摘要:深井及超深井油气勘探开发对钻井液降滤失剂的抗温性能提出了更高的要求。利用β-环糊精具有的锥状环台形特殊刚性稳定结构和内疏水外亲水的特殊吸附能力，通过马来酸酐（MAH）接枝β-环糊精（β-CD），同时引入高温稳定性优良的3-（三甲氧基甲硅基）甲基丙烯酸丙酯（KH₅₇₀），并与对苯乙烯磺酸钠（SSS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）在水溶液中共聚，合成了耐高温降滤失剂（LY-1）。通过测定含3% LY-1钠基膨润土基浆的高温高压滤失量，优选LY-1的最佳合成条件；采用凝胶色谱仪、红外光谱仪、热重分析仪对LY-1的结构进行了表征；评价了LY-1 对基浆滤失量和流变性的影响，并和常用的 3 种抗高温降滤失剂进行了性能对比。结果表明， LY-1 的最优合成条件为：单体总质量分数为 25%，引发剂质量分数为单体质量的 1%，单体 SSS、KH570、 DMDAAC、MAH-β-CD的质量比为15∶3∶2∶15，pH值为10，反应温度为75 ℃，反应时间为4 h。LY-1的数均相对分子质量为14 589，在284～453 ℃的总热失质量约为35.98%，在300 ℃内具有较好的耐温特性。LY-1在高温下的降滤失性能良好，在基浆中加入3% LY-1，200 ℃下热滚 16 h后的基浆滤失量由 143 mL降至 12 mL，降低率为91.6%。LY-1对基浆流变性能的影响较小，降滤失性能和抗温性能均优于常用的3种抗高温降滤失剂。

摘要:油气勘探开发作业中地质情况复杂，盐膏层地层水矿化度极高，大量金属阳离子对水基钻井液黏度、降滤失性产生了严重的负面影响。为了解决这一问题，文章在两性离子聚合物的基础上引入支化剂制备了一种抗多价阳离子的两性离子超支化聚合物降滤失剂XZ-DJ2，通过实验探究了其最佳反应条件，并对其理化性质进行了一系列表征测试，测试了钻井液基浆加入XZ-DJ2后的流变性、降滤失性、抗盐性、粒径和Zeta 电位。研究结果表明，向基浆中加入 2%的 XZ-DJ2 后，Zeta 电位从-31.9 mV变为-42.4 mV，Zeta 电位绝对值上升，表明 XZ-DJ2 可提高体系的稳定性；在 150 ℃下老化 16 h前后的滤失量分别为5.6 mL和6 mL，与未加入 XZ-DJ2的基浆滤失量（分别为26.6和31.8 mL）相比均有大幅下降，表明XZ-DJ2具有良好的降滤失性能。随着XZ-DJ2加量的增大，钻井液的黏度增大，滤失量略有降低。在 30% NaCl、30% KCl、5% CaCl₂、5% MgCl₂和1% Al₂（SO₄）₃·18H₂O污染的情况下，钻井液的黏度明显降低，但滤失量（分别为6.3、6.2、5.2、6.8、7.0 mL）变化不大，保持良好的降滤失性能，表明XZ-DJ2具有优异的抗温性能和抗多价阳离子污染能力，且XZ-DJ2是通过提升滤饼致密性而非提升钻井液黏度来达到降滤失效果，有利于钻井提速，进一步节省钻井液作业成本。

摘要:为了有效解决高温深层裂缝性地层钻井过程中出现的井漏现象，研制了一种抗高温刚性封堵剂HTD-2，并将其与改性无机矿物纤维GXW-1和弹性堵漏材料 TDS-2复配形成复合堵漏材料。通过耐温性能实验、裂缝封堵实验、高温高压砂床封堵实验以及与钻井液的配伍性实验等对堵漏材料的性能进行了评价。研究结果表明， HTD-2、GXW-1和TDS-2的耐温性能明显优于核桃壳；在高温高压条件下，单一堵漏材料无法对不同尺寸的裂缝均产生良好的封堵效果，而复合堵漏材料的封堵效果较好，配方为8% HTD-2+1.5% GXW-1+6% TDS-2的复合堵漏材料可使0.5～2 mm裂缝的 30 min 滤失量均降低至 100 mL以下，封堵层的承压能力均大于 10 MPa。复合堵漏材料的加入可使钻井液在不同粒径的岩屑砂床中均具有良好的封堵效果，0.85～2 mm砂床60 min侵入深度仅为9.3 cm。另外，复合堵漏材料与钻井液还具有较好的配伍性。现场应用结果表明，采用加入复合堵漏材料的钻井液进行现场施工时，GX-1 井钻井过程中未出现明显滤失现象，钻井过程顺利，有效提升了钻井效率和质量。该复合堵漏材料适合在高温深层裂缝性地层堵漏施工作业中进行推广应用。

