摘要:针对目前油井水泥降失水剂高温条件下耐温性差的问题，通过分子结构设计，以丙烯酰胺（AM）、对苯乙烯 磺酸钠（SSS）、双温敏单体N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAA）与N，N-二乙基丙烯酰胺（DEAA）为原料，通过水溶液 自由基聚合法制备了一种耐高温降失水剂（LHF-1L）。以失水量为评价指标，对合成条件进行了优选，同时对 LHF-1L进行了结构表征和性能评价。结果表明，在AM、SSS、DMAA、DEAA物质的量比为4∶6∶2∶0.5，引发剂为 单体总质量0.75%的过硫酸钾（KPS）溶液，反应物溶液pH值为7，反应温度为65 ℃，反应时间为4 h 的条件下制 得的LHF-1L的降滤失性能最佳。在220 ℃、7%加量下的失水量为42 mL。FT-IR、TG和GPC测试结果表明，4 个单体均成功参与聚合并生成目标产物。当温度达到273 ℃后，LHF-1L才出现明显的热损失，其多分散系数为 1.396，数均分子量为171 351 g/mol。此外，LHF-1L 对水泥浆流动度和水泥石抗压强度发展的影响较小。在 220 ℃下，在水泥浆中加入7% LHF-1L后的失水量仍能控制在50 mL以内。在150 ℃、94.4 MPa下，LHF-1L不 会使水泥浆急剧增稠和超缓凝，稠化曲线正常，未发生异常胶凝现象。采用双温敏单体制备LHF-1L，增强了其 在高温下的温敏疏水缔合作用，从而提高了高温降滤失性能，可以满足高温条件下的固井技术需求。

摘要:基于薄层油气资源开发中控制缝高和低排量的需求，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基 丙磺酸（AMPS）、2-丙烯酰胺基乙基溴化铵（DAMAB）、烷基酚聚氧乙烯醚（NP-10）等为原料，通过水溶液自由基 胶束聚合法合成聚丙烯酰胺嵌段共聚物（PMASD）。采用荧光分光光度计、流变仪和扫描电子显微镜研究了 PMASD的临界缔合浓度、黏弹性和微观结构；同时，研究了PMASD压裂液的静态、动态携砂性能，并与聚丙烯 酰胺滑溜水进行对比；最后，将PMASD压裂液进行了现场应用。结果表明，PMASD压裂液存在胶束结构，临界 缔合浓度为0.127%。PMASD压裂液体系表现出较好的黏弹性，线性黏弹区范围为0.01～1.00 Pa，疏水缔合后强 度大，抗剪切能力强。在低排量（20 L/min）的注入过程中，PMASD压裂液形成的网络结构呈无规则分布，具有 很高的结构强度，可以有效携带支撑剂。PMASD压裂液的静态和动态携砂性能均较好。在砂液体积比为12% 的实验条件下，PMASD质量分数≥0.25%（黏度为147 mPa·s）时，在常温及80 ℃下均表现出较好的悬浮及携砂 能力。相较于聚丙烯酰胺滑溜水，PMASD压裂液的携砂效果同比提高160%。在江苏油田X5-X井现场应用中， 以2 m³/min 的排量泵入PMASD压裂液，日产液由1.4 t 增至6.5 t，日产油由0.6 t 增至4.2 t，增产效果明显。全悬 浮压裂液PMASD体系能满足薄层油气资源在低施工排量下有效携砂的压裂改造需求。

摘要:为了提高压裂液稠化剂的耐温耐盐性能，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、阴离子单体2-丙烯酰胺-2-甲基 丙磺酸（AMPS）和阳离子单体丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DAC）为单体，单体AM、AA、AMPS、DAC质量比 为9∶1∶3∶1.5，将单体以总质量分数为30%溶于水中（水相），将质量分数为10%的乳化剂（Span-80、Tween-80 质量 比为9∶1）溶于白油（油相），油水相比为1∶2.5，合成了具有耐温耐盐性的油包水乳液稠化剂PAAD，其黏均相对分 子质量为383×10⁴。通过红外光谱和核磁共振氢谱表征了PAAD，测定了聚合物PAAD的耐温性、抗盐性、耐剪切 和破胶性能。研究结果表明，PAAD具有良好的耐温抗剪切性能，在90 ℃、剪切速率为170 s^-1下，质量分数为 1.5%的PAAD聚合物溶液剪切1.5 h 后黏度保持在51.7 mPa·s。PAAD溶液在高剪切后进入低剪切区后可快速恢 复黏度，可保障悬砂不沉降。PAAD具有良好的抗盐性，在矿化度为50 g/L 的模拟高盐海水中，质量分数为1.5% 的PAAD聚合物溶液的黏度为45 mPa·s。在90 ℃下，破胶剂用量为0.2%时，质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶 液在3 h 内可完成破胶，破胶液的表面张力为30 mN/m，油水界面张力为1.9 mN/m，残渣含量为220 mg/L，对岩心 基质的伤害性为9%，达到行业标准要求。

