摘要:针对当前高温高密度水基钻井液流变性调控难题，基于分子结构优化设计和单体优选，制备了新型抗高温两性离子聚合物降黏剂 HP-THIN。通过正交实验与单因素实验相结合的方法，对 HP-THIN 的制备条件进行了优化。采用红外光谱仪、乌氏黏度计和热重分析仪等分别对HP-THIN 的分子结构、热稳定性以及相对分子质量进行表征和测定，研究了HP-THIN 在220 ℃超高温条件下对淡水浆、盐水浆、含钙浆和高密度复合盐水浆等不同类型钻井液基浆的降黏性能。在室温下，测试了HP-THIN 对基浆黏土颗粒吸附能力、Zeta 电位和粒径的影响，并与国内外同类产品（Polythin 和xy-27）进行了对比。结果表明，合成降黏剂HP-THIN 的反应温度为60 ℃，反应时间为 3 h，引发剂用量和链转移剂用量均为反应单体总量的 1%，单体总质量分数为 30%；单体AM、AA、AMPS、 PTM物质的量比为1.9∶7.5∶2.1∶1。该聚合物的分子结构中含有设计官能团，其黏均相对分子质量约为 8211，且具有较好的热稳定性。220 ℃老化后，HP-THIN 在最优加量（0.3%）下对淡水基浆、盐水基浆、含钙基浆和高密度复合盐水基浆的降黏率分别达86%、72%、73%和51%，HP-THIN 对不同类型钻井液基浆的高温降黏效果均优于国内外同类产品，相对于xy-27 和Polythin，降黏剂HP-THIN 对基浆黏土吸附能力强、Zeta 电位绝对值大、黏土颗粒尺寸小，可以更好地消除黏土颗粒间网状结构，降低钻井液黏度，具有良好的应用前景。

摘要:为了提高油基钻井液的封堵性能，以氯化钙、碳酸钠、谷氨酸、2，4-甲苯二异氰酸酯、二月桂酸二丁基锡等 为原料，通过水热法制备了刚柔并济的核壳型碳酸钙-聚氨酯井壁强化剂。通过测定流变参数、破乳电压、滤失 量和侵入深度等，考察井壁强化剂加量对基浆流变性、稳定性和封堵性的影响。将井壁强化剂与钛酸钾纤维、海 泡石、硅藻土和氧化沥青等材料复配，研究了复配井壁强化剂对油基钻井液润湿性、流变性、稳定性、封堵性和耐 温性等的影响。结果表明，井壁强化剂以耐高温且具备一定形变能力的聚氨酯为壳、碳酸钙球为核，微球粒径约 2 μm；对基浆流变性和稳定性的影响较小，可显著提高基浆的封堵性能；加量为2.5%～3.0%时可实现良好的封 堵效果，破乳电压为525～542 V、侵入深度为0.6 cm。最优配方的复配井壁强化剂可显著提高油基钻井液的润 湿性；对基浆流变性的影响较小，有利于基浆稳定性的提升，破乳电压提高至637 V。复配井壁强化剂各组分发 挥协同效应，可以针对不同孔隙的裂缝进行有效封堵，表现出较好的降滤失性能。在常温下的滤失量和侵入深 度分别为1.0 mL和0.2 cm。在经过180 ℃高温老化8 h 后，复配井壁强化剂依旧保持较好的降滤失性能，滤失量 和侵入深度分别为3.3 mL和0.3 cm，抗高温性能较好。核壳型井壁强化剂的聚氨酯软壳利于微球进入诱导裂缝 的最前端，碳酸钙硬核能促进应力的分散，防止裂缝的进一步延伸，实现对井壁裂缝的有效封堵，同时能与钻井 液保持良好的配伍性，封堵性能优异。

摘要:以羟基磷灰石为原料，六偏磷酸钠为改性剂，制备了一种可酸溶加重剂。采用FTIR 对其化学结构进行表 征，对改性后加重剂的酸溶性、Zeta 电位以及润湿性进行了评价，并对其配制的钻井液的流变性、滤失性以及储 层保护效果进行了评价。实验结果表明，10%盐酸作用下改性加重剂的溶解率可达88.27%；采用该改性加重剂 的钻井液具有良好的流变性和降滤失性；采用该改性加重剂的钻井液污染的岩心经10%盐酸浸泡2 h 后，渗透率 恢复值＞90%，表明改性加重剂参与形成的泥饼可被酸性工作液有效溶解和清除，从而保护储层。