摘要:为了满足大温差井下环境井筒完整性的需要，需厘清更宽温度、压力范围影响下油井水泥力学性能演化规律。分别以水泥净浆、硅砂水泥体系为研究对象，系统研究了 30～200 ℃长温度区间内温度、压力、硅砂加量对油井水泥强度演化规律的影响，并探究了不同影响因素下水泥强度发展驱动机制及高温强度衰退机制。研究结果表明，30～110 ℃内，水泥净浆体系的抗压强度随温度、压力的升高而升高；温度由110 ℃升高至 150 ℃时，水泥石发生高温强度衰退。110～200 ℃内，硅砂水泥体系的超声波强度不是随着温度的变化单调变化，但增压可以加超速声波强度的发展；200 ℃时，硅砂水泥体系发生强度衰退和体积膨胀现象。增加硅砂量可在一定程度上减缓早期强度衰退速率。物相组成分析结果表明：水泥早期强度的发展主要与C-S-H 凝胶和氢氧化钙的生成有关；130 ℃下，造成水泥净浆高温强度衰退的主要原因是α-C₂SH的生成；200 ℃下，造成硅砂水泥体系强度衰退的主要原因是非晶C-S-H向晶体逐渐转变。

摘要:硅酸盐水泥中添加石英砂可以防止其在高温下由于晶体转变导致的力学性能衰退。然而，180 ℃高温和超临界CO₂共同作用下加砂水泥的水化产物组成和形貌变化更加复杂，导致高温CO₂对水泥石力学性能的影响机理尚不清楚。因此，采用扫描电镜、压汞法、热重分析、X射线衍射测试、红外光谱表征等，分析180 ℃超临界CO₂环境中水泥石的腐蚀深度、孔径分布、力学性能、物相组成、官能团及微观结构。结果表明，随着腐蚀时间的增加，水泥石的腐蚀深度增大，抗压强度降低，孔隙度先减小后增大。水化产物由针状的硬硅钙石（C₆S₆H）、柱状的针硅钙石（C₂SH）、片状和棒状的碳酸钙（CaCO₃）以及疏松多孔的无定形SiO₂组成。在180 ℃超临界CO₂条件下，水泥的水化产物演化对其性能的影响机理为：腐蚀早期，大量的C₂SH和少部分C₆S₆H被腐蚀生成 CaCO₃和无定形SiO₂，CaCO₃（主要为文石和球霰石）填充部分孔隙的同时C-S-H 凝胶聚合度增大，减缓碳化腐蚀速率。腐蚀后期，虽然方解石含量增大对强度发展有一定的促进作用，但随着腐蚀的进行，球霰石与文石溶解，C₆S₆H被大量腐蚀且形貌朝着片状和块状转变，造成水泥石的孔隙度增大，C-S-H凝胶的聚合度降低，导致抗压强度降低，加速碳化。180 ℃超临界CO₂条件下，C-S-H 凝胶（C₆S₆H和C₂SH）与碳酸钙（方解石、文石和球霰石）的演化决定了水泥石力学性能的变化。

摘要:滑溜水压裂液由于其自身黏度低、携砂能力弱，往往无法满足压后支撑剂对复杂缝网的高效充填。基于气泡悬砂理论，文章提出一种CO₂悬浮支撑剂技术，并室内试验评价了常温常压、高温高压条件下滑溜水中CO₂悬砂效果。研究结果表明，悬浮支撑剂表面改性涂层能起到稳定的气-固桥联作用，通过吸附CO₂有效降低支撑剂密度，大幅减缓支撑剂在滑溜水中的沉降速度（0.15 cm/min），降低幅度为 99%，从而实现滑溜水“低伤害、高携砂”的效果；常温常压下CO₂悬砂性能主要受滑溜水黏度影响，悬浮程度及稳定悬浮时长随滑溜水压裂液黏度增大而增加，基本不受砂比影响；高温高压下，二氧化碳为超临界状态（SC-CO₂），但其依旧能吸附在悬浮石英砂表面起到一定的悬浮作用，使得大量的悬浮石英砂在搅拌过程中被悬浮起来。因此，CO₂悬浮支撑剂技术能显著提高滑溜水压裂液的携砂能力，对降低复杂缝网压裂砂堵风险及提高油气井改造效果具有重要意义。