摘要:玛湖风城组含有大量可溶性碱盐，特殊储层压后压降快、堵塞井筒严重影响试油。为了验证入井压裂液对 储层盐矿溶蚀是否会造成影响，基于风城组储层典型碱盐矿组成特点，模拟不同配液水对储层盐矿溶蚀影响，构 建了一套耐温（120 ℃）、抗高盐（30×10⁴mg/L）免配聚合物交联压裂液体系，并进行现场试验。结果表明：高盐水 较自来水对典型模拟盐的抑溶率达到60%以上；以悬浮基疏水缔合聚合物溶液“链间缠结+缔合作用+盐效应”协 同作用实现增稠剂速溶、高效增黏，并与多元络合离子为核心的有机硼锆铝缓交联剂以化学交联原理形成了耐 温耐高盐的免配交联压裂液体系，最优配方为1.8%稠化剂GAF-TE+0.4%交联剂JL-3+0.3%增效剂GF15B + 0.04%破胶剂APS，在120 ℃、170 s^-1下剪切1 h 后的黏度大于100 mPa·s，具有良好的悬砂和携砂能力。现场M 井压裂施工3 层，成功率为100%，压后顺利完成试油，最高日产油4.4 m³。采用高盐压裂液体系在抑制储层溶蚀 减缓地层压降快具有一定效果。

摘要:针对大庆外围油田压裂后存在注入水突进、压裂裂缝见水等问题，采用水溶液聚合法合成了抑制窜流通道 的高强度封堵剂，以保障后续重复压裂措施对潜力部位的有效挖潜。通过室内实验对封堵剂进行配方优化和性 能评价，优选的配方为5%～10%丙烯酰胺+0.1%～0.5% N，N'-亚甲基双丙烯酰胺+0.03%～0.1%过硫酸铵+ 20%～25%偶联改性G级油井水泥。该封堵剂适用于40～65 ℃地层，初始黏度为10～15 mPa·s，成胶时间为1～ 5 h 可控，具有较好的注入性能。封堵剂成胶强度为30～300 N可调，岩心封堵率大于98%，突破压力超过20 MPa，具有较好的封堵性能。该高强度封堵剂适用于封堵原有压裂裂缝出水通道和射孔孔眼，保证重复压裂时 裂缝转向而形成新缝，同时也适用于封堵天然裂缝形成的窜流通道，对油田后续重复压裂措施的有效开展、实现 控水增油提供有利的技术支持。

摘要:油藏深部调剖作为一类改善开采效果、提高采收率的重要技术，已广泛应用于非均质油藏水窜治理。为改 善水窜治理过程中调剖剂注入性与深部封堵这一矛盾，基于主客体识别作用，提出自组装深部封堵技术。首先， 以丙烯酰胺、N，N'-亚甲基双丙烯酰胺、烯丙基-β-环糊精和苯乙烯为原料，通过乳液聚合法制得粒径为170 nm、表 面含有β-环糊精基团的主体纳米颗粒；然后，以十六烷基二甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺为原料，通过可控自由 基聚合法制得数均分子量低于4000、分子量分布为1.1～1.4 的客体聚合物。通过主体纳米颗粒和客体聚合物， 构筑具有自组装性能的调剖体系。通过调剖体系的黏度来评价纳米颗粒与聚合物的自组装性能；通过岩心驱替 实验，评价了调剖体系的注入-封堵性能。结果表明，由于客体聚合物分子中的疏水烷基链与主体纳米颗粒表面 的β-环糊精基团具有主客体识别作用，β-环糊精基团包合疏水烷基链形成包合物，客体聚合物发挥“桥连”作用， 纳米颗粒自组装聚集形成团粒簇，使调剖体系黏度缓慢增至约90 mPa·s。0.1%纳米颗粒与0.2%聚合物组成的 调剖体系的注入性良好，阻力系数为2.0；待自组装后进行后续水驱，残余阻力系数为3.42，封堵率为70.7%。该 研究为缓解调剖剂注入性与深部封堵的矛盾提供了新的思路。

