，GO-COOH的压力传递时间为2120 s，而GO的压力传递时间仅为 820 s，这表明GO-COOH具有较强的高温封堵能力。GO-COOH加入聚胺钻井液体系后几乎不影响体系的流变 性能，能够改善其抑制性及滤失性能，减少砂床侵入深度，体系50 h 压力传递由1 MPa降低至不到0.1 MPa，说明 GO-COOH 具有良好的配伍性及封堵性能。现场试验井平均井径扩大率仅为8.33%，事故复杂时间平均仅为 1.03 d，钻井周期为48.33 d，与施工前相比井径扩大率大幅减小，井下事故复杂时间大幅降低，钻井周期大幅减 少，有效缓解了阜宁组井壁失稳问题，产生了较好的经济效益。

摘要:含CO₂油气井、CO₂地质封存井等特殊工况对水泥石的抗腐蚀能力要求高。为提高固井水泥石的抗腐蚀能 力，选择了一种无固化剂水性树脂作为防腐材料，分析了水性树脂提高水泥石的防腐能力和作用机理。结果表 明，树脂可有效提高水泥石的抗腐蚀能力。腐蚀28 d 后，水性树脂掺量15%的水泥石腐蚀深度比空白水泥石下 降了68.7%，腐蚀后的抗压强度比未腐蚀的下降了12.8%。树脂掺入水泥浆不仅降低了水泥石的渗透率，而且降 低了水泥石的大孔径体积，增大了CO₂水溶液腐蚀的流动阻力。树脂掺入水泥浆后减少了水泥石腐蚀产物的形 成。掺入树脂的水泥石微观结构致密程度更高，内部存在的膜状物质提高了腐蚀反应的惰性。无固化剂水性树脂 通过降低碱性水化产物形成、提高酸性流体渗入阻力以及增强腐蚀反应惰性多种方式提高水泥石的抗腐蚀能力。

摘要:两性离子胶凝剂具有价格低和合成方便的优点，并能基于胶凝剂之间的超分子作用提升酸液的黏度。为 了构造可长期应用于深度酸化压裂的胶凝酸体系，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二 甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）或甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）等为原料，以自由基水溶液聚合法 合成了2 种两性离子胶凝剂PAAD1（AM-AMPS-DMDAAC）和PAAD2（AM-AMPS-DMC）。对胶凝剂的制备条 件进行了优选，考察了其在酸液中的酸溶时间、增黏性能和耐温耐剪切性。结果表明，2 种胶凝剂的酸溶时间低 于40 min，增黏性能较好。将PAAD1 和PAAD2 按质量比7∶3 复配后，酸液黏度（25 ℃、170 s^-1）可达39 mPa·s；在 160 ℃、170 s^-1下剪切90 min 后的黏度为15 mPa·s。相较于单一的胶凝剂，复配胶凝剂的增黏、耐温和耐剪切性 能更佳。

摘要:为了降低致密砂岩油藏压裂施工的成本和环境污染风险，提高压裂液的利用效率，以脂肪酸、二甲氨基丙 二胺、二氯异丙醇、非离子表面活性剂、多组分有机溶剂等为原料，制得新型复合表面活性剂（GEMR-2），将其与 有机酸盐调节剂复配制得适合致密油藏的低伤害可回收清洁压裂液体系。室内对压裂液的携砂性、破胶性、对 岩心的伤害性、可回收等综合性能进行了评价，并成功进行了现场应用。结果表明，该压裂液体系的耐温抗剪切 性能良好，在80 ℃、170 s^-1的条件下剪切120 min 后的黏度仍能达到50 mPa·s 以上。压裂液的携砂能力较强，并 且可以迅速破胶，破胶液的残渣含量低于1.5 mg/L，界面张力较低。该压裂液破胶后对储层天然岩心渗透率的 伤害率低于5%，具有低伤害的特点。使用破胶液重复配制的压裂液仍然具备较强的耐温抗剪切性能，具有良好 的可回收重复利用性能。在ZM-12 井使用低伤害可回收清洁压裂液体系的施工过程顺利，压裂增产效果显著， 现场返排液重复配液性能较好，节约了大量的水资源。