摘要:针对低渗透致密油藏的渗吸增产，基于“压-注-采”一体化施工方式，从提高压裂液性能出发，以脂肪醇烷氧基化硫酸盐阴离子表面活性剂（SY-1）和9-葵烯酸甲酯（MS-9）为主要原料，通过拟三元相图研究相行为，采用正交实验优化配方制得增产助剂微乳液ME，通过室内实验评价了其性能，测试了在压裂过程中的增产效果。结果表明，制备ME的最佳配方为：25% SY-1+12.5%三乙二醇丁醚+37.5%的2% KCl水溶液+25% MS-9。该微乳液的平均粒径为 70.5 nm；能在长时间（180 d）静置和高速离心（8000 r/min）条件下保持稳定；可将油水界面张力降低至 10^-4～10^-3 mN/m 数量级；与清水相比，可使云母片表面的接触角降低约 35°；经岩心粉8次吸附后仍能维持高界面活性，抗吸附能力较强。与压裂液的配伍性良好。以未添加ME的压裂液作为空白对照，在模拟压裂入井阶段时可将洗油效率提升54.94 百分点～61.82 百分点，焖井阶段可将渗吸置换效果提升15.68 百分点，返排阶段可加快原油采出速度和采出程度，将原油采收率增加32.56百分点。该微乳液粒径小、稳定性强、油水界面张力低、改善润湿效果良好、抗吸附能力强，可在压裂施工全过程增大原油采收率，增渗驱油作用效果显著。

摘要:酸化酸压储层改造技术是增产上产的重要手段。传统干粉状酸液稠化剂在配制酸液时，溶解时间大于2 h，无法现场连续混配，而溶解性较佳的乳液稠化剂，耐酸性、耐盐性及特殊环境下的耐剪切性均有待提升。文章使用APS/TEMPO 复合催化剂，以丙烯酰胺（AM）、含氟类、磺酸盐类、氯化铵类单体为原料通过反相乳液聚合法制得了基于强双疏相互作用剪切后可自修复的速溶抗盐酸液稠化剂PASD，通过红外光谱表征了PASD的化学结构，并测试了其相对分子质量、稳定性、耐酸性、酸溶时间、耐温性、耐盐性、抗剪切性、双疏反转性和驱替性能。该稠化剂化学稳定性优异，无机盐离子浓度低于50 mg/L 时，黏度可维持在24 mPa·s以上；可在20%盐酸中实现3 min 内快速酸溶，增黏酸黏度可达38 mPa·s；当遭到强剪切破坏后，30 min 内黏度自修复率达65%。PASD增黏酸破胶后还可对岩石表面进行强双疏性（超疏水、强疏油）润湿反转，降低毛细作用及驱替压力，更大程度沟通地层孔隙裂缝。该研究为实现酸液在线混配及稠化酸压裂驱替一体化提供了材料基础。

摘要:海上WC油田160 ℃高温砂岩油气藏酸化中，黏土矿物如伊利石在盐酸中水化分解造成微粒运移和储层伤害，导致油气井产能降低。为解决常规土酸高温反应快、伊利石敏感、酸液穿透距离短的问题，通过高温岩心溶蚀、岩心流动和产出液体离子分析等实验，优选出5% GLDA+8%乙酸+1% HF+1.5%黏土稳定剂NW-1+1%缓蚀剂CT-1的螯合酸体系。该酸液体系在 160 ℃下反应 16 h后的溶蚀率为 15.2%，对N80 钢片的腐蚀速率为3.7451 g/（m²·h），防膨率为 90.9%，酸液与岩心作用后 Si⁴⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、Fe³⁺含量逐渐增加，说明螯合酸具有多价金属离子螯合作用，避免了酸液对岩心的二次和三次伤害，实现酸液对地层深部穿透的作用。针对螯合酸酸化设计没有成熟的专业软件，使用简化的酸岩反应平面径向流模型，考虑氢氟酸的物质平衡，用MATLAB 语言编制了螯合酸酸化模拟设计软件，计算A井优选酸注入排量为2 m³/min，每段酸液用量不超过 70 m³。使用螯合酸体系对海上5口注水井成功实施了酸液解堵措施，措施后平均日增注量均达到了110 m³以上，注水压力下降明显，最高降压12 MPa。该螯合酸体系对160 ℃高含伊利石砂岩气藏具有良好的解堵增注效果。

