摘要:为满足日益严苛的环保要求，通过测试乳化剂、内相盐、基液等的生物毒性及降解性，研究植物油酸及其酯 类衍生物类乳化剂BIO-EMUL与BIO-COAT复配乳化剂溶液与BIO-OIL形成的油包水乳液的电稳定性、乳化效 率以及BIO-EMUL 与BIO-COAT 复配乳化剂溶液与BIO-OIL 间的界面张力和界面流变性，以BIO-EMUL 和 BIO-COAT为基础，结合基液BIO-OIL 以及乙酸钠溶液，构建了一种环保非水基钻井液体系，并研究了该钻井液 的基本性能和抗污染能力。结果表明，BIO-EMUL、BIO-COAT能有效降低油/水界面张力，形成破乳电压达350 V，乳化效率达95%的油包水乳液。该体系的LC₅₀为28 200 mg/L，BOD₅/COD_Cr＞0.25，是生物毒性低，降解性良 好的环境友好型油包水乳液。配制的钻井液体系适用密度范围广，抗污染能力强，为今后环保非基钻井液体系 及材料的研究提供了基础。

摘要:为改善页岩油气水平井钻进过程中因钻井液封堵性能差而引起的井壁失稳问题，首先，对川南龙马溪组页 岩组成和井壁失稳的原因进行了分析；然后，以十六烷基三乙氧基硅烷、氨丙基三乙氧基硅烷和活性碳纳米管为 原料，合成了油基钻井液用纳微米封堵剂（NP-1），分别利用红外光谱分析、热重分析、透射电镜和表面润湿性测 试分析其结构和物理化学特性，考察了其与油基钻井液的配伍性；最后，通过岩心突破压力、压力传递、三轴抗压 强度等测试评价其封堵性能，分析了纳微米封堵剂的作用机理，并进行了现场应用。结果表明，川南龙马溪组页 岩纳微米孔喉较发育，毛细自吸现象严重，使得液相不断侵入井壁，最终导致井壁失稳。NP-1 的直径为30～50 nm，长度处于微米级别，表面疏水亲油，在385.2 ℃以下的热稳定性良好。NP-1 与油基钻井液具有良好的配伍 性和稳定性。在常规油基钻井液中加入3% NP-1，在180 ℃下老化热滚16 h 后的高温高压滤失量由2.8 mL降至 1.8 mL。含有NP-1 的油基钻井液能有效封堵岩心端面，从而提高岩心突破压力，阻止岩心压力传递，稳定岩心内 部结构和抗压强度，实现维持井壁稳定的目的。现场应用结果表明，NP-1 能有效改善邻井因钻井液封堵能力弱 而引起的井漏、井壁失稳等技术难题，处理后的平均井径扩大率仅为5.61%。该纳微米封堵剂在油基钻井液中对 页岩具有优异的封堵效果，为川南类似复杂页岩气井的高效钻探提供了借鉴。

摘要:以笼状低聚倍半硅氧烷（POSS）为有机/无机杂化组分，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2 甲基丙磺酸 （AMPS）、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵为反应单体，通过乳液聚合法制备了一种有机/无机复合降滤失剂 PAAD，并分析了PAAD在高温高钙环境下对膨润土基浆流变性和滤失性的影响。研究表明，降滤失剂PAAD结 构中POSS与聚合物基质相容性好，在水溶液中可形成交联网状结构，热分解温度超过300 ℃，200 ℃下其水溶 液仍具有较高黏度。PAAD在膨润土基浆中具有增黏降滤失作用，在10% CaCl₂含量下，2.0% PAAD可使膨润土 基浆在150 ℃下老化16 h 后的滤失量由150 mL降低至15.4 mL，且形成了致密滤饼。微观分析表明PAAD屏蔽 了高温高钙对膨润土颗粒的不利影响，有效维持膨润土颗粒的分散稳定性。POSS粒子研究前景广阔，未来可进 一步探究改性POSS粒子对聚合物抗高温性能的影响。

摘要:选用丙烯酰胺（AM）、烯丙基聚氧乙烯醚（APEG）、丙烯酸二十二烷酯（DA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸 （AMPS）为反应单体，以偶氮二异丁腈（AIBN）为引发剂、十二烷基硫酸钠（SDS）为表面活性剂，通过自由基胶束 聚合法，开展了梳型共聚物PMAS合成的逐级放大实验，研究了放大规模下PMAS的增黏性、抗温性、抗盐性和 抗剪切性，评价了放大后PMAS 在钻井液中的增黏性能。结果表明，采用3 级不同的聚合规模放大后制得的 PMAS存在一定的放大效应，但放大前后的PMAS始终具有较好的增黏、耐温抗盐和抗剪切能力；在190 ℃老化 16 h 后，加有质量分数为1%的PMAS的低盐钻井液和饱和盐水钻井液的表观黏度保留率分别为61.4%和60.0%， 放大后PMAS抗温耐盐性能明显优于国内商用增黏剂80A-51，具有良好的市场推广应用前景。

