摘要:针对东濮凹陷地质构造复杂、断层多、埋藏深、砂体薄、砂泥岩互层段易失稳的问题，基于地质工程一体化思路，以生物质合成基液 LAE-12 为连续相，采用多级粒径超细碳酸钙架桥复配纳米成膜封堵材料，引入天然沥青、刚性树脂、弹性石墨等形成了适应东濮凹陷的抗温180 ℃生物质合成基钻井液，通过考察钻井液体系的封堵性、抗温性、润滑性等，开展了生物质合成基钻井液与地层适应性评价。研究结果表明，该钻井液体系抗温180 ℃，高温高压滤失量≤5 mL，破乳电压≥700 V，沙河街组页岩岩心在生物质基液中 16 h 滚动回收率为98.32%，72 h线性膨胀率为0.817%。该钻井液体系在现场成功应用9口井，表现出抗高温长期稳定性强，流型呈“低黏高切”，具有良好的携岩带砂能力，携岩指数＞1.5，应用最高温度为156 ℃，有效解决了沙河街组井壁易失稳、长水平段携岩带砂难、薄层定向托压等问题，具有较好应用推广前景。

摘要:针对传统水基钻井液难以同时兼顾环保性能与耐温抗盐性能的难题，同时结合深层致密油水平井钻井的特点，以合成的环保型耐温抗盐降滤失剂 SLP-2为基础，并结合其他环保型处理剂，通过 SLP-2加量的优化以及抑制剂和润滑剂的优选，研制了一套适合深层致密油水平井钻井用的环保型高性能水基钻井液体系，并对钻井液体系的基本性能、沉降稳定性能、抗污染性能、储层保护性能以及环保性能进行了评价。结果表明，该体系耐温性能突出，经180 ℃高温老化16 h后，高温高压滤失量控制在10 mL以内，可满足深层井作业需求；体系的抑制性较强，岩屑滚动回收率超 95%，能有效抑制地层造浆和井壁坍塌；体系的密度调控灵活且沉降稳定性强，当密度达2.0 g/cm³时，体系的密度差小于 0.2 g/cm³，沉降因子低于0.52；体系的润滑性能优异，润滑系数低至 0.087，可显著降低钻具磨损与摩阻；体系的抗污染能力强，在加入 15% NaCl、1.0% CaCl₂或 15%岩屑粉等污染物后，体系流变参数与降滤失性能仍保持稳定；体系的环保优势明显，生物毒性测试EC50值达75 600 mg/L（属无毒级别）， BOD5/COD 值为 26.8%（易生物降解），重金属含量均符合行业环保标准。该环保型高性能水基钻井液已在目标区块深层致密油水平井CH-1井成功应用，现场作业结果显示，钻井期间未发生卡钻、漏失等井下复杂事故，钻井液性能全程稳定可控，环保指标达标，实现了安全、高效、绿色的钻井目标，为深层致密油水平井的钻井施工提供了技术保障，具备良好的推广应用前景。

摘要:乳状液稳定性是油基、合成基钻井液的核心指标。为深入探究其稳定性机制并优化配方，采用多重光散射法，以生物质合成基钻井液为对象，系统研究了乳化剂类型、有机土加量、乳化剂加量、氯化钙浓度及油水比对其乳状液动态稳定性的影响。通过多重光散射法，结合破乳电压，揭示了各因素对乳状液稳定性的影响规律。结果表明：乳化剂SWRH因与基液 LAE-12 的良好配伍性，表现出最优的稳定效果；有机土加量2.0%、乳化剂加量6%、氯化钙质量分数为40%及油水比不低于75∶25时，乳状液具有较低的不稳定性动力学指数值（TSI）和较小的粒径，稳定性较好。研究还发现，破乳电压法虽便捷，但难以全面反映乳状液动态稳定性及复杂因素影响，而多重光散射法能更直观地揭示乳状液分层、聚结等不稳定机制。本研究结果为生物质合成基钻井液的配方优化提供了理论依据，并提出将多重光散射法与破乳电压法相结合，可构建更全面的乳状液稳定性评价体系，为高性能生物质合成基钻井液的研制与迭代升级提供理论支持。