摘要:为了解决油田开采后期储层平剖面矛盾加剧、水流优势通道发育导致注入水低效无效循环、注采不平衡等问题，以疏水缔合聚合物为主剂，以无机盐铝和氧氯化锆为原料制得的有机铝锆交联剂为主交联剂，以木质素磺酸钠热稳定剂为助剂，制得了一种耐温耐盐冻胶调剖体系，研究了其成胶性能、抗稀释性能、抗剪切性能、运移封堵性能及耐冲刷性能。该调剖体系的优选配方为：0.4%疏水缔合聚合物+0.3%～0.35%有机铝锆交联剂+0.2%热稳定剂。研究结果表明，优选体系的基液黏度为 88.3～95.8 mPa·s，低黏度基液赋予体系较好的泵入性，可保证施工安全。在温度为 200 ℃、矿化度为 27 123.5 mg/L 的条件下，体系的成胶黏度（90 d）可保持在 6000 mPa·s 以上，黏度保留率在 80%以上；当用 60%的地层水对优选体系稀释后，成胶黏度仍能达到 4000 mPa·s，且成胶后稀释对体系成胶黏度影响更小。该体系在渗透率分别为 500×10^-3、1000×10^-3、2000×10^-3 μm²的岩心均具有良好的运移能力，在距离岩心注入端≥50 cm处压力逐渐趋于平稳，且封堵率均达80%以上，随着大量注入水的驱替，注入调剖体系的岩心渗透率基本不变，具有良好的耐冲刷性能。

摘要:油田开发中后期出现的优势渗流通道导致油井含水率上升、产油量下降。为提高凝胶类调剖剂在高温高盐苛刻型油藏中的稳定性，从低浓度聚合物和酚醛交联剂组成的基础交联体系在高温高盐情况下易降解脱水的现象入手，以凝胶强度和脱水率为主要指标，采取半定量的分析方法优选能够提高稳定性的助剂以改善凝胶性能，并评价了所得凝胶体系的凝胶强度和耐温耐盐性能。研究结果表明，在聚合物凝胶体系中加入抗氧化剂1# （含氮有机物）和络合剂 2#（有机膦酸盐）可明显增强体系的稳定性，在矿化度为 45 550 mg/L（其中钙离子含量3120 mg/L）下，配方为0.4%聚合物+0.4%交联剂+1.8%络合剂2#+0.5%抗氧化剂1#的凝胶体系，在 125 ℃内凝胶强度均为H级，相较于基础交联体系，凝胶强度得到提升，稳定性更强；在140 ℃环境中凝胶强度仍可达到E级，老化 180 d后凝胶脱水率仅为5.2%，耐温抗盐性能优异。该凝胶体系具有良好的注入性和封堵性（封堵率大于98%），适用于90～140 ℃的油藏，为复杂苛刻油藏的稳油控水提供技术支撑。