摘要:为研究含不同疏水结构缔合型二元丙烯酰胺共聚物降阻剂的性能，合成了4 种疏水改性单体：N，N-二甲基 烯丙基苯基丙烷基溴化铵（Allyldimethylalkyl quaternary ammonium salt 1，AQAS1）、N，N-二甲基烯丙基壬烷基 溴化铵（AQAS2）、N，N-二甲基烯丙基-9-甲基十九烷基溴化铵（AQAS3）和N，N-二甲基烯丙基二十烷基溴化铵 （AQAS4），采用水溶液聚合法分别将合成的疏水单体与丙烯酰胺（AM）共聚制备了4 种二元共聚物P（AM/ AQAS1）、P（AM/AQAS2）、P（AM/AQAS3）、P（AM/AQAS4）。研究了这4 种共聚物的溶解性能以及耐盐、耐温耐 剪切性能，并对比测定了不同浓度P（AM/AQAS1）与部分水解聚丙烯酰胺P（AM/NaAA）在10 g/L 的NaCl溶液中 的降阻能力。研究结果表明，所合成的4 种疏水缔合型丙烯酰胺共聚物在0～20 g/L 的NaCl 溶液中表现出良好 的耐盐性；在30～100 ℃范围内持续升温，表观黏度随温度提升下降幅度较小，表现出良好的耐温性；带环状结 构的聚合物表观黏度受剪切时间的影响较大，带链状结构的聚合物表观黏度几乎不受影响，但4 种聚合物总体上 均表现出耐剪切性能。用矿化度为10 g/L 的NaCl溶液配制的质量分数为0.15%的P（AM/AQAS1）溶液在流量为 45 L/min 时达到了最佳降阻效果，降阻率为60%，而相同条件下P（AM/NaAA）溶液的降阻率仅为51%，P（AM/ AQAS1）的降阻效果更显著。

摘要:为达到延缓聚合物凝胶成胶时间的目的，以部分水解聚丙烯酰胺、交联剂J₁（醋酸铬）和J₂（酚醛树脂）、除氧 剂D-异抗坏血酸、疏水性气相纳米二氧化硅为原料制备了一种微纳米缓释凝胶。利用疏水颗粒在水溶液中的自 组装作用将交联剂溶液封装于颗粒胶囊内部后加入聚合物溶液中，通过缓慢释放交联剂来实现延缓成胶时间的 目的。研究了pH值对疏水颗粒封装能力以及疏水颗粒浓度对胶囊热稳定性、凝胶成胶时间、凝胶强度的影响。 研究结果表明，缓释胶囊适用的溶液pH 值范围为2～10，胶囊中疏水纳米二氧化硅颗粒用量为10%时，胶囊在 240 h 后30 ℃下分水率为3.33%，120 ℃下分水率为26.67%，稳定性良好；使用疏水纳米二氧化硅颗粒用量为 10%的胶囊后，凝胶在30 ℃下成胶时间由48 h 延长至486 h，在120 ℃下由1 h 延长至144 h；30 ℃下成胶的凝胶 储能模量G'由43 Pa 增至313 Pa，屈服应力由102 Pa 增至202 Pa。疏水颗粒制备的缓释胶囊具有较好的热稳定 性，不仅能够延缓凝胶的成胶时间，而且能够增加凝胶的强度。

摘要:为了解决高温高矿化度塔河油田缝洞型碳酸盐油藏的高含水率问题，研发出一种耐高温（140 ℃）和耐超高 矿化度（240 g/L）的自修复预交联凝胶（SPG），可直接使用高矿化度水将改性HPAM、六亚甲基四胺、邻苯二酚和 硫脲等溶解，加入无机物CCH提高稳定性。考察了SPG的流变性能、微观结构及对裂缝岩心封堵效果。研究结 果表明，该凝胶体系的三维网状结构更饱满紧密，脱水周期延长；凝胶初始黏度为77.1 mPa·s，成胶后强度可达 H—I 级，30 d 内脱水率仅为5%，对裂缝岩心的封堵率在90%以上。SPG体系具有良好的注入性、抗剪切性和抗 冲蚀性，在裂缝发育充分的缝洞型碳酸盐岩储层中具有应用潜力。

