摘要:针对常规吸水膨胀类凝胶不能再次交联，受压力波动易被带出漏层，承压能力降低导致堵漏效果差的问题，以壳聚糖为物理交联剂，与丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）和甲基丙烯酸十八烷基酯（SMA）等单体聚合，制得自愈合凝胶。通过红外光谱、热重分析、扫描电镜表征了自愈合凝胶的结构，考察了其膨胀性、流变力学、自愈合性能、配伍性和封堵性等，分析了凝胶自愈合和封堵机理。结果表明，该凝胶具有海绵状双网络结构，凝胶结构之间存在多重非共价键作用（氢键作用、静电作用和疏水缔合作用）。自愈合凝胶的吸水膨胀性良好，随着温度的升高凝胶的吸水膨胀性能增强，120 ℃下凝胶的溶胀平衡值是常温的37倍。基于多重非共价键相互作用的凝胶颗粒在 90 ℃下自愈合后具有较高的储能模量（3500 Pa）和凝胶结构恢复率（83%），在 120 ℃下仍能表现出自愈合性能。凝胶颗粒与基浆的配伍性较好，随凝胶颗粒的增加，基浆的表观黏度增大，滤失量降低。当凝胶颗粒质量体积比达到2%时，可以满足20目（0.85 mm）以上砂粒模拟的孔隙性漏失地层的随钻堵漏需求。凝胶的自愈合机理主要依赖于其网络结构中的非共价键，这些键在凝胶受到破坏后能迅速断开并快速重新组合，从而恢复凝胶的完整性和功能性。在封堵机理方面，凝胶颗粒在漏失通道中通过运移、堆积和挤压，与地层形成紧密接触，并通过非共价键作用实现自愈合和与地层的紧密结合，形成强韧的凝胶封堵层。这种自愈合凝胶在提高随钻堵漏效率方面展现出应用潜力。

摘要:深井水基钻井液常用的磺化处理剂具有显著生物毒性，且未能明确其毒性来源，导致此类处理剂的现场应用受到相关环保法规的限制。为探明磺化处理剂的生物毒性来源，选取典型磺化处理剂，分析了处理剂的官能团、重金属与有机毒害物含量、颗粒形貌等理化特征与其生物毒性间的关系。结果表明，磺化处理剂所含的磺酸基团无生物毒性，所含的微量重金属与有机毒害物亦不足以造成处理剂毒性超标。通过半透膜透析除去残留的磺化剂，然后使用索氏提取器分离出处理剂中的水溶性组分，实现了处理剂的生物无毒，并证明其生物毒性主要由残留的磺化剂——亚硫酸氢钠与焦亚硫酸钠，以及在水中具有良好水化分散性的固相大颗粒对费氏弧菌的吸附失活效应共同导致。最后，使用自制的金属有机框架材料（MOF）对处理剂进行了解聚处理。以处理后的处理剂等量取代磺化钻井液中的磺化处理剂后，钻井液的流变性能基本不变，API 与HTHP滤失量仅出现小幅上升，且取代后的体系实现了生物无毒，为磺化处理剂及磺化钻井液的沿用提供了坚实的技术保障。

摘要:随着油井钻探加深，常规减阻剂已不能满足新工况下固井水泥的性能及环保要求。以聚羧酸减水剂聚醚（TPEG-2400）、甲基丙烯磺酸钠（SMAS）、丙烯酸等为原料，通过自由基聚合反应合成一种环保型聚羧酸油井水泥减阻剂（HZ-1）。通过正交实验优化了最佳合成条件；通过红外光谱、核磁共振氢谱、热重及同步热分析仪对HZ-1的结构和热稳定性进行分析；根据石油天然气行业标准对HZ-1的减阻性、抗温性、环保性进行室内评价；通过吸附量、空间位阻、Zeta 电位变化探讨 HZ-1 的减阻作用机理。结果表明，HZ-1 的最佳制备条件为：10 g SMAS、0.41 g次磷酸钠、175 g TPEG-2400、7.6 g双氧水、0.91 g抗坏血酸、22.22 g丙烯酸、20 g 20%氢氧化钠，滴加时间为2.0 h，反应温度20 ℃，反应时间0.5 h。HZ-1的热稳定性良好，分解温度为338 ℃。将0.40% HZ-1与油井水泥按水灰比0.44配制的水泥浆体系具有较好的减阻性能，流性指数为1.033、稠度系数为0.023 Pa·sⁿ、抗压强度为 18.413 MPa，可耐 170 ℃高温。HZ-1的生物降解性好，绿色环保，半数有效浓度（EC₅₀）为 36 307 mg/L，化学需氧量（COD）为 571 984 mg/L、生化需氧量（BOD₅）为 196 330 mg/L，BOD₅/COD 为 0.3432，生物等级为无毒。 HZ-1空间位阻越大，水泥浆流变性能越好；HZ-1在水泥颗粒表面的吸附曲线符合Langmuir 吸附模型，为单分子层的化学吸附；HZ-1降低了水泥颗粒表面的Zeta电位，增强其静电斥力，从而增强水泥浆的流变性能。