摘要:针对现有油田调堵剂高温地层条件下凝胶时间较短、不耐稀释、长期稳定性差的问题，采用二级交联结构设计，以甲基丙烯酸缩水甘油酯（GMA）、二乙二醇二甲基丙烯酸酯（EDMA）为共聚单体，氧化氢叔丁醇（TBHP）为引发体系，聚乙二醇（PEG）为有机溶剂，气相二氧化硅（AEROSIL）为增强剂，合成耐温耐盐性双重交联凝胶体系，研究了各组分加量对凝胶成胶时间及储能模量的影响，考察了凝胶的黏弹性、老化稳定性、耐地层水稀释性和封堵性。研究结果表明，凝胶体系的最优配方为：10% GMA+0.7% EDMA+0.066% TBHP+3% AEROSIL（其余为 PEG 溶剂）。该凝胶体系的初始黏度为 315 mPa·s，凝胶时间为 2～10 h，储能模量为 5230 Pa，抗压强度为0.221 MPa。所生成的凝胶在矿化度为2.2×10⁵ mg/L 的模拟地层水中 140 ℃高温老化 30 d，无体积收缩，储能模量可达 4000 Pa 以上。该凝胶具有较好的耐地层水稀释能力，加入体积分数为40%的地层水时所形成凝胶的剪切强度虽降低约18%，但储能模量仍可达4000 Pa以上。凝胶基液表现出良好的注入稳定性，驱替实验反向突破压力梯度达5.5 MPa/m，所形成凝胶的力学强度可满足封堵裂缝通道需求，为高温高矿化度油藏提供了一种有潜力的堵调材料。

摘要:油田长期注水开发导致油井含水率高，需要开发环保、低成本、优质高效的油田化学调剖堵水剂。以聚乙烯醇（PVA）、橡胶粉、戊二醛和自制疏水改性剂为原料，制备了可在水相中一次成型的热塑性柔性颗粒调堵剂。分析了调堵剂的粒径和微观结构，通过质构评价方法评价了调堵剂的力学性能，在高矿化度水和120～200 ℃条件下考察了调堵剂的稳定性，采用全贯穿裂缝模型研究了调堵剂在裂缝中的注入、运移和封堵效果。结果表明，橡胶粉与PVA质量比为0～1.75时可制得优势粒径为10～20目（2.00～0.85 mm）的毫米级柔性颗粒，大大降低合成成本。与未添加橡胶粉的颗粒相比，橡胶粉掺杂的柔性颗粒具有疏松多孔的结构和更高的热稳定性与力学性能。失重温度由 200 ℃提升至 300 ℃，硬度由 18.73 N增至 37.31 N，弹性从 0.86 增至 0.99，回复性由 0.48 增至0.60，咀嚼性由15.39 N增至35.88 N。柔性颗粒在高温和高矿化度水中保持稳定，120 ℃下老化60 d的力学性能不受影响，颗粒老化3 d后出现粘连聚集，具有良好的热塑性。物模实验结果表明，橡胶粉掺杂的柔性颗粒能形成稳定的压差波动，可迅速适应裂缝的变形和压力变化，且能形成有效封堵，封堵率为85.7%。橡胶粉掺杂的柔性颗粒具有良好的形变能力、热稳定性和注入性能，可用于改善高含水油田中深部液流转向的问题，提高油藏的采收率。

摘要:随着深层裂缝型油藏的开发，水窜现象日益显现，导致地层能量的浪费和采收率的降低。极端非均质性是具有复杂缝网的裂缝型油藏水窜的主要原因，封堵水窜通道迫在眉睫，而堵剂是其核心所在。深层裂缝型油藏具有高温（≥110 ℃）、高盐（≥20×10⁴ mg/L）的特点，普通凝胶难以稳定，因此通过重氮化反应和氧化反应，利用3-氨基，4-羟基苯磺酸在纳米二氧化硅（SiO₂）中引入羟基和酚羟基结构，合成改性纳米 SiO₂交联剂，再将其与非离子型聚合物、乌洛托品、对苯二酚反应，制得纳米杂化凝胶。以成胶效果和脱水率为指标，对纳米杂化凝胶的配方进行了优选，评价了其稳定性、黏弹性和封堵性，并依据西北油田典型裂缝型油藏地质模型建立耐温耐压可视化缝网模型，分析剩余油分布规律，确定多轮次堵水效果。结果表明，配方为0.8%非离子型聚合物+0.2%纳米SiO₂+0.4%乌洛托品+0.4%对苯二酚的纳米杂化凝胶可在≤140 ℃范围内保持稳定 60 d，脱水率＜10%。纳米SiO₂显著提高了杂化凝胶的黏弹性。纳米杂化凝胶对不同尺度（1～10 mm）的单裂缝均具有良好的封堵效果。在140 ℃、回压2 MPa、矿化度22×10⁴ mg/L 的条件下，通过纳米杂化凝胶多轮次封堵实验可提高缝网模型采收率15.9百分点。纳米杂化凝胶具备优异的耐温抗盐性、黏弹性和长期稳定性，在深层裂缝型油藏中具有良好的封堵性能和提高采收率潜力。

