摘要:为了提高水基钻井液用增黏剂的耐温抗盐性能以及环保性能，满足页岩油钻井施工的需求，以甲基丙烯酰胺（MAA）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）和可聚合季铵盐阳离子单体（H-12）为原料，制备了环保型耐温抗盐增黏剂HBZ-2。通过红外光谱和核磁共振氢谱表征了增黏剂 HBZ-2的分子结构，分析了其作用机理，并考察了其增黏性能、耐温抗盐性能、环保性能以及钻井液的基本性能。结果表明，在相同的实验条件下，HBZ-2的增黏性能、耐温性能和抗盐性能均优于同类型的增黏剂HE300 和 80A51。当增黏剂 HBZ-2的加量为1%时，可使海水基浆的表观黏度由 10.5 mPa·s 增至 54.5 mPa·s；经过 200 ℃高温老化，含 20%氯化钠或5%氯化钙海水基浆的黏度仍能达到30 mPa·s以上，耐温抗盐性能较强。加入1%增黏剂HBZ-2的钻井液体系经过高温老化后的各项基本性能均较为稳定，页岩滚动回收率大于 90%，耐温可达 200 ℃。增黏剂 HBZ-2和钻井液体系具有较低的生物毒性和良好的生物可降解性，EC₅₀值分别为 204 400、120 500 mg/L，BOD₅/COD 值分别为 40.9%、33.6%。另外，增黏剂HBZ-2不含重金属，而钻井液体系中的部分重金属含量也远低于相关行业标准，环保性能优良。耐温抗盐增黏剂HBZ-2的性能优良，适用于对环保性能要求较高的海上页岩油钻井。

摘要:人工合成聚合物作为水基钻井液降滤失剂仅通过改变共聚物官能团的类型和比例已很难满足钻井工程的需要，尤其是在超高温高盐度条件下通过加大功能单体的用量会增加其成本。通过调整交联剂，在主单体丙烯酰胺（AM）中添加抗盐单体2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）和耐温单体N-乙烯基吡咯烷酮（NVP），同时采用极少量的有机交联剂N，N'-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）和金属交联剂柠檬酸锆（MC），制备具有双重交联结构的降滤失剂。以聚合物的高温降滤失效果为考察指标，采用单因素实验优化合成条件，并利用激光粒度分析仪、傅里叶变换红外光谱、扫描电子显微镜和热重分析仪分析了共聚物的粒径分布、微观结构、表面形貌、耐热性能和抗温机理等。结果表明，降滤失剂的最佳制备条件为：AM、AMPS、NVP单体质量比为18∶1∶1，MBA与MC的质量比为1∶3，引发剂用量为1.0%，搅拌速度400 r/min，反应温度65 ℃。具有双重交联结构降滤失剂的平均粒径为16.48 μm，耐温高达350 ℃。含有5000 mg/L 降滤失剂的基浆在210 ℃下热滚16 h后的高温高压滤失量和API滤失量分别由77.6、18.8 mL降至31.4、6.8 mL。具有双重交联结构降滤失剂的抗高温机理为：水解后的聚合物分子链与金属交联剂进行二次交联，保护了水解的聚合物分子链不会快速降解，从而形成更加致密复杂的三维网络结构，使得聚合物降滤失剂表现出优异的耐温抗盐降滤失性能。

摘要:高温深井存在水泥浆稠化时间倒转，高温强度衰退，水泥环脆性大和韧性低，易引起水泥环封固密封失效等问题。以环氧树脂、酸酐类固化剂、二羟甲基丁酸等为原料制得亲水胶液柔性凝胶材料，再将其与水泥、甲醛-丙酮缩聚物分散剂、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）多元共聚物降失水剂、丙烯酸-聚合醇类丙烯醚聚合物缓凝剂、有机硅类消泡剂、抗高温稳定剂（300 目硅粉）混合，制得抗高温柔性水泥浆。对柔性水泥浆各组分含量进行了优选，并对水泥浆的流变性、失水量、稠化性能、高温强度稳定性和水泥石力学性能、弹韧性进行了评价。结果表明，柔性凝胶材料具有良好的弹韧性和亲水性特点，可以改善水泥石的力学性能。柔性水泥浆的最优配方为：100%水泥+40%水+4.5%降失水剂+2%缓凝剂+0.6%分散剂+1%消泡剂+10%柔性凝胶材料+36%稳定剂。在160～200 ℃下，该柔性水泥浆具有良好的流变性、稠化性能和高温强度稳定性，流性指数为0.87～0.97，稠度系数为0.46～0.23 Pa·sn，失水量小于 50 mL，稠化时间大于 300 min；水泥石力学性能优异，抗折强度大于5.5 MPa， 200 ℃下养护28 d的抗冲击强度为2.79 MPa；水泥石具有良好的柔韧性和弹性形变能力，在180 ℃、围压21 MPa下的弹性模量为4.1 GPa，满足高温油气井固井作业需求。