摘要:深井底部高温作用下钻井液的流变控制手段有限且困难，降黏剂是调整钻井液流变性的有效手段，但目前国内对抗高温降黏剂的研究较少。文章合成了一种抗高温降黏剂GMZ，并对其进行了表征、性能评价及机理分析，以期为国内钻井作业提供更加可靠、高效、环保的钻井液降黏剂产品。FT-IR 及1H-NMR分析结果均表明，丙三醇、锆盐THSZ、聚马来酸PMA发生了反应，GMZ为目标产物；热重分析结果表明，GMZ的热稳定性良好，高温灼烧结束质量保留率仍能高达 45.57%；性能评价实验结果表明，GMZ 可抗 210 ℃高温，基浆中降黏率高达82.61%，GMZ配伍性良好，在磺化体系及去磺化体系中均具有良好的抗高温降黏、降切效果；生物毒性测试结果表明，GMZ的生物毒性大于 40 000 mg/L，完全满足国家标准对水基钻井液在一级海域要求的生物毒性容许值。粒径与Zeta 电位实验结果表明，加入2% GMZ的膨润土浆经210 ℃高温老化后的粒径、Zeta 值均减小，膨润土颗粒分散性增强，说明GMZ削弱膨润土颗粒的高温聚结；光学显微镜及SEM结果均表明，GMZ使膨润土颗粒更分散；XRD及TEM分析结果表明，GMZ的阳离子取代黏土边缘铝离子使得分子间斥力增强，进而发挥抗高温降黏作用。GMZ已实现工业化生产，具有广泛的应用前景，但其在高温高密度条件下的降黏效果有待现场作业的进一步验证。

摘要:在加拿大油砂层钻井作业中，油砂中的沥青黏附钻井部件导致的作业效率降低问题亟待解决，但该问题在国内少有钻遇，并无有效解决方案，更无相关评价方案可供借鉴，研究难度极大。文章聚焦沥青固化技术，借鉴无机固化剂高温释放活性氧原子重构油砂组分机制，首次将沥青针入度作为主要性能指标引入本类研究中。选取市售六种典型无机固化剂，将其与加拿大油砂在老化罐中热滚老化，考察了固化前后油砂针入度、模拟钢棒黏附性、钻井液性能。研究结果表明，无机固化剂硫代硫酸钠、无水乙酸钠和过硫酸钾表现出显著固化效能，可使沥青针入度值最高由108/0.1mm降低至25.89/0.1mm并具备长效稳定性，其中，硫代硫酸钠体系在对钢棒的黏附性测试中展现出最优抑制效果，沥青的黏附率由 50.93%显著降至6.71%。此外，油砂固化后对钻井液体系流变性影响较小的同时，会引发滤失量升高及模拟钻具腐蚀等负面效应。通过傅里叶变换红外光谱分析发现，固化剂中的活性离子（如 CH₃COO^- 、SO₄^2-）与沥青中的极性官能团（—OH、—COOH）发生了化学交联反应；四组分分析发现，固化剂促使沥青组分中低分子量饱和烃与芳香烃向高分子量胶质、沥青质发生了转化，扫描电镜和偏光显微镜分析结果进一步证实，固化后沥青微观结构形成多孔网络状骨架，导致滤饼孔隙率提升，进而加剧了钻井液滤失量的增加。本研究首次揭示了无机固化剂与油砂沥青的作用机制，为解决油砂钻井黏附难题提供了理论依据。