摘要:针对大裂缝、孔洞性恶性漏失以及含水层的恶性漏失，为了解决水泥浆堵漏存在水泥浆无法驻留、易被水 稀释、胶结强度差、堵漏效果差的问题，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷 酮（NVP）和疏水单体MJ-16 的共聚后水解方式制备了四元高分子凝胶，将凝胶加入水泥浆中形成凝胶水泥浆复 合堵漏体系，研究了复合体系的抗水稀释性能、流变性、驻留能力以及抗压强度。结果表明，该凝胶高温下具有 良好的流变性能，表现出较好的抗温性能。凝胶与水泥、缓凝剂、消泡剂形成的凝胶水泥体系流动度达21 cm、稠 化时间可调，可安全泵送；体系入水仍为一体，在150 r/min 的搅拌速度下未被水稀释，具有良好的抗水侵性能；体 系通过1 mm裂缝的时间是普通水泥浆的10 倍以上，具有良好的滞留能力，能够停留在漏层入口处堆积，且抗压 强度达到7 MPa以上。该凝胶水泥体系特别适用于大孔道、大裂洞、暗河及含水层的漏失堵漏。

摘要:针对目前凝胶堵漏材料注入性差、高温成胶时间短等问题，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸为单体， 偶氮二异丁脒盐酸盐为引发剂，聚乙烯亚胺和N，N^'-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，以自由基聚合与聚合物交联 相结合的方法，研发了一种具有成胶强度高、高温成胶时间可控等优点的高温延迟交联聚合物堵漏剂PM-1，并 通过正交实验和单因素实验得到了PM-1 的最优制备条件，评价了PM-1 的注入性、成胶性和堵漏性，并分析了 PM-1 的高温延迟交联机理。结果表明，堵漏剂PM-1 的最佳制备条件为：单体质量分数为10%（AM、AMPS物质 的量比为4∶1），聚乙烯亚胺加量为0.4%，N，N^'-亚甲基双丙烯酰胺加量为0.2%，偶氮二异丁脒盐酸盐加量为 0.1%，自制聚合物BRZ加量为1.2%；该堵漏剂具有良好的注入性能；堵漏剂在130 ℃下老化96 h 后仍可封堵粒 度1.7～4 mm的砂层，与惰性材料所形成的复合凝胶对5 mm的裂缝漏层承压能力达6 MPa；添加0.4%聚乙烯亚 胺能够使堵漏剂的交联时间延长3～5 h，可保证地下交联凝胶堵漏施工的顺利进行。

摘要:为了增强聚丙烯酰胺凝胶的强度，利用纳米纤维素制备丙烯酰胺/纳米纤维素复合水凝胶，通过质构仪和 流变仪研究了纳米纤维素对复合水凝胶拉伸性能、压缩性能、黏附性能及黏弹特性的影响，并利用扫描电镜观察 了复合水凝胶的微观结构。结果表明，添加纳米纤维素的复合水凝胶的拉伸强度、压缩应力、黏附力、弹性模量 及黏性模量均明显大于不含纳米纤维素的聚丙烯酰胺凝胶。当丙烯酰胺与纳米纤维素的质量比为5∶3 时，形成 的复合水凝胶的拉伸强度、压缩应力及弹性模量均达到最大。复合水凝胶的韧性增强效果明显，拉伸应力及黏 附力较聚丙烯酰胺凝胶提高近3 倍。与聚丙烯酰胺凝胶相比，复合水凝胶的网络结构更加致密，机械强度和与井 筒管壁的黏附效果更好，可用于油气田的欠平衡钻井。