摘要:为了有效应对封存CO₂后可能会发生的泄漏或逃逸，制备了一种注入性优良、封堵效果良好的CO₂响应型 凝胶，在酸性条件下发生溶胶-凝胶态转变，适用于CCUS地质封存条件以提高井筒完整性。研究了不同的支化 聚乙烯亚胺用量（1.5%～3.5%）、κ-卡拉胶用量（0.4%～0.5%）下CO₂响应型智能凝胶体系的流变性能、微观结构 与封堵性能。研究表明，对于响应前的聚合物体系，剪切黏度随着剪切速率的增加而下降，为假塑性流体，当剪 切速率在100～1000 s^-1时，黏度为2～100 mPa·s，表明响应前的聚合物体系具有良好的注入性。该聚合物体系 遇到CO₂时会发生溶胶-凝胶态转变。响应前聚合物体系在剪切频率为0.01～10 Hz时，模量在10-5～100 Pa 范围 内；而CO₂响应凝胶在剪切频率为0.01～10 Hz时，模量在80～4000 Pa 范围内，通入CO₂气体后的体系模量大幅 度提升。发生响应后，体系具有表面平整、孔径均匀的三维网络骨架结构，使得体系具有较高的强度。岩心驱替 实验结果显示F 凝胶封窜体系（κ-卡拉胶用量为0.5%，支化聚乙烯亚胺用量为3.5%）对CO₂气体的封堵率为 79.7%，对后续注入水的封堵率为99.8%，具有良好的封窜性能。本文为未来CO₂响应型凝胶封窜剂在CCUS地 质封存领域的应用提供了新的技术路线与理论依据。

摘要:为避免洗井时入井流体大量漏失进入储层，造成油气层损害，以天然树脂与多元醇为主要原料，制备了暂 堵剂颗粒，将其与十二烷基苯磺酸钠、分散互溶剂等添加剂复配制得清洁屏蔽暂堵剂体系。研究了暂堵剂颗粒 的溶解性、配伍性、最优加量和暂堵剂体系对岩心的封堵解堵性能。结果表明，该暂堵剂能在油类溶剂中完全溶 解，与地层水和水源水的配伍性良好，堵剂最佳加量为50%。暂堵剂体系对岩心的封堵率可达96.24%、解堵率为 93.59%，且耐冲刷能力强。该暂堵剂体系在现场油井的应用效果较好，日均产油量从2.4 m³增至3.1 m³，含水率 有一定程度降低，可实现保护油气储层的目的。

摘要:为了探究吉木萨尔页岩油乳化严重的原因，首先将吉木萨尔油田稠油分离成胶质、沥青质、剩余分3 个组分，然后使用元素分析仪测定原油及其胶质的元素组成，采用高分辨傅立叶变换离子回旋共振质谱仪（FT-ICR MS）分别对原油及其胶质中化合物的分子组成进行鉴定。研究结果表明，吉木萨尔页岩油的胶质含量为 43.19%，沥青质含量为0.31%，剩余分含量为56.5%，其中，胶质中的N含量是原油的2.3 倍左右，胶质中O和S含量是原油的1.82 和1.29 倍，说明吉木萨尔原油的主要乳化活性成分来自胶质。在负离子（-ESI）模式下，原油和胶质中非碱性极性化合物的相对分子质量分布范围均为200～600 Da，质量中心在m/z=350 处；主要检测到了咔唑类（N₁）、咔唑类氧化产物N₁O₁和N₁O₂及石油酸（O₂）和酚类（O₁）化合物，各组分含量大小顺序为：N₁>N₁O₁>N₁O₂>O₂>O₁。由于N1类化合物含量较高导致了原油的乳化和缚水能力增加；此外N₁的氧化产物N₁O₁和N₁O₂增加了原油的亲水性、极性和乳化性。O₂和O₁的存在进一步增强了原油的乳化能力。在正离子（+ESI）模式下，吉木萨尔原油及其胶质的碱性化合物相对分子质量范围在150～640 Da之间，原油的质量中心在m/z=350 处；胶质组分的质量中心在m/z=340 处；主要检测到N₁和N₂两种含氮化合物。其中N₁类化合物占绝对优势，结构可能为八氢吖啶类、八氢菲啶类、喹啉类或异喹啉类化合物。该类物质在高温下微溶于水或亲水性增加，将导致原油在 高温下乳化性增强。因此，导致吉木萨尔页岩油乳化严重的主要表面活性物质为原油胶质中的含氮极性组分及其氧化物，此类化合物具有较高的界面活性，易在界面上吸附，促进界面张力降低，并且增强界面膜强度，导致乳状液稳定性增加，乳化性增强。