摘要:高温高压含水气相CO₂环境下，传统硅酸盐水泥易受酸性环境腐蚀，出现强度衰退、结构劣化现象。在水泥中掺入纳米 SiO₂，可降低水泥石的 Ca/Si 比值和渗透性，从而提高材料的抗高温、耐腐蚀性能。纳米二氧化硅颗粒（NS）和溶胶（SS）是最常见的纳米 SiO₂类型，但两种材料在水泥浆中的应用效果各有利弊。本文基于高温高压气相CO₂腐蚀实验，开展抗压强度、XRD、FTIR 和SEM等测试，以探究不同类型纳米SiO₂对高温及腐蚀后水泥石力学强度、腐蚀产物和水化产物种类及微观结构的影响规律。结果表明，150 ℃高温养护后，掺入1%、2%和3% NS后，水泥石的抗压强度依次增加了1.82%、9.1%和15%，而掺入1%、2%和3% SS后抗压强度分别降低了7.73%、4.09%和2.73%。相对于G级油井水泥，分别掺入3% NS和3% SS，高温养护后水化产物中 C-S-H 凝胶的Ca/Si 比分别降低了33.23%和24.37%，Ca（OH）₂含量降低，其中掺入NS使得水化产物Ca（OH）₂（001）晶面的衍射峰强度降低明显，改善 Ca（OH）₂的晶面取向；腐蚀后水泥石抗压强度的衰退率依次降低了 10.35 个百分点和10.98 个百分点，腐蚀产物 CaCO₃减少，水泥颗粒之间胶结作用更强，水泥石耐腐蚀性能提高。综合对比腐蚀前后水泥石的力学强度及微观结构测试结果，NS对水泥石耐高温及耐腐蚀性能的改善作用优于SS。

摘要:针对川南泸州地区页岩气水平井套管变形条件下常规机械桥塞难以坐封、压裂改造受限的问题，为了明确液体胶塞在变形套管内的封堵承压能力及工程适用性，以功能性改性聚丙烯酰胺 TSRP 与聚乙烯亚胺 PEI 构成的液体胶塞体系为研究对象，通过流变与成胶性能评价，结合现场真实变形套管，构建封堵承压测试平台，系统开展不同套管变形类型、变形段长度、填充度及多类型变形组合条件下的封堵承压实验，并建立封堵承压预测模型。研究结果表明，未成胶液体胶塞在井筒剪切条件下黏度为 204 mPa·s，表现出明显剪切稀释特性，具备良好 的可泵注性；在90 ℃条件下2～3 h开始成胶，3～4 h完全成胶，最终凝胶强度达到I级。承压实验显示，在A、B、 C 类套管变形井段中，液体胶塞在 1、3、5 m变形段内的最大封堵承压能力分别为 0.57～2.06 MPa、0.77～2.50 MPa 和0.98～3.83 MPa，且随封堵长度和变形程度增加显著提高。在C类变形套管中，填充度由0.1倍提高至1倍时，封堵承压能力由0.15 MPa提高至2.54 MPa；在固定套管总长度条件下，变形段长度由3 m减小至0.6 m时，封堵承压能力由2.54 MPa提高至3.20 MPa；多类型变形组合中，A类与C类组合的封堵承压能力最高，可达4.31 MPa。基于液体胶塞承压封堵实验结果，采用灰色关联分析法，形成了液体胶塞承压封堵预测模型，为现场实际应用提供了指导。

摘要:针对辽河油田注蒸汽热采污水除硅产出硅泥难处理以及稠油注蒸汽开发后期地层亏空、井间汽窜等问题， 以废弃硅泥为原料经造粒和烧结处理制得一种耐温高强硅泥陶粒，与聚合物溶液配制成硅泥陶粒调堵剂。通过 单因素实验研究了硅泥组分含量、烧结温度对硅泥陶粒抗压强度及表观密度的影响，评价了调堵剂的水热稳定 性、悬浮性和封堵性。结果表明，在硅泥掺量60%、烧结温度1180 ℃条件下硅泥陶粒的表观密度＞2.25 g/cm³、 抗压强度＞14 MPa、耐温350 ℃。硅泥陶粒在质量分数为0.3%～0.5%的聚合物溶液中沉降速率≤0.0075 m/ min、高温封堵率＞82%，可以满足辽河油田稠油热采油藏对于调堵封窜和填充地层亏空的性能要求。同时，通 过将采出污水除硅产生的硅泥制备陶粒并进行油田回注利用可减少油田硅泥污染物排放。