摘要:为了避免使用有机溶剂、改善自生支撑剂在井下生长过程中易粘并团聚的问题，采用苯乙烯（St）和二乙烯 基苯（DVB）作为可相变组分、含分散剂的水溶液作为不可相变组分，设计了一种环境友好型自生支撑剂。通过 调控不可相变组分中分散剂的组成和用量及两组分的预混合搅拌转速等方法，确定自生支撑剂的最佳配方及制 备工艺。通过扫描电子显微镜、X射线衍射分析、红外光谱分析了自生支撑剂的形貌与结构，通过颗粒强度测定 仪、恒载试验机等评价了自生支撑剂的性能。结果表明，两组分的预混合转速为120 r/min。不可相变组分中的 分散剂为聚乙烯醇-1788、甲基纤维素、十二烷基苯磺酸钠（质量比为5000∶175∶2）。在模拟裂缝温度为100 ℃且 完全静置反应的条件下，自生支撑剂的液-固相变时间范围为32.5～40.0 min，相变后约24 min 时完成强度的快 速增长。自生支撑剂单颗粒分散微球的产率可达78%，且可控制60%的微球尺寸分布于0.850～0.425 mm（20～ 40 目）。自生支撑剂微球单颗粒强度极大值约32 N，视密度约1.18 g/cm³ ，球形度高于0.9，酸溶解度低至2.47%。 自生支撑剂微球的单颗粒强度与市售陶粒支撑剂相当，显著高于市售石英砂支撑剂；其耐酸性显著高于市售陶 粒和石英砂支撑剂。提出的自生支撑剂体系和制备方法改善了自生支撑剂流体在缺失剪切力辅助作用下易团 聚、产率低、成球率低的难题，且不需添加有机溶剂、环境友好，具有深部储层开采的极大潜力。

摘要:研究聚合物在油气储层岩石表面的吸附滞留对于工作液配方优化、提升非常规油气藏经济效益具有重大 意义。为分析储层岩石与丙烯酰胺类聚合物的吸附作用，采用淀粉-碘化镉法间接测定了部分水解聚丙烯酰胺 （HPAM）、部分水解丙烯酰胺/二烯丙基二甲基氯化铵共聚物（HPAD）和丙烯酰胺类疏水缔合聚合物（HAP）在页 岩、煤岩和砂岩表面的吸附量，量化了吸附时间、聚合物浓度、温度和矿化度对3 种聚合物在岩石表面吸附行为的 影响。结果表明，HPAM和HAP在岩石表面的吸附更符合准二级吸附动力学模型，而HPAD则更符合准一级吸 附动力学模型。与HPAD和HAP相比，HPAM平衡吸附量更大。3 种聚合物在储层岩石上的吸附过程都更符合 Freundlich 吸附模型。达到吸附平衡所需时间与聚合物、储层岩石种类密切相关。HPAM在3 种岩石表面的吸附 会达到饱和，而HPAD和HAP的吸附量随着时间推移而增加。温度升高，会导致解吸附加剧，从而导致吸附量下 降；溶液矿化度升高，聚合物的溶解度降低，导致吸附量增加。聚合物在储层表面的持续吸附是其在工作液中消 耗的主要原因。HPAD和HAP可能会由于其在储层岩石表面的持续吸附，导致有效浓度过低而使工作液失效。

摘要:洛河组砂岩采动地层涌水频繁，严重影响了矿井安全生产。针对传统注浆体系面临渗滤效应严重和成胶 性能不可控，难以实现裂隙出水有效调控的技术难题，通过分析5 种天然典型岩心样品（含砾砂岩、巨粒砂岩、粗 粒砂岩、中粒砂岩、细粒砂岩）的矿物组成及微观形貌，明确了孔隙微观赋存特征，构建了低成本、稳定性优异的 无固相冻胶注浆体系。通过物理模拟驱替实验研究了冻胶注浆体系的注入性和封堵性能，通过核磁共振在线驱 替实验研究了注浆封堵前后岩心中的孔隙分布变化特征。结果表明，孔隙直径小和孔喉连通性差是造成传统注 浆体系难以顺利注入和深部运移的地质原因。由于渗滤效应的存在，传统注浆体系的固化封堵效果明显低于理 论设计。以0.5%～0.6%聚丙烯酰胺、0.6%～0.7%有机胺类单体交联剂、0.07%～0.08%酚类单体交联剂和 0.2%～0.3%有机酸类调节剂为原料，构建了低成本、无固相、易深部注入的新型冻胶注浆体系。该冻胶注浆体系 可实现48 h 内成胶，180 d 内未见明显脱水，长期老化稳定性优异。冻胶注浆体系的注入性良好，持续冲刷岩心 后的压力衰减率为7.85%～20.95%，封堵率为82.04%～92.19%。冻胶注浆体系通过占据大孔道或裂缝空间，增 大渗流阻力，迫使后续流体转向，实现出水层有效封堵。该研究成果可为洛河组砂岩注浆堵水施工提供新思路。