摘要:岩石润湿性对底水油藏压锥后延缓水锥回升具有重要影响，但影响程度并不明确。因此，以接触角为指标 优选具有不同润湿能力的4 种润湿调节剂。将其溶于油溶性降黏剂，评价了该降黏体系对稠油降黏、抑制水锥回 升的影响，定量描述了润湿性和采出物性条件之间的内在联系，分析了润湿调节剂的作用机理。结果表明，4 种 润湿调节剂对降黏剂的降黏性能没有影响。油湿润湿剂作用后的储层抑制底水回升的效果最好，平衡压力比达 到3.75，净采出程度提高15.17%；而强水湿润湿剂作用后的储层平衡压力比仅为0.54，净采出程度提高6.51%。 润湿性和采出物性之间表现出明显的规律性。调整储层润湿性可以有效抑制水锥的回升，提高原油采出程度。

摘要:为适应低渗透油藏提高采收率的需求，以双子表面活性剂双烷基酚酮聚氧乙烯醚为主要原料制备了一种 新型纳米乳液作为驱油剂。室内评价了其界面性能、润湿性能、耐温抗盐性能等，并通过核磁共振、相渗实验及 自发渗吸实验考察了该纳米乳液驱油剂的驱油效果，同时与常规驱油剂磺酸盐表面活性剂进行了对比。结果表 明，该纳米驱油剂乳液的平均粒径为60 nm。随纳米驱油剂加量增加，溶液表面张力和油水界面张力逐渐下降。 驱油剂加量为0.2%时，油水界面张力可达2.94×10^-3mN/m，界面活性良好。纳米驱油剂可使岩心表面由亲油性 转变为亲水性，实现润湿反转。纳米驱油剂加量为0.2%时，对原油的乳化效率为98%，其耐温抗盐性能良好，静 态渗吸驱油可提高采收率30 百分点。在新疆油田压裂驱油和老井注水吞吐的应用表明，纳米渗吸驱油技术的增 产效果好于常规驱油技术，在产液量相差不大的情况下，返排率更低，产油量更高，驱油置换增油效果更好。

摘要:针对延长油田低渗透高矿化度油藏采用常规泡沫注入性和耐盐性差而导致的提高采收率难度大的实际问 题，基于表面活性剂分子的自组装特性，以自创的改进泡沫复合指数为指标，在无聚合物、无碱条件下，通过考察 起泡剂、助起泡剂、稳定剂和络合剂用量对泡沫性能的影响，确定了具有高耐盐性的黏弹性CO₂泡沫驱体系。通 过金相显微镜观察所形成泡沫的微观形貌，并考察了泡沫的黏弹性。配方为0.20% UCAB+0.20% SDS+0.09%三 乙醇胺+0.08% EDTA的泡沫溶液黏度为15.2 mPa?s，起泡体积达560 mL，半衰期为58 min，改进泡沫复合指数为 370 272 mL?min?mPa?s。所形成的黏弹性CO₂泡沫呈不规则的五边形或六边形，具有一般泡沫特征。黏弹性测试 表明小分子自组装形成了蠕虫状胶束，胶束相互缠结和缔合，宏观上体现出了聚合物的黏弹性。该泡沫驱油体 系既满足注入性又发挥了聚合物的黏性驱油和弹性驱油特征，有效提高采收率。