摘要:页岩油原位转化的资源潜力巨大，属于中国油气的战略性替代资源。但是，低成熟度页岩油在原位转化过 程中极端高温会导致固井水泥石强度衰退。系统研究了改性材料六偏磷酸钠对铝酸盐水泥水化行为及在 650 ℃高温环境下应用性能的影响规律，并对其宏观性能和微观结构进行了深入探究。低场核磁共振分析测试 技术显示，改性材料六偏磷酸钠对铝酸盐水泥初期水化行为存在较为显著延缓作用，且可有效改善其流变性 能。50 ℃环境下，掺入六偏磷酸钠能显著降低铝酸盐水泥石的渗透率，但对强度提升不明显；650 ℃处理后，掺 入5%六偏磷酸钠的改性铝酸盐水泥石的抗压强度最高为47.19 MPa。铝酸盐水泥石在650 ℃处理前后水化产 物发生明显转化，主要是C₃AH₆和AH₃转化为C₁₂A₇和CA，其中，C₃AH₆和AH₃主要在180～400 ℃期间发生热分解。同时，压汞孔径分布显示，净浆铝酸盐水泥石以及5%六偏磷酸钠改性铝酸盐水泥石孔径范围主要分布在 100～1000 nm之间，且两种类型水泥石高温650 ℃处理后由于晶型的转化均导致孔隙明显增大。

摘要:为满足高压注水井带压作业对凝胶封堵体系的强度、成胶时间以及可破胶的性能要求，采用丙烯酰胺 （AM）/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）为二元聚合物体系、三羟甲基化合物（Smel30）为交联剂制备了一种 耐温抗盐凝胶封堵体系。研究了温度、无机盐、模拟油含量、剪切时间对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响， 同时研究了破胶剂过硫酸钠用量对凝胶体系破胶效果的影响。结果表明，温度由40 ℃升至100 ℃时，凝胶体系 的成胶时间由23.5 h 缩短至2.0 h、凝胶强度由39.4 Pa 增至88.6 Pa。无机盐可使聚合物链间距离减小，成胶时间 缩短，凝胶强度略有增加；3 种无机盐对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响从小到大依次为NaCl＜MgCl₂＜ CaCl₂。凝胶体系抗油污和抗剪切能力较强。加入1%～10%的模拟油可使凝胶体系的成胶时间由8 h 增至15 h， 凝胶强度的变化较小；在60 ℃、500 r/min 的条件下剪切60 min 后，成胶时间从7 h 增至17 h，但凝胶强度仍能保 持81%。凝胶体系的热稳定性较好，在60 ℃老化15 d 未出现明显脱水，且凝胶强度为67 Pa。过硫酸钠可以高效 低成本破胶，按体积分数为30%的量在凝胶体系中加入质量分数为30%的过硫酸钠，60 ℃下的破胶时间为20 h， 残液表观黏度为64.4 mPa·s，可以通过气体或清水将破胶残液顶替至地面，易于返排，满足现场施工要求。

摘要:：影响原油中沥青质稳定性因素多且复杂，而原油组分组成变化对沥青质稳定性的影响机理尚不明确。在 测定10 种不同原油油样密度、黏度、元素组成和四组分（饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质）含量的基础上，采用场发 射扫描电镜、傅立叶变换红外光谱、X射线荧光能谱和Zeta 电位评估等方法，研究了10 种原油油样的组分组成及 其与沥青质之间相互作用特征，明确了蜡、水和无机盐对沥青质稳定性的影响。研究结果表明，原油的密度和黏 度与重烃、轻烃含量之比呈正比，当沥青质含量增加时，原油中H含量和H、C物质的量比降低，非烃含量增加，沥 青质的稳定性降低。蜡和水会改变原油组分组成，影响沥青质稳定性。原油中无机、有机金属含量分别介于 0.0021%～0.0814%和0.0007%～0.0655%。钒和镍等有机金属会破坏沥青质的稳定性，而储层中无机金属则会 增强沥青质稳定性。沥青质沉积物表面存在大量带负电荷的无机微粒，导致其水溶液的Zeta 电位值为负。当 Zeta 电位绝对值越大时，沥青质的稳定性更好，说明由无机微粒产生的电荷可以稳定原油中的沥青质，降低沥青 质的聚集倾向。研究成果为有效预防沥青质沉积、缓解沉积伤害提供了参考和借鉴。

摘要:为了构造可长期适用于深穿透酸压工艺的稠化酸体系，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺基-2 甲基丙磺酸（AMPS）为原料，以及是否引入疏水单体AT100，分别制备了阴离子稠化剂PAP-1和疏水缔合稠化剂 PAP-2，考察了各反应条件对稠化剂性能的影响，并使用黏度计和高温流变仪对最佳反应条件下制备的稠化剂进 行了性能研究。确定了稠化剂PAP-1的最佳合成条件为：AM、AA和AMPS物质的量之比为90∶9∶1，引发剂占单 体总质量的0.03%，单体质量分数为25%，反应温度为55℃；稠化剂PAP-2最佳合成条件除疏水单体占其余单体 物质的量0.2%，其余与稠化剂PAP-1的一致。研究结果表明：常温下，0.8%稠化剂PAP-1和PAP-2在20%盐酸中 的酸溶时间分别为20、50min，酸液黏度分别39和54mPa·s，且与其余添加剂配伍性好。质量分数为0.8%的稠 化剂PAP-1和PAP-2与添加剂复配后，在160℃、170 s^-1下酸液黏度分别为10、31 mPa·s，黏度保留率分别为 25.6%和57.4%。相比于稠化剂PAP-1，稠化剂PAP-2具有更优异的增黏耐温性能。因此，稠化剂PAP-2完全满足 酸化压裂现场要求，在深井及超深井中有着良好的应用前景。

