摘要:为了提升油基钻井液用清洗剂的润湿反转和冲洗效果，利用异构醇聚氧乙烯醚、辛基酚聚氧乙烯醚的浊点效应形成乳液，同时与渗透剂琥珀酸二异辛酯磺酸钠（快T）、司盘60复配制得冲洗液，通过考察冲洗液的冲洗效率以及相转变温度，确定了冲洗液的配方为：15%异构十醇聚氧乙烯醚（E1008）+ 6%辛基酚聚氧乙烯醚（OP-10）+ 3%快T + 3%司盘 60，考察了冲洗液的抗温性能、冲洗效率、相容性以及胶结强度等。研究结果表明，该冲洗液抗温达170 ℃，且在50～170 ℃下7 min 内20%冲洗液以及隔离液的冲洗效率达95%以上，除污后壁面实现润湿反转，且与钻井液、水泥浆的相容性能良好。该冲洗液现场应用10井次，取得了良好的固井质量。

摘要:常规堵漏材料通常较难兼顾可形变和高承压的结构特质，因此粒级匹配和承压堵漏效果较差。现有形状记忆堵漏材料虽然可在激活温度下形变，实现裂缝自适应封堵，但存在激活温度低、承压强度不足等问题，难以应对深层地质条件下严苛的温压环境。针对这些问题，以环氧树脂单体（E51）、固化剂三乙烯四胺（TETA）与聚醚胺（DP）、丙烯酸酯共聚物微球（PM）为原料，研制了具备激活温度高、形状记忆性能好的发泡树脂材料（SMFM），评价了SMFM的承压堵漏性能和强化固壁效果。结果表明，在E51、TETA、DP、PM质量比为0.05∶0.02∶ 0.02∶1.00 的条件下制备的SMFM具有较好的回复性能，回复率为 92.9%，玻璃化转变温度为 97 ℃，回复温度为130 ℃。堵漏剂配方为基浆+5% SMFM 时，承压能力可达 10.3 MPa，对天然裂缝性漏失具有良好的堵漏效果。 SMFM通过形状的变化，能自适应匹配裂缝宽度进入裂缝，达到激活温度后，由片状材料或椭圆微球膨胀为块状材料或圆形微球，在裂缝中迅速发生架桥，膨胀承压、填充封堵，协同形成致密封堵层，减少地下漏失，强化井壁。利用高激活温度形状记忆发泡材料配制的堵漏液可应用于高温深井裂缝性漏失堵漏。

摘要:常规油井水泥石是一种硬脆性材料，橡胶颗粒广泛用于增韧水泥石，但橡胶颗粒与水泥浆相容性较差，易漂浮，限制其在应用中的效果。文章采用微纳米颗粒复合技术，以橡胶颗粒为核，在其表面包覆纳米二氧化硅，制备核壳橡胶复合颗粒，研究了所制备核壳橡胶复合颗粒对水泥浆性能和水泥石力学性能的影响。研究结果表明，通过微纳米颗粒复合技术成功制备了4类核壳橡胶复合颗粒，其中增韧效果显著的是丁苯橡胶复合颗粒，且对水泥浆的流动性能影响较小；随着丁苯橡胶复合颗粒包覆量的增大，水泥石的弹性模量逐渐降低，而抗压强度呈现上升的趋势，这表明通过提高纳米二氧化硅的包覆量，可以有效弥补因掺入橡胶颗粒而导致的水泥石抗压强度的损失。当纳米二氧化硅的包覆量为5%、丁苯橡胶复合颗粒在水泥浆中的最佳掺入量为4%（BWOC）时，水泥石的弹性模量为6.5 GPa，较净浆下降36.9%，抗压强度为30.8 MPa，较净浆提升了38.1%，增韧效果显著。