摘要:CO₂驱是高含水油藏三次采油有效的技术措施。利用现有井网转注CO₂是目前低油价下经济可行的开发 方式。虽然在驱替过程中引起的微粒运移会对岩石孔喉造成堵塞，但注入CO₂能有效降低注入压力，且在注入 过程中发生的溶蚀作用整体上提高了流体的渗流能力。通过开展CO₂驱后微粒运移堵塞规律实验及CO₂-水溶 液对岩石溶蚀评价实验，并对驱替前后的相渗曲线变化特征进行评价，进一步说明CO₂驱对储层渗流能力的影 响。结果表明，在注入CO₂的过程中，注入速度为0.1、1.0 mL/min时的注入压力均有所降低。有油条件下CO₂驱 后的岩心渗透率损失为37.05%，而经甲苯和无水乙醇清洗岩心后，岩心渗透率恢复30.48%，说明微粒在运移过 程中会被原油束缚，积聚成团，造成堵塞。虽然存在一定的堵塞，但CO₂-水溶液主要与绿泥石发生反应，并释放 Ca²⁺、Mg²⁺、Fe²⁺等离子，其中Ca²⁺浓度增长137.05%、Mg²⁺浓度下降52.20%、Fe²⁺浓度下降49.45%，说明虽然产生的MgCO₃、Fe₂O₃等会对岩石孔喉造成堵塞，但CO₂对CaCO₃的溶蚀作用更强，整体上提高了流体的渗流能力，从而 在一定程度上改善了后续水驱的注水能力及效果。CO₂驱前后，相渗曲线中束缚水饱和度增加，残余油饱和度降 低，两相共渗区增大，驱油效率增加，进一步说明CO₂驱产生的溶蚀作用整体上增大了孔隙空间和渗流通道，提 高了注入水的注入能力。

摘要:红河油田长8 油藏断裂结构复杂，属于低孔超低渗油藏，储层非均质性强，且基质残余油饱和度高，水相渗 透率低，注水压力上升速度快，已超过裂缝重启压力，水窜现象严重，注水开发效果差。结合纳米粒子与微乳液 特性设计了一种纳米SiO₂微乳液降压增注体系，系统评价了该体系耐温性、降低界面张力能力、增溶性及与地层 配伍性，并开展了岩心降压增注驱替实验。实验结果表明，该纳米SiO₂微乳液体系不仅抗温、抗盐性良好，且界 面活性高，油水界面张力可降至10^-2 mN/m左右；纳米SiO₂微乳液体系的油增溶性能良好，增溶量达到6.5 mL/30 mL。岩心降压增注实验结果显示，向水测渗透率约为0.4×10^-3 μm²的岩心中注入2 PV 质量分数为1%的纳米 SiO₂微乳液体系，降压效率达到28%以上，降压增注效果明显，能满足现场需求。

摘要:纳米流体提高采收率已然成为油气勘探开发的研究热点。利用研发的改性片状纳米流体，在自制的可视 化模型中研究固体界面油膜在接触到质量浓度为50 mg/L的改性片状纳米流体后的收缩规律，并开展油砂洗油 实验，明确50 mg/L的改性片状纳米流体在不同条件下的洗油效率。研究结果表明，模拟地层水环境下，固体界 面油膜收缩速率较慢，并未出现楔形区域；改性片状纳米流体环境下，固体界面油膜在收缩过程中出现明显的楔 形区域，且出现两条接触线：外接触线和内接触线，外接触线的收缩速率为8.5817×10^-5 cm/s，内接触线的收缩速 率为0.6617×10^-5 cm/s。油砂洗油实验表明，改性片状纳米流体的洗油效率随油砂尺寸的增大和温度的提升逐渐 增加，随着油砂浸泡时间的延长先急剧增加后缓慢上升，存在最佳浸泡时间（8±2）h，油砂洗油效率可高达 95.7%。该项研究成果突破了只有高浓度球形纳米颗粒才能形成结构分离压力的限制，为片状纳米流体在矿场 的应用提供了可能性，也为矿场施工工艺提供了技术参考。

摘要:针对碳酸盐岩有水气藏水侵大幅度降低产量的问题，采用界面改性剂（硅烷偶联剂）对碳酸盐岩表面进行 超疏水改性，通过室内多孔介质流动实验对比研究了界面改性前后对水相、气相及气液两相渗流能力的影响。 结果表明，在界面改性剂质量分数为3%时，改性后的碳酸盐岩与自来水的接触角为153°，碳酸盐岩的界面达到 超疏水状态。与改性前（接触角为0°）相比，超疏水状态的碳酸盐岩在单相恒压（0.05～0.40 MPa）注入条件下，单 独水相渗流速度可提高72.1%～85.9%，单独气相的渗流速度可提高52.9%～72.5%；在气相恒压（0.3 MPa）、水相 恒流（0.05～0.20 mL/min）的两相流条件下，填砂管流出端的出液时间可降低41.0%～47.4%，气相渗流速度可提 高102.1%～104.5%；在气相及水相均为恒压（0.07～0.30 MPa）的两相流条件下，碳酸盐岩界面改性为超疏水时， 水相进入孔隙中的量可降低75.6%～100.0%，气相渗流速度可提高111.1%～200.0%。通过对有水气藏近井地带 进行超疏水界面改性，水相在孔隙中的毛细管力变为阻力，可以有效阻止地层水进入近井地带孔隙，降低水侵程 度；同时，可降低气相在孔隙表面的黏性摩擦力，水相在界面产生“滑移效应”，降低气相及水相渗流阻力，最终提 高气藏产量。