摘要:南海东部高温高盐油藏闭式注水井无地面注水流程，常规调驱剂无法在地面混配后注入地层，且由于自分 散性差，难以直接注入地层。以南海东部A油田为目标，从快速自分散和耐高温高盐两个角度出发，以2-丙烯酰 胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）含量为40%的耐温耐盐聚合物为基础，辅以多酚类复合交联剂、多支链醇聚醚类分散 剂等，通过反应成胶、机械研磨，制得自分散型耐高温高盐调驱剂。采用激光粒度仪、电子显微镜、动态光散射仪 等，对调驱剂的粒径、微观形貌和表面电性进行了表征，评价了调驱剂的自分散性能、注入性能和剖面调整性能， 并在南海东部A油田X井组进行了现场应用。结果表明，自分散型耐高温高盐调驱剂呈球形，初始粒径D₅₀（粒 径中值）为1.09～11.63 μm，通过调整配方、研磨条件或加热时间可调节调驱剂的粒径。调驱剂颗粒表面呈负电， Zeta 电位值为-19.30～-26.1 mV。与常规油分散型颗粒调驱剂相比，该调驱剂自分散性好，遇水后能快速均匀 分散，在注入水中的自分散率为90.0%，岩心注入压力仅为油分散型颗粒调驱剂的53.13%。调驱后，高渗透岩心 的分流量由92.6%降至20.5%，低渗透岩心的分流量由7.4%增至79.5%，吸水剖面明显“反转”。现场实施效果良 好，调驱剂施工爬坡压力为0.5 MPa，施工后最高日增油106 m³，阶段增油8900 m³。该调驱剂满足目标油田高温 高盐条件，注入性好，增油效果明显，适合闭式注水油藏调驱。

摘要:针对常规泡沫树脂体系耐温性较差和辽河油田疏松砂岩稠油油藏化学固砂储层伤害大与有效期短的问 题，以环氧树脂、酚醛树脂、疏水纳米SiO₂、硅烷偶联剂等为原料制得纳米改性树脂基液，然后加入固化剂、乳化 剂、起泡剂、稳泡剂等添加剂制得泡沫树脂固砂体系。评价了该体系的固化温度、固砂强度、渗透性能、耐温性能 和非均质多层注入性能；研发了配套的泡沫发生器，形成了耐高温泡沫树脂低伤害均匀固砂技术，并在辽河油田 进行了现场应用。结果表明，泡沫树脂固砂体系的最优配方为：20%～30%树脂基液+8%～12%酚醛胺类固化 剂+0.3%乳化剂OP-10+0.5%起泡剂有机硅表面活性剂+0.1%固体稳泡剂纳米SiO₂+0.1%聚合物稳泡剂聚乙二 醇+57%～71%清水。该体系的起泡体积约为发泡前的7 倍、半衰期大于20 min，可在35 ℃以上固化，固化后耐 温可达280 ℃，既具有低温固化的特点，又具有耐高温的特点。在不同温度下固化的泡沫树脂固结岩心的抗压 强度达到5 MPa以上，固砂强度高，满足疏松砂岩固砂强度的要求。对用0.25～0.42 mm石英砂制得的固结岩心 的固砂渗透率达到4.8 μm²，优于常规树脂固砂剂（1.9 μm²）。在非均质多油层中可明显防止高渗透层突进，改善 固砂剂注入剖面，实现均匀固砂。现场试验取得良好的防砂效果，验证了该技术可实现均匀固砂和低伤害特 性。利用泡沫树脂流体特性实现非均质多油层均匀固砂，达到了提高化学固砂效果和防砂有效期的目的。

摘要:相对于直井和水平井，鱼骨井具有单井控制储量高、油藏接触面积大等优势，但开发过程中往往需注水来 即时补充地层能量。分支井井身结构复杂，现场常采用直井或水平井作为注水井构建不规则的注采井网，而实 际生产过程中存在分支井含水上升快、产油量下降快和注水量调配难等问题，亟需开展不同注采方式和不同井 型下的油水运动特征研究。利用二维可视化模型、红色染色煤油和黑墨水，通过物理模拟实验研究不同分支角 度（30°～90°）鱼骨井一注一采井组在不同注采井型下的油水运动特征，并用数值模拟结果进行验证。结果表 明，水平井注水时，油水前缘向分支处偏移更大，油水前缘的推进效果更为均匀；直井注水时，油水前缘推进较为 缓慢，但水淹状态时的波及面积更大。直井注水时，分支角度为45°的鱼骨井采出程度（61.10%）最高；水平井注 水时，分支角度为30°的鱼骨井采出程度（57.97%）最高，水淹状态时剩余油分布最少。当分支角度小于30°时，水 平井的注水效果好；当分支角度大于45°时，直井的注水效果好。对比物理模拟实验和数值模拟实验的油水运动 场图和采出程度，结果较为吻合，实验结果与适用油藏特征的匹配性较高。研究结果对实际的油田鱼骨井注采 井网部署和参数优化等提供了一定的理论指导和参考依据。

