摘要:油田地面生产的副产品老化油具有复杂的界面特性，脱水处理困难。利用老化油的乳化稳定性能，将老化 油用于制备钻井液用润滑剂，可避免脱出老化油中的泥、砂、水。优选了该润滑剂的组分及加量，评价了润滑剂 的性能。结果表明，基于老化油研制钻井液用润滑剂的乳化剂为烷基酚聚氧乙烯醚（OP-4）、润湿剂为十二烷基 苯磺酸钠（ABS）、稳定剂为羧甲基纤维素钠（Na-CMC）。最佳配方为：100 mL钻井液+3 mL老化油+1.5 g OP-4+ 0.15 g ABS+0.015 g Na-CMC。在膨润土基浆中加入润滑剂，体系的密度、表观黏度和泥饼黏附系数均符合企业 标准的要求。以老化油作为基础油研制钻井液用润滑剂是一种可行的老化油资源化处理方案。

摘要:针对高温碳酸盐岩储层酸化中缓速酸缓速效果不佳、注入困难等问题，以二甲基二烯丙基氯化铵、丙烯酰 胺、K₂S₂O₁和NaHSO₃为原料制备了缓速稠化剂（CPAM）。将CPAM、缓速剂（十二烷基三丁基溴化膦）、缓速分散 剂（尿素）复配制得双重缓速酸体系。研究了双重缓速酸在高温下的缓速效果和酸蚀裂缝导流能力，通过扫描电 镜和接触角的测定分析了缓速机理。结果表明，双重缓速酸主要依靠CPAM和尿素提高缓速剂在岩石表面的附 膜效果来实现缓速。优选的双重缓速酸体系为1%～2%缓速剂+0.1%～0.3% CPAM+1.5%尿素。在90 ℃、170 s^-1的条件下，该双重缓速酸对应的鲜酸和残酸剪切后的黏度均小于10 mPa·s。在90 ℃下，双重缓速酸的缓速效 率高达97%，缓速效率明显优于稠化酸；在180 ℃高温环境下，其导流能力保持率高，抗压能力强。该双重缓速 酸具有易注入、抗高温、缓速效果好的优点，适用于180 ℃以上深层超深层碳酸盐岩储层的酸化改造。

摘要:针对现有常规酸液增产体系高温稳定性较差、酸岩反应速率过快且破乳困难的问题，以聚乙醇酸流体为酸 液内相、柴油为外相，并加入适当的表面活性剂和其他添加剂制备了一种新型PGA缓速酸体系，评价了该缓速酸 体系的稳定性、抗剪切性、产酸能力、溶蚀性。结果表明，优化的PGA 缓速酸在90 ℃时可保持76 h 不破乳， 130 ℃时3 h可产生7.91 mol/L的H⁺，持续反应时至多可生成9 mol/L以上的H⁺；130 ℃时剪切120 min后表观黏度 为31.22 mPa·s，150 ℃时为28.4 mPa·s，均符合行业标准。130 ℃时体系对岩心的静态缓速率分别为同浓度土酸 缓速酸和多氢酸缓速酸的2.7倍和2.1倍。PGA缓速酸与岩心的动态反应速率与同浓度的多氢酸缓速酸相比可降 低一个数量级，与土酸缓速酸相比可降低两个数量级。PGA缓速酸对N80钢片的静态腐蚀率仅为3.453 g/（m²·h）。 PGA缓速酸的缓速性能良好，对金属的腐蚀性弱，且最终降解生成物对环境无害，符合现场工艺要求，具有良好 的可持续发展前景。

摘要:为了确保防水锁剂在低压强亲水致密气藏的水力压裂中发挥其应有的功能，需要评估其载体和使用环境 对其性能的影响。研究了3 种不同类型的防水锁剂——氟碳阴离子表面活性剂FCY137、氟碳非离子表面活性 剂FCF102 及纳米FC-ST 降低表面张力和改变岩心润湿性能力，通过对比在不同黏度、APS加量、矿化度、pH值 下溶液的性能，筛选出性能最佳的防水锁剂，并通过自吸实验、吸附性能实验、渗透率同比恢复实验评价了优选 防水锁剂在压裂液体系中防水锁能力。研究结果表明，在室内常规条件下，氟碳阴离子表面活性剂FCY137、氟 碳非离子表面活性剂FCF102 及纳米FC-ST均能显著降低表面张力，增大接触角，有效降低毛管力。纳米FC-ST 在破胶液黏度小于4 mPa·s、120 ℃以内、APS加量为0.5 g/L、矿化度为100 g/L 以及pH≤11 的情况下，能较好地 保持性能稳定，满足常见低压强亲水致密气藏的普遍需求，综合性能优于氟碳阴离子表面活性剂FCY137 和氟碳 非离子表面活性剂FCF102。纳米FC-ST滑溜水体系可以显著降低毛管力，有效减少水的侵入；相较于普通助排 剂，该体系能有效降低近井地带吸附量；该体系有50%以上的渗透率同比恢复率，相较于常规防水锁剂、助排剂， 载体及环境因素对体系性能影响小，预防水锁性能显著。