摘要:针对现有动力学抑制剂耐受过冷度较低、对水合物生成的诱导时间短的问题，采用 N-乙烯基吡咯烷酮 （NVP）、N-乙烯基己内酰胺（NVCL）、甲基丙烯酸二甲氨乙酯（DMAEMA）3种单体，制备了水合物动力学抑制剂 P（NVP-g-NVCL-g-DMAEMA）；以模拟天然气水合物抑制过程中的过冷度和诱导时间为指标，优化了合成条件； 用红外光谱仪表征了产物结构，利用分子动力学模拟软件模拟抑制过程，揭示水合物动力学抑制剂的作用机 理。结果表明，NVP、NVCL、DMAEMA单体质量比为8∶20∶1，引发剂（过硫酸铵、亚硫酸氢钠质量比为1∶1）为单 体总质量的0.5%，反应温度65 ℃，反应时间6 h为最佳反应条件且产物为目标产物。当该条件下合成的抑制剂 加量为1.0%时，常压条件下可将水合物形成的过冷度从2.6 ℃提高到9.6 ℃，诱导时间从20 min延长至945 min。 该抑制剂的作用机理主要是通过分子链上五元环及七元环上的双键氧和酯基上的双键氧与水分子形成氢键吸 附从而抑制水合物的生成，其次分子链上的氮原子也可以形成氢键而吸附；另外，抑制剂的空间位阻也会阻碍水 合物分子的聚集进而抑制水合物的结晶。该抑制剂不仅带有可形成氢键的活性基团，增强抑制剂对水合物笼的 吸附性，还存在能影响甲烷分子运动及分布状态的烷基链，进一步提高过冷度并延长诱导时间。

摘要:针对普通稠油注水开发效果差、化学降黏驱不能有效提高驱替过程中的波及效率的问题，以N，N-二甲基 胺、3-氯-2-羟基-丙磺酸钠、烷基醇聚氧乙烯醚硫酸铵盐为原料，研制了具有降黏和起泡功能的复合驱油体系。 研究了部分水解聚丙烯酰胺对稠油乳化降黏效果的影响，以及聚合物、油藏压力和稠油对驱油体系起泡能力与 稳定性的影响；对比了聚合物/降黏复合驱、聚合物/降黏/泡沫复合驱提高稠油采收率的效果。结果表明，在质量 分数为 0.3%、温度 30～80 ℃、油水体积比为 7∶3 的条件下，复合驱油体系可使稠油黏度从 1607 mPa·s 降至 35.0～60.3 mPa·s，降黏率达到96%以上；加入聚合物能提高复合驱油体系在更低浓度下的降黏能力。复合驱油 体系具有良好的起泡性能。随着油藏压力增加、稠油含量提高，泡沫稳定性明显增强。在70 ℃下，压力由1 MPa 升至13 MPa时，泡沫的半衰期由8 min提高至120 min。稠油稳定泡沫的作用明显。聚合物主要通过提高黏度、 降低泡沫液膜的排液速度、增强膜的强度来提高稳定性。在物理模拟驱油实验中，聚合物/降黏复合驱体系可在 水驱基础上提高稠油采收率10.05百分点。在注入聚合物/降黏复合驱油体系后再注入氮气，复合驱效果得到大 幅提高。注入气体后生成的泡沫有效提高了驱替过程中的波及效率，聚合物/降黏/泡沫复合驱提高采收率达到 22.0 百分点。降黏/泡沫复合驱技术能实现降黏与剖面调整一体化，对水驱稠油提高采收率具有良好的应用 前景。

摘要:为了探究RhlA、RhlB基因表达在微生物采油中对降黏效果的影响，建立了RhlA和RhlB基因实时荧光绝 对定量（Q-PCR）方法，测定不同培养时期的铜绿假单胞菌X7发酵液和克拉玛依油田不同地层水的RhlA、RhlB 基因表达量，并测定其鼠李糖脂产量、表面活性、乳化活性、乳化稳定性及原油降黏率。结果表明，RhlA、RhlB基 因表达量与鼠李糖脂产量、表面活性、乳化活性及原油降黏率呈正相关。随着发酵时间的延长，发酵液中RhlA、 RhlB基因表达量不断升高并在24 h时达到最大值，随后下降并于60 h趋于平稳，RhlA、RhlB基因表达量最大值 分别为2.51×10⁶ 和3.25×10⁵ copies/μL，发酵液中12～60 h期间鼠李糖脂产量快速上升，并在60 h时达到最大值 （824.08 mg/L）；发酵液的表面活性、原油乳化活性及稠油降黏率也随着发酵时间的增长而升高，并分别在 24、48、60 h时达到最大。发酵液中的鼠李糖脂粗提物有良好的稳定性，能在一定的极端条件下稳定发挥作用。 RhlA、RhlB基因很可能通过影响鼠李糖脂产量、表面活性、乳化活性及原油降黏率对微生物采油产生影响。本 研究初步揭示了生物表面活性相关功能基因表达对稠油降黏效果的影响，对推进微生物采油的工业化应用具有 重要的意义。