摘要:针对无隔夹层水平井常规环空化学封隔剂易进入储层，导致环空充填差的问题，以玉米淀粉、丙烯酰胺、 N, N'-亚甲基双丙烯酰胺、镁铝碳酸根型复合材料为主要原料，研制了一种高触变型环空化学封隔剂，开展了环空充填性能、固化性能、不同渗透率级差下环空封隔性能等测试评价与现场先导性试验。研究结果表明，该材料触变性好，环空充填能力强，固化时间为3～10 h可调。在无隔夹层发育条件下，与没有环空化学封隔的空白实验对比，环空化学封隔后，初始含水率由 97.54%下降至 41.28%，含水上升至 98%的时间由2 min 延迟至 35 min。当渗透率级差由2.89 提高至 14.79 时，初始含水进一步下降，含水上升至 98%的时间由11 min 延长至 35 min，控水效果明显。该技术先后在海上油田开展了4井次的现场试验，平均含水下降6.14%，日增油30.45 m³ ，阶段增油0.92×10⁴ m³ ，阶段降水0.98×106 m³ 。无隔夹层发育水平井筛管外环空化学封隔技术可行，建议在筛管完井水平分段控堵水中进行推广应用。

摘要:针对深层油气储层因高温低渗、闭合应力高引发的地面泵注施工压力高、排量受限等工程难题，文章自主设计搭建了高流速全尺寸摩阻测试装置，并以无机盐与有机盐复合加重的瓜尔胶压裂液体系为研究对象，系统探究了不同加重剂类型与浓度对压裂液摩阻特性的影响规律。研究结果表明，加重盐水的摩阻随盐浓度升高及流速增加呈显著上升趋势，且无机盐体系的流速敏感性显著高于有机盐体系；瓜尔胶基液在低加重（密度1.20～1.35 g/cm³）条件下，因离子抑制效应导致摩阻降低，而在高加重（密度≥1.40 g/cm³）时，由于离子强度与交联网络位阻的协同作用，摩阻呈现反转上升现象。在交联动力学层面，有机盐加重体系在低浓度下可加速交联反应并提升摩阻，而高浓度环境因pH值调控作用抑制交联进程，延缓摩阻增长速率。冻胶摩阻特性受加重剂浓度阈值调控显著，有机盐体系在密度为1.40 g/cm³时，因流型转变致使摩阻增幅趋缓。本研究成果可为深层油气藏压裂液体系的耐盐加重设计与低摩阻工程优化提供数据参考。

摘要:针对常规滑溜水压裂液难以进入页岩储层的微-纳孔喉，携砂能力、补能效果和渗吸效率较差的问题，通过研发季铵型两性聚丙烯酰胺共聚物减阻剂（RW）和阴-非离子复配表面活性剂（烷基酚聚氧乙烯醚和α-烯烃磺酸盐的混合物）纳米乳液（DO-2），利用疏水缔合作用实现聚合物与纳米乳液分子间的自组装，得到适用于页岩油体积压裂的超分子压裂液体系。其中，滑溜水配方为 0.1% DO-2+0.1% RW，携砂液配方为 0.1% DO-2+0.3%RW。通过静态吸附量、接触角、减阻率、残渣量和岩心渗透率等参数的测定，评价了纳米乳液和超分子压裂液的性能。结果表明，纳米乳液粒径小（约10 nm），在岩心表面的吸附损耗（约1 mg/g）较低，润湿反转能力较好，可将油湿岩心表面的接触角由 126°增至 154°，因而能顺利进入致密储层深部的纳米孔喉，具备良好的渗吸置换驱油潜力。通过调整减阻剂RW的浓度实现在线变黏，简化作业流程。超分子压裂液具有低摩阻（减阻率＞70%）、润湿改性能力强（油滴接触角增幅超30°）、残渣含量低（携砂液残渣含量低至25 mg/L）、储层基质伤害小（携砂液破胶液岩心伤害率仅为 15.2%）等特点。2021—2023 年，该超分子压裂液在庆城页岩油规模应用 208 口井，单井初期产量由12.6 t/d 提高至14.0 t/d，平均见油返排率由10.5%降至7.1%，提产增效效果显著。该技术可为其他同类非常规页岩油藏高效开发提供示范和借鉴。