摘要:针对常规滑溜水减阻剂在高温、高矿化度下性能严重下降的问题，研制了免混配抗盐聚合物乳液为减阻 剂，并开展聚合物乳液配方优选研究。通过室内实验研究了清水和玛18水配制压裂液的流变性、黏弹性、降阻性 能、破胶性能及对岩心伤害情况，并进行了现场应用。研究表明：质量分数为0.05%～1.2%的抗盐聚合物乳液， 在高矿化度（21159.88mg/L）下黏度保持率在32.5%～62.5%之间，质量分数在0.2%～0.5%之间时能达到低矿化 度下质量分数为0.1%～0.2%的压裂液体系性能，且流体的弹性模量占主导地位。抗盐聚合物乳液降阻率比常 规聚合物乳液高4百分点以上。压裂液破乳液的表面张力小于28mN/m、与煤油间的界面张力不高于2mN/m， 残渣含量低于50mg/L，对岩心伤害较低。现场应用时采用聚合物浓度阶梯式增加的思路，砂浓度在30～270kg/m³ 时，聚合物质量分数范围应在0.15%～0.2%，砂浓度在300～360kg/m³时，聚合物质量分数范围应在0.2%～ 0.35%。进一步优化聚合物质量分数为0.15～0.35%，施工时降阻率可达到85%左右，试验井投产后效果较好，为 玛湖油田水平井有效使用聚合物压裂液体系提供一种合理技术方案。

摘要:预交联凝胶颗粒（PPG）被广泛用于治理油藏水流优势窜流通道，起到稳油控水的效果。为了解决常规共 价结构的PPG强度不足、剪切恢复性能差以及不耐盐的问题，以烯丙基-β-环糊精（烯丙基-β-CD、主体功能单体）、十六烷基二甲基烯丙基氯化铵（C16DMAAC、客体功能单体）、N，N’-亚甲基双丙烯酰胺（MBA、交联剂）和 丙烯酰胺（AM）为主要原料，研制了一种具有剪切恢复性能的共价-非共价协同交联结构的主客体包合超分子凝 胶颗粒（S-PPG）调剖剂。采用流变仪、激光粒度分析仪、光学显微镜系统探究了S-PPG的流变性能、膨胀性能和 耐盐性能。结果表明，主客体单体的最佳加量为总单体物质的量的2.5%与2.5%的S-PPG在地层水中膨胀24h 后，质量分数为0.6%时的弹性模量为73Pa，是常规PPG的3.04倍；屈服应力为120Pa，剪切黏度损失率为39%， 剪切恢复性能和屈服应力均为常规PPG的4倍左右；地层水中的膨胀倍数达23。此外，随着盐含量的增加， S-PPG的膨胀性能逐渐增强，在NaCl质量浓度为1×10⁵mg/L下的膨胀倍数达27.9，表现出优异的耐盐性能。本 文研究为油藏深部调剖提供一种具有潜力的抗剪切S-PPG材料。

摘要:为了控制海上油田油井过量产水，评价了地下成胶堵水体系（1%功能微球+3%功能单体+0.8%促胶剂）在 海上油田的注入性、封堵性、选择性、耐水冲刷性等性能，并进行了堵水先导性试验。研究表明，地下成胶堵水体 系从A级到I级强度的成胶时间长达134h，能满足现场施工对成胶时间的要求；体系具有良好的注入性，在渗透 率为1020×10^-3μm²的填砂管中，注入压力仅为0.28MPa，且随渗透率的增加而降低；体系具有良好的选择性、封 堵性及耐水冲刷性，能优先进入高渗窜流区域，成胶后对高渗窜流区域的封堵率达90%以上，连续用水冲刷100 PV，封堵率仅下降约5.0%；体系成胶后具有良好的耐候性，在65℃下浸泡60d后强度损失率仅为4.1%。现场先 导性试验结果表明，地下成胶堵水体系堵水效果明显，能有效控制目标井复杂来水，实现目标井的“降水增油”。