摘要:聚合物在注入地层过程中受到的物理、化学降解严重，黏度损失大。为了减少聚合物注入过程产生的黏度 损失，提出不完全熟化聚合物驱油技术。在70 ℃下，通过改变机械搅拌器的搅拌时间，制得具有不同黏度和熟 化程度为60%～100%的聚合物体系；基于宏观和微观模型对不同熟化程度聚合物在多孔介质中的渗流规律及 驱油性能进行研究。结果表明，相较于完全熟化聚合物，不完全熟化聚合物体系具有更好的黏弹性，可更好地动 用残余油、提高微观驱油效率；不完全熟化聚合物体系可以建立更高的阻力系数和残余阻力系数，经多孔介质剪 切后可以保留更高的有效驱替黏度；聚合物熟化程度过低不利于聚合物进入油藏深部，60%熟化程度聚合物体 系堵塞主要发生在靠近填砂管注入端0—1/5处，而80%和100%熟化程度聚合物体系堵塞主要发生在靠近填砂 管注入端1/5—2/5处；相对于水驱，60%、80%及100%熟化程度聚合物宏观驱油的采收率增幅分别为26.2百分 点、29.0百分点和23.3百分点，微观驱油的采收率增幅分别为37.3百分点、44.9百分点和36.0百分点。对于非均 质油藏，由于不完全熟化聚合物残留的未溶解胶团颗粒具有良好的封堵调驱性能，提高了低渗透层的吸液量，扩 大了波及体积，从而提高了低渗透层的采收率。研究结果可为不完全熟化聚合物驱油现场试验提供一定的理论 指导。

摘要:针对低渗透油藏二元驱过程中聚合物分子量和浓度选择无依据的问题，首先，采用激光粒度分析仪测试不 同条件下二元驱体系水动力学尺寸，明确了二元驱体系水动力学半径随聚合物分子量、聚合物浓度、表面活性剂 浓度、基液矿化度的变化规律；然后，通过恒速压汞实验测试不同渗透率人造岩心平均喉道半径，并拟合出了人 造岩心渗透率与平均喉道半径经验公式，最后，基于二元驱体系注入性实验结果，结合现场数据计算得到的判定 标准，明确当岩心渗透率小于20×10^-3 μm² 时，注入聚合物的分子量应小于300万，质量浓度小于500 mg/L；当岩 心渗透率处于20×10^-3 ～40×10^-3 μm² 之间时，注入聚合物的分子量应小于500万；当岩心渗透率处于40×10^-3 ～ 70×10^-3 μm² 之间时，注入聚合物的分子量应小于1200万，结合基液矿化度和表面活性剂浓度对二元体系水动力 尺寸影响规律，可为现场二元体系配方调整提供指导。

摘要:自发渗吸是低渗透油藏采油的重要方法，微生物提高渗吸采收率的主要采油机理详细研究报导较少。使 用从油藏环境中分离得到的专利菌株波茨坦短芽孢杆菌BS3096和铜绿假单胞菌LZ3-2，通过自发渗吸实验研究 了细菌和培养基的选择、微生物的生长条件、细菌的代谢产物生物表面活性剂、菌体影响等因素对微生物提高采 收率的影响。研究结果表明，含有脂肽生物表面活性剂的渗吸液可以使油水界面张力从0.8848 mN/m降低至 0.2055 mN/m，接触角由116.4°减小至42.8°，使岩石的润湿性从油湿变为水湿。油水界面张力的降低和岩石润湿 性的改变对提高渗吸原油采收率影响显著，BS3096产的脂肽生物表面活性剂渗吸采收率可达60%；铜绿假单胞 菌PAO1产的鼠李糖脂渗吸采收率为56.26%；LZ3-2产的糖蛋白类生物乳化剂对原油的具有乳化效果，乳化率为 6.96%。渗吸实验中，BS3096菌体在岩心内大量累积，选择性地封堵大孔喉通道，使渗吸液分流至低渗区的小孔 隙中将原油驱替出来，可使采收率提高7.5百分点。在相同的实验条件和表面活性剂浓度下，生物表面活性剂和 化学表面活性剂自发渗吸作用强弱顺序为生物型＞阴离子型＞非离子型＞阳离子型，脂肽生物表面活性剂的渗 吸采收率比化学型表面活性剂高11.8百分点～41.5百分点。本研究为低渗透油藏提供了一种高效经济且环境 友好的提高原油采收率的方法，为微生物及其代谢产物在现场的应用提供了理论支持。