摘要:为了提高非常规油气储层的压裂开发效率，以长链脂肪酸酰氯、N，N-二甲基丙二胺和氯乙烯为原料，制得超分子表面活性剂CPA-1；将2% CPA-1与3%氯化钾混合，制得超分子表面活性剂压裂液。通过红外光谱和核磁共振氢谱表征了CPA-1的结构，比较了CPA-1溶液和压裂液的微观形貌，评价了压裂液的耐温抗剪切性、耐盐性、携砂能力、破胶性和储层保护性能。结果表明，CPA-1溶液含有较多的蠕虫状胶束，氯化钾的加入可以通过静电屏蔽作用和氢键作用进一步促进蠕虫状胶束的生长，使其形成复杂的胶束聚集体结构。压裂液的耐温抗剪切性能较好，在120 ℃、170 s^-1 下剪切120 min 的黏度可达51.8 mPa·s。压裂液的耐盐性能较强，使用矿化度为25 350、101 400、202 800 mg/L 的盐水配制压裂液对其剪切黏度的影响较小，剪切120 min 后的黏度为53.1～62.4 mPa·s。此外，该压裂液还具有良好的携砂能力、破胶性能和储层保护性能。90 ℃时陶粒在压裂液中的沉降速度仅为0.091 cm/min。煤油体积分数为20%时，可使压裂液在80 ℃下实现30 min 内快速破胶，破胶液无残渣，并且具有较低的表面张力（26.2 mN/m）和油水界面张力（0.84 mN/m）。压裂液破胶液对渗透率为 1.08×10^-3 ～32.07×10^-3 μm²的人造岩心和天然岩心的基质渗透率损害率为3.50%～8.70%，对储层的伤害较小，适用于非常规油气储层压裂施工。

摘要:渤海B油田边部井组具有储层渗透率低和注水压力高等特点，水驱开发效果较差。为提高油田采收率，开展压驱剂降低油水界面张力和改善岩石润湿性研究，在此基础上开展了增效压驱物理模拟和目标井工艺参数优化研究。研究结果表明，当压驱剂质量分数≥0.2%时，TYT303、UST和GWQY压驱工作液与目标油藏原油间界面张力较低，经质量分数为0.3%的压驱剂浸泡过，ZF-6、SXJ-1和 SXJ-2可使接触角降低超过 60°，改变岩心润湿性能力较强。物理模拟实验优选出的增效压驱工艺条件为：压驱工作液为0.3% ZF-6、合理段塞尺寸为0.3 PV、闷井时间为48 h，注入轮次3次左右，适当增加裂缝长度和增加注入速度有利于提高原油采收率。推荐目标井组采用“压裂-渗吸-驱油”的增产措施，关键工艺参数为：注入排量5 m³ /min，注液量18 000 m³，闷井时间15 d。

摘要:目前非常规储层酸化改造广泛采用大排量大液量施工模式，但快速配液、连续混配的难题一直未得到有效解决。文章通过使用丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N，N，N-三甲基-十二烷-12-（丙烯酰氧基）氯化铵为原料制备了阳离子聚合物乳液，采用红外光谱仪、核磁共振波谱仪对合成物进行结构分析，并优选系列阳离子乳液，按照行业标准测试阳离子乳液的溶胀速率、恒温变剪切、静态缓速性能，采用流变仪测试阳离子乳液的耐温性能，结合工程参数测试阳离子乳液酸液对岩石的刻蚀性能。研究结果表明，不同阳离子聚合物乳液加量下，稠化剂酸液黏度均能在1 min内达到完全溶胀后黏度的90%以上，阳离子聚合物乳液加量为4.0%的稠化剂酸液完全溶胀后黏度达123 mPa·s；稠化剂酸液具有优异的剪切敏感性和剪切恢复性，有利于稠化剂酸液在受注入设备高速剪切影响的情况下保持高黏度并顺利抵达地层；在温度为120 ℃、剪切速率为170 s^-1 下，阳离子聚合物乳液加量为4%的稠化剂酸液在剪切 120 min 后的黏度在 52 mPa·s 左右，且缓速性能达到 88%以上，满足现场要求。稠化剂酸液能对岩石形成非均匀刻蚀，保证改造后的导流能力。阳离子乳液能满足大排量、大液量的施工要求。