摘要:为了进一步促进纳米驱油技术在低渗透油藏中的高效应用，亟需开发新型的纳米驱油产品。纳米淀粉颗 粒作为一种环境友好型的材料，分布广、价格相对低廉、性能优异，具备大幅度提高采收率的潜力。通过室内静 态实验、岩心驱替实验、微观可视化实验、CT扫描实验等手段，从纳米淀粉流体的基本物性、提高驱油效果、扩大 波及体积等方面研究了其提高采收率的过程和机理。研究结果表明，质量浓度为5000mg/L的纳米淀粉流体因 其亲水性和较小的粒径（30nm）可改变水分子的赋存状态，使水相变温度从102℃升高至110℃，使得岩石表面 的润湿接触角从78°降至34.2°，使油水界面张力从20mN/m降至0.56mN/m，注入压力下降39.6%。在微观可 视化模型中，纳米淀粉流体可以明显降低多孔介质中的含油饱和度，特别是多孔介质固体表面的油膜量明显 减少，提高驱油效果明显。在低渗透岩心中，纳米淀粉溶液的驱替前沿更加均匀，与水驱相比具有更大的波及体积。由于较大的波及体积、较高的驱油效率以及良好的润湿性等，注入0.4PV质量浓度为5000mg/L的纳米淀 粉流体后，低渗透岩心的采收率增幅达21百分点。研究结果可为低渗透油藏的提高采收率提供一种新的技术参考。

摘要:助溶剂和CO₂ 对提高原油采收率有着协同增效作用。研究超临界CO₂ -助溶剂体系的浊点压力和与原油的 混相压力，对于CO₂ 提高原油采收率及CO₂ 埋存有着重要意义。使用改进的CO₂ 相平衡实验装置，采用根据光敏 原理改进的测量方法，研究了3种助溶剂二乙二醇二甲醚（DDME）、三乙二醇二甲醚（TEDM）、四乙二醇二甲醚 （TGDE）在CO₂ 中的浊点压力，考察了温度、助溶剂加量、助溶剂类型的影响；然后将这3种醚类助溶剂和常见的 助溶剂乙醇对比，研究其降低CO₂ -C_{16/sub> 混相压力的效果。结果表明，随着温度的升高，DDME、TEDM、TGDE的浊 点压力逐渐升高，且呈现出低临界会溶温度（LCST）相行为。随着加量的增大，DDME、TEDM、TGDE的浊点压 力逐渐升高，但增幅较小。DDME、TEDM、TGDE的极性越来越大，其与CO2 之间的分子间作用力逐渐减弱，导致浊点压力依次升高。在3种结构相似的醚类助溶剂中，DDME的浊点压力最低，TGDE的浊点压力最高。当 DDME的质量分数为3.0%、温度为60℃时，浊点压力仅为10.14MPa。DDME降低CO2 -C16 混相压力的效果最 好，在50℃时，1.0%DDME可使混相压力的降幅达到11.25%，高于乙醇的10.62%。在温度低于50℃时，TEDM 的作用效果优于乙醇，但高温下乙醇效果略优于TEDM和TGDE。DDME具有较低的浊点压力和较好的降低混 相压力的能力，与CO2 具有较好的配伍性，也适用于地层压力较低的油藏。}

摘要:注CO₂ 引起的原油沥青质沉积对致密储层造成的伤害严重影响其开发效果。为明确不同CO₂ 注入方式下 的沥青质沉积特征及其对储层渗透率的影响，对致密岩心分别进行了CO₂ 驱替和吞吐两种注入方式的实验，通 过核磁共振和扫描电镜等，分析了两种注入方式下的沥青质沉积特征、原油采出程度以及对致密岩心渗透率的影响。结果表明，两种CO₂ 注入方式下的致密岩心均会产生沥青质沉积，且主要以膜状吸附的方式沉积在孔隙表面。受CO₂ 与原油相互作用时间的影响，吞吐方式下的沥青质沉积量大于驱替方式，且吞吐方式下的沉积孔 径范围高于驱替方式。沥青质沉积对致密岩心渗透率的伤害程度与原油的产出方向有关。驱替方式下沥青质 沉积对岩心正向（CO₂ 注入方向）渗透率的伤害程度较大，而吞吐方式下沥青质沉积对岩心逆向渗透率的伤害程 度较大。在围压为10、5MPa时，CO₂ 驱替和吞吐方式下的沥青质沉积对岩心正向渗透率的伤害程度（正向渗透 率平均降幅）分别为7.05%和1.67%，对岩心逆向渗透率的伤害程度（逆向渗透率平均降幅）分别为0.41%和 2.66%。受注采模式和流动机制的影响，CO₂ 吞吐方式下的采出程度低于驱替方式。研究结果对于致密储层CO₂ 驱沥青质沉积不同方向上储层伤害程度的认识及注入方式的优选具有一定的指导意义。