摘要:鄂尔多斯盆地延长油田特/超低渗透油藏由于基质渗透率低、非均质性强且普遍存在天然发育的微尺度裂缝，导致其在水驱、CO₂驱等开发过程中面临流体易沿裂缝通道和高渗透孔隙喉道窜流的开采难题。传统调剖堵水技术在油田现场应用中的调剖范围仅限于近井地带，虽能改善注水井的吸水剖面，但流体在地层深部的水窜现象并未从根本上得到改善。针对这些问题，利用油藏微生物资源研发了基于内源微生物菌体及其代谢产物为生长晶核，且以单个个体形式生长分散在水相中的微小球体（即微生物分散体）的绿色低碳微生物分散体调驱封堵剂。结果表明，低渗透油藏产分散体功能菌种（Novosphingobium sp.，相似性98%～99%）的最优激活生长条件为：温度 45 ℃、矿化度 60 g/L、pH=7；最适宜的激活营养剂配方为：碳源（1.5%糖蜜），混合氮源（0.50%硝酸钠、 0.30%硫酸铵），微量元素（0.06%工业酵母粉、0.002%硫酸亚铁、0.002%硫酸锰）。初步探明微生物分散体调驱封堵作用机制为：产分散体功能菌利用个体的自适应生长性和形变性与储层裂缝通道形成匹配性的封堵，且不断向裂缝深部和高渗透多孔吼道的深部运移调驱，进而改变注入水/CO₂气体的流向，最终实现全程调剖。微生物分散体在水驱/CO₂驱环境中具有良好的调驱封堵能力，封堵率均大于80%。研究成果为微生物分散体调驱封堵技术在低渗透致密油藏水驱/CO₂驱中调驱封堵储层裂缝窜流带、高渗透多孔介质窜流带和提高采收率的应用提供借鉴。

摘要:针对疏松砂岩断块油藏非均质性强、化学防砂剂注入不均匀的问题，制备了水溶性低黏活性剂固砂体系，考察了固砂体系的注入性能及固砂性能影响因素。开展了“层内低黏活性剂固砂+层间分层管柱防砂”精细分层防砂技术研究。室内试验表明，低黏活性剂固砂体系具有黏度低、伤害小、固结强度高的特点。改性环氧树脂含量为10%、乙二胺含量为1%时，低黏活性剂固砂体系的黏度仅为4.5 mPa·s，流动性较好。固砂体系适用油藏温度为 50～90 ℃，固砂体系与石英砂所形成的胶结岩心的渗透率＞1 μm²，抗压强度＞5 MPa，且具有良好的动态耐冲刷性能。同时，基于分层化学防砂工艺管柱，实现一趟管柱分层选择性注入固砂剂，克服了防砂药剂注入不均匀的难题。矿场试验表明，精细分层化学防砂技术应用效果良好，典型措施井累产2700 d后，产液量为52.4 m³/d，产油量为5.3 t/d，有效期大幅提升，对于复杂断块油藏防砂井延寿增效具有重要意义。

摘要:稠油富氧火驱是一种增强型火烧油层技术，通过注入高浓度氧气能有效提高稠油燃烧效率，但关于稠油富氧燃烧机理及不同含氧量下的动力学参数研究较少。为明确富氧对稠油火驱氧化特性的影响，以辽河稠油为例，利用同步热分析仪研究了不同氧气浓度和升温速率条件下的稠油氧化热失重以及放热等特性变化，基于等转化率法计算不同转化率、不同氧气浓度下的活化能，进而利用数值模拟研究了富氧对火驱的改善效果。结果表明，富氧环境下稠油氧化仍可划分为低温氧化前、低温氧化、焦炭沉积和高温氧化4个阶段。随着氧气加量由20%增至100%，氧化反应更加强烈，反应速率更大，放热量升高，对应的焦炭沉积阶段提前20 ℃。不同氧气加量下活化能的变化趋势相同，在低温氧化阶段氧气浓度对活化能的影响较小，但高温氧化阶段响应剧烈，活化能降低15～25 kJ/mol。在相同氧气浓度下，升温速率增加会导致热滞后现象。数值模拟研究验证了富氧条件可有效提高火驱燃烧效果。当氧气加量由 30%增至 50%时，累积产油量增幅为 11 234 m³；氧气加量由 70%增至 100%时，累积产油量增幅（3753 m³）较小，推荐采用50%～70%的氧气作为富氧火驱注入气。随着氧气浓度的增加，前缘温度（350～450 ℃）增加，提高了燃烧的稳定性，改善了常规火驱燃烧效果。