摘要:为了明确新型C-Si 量子点的基本性能及其在低-超低渗透油藏的适用性，首先对新型C-Si 量子点驱油剂的界面性能和配伍性进行测试分析，然后开展岩心渗吸和驱替实验，探究量子点的宏观渗吸驱油特征，最后借助核磁共振分析和微观模型实验从微观层面揭示量子点的驱油特征。结果表明，量子点驱油剂具有将岩心表面改变为亲水性的能力，同时展现出了较强的负电性以及较好的抗温、抗盐性能。当量子点驱油剂质量分数为0.5%时渗吸驱油效果最佳，渗吸效率可高达48.5%，在岩心驱替过程中展现出了持续效应。量子点粒径小，布朗运动更为剧烈，易进入微小孔隙，在岩心微小孔中的渗吸效率能达到30%，量子点通过对水分子氢键缔合作用的削弱使得水相波及范围增大，可较好地启动绕流残余油、盲端和角隅残余油，研究结果为利用量子点驱油剂提高低-超低渗透油藏的采收率奠定了理论基础。

摘要:针对海上稠油高温热采技术面临的高成本、高风险以及单一热水驱增油效果有限等技术难题，系统评价一种基于自主研发耐温多功能聚合物TMP的增效热水驱油技术，旨在明确其提高采收率的作用机制与现场应用潜力。采用室内实验与数值模拟相结合的研究方法，系统评价了聚合物TMP对水增黏、对油降黏、降低界面张力及拆解沥青质聚集体的能力；利用CMG数值模拟软件，建立了注采井组模型，反演了驱替过程，并研究了油藏静态与动态因素对增油效果的影响。研究结果表明，在温度为 80 ℃、质量浓度为 1500 mg/L 的条件下聚合物TMP溶液的黏度约80 mPa·s，且具有良好的耐温性；可使油水界面张力降至10^-1 mN/m数量级；通过拆解沥青质聚集体，在80 ℃下可使原油降黏率达85%。数值模拟结果表明，聚合物增效热水驱的提高采收率可达6个百分点，显著高于单一热水驱（1个百分点～2个百分点）。聚合物在增油效果中起主导作用，贡献率为80%～90%，热能发挥辅助协同作用，贡献率为10%～20%。该技术的油藏适用条件为：平均渗透率＞ 2000×10^-3 μm²、地层原油黏度为 200～600 mPa·s、水体倍数＜ 4。耐温多功能聚合物增效热水驱技术通过热能与化学能的协同，实现了“近井热能降黏、远井化学降黏”的优势互补，兼具扩大波及体积与提高洗油效率的双重作用。渤海D油田的方案设计表明，该技术可比水驱提高采收率5.9个百分点，为海上稠油经济高效开发提供了一条具有前景的新路径。

摘要:在CO₂驱油过程中，气窜现象易导致波及体积减小，从而降低采收率。泡沫驱是抑制CO₂气窜的有效方法之一。文章利用阴离子表面活性剂α-烯烃磺酸钠AOS、两性表面活性剂芥酸酰胺丙基甜菜碱EAB及稳泡剂烷基胺TA构建了蠕虫状胶束泡沫体系，并系统研究其黏弹性行为。实验结果表明，配方为0.25% AOS+0.25% EAB+ 0.1% TA的泡沫体系的综合指数可达107 208 mL· min。该体系泡沫性能随温度升高而降低，但在70 ℃以下仍表现出良好的稳定性。黏弹性分析表明，当表面活性剂总质量分数达到0.5%时，AOS与EAB分子相互缠绕形成大量蠕虫状胶束，显著提高体系的体相黏度和黏弹性。蠕虫状胶束结构的高黏弹性可有效延缓液膜排液速率，增强泡沫液膜强度，进而提高泡沫稳定性。