摘要:针对长期水驱后造成非均质性越发严重的高温高矿化度老油田，以华北油田为研究对象，以丙烯酰胺和丙 烯酸为主要反应单体，并引入了耐温耐盐单体NVP、疏水功能单体，通过共聚反应合成了具有疏水功能聚合物， 并与酚醛树脂交联剂发生交联反应制备了耐温耐盐弱凝胶体系，研究了弱凝胶的耐温耐盐、注入性、封堵性能及 液流转向能力。研究结果表明，当聚合物质量浓度为2000 mg/L、聚交比为1∶1.5、助剂过硫酸胺质量浓度为 2000 mg/L，在油藏温度为120 ℃、注入水矿化度为40 300.86 mg/L的条件下，所形成的弱凝胶具有良好的耐温耐 盐性能，成胶强度大于1000 mPa·s，且90 d 后的黏度平均保留率达80%以上，且90 d 后弱凝胶的微观网络骨架明 显、稳定性良好。岩心流动实验结果表明，弱凝胶体系的注入性良好，在不同渗透率级差下，弱凝胶封堵后，液流 转向效果明显，低渗层分流率增幅最高达48.33%，吸水剖面改善能力良好。通过对不同渗透率的填砂管进行封 堵，填砂管各测压点依次起压，弱凝胶运移能力良好且封堵率均达85%以上。

摘要:为解决高渗透油藏高含水开发阶段后期油藏温度高、注采不平衡、层内层间矛盾突出等问题，以高黏弹性 凝胶干粉为主剂，并加入一定量的乌洛托品、氢氧化钠、吸水膨胀型颗粒封堵剂以及单向压力封闭剂，制得一种 耐高温高黏弹性调堵剂，并评价了该调堵剂的成胶性能、热稳定性能、封堵性能及与CO₂的配伍性，并报道了现 场应用情况。该调堵剂的优化配方为：2%高黏弹性凝胶干粉+4%颗粒封堵剂+4%单项压力封闭剂+0.9%乌洛托 品+1.0%氢氧化钠。该调堵剂在室温下不成胶，可被顺利泵入地层，保证施工安全。调堵剂在120、150 ℃条件下 养护后，成胶时间分别为492、286 min，成胶黏度分别为11 806、11 250 mPa·s，形成了高黏弹性半固态凝胶体。 该调堵剂耐温可达150 ℃以上，具有良好承压能力和选择性封堵能力，能够实现定位封堵，有效控制油藏优势水 流通道，改善吸水剖面。该调堵剂在现场应用效果明显，L90-58 井浅调剖见效后，对应油井平均日产油提高3.38 t，含水下降19.15%，取得较好的降水增油效果。

摘要:渤海油藏稠油丰富但非均质性严重，水驱开发效果较差，单独使用颗粒转向剂或稠油乳化剂提高采收率效 果不理想。利用室内评价方法开展了对渤海LD5-2 稠油油藏稠油乳化剂与聚合物微球和冻胶分散体等颗粒转 向剂复配体系性能及转向效果的研究和机理分析。结果表明，聚合物微球初始粒径中值为8.7～9.2 μm，膨胀倍 数为2.5～3.0，冻胶分散体外观呈现不规则形态，缓膨效果不明显。转向剂颗粒吸附表面活性剂致使稠油乳化剂 有效含量减少，乳化降黏效果变差，但当油与降黏体系的质量比达到6∶4 时仍具有较好的降黏效果。与单独使用 颗粒转向剂相比，“稠油乳化剂/颗粒转向剂”二元复合体系中的颗粒转向剂具有良好的抗剪切性、注入性及深部 调驱能力。对于存在大孔道或特高渗透条带油藏，颗粒转向剂必须与强凝胶结合使用，发挥微观和宏观液流转 向协同效应。