摘要:针对CO₂ 驱油过程中，稠油体系与CO₂ 难混相，最小混相压力高于地层破裂压力的问题，对CO₂ 与原油的混合体系进行了分子模拟，考察了降混剂种类和加量、温度、压力的影响。由径向分布函数得到混相过程中CO₂ 分 子及沥青质分子的聚集程度，进而明确各类分子的分散状态，分析其作用机理。在此基础上，开展高温高压PVT 相态实验，测定CO₂ 与原油混合体系中添加不同降混剂后的体积膨胀系数和CO₂ 溶解度，对分子模拟结果进行验证。最后，对柠檬酸三甲酯、苯甲醇、苯甲酸乙酯3种降混剂进行优选，得到最优复配配方，并通过细管实验评价其降混性能。分子模拟结果表明，柠檬酸三甲酯的降混效果最为显著，可有效增大CO₂ 分子间的聚集程度，降低 沥青质分子间的聚集程度；在高压（6.90MPa）低温（308.15K）的条件下，降混剂更能发挥其作用。PVT相态实验 结果表明，0.23%柠檬酸三甲酯的增溶与增膨作用最佳，与分子模拟结果一致。降混剂最优复配配方为80%柠檬 酸三甲酯+20%苯甲酸乙酯。在原油-CO₂ 体系中加入0.23%复配降混剂，最小混相压力降幅为21.47%，CO₂ 溶解 度和原油采收率提高。降混剂含有亲油的烃类基团和亲CO₂ 的酯基，不仅能与原油体系中的极性分子结合，拆散各沥青分子的聚集体，同时在双亲性能作用下，能吸附在原油与CO₂ 的界面上，降低原油与CO₂ 的界面张力，进而降低最小混相压力。

摘要:胜利油田低渗透油藏具有埋藏深（＞3000m）、温度高（＞120℃）、非均质性强等特点，针对低渗透油藏CO₂ 驱波及效率低、常规泡沫高温调驱性能变差等问题，构建了由两性离子表面活性剂（HSD）和改性SiO₂ 纳米颗粒 为起泡剂的高稳定性超临界CO₂ 泡沫体系。研究了该体系在高温下的起泡性能和耐温性能；分别评价了纳米 SiO₂ 对超临界CO₂ 泡沫体系流变特性、封堵特性以及调驱性能的影响；最后探讨了纳米颗粒强化超临界CO₂ 泡沫 的稳定机理。结果表明，高稳定性超临界CO₂ 泡沫体系表现出良好的起泡性能和耐高温特性，随着体系中纳米颗粒浓度的增加，泡沫半衰期先增加后降低。在110℃下，0.5%的纳米颗粒可使泡沫析液半衰期由17min提高到40min，稳定性提高了近1.5倍。在相同的剪切速率下，体系的表观黏度随纳米颗粒浓度的增加而增加，稠度系数由0.073增至1.220。在岩心封堵实验中，泡沫在多孔介质中的稳态表观黏度随纳米颗粒浓度的增加而增 加，封堵强度逐渐增强；超临界CO₂ 泡沫呈“颗粒状”堆叠排放，泡沫直径为10～20μm。超临界CO₂ 泡沫具有较 好的调驱性能，能封堵高渗透通道，迫使后续注入的CO₂ 进入低渗透基质中，从而提高采收率。表面活性剂分子吸附在纳米SiO₂ 表面使其具有了界面活性，进而纳米SiO₂ 吸附到气液界面上，提高了泡沫稳定性。

摘要:原位CO₂ 泡沫驱是一种很有潜力的提高采收率技术。通过原位CO₂ 泡沫驱提高采收率实验，优化了生气体系、泡沫体系以及注入参数，得到了最佳的注入量、注入速度和适用的渗透率级差范围。研究结果表明，在温度 为70℃，地层水矿化度为10000mg/L条件下，得到可以作用于地层深部的原位CO₂ 泡沫体系，其配方为：2.1% 碳酸氢铵+1.6%醋酸+9.5%氯化铵+0.1%α-烯烃磺酸钠AOS+0.1%油酸酰胺丙基甜菜碱DHSB，泡沫体积可达 810 mL，泡沫综合指数为15552mL·min。该体系形成的泡沫在油藏中部具有较高黏度和较大弹性的特性，能够 有效封堵高渗通道，表现出良好的封堵能力。在渗透率级差为6左右时，原位CO₂ 泡沫体系注入速度控制在1.0 mL/min左右，注入段塞量控制在0.3PV，能够发挥最佳的调驱效果。研究还发现，该泡沫体系在渗透率级差为 3.9～13.7的非均质储层中能有效提高采收率，而在渗透率级差为15.6的条件下，虽然未能显著提高低渗层采收率，但在高渗管中仍然有一定的洗油作用。本研究为原位CO₂ 泡沫驱技术的应用和优化提供了重要参考。