摘要:稠油油藏在开采过程中由于高温蒸汽的注入，产生的热应力往往会导致固井水泥石的破坏。针对这一问题，优选了一种聚芳醚酮类耐高温树脂粉作为弹性材料加入水泥浆体系中，研究了树脂粉对水泥浆常规性能、力学性能及耐高温性能的影响。研究结果表明，在水泥浆中加入4%的树脂粉时，水泥浆的稠度系数为0.71 Pa·sⁿ、滤失量为34 mL、稠化时间为225 min、抗压强度为17.69 MPa，水泥浆的常规性能均满足现场作业要求；而水泥石的弹性模量则可以降低至 4 GPa 以下，树脂粉的加入可以明显提高水泥石的弹性。加有树脂粉的水泥石在320 ℃高温养护28 d后，抗压强度为18.68 MPa，抗冲击强度为1.97 kJ/m²，弹性模量为3.67 GPa，显示了较好的抗高温强度和弹性。与未加树脂粉的水泥石相比，水泥石的渗透率降低了 61.3%，弹性模量下降了 39.1%，峰值应变增加了119.0%。树脂粉的加入改善了水泥石的脆性，增加了水泥石的弹性以及抗形变的能力，能够有效地提高热采井水泥石在注蒸汽作业过程中抵抗热应力破坏的能力。

摘要:基于致密油体积压裂大背景，以过硫酸铵（APS）破胶剂在远端微纳米裂缝精准调控滑溜水降解反应为目的，研究温控型APS纳米胶囊破胶剂构筑与释放调控中的影响因素。以聚甲基丙烯酸甲酯（PMMA）、二氯甲烷（DCM）、司盘 80（Span80）、环己烷（CYH）、泊洛沙姆类三嵌段共聚物（Pluronic P-123）、APS 等为原料，通过疏水聚合物壁材在 W/O 反相微乳液界面化学作用力激励下包覆 APS 液滴，形成纳米胶囊破胶剂。对纳米胶囊破胶剂的制备条件进行了优选，并通过测定不同温度下纳米胶囊破胶剂对APS的释放率和模拟滑溜水中部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的黏度保留率，分析了温控型纳米胶囊破胶剂可控释放 APS 和降解 HPAM的机理。结果表明，纳米胶囊破胶剂的最佳制备工艺为：反应温度为50 ℃，DCM和CYH的体积比为1∶1.5，Pluronic P-123 的加量为 100 mg，PMMA加量为 200 mg，芯材 APS 质量分数为 10%，Span80 与 APS 溶液体积比为 1∶1。纳米胶囊破胶剂的平均粒径为 221 nm，具有较好的球度和理论外壳厚度（13 nm），APS 载率为 78%。利用 APS 在特定温度（60～80 ℃）下对温敏型表面活性剂 Pluronic P-123 的氧化降解特性，实现纳米胶囊外壳“温控开关”的预置及其对APS释放的精确调控，60、80 ℃下其对滑溜水中HPAM的降解时间分别为24、12 h。研究成果为解决致密油水平井体积压裂复杂缝网，尤其是远端次级微裂缝系统的压裂液中滑溜水残留堵塞物降解返排瓶颈问题提供了新的途径。

摘要:泡沫压裂是煤层气储层压裂增产改造中常用的一种技术手段，起泡剂的选择尤为重要。为了研究出泡沫性能更好、成本更低以及综合性能优良的起泡剂，以茶皂苷、烯基琥珀酸酐和亚硫酸氢钠为原料，通过酯化和磺化反应制备了起泡剂（HBS-J），通过红外光谱表征了HBS-J 的结构，评价了HBS-J 的起泡性、耐盐耐油性、表面活性和储层保护性等。结果表明，HBS-J 的起泡性能、耐盐耐油性能和表面活性均较好。当 HBS-J 的质量分数为0.3%时，起泡体积为590 mL，泡沫半衰期为2562 s，泡沫综合指数可以达到25 193 mL·min，发泡能力和泡沫稳定 性均较强；当盐水溶液中Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺质量浓度分别为79 310、5405、2021 mg/L 或者煤油体积分数达到25%时， HBS-J 仍能形成比较稳定的泡沫体系，并且其起泡能力和耐盐耐油能力均明显优于传统起泡剂（十二烷基硫酸钠、α-烯烃磺酸钠、椰油酰胺丙基甜菜碱）。当HBS-J 的质量分数为0.25%～0.35%时，溶液的表面张力（约40 mN/m）较低。HBS-J 的储层保护性能良好，对煤层基质渗透率的伤害率小于 10%，在泡沫压裂施工过程中不会对煤层气储层造成严重的伤害。HBS-J满足煤层气储层泡沫压裂施工对起泡剂综合性能的要求。