摘要:为了构建适用于泡沫驱的高稳定泡沫，从液膜渗透率角度阐明气/液介质对泡沫稳定性的影响机制。以氮 气和二氧化碳为气体介质，利用气泡缩减法，测定了7 种起泡体系的泡沫液膜渗透率以及起泡性能、析液半衰期 和泡沫半衰期。研究结果表明，对于同一种气体介质，表面活性剂分子疏水碳链数目越多，液膜上表面活性剂分 子之间相互作用越强，泡沫液膜渗透率越小；CO₂泡沫的液膜渗透率是N₂泡沫的1～3 倍，CO₂泡沫稳定性比N2泡 沫的低；泡沫液膜渗透率与泡沫半衰期呈现出良好的相关性，随着液膜渗透率升高，CO₂泡沫半衰期快速递减。

摘要:为明确空气/减氧空气驱过程中氧气在储层内的消耗规律，采用静态氧化方法模拟了原油单因素及实际储 层条件下多因素氧化反应中氧气的消耗过程，定量表征静态氧化反应中氧气消耗程度；通过室内细长管空气驱 替实验分析了氧气沿程的动态消耗规律。结果表明，原油发生低温氧化反应消耗氧气造成体系总压力降低，碳 氢化合物发生加氧及断键反应生成CO₂及CH₄；模拟实际储层中的耗氧过程，计算得到发生低温氧化反应消耗氧 气占总消耗的87.84%，水中溶解氧气占比6.3%，地层水及岩心总消耗氧气占比5.86%；氧气沿程消耗，并观测到 氧化前缘的推进，较高的温度、压力及含油饱和度均会提高低温氧化反应程度，从而加剧氧气消耗。研究结果可 为实际矿场空气/减氧空气驱安全高效应用提供理论指导与帮助。

摘要:大庆太18-38 井区具有储层渗透率低和非均质性强的特点，水驱开发效果受到极大影响，亟待采取进一步 提高采收率技术措施。针对大庆太北开发区的问题，开展了普通聚合物和抗盐聚合物溶液渗流特性和传输运移 能力实验研究和作用机理分析。结果表明，与普通聚合物相比，抗盐聚合物分子聚集体尺寸较大，岩心孔隙内尤 其是注入端附近区域内的滞留水平较高，致使该区域渗流阻力增幅以及压差和压差比较大，传输运移能力较 差。与普通聚合物不同，抗盐聚合物分子链上存在少量片状结构，致使聚合物分子链间缠绕作用增强、分子聚集 体尺寸增大和聚合物传输运移能力变差。当目标油藏储层渗透率为238×10^-3、246×10^-3、255×10^-3 μm²时，与其相 适应的聚合物分别为中分、中高分、高分聚合物；当储层渗透率为500×10^-3 μm²时，适应的聚合物为超高分和抗盐 聚合物。

摘要:针对延长化182 井组长6 油层在实际采油开发过程中注采比不理想以及开发井低产、低能，地层水矿化度 和钙镁离子高导致常规表面活性剂失效等问题，研究了一种抗盐性表面活性剂驱油剂。该剂在不用螯合剂和稳 定剂的条件下，将两性-非离子Gemini 表面活性剂（PPM-12）、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠（AES-12）与十二烷基 二甲基氧化胺（OB-2）复配而得。对复配表面活性剂的配比和性能进行了优选和评价。结果表明，在表面活性剂 总加量为0.3%时，PPM-12、AES-12、OB-2 较适宜的质量比为4∶1∶1～1∶1∶4，油水界面张力均能达到10^-3 mN/m 数量级，在最佳配比2∶1∶3 下的油水界面张力可达1.2×10^-3 mN/m。复配表面活性剂的吸附性能、抗盐性能、乳化 性能和驱油效果均较好。经岩心6 次吸附后的油水界面张力仍在10-3mN/m数量级；其在油田钙镁离子浓度范围 内可达10^-3 mN/m数量级，镁离子对界面张力的影响最大，其次为钙离子，钠离子影响最小。当驱油体系加量≤ 0.25%时，乳化分水时间≤2894 s，且油水界面清晰。复配表面活性剂驱油体系在高盐低渗油藏的平均采收率增 幅达10.3%，在类似油藏有良好的应用前景。