摘要:针对渤海某油田储层高孔高渗、非均质性强、水油流度比大而导致水驱效率低的问题，提出采用可控自聚 集微球/乳化分散体系协同深部调控技术，以实现该油田控水增油。通过扫描电镜和粒度分析研究了微球的自 聚集性能，采用搅拌乳化法评价了乳化分散体系的乳化性能，并通过填砂管实验，对二者在油藏中适应性进行了 室内评价。结果表明，在油藏条件下，可控自聚集微球可通过其表面的功能化链段实现自聚集，聚集后的粒径是 聚集前的3.1 倍。微球聚集前具有良好的注入性和深部运移能力，注入过程中的压力呈“阶梯状”缓慢增加；聚集 后对渗透率为2000×10^-3～2600×10^-3 μm²的高渗窜流区域的封堵率可达50%以上。所选乳化分散体系对油田原 油具有良好的乳化性能，当质量浓度≥2000 mg/L时，原油乳化率可达100%，乳化的原油可对地层微观均质性起 到微调作用。可控自聚集微球与乳化分散体系之间具有良好的协同调控性能，在总注入量为1 PV的情况下，质 量浓度为6000 mg/L的可控自聚集微球悬浮液和质量浓度为4000 mg/L的乳化分散体系按段塞比1∶1～3∶1 注入 后，原油采收率可在水驱基础上提高13.1%～18.4%。现场先导性试验结果显示，该技术在试验井组控制区域内 提高采收率效果明显，3 个月净增油量达3260.41 m³。

摘要:高含水老油田目前主要采用聚合物微球深部调驱技术进行控水稳产，但效果并不理想，为了解决普通聚合 物微球与孔喉匹配性差、封堵能力有限的技术问题，本文研制了自聚集型聚合物微球NEPU-WMJ 与 NEPU-NMJ，通过高速冷冻离心机、光学显微镜对微球的物化性能进行评价，通过长填砂管驱替及双管并联法研 究了微球孔喉配伍性、剖面改善效果和驱油效果。研究结果表明：相较于NMKY、NM、WM与YHM微球，自聚 集型聚合物微球NEPU-WMJ 与NEPU-NMJ 的膨胀性能、长期稳定性能较好，在120 ℃下老化4～6 d 后， NEPU-WMJ 的平均粒径从2.57 μm 增至44 μm，NEPU-NMJ 的平均粒径从0.08 μm 增至89 μm；在120 ℃下 NEPU-WMJ可维持30 d 左右稳定，NEPU-NMJ则超过90 d 依然稳定。自聚集型聚合物微球在渗透率100×10^-3～ 1000×10^-3 μm²的岩心中均可实现深部运移，剖面改善能力强。在温度为95 ℃、渗透率级差为5 和40 的条件下， 有效提高总采收率24%以上。在高温环境下，微球的自聚集作用可有效封堵大孔道，启动低渗层，实现微观调 驱，大幅度提高采收率。

摘要:为满足高温油藏作业中对暂堵剂耐高温性能的要求，简化解堵的工艺流程，以多聚甲醛和聚醚胺为原料， 利用无机盐的催化作用在高温下形成聚合物凝胶。研究了温度和组成对该聚合物凝胶成胶时间的影响，并通过 机械压缩实验和岩心驱替实验评价了聚合物凝胶的力学性能和封堵性能。结果表明，胶液中溶剂、多聚甲醛和 聚醚胺含量对成胶时间的影响较小，而温度和无机盐的影响较大。随着温度由100 ℃增加至160 ℃，聚合物凝 胶的成胶时间逐渐减少。当温度为140 ℃时，加入氯化锌、氯化钙、硫酸铁铵和氯化镉的聚合物凝胶的成胶时间 分别为65、50、25、20 min。在3.57 MPa下，该凝胶经循环机械施压后仍具有优异的机械强度。在140 ℃老化10 d后，凝胶稳定性良好，机械强度保持率大于95%。岩心驱替实验表明，此凝胶封堵压力高达5.08 MPa，突破压力 梯度达84.00 MPa/m，具有优异的封堵性能。使用质量分数为10%的盐酸可在4 h内破胶，破胶后岩心渗透率大 于初始渗透率。破胶液的临界胶束浓度c_cmc为200 mg/L，γ_cmc为29.80 mN/m，具有较好的表面活性，易于返排也可 提高洗油效率。所制备的耐高温暂堵剂与常规暂堵剂相比在暂堵性能上具有较大优势，通过与酸化或酸洗等工 艺结合可达到破胶的目的，此外破胶液具有的高表面活性有助于其他采油工艺。