摘要:针对鲁克沁玉东区块高温高盐稠油的特性且现场应用的XHY-4泡沫体系驱油效果不理想的问题，研究了 具有稠油降黏作用的DY-2泡沫体系的降黏效果、泡沫稳定性、抗油性能、封堵能力以及驱油效果，并与XHY-4泡 沫体系进行了对比。实验结果表明，有效含量为0.1%的DY-2溶液与稠油按体积比1∶1混合后可使稠油黏度降 低82.5%。DY-2泡沫体系的泡沫性能优于现用XHY-4泡沫体系。DY-2泡沫体系在能显著降低稠油黏度的情况 下还能兼顾优秀的泡沫性能。DY-2泡沫体系（有效含量为0.1%）的发泡体积为445mL，泡沫半衰期为2186s，析 液半衰期为96s，泡沫综合指数为72.96×10⁴mL·s。DY-2泡沫体系具有较好的抗油性与封堵性，当含油量从0% 增加到20%的过程中，泡沫体系稳定性无明显下降；当岩心渗透率为750×10^-3～1250×10^-3μm²时，DY-2泡沫体系 的阻力因子能稳定在60左右。在双管驱替实验中，DY-2在对高低渗管分流率、综合含水率以及综合采出程度方 面的改善效果均优于XHY-4，采出程度增幅为16.2%，比XHY-4高出4.6百分点。DY-2泡沫体系可更好地满足玉 东区块泡沫驱提高采收率的技术要求。

摘要:生物表面活性剂为一种特定微生物代谢产生的具有表面活性的物质，通过在岩石表面的吸附来达到改变 其润湿性的目的，而润湿改性机制对油藏提高采收率至关重要。通过接触角的测定、洗油砂评价、液-固界面自 由能计算及分子动力学模拟等方法，研究了鼠李糖脂表面活性剂与疏水SiO₂ 表面间的相互作用，并对其吸附特 性和润湿改性机制进行了阐释。结果表明，鼠李糖脂可快速改善亲油玻片表面的润湿性。经10%鼠李糖脂溶液 浸泡12h后，亲油玻片的接触角从111.6°降至32.7°。鼠李糖脂溶液对油砂的最佳洗油有效加量为30%，洗油效 率可达84.83%，原油黏附功降低了98.4%。通过液-固界面自由能计算得到去离子水与鼠李糖脂溶液作用后的亲 油玻片间的自由能为-140.2mJ/m²，远低于去离子水与原始亲油玻片间的自由能（-52.1mJ/m²）。分子模拟计算 结果表明，鼠李糖脂分子主要通过氢键这一强作用力吸附在亲水SiO₂ 表面，其与亲水界面的吸附结合能达到 29.7 eV；而鼠李糖脂分子与疏水SiO₂ 表面的作用力为静电力和范德华力等弱作用力，导致其与疏水界面的吸附 结合能仅为12.2eV。结合液-固界面自由能和分子模拟计算结果推测，鼠李糖脂分子相较于原油极性分子具有 更强的界面竞争吸附能力，从而使其易于锚定到亲水表面、最终替换油性分子，达到提高洗油效率的目的。研究 结果可为构建以鼠李糖脂为主的生物润湿调控驱油体系提供理论支撑。

摘要:为了实现油田的绿色高效开发，通过芽孢杆菌3096-3（Bacillussp.3096-3）代谢产物脂肽类表面活性剂与希 瓦氏菌CD-8（Shewanella sp. CD-8）还原产物纳米铁颗粒进行复配，形成一种绿色、环保、高效的新型生物纳米驱 油体系。通过液相色谱-质谱分析（HPLC-MS/MS）、红外吸收光谱分析（FT-IR）、X射线粉晶衍射仪（XRD）、和扫描 电子显微镜（SEM）、粒径与Zeta电位分析等方法对菌株的代谢产物、还原产物以及复配体系的分散稳定性进行了 表征，并探究了复配体系的乳化性能与提高采收率的能力。实验结果表明，由脂肽类生物表面活性剂和纳米铁颗 粒复配而成的生物纳米驱油剂体系具有良好的分散稳定性，乳化性能与纳米铁颗粒浓度呈正相关关系；在实验 条件范围内，渗吸采收率随纳米颗粒浓度与温度的升高而增加，在温度为70℃下纳米铁颗粒浓度为100mg/L时 的生物纳米驱油剂体系渗吸采收率最高可达56.80%，渗吸采收率效果优于单一的生物表面活性剂与纳米铁流 体。所研制的生物纳米驱油剂体系为油田的绿色开发提供了一种可行性的方法。