摘要:为明确不同界面性质对提高采收率作用效果和机理的影响，以长6 低渗致密储层为研究对象，选用两种具 有不同界面性质的自制表面活性剂体系S1（改善润湿性能力强）和S2（超低界面张力），分别用核磁共振方法表 征其静态渗吸和动态渗吸效果，并采用2.5 维微观模型研究其驱油过程，分析了具有不同界面性质表面活性剂体 系的提高采收率作用效果和作用机理。结果表明，S1 和S2 均具有较好的增采效果，渗吸为水进入小孔隙将油置 换到大孔隙的过程，表面活性剂可大幅促进小孔隙采出；驱油时形成优势通道明显，可实现润湿反转，存在附加 渗吸作用，大幅增大波及体积和洗油效率，并能将原油分散为小尺度状态。改善润湿性能力更强的S1 的毛细管 动力更大，对小孔隙的动用程度更高，但采出速度较慢，驱替时存在的附加渗吸作用更强；可实现超低界面张力 的S2油相流动阻力更小，渗吸速度快，采收率可更快达到平衡。

摘要:为研究黏土矿物含量对大庆三类油层油藏三元复合驱驱油效果的影响，采用孔隙度和渗透率相近、但黏土 矿物含量不同的天然岩心开展驱油实验，并对实验前后的岩心进行核磁共振、X射线衍射分析及产出液乳化粒 径测试。结果表明，随着黏土矿物含量逐渐增大，三元复合驱提高原油采收率幅度先增加后降低。在黏土矿物 含量为9.5%时，三元复合驱采收率增幅（15.7%）最大。产出液中存在明显的乳化现象，黏土矿物含量由2.3%增 至9.6%时，乳状液由油包水型转变为水包油型，粒径不断变小。黏土矿物含量越高，矿物中的高岭石越容易发生 运移，使岩心孔喉变大并形成特定渗流通道，导致水驱效果变差，总采收率降低。黏土矿物的含量对大庆油田三 元复合驱的驱油效果存在较大影响，主要通过改变产出液乳状液类型、粒径和矿物发生运移后岩心孔喉大小影 响水驱及三元复合驱原油采出程度，进而改变最终采收率。

摘要:为了提高渤海S油田原油乳状液的破乳效果，先采用苯乙烯和马来酸酐自由基聚合反应合成苯乙烯-马来 酸酐共聚物（SMA），然后与1.0 代聚酰胺-胺（1.0G PAMAM）进行酰胺化接枝反应，得到以聚苯乙烯-马来酸酐共 聚物为主链、以1.0G PAMAM 为侧链的多支化水溶性破乳剂TS-Z806。考察了该破乳剂在不同温度（50～ 90 ℃）下对原油乳状液的破乳效果，并与聚醚类破乳剂JM-01 的破乳效果进行对比，采用该破乳剂首次在渤海 油田进行现场应用。室内和现场试验结果表明，温度大于70 ℃后，聚醚类破乳剂JM-01 对原油乳状液的脱水率 明显降低，脱水水质变差，故破乳效果变差；而非聚醚类破乳剂TS-Z806 在高温下对原油乳状液仍表现出良好的 破乳效果。破乳剂TS-Z806 在处理渤海S油田原油综合管汇处含聚合物采出液时，表现出了优异的破乳性能，能 够明显改善脱出水的水质，破乳后上层油乳化层较低，脱水后乳化层减少约69%。该破乳剂可实现对含聚合物 采出液的高效处理，具有较好的现场应用前景。