摘要:为了增强天然气泡沫在提高采收率中的应用效果，采用注射法研究了疏水修饰纳米颗粒（HMNP）与不同类型表面活性剂复合生成的天然气泡沫的稳定性及温度、无机盐（NaCl、CaCl₂ ）对天然气泡沫稳定性的影响机制。结果表明：在室温（25℃）纯水条件下，HMNP与阴离子表面活性剂（十二烷基磺酸钠（SDS）、十二烷基苯磺 酸钠（SDBS）、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠（AES））复合体系生成的天然气泡沫在3000min内可保持很好的稳定性，具有显著协同稳定天然气泡沫稳定性的作用。而且，在50℃条件下或离子强度为0.2mol/L的情况下，阴离子表面活性剂中的聚氧乙烯（EO）基团可以进一步增强HMNP/AES复合体系天然气泡沫的稳定性及耐温耐盐性；阴离子表面活性剂中的苯环则可显著促进HMNP与阴离子表面活性剂的协同效应，更大幅度提高HMNP/ SDBS复合体系天然气泡沫的稳定性、耐温性及耐一价金属离子能力。

摘要:为解决现场泡沫驱出现的气窜问题，通过外加聚合物稳泡剂构建强化泡沫体系，可提高泡沫的稳定性，实现泡沫性能的优化，以提高泡沫驱的应用效果。但强化泡沫体系在提高泡沫稳定性的同时也存在降低发泡性的 问题，需要进一步明确强化泡沫体系的适用条件。为此，开展了聚合物PAAO-1强化泡沫体系性能评价与岩心流 动特征实验研究。结果表明，强化泡沫体系随聚合物PAAO-1浓度增加，泡沫体积减小、泡沫半衰期增大，泡沫综 合指数始终大于无聚合物泡沫体系，确定聚合物PAAO-1使用浓度为1200mg/L。强化泡沫体系平均泡沫直径大 于无聚合物泡沫体系，需较强扰动作用或较高能量引入才能形成细腻、均匀的泡沫。驱替速度较低时，泡沫形成 不充分，强化泡沫体系泡沫有效黏度较小，临界发泡渗流速度为0.12m/d。强化泡沫体系液膜强度高，有效黏度 最高达到435mPa·s，对高渗透层的封堵能力强，不易发生气窜。在均质岩心中，强化泡沫体系提高采收率幅度 为13.67百分点，与无聚合物泡沫体系相当；而在非均质岩心中，强化泡沫体系改变分液率及提高采收率幅度更 高。强化泡沫体系适合渗流速度较大、渗透率范围较广以及非均质严重的油层条件，为现场合理选择泡沫驱油 体系提供依据。

摘要:为探究β-环糊精（β-CD）的包合作用对两亲聚合物（丙烯酰胺、丙烯酸、十六烷基烯丙基氯化铵三元共聚物APC₁₆）黏度及黏均分子量的影响，通过流变仪研究了β-CD 包合APC₁₆溶液的黏度变化规律及影响因素，采用乌氏黏度计测定了 APC₁₆包合体系的特性黏数，进而准确计算出无分子间相互作用下 APC₁₆的黏均分子量。结果表明，在45 ℃、矿化度为3×10⁴ mg/L 的条件下，β-CD与APC₁₆物质的量比为1∶2时，APC₁₆溶液的临界缔合浓度升至5300 mg/L；β-CD 与APC₁₆物质的量比为1∶1完全包合时，APC₁₆溶液的临界缔合行为消失。在完全包合比下，温度在25～90 ℃变化时，包合体系的黏流活化能小于APC₁₆溶液的黏流活化能。随NaCl 浓度的增加，包合体系的黏度下降更加平缓，包合强度增强。据此，可以应用β-CD包合作用消除疏水缔合来测定两亲聚合物的黏均分子量。单一APC₁₆的黏均分子量为 537×10⁴Da、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的黏均分子量为 1292×10⁴ Da。当β-CD与APC₁₆物质的量比为1∶1、2∶1时，APC₁₆的黏均分子量分别为341×10⁴、358×10⁴ Da。当β-CD与HPAM物质的量比为1∶1和2∶1时，HPAM的黏均分子量分别为1223×10⁴ 、1272×10⁴ Da。HPAM的黏均分子量在包合前后的测定结果一致，证实β-CD包合法测定两亲聚合物分子量的有效性，为两亲聚合物疏水作用对黏度贡献和分子量