摘要:油田生产中含油污泥无害化处理困难、成本高，含油污泥回注是一种低成本的无害化处理技术。常规回注 调剖法仅能回注粒径较小的含油污泥颗粒，不能充分回收利用含油污泥。为此，将含油污泥颗粒经球磨处理至 微纳米尺度，并添加石油磺酸盐类表面活性剂，通过搅拌、超声、离心形成稳定的驱油体系，研究了含油污泥微纳 米颗粒驱油体系的粒径分布、乳化能力和驱油性能。结果表明，驱油体系中含油污泥微纳米颗粒的粒径中值为 158 nm。该体系在室温（25℃）下静置4d后仍能保持较好的悬浮性，油水完全分离的时间≥5min；在60℃下与 煤油的界面张力为7.4×10^-3mN/m，乳化能力较强。由于乳化与封堵的双重作用，含油污泥微纳米颗粒驱油体系 的注入能力和驱油效果好于表面活性剂驱，适用于中低渗透油藏。在60℃、注入量为0.5PV、注入速度为1mL/ min的条件下，其驱油效率较水驱提高约20百分点，较表面活性剂驱提高约8百分点。含油污泥微纳米颗粒驱油 体系的制备方法可完全处理含油污泥，实现含油污泥的高效再利用。

摘要:对低渗透油藏注入性差、洗油效率低，水驱无法有效提高采收率等问题，提出了一种低界面张力小分子 驱油剂（LST溶液）提高低渗透油藏采收率新技术，评价了该驱油剂的界面活性、增黏性、乳化性、润湿性及其油 藏环境适应性和驱油效果。结果表明，该驱油剂具有良好的界面活性和增黏性。在6788.23mg/L的矿化水中， 质量分数为0.4%时的LST溶液的油水界面张力为0.012mN/m，且黏度与油藏原油黏度（3.4mPa·s）相近。LST 溶液具有较好的油水乳化能力，可改善油藏水润湿性。在47.2℃、油水比为1∶1的条件下，LST乳状液的稳定时 间为120min。岩心经LST溶液处理后，水相接触角由57.0°降至12.5°，油相接触角由24.3°增至38.6°。LST溶液 具有良好的静态抗吸附性能，经岩心3次吸附后，LST残液与原油间的界面张力仍能达到10^-2mN/m数量级，黏度 达2.895 mPa·s，乳状液静置10、120min的析水率分别为38.6%、73.4%。LST溶液的耐盐性能较好。在矿化度为 16 570 mg/L的环境下，其油水界面张力低于7×10^-2mN/m、黏度为3.06mPa·s。LST溶液的驱油效果较好，可有 效封堵高渗透孔道，启动低渗透孔道残余油。注入0.4PV0.4%LST溶液可使均质岩心（0.05μm²）的水驱驱油 效率提高11.21百分点，非均质岩心（级差3～10）水驱后的综合采收率提高6.55百分点～19.41百分点。LST 溶液可以实现低剂量或低成本有效提高水驱采收率，在低渗透非均质油藏化学驱提高采收率方面具有较好的 应用前景。

摘要:苏里格上古气藏普遍含有凝析油，部分集气站的凝析油采出液乳化严重，对集气站的正常生产影响较大。 以苏里格气田凝析油采出液为研究对象，开展典型区块采出液乳化特征分析及乳化影响因素研究。结果表明，5 个站点采出水凝析油乳状液的组成差异较大，乳状液的稳定与Zeta电位和矿化度呈现良好的对应关系，Zeta电 位的绝对值越大，乳状液越稳定，水相矿化度越高，乳状液的稳定性越低。5个采出水乳状液中醇类质量分数为 1.48%～4.80%，酯类质量分数为2.08%～6.34%，醇类和酯类极性有机物会在界面上与亲水性的表面活性剂形 成复合界面膜，有利于形成凝析油乳状液。苏里格气田乳状液总体上是以水相为连续相、油为分散相（O/W）； 对于部分油滴，油为连续相，水为分散相（W/O），最终形成复杂的水包油包水（W/O/W）型。随着泡排剂、固体 悬浮物用量的增加，凝析油模拟乳状液体积分数均呈现先增大后减小的趋势。当泡排剂质量分数为0.6%、悬 浮物质量分数在0.4%时，凝析油模拟乳状液体积分数最大，而缓蚀剂浓度对凝析油模拟乳状液形成体积无明 显影响。