摘要:针对油田污水破乳过程中物理和化学破乳剂昂贵和污染的问题，宜研究合成绿色环保的新型破乳剂。将 产糖脂类生物表面活性剂T菌株微生物在培养基中好氧培养6 d，取发酵离心上清液与水混合，分别制得不同体 积比的离心上清液。以上清液作为溶剂，采用溶胶-凝胶与溶剂热法相结合的方法制备生物表面活性剂（BS）稳 定的纳米铁溶胶。通过扫描电镜、X射线衍射仪、红外光谱分析仪、激光粒度仪、Zeta 电位仪等对BS稳定的纳米 铁溶胶进行了表征，研究影响其形貌、尺寸、物相、官能团、溶胶稳定性和粒径分布等的因素。考察了合成的纳米 铁溶胶对涠洲岛上岸油水混合物配制的含油污水乳液的破乳性能。结果表明，当上清液体积分数为80%和 100%时，可分别合成200 nm左右和40～200 nm粒径的铁颗粒。20%上清液作溶剂时制备的铁溶胶的Zeta 电位 电负性最强，胶体稳定性最高。当上清液体积分数为60%时，纳米铁溶胶产物的破乳效果最优，低温下能对十二 烷基硫酸钠形成的水包油乳液产生良好的破乳效果，静置24 h 后的脱水率达到78%，对南海终端现场污水的破 乳效果明显。建议今后将生物代谢物与化学药剂有机结合，制备对环境友好的复合纳米破乳剂，同时研究其重 复使用等问题。

摘要:海上油田注海水开发，注入水与地层水的不配伍常导致油井硫酸盐结垢现象严重。为有效延长防垢剂挤 注寿命，在前置液中添加吸附增强剂，以提高防垢剂在地层中的吸附量和降低防垢剂解吸速度。选择季铵盐表 面活性剂十二烷基三甲基氯化铵（DTAC）和阳离子Gemini 表面活性剂酰胺基双子季铵盐（GS-A6）为吸附增强 剂、聚丙烯酸钠（PAAS）为防垢剂，开展了吸附增强剂与防垢剂的配伍性实验、静态吸附实验和动态吸附-解吸实 验。结果表明，在120 ℃下，两种吸附增强剂与防垢剂的配伍性良好，可提高防垢剂在地层中的吸附量至3 倍以 上。当含油饱和度从0 增至80%时，DTAC 预处理岩心后，PAAS 的返排寿命从1500 PV 降至约1300 PV；而 GS-A6 在不同浓度、不同含油饱和度情况下，返排寿命均超过1500 PV，适用于不同开发阶段的油井防垢。与 DTAC相比，GS-A6具有临界胶束浓度低、表面活性高的优点，延长防垢剂挤注寿命和驱油效果更好。

摘要:为开发安全、高效的萃取剂，满足油田安全生产要求，探索了利用疏水性低共熔溶剂（DES）萃取处理油基 岩屑的可行性。首先，利用搅拌萃取优选了构成DES的氢键供体和氢键受体及两者的组成比例；然后，以萃取后 的岩屑含油量为指标，分别对搅拌萃取、超声波萃取和微波萃取进行了工艺优化。结果表明，萃取性能最佳的 DES为物质的量之比为0.8∶1 的月桂酸和麝香草酚组合。3 种萃取工艺中超声波萃取处理油基岩屑的工艺条件 相对温和，萃取后岩屑含油量可降至1%以下。推荐超声波萃取条件为DES与油基岩屑质量比6∶1、超声时间30 min、萃取温度40 ℃，此时岩屑含油量可降至0.88%。

摘要:相对渗透率是稠油开发实验中一个重要的基本测量参数。由于稠油黏度较高，水驱过程易发生油水乳化 现象，使得稠油-水相渗曲线较难准确获取。传统的相渗曲线测量方法存在测量精确度低、获得信息少等缺点。 为准确测量稠油-水相渗曲线，选取人造砂岩长岩心，并基于低场核磁共振测量技术，通过同时标定渤海B油藏的 稠油和地层水，采用非稳态法进行稠油-水相渗曲线的测量。结果表明，通过对岩心以及出口端的采出液进行T₂ 谱测试，较为准确地获取了岩心的孔隙体积（147.18 cm³）、束缚水饱和度（25.9%）、残余油饱和度（43.83%）以及出 口端的油、水含量，并得到较为精确的稠油-水相渗曲线。通过对发生油水乳化的采出液进行自扩散系数（D）/T₂ 二维谱测试，可较为准确地判断油水是否发生了乳化。研究结果可以为稠油水驱开发提供一定的理论指导，有 利于稠油水驱开采机理的研究。