摘要:针对延长油田长6致密油藏高盐（矿化度≥120 000 mg/L）、高钙镁离子含量（Ca²⁺含量≥20 000 mg/L、Mg²⁺ 含量≥400 mg/L）、储层非均质强（渗透率级差=50）条件下注水驱油效果差，含水高（≥75%），采出程度低（14.7%），目前泡沫体系无法适应的难题，在模拟油藏环境条件下，采用高温高压泡沫仪综合评价装置、致密储层渗吸系统测试了8种双子型表面活性剂发泡性能、半衰期、综合泡沫指数，筛选出最佳发泡剂、辅剂及其浓度，构筑了一种低界面张力抗钙镁减氧空气泡沫体系。评价了温度、Ca²⁺含量、Mg²⁺含量、含油率及pH值对该体系发泡体积和半衰期的影响，考察了体系在非均质储层驱油效果及渗吸效率规律。研究结果表明，0.4% LY-12（双十二烷羟磺酸盐）+0.1% LX-14（十四烷基氨基酸盐）为最佳泡沫体系，温度、Ca²⁺含量、含油率、pH值对发泡体积、泡沫半衰期影响大，而Mg²⁺含量对发泡体积、泡沫半衰期影响较小。当温度≤45 ℃、Ca²⁺含量≤20 000 mg/L、含油率 ≤30%、pH 为中性条件下可保证最佳泡沫性能，泡沫综合指数≥12 000 mL·min，界面张力为 6.63×10^-2 mN/m。当岩心渗透率级差为50 时，非均质储层连续泡沫驱较泡沫段塞后续水驱综合驱油效率提高7%，渗透率为0.96× 10^-3 μm²时，渗吸效率达42.88%，在低渗储层中具有很好的适应性。

摘要:塔河油田缝洞型油藏高温高盐、储集空间复杂导致其开发中后期的提高采收率工艺选择较为困难。文章通过泡沫体系的优选、风化壳物理模型驱油模拟实验和矿场先导试验，开展耐高温高盐泡沫辅助气驱技术在该类油藏中的适应性评价。研究结果表明，配方为0.12%阴非离子型表面活性剂SS-163+0.18%阴离子型表面活性剂 AES+0.2%稳泡剂SAV-236 的耐温耐盐泡沫体系 TKQP-3，能稳定适应温度为 120 ℃、矿化度为 24×10⁴ mg/L、压力为30 MPa的苛刻油藏环境，其发泡体积达基液的4倍，析液半衰期约30 min，岩屑吸附后泡沫保持率仍高达97%。在120 ℃下，泡沫体系在液相渗透率约1500×10^-3 μm²的简易缝洞填砂管模型中，气液比为1.5∶1时阻力因子超过40。室内物理模拟实验证实，该体系能通过调流转向、改善油气流度比、促进泡沫-气-水三相协同及降低界面张力等机理，有效扩大波及体积，使采收率提高10个百分点以上。矿场试验进一步验证了其应用效果，A71井组累计增油量达10 373 t。泡沫辅助气驱技术在塔河油田缝洞型油藏中表现出良好的适应性与开发潜力。