摘要:渤海L、S和J油田经过长期注水注聚开发，储层的非均质性进一步增强，聚合物在储层内发生滞留，导致储层吸液能力大幅度下降，解堵是缓解当前情况的有效技术手段之一。为满足渤海化学驱解堵技术需求，评价了由解聚剂、酸和螯合剂组成的复和解堵剂和溶垢剂的解堵效果，探究了注入方式、注入压力和调剖措施对解堵效果的影响及作用机制。结果表明，将1.0%过硫酸铵与0.5%无机缓蚀剂组成解聚剂，当其质量分数为1.0%、段塞尺寸为0.05 PV时，聚合物堵塞岩心渗透率恢复率可达 90.31%，解聚效果较好。将0.54%柠檬酸与5.46%螯合剂组成溶垢剂，当其质量分数为6.0%和8.0%时，对3种无机垢堵塞岩心渗透率恢复率超过80%，溶垢效果较好。提高解堵剂注液速度可提升注入压力和改善解堵效果，注入压力升高至3.0倍和3.5倍水驱压力时的采收率增幅为0.74 百分点和0.88 百分点。但提升注入压力后大部分液体仍会进入储层高渗透部位，低渗透层吸液量增幅十分有限，进而影响解堵效果。为此，提出调剖+解堵联合作业工艺措施，即在注入解堵剂之前先进行调剖。与单纯解堵相比，当注入0.3、0.6 PV无机凝胶调剖剂时，调剖+解堵联合作业的采收率增幅分别为7.7百分点和12.19 百分点。

摘要:渗吸作用被认为是一种提高致密油藏采收率的重要方式。压裂后会采取闷井措施以通过渗吸作用置换原油，通常使用表面活性剂和纳米材料等化学剂，以提高渗吸置换效率，但不同类型渗吸剂的提高采收率机制还有待区分并阐释。文章对比了4种渗吸剂体系的渗吸提采效果，分别为高界面张力（?30 mN/m）体系：二氧化硅纳米流体和纯水；中等界面张力（1～10 mN/m）体系：单种表面活性剂体系；超低界面张力（＜10^-3 mN/m）体系：表面活性剂复配体系。结果表明，二氧化硅纳米流体及单种表面活性剂体系主要依靠润湿反转效应，在油湿储层提高渗吸采收率，此外单种表面活性剂体系可降低界面张力，提高油滴通过孔喉时的可形变性，缓解贾敏效应，减少油滴被夹断并滞留于孔隙内的可能性，从而提升原油动用程度，然而采收率结果显示利用降低界面张力方式提采幅度有限，润湿性的改善对提高渗吸采收率的重要性高于界面张力的降低。但在强油湿性孔隙，当润湿性改善效果不佳，毛管力驱动效应难以充分发挥时，表面活性剂复配体系表现出最优的渗吸提采性能，其具有的超低油水界面张力促使油水自发乳化现象的发生，并将渗吸模式由毛管力驱动转变为重力驱动，自发形成的乳化油滴在重力作用下被排出孔隙。依靠超低界面张力使原油自发乳化的重力驱动渗吸模式，为提高渗吸采收率提供了新的途径。

摘要:为提高聚合物驱油剂的耐温耐盐和抗剪切性能，采用自由基水溶液聚合，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）和自主研发的长链烷基聚醚类两亲功能单体（POM）为原料，以低温引发的方式合成了两亲驱油聚合物（HAP），通过测定合成聚合物的特性黏数和增黏性确定了最佳合成条件，研究了HAP的溶解性、增黏性、抗剪切性、耐盐性、稳定性和驱油性能，并与市售耐温抗盐聚丙烯酰胺进行比较。结果表明， HAP的最佳合成条件为：单体总质量分数为 20%，POM加量为单体总质量的0.4%～0.8%，AMPS加量为8%，引发剂加量为单体总质量的 0.1%～0.4%，引发温度为 0 ℃。HAP 具有较好的溶解性和增黏性。0.175 g HAP 在75 ℃ 100 g模拟渤海海水中的溶解时间为30 min，溶液的表观黏度为55.8 mPa·s。在75 ℃下，0.175% HAP的抗剪切性、耐盐性、稳定性和驱油效果较好。随着剪切速率从 7.34 s^-1 增至 100 s^-1，HAP 溶液的黏度保留率为27.8%；在模拟海水矿化度增至30 g/L 时，HAP溶液的黏度为75 mPa·s；老化90 d后，HAP溶液的黏度为36 mPa· s；岩心驱替实验中，0.175% HAP溶液的最终采收率比相同浓度的市售耐温抗盐聚丙烯酰胺高8.8百分点。四元共聚物HAP表现出良好的溶解性、增黏性、抗剪切性、耐盐性、长期耐温稳定性和较高的原油采收率，性能优于市售耐温抗盐聚丙烯酰胺。