摘要:海上油田调剖技术是高含水油藏的一种有效治理手段，聚合物凝胶封堵强度大但注入性较差，聚合物微球注入性能好但封堵强度受浓度影响较大。针对以上问题，采用反相乳液聚合法，以单体AM、AA聚合反应物为聚合物微球的内核层，可分解交联剂PEGDA与功能单体AM、AA包覆聚合形成聚合物微球的外壳层，再将有机交联剂SZ修饰在高分子外壳层，得到包覆型缓释调剖体系。研究了体系增黏性能影响因素，结合显微镜、透射电镜、核磁共振波谱和傅里叶红外测试手段对增黏组分释放过程进行了系统表征，并开展岩心物模实验考察调剖体系在目标区块的注入性能与封堵性能。研究结果表明，该调剖体系初始以微米级微球状态存在，在1～7 d溶胀、释放增黏组分，增黏释放过程受单体、交联剂加量及温度、矿化度、剪切速率等环境因素影响，其中丙烯酸加量为40%时体系黏度最优，通过调节交联剂PEGDA加量（0.005%～0.300%）可实现增黏组分的可控释放，高活性交联剂SZ加量为2%兼具最优成胶时间与黏度特性。该体系在目标区块高渗储层的阻力系数＜5，注入端、中部、深部的残余阻力系数分别达18、8、5，具有良好的注入能力及深部封堵能力。

摘要:现有调驱体系在中低渗透油藏中存在堵得住走不远或走得远堵不住的技术难题。文章通过高温高压熔融法，利用表面活性剂作为分散稳定剂，制备了适用于中低渗油藏深部调驱的纳米级树脂颗粒分散体（OSR）；以驱替压力为指标，利用岩心驱替实验系统评价了OSR在中低渗透多孔介质中的注入性能和封堵能力。研究结果表明，OSR 具有良好的注入性能及封堵能力。随着OSR 中树脂含量的增大，注入压力有所增加，但仍处于较低水平。当树脂含量为5%时，OSR在不同渗透率岩心中均具有良好的注入性能，注入1 PV的OSR，最大注入压力小于 0.25 MPa。OSR 对岩心的封堵率随着树脂含量的增大而提高，当树脂含量超过 5%后封堵率变化不再显著。在固定树脂含量为5%的情况下，OSR对岩心的封堵率随岩心渗透率的降低而提高，OSR对渗透率小于30×10^-3 μm²岩心的封堵率达90%以上。此外，OSR在不同渗透率岩心中均表现出良好的耐冲刷性能。

摘要:针对常规液基化学剂抑制沥青质沉淀效果有限且现场实施难度大等问题，提出采用超临界CO₂作为溶剂在高压下溶解纳米颗粒制备无液抑制剂的方法，在明确纳米颗粒-CO₂混合物流体状态及浊点压力的基础上，开展了混相压力测定、静态沥青质沉淀量测定和气驱岩心实验，研究了氧化石墨烯（GO）、二氧化硅（SiO₂）和四氧化三铝（Fe₃O₄）3种纳米颗粒对CO₂注入原油后的混相压力、沥青质沉淀量和沥青质颗粒粒径的影响，验证了纳米颗粒-CO₂混合物抑制气驱过程中沥青质沉淀，提高采收率的可行性。研究结果表明，纳米颗粒-CO₂混合物在目标储层温度和压力下为单相流体，浊点压力随纳米颗粒浓度的增加和温度的升高而增大。相比注入纯CO₂，在CO₂中添加 1%的 GO、SiO₂ 和 Fe₃O₄，能够使混相压力分别降低 16.4%、12.2%和 14.7%，沥青质沉淀量减少 55.4%、 32.1%和37.5%，沉淀沥青质颗粒平均粒径由11.3 μm分别降至1.3、8.3和5.8 μm。气驱过程中沥青质沉淀量占比由0.81 降至0.16、0.53 和0.36，岩心渗透率降低幅度由 88.7%下降至 25.2%、60.4%和 47.1%，原油采收率由 36.7%分别提高至47.4%、39.6%和42.7%。尤其是GO可以显著吸附沥青质分子，强化沥青质分子在胶体中的稳定性，抑制其聚集生长，延缓沉淀和沉积，避免了孔喉堵塞。研究成果为改善沥青质油藏注气开发效果提供了参考和借鉴。