摘要:针对压裂充填防砂施工后期返排过程中支撑剂回流返吐问题，基于表面接枝改性手段制备了覆膜支撑剂，利用扫描电镜、能谱分析及红外光谱等手段表征了支撑剂覆膜层组成，通过对照实验考察了支撑剂与携砂液的配伍性及支撑剂回流控制性能，采用第一性原理计算的方法研究了支撑剂覆膜层分子间相互作用。研究结果表明，在砂比为5%～30%范围内，覆膜支撑剂与聚合物携砂液配伍性较好。分子间相互作用分析表明，支撑剂覆膜层中聚乙烯吡啶链段二聚体化在能量上是自发的。支撑剂可通过覆膜层中聚乙烯吡啶链段间的π-π相互作用，达到提升充填层稳定性的目的。导流能力测试结果表明，覆膜支撑剂显示出优异的低温快速固化性能，在50 ℃条件下养护2 h后即可将充填层导流能力提升 19.7%～53.1%，并将支撑剂临界回流速度提升1.6～3.0倍。在压裂防砂施工末期低井温、快速返排条件下保持充填层稳定性具有重要意义。

摘要:现有自生热体系通常在地面配制过程中便开始生热反应，所产生热量及气体在运移过程中流失从而无法高效作用于目的层。同时，针对低渗透储层，基于压裂液的高表面张力导致其在目标储层中波及系数低，影响压裂液多尺度造缝及原油驱动能力。针对上述生热压裂液性能缺陷，研制了新型压裂液持续自生热增能驱油体系。其中，基于碳酰胺与亚硝酸钠在盐酸溶液中的放热反应，通过分别加入游离态和油包水乳液态的盐酸溶液实现自生热体系的配制；以顺丁烯二酸酐、2-丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸、顺丁烯二酸二甲酯、甲基丙烯酸缩水甘油酯、丙烯酰胺和乙烯苯磺酸钠为单体，制得小分子聚合物增能驱油剂。研究了自生热体系的持续生热、产气能力，增能驱油剂的表/界面活性和对稠油的降黏能力，以及两者的配伍性和驱替原油效果。结果表明，自生热体系可于注入过程及注入 40 min 后两轮次放热产气，温度可达到 80 ℃以上，可同时实现热流体注入和储层加热，使原油降黏和储层增能。1500 mg/L 的增能驱油剂可使压裂液表面张力降低至 25 mN/m，压裂液与原油间的油水界面张力降低至0.0008 mN/m，室温下原油黏度从152.8 mPa·s降至38.2 mPa·s。自生热体系和驱油剂的配伍性良好，混合静置12 h后仍保持稳定，复配使用的采收率相较水驱可提高19.5百分点。

摘要:针对石油开采过程中面临的水锁伤害问题以及传统氟类水锁剂价格高、导致水质污染的现状，文章采用乳化硅油替代氟化物，以表面活性剂十八烷基三甲基氯化铵为乳化剂，制备了非氟系防水锁剂J-C-0，测试了该剂的表面张力、界面张力、润湿性、接触角、自渗吸性能等性能，并与氟防水锁剂全氟壬烯氧基苯磺酸钠（OBS）和含氟丙烯酸酯共聚物（PFAc）对比。研究结果表明，在二甲基硅油与十八烷基三甲基胺质量比为8∶1、加剂量为0.3%的条件下，防水锁剂J-C-0体系表面张力可降至26 mN/m。防水锁剂J-C-0体系可使岩心的接触角由浸泡前的23.71°增至88.93°，将岩心的强亲水性变为弱亲水性。与防水锁剂OBS、PFAc 相比，J-C-0有较好的抗温抗盐性能。防水锁剂J-C-002 有更低的自吸水量和更高的渗透率恢复率，在经2% NaCl+0.3% J-C-0处理后岩心的渗透率恢复率为83.51%。J-C-0作为一种非氟系防水锁剂，在降低水锁伤害方面表现出色，具有良好的应用前景，有望解决传统氟类水锁剂的诸多问题。