摘要:CO₂驱油过程中，超临界CO₂会萃取原油中的轻质组分，使得重质组分残留，不仅导致采收率难以大幅度提升，沉积的重组分还会堵塞孔喉，给储层带来不可逆损害。针对这一问题，本工作提出表面活性剂胶束增溶CO₂驱后剩余油重组分的新思路，优选表面活性剂十二烷基苯磺酸钠（SDBS）和脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐（APS）构建增溶胶束体系，利用吸光度法量化表面活性剂胶束对CO₂驱后重质油的增溶能力，利用冷冻透射电镜、动态光散射等技术考察了增溶过程中胶束尺寸和形貌的变化。结果表明，表面活性剂胶束可有效增溶CO₂驱后重质组分，0.2%的表面活性剂溶液对重质烷烃和重质芳烃的最大增溶量分别为 2.5、3.2 g/L。重质烷烃增溶于胶束内核，重质芳烃增溶于栅栏层。

摘要:针对塔里木油田英买原油中石蜡碳数高，常规油溶性防蜡剂作用效果不佳且低温黏度大而难加注的问题，文章以丙烯酸二十二酯、马来酸酐和苯乙烯为原料，通过自由基溶液聚合制备了一种可适用于预防高碳蜡原油蜡沉积的超长碳链三元聚合物DMS，并着重探讨了以DMS为分散相、去离子水为连续相的乳液型防蜡剂HDMS的制备条件及其防蜡性能。研究结果表明，当复配乳化剂T-80、S-80质量比为7：3、加量为10%时，所制得的HD-MS在10 ℃下的流动性良好，黏度为24.65 mPa·s；HDMS在常温下静置28 d后具有良好的分散稳定性，在1～28 d内的粒径均在2200 nm左右、脱水量仅为0.6 mL。当作用温度为60 ℃、作用时间为80 min、HDMS加量为2000mg/L时，HDMS对高碳蜡原油的防蜡率最高达84%以上且具备一定的防蜡普适性。

摘要:油田采出水污染物浓度高，缺少生物生长需要的N、P等元素，而生活污水富含N、P，但排放波动大，单独处理成本高。为提高油田污水的生物处理效率，降低处理成本，将模拟油田采出水与模拟生活污水混合用于微藻-细菌共生培养，考察采出水与生活污水不同体积混合比（1∶3、1∶5、1∶15、1∶35）对生物生长和营养物去除的影响。其中，微藻为普通蛋白核小球藻，菌种由酵母菌、乳酸菌、硝化菌、枯草芽孢菌等组成。结果表明，随着培养时间的延长，不同比例采出水/生活污水混合液的生物量、藻密度、菌密度和叶绿素基本呈增长趋势。微藻-细菌在采出水/生活污水混合比为1∶3的混合液中的生长情况最好，培养7 d后的总生物量为0.55 g/L，其中藻密度为0.23 g/L，菌密度为0.32 g/L。高比例采出水/生活污水混合液有利于藻类的生长。在采出水/生活污水混合比为1∶3的水样中培育7 d后藻叶绿素a的含量最高，达 649.27 μg/mg；在混合比为1∶5的水样中藻叶绿素b的含量最高，达821.23 μg/mg。在营养物去除方面，高混合比的污水更有利于微藻-细菌吸收营养物。当采出水/生活污水混合比为1∶3时，有机物和氨氮去除率最高，化学需氧量（COD）去除率为 65%，氨氮去除率为 37%；采出水与生活污水混合比为1∶5的水样对总磷的去除效果最好，去除率为70%。将油田采出水和生活污水按适当体积比混合，可以促进藻-菌生长，提高生物处理效率。