摘要:为了解决低渗透油藏气窜调控过程中普通水基起泡体系注入难的问题，以新疆油田八区530井区油藏为研究对象，构建了CO₂气溶性泡沫体系，并从界面张力、微观结构、流变性3个方面评价其注入性能；通过岩心流动实验比较CO₂气溶性泡沫与水基泡沫的封堵效果，结合并联岩心流动实验评价其调驱效果。通过实验确定了油藏条件下的CO₂气溶性泡沫体系为0.4% QR-1529 + 1.0% 乙醇；在30 ℃、24 MPa下，该泡沫体系的界面张力低至1.47 mN/m，泡沫微观结构紧密且具有良好的骨架结构，助剂分子增强了起泡剂在CO₂中的溶解性能；此外，该泡沫体系表现出的流变性有助于其在近井地带的流动，证明了其良好的注入性。岩心流动实验表明，CO₂气溶性泡沫的阻力系数和残余阻力系数分别为 18.5、13.0，比水基泡沫分别高7.2和7.0，在岩心渗透率级差为2.54 时，CO₂气溶性泡沫的调驱效果显著，低渗透岩心泡沫驱提高采收率13.7百分点，后续气驱提高采收率15.88百分点。该CO₂气溶性泡沫体系具有较好注入性能与调驱能力。

摘要:针对现有商品泡沫驱油剂在高温高盐低渗透油藏中起泡量少、泡沫在多孔介质中稳定性差、驱油效率不高的实际问题，通过醚化、季铵化和取代反应，合成了两种非对称两性 Gemini 表面活性剂（PAHC 和 PAOC）作为CO₂泡沫驱的起泡剂，将合成的产物作为主起泡剂构建一种CO₂泡沫驱油体系，评价了该体系的界面活性、耐温耐剪切性、黏弹性、泡沫性能等，并进行了驱替实验。结果表明，PAHC和PAOC的临界胶束浓度c_cmc 分别为6.76×10^-5和 5.25×10^-5 mol/L，对应的表面张力γ_cmc 分别为 31.56 和 30.71 mN/m。PAHC 和 PAOC 的 Krafft 点分别低于0 ℃、1 ℃。在江苏油田采油二厂高 21-3 井组油藏温度为 80 ℃、矿化度为 7704 mg/L 条件下，在恒定剪切速率170 s^-1时，0.4% PAHC（或PAOC）+0.1%水杨酸钠+ 0.1%姜磺素接枝马来酸酐共聚物的PAHC-C₁₆ S、PAOC-C₁₈ S泡沫体系，耐温分别为 81 ℃和 88 ℃，黏度分别可稳定在 6.2 和 6.4 mPa ? s，具有良好的注入性和黏弹性。 PAHC-C₁₆ S、PAOC-C₁₈ S泡沫体系分别可将油水界面张力降至2.37×10^-2和1.81×10^-2 mN/m。PAOC-C₁₈ S泡沫抗温性、抗盐性略好于 PAHC-C₁₆ S泡沫，能满足江苏油田采油二厂高 21-3井组CO₂泡沫驱要求。岩心驱油实验结果显示， PAHC-C₁₆ S和PAOC-C₁₈ S起泡体系分别在CO₂驱基础上提高平均采收率20.12百分点和21.91百分点，可见两种起泡体系具有良好的应用前景。