摘要:微乳液因其良好降低油水界面张力、润湿改变、增溶、热稳定等优势，在低渗透油藏具有较大应用潜力。文章以长庆油田长3区块低渗透油藏为例，通过微乳液微观形貌测定、粒径分析、界面张力测定、原油组分增溶及润湿性测试，系统评价了现场应用微乳液体系的储层适应性能，并借助核磁共振在线驱替系统对其驱油潜力进行了探究。研究结果表明，该微乳液为水包油（O/W）型，平均粒径约为 13 nm，可有效适应低渗透储层微纳米级孔隙喉道，可降低油水界面张力至1.71 mN/m，界面模量会随振荡频率增加而提升，油藏温度下老化20 d后，微乳液的粒径、界面张力等趋于稳定，油相增溶参数达36 mL/g，尤其对饱和分与芳香分表现出更优的增溶效果，水下油滴接触角从164°降至55°，实现了油湿向水湿润湿性转变。核磁共振在线驱替实验进一步揭示，注入1.0 PV微乳液体系可有效提高采收率10.86个百分点，同时使驱替压力降低24.87%，表现出显著的降压增注效果。微乳液具有较大增油潜力，为其在长庆油田低渗透油藏的扩大规模化应用提供重要数据支撑。

摘要:渤海高盐油藏平均渗透率较大，而普通聚合物的耐盐性较差。为提高普通聚合物耐盐性，增加驱油剂增油降水效果，通过黏度测试和扫描电镜表征，结合物理模拟评价方法，开展了高盐油藏硅酸钠对聚合物耐盐性影响及作用机理研究。研究结果表明，在矿化度为 10 206.6 mg/L 条件下，质量浓度为 2000 mg/L 的普通“高分”聚合物溶液的黏度为 12.4 mPa·s，低于抗盐聚合物溶液的黏度（32.5 mPa·s）。在普通“高分”聚合物溶液中加入硅酸钠可以提高体系的黏度，随硅酸钠浓度增加，“普通聚合物+硅酸钠”复合体系的黏度逐渐增大。在不同的加药方式中，初期“聚合物（2000 mg/L）+硅酸钠（500 mg/L）”体系的黏度（16.8 mPa·s）低于“硅酸钠+聚合物”复合体系的黏度（19.6 mPa·s），但剪切作用后二者黏度相差不大。聚合物分子为网状结构，无机凝胶为絮状结构“，聚合物+硅酸钠”复合体系为骨架更为密集的网状结构。随硅酸钠浓度增大，复合体系的阻力系数增大，残余阻力系数先增大后减小。普通聚合物体系（2000 mg/L）对渗透率约为6000×10^-3 μm²岩心的封堵率仅20%，而“聚合物（2000 mg/L）+ 硅酸钠（300 mg/L）”复合体系对渗透率约为6000×10^-3 μm²岩心的封堵率高达94.3%。

摘要:SP二元复合驱后剩余油分布复杂，非均相复合驱油体系兼具调剖与驱油的特性，具有进一步动用SP二元复合驱后剩余油的潜力。文章采用核磁共振技术，考察 SP 二元复合驱后非均相复合驱对不同渗透率岩心孔喉的剩余油动用效果，并采用CT扫描对不同渗透率级差的非均质方岩心进行SP二元复合驱后非均相复合驱剩余油进行分析。研究结果表明，非均相复合驱在渗透率分别为 1 和 6 μm²岩心中剩余油的有效动用界限分别为0.3～20 μm和0.2～800 μm。黏弹性颗粒（PPG）注入性对低渗透区剩余油动用影响显著。当黏弹性颗粒与低渗透孔喉匹配性较好时，非均相复合驱体系能够有效动用低渗区剩余油，采收率提高18.3个百分点；当黏弹性颗粒与孔喉匹配性较差时，非均相复合驱体系只能动用部分注入端剩余油，无法进行深部调驱，SP二元复合驱后提高采收率仅9.5个百分点。