摘要:红河油田长8超低渗透油藏注水压力高、驱油效率低，需开展化学驱提高原油采收率，但驱油剂油藏适应性不明。针对以上问题，对比研究了表面活性剂、纳米乳液、活性二氧化硅纳米流体（简称活性纳米流体）3类驱油剂的界面活性、降压增注及驱油性能，结合界面-渗流阻力-驱油效率相关性分析明确了不同类驱油剂在长8超低渗透油藏的适应性。研究结果表明，单相渗流条件下，注入质量分数为 0.3%表面活性剂 AMS、质量分数为0.5%纳米乳液 LIE、质量分数为0.3%活性纳米流体ASN后，降压率分别为 15.1%，5.8%和9.1%。AMS降压率最高，主要原因在于表面活性剂可将中性润湿岩石表面调整为弱亲油状态，有助于削弱水膜作用。两相渗流条件下，表面活性剂AMS无法抑制原油与水形成油包水型乳状液，无法实现降压，而纳米乳液 LIE 和活性纳米流体ASN在降低油水界面张力的同时可抑制油包水乳液的生成，可实现驱替压力的有效降低，其中纳米乳液降低油水界面张力性能优于活性纳米流体，降压率最高，为38.6%。天然岩心驱替表面活性剂、纳米乳液、活性纳米流体分别可提高原油采收率 26.67 百分点、23.51 百分点和 16.35 百分点，表面活性剂提高采收率幅度最高，但考虑其无法在两相渗流条件下实现降压，与长8超低渗透油藏适应性最好的化学驱体系为纳米乳液。

摘要:纳米流体在多孔介质表面的吸附和滞留是影响纳米技术提高非常规油气田采收率的关键因素。纳米黑卡作为一种两亲性片状纳米材料，其在岩心中动态吸附规律的研究必不可少。首先，绘制纳米黑卡流体标准曲线，开展静态吸附实验确定饱和吸附浓度；然后，开展不同影响因素下纳米黑卡流体的动态吸附实验，通过单因素分析和多元线性回归方法研究动态吸附规律，建立动态吸附量回归方程。结果表明，纳米黑卡流体的饱和吸附浓度为 75 mg/L，静态吸附量最大值为1.83 mg/g；其动态吸附量与低渗透岩心渗透率（K）呈负对数相关，与纳米黑卡流体矿化度倍数（MS）呈负线性相关，与纳米黑卡流体注入段塞（V₂）和后续水驱注入速度（v）均呈正线性相关。纳米黑卡流体在低渗透岩心的动态平衡吸附量（ η₂ ）与 K、MS、v、V₂ 之间的多元线性回归方程为： η₂ = 10^-3（ - 0.4 - 0.005 K - 0.094 MS + 1.301 v + 3.347 V₂），R²为 0.989。当K为 20×10^-3 μm²、MS为 2、v 为 0.3 mL/min、V₂为 0.5 PV时，通过回归方程计算得到纳米黑卡的动态吸附量为 1.328×10^-3 mg/g，与实验结果（1.321×10^-3 mg/g）接近。保持适度的矿化度范围（MS＜4）、调整注入段塞（0.5 PV）和降低后续水驱注入速度（＜0.45 mL/min）可以降低纳米黑卡流体的动态吸附量，有利于低渗透油藏进一步提高采收率。