摘要:为进一步探究纳米 ZrO₂和低矿化度水的协同作用效果，将矿化度为 214 739 mg/L 的塔河油田地层水稀释11～200 倍得到低矿化度水；同时，为提高纳米 ZrO₂在低矿化度水中的分散性，用偶联剂3-氨丙基三甲氧基硅烷对粒径为50～100 nm的纳米ZrO₂进行改性，并采用红外光谱仪、透射电镜和热重分析仪对颗粒的结构和形貌进行表征。将低矿化度水与改性纳米 ZrO₂混合超声制得纳米流体，对其分散稳定性、界面性质和驱油效果进行了评价。结果表明，与地层水相比，注入1.5 PV稀释110倍的低矿化度水的采收率增幅（5百分点）最大。纳米ZrO₂改性后的粒径约为30 nm。与用地层水配制的未改性纳米流体相比，用低矿化度水配制的改性纳米流体的稳定性指数由 22.9降至7.6，分散稳定性提高；油水界面张力降幅达2 mN/m；岩石表面润湿性由油湿转变为水湿；黏附功最低值由27.72 J/cm²降至8.65 J/cm²。升高温度对降低油水界面张力、接触角和黏附功均为正向影响。改性纳米ZrO₂颗粒加量从0.005%增至0.050%时，纳米流体的采收率先增加后降低，最佳加量为0.020%，采收率增值12.6百分点。低矿化度水与改性纳米ZrO₂协同增油效果显著，具有良好的应用前景。

摘要:在高温高盐苛刻的油藏环境中，传统阴离子型表面活性剂与非离子型表面活性剂易失活，无法发挥最佳的采油效果。阴-非离子表面活性剂兼具二者的特性，具有良好的界面活性，耐高温耐高矿化度等优点，在提高采收率方面具有广阔的应用前景。以乙氧基数为 7 和 9 的脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO7、AEO9）、壬基酚聚氧乙烯醚（NP7、NP9）为原料，通过磺烷基化法成功合成了一系列带有磺酸基团的阴-非离子表面活性剂（AESO7、AESO9、 NPSO7、NPSO9），产率均在70%左右，并测定了产物的表面活性、耐盐性、耐温性等性能。研究结果表明，AESO7、 NPSO7 溶液在临界胶束浓度下的表面张力为 27.16、28.67 mN/m，低于 AESO9、NPSO9 的。在矿化度为 10～100 g/L 的模拟海水中，4 种表面活性剂展现出较好的耐盐性能，表面张力均保持稳定。随温度升高，AESO9、 NPSO9乳状液的析水率较AESO7、NPSO7的略大，在温度为60～80 ℃下4种质量浓度为10 g/L 的表面活性剂溶液与煤油按体积比1∶1所得到的乳状液的析水率基本保持稳定，改性后表面活性剂的耐温性能得到显著优化。 AESO7、AESO9与α-环糊精（α-CD）按复配比为1∶2得到的复配体系的表面张力显著降低，在不同温度下，相较于单一体系乳状液稳定性能提升约10%，同时在矿化度为10～100 g/L 的模拟海水中其表面张力亦保持稳定，展现出优良的耐盐性能。

摘要:油膜是一种重要的水驱残余油类型，提高其动用程度将进一步提高采收率。为研究不同类型表面活性剂对油膜的动态剥离特征，基于可视化油膜剥离物理模拟方法，量化表征了油膜剥离动态特征参数。通过11种不同类型的典型表面活性剂剥离油膜实验，明确了不同表面活性剂分子结构及性质对油膜动用规律及作用机理的影响。结果表明，不同类型表面活性剂剥离油膜的动态特征及剥离机理差异明显。阴离子型表面活性剂（十二烷基磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠、十四烷基磺酸钠、十六烷基磺酸钠）对油膜的剥离主要受分子结构中亲油基团数量和乳化性能的影响，提高碳链数有利于油水乳化作用从而促进油膜剥离；阳离子型表面活性剂（十二烷基三甲基溴化铵、十四烷基三甲基溴化铵、十六烷基三甲基溴化铵）对油膜的剥离效果主要受结构中亲油基团数量、油水界面张力、油水乳化性能和润湿性反转能力的共同影响，提高碳链数有利于降低油水界面张力、提高乳化能力、增强岩石表面亲水性能，从而促进油膜剥离；非离子型表面活性剂（脂肪醇聚氧乙烯醚类）对油膜的剥离效果主要受结构中亲水基团数量、油水界面张力和乳化性能的共同作用，提高聚氧乙烯醚基团数量有利于提高分子亲水活性、降低油水界面张力和提高乳化能力进而剥离油膜。研究结果可为水驱油藏的表面活性剂分子结构设计与驱油理论研究提供借鉴。