摘要:为了研究乳化降黏驱油剂对不同渗透率的水驱普通稠油油藏的驱油效率和孔隙尺度增效机理，选取了烷基酚聚氧乙烯醚（J1）、α-烯基磺酸盐类表面活性剂（J2）、十二烷基羟磺基甜菜碱（J3）、J3与烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐复配表面活性剂（J4）作为驱油剂，开展了4种驱油剂一维驱油和微观驱油模拟实验，明确了乳化降黏驱油剂在孔隙尺度的致效机理。结果表明，降低界面张力对提高驱油效率的作用大于提高乳化降黏率。在油藏条件下，乳化降黏驱油剂需要依靠乳化降黏和降低界面张力的协同增效作用，才能大幅提高驱油效率。乳化降黏驱油剂的乳化能力越强、油水界面张力越低，驱油效率增幅越大。当化学剂乳化降黏率达到95%时，油水界面张力从10^-1 mN/m每降低1个数量级，化学剂在高渗透和低渗透岩心中的驱油效率依次提高约10.0%和7.8%。乳化降黏驱油剂注入初期通过降低界面张力，使得高渗透岩心和低渗透岩心中的驱替压力分别为水驱注入压力的1/2和1/3，从而提高注入能力。注入后期大块的原油被乳化形成大量不同尺寸的油滴，增强原油流动性，提高驱油效率。乳化形成的界面相对稳定的稠油油滴，能暂堵岩石的喉道和大块稠油与岩石颗粒形成的通道。油滴的暂堵叠加效应，使高渗透和低渗透岩心的驱替压差分别为水驱压差的5.2倍和 32.3倍，大幅提高了注入压力，从而扩大平面波及面积。降黏驱油剂驱油实现了提高驱油效率的同时扩大波及范围。研究结果为水驱稠油开发用驱油剂的研发提供参考，为大幅提高水驱普通稠油采收率奠定基础。

摘要:为了分离出一株产生物乳化剂且能降解原油的菌株，以原油为唯一碳源，筛选出能乳化原油的细菌，再通过调整培养基成分来优化假单胞菌YZ32 产生物乳化剂，以乳化指数和乳化剂产量为指标选出最佳的碳源和氮源；用乙醇提取生物乳化剂，再用透析袋纯化，测定乳化剂的糖含量和蛋白质含量，检测乳化剂的乳化活性物质。将乳化剂与7种不同的底物混合后测定乳化指数，考察乳化剂对不同底物的乳化效果。在不同条件下考察生物乳化剂的理化稳定性；通过原油降解实验，用 GC-MS 对原油组分进行分析，考察菌株对原油的去除率和降解效果。结果表明，分离出的能乳化原油的假单胞菌YZ32，以蔗糖（20 g/L）和谷氨酸钠（7 g/L）为碳源和氮源时，可获得最大的生物乳化剂产量。代谢产物中蛋白含量为 64.29%，糖含量为 13.89%，乳化活性物质为蛋白类物质。该乳化剂对液体石蜡和甲苯具有较好的乳化效果，在温度为 15～80 ℃、pH值为4～11和矿化度为 50～350 g/L 的条件下，YZ32产生的生物乳化剂都能保持良好的稳定性。原油降解实验表明，YZ32在24 d内对原油的去除率达到60.3%，对原油饱和烃中的C₁₁—C₂₀组分和芳香烃中的菲类具有较好的降解效果。假单胞菌YZ32 能产生蛋白类的且稳定性良好的生物乳化剂，对原油具有良好的降解效果，在含油污泥土壤修复中具有巨大的应用潜力。

摘要:结垢对油田油气集输系统危害严重，使用阻垢剂是抑制油田结垢最有效的方法之一。传统的阻垢剂评价方法未考虑油田水中存在的悬浮不溶性固体粒子（黏土、粉砂等）因素是否影响评定结果。以CaCO₃结晶过程为研究对象，采用电导率法研究过饱和溶液中悬浮性固体粒子（碳酸钙粉末、二氧化硅粉末、钙基黏土）对碳酸钙沉积过程的影响以及阻垢剂效果的影响。结果表明：在实验温度为 70 ℃、转速为 300 r/min 的条件下，阻垢剂在含有悬浮不溶性固体粒子的过饱和溶液中的阻垢效果降低，主要是因为过饱和溶液中的悬浮固体颗粒会加速碳酸钙晶体生长速率，加快 CaCO₃晶体的生成，从而影响阻垢效果。本研究证实了常规结垢与阻垢评价方法存在与现场水质不符，容易导致评价结果与现场试验误差较大的情况，需要针对现场水质进行有针对性地评价。