摘要:对于泥质含量高、渗透率低的油藏，缩膨剂能起到降压、增注的效果，但尚无相关机理的研究报道。针对这 一问题，考察了含有季铵、伯胺基团的缩膨剂（DSJ-1）加量对膨润土防膨率和缩膨率的影响，并对处理前后的膨 润土进行了X射线衍射（XRD）、X射线荧光光谱（XRF）、Zeta电位、热重分析、粒度分布和光学显微镜表征，对 DSJ-1的防膨和缩膨机理进行了分析。结果表明，在防膨处理过程中，DSJ-1主要吸附在膨润土表面，吸附量、 Zeta电位对防膨率的影响最大；在缩膨处理过程中，DSJ-1主要吸附在晶层间，颗粒聚集体尺寸、Zeta电位影响缩 膨率的大小。

摘要:针对高温高盐环境中聚合物稳定性差的问题，在胜利油田III类油藏条件下，系统对比研究了功能单体类型 （AMPS、NVP和DMAM）及含量对合成耐温抗盐聚合物增黏能力、长期稳定性、渗流特征和驱油效果的影响。结 果表明，在质量浓度为1500～3000 mg/L、温度为25～95 ℃下，聚合物AM-AMPS/20%溶液的黏度明显高于其他 AMPS含量聚合物以及功能单体NVP、DMAM的聚合物AM-NVP、AM-DMAM，具有最好的增黏效果；但是当钙 镁离子浓度从874.0 mg/L提高至5296.0 mg/L时，聚合物AM-DMAM/10%溶液具有最高的黏度。单体含量影响 方面，AMPS单体含量越高，聚合物溶液黏度越大；而NVP和DMAM单体含量升高，聚合物相对分子质量减小， 溶液黏度降低。驱油结果表明，AM-AMPS 驱油采收率增幅在 21.9%～24.9%，AM-NVP 驱油采收率增幅在 20.9% ～19.8% ，AM-DMAM 驱 油 采 收 率 增 幅 在 22.1% ～20.2% ，AM-AMPS 聚 合 物 驱 油 能 力 最 强（其 中 AM-AMPS/20%驱替采收率增幅最高为24.9%），是胜利油田III类油藏驱油潜力聚合物。

摘要:随着聚合物驱广泛应用，部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）在高温高盐油藏中存在易水解、增黏能力较差的问 题。为满足目前日益苛刻的储层开采条件，首先利用烯丙基氯与N-甲基牛磺酸钠合成一种耐盐功能单体3-（N烯丙基-N-甲基氨基）丙烷-1-磺酸钠（MAPS），进一步与丙烯酰胺（AM）共聚合成了一种新型耐盐聚合物P（AM/ MAPS）；红外光谱法、核磁氢谱法表征证实为目标产物。采用流变仪系统研究了浓度、温度、矿化度及剪切速率 对新型耐盐聚合物溶液黏度的影响规律。结果表明，在温度为85 ℃、矿化度为3×10⁴ mg/L的油藏条件下，质量 浓度为2000 mg/L的P（AM/MAPS）耐盐聚合物溶液的表观黏度达到14.20 mPa·s。在渗透率为527.73×10^-3 μm² 的单管填砂管中，P（AM/MAPS）可在水驱基础上提高采收率13.42百分点；在高低渗透率分别为882.79×10^-3 、 422.53×10^-3 μm² 的双管并联填砂管中，总采收率可提高9.27百分点。该耐盐聚合物P（AM/MAPS）能够高效用于 高温高盐油藏聚合物驱提高采收率技术。

摘要:聚合物相对分子质量是评价化学驱体系注入性的重要参数，直接影响现场注入压力及驱油效果。针对中 低渗高凝油油藏S区块化学驱先导试验区个别井组出现注入压力高、注不进以及见效不均衡的问题，利用动态 光散射法、微孔滤膜法和注入性实验，开展高凝油油藏冷伤害后聚合物分子尺寸与储层微观孔喉匹配关系研 究。综合聚合物分子回转半径、水动力学尺寸以及注入性实验结果，将S区块聚合物相对分子质量由2000×10⁴ 调整为1200×10⁴ ，单井注入厚度比例由42%～51%上升至64%～85%，为先导区聚合物相对分子质量调整以及扩 大区实施决策提供了依据。