摘要:针对大港油田开展三次采油化学驱存在成本高、药剂不环保、提高采收率效果不理想的问题，将环保可降解的环状微生物表面活性增效剂分别与石油磺酸盐及聚合物搭配，形成性能更优的表面活性剂驱、聚合物-表面活性剂二元驱、聚合物-表面活性剂-碱三元驱等系列增效体系。室内评价了微生物表面活性增效驱油体系的表面张力、油水界面张力、抗盐能力、生物降解性、耐温性、抗吸附性和驱油性能等；以大港油田港东二区原油和地层采出水为评价介质，开展增效体系与油藏适应性评价，并在羊二庄羊5-XX井开展1井次二元增效体系驱油试验。结果表明，与单一石油磺酸盐体系相比，微生物表面活性增效驱油体系的各项性能均明显提高，表面张力可降低至18 mN/m，油水界面张力在稀释8倍后仍可达10^-3 mN/m数量级，抗钠盐达75 g/L，抗镁盐达2000 mg/L，耐温达 90 ℃，45 d生物降解率为 93.9%，抗吸附可达四级。微生物表面活性增效剂与聚合物、弱碱的配伍性良好，不会影响二元、三元驱油体系的油水界面张力和抗吸附性能，且黏度稳定性提高，二元、三元驱油体系的在58 ℃下密闭放置7 d的黏度保留率分别约为 72%、68%。微生物表面活性增效剂可提高表面活性剂驱、二元驱、三元驱的驱油效率，采收率增幅均超过 17%。在大港油田6种不同油藏条件下，微生物表面活性增效剂的适应性较好，驱油体系的油水界面张力均能达到10^-3～10^-4 mN/m数量级。对微生物表面活性增效剂进行中试放大生产并用于现场驱油试验，含水率平均降低31.5%，8个月累计增油491.34 t，控水增油效果较好。

摘要:大港油田沧东凹陷孔二段页岩油藏一次压裂开采初期见效明显，但后期能量和产量下降较快，而且采出液乳化严重，导致页岩油采收率降低，集输阻力变大，开发难度增加。通过分析大港油田沧东凹陷孔二段页岩油的物理化学性质、页岩油与水的乳化特性及其影响因素，揭示页岩油与水的乳化原因和乳化机制，提出改善页岩油乳化增黏的方法。研究结果表明，孔二段页岩油的平均蜡含量高于 20%，凝固点高于 35 ℃，页岩油重质烃含量越高越利于乳化现象的发生。页岩油中的胶质、沥青质等含氮极性组分，以及蜡晶的存在，导致页岩油与水在流动过程中形成油包水（W/O）乳状液，产生乳化增黏现象。随着含水量的增加，页岩油黏度呈先增加后降低的趋势，含水量在 50%～70%时乳化后页岩油黏度达到最大值，是脱水原油黏度的3.23～7.45 倍。升高乳化温度、增加水相矿化度以及侵入压裂液组分，均会使页岩油与水乳化形成的W/O乳状液稳定性增强。当乳化页岩油再乳化时会形成O/W/O 多重乳状液，黏度进一步升高；但当再乳化时添加少量乳化剂可使乳化页岩油从W/O型反相为O/W型，从而降低页岩油黏度，提高其流动性。在开展页岩油注水增能时需考虑页岩油的物理化学性质，同时研发高活性页岩油增产用表面活性剂将是后续工艺设计和产品研发的重点。