摘要:在高盐低渗透油藏环境下，二硫化钼（MOS₂）纳米片的分散稳定性差，往往需要和表面活性剂复配发挥协同作用以提高其性能，因此明确 MOS₂与表面活性剂之间的相互作用对提高 MOS₂的应用范围具有十分重要的意义。通过水热法，以硫代乙酰胺为硫源、三氧化钼为钼源合成了MOS₂纳米片。研究了5种表面活性剂对MOS₂纳米片在盐水中分散稳定性的影响，优选出阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵（CTAB），考察了纳米驱油体系 CTAB-MOS₂（质量比为 10∶1）的界面性能、乳化性能和提高采收率效果。结果表明，MOS₂纳米片具有片层结构，在去离子水中的分散稳定性较好；随NaCl 质量浓度的增加，分散稳定性降低；CTAB可显著提高MOS₂纳米片在 3000 mg/L NaCl 溶液中的分散稳定性。当MOS₂质量分数为0.1%时，CTAB的加入可使MOS₂的自稳定时间由不足 3 h 增长为 12 h；当 MOS₂质量分数为 0.005%时，CTAB 的加入可使 MOS₂的平均粒径由 122.7 nm 降为 98.1 nm，Zeta 电位绝对值由25.0 mV变为33.8 mV。0.05% CTAB-0.005% MOS₂能在正庚烷/水界面处自发形成强度较高的界面膜和攀附膜，并可将正庚烷/水界面张力降低至0.175 mN/m，同时还具有较好的乳化效果。基于其优异的耐盐性以及良好的界面活性，CTAB-MOS₂在低渗透环境下具有一定的提高采收率效果。在 60 ℃、3000 mg/L NaCl 的条件下，向低渗透（48.33×10^-3 μm²）岩心注入 0.5 PV 0.05% CTAB-0.005% MOS₂，可提高采收率 9.85 百分点。高分散稳定性CTAB-MOS₂的构建有望为低渗透油田的高效开发提供解决方案，同时对于提高纳米材料的分散稳定性提供研究思路。

摘要:含有胶质和沥青质等天然活性物质的原油在喉道剪切作用下易和水相形成油包水乳状液，产生液阻效应，堵塞地层导致油井产量急剧降低。利用室内岩心驱替实验和微观孔隙流动模拟技术，研究了原油黏度、含水率、乳状液粒径与喉道直径比等因素影响下，油包水乳状液在复杂多孔介质内的流动规律和液阻效应。结果表明， 随含水率增加，油包水乳状液的液阻效应增强，导致启动压力梯度增加。当原油黏度为 550 mPa·s、乳状液含水率为20%～50%、岩心渗透率为300×10^-3 μm²时，油包水乳状液的启动压力梯度为12～37 MPa/m。原油黏度对高黏油（550 mPa·s）乳状液启动压力梯度的影响更大，乳状液粒径与喉道尺寸的匹配程度对低黏油（＜30 mPa·s）乳状液启动压力梯度的影响更显著。由于液阻效应，水滴在喉道入口处聚集并发生聚并，使油包水乳状液中水滴粒径变大。油包水乳状液粒径与喉道直径比值越大，分散相（水滴）通过喉道时的渗流阻力越大。油包水乳状液的毛细管数越小，液阻效应导致渗流阻力的增加倍数越大。计算表明，当毛细管数为9.9×10^-4（低黏油）、乳滴粒径与喉道直径比为2.5或 10.0时，液阻效应导致油包水乳状液通过喉道时的渗流阻力增加到孔隙中流动渗流阻力的7倍或35倍。研究结果明确了油包水乳状液在多孔介质中流动的液阻效应及其影响因素，为地层原油渗流和提高原油采收率研究提供理论指导。

摘要:探索性地将分子模拟技术引入降混剂分子结构设计及混相机理研究，在一定程度上解决了细管实验步骤繁琐、周期长且成本高的问题。首先，初步确定了5类具有降混潜力的官能团结构，基于量子力学，利用电子密度和福井函数研究过程中的电子转移情况及吸附反应能和前线轨道研究过程中的能量变化，以判断各类官能团与CO₂的亲和性。在充分考虑官能团数量和空间位阻等因素的基础上，进行了双亲性降混剂的分子结构设计。基于分子动力学，考察了3种降混剂、模拟油与CO₂的相互作用及分散聚集情况，结合扩散系数综合评价降混剂的混相能力。结果表明，增加亲CO₂基团数与适当的空间位阻相协同，有利于提升降混效果。

摘要:研究表面活性剂改变岩石表面润湿性的机理对油田现场施工具有一定的理论指导意义。通过红外光谱、形貌扫描成像、Zeta 电位、固体表面振荡频率和接触角等的测定，研究了阴离子型表面活性剂十二烷基醇聚氧乙烯醚硫酸钠-1（PES）改变油湿性砂岩表面润湿性的机理。结果表明，与油湿性石英粉的红外光谱相比，PES处理后的石英粉红外谱图中具有S—O键、亚砜S=O键和砜—SO₂—键的拉伸振动峰，说明“吸附”为 PES 改变油湿性砂岩表面润湿性的机理。由于 PES 吸附在油湿性石英片表面，使得石英片表面较为平坦，平均粗糙度大大减小。未经 PES 处理的油湿性石英颗粒的 Zeta 电位为-4.2 mV，用 PES 处理样品的 Zeta 电位值随着 PES 浓度的升高而降低，最终趋于平衡。PES与带负电岩石表面的静电排斥力使得PES以微弱的分子间作用力吸附在砂岩表面。随着 PES 浓度的增加，石英晶体表面的共振频率降幅越来越大，即 PES 分子在岩石表面的吸附量越来越大。另外，未经 PES 处理的油湿性石英片原始接触角为 140°，经过 PES 处理的油湿性石英片对应的接触角为109°。随着 PES 的加入，表面活性剂疏水链与原油组分的疏水端形成双层吸附结构，此时表面活性剂亲水头基裸露在外面，使得接触角逐渐降低，从而改变了固体表面的润湿性。