摘要:聚合物/表表面活性剂二元复合驱是在水驱后提高不同模态砾岩油藏采收率的重要技术，但应用二元复合 驱时，对不同砾岩油藏却产生了不同的驱油效果，而对于该方面的研究当前还比较少。基于室内岩心驱油实验 结合核磁共振在线监测和CT扫描，对单、双和复模态砾岩油藏在不同开采阶段的剩余油分布和不同孔隙内油的 采出规律进行研究。结果表明，水驱阶段，复模态岩心的采收率最高，其次是单模态岩心，双模态岩心的采收率 最低，3种模态岩心采收率分别为31.4%、25.8%、33.4%。而二元复合驱阶段岩心提高采收率幅度为：双模态>复 模态>单模态，分别提高了27.9、26.4、19百分点，且3种模态岩心在二元复合驱时的孔隙动用下限均降低，且复模 态岩心的降低幅度高于双模态岩心和单模态岩心。单、双、复模态岩心的非均质性逐渐增强，单模态岩心水驱阶 段均匀驱替，采收率高；复模态岩心中的油主要集中在孔径为32.7～52.5 μm的优势大孔中，在水驱阶段油也被 大量采出，导致剩余油量低；双模态岩心中大孔内油量较复模态低，水驱采收率低，剩余油量高。在二元复合驱 阶段，由于调驱作用和水驱后剩余油量影响，双模态岩心提高采收率效果最好，其次是复模态岩心。

摘要:为改善酸化压裂施工造成的腐蚀问题，以肉桂醛和环己胺为原料合成了Schiff 碱酸化缓蚀剂1-苯基-3-（1- 环己胺）-丙烯（PCP），通过红外光谱和气相色谱-质谱联用对其结构进行表征，并采用失重法、电化学（极化曲线、 阻抗谱、噪声）及分子动力学模拟等方法评价了PCP 的缓蚀效果。结果表明，合成产物即为目标产物PCP。在 15% HCl、90 ℃的条件下，随着PCP 浓度增加，J55 钢的失重腐蚀速率及腐蚀电流密度显著减小，缓释率逐渐增 大。不同PCP加量下的缓释率均可达到99%以上，缓蚀效果较好。在PCP加量达到0.15%时，腐蚀速率及缓释率 随着缓蚀剂浓度的增加整体变化不大，即缓蚀剂在J55 钢表面的吸附浓度已达到临界胶束浓度，吸附量不再发生 变化。PCP同时抑制了阴极析氢和阳极溶解反应，为混合型缓蚀剂。随着PCP浓度的增加，容抗弧半径、极化电 阻及噪声电阻由小到大的排序均为：空白﹤0.05%﹤0.10%﹤0.15%﹤0.20%；低频的白噪声水平在电流PSD图中 随着PCP浓度的增加而减小，即J55 钢的腐蚀速率不断减小，与失重法及极化曲线反应的规律一致。当PCP分子 与金属发生吸附并达到平衡时，整个缓蚀剂分子处于同一平面，平行吸附在J55 钢表面，达到完全覆盖，从而有效 减缓了腐蚀介质的侵入。

摘要:针对徐深气田深度≥3000 m、井温≤150 ℃、冬季时间长、气温低的特点，以马来酸酐、十六胺、无水亚硫酸 钠为原料，通过酰胺化反应和磺化反应两步合成了阴离子表面活性剂棕榈酰胺磺基丁酸二钠（ASB-16A）。将 ASB-16A 与优选的起泡剂月桂基葡糖苷（APG1214）、防冻剂乙醇、去离子水混合制得耐寒耐高温泡排剂 （CYY-1）。评价了CYY-1 的泡沫性能、耐高温性能、低温稳定性、与地层水的配伍性，并在徐深气田进行了现场 应用。结果表明，CYY-1 的最优配方为：10% ASB-16A、10% APG1214、44%乙醇，其余为去离子水。CYY-1 的起 泡性和稳泡性较好。在80 ℃下，1.25% CYY-1 溶液的初始泡沫高度为150 mm，静置3、5 min 的泡沫高度分别为 150、75 mm，携液量为1100 mL。在150 ℃、pH=8.5 的弱碱条件下老化24 h，对CYY-1 的泡沫性能影响较小。 CYY-1 的低温稳定性好于常用的低温泡排剂。在-35 ℃冷冻7 d，CYY-1 变浑浊，但仍可在管线中流动，满足装置 自动加注要求。CYY-1 与地层水的配伍性良好，0.5%～10.0%的溶液在常温下静置48 h 后仍澄清透明，可以实施 自动化泡排加注。在现场试验2 口井，某井日产气量由2.46×10⁴m³增至3.07×10⁴m³，日产水量由5.77 m³降至 3.70 m³，实现稳定带水生产。CYY-1 适用于井温≤150 ℃、矿化度≤16 g/L、pH值为8.5 的气井的泡沫排水采气。