摘要:针对紫外光谱法检测复配表面活性剂含量时存在抗干扰能力差的问题，以羟丙基-β-环糊精（HP-β-CD）为 掩蔽剂，建立了修正的紫外光谱法准确检测烷基酚聚氧乙烯醚（NP-40）与十二烷基硫酸钠（SDS）复配体系中 NP-40 的含量。研究结果表明，SDS不仅能增强NP-40 的吸光度，还能降低NP-40/SDS复配表面活性剂的临界胶 束浓度c_cmc。加入SDS后，0.25 mmol/L NP-40 溶液的吸光度由0.345 增加至0.378，增幅9.6%，当SDS浓度分别为 0.20、0.50 mmol/L 时，NP-40/SDS 的c_cmc由0.237 mmol/L 分别降至0.227、0.224 mmol/L。HP-β-CD 对紫外光谱法 检测NP-40/SDS 复配体系中的NP-40 具有显著的抗干扰作用，按物质的量比1∶1 加入HP-β-CD 后，0.25 mmol/L NP-40 及其在0.50 mmol/L SDS溶液中的吸光度分别为0.379 和0.381，变化幅度仅为0.8%，加入HP-β-CD后紫外 光谱法能够准确检测复配体系中NP-40 含量，回收率为99.09%～100.00%。NP-40 进入HP-β-CD 分子空腔进而 形成了物质的量比为1∶1型包结物，是HP-β-CD消除复配体系中SDS对NP-40 干扰作用的本因。

摘要:暂堵作业是油气开发过程中防治漏失的重要手段。相较于暂堵球、封隔器及连续油管等物理暂堵模式，化 学暂堵具有操作简易、成本可控、可直接作用于储层的优势，作为暂堵作业的主要手段得到广泛研究。基于其外 观形态，化学暂堵剂可分为颗粒型、纤维型、凝胶型、表面活性剂类暂堵剂及复配暂堵体系。本文分类论述了各 种暂堵剂的研究进展、作用机理、技术特点及应用，并针对常规暂堵体系的应用局限提出暂堵剂领域亟需解决的 问题及发展方向。

摘要:化学驱开采常伴随乳化现象的发生，原油原位乳化对于提高采收率有积极的作用。由于油藏孔喉结构以 及剩余油分布的复杂性，原油原位乳化独具特点。基于化学驱原油原位乳化近年来的研究成果，从化学驱原油 原位乳化机制、乳状液流变性及稳定性、原油原位乳化渗流特征和提高采收率机理等方面阐述了国内外研究现 状及发展趋势，分析了化学驱矿场试验中原油原位乳化规律及开采特征方面取得的经验与认识，并指出考虑乳 化形成机制、乳化程度以及乳化原油流变特性的非连续多相渗流数值模拟以及基于乳化调控机制的化学驱注入 方案优化设计是今后化学驱的重点攻关方向，以期为化学驱化学剂的选择及注入参数的优化提供理论指导。

摘要:为了探索酸化原油脱水困难的原因，通过回顾近几年开展的酸化原油脱水影响因素实验以及现有的酸化 原油脱水工艺，总结了pH值、温度、固体颗粒影响原油破乳的机理，归纳不同破乳脱水工艺的适用性。热化学沉 降法适合处理黏度、含水率不高的原油。超声波稠油破乳脱水的实际应用效果显著，可以作为热化学沉降工艺 的辅助破乳。水洗法可去除部分固体颗粒和酸化淤渣，适用于重力沉降前预处理。高频脉冲电脱水法对酸化 油、老化油脱水效果都较好，适用于精脱水处理。微波破乳仍处于研究阶段，需进一步研究破乳机理以及验证工 业实用效果。最后对未来原油破乳和脱水工艺的研究提出了建议。