摘要:为了清除油气田开发过程中产生的具有结垢致密、溶解度低以及不溶于酸碱等特点的硫酸锶钡垢，采用化 学除垢技术，首先筛选了一种螯合主剂，再优选了不同助剂，利用他们之间的协同增效以及改性作用，通过单因 素实验确定了最优的硫酸钡/锶垢除垢剂配方为：10% DTPA+6%水杨酸+0.03%聚丙烯酸钾、0.2%吐温-80，同时 考察了不同pH、温度以及反应时间下的除垢效果的影响，结果表明，当pH值为12、温度为80 ℃、反应时间为8 h 时除垢效果最佳，在此条件下对硫酸钡和硫酸锶以及实际垢样的除垢率分别为79.41%和80.56%以及59.7%。该 除垢剂具有除垢效率高、除垢时间短及成本较低的优点，在油气田除垢方面具有广阔应用前景。

摘要:为分析杀菌剂在采出液环境中于垢层存在条件下的渗透性能及对应的渗透机理，以聚六亚甲基单胍盐酸 盐（简称单胍）与戊二醛为代表，在现场垢层条件下研究两种药剂在水中的渗透性能。通过氮气吸附-脱附法表 征垢样的孔径分布，并通过动态光散射方法分析垢层在3.5% NaCl 溶液中的截面荷电情况。分别在506.7 nm与 232.2 nm处建立单胍和戊二醛在3.5% NaCl溶液中的标准曲线。利用自建渗透装置和吸光度-浓度标准曲线，通 过紫外-可见分光光度计监测单胍与戊二醛在不同渗透时间下的渗透行为。结果表明，现场两种垢样主要由碳 酸钙与硫酸钡组成，平均孔径分别为0.43、0.27 μm；其Zeta 电位均随溶液pH值的增加呈现由正变负的趋势，等电 点分别为4.14 与4.56。两种垢样浸入NaCl 溶液后，界面呈负电性，Zeta 电位分别为-6.56、-5.14 mV。在25 ℃ 下，历经15 d 的渗透监测，单胍呈现先慢后快的渗透行为，最高渗透比例为17.70%；戊二醛则表现出先快后慢的 渗透行为，最高渗透比例为38.75%。垢样孔径直接影响杀菌剂的渗透总量，但不改变其渗透规律。与垢层间的 静电作用导致单胍的早期慢渗透；而物理筛分效应决定戊二醛的渗透量。研究结果为现场杀菌剂的筛选及其与 其他药剂的协同配伍提供借鉴。

摘要:吡啶季铵盐和锑盐常常作为高温酸化缓蚀剂的组分，将两者复配协同增效也常常被应用于高温酸化的缓 蚀剂应用中。运用高温高压化学浸泡和电化学测试技术，研究了2-甲基吡啶季铵盐（BDJ）与不同浓度Sb₂O₃在 20%HCl中对N80 钢的协同缓蚀作用，并通过接触角测试、扫描电子显微镜（SEM）、能谱分析（EDS）、X射线衍射 技术（XRD）及全反射红外光谱（ATR）探究了高温高压下缓蚀剂BDJ+Sb₂O₃的成膜性能，并提出了高温酸化条件 下BDJ与Sb₂O₃协同缓蚀成膜的机理。研究表明：BDJ与Sb₂O₃协同缓蚀作用明显，且Sb₂O₃随着浓度增加，缓蚀 效果显著提升，当加入2% BDJ+0.5% Sb₂O₃时，N80 钢片在20%盐酸中的腐蚀速率可降至18.0 g/（m²·h），远低于 标准要求的腐蚀速率［45 g/（m²·h）］，且缓蚀效率超过95%。混合缓蚀剂导致腐蚀电位正移，降低了腐蚀反应的 热力学倾向。缓蚀剂协同作用形成了锑单质+BDJ的复合相膜，进而有效地增加界面接触角，抑制酸腐蚀。

摘要:自愈合材料是一类受外界作用损坏后本身能自我愈合的材料，对于延长材料使用寿命，消除安全隐患，降 低维护成本具有重要意义，近年来在油气钻采领域取得了广泛研究与应用。基于不同的愈合方式将自愈合材料 分为外援型和本征型，系统概述了外援型（微胶囊、油气激活型材料、压差激活密封剂）和本征型（物理自愈合、化 学自愈合）自愈合材料的愈合机理及特点。物理自愈合主要有氢键、疏水缔合、静电、主客体识别等作用，化学自 愈合主要有亚胺键、酰腙键、双硫键等的结合与断裂。总结了不同类型自愈合材料在固井、井下管件修复、防漏 堵漏、固壁、降滤失、调剖堵水等领域的研究现状，并对其发展前景进行展望。