摘要:针对高温油藏在高采出程度、特高含水阶段水驱、聚驱开发效果差等问题，采用阴、阳离子型表面活性剂复配，研制了配方为 1500 mg/L 聚合物P5+0.3%表面活性剂 S-2原位乳化驱油体系，开展了相态表征，评价了 95 ℃下该原位乳化驱油体系的油藏水质适应性、天然岩心物模驱油效果，采用微观光刻模型分析了驱替的剩余油启动情况，进一步模拟油藏非均质性，评价不同段塞组合方式下原位乳化驱油效果。研究结果表明，表面活性剂S-2具有良好的增溶原油能力，在低质量分数（0.1%～0.3%）条件下可与原油原位形成微乳液体系，乳化粒径主要分布在65～118 nm之间，形成了具有囊泡结构的聚集体；体系油水界面张力超低，抗吸附、耐温性能良好，洗油效率达78%。结合微乳液流动性强特点，优选耐温聚合物发挥流度控制作用，在矿场氧含量为0.2～0.4 mg/L、硫含量为 15～20 mg/L 的水质条件下，该乳化驱油体系可以实现 95 ℃老化 60 d黏度保留率在 100%以上。天然岩心驱油实验结果表明，原位乳化驱替的产出液及岩心切片孔隙中相态特征明显，原油重质组分得到有效驱替，各类型剩余油均有良好动用，具备形成全过程乳化驱替的能力。进一步模拟油藏非均质性，评价不同段塞组合方式下原位乳化驱油效果表明，通过原位乳化驱油体系变浓度梯次注入与调剖段塞组合注入，非均质岩心实验提高采收率25.2百分点以上。综合经济效益及驱油效果，选择0.1 PV调剖段塞+0.45 PV原位乳化体系+0.05 PV调剖段塞组合的注入方式，目前已经进入矿场前置段塞注入，阶段注入0.09 PV，注入压力上升5.0 MPa，数模预测提高采收率8.06百分点。

摘要:为提高气藏水侵抑制剂的耐温抗盐性、减缓对气藏的二次水侵污染，以甲醇为分散介质，通过表面张力、接触角、岩心自发渗吸含水饱和度、多孔介质气相渗透率的测定，研究了5种表面活性剂的表面活性、疏水改性效果、预防和解除水侵伤害能力；通过红外光谱、接触角、Zeta 电位和吸附层厚度的测定，分析最佳气藏水侵抑制剂改变气藏水湿性砂岩表面润湿性的作用机理。结果表明，5 种表面活性剂中，阳离子含氟双子表面活性剂（HB-1）具有较强的疏水改性能力以及良好的耐高温抗高盐性能，在180 ℃和矿化度为2.0×10⁵ mg/L 的条件下老化24 h后，0.05% HB-1可将地层水表面张力降至21.0 mN/m。岩心经HB-1处理后，地层水在岩心表面的接触角由处理前的45.0°增至110.0°。HB-1能有效预防岩心水侵，可使岩心含水饱和度由处理前的77.4%降至8.1%；并可有效解除水侵伤害，使多孔介质气相渗透率由水污染后的29.9×10^-3 μm²恢复到52.3×10^-3 μm²。HB-1对水湿性砂岩表面疏水改性的作用机理为“吸附”。HB-1分子可在水湿性石英片表面形成厚度约为4.3 nm单层吸附疏水膜，且吸附膜厚度随着HB-1浓度的增大而增大；当HB-1质量分数达到0.1%时，吸附层之间的疏水作用逐渐形成紧密定向排列的双分子层结构，吸附达到饱和，Zeta电位（24.30 mV）和吸附膜厚度（4.3 nm）趋于稳定。