摘要:利用冻胶堵水调剖是高含水油藏实现均衡驱替、提高采收率的重要技术，但在高温高盐油藏条件下冻胶的稳定性变差，且在生产压差下易被后续注入流体突破，导致冻胶封堵率低。向冻胶体系中添加微米级粉煤灰，以流变性能为表征指标，考察了粉煤灰填充的酚醛冻胶体系的注入性能、成胶时间、高温稳定性以及断裂应力等。研究结果表明，当粉煤灰用量为1%～2%时，冻胶成胶液的黏度为20.6～33.4 mPa·s，注入性能良好；成胶时间小幅度延缓，在90 ℃和150 ℃下成胶时间延长2～4 h；高温稳定性显著提高，150 ℃下稳定时间由20 d延长至120 d以上；冻胶的储能模量由7.4 Pa增至25.2～49.8 Pa，而断裂应力几乎不随粉煤灰用量而变化。添加粉煤灰能够有效提高冻胶热稳定性及封堵强度，在矿场试验中，粉煤灰增效冻胶表现出良好的堵水增油效果。

摘要:为了解决常规聚合物凝胶在注入过程中存在注入压力大、注入困难的问题，文章制备了一种低初黏易降解凝胶体系，考察了该凝胶体系的注入性、成胶性能；并通过扫描电子显微镜（SEM）和万能力学压力机深入研究了该凝胶的微观形貌和机械强度；进一步地，采用热重分析及凝胶脱水率测试评价了该凝胶的耐温性和热稳定性；最后，通过可降解性实验和物理模拟实验评估了该凝胶的可降解性能和封堵性能。研究结果表明，适用疏松砂岩储层的低初黏易降解海水基凝胶体系配方为：0.2%聚合物VC-1+2%衣康酸+0.7%三聚氰胺+0.1%硫代硫酸钠，成胶温度范围为50～90 ℃，成胶时间在5～22 h调控，抗压强度（90 ℃）为310.4 kPa，表现出较高的机械强度。凝胶在90 ℃下熟化90 d的脱水率仅为7.4%，且最高耐温达到201.1 ℃，具有良好的长期稳定性和热稳定性。凝胶具有良好的封堵性和可降解性。物理模拟实验中凝胶的突破压力达到3.99 MPa，并在首次水驱突破后能进行二次运移封堵。当降解液QC-1与凝胶的质量比为1∶2时，在70 ℃下熟化10 d的降解率达到98.2%。采用研发的低初黏海水基堵水凝胶体系进行控水作业，典型井平均日产油量由2.3 t 增至62 t，含水率从99.7%降至72.4%，阶段增产原油量达到2710 t，可显著提升油井产量并降低含水率。

摘要:调堵剂在石油开发、提质增效过程中发挥关键作用，但存在封堵强度不足、有效期短、堵水效率低等问题，严重影响实际应用效果，因此开发高强度调堵体系成为石油领域研究的热点。文章采用聚羟乙基丙烯酰胺（PHEAA）为骨架分子、1，6-己二异氰酸酯（HDI）为交联剂、N，N-二甲基甲酰胺（DMF）和二甲基亚砜（DMSO）混合溶液作为溶剂，成功构建了可发生溶胶-凝胶相态转变的有机调堵体系；考察了PHEAA、HDI加量及温度等因素对成胶时间和凝胶强度的影响，评价了调堵体系对填砂管的堵水调剖效果。结果表明，成胶后有机凝胶强度与 PHEAA 及 HDI 浓度成正比，而成胶时间与温度成反比。当 PHEAA 及 HDI 含量分别从 10%、2%增加至 16%、 7%时，成胶后的储能模量从 991 Pa 增至 3100 Pa，黏度从 22 400 mPa·s 增至 45 100 mPa·s。另外，伴随组分含量增加，调堵体系的成胶时间明显缩短，可从1 h降至20 min。随着环境温度从45 ℃升高至125 ℃，成胶时间从3 h骤降至13 min。SEM扫描结果表明，调堵体系成胶后，状态由液体薄膜转变为不规则三维交联网络，其相态转变主要归因于HDI与PHEAA中羟基之间的亲核反应。在填砂管封堵实验中，注入1 PV调堵体系后，在85 ℃下加热6 h，后续水驱注入压力最高可达26.11 MPa，堵水调剖效果较好。