摘要:井漏是制约油气钻井工程质量和效率提高的主要技术问题。提高一次性堵漏成功率是保障全球油田“安 全、高效、经济”钻井的迫切需求。总结了钻井液漏失机理，介绍了架桥、高失水、固化、聚合物凝胶类、智能材料 等各类堵漏材料的性质和相互作用机理，明确了各堵漏材料存在的问题。桥接堵漏材料价格低廉、操作简单、来 源广泛、对钻井液流变性的影响小，但其粒径与地层漏失通道匹配性差，配方复杂。高失水类堵漏材料使用简 单、见效快、封堵成功率高，但其组成复杂、失水速率难控制、不易解堵。可固化类堵漏材料拥有高的承压封堵能 力，价格便宜，配制和操作工艺简单，但施工安全风险高。聚合物凝胶类堵漏材料对漏失通道的自适应性强、有 良好的黏滞阻力和抗剪切稀释能力。然而，其抗高温能力较低、长期封堵性较差、与钻井液配伍性差、成胶时间 不易控制。智能类堵漏材料可智能适应各种复杂地层、针对性强、对地层伤害性小，但其堵漏机理需进一步完 善，材料的适应性需进一步提高。提出了堵漏材料未来发展的方向，如研发智能型堵漏材料和深井与超深井高 温井钻井液堵漏材料。

摘要:油井水泥浆沉降稳定性是水泥浆施工性能的重要指标之一。随着勘探开发逐步朝着深井、超深井方向发 展，特别是近年来井深接近万米，井底的温度将达到240 ℃以上，对油井水泥浆的稳定性提出了的更高的要求。 传统悬浮剂往往在提高悬浮稳定性的基础上，对水泥浆流变性造成不利影响，不利于复杂井况固井施工。针对 油井水泥悬浮剂的国内外研究现状进行调研，系统阐述了悬浮剂主要种类及其作用机理，重点对当前悬浮剂研 究的优化情况进行分析，包括无机和有机高分子材料优选复配和共聚单体优选或接枝共聚等技术，为今后油井 水泥悬浮剂研发提供借鉴。

摘要:深部调剖-驱油技术是提高油藏采收率的重要手段。首先从水窜关键问题分析及残余油高效驱替关键问 题分析两个方面，阐述了油藏深部调剖-驱油的两个主要矛盾：调剖剂注入性与油藏深部水窜通道封堵的矛盾以 及深部调剖与剩余油驱替的矛盾。重点综述了油藏深部调剖技术的原理以及在低渗透油藏中的研究应用，指出 了各技术的优势及存在问题，并分析了我国深部调剖-驱油技术发展趋势。

摘要:针对低渗特低渗等非常规油藏注水开发存在水注不进液采不出的难题，系统论述了微乳液驱对低渗油藏 降压增注、调剖堵水、储层保护等提高采收率的驱油机理，注入油藏中微乳液黏度高于水，相比水驱能够改善油 水流度比，减小驱替液的黏性指进，微乳液与油接触也会产生超低界面张力，降低毛管阻力，改变岩石润湿性，扩 大油藏宏观波及体积。另外，微乳液在流经油藏的孔吼通道时，也会通过对原油增溶、黏弹性拖拽等协同作用， 提高油藏洗油效率。同时，也对几种对低渗油藏驱油适用性较好的微乳液（超临界CO₂微乳液、纳米微乳液、原 位乳化微乳液和微乳液泡沫）的类型和性质进行了论述。并论述了不同类型微乳液在实际现场低渗透油藏降压 增注提高采收率中的应用效果，微乳液驱能普遍使低渗油藏中注水井注入压力降压35%以上，油井的增油效果 也较好。通过该论述旨在为当前低渗透等非常规油藏应用微乳液驱油提高采收率技术提供一定的理论借鉴。

摘要:为了减少来稿中的文字错误，对日常编辑工作中常见的几组易混淆字词进行了辨析，包括配制与配置，瓜 尔胶与胍胶，黏度与粘度，的、地、得，氨、胺、铵。通过分析配制、配置的释义，在科技期刊中涉及溶液的制备时应 使用“配制”。“瓜尔胶”为规范科技名词，在油气行业不应使用“胍胶”。黏度是流体的一种物理属性，用以衡量流 体的黏性，应写为“黏度”。“的”“地”“得”3 个结构助词应注意区分，使书面语言精确化。通过分析氨、胺、铵的定 义、结构和性质，以及油田化学领域常见的与氨、胺、铵相关的化学试剂名称示例，为科技工作者和科技期刊编辑 人员正确、规范使用提供参考和借鉴。