摘要:乳化沥青具有注入性能好、封堵强度高等优点，作为一种选择性堵剂在油田提高采收率领域比其他化学剂体系更具应用潜力。本文总结了国内乳化沥青堵水体系的开发历程及现场选择性堵水的应用效果。通过调研近年来国内外文献，概述了乳化沥青堵水的作用机理，一种是作为乳液的作用机理，主要是乳液颗粒被变形捕获产生贾敏效应和乳液液滴的机械滞留使水的流动阻力增大；另一种是其分散相也就是乳液破乳后沥青的作用机理，主要是沥青黏附在岩壁上起到的堵水作用。同时，总结了乳化沥青稳定的主要影响因素，包括温度、水相中的电解质浓度和pH值以及分散相中的沥青质，并且论述了各因素影响乳化沥青稳定性的作用机理。最后，详细叙述了乳化沥青应用于油田调剖堵水领域的最新研究进展，研究表明乳化沥青不仅具有优异的封堵效果，还具有独特的封堵选择性。此外，乳化沥青还能与CO₂吞吐、泡沫调驱组成复合增产技术进行现场应用，并且指出了乳化沥青应用于调剖堵水领域存在的问题与未来展望。

摘要:针对我国裂缝性砂砾岩油藏窜漏问题及致密油藏超低的孔隙度与基质渗透率，多采用注气以保持地层能量，但由于存在裂缝，致使气窜严重，因此需要进行防气窜措施以抑制气窜。通过梳理国内外的研究，从气液分异和黏性指进的角度分析了泡沫驱见气特征。泡沫主要通过降低气相相对渗透率、调剖作用、气体上浮驱油作用、对原油的选择性、流度控制作用和乳化作用进行封窜。在综合分析泡沫驱见气特征和泡沫封窜机理的基础上，详细论述了国内外深部封窜技术，包括泡沫防气窜技术和泡沫封窜体系。从渗透率范围、起泡剂浓度、注入方式、注入速度、含油饱和度、体系组成6个方面分析了防气窜措施的影响因素，介绍了低渗透致密储层中泡沫封堵的施工效果。最后，对该类油层封窜技术未来的发展方向提出了建议。泡沫体系在油藏深层封闭领域具有重要意义，尤其在低渗透/致密油藏中，其性能评价指标和封堵能力均有明显改善，并且对高渗透、裂缝和非均质油藏也有较好的适应性。

摘要:沥青质作为原油中最复杂的固体成分，因其多样的分子结构和分子量，极易受到各种因素的影响，从而导致失稳和沉积。为了构建在油藏开采中规避沥青质沉积的操作指南，对国内外关于沥青质沉积实验和模拟的研究进行了回顾和总结。从沥青质沉积阶段出发，可以将沉积过程依次划分为析出、絮凝和沉积3个阶段，并对稳定性评价方法进行了简要概述。从流体性质（包括沉淀剂类型、原油组分和黏度）、储层性质和开采工艺（包括温度、压力、流速和开发方式）等方面详细论述了影响沥青质沉积的因素。结果表明，采用光学显微镜法和光散射法可以准确获取沥青质沉积的临界条件，再结合沥青质沉积热力学模型（包括溶解度和胶体模型）可以对开发过程中的沥青质沉积进行有效预测。其中，统计缔合流体理论的PC-SAFT状态方程考虑了沥青质颗粒的极性及关联性，能相对准确地模拟沥青质的相行为。针对沥青质沉积室内实验和数值模拟研究中存在的问题，未来沥青质沉积研究的可能方向主要为准确测定沥青质分子量及结构、建立通用的沥青质相平衡方程以及明确储层岩石中沥青质沉积机制及模型3个方面。该研究成果为深入剖析沥青质的沉积机理、完善沥青质沉积理论、攻克疑难杂症提供了参考和指引。

摘要:在生活与工作中常用到倍数和百分数，然而在汉语与英语的相关表述中却很容易出错。针对这一问题，从倍数、百分数的概念入手，通过具体的实例说明二者的正确使用方法，介绍了常用的倍数增减、百分数、百分点的翻译方法。在表述倍数增加时，需注意“增加几倍”和“增加到几倍”的区别，前者强调净增量，后者强调增加后的结果。在表述倍数减少时，应使用分数。倍数增减的译法均有多种，在翻译时要注意汉语与英语表达思维方式的差异与不同。百分数与百分点既有联系又有区别。百分数是将两个指标进行相对程度对比（相除），而百分点是将两个指标进行绝对程度对比（相减）。用百分数翻译倍数减少时，需注意净减数和减少到某个数量的区别，正确使用介词by和to。