摘要:垢堵问题是造成油气田减产的主要问题之一。目前常用的酸性解堵剂存在较强的腐蚀性，影响到油气井 的安全生产。为了解决以上问题，采用Gaussian 09 软件通过DFT 优化分子结构计算了几种螯合剂的HOMO/ LUMO能级和螯合剂与金属离子的结合能，优选了螯合剂二乙烯三胺五乙酸（DTPA）；同时，采用计算化学对复 合型除垢剂的除垢机理进行了深入探索，研究了不同助剂之间的协同作用；在理论研究基础上研发一种以DTPA 为主剂的非酸性除垢剂体系：12% DTPA+0.3% 阻垢剂PASP+0.4% 渗透剂JFC。该配方对某现场垢样的溶垢率 最高可达到80%以上，具有较好的溶垢效果。根据动力学模拟，验证了除垢剂体系对于碳酸钙的溶垢过程符合 准二级动力学模型。

摘要:为了分析马来酸酐（MA）与烯丙基磺酸钠（SAS）聚合过程的影响因素，在配方和工艺基本不变的情况下， 设计了两种变量：中和度和引发剂加量。通过改变其中一个变量，合成了一系列MA/SAS共聚物，采用核磁共振 波谱仪和凝胶渗透色谱仪对产物进行了表征。结果表明，MA与SAS共聚活性良好，中和度不超过100%时（相 对于MA的物质的量分数），少量引发剂加量（2.4 g 过硫酸钠）下就有较高的单体转化率，但仍有6%～8%的单体 未聚合。剩余单体的种类和数量与中和度以及引发剂加量息息相关。MA在水溶液中部分水解成了马来酸，尽 管马来酸数量较少，但其聚合活性相对较差，导致共聚物的分子量呈双峰分布。添加碱可以中和马来酸，当中和 度不超过100%时，马来酸主要变为具有较好聚合活性的马来酸单钠盐，间接促进了MA类单体的聚合；当中和 度为200%时，马来酸主要变为马来酸二钠盐，其聚合活性相对较差，严重阻碍了聚合；未中和以及中和度为 100%时，需7.0～7.2 g 引发剂才能将单体全部转化，而在适当的中和度（约20%）下，用少量引发剂（4.0～4.2 g）就 可以获得聚合较完全的共聚物，节约了大约40%的引发剂用量。用较佳条件下合成的MA/SAS 共聚物对碳酸 钙、磷酸钙和硫酸钙的静态阻垢性能进行了研究，共聚物表现出良好的阻磷酸钙垢和阻硫酸钙垢、较好的阻碳酸 钙垢性能，对应的最大阻垢率分别为94.38%、100.00%、59.03%。

摘要:针对低渗透致密油藏压裂驱油剂的润湿性评价问题，分析现有接触角法的误差及不确定性，提出了评价压 裂驱油剂润湿性的改进方法，采用润湿倾向指数，即驱油剂与蒸馏水在亲水/油表面的润湿接触角的比值来表征 压裂驱油剂的润湿性改变方向和程度。结果表明，用接触角和接触角变化的最大值反映驱油剂对储层润湿性改 变方向和能力都存在一定的不确定性。亲水表面的性质非常稳定，润湿接触角偏差较小，但亲油表面的润湿接 触角偏差较大。蒸馏水与亲水/油表面润湿接触角的相对平均偏差分别为0.281%、8.929%。另外，部分驱油剂在 亲水/油表面的接触角最大变化值差异不明显。用润湿倾向指数可较好地表征驱油剂的润湿性改变程度。润湿 倾向指数不确定度远小于接触角不确定度。0.2%磺酸盐类驱油剂、聚氧乙烯醚类驱油剂、氟碳类驱油剂在亲水 表面的接触角（润湿30 s）不确定度分别为1.24、3.11、0.64，而水润湿倾向指数不确定度分别为2.48×10^-2、6.33× 10^-2、1.76×10^-2。通过Amott 方法，测得7 种压裂驱油剂作用下天然岩样的水湿指数。该水湿指数从大到小的排 序与用接触角法测得的水润湿倾向指数从小到大的顺序一致。两种方法的测试结果进一步证实了使用润湿倾 向指数的准确性和优越性。该方法有利于快捷地评价压裂驱油剂对储层润湿性的改变能力，优选低渗透致密油 藏压裂驱油剂。