摘要:针对高温高矿化度油藏中泡沫稳定性差的问题，以阴离子表面活性剂α-烯烃磺酸钠（AOS）和非离子表面活性剂辛基酚聚氧乙烯醚（OP-40）为起泡剂，以耐温耐盐三元共聚物 AMPA 为 CO₂ 泡沫稳泡剂，通过 War-ing-Blender 方法确定最佳浓度和配比，在温度为 80 ℃和矿化度为 100 000 mg/L 的条件下开展耐温耐盐CO₂泡沫性能评价，并与油田常用稳泡剂HPAM进行对比；同时，利用分子动力学（MD）模拟，建立气-液界面模型，从微观角度揭示阴离子-非离子表面活性剂复配体系与AMPA的协同作用和稳泡机理，分析AMPA与HPAM在改善气液界面性质中的性能差异。结果表明，AOS 和 OP-40 质量比为 1∶1、表面活性剂总加量为 1%、稳泡剂加量为0.35%时 AMPA 稳泡体系的泡沫体积（420 mL）和析液半衰期（35.6 min）表现更好。相较于 HPAM 稳泡体系， AMPA稳泡体系在高温高盐条件下析液半衰期提升2.3倍。通过分子动力学模拟研究两种体系界面特性，结果显示AMPA与表面活性剂之间具有更强的协同作用，形成更厚的水化层和气体吸附层，降低液膜排液速率、延缓气体扩散，同时大幅降低界面张力和界面形成能，具有更稳定的界面，有效提升泡沫性能。研究结果为后续新型稳泡剂分子设计提供了理论基础。

摘要:渗吸是提高致密油藏采收率的重要机理，纳米颗粒和纳米气泡均可进入纳米级孔隙改善油水性质，且纳米气泡具有补充微观能量的作用，是致密油藏增渗提采的理想体系。以吴起地区长6储层岩心为例，研究了活性纳米流体（纳米气泡+纳米SiO₂粒子）的增渗特征，并模拟分析了现场应用效果。结果表明，0.1%活性纳米流体可以使岩心的水润湿性提升48.3%，使油水界面张力降低17.8%，大幅降低渗流阻力，有利于渗吸进行；纳米颗粒与纳米气泡协同增强渗吸，0.1%活性纳米流体的渗吸采收率比地层水高5.47 个百分点，比 SiO₂纳米流体高2.37 个百分点，加入纳米气泡的新体系增渗效果是纯 SiO₂纳米流体的1.76 倍；活性纳米流体对油湿和水湿储层的孔隙动用规律存在差异，其中油湿储层动用中孔隙（27.8 nm＜r≤203.9 nm）原油为主，水湿储层动用大孔隙（r≥126.9 nm）原油为主。模拟结果表明，注入活性纳米流体3年内措施效果明显，含水率可从 60%降至 40%，较不采取措施日采油量最高可提升1.5倍，模拟调整措施6年采出程度比常规水驱提升15%。研究结果对致密、页岩等超低渗透油藏渗吸采油具有参考价值。

摘要:传统研究聚合物驱油体系的渗流规律多采用静态吸附法和小模型法，色谱分离现象不明显，无法体现油藏中的真实渗流规律。为了研究新型耐温抗盐二元驱油体系在胜利油田Ⅲ类油藏中真实的运移规律，采用 10 m超长填砂模型在油藏温度为90 ℃、矿化度为58 002 mg/L 盐水条件下考察了二元驱油体系的动态性能变化及长距离运移情况，并同时研究了常规二元和耐温抗盐二元体系驱油效率和剩余油分布情况。研究结果表明，随着运移距离的增加，体系黏度逐渐降低，黏度损失在注入前期较多，运移一定距离后，黏度损失逐渐平缓。随着注入量的增加，体系黏度呈梯度分布，黏度曲线峰不断右移。常规二元和耐温抗盐二元体系驱油实验结果发现， 0.6 PV常规二元驱油体系提高采出程度16.65个百分点，而0.6 PV耐温抗盐二元驱油体系提高采收率21.72个百分点，比前者高出5.07个百分点，仅在化学驱0.6 PV阶段就高出4.41个百分点。剩余油分布测试结果表明，近井地带（0～2 m）剩余油启动效果良好；在模型中部（3.33～7.33 m），耐温抗盐二元驱的剩余油饱和度有所提高；而在模型深部（7.33～10 m），由于体系性能损失严重，剩余油饱和度明显较高。从两种体系驱油后剩余油饱和度看，耐温抗盐二元体系具有更好的整体推进性能和较好流度控制能力；均质油藏大段塞注入驱油体系更有利于提高采收率。