摘要:低渗油藏具有孔喉半径小、渗透能力低、吸水能力差等特点，导致化学驱油效果不理想。针对该问题，在十 二醇中引入环氧丙烷和环氧乙烷，并经磺化得到醇醚磺酸盐（DP6E6S），构建了DP6E6S与C₁₆羧基甜菜碱（PNC） 表面活性剂的复配体系，评价了该体系的表/界面性能、老化性、吸附性、润湿性和乳化性能，并通过岩心流动实 验研究了复配体系的增注性能。结果表明，PNC与DP6E6S具有较强的协同作用，与单一表面活性剂相比，可以 有效降低临界胶束浓度和表面张力，提高乳液的稳定性和抗吸附性能。PNC与DP6E6S复配物质的量比为1∶1 和2∶3的表面活性剂体系具备较强的抗老化性能，能在较宽的盐度范围（5%～10%）内将油水界面张力维持至 10^-3 mN/m，在60 ℃下老化30 d后的油水界面张力无明显变化。随着盐度增加，由复配表面活性剂制得的乳液会 经历从Winsor I到Winsor Ⅲ再到Winsor Ⅱ的相转变过程，中相乳液体积较大，乳液稳定性好。NaCl加量为8% 时，配比为1∶1和2∶3的复配表面活性剂乳液的平均粒径均达到最小值，分别为7.52、10.01 μm。此外，该配比下 的复配表面活性剂溶液还具有良好的增溶效果，油增溶量分别高达68、64 mL/g。具有低界面张力和高润湿角的 PNC/DP6E6S复配体系有利于低渗透储层的降压增注。与水驱相比，配比为1∶1和2∶3的表面活性剂体系的降 压率分别可达到28.9%和23.9%，采收率提高21.85百分点和18.92百分点。PNC、DP6E6S配比为1∶1的复配表面 活性剂体系降低毛细管力的能力强于配比为2∶3的体系，降压增注效果更好。

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，并展现出优异的油水界面特性。 但是其主要成分硫化钼纳米片对油水界面微观特性影响仍不明确。应用Lammps建立硫化钼纳米片模型，首先 就硫化钼纳米片尺寸进行优选。在常温常压（298 K，1 atm）条件下，针对优选出的硫化钼纳米片尺寸对油水界面 影响进行分子动力学模拟研究，分析硫化钼纳米片在油水界面的吸附形态、纳米片与油水界面交角对界面的影 响以及纳米片应力分析。模拟结果表明：30 ?×40 ?尺寸的硫化钼纳米片在油水界面作用时效果最佳；硫化钼纳 米片的存在，影响油水界面密度、厚度、界面交角、界面覆盖率；明确了硫化钼纳米片在油水界面作用机理：纳米片 上各点位应力影响其交角，交角影响界面覆盖率，但交角与界面覆盖率之间又存在相互竞争关系影响油水界面张 力的波动。本研究明确硫化钼纳米片对油水界面特性的影响，为2-D纳米黑卡驱油机理研究奠定理论基础。

摘要:胜利油田稠油油藏开发存在原油黏度大、流动性差等问题，导致水驱采收率不理想。针对这一问题，以乳 化不稳定系数、油膜收缩速率和最小乳化转速为指标，构筑了由甜菜碱类表面活性剂（CBT）与阴离子/非离子表 面活性剂（ASC）组成的乳化-剥离双效体系。通过室内填砂流动实验评价了该双效体系对稠油的乳化和剥离能 力，并利用微观模型研究了其作用机理。结果表明，CBT对稠油具有优异的乳化性能和大幅降低油水界面张力 的作用，ASC对稠油具有良好的剥离能力，而复配体系兼具优异的乳化和剥离性能。双效体系通过乳化残余油， 提高了洗油效率，改变了液流方向。同时，该体系的润湿和渗透作用促进了固体壁面上油膜的收缩剥离。CBT、 ASC质量比为3∶2的复配体系在质量分数为0.3%的条件下，采收率达到50.36%，相比于水驱提高了14.18百分 点，这对高效开发稠油油藏具有重要的指导意义。