摘要:聚合物微球调驱是改善水驱效果的主要技术之一。微球在地层中的运移以及能否在采出水中有效检出会 直接影响调驱效果。因此，将荧光碳点引入微球调驱剂中，起到示踪的作用。荧光核壳微球调驱剂由含荧光碳 点的核心微球溶液和壳层水溶液混合吸附而成。为了降低油水分离后采出水中的杂质对核壳荧光微球有效检 出的干扰，首先对荧光微球的浓度与荧光强度进行线性拟合，验证该方法的可行性；然后用硅胶对地层采出水进 行吸附，通过对比采出水吸附前后的荧光发射光谱，验证硅胶吸附的实用性；最后用硅胶对采出水配制的荧光微 球进行吸附，绘制荧光强度和微球浓度的标准曲线。结果表明，在激发波长为347 nm的条件下，荧光微球的质 量浓度与445 nm发射波长处的荧光强度具有良好的线性关系，相关判定系数（R²）为0.9870。经硅胶处理后，水 驱采出水的荧光发射强度显著降低，硅胶吸附能有效去除采出水中的杂质。在激发波长为347 nm、荧光光谱仪 狭缝为10～20 nm、微球质量浓度为1～1200 mg/L时，荧光核壳微球水分散液的质量浓度（x）与462 nm处的荧光 发射峰值（y）呈正比线性关系，拟合方程为y=2497.1042+3.1847x，R²为0.9972，置信度较高。荧光强度与核壳微 球浓度的线性阶段可满足现场检测要求。该方法可为类似油藏荧光微球含量的定量检测提供借鉴。

摘要:随着常规油藏进入高采出程度和高含水“双高”阶段，剩余储量可动用性变差，稳油增产难度日益增加。为 长期挖潜油藏剩余油，加强剩余油分布赋存状态及表征，全面了解剩余油分布规律成为提高原油采收率的必要 前提。通过梳理国内外针对不同油藏开展的岩心分析、一维岩心驱油、微观驱油实验，并结合激光共聚焦、核磁 共振成像、CT扫描成像、荧光分析等技术，从定性到定量对一到三维微观剩余油分布研究方法进行全面总结。 结果表明，含油薄片分析因高保留残余油分布状态、能真实反映残余油原貌特征且技术成熟成为研究残余油分 布的基本实验方法；传统岩心驱油模型是研究剩余油分布规律及提高采收率机理必不可少的实验方法，可反映 真实储层情况，但只能从宏观视角分析不同因素对渗透效果的影响；真实岩心可视化模型可有效弥补传统岩心 驱油模型的不足，但可视化实验装置耐高温高压有限，制作成本较高，图像处理不太清晰；微流控模型作为新兴 技术，参数可控、实验重复性高，同时可将各种驱油模式下的微驱过程、流体的流动情况进行可视化展示，为评价 驱油效果提供一条新途径，但简化的微观多孔模型与实际驱替实验结果仍存在一定差距。以核磁共振成像技 术、X射线CT成像技术为主的成像分析技术凭借各自优势与真实岩心实验相结合，成为从微观角度有效描述剩 余油分布特征的重要方法。该综述将为了解现有剩余油研究方法提供重要借鉴，为不同类型储层进行剩余油分 布、高效开发、提高原油采收率等研究提供理论支撑。

摘要:原油含有沥青质、胶质、环烷酸、脂肪酸、微晶石蜡、界面活性固体颗粒等天然表面活性剂。开采时地层孔 隙、井筒、喷油嘴、管道阀的剪切、挤压和搅拌，驱油剂中加入的表面活性剂和水，集输和转运过程中的泵压及管 道湍流，极易形成稳定的原油乳液。原油乳液不仅会引起管道和泵的腐蚀、降低管道的集输效率，还会在下游炼 化过程中造成催化剂中毒。化学破乳因其效率高、速度快、设备简易、能耗低等优势，是原油乳液高效分离的常 用方式。离子液体（ILs）具有不易燃性、热稳定性好、可回收利用、蒸汽压低等优势，是一种高效的破乳剂。通过 总结ILs 的特征及其作为化学破乳剂的应用现状，讨论了破乳机理及影响破乳性能的因素，指出ILs 破乳剂在实 际应用中存在的问题，提出了未来的研究方向。ILs 适用于高盐度、高温度、高黏度等恶劣环境条件下（如超稠 油）的破乳，破乳机理包括吸附、取代、离子交换等，影响破乳效果的因素包括ILs 的种类和浓度、相对分子质量、 盐度、温度和乳液类型等。通过选择合适的ILs 及其用量，确定最佳的处理条件，可以提高破乳效率。虽然目前 ILs 破乳剂距离大规模应用还存在很多关键问题和挑战，但低毒或无毒、低成本、低黏度的ILs 及与纳米颗粒联用 和聚ILs的研发仍然具有重要意义。

摘要:GB/T 7713.2—2022《学术论文编写规则》代替GB/T7713—1987《科学技术报告、学位论文和学术论文的编 写格式》中的学术论文编写格式部分，于2023 年7 月1 日起实施。做好新版标准的学习和实施工作，对学术论文 编写和出版标准化、规范化，方便学术论文的检索和传播，促进学术成果的交流和使用具有重要意义。在学习 《学术论文编写规则》时，要注意要求型、推荐型、允许型及陈述型条款的区别，区分各条款使用的能愿动词，如 应、宜、可等。结合油气行业的特点和实际编校工作，对题名、摘要、关键词、正文部分、量和单位、表格、数字和数 学式中常见的不规范问题进行了解析，以期进一步增强作者与编辑的标准化意识，提升学术论文写作和编校规 范化水平。