摘要:井筒完整性治理是保障油气井安全生产的关键问题之一，针对国内尚缺乏自主研发的用于海上油田作业的有效堵漏剂材料，通过对主剂和固化剂体系的优选制备了堵漏剂体系，通过扫描电镜和红外光谱等表征手段结合的方法，研究了堵漏剂的固化机理，通过沉降固化实验测试了体系的模拟环空封堵性能。研究结果表明，所制备的堵漏剂体系兼具低初始黏度（90 mPa·s）和高封堵抗压强度，具有良好的固化性能。通过对堵剂的固化机理分析认为，堵漏剂的高强度固化性能主要是由于强交联反应。封堵模拟测试证实堵漏剂体系具备优异的承压能力（＞160 MPa/m），并能够在20 m高度下沉降固化，具有极强的封堵能力。将该堵漏剂体系在南海东部A油田某水平井进行了现场应用，成功完成漏点封堵作业。本研究为井筒完整性治理提供了新型纯液体堵剂，产品具备良好的应用潜力。

摘要:石油在炼制、储运和使用过程中产生了大量的含油污泥，造成了严重的石油浪费和环境污染。为解决这一问题，提出生物表面活性剂-沉积型微生物燃料电池（SMFC）协同工艺。以生物表面活性剂预处理过的含油污泥为阳极底泥构筑了SMFC，通过检测日均电压、输出总电量、功率密度、表观内阻和石油去除率，探究生物表面活性剂、产电菌投放时间、石油回收3个因素对SMFC产电性能及降解性能的影响。研究结果表明，生物表面活性剂-SMFC协同处理含油污泥的效果较生物表面活性剂或SMFC处理含油污泥的更优；含油污泥经生物表面活性剂预处理后，再投放产电菌更有利于含油污泥的降解及SMFC产电性能的发挥，相较于生物表面活性剂预处理前投放，其输出总电量增加了1463.63 C，石油去除率提高了17.09 百分点；经生物表面活性剂回收石油后构筑的SMFC 产电性能及降解性能更佳，其最大输出电压可以达到 185.27 mV，石油去除率高达 63.65 %。生物表面活性剂-SMFC 明显提升了含油污泥的降解性能和产电性能，产电菌不宜过早投放，石油回收可以大大提高SMFC的产电性能和含油污泥的去除率。

摘要:采用低场核磁共振（LF-NMR）技术分析了塔河超稠油的组成，并基于塔河超稠油的组成设计了4种油溶性降黏剂（脂肪族，芳香族，芳香族+脂肪族，极性化合物）；综合采用LF-NMR方法、黏度分析、和浸泡稀释法评价了4种降黏剂对塔河超稠油的降黏效果。原油族组分（SARA）分析结果验证了LF-NMR技术可以用于精确分析原油组成。除极性化合物降黏剂外，其余3种降黏剂均可使超稠油的黏度降低 90%以上，降黏剂的降黏性能排序为：芳香族＞脂肪族+芳香族混合物＞脂肪族＞极性化合物。芳香族降黏剂降黏效果最好，可将稠油黏度从61 000 Pa·s（50 ℃）降低至 14.897 Pa·s；具有溶解沥青质和防止沥青质聚集的能力。实验结果证明了 LF-NMR不仅可以作为一种快速方便的方法分析原油组成，同时可以用于评价降黏剂效果，并且帮助分析降黏机理。

摘要:辛基酚聚氧乙烯醚（OP-20）与十二烷基硫酸钠（SDS）是油田后期开采中常用的复配表面活性剂。为了准确检测OP-20/SDS 二元复配体系中各组分的含量，以羟丙基-β-环糊精（HP-β-CD）作为掩蔽剂，利用其外亲水、内疏水的特殊结构，以及自发包结芳香族表面活性剂的特性，修正紫外光谱法用于检测二元复配体系中 OP-20 的含量；同时，用电导率法定量分析二元复配体系中的 SDS，研究了 OP-20 对检测结果的影响。结果表明，采用紫外光谱法检测二元复配体系中 OP-20 的含量时，SDS 会对 OP-20 的吸光度和临界胶束浓度（c_cmc）产生干扰。在0.2 mmol/L OP-20 水溶液中加入0.4 mmol/L SDS，OP-20 在最大吸收波长224 nm处的吸光度由1.727 增至1.751；在0.4 mmol/L SDS水溶液中，OP-20 的c_cmc由纯水中的0.223 mmol/L 降至0.198 mmol/L。HP-β-CD对紫外光谱法检测二元复配体系中的 OP-20 具有显著的掩蔽作用，HP-β-CD 与 OP-20 按物质的量比 1∶1 进行包结，阻断了OP-20 分子和 SDS 分子之间的相互干扰。加入 HP-β-CD 后，二元复配体系中 OP-20 的回收率由 96.42%～106.92%变化至99.28%～101.38%，用紫外光谱法检测复配体系中OP-20含量的准确度明显提高。HP-β-CD消除SDS 和 OP-20 之间相互干扰的原因为 OP-20 分子从宽、窄两个口径方向进入 HP-β-CD 分子空腔并形成包结物。采用电导率法可准确检测二元复配体系中SDS的含量，OP-20 不会对SDS产生干扰。当溶液中OP-20 的浓度为0.1～0.3 mmol/L 时，二元复配体系中 SDS 的回收率为 100.83%～101.92%。HP-β-CD 修正紫外光谱法联合电导率法能有效检测OP-20/SDS表面活性剂二元复配体系中各组分的含量。