摘要:针对水溶性聚合物残余单体的检测方法针对性太强的问题，建立了一种同时测定某水溶性聚合物中三种单体（顺式丁烯二酸、反式丁烯二酸和衣康酸）质量分数的高效液相色谱（HPLC）分析方法。实验条件经优化后确定为：前处理过程为采用乙腈对该水溶性聚合物进行萃取 30 min，再以0.1%磷酸水溶液-乙腈（85∶15）进行等度洗脱，使用安捷伦Zorbax Eclipse XDB C18色谱柱（250×4.6 mm，5 μm），柱流速为0.8 mL/min，柱温为45 ℃，检测波长为 210 nm。实验发现：该水溶性聚合物中3种残余单体分离度良好（分离度大于3），线性关系良好（R²大于 0.999），稳定性良好（RSD 小于 1%）；顺式丁烯二酸、反式丁烯二酸和衣康酸的最小检测限分别为 0.32、0.34、 0.63 mg/kg；顺式丁烯二酸、反式丁烯二酸和衣康酸的最小限定限分别为1.21、1.26 、2.02 mg/kg；3种单体的加标回收率均在 98%～101%之间。某钻井液用增黏剂样品中上述 3 种单体的质量分数的依次为 2.261%、0.284%、 2.775%。该方法可以准确控制水溶性聚合物的合成过程，实现对其进行精准质量控制。色谱检测时间小于10 min，高效准确，可实现对该水溶性聚合物的质量控制。

摘要:随着国内油气田开发进程的加快，传统油田化学材料难以适应日益复杂化的井下作业环境。pH响应材料能够在井下酸碱环境的刺激下做出响应，从而发生自身结构、表面性质等方面的变化，继而更好地适应井下环境，以满足油气钻采作业需求。文章简要分析了pH响应材料的作用机理，并综述了以表面活性剂和聚合物为主的pH响应材料在钻井流体、化学驱油和压裂液中的响应机理和研究现状。

摘要:老油田精细挖潜是我国原油稳产的关键手段，主力老油田总体处于“双高”开发中后期，稳产难度大，尤其是高温高矿化度地层老油田。现有调堵剂技术很难解决高含水和地层非均质性等问题。基于高温高矿化度地层的苛刻条件及现有技术的局限性，文章介绍了改性聚丙烯酰胺凝胶、二氧化硅聚合物凝胶、缓交联聚合物凝胶和生物基调堵凝胶体系的国内外研究和应用情况，着重综述了缓交联聚合物凝胶体系和缓交联技术及影响因素。PEI 聚合物凝胶调堵剂可靠性强，应用范围更广；然而随着环保政策收紧，生物基聚合物凝胶调堵剂是未来主要发展趋势。

摘要:为改善常规泡沫体系在驱油过程中稳定性差的问题，利用纳米颗粒稳定泡沫。针对驱油用纳米颗粒稳定泡沫体系，根据体系配方的主要成分分为纳米颗粒起泡体系、纳米颗粒-表面活性剂起泡体系、纳米颗粒-表面活性剂-聚合物起泡体系3种类型，分析了不同类型纳米颗粒在稳定泡沫方面呈现出的特点，据此指出关于纳米颗粒稳定驱油泡沫体系的研发应向着多样性、功能性、高性能、低成本、环境友好型、循环再利用方向发展。目前，纳米颗粒稳定驱油泡沫体系的研发主要基于大量实验，在纳米颗粒稳定泡沫微观机理方面仍需要深入研究，形成可以定量描述影响泡沫稳定性的参数，实现新型泡沫体系的功能性定制，从而应用于不同油藏或不同开采领域。

摘要:沥青质沉淀作为石油工业常见的现象，几乎出现在石油生产、加工和运输的各个阶段，给石油与天然气工业带来不利的影响。作为一种新型材料，纳米颗粒（NPs）由于其独特的小尺寸效应、表面效应、量子尺寸效应而具有极高的表面能，在吸附、催化等过程中发挥着极其重要的作用。文章介绍了 NPs 在抑制沥青质沉淀过程中的作用机理包括吸附稳定机制和空间位阻机制，阐述了这两种机制的潜在作用方式；在抑制沥青质沉淀方面，综述了NPs 抑制沥青质沉淀的影响因素，包括NPs 因素、沥青质因素以及介质因素，同时论述了这些因素的潜在作用机理，分析了不同因素间的协同/拮抗作用。