摘要:常规堵剂用于中低渗透油藏深部调驱时，存在注入性和封堵能力之间的矛盾，因此调驱效果较差。向聚合物溶液中加入产气剂氯化铵和亚硝酸钠、缓速剂、交联剂醋酸铬和表面活性剂烷基酰胺丙基甜菜碱FM，研制了一种缓速自生气泡沫冻胶体系，并考察了该体系的产气性能、流变性能、注入性能、封堵性能，探讨该体系的深部调驱机理。研究结果表明，缓速自生气泡沫冻胶体系的产气时间可达155 h以上，产气效率为77.38%；相比冻胶体系，所生成的泡沫冻胶具有更高的表观黏度、屈服应力和黏弹性。缓速自生气泡沫冻胶在渗透率为 158×10^-3 μm²的填砂管中的注入压力仅为0.12 MPa，突破压力可达到7.58 MPa，封堵率为99.0%。渗透率级差为10的双管并联实验结果表明，缓速自生气泡沫冻胶在运移过程中不断增大气液比，黏弹性逐渐增强，因此具有沿程增强封堵能力的特点，可将渗透率分别为 1025×10^-3、92×10^-3 μm²的填砂管分流率分别从 95%和5%变为 60%和 40%，且后续水驱7 PV后对高渗管封堵能力未下降。可视化驱油实验证实缓速自生气泡沫冻胶可提高采收率 29.73 百分点。缓速自生气泡沫冻胶体系具有“缓速产气发泡+延缓冻胶交联+逐级增强封堵”的特点，有望应用于中低渗透高含水油藏提高采收率。

摘要:南海西部油藏进入高含水阶段，油层物性差异大，注水井急需高温调剖提高采收率。针对南海西部油藏高温（130 ℃）高盐（矿化度 32 385 mg/L、钙镁离子含量 5650 mg/L）环境，常规有机凝胶封窜体系失效的问题，以丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物（GW-1）、间苯二酚、乌洛托品、乙酸和胺基改性纳米二氧化硅增韧剂（20 nm）为原料，制得纳米增韧耐温抗盐凝胶，优选了凝胶的配方；通过成胶时间与交联剂加量的关系曲线得到90～130 ℃下的凝胶成胶动力学方程；最后评价了凝胶的黏弹性、注入性和封堵性，并与未增韧的酚醛凝胶进行对比。结果表明，纳米增韧酚醛凝胶的最优配方为：0.8% GW-1+0.2%间苯二酚+0.4%乌洛托品+0.2%乙酸+ 0.3%硫脲+0.02%胺基改性纳米二氧化硅，凝胶成胶时间为 8 h，凝胶强度等级为G级、130 ℃老化 95 d 的脱水率小于 10%。凝胶的成胶时间主要受温度影响，温度越高，成胶时间越短；通过 130 ℃下的成胶动力学方程计算得到该温度下的酚醛凝胶成胶活化能为 88.2 kJ/mol。与未增韧的酚醛凝胶相比，纳米增韧酚醛凝胶可使填砂管的残余阻力系数由 88.3增至 963.0，封堵率由 98.9%增至 99.9%，后续水驱突破压力梯度由3.45 MPa/m 提高到 34.7 MPa/m。胺基改性纳米二氧化硅增韧剂使凝胶具有良好的网状结构，给凝胶提供了支撑骨架，增强了其耐温耐盐性、黏弹性和老化稳定性。纳米增韧凝胶具有较好的注入性、长期稳定性和封堵性能，适于作为海上高温高盐油藏封窜剂。

摘要:针对基于表面活性剂和聚合物的化学驱油体系在高温（＞100 ℃）高盐（＞22.5×10⁴ mg/L）河道砂油藏提高采收率中受到限制的问题，文章提出对纳米材料改性使其同时满足提高水驱波及效率和微观洗油效率要求。首先对纳米 SiO₂化学修饰，然后研究了改性纳米 SiO₂与原油形成增黏型乳液的能力、降低界面张力的能力以及在非均质条件下提高采收率的可行性。研究结果表明，改性纳米SiO₂表面支化数为10⁵ ；含水率10%～80%范围内改性纳米SiO₂能与原油形成增黏型W/O型乳液，乳液黏度