摘要:为了提高超稠油油藏乳化降黏开发的效率，首先以丙烯酰胺（AM）、N，N-二甲基甲酰胺（DMF）、溴代烷烃 和溴化苄等为原料制得功能单体N-苄基-N-烷基丙烯酰胺（DTAM），然后再以AM、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸 钠（AMPS）和DTAM为原料制得两亲型聚合物（PBS-2）。采用红外光谱仪、核磁共振波谱仪和元素分析仪对聚 合物的结构进行了表征；以合成产物的降黏率为评价指标，对PBS-2的合成条件进行了优化；评价了PBS-2的界 面活性、润湿性能和对不同黏度稠油的乳化降黏性能。结果表明，PBS-2的最佳合成条件为：AM、AMPS、DTAM 物质的量比为90∶4∶6，单体总质量分数为25%，引发剂偶氮二异丙基眯唑啉盐酸盐的质量分数为0.4%，反应温 度为50 ℃，反应时间为6 h。PBS-2的界面活性较强，当其质量浓度达到3 g/L时，即可将油水界面张力值降至 10^-2 mN/m数量级。PBS-2的润湿性能较好。PBS-2溶液的质量浓度由0增至5 g/L时，其与稠油之间的接触角由 113.2°降至32.9°，稠油表面的润湿性由亲油转变为亲水。PBS-2对超稠油的乳化降黏效果较好，当质量浓度为3 g/L时，对黏度为10.5～112.5 Pa·s的超稠油样品的降黏率可以达到99%以上。合成的两亲型聚合物PBS-2能有 效乳化剥离稠油，改善稠油的流动性，满足超稠油乳化降黏的需求，为超稠油油藏化学降黏开发提供借鉴。

摘要:塔河油田特超稠油在井筒掺稀降黏开采过程中掺稀比高、频繁上返异常，难以实现经济有效开采。针对塔河特超稠油高沥青质含量的特点，以1，3-丙二醇、仲钼酸铵和硝酸镍为原料，研发了一种基于γ-Al₂O₃载体的高孔隙度Ni-Mo 催化剂，评价了其地面改质降黏效果。结果表明，三叶形γ-Al₂O₃催化剂载体具有圆柱形孔隙结构，孔隙直径以5～11 nm为主。Ni-Mo 催化剂可以将特超稠油的黏度（50 ℃）从28 200 mPa·s降至298 mPa·s，降黏率为 98.94%，密度从 1.0070 g/mL 降至 0.8724 g/mL；同时，饱和烃的含量显著增加，胶质和沥青质的含量大幅降低。地面催化改质降黏与改质稀油回掺相结合的开采技术能有效降低特超稠油黏度，地面催化改质效果良好，可有效节约掺稀油用量，提升开采效果。

摘要:为了改善地面管网含硫酸性高温环境的腐蚀问题，用微波法合成了一种N掺杂碳点缓蚀剂NCDs，采用电化学和失重法测试了NCDs在25、60、90 ℃下对N80 钢片在模拟溶液中的缓蚀作用。结果表明，在相同NCDs浓度下，随温度的升高，缓蚀效率降低。在25 ℃下，缓蚀剂NCDs质量浓度为150 mg/L 时的缓蚀效率达到最大，达94.16%；在 60 ℃下，NCDs 质量浓度为 200 mg/L 时的缓蚀效率最大，为 82.92%；在 90 ℃下，NCDs 质量浓度为150 mg/L 时缓蚀效率达到 69.59%。对腐蚀形貌分析发现 90 ℃时，钢片表面的腐蚀坑深度和数目最多。吸附等温曲线表明，NCDs 在 90 ℃时吸附平衡常数最大，但高温会使其局部腐蚀更严重。此外发现N掺杂碳点的吸附类型为物理与化学混合吸附。该碳点缓蚀剂可有效解决地面管道高温下的腐蚀，延长使用寿命。

摘要:诱发沥青质沉积因素众多，而无机盐及矿物对沥青质稳定性的影响及其与沥青质之间的作用机理尚不明确。针对4个存在沥青质沉积问题油区的原油和沥青质沉积物样品，采用四组分分析、高温模拟蒸馏、傅立叶变换红外光谱和X射线荧光能谱等测试方法，对原油组分组成和元素以及沥青质沉积物元素和水溶液物性参数分别进行了测定和分析，并评价了无机盐对沥青质分散剂性能的影响。实验结果表明：原油样品A发生沥青质沉积是由于原油中含有不稳定沥青质簇，胶体不稳定指数CII 值达到1.1。而原油样品B和C则是由于原油被钻完井液污染所致。原油及沥青质沉积物样品中大部分无机元素来源于储层环境，而Br元素则来源于钻完井液中的溴化盐。无机溴盐能够与沥青质分子产生离子-离子或离子-偶极的强引力作用，破坏原油中胶体稳定性。无机盐浓度的降低会削弱无机盐离子对沥青质和分散剂分子之间相互作用的干扰，大幅提升分散剂性能。研究成果可为预防沥青质沉积、缓解沉积伤害提供了参考和借鉴。