摘要:纳米材料技术发展迅速，已成为油气井固井工程领域研究和应用的热点。文章论述了固井领域常用的无机纳米材料、有机纳米颗粒、聚合物/无机纳米复合材料的研究和应用进展。其中，纳米硅、纳米沸石粉、埃洛石纳米管、纳米碳酸钙、纳米黏土、纳米氧化镁、纳米氧化铝、碳纳米管/碳纳米纤维、石墨烯等功能材料在油井水泥石力学性能改进方面的效果显著，但由于纳米材料难分散问题而限制了其规模应用；聚合物胶乳、纳米乳液等有机纳米颗粒可明显改善水泥浆防窜性能、前置液洗油效果和冲洗效率等，对保障固井施工安全和固井质量发挥了重要作用；聚合物纳米复合材料改性技术在聚合物类固井外加剂耐温能力提升和综合性能改善等方面的研究较为深入，其综合性能较传统聚合物大大提高。针对复杂深层及非常规油气井固井重大工程技术难点，从纳米表面接枝改性和纳米插层复合技术两方面提出了聚合物纳米复合材料类固井外加剂的研发建议，对抗超高温高性能固井关键外加剂的研发具有重要的指导作用。

摘要:油气工业降本增效目标、绿色环保发展需求和地质工程一体化技术应用迅猛发展，给入井工作液提出新挑战和要求。压裂过程中工作液与地层接触后，发生一系列物理-化学反应，不仅影响压裂本身作业效果，还与压后闷井、返排过程密切相关，进而影响后续油气井产量；此外，不同过程工作液体系还存在同质化浪费、功能性单一和物化性质不相容等问题。因此，明确工作液在各阶段的需求特性、研究现状，对一体化工作液的研制具有重要指导作用。基于此，阐述了工作液在压裂、闷井和返排各阶段需要满足的特性及其当前研究成果；着重介绍了聚合物类、表面活性剂类、泡沫类和气体类工作液各自性能特点及其研究现状；通过对上述几类工作液特性的总结，最后围绕一体化工作液的压裂-提采协同增效、压裂暂堵转向提高液体能效、低碳与绿色转型3个方面进行讨论和展望。一体化工作液涉及理论内容多、作业范围跨度大等问题，需要加强多个工序间协同研究，调研结果可为压裂-闷井-返排一体化工作液研制与改进提供参考。

摘要:石油的开采、运输以及造纸等过程会产生大量含油废水，给人类的生存环境带来巨大威胁。传统的油水分离方法通常效率低、成本高且操作繁琐。因此，开发新型、绿色、经济、高效的油水分离材料至关重要。超疏水材料具有极端的憎水性，在油水分离领域倍受关注。通过梳理近年来用于油水分离的超疏水材料，首先对超疏水材料的润湿性和构造方法进行了简要的介绍，然后重点综述了二维和三维超疏水油水分离材料的研究进展。其中，二维超疏水油水分离材料包括纤维膜、金属网、陶瓷和玻璃；三维超疏水油水分离材料包括岩棉、木材、气凝胶、泡沫和海绵。最后指出了目前超疏水油水分离材料的局限性，并从可持续性和环境友好性两方面对超疏水油水分离材料进行了展望，如提高超疏水表面的机械强度，研究多组分混合物的分离效果和适用性，结合多种分离技术，开发良好循环使用性能和多功能性等，为超疏水材料在油水分离领域的研究提供参考和启发。

摘要:《油田化学》创刊于1984 年。风雨兼程40载，《油田化学》始终把深耕载文内容、提升办刊质量放在首位，坚持以高标准报道最新的研究进展、技术突破和应用案例，为石油天然气工业的可持续发展提供了重要的科学与技术支撑。在《油田化学》创刊40 周年之际，从编校出版、数字化建设、对外交流与宣传、期刊影响力和获奖几个方面总结了近年来为提高期刊质量和影响力采取的措施和成效。不惑之年再出发，《油田化学》将牢记办刊初心，立足新时代，精耕致远，为促进石油天然气工业的学术繁荣和科技创新发展做出更大贡献。