摘要:微胶囊聚合物能够实现组分的缓慢释放增黏，避免配注过程中岩石孔喉剪切和水中还原性离子对聚合物溶液黏度影响。为明确微胶囊聚合物在多孔介质中的动态释放调驱性能和驱油适应性，在均质和非均质岩心中开展了破壳前、后微胶囊聚合物驱油实验，对不同驱替阶段剩余油分布进行CT扫描。研究结果表明，质量浓度为 1850 mg/L 的微胶囊聚合物破壳前初始黏度（0.7 mPa·s）较低，高温下随着时间的延长逐渐破壳，破壳 20 h后黏度显著升至 32.0 mPa·s。将微胶囊聚合物以破壳前和破壳后两种状态注入岩心驱油，开始注聚合物时（0～0.5 PV），破壳后体系的注入压力大于破壳前体系的；注聚合物后期（0.5～1.0 PV），破壳后体系的注入压力小于破壳前体系的。这说明以破壳前状态注入的微胶囊聚合物在多孔介质中确实能够发生动态破壳，引起注入压力的显著升高。破壳前体系驱油能力强于破壳后体系，均质和非均质岩心中采收率分别为43.5%、50.5%和39.0%、 44.5%。破壳前体系初始黏度低，能够更好地进入岩心深部释放驱油，岩心中后部残余油饱和度更低；而破壳后体系受运移能力以及剪切降解的影响主要驱替岩心前部原油，岩心中后部残余油饱和度更高，这也是破壳前体系提高采收率幅度高于破壳后体系的主要原因。

摘要:为准确评估直流电压对油水界面张力的影响，以胜利油田脱水原油和模拟地层水（CaCl₂水型）为研究对象，在0～15 V直流电压下进行油水电解实验，通过测定油水界面张力、温度和电流的变化，水相的pH值和离子含量，以及油相的组分和官能团含量，探讨了直流电压降低油水界面张力的机理。结果表明，随着直流电压的增大，油水界面张力显著降低，最大降幅达42.66%。模拟地层水中的Ca₂₊溶解度随着温度升高而减小，从2.81 mg/L降至2.25 mg/L，削弱了直流电压对油水界面的影响；Na₊含量则从0.50 mg/L 升高至0.72 mg/L，这有利于界面张力的进一步降低。在电化学效应的影响下，水相溶液的pH值由7.32 升高至 10.96，碱性条件促进了原油中酸性物质的反应，生成了表面活性物质羧酸盐。红外光谱表征结果表明，羧酸盐的归一化含量在0、5、10、15 V下分别为1.40、1.51、1.90 和4.11。羧酸盐含量的增加进一步促进了油水界面张力的下降。此外，电化学反应促进了原油组成的简化。当直流电压从 0 V 增至 15 V 时，沥青质和胶质的含量由 18.63%、12.96%分别降至 12.11%、 10.06%，而饱和烃的含量由 47.57%增至 55.89%。研究结果为推进直流电场在提高原油采收率方面的应用提供了理论支持。

摘要:老化油是原油经过长时间曝氧老化在原油油罐中油水过渡层位置形成的一种具有高乳化稳定性的油水固混合物，常规的破乳脱水处理非常困难。文章通过测试红浅油田老化油的油水界面张力和界面膜强度，分析固体颗粒、聚合物、无机盐离子和曝氧时间对老化油体系乳化稳定性的影响程度，同时采用有机、无机破乳剂对老化油进行破乳脱水实验，确定最优的破乳剂配方和工艺参数。研究结果表明，增大固体颗粒含量、聚合物含量和延长曝氧时间均会提高老化油的乳化稳定性，从而导致老化油破乳处理难度增加。无机盐能降低老化油油水界面膜强度，有助于老化油的破乳处理。聚乙二醇辛基苯基醚（X-100）与十二烷基苯磺酸钠（ABS）按质量比3∶1的复配破乳剂，在加量为 2%、加热温度控制 60～65 ℃、有效沉降时间 30 min 以上，可实现老化油脱水率接近100%，且脱出水质澄清。所形成的老化油脱水处理剂配方和工艺参数为红浅油田老化油处理提供技术指导，同时实验所得的油田老化油乳化特性及破乳剂选择实验规律可为国内外其他油田老化油处理提供参考。

摘要:全球油气资源开发逐渐迈向低渗透、特低渗透以及深层、超深层等复杂储层，对传统油田化学品在动态适配性与极端环境耐受性方面提出严峻挑战。环境响应性智能材料通过感知油藏环境参数变化触发自主性能调控，实现了从“被动抵抗”到“主动适应”的跨越，成为保障高效钻井和提高油气采收率的核心技术。文章聚焦温度响应、形状记忆、CO₂响应以及磁响应4类响应性智能材料，系统综述了其环境响应机理与性能以及在钻井液流变控制、裂缝自适应封堵、智能驱油增产及采出液高效处理等方向的应用现状。同时，讨论了相关环境响应性智能材料在油气开发中面临的瓶颈，展望了其未来的发展方向和应用前景。