摘要:随着我国油气勘探开发逐渐向海洋及更深部地层不断扩展，以及磺化类材料被提议列入我国“危险废弃物名录”，开发水基钻井液用非磺化抗高温降滤失剂已成为当前的紧迫任务。通过梳理国内外水基抗高温绿色非磺化降滤失剂的相关研究，概述了高温水基钻井液非磺化降滤失剂的研究进展。将非磺化降滤失剂主要分为3类：改性天然高分子类、人工合成高分子类和有机/无机复合纳米类。涵盖改性淀粉、改性腐殖酸、改性低聚糖、合成聚合物、改性树脂、石墨烯、其他纳米类材料等类型。重点综述了非磺化原材料的选择、制备方法、产品性能及作用机理。通过分析各类抗高温非磺化类降滤失剂的优缺点和适应性，预测了未来的发展趋势。改性天然高分子类在夯实醚化、酯化、交联、接枝等方法的基础上，将朝着复合改性方向发展，以平衡其无毒可降解性能和抗温性能；人工合成高分子类和有机/无机复合纳米类具有明显的抗温优势，重点在于成本与性能间的平衡，非磺化单体的选择及生产工艺的简化是关键。

摘要:随着中国碳中和目标的推进，石油领域作为碳排放大户，面临着较大的碳减排压力。以页岩气压裂返排液低碳处理为目标，分析了页岩气压裂返排液水质特点及潜在影响，介绍了现有处理技术及原理，指出页岩气压裂返排液处理应从减少污染物排放总量、能源回收与利用、节能降耗3个方面着手，应大力发展和推广少水或无水压裂技术、清洁压裂液工艺技术、新型微生物处理技术、压裂返排液节能处理技术、新能源替代技术、智能设备节能技术在油气田开发过程中的应用，以确保页岩气的合理开发与可持续发展。

摘要:低聚表面活性剂作为一类高效低耗的新型表面活性剂，在三次采油、医药、工业缓蚀等领域展现出良好的应用前景。低聚表面活性剂由两个或更多两亲基元通过联接基团以化学键的方式联接而成，其结构介于单链表面活性剂和聚表面活性剂之间。联接基团拉近了分子中多个两亲基元的距离，使其表现出更强的聚集能力。同时，联接基团结构和分子空间拓扑结构更加多样化，使其具备了更加丰富的构象和聚集形貌转变过程。上述特性使其作为高效低耗型油田化学剂和响应性软物质材料方面独具优势，但其合成难度大，限制了该类表面活性剂的系统研究。基于此，详细归纳了线状、星状和环状3类不同空间拓扑结构的低聚阳离子表面活性剂的合成方法。着重介绍了以多元醇、多元胺、多元酚、多元环氧化合物、多元羧酸（酯）等作为原料，利用其所含的羟基、氨基、羧基、酯基等活性反应基团来制备作为联接基团骨架的星状中间体，然后将中间体末端进行季铵化反应，制得星状低聚阳离子表面活性剂。通过对3类低聚表面活性剂合成路线的总结，建议将来利用酯化反应、酰胺化反应、席夫碱反应、开环反应等的组合来设计合成具备刺激响应性及良好生物相容性的低聚阳离子季铵盐表面活性剂。

摘要:随着油气藏类型和井筒结构愈加呈现出多样化和复杂性，要想实现复杂油气藏和复杂井况的油气资源经济有效动用，先进、高效、稳定的提高采收率技术和增产措施至关重要。泡沫因其密度小、黏度高、能有效保护油气层、调剖堵水能力强以及驱油机理完善等性能，在钻完井、固井、储层保护、储层改造和提高采收率等领域都取得了较好的现场应用效果。本文在介绍泡沫相关理论的基础上，归纳总结了近年来泡沫流体在非常规油气藏开发各个领域的室内研究与矿场试验，分析了泡沫流体提高采收率和增产措施的优缺点，并展望其未来发展方向。