摘要:常规合成聚合物 HPAM和黄原胶耐温抗盐性差，在温度≥80 ℃、矿化度≥30 000 mg/L 条件下易降解失黏，且HPAM残余单体易污染环境，难以满足高温、高盐油藏的开发需求。为了适应苛刻油藏环境，开发了一种绿色、高效的新型微生物聚合物FH。采用流变仪重点考察温度、盐度、剪切力和pH值等因素对FH聚合物流变性的影响，同时利用扫描电镜观察不同矿化度下FH聚合物的微观形貌，并评价了FH聚合物的长期热稳定性及驱油效果。研究结果表明，FH溶液、黄原胶溶液和聚合物溶液在受到剪切作用时，黏度均急剧下降，且剪切速度越高，黏度下降越快；当剪切力消除时，FH溶液和黄原胶溶液的黏度分别变为109.3 mPa·s和61.1 mPa·s，黏度恢复率在98%以上，表明FH溶液和黄原胶溶液的剪切变稀现象可逆，具有良好的剪切恢复性。但是HPAM溶液经剪切后，黏度出现不可逆的损失现象。与黄原胶相比，FH聚合物的油藏适应范围广泛，耐受温度可提高20 ℃以上，且在酸性和碱性环境下黏度保持稳定，尤其在高矿化度地层水中可以形成密实的网状结构，增强了环境耐受性。此外，在高温高盐环境中经 40 d老化后，添加含硫有机抗氧剂的FH聚合物长期稳定性较好，黏度保留率达73.6%。物理模拟驱油实验中，注FH聚合物体系（50 g/L FH+0.2%抗氧化剂S）在水驱（采收率 44%左右）基础上提高采收率22个百分点左右，表现出优越的驱油性能，在极端油藏条件下具有广阔的应用前景。

摘要:以新型微生物多糖为研究对象，选择胜利油田高温高盐稠油油藏条件为实验设计依据，基于 Micro-CT 扫描结果，利用 QSGS 技术设计了微观通道图案模型，利用湿法刻蚀技术结合表面修饰方法制作了实验用微流控模型。在高温高盐环境中进行微生物多糖微观驱替实验，获取各驱替阶段整体图像及微观机理，评价了高温高盐稠油油藏中微生物多糖体系微观驱油效果。研究结果表明，新型微生物多糖具有较好的耐温耐盐特性，在温度 86 ℃、矿化度 45 939 mg/L 的环境中具有优异的黏弹性能，与黄原胶相比性能大幅提升。微观条件下新型微生物多糖能够动用更多簇状剩余油，簇状剩余油被驱动的过程中逐渐向多孔剩余油转变，进一步形成滴状剩余油，水驱基础上注入0.5 PV黏度为95.6 mPa·s的新型微生物多糖溶液进一步提高采收率10.15个百分点，高出黄原胶3.08个百分点。新型微生物多糖作为一种纯生物制剂具有更好的耐温耐盐特性和驱油效果，可以为高温高盐油藏绿色高效开发提供一条可行的技术途径。

摘要:金属有机框架材料（MOFs）具有高比表面积、可调孔隙结构和丰富的活性位点，这些特性使其在稠油降黏领域展现出独特的潜力。文章系统综述了MOFs用于稠油降黏领域的研究进展，首先介绍了MOFs的类型和结构特点以及稠油致黏机理，然后通过分析MOFs的结构特性与稠油组分间的构效关系，揭示了其在物理吸附、催化裂解和界面调控中的协同作用机制，详细探讨了MOFs降黏的机理，最后对MOFs工业化应用提出了展望，为“双碳”目标下油田的绿色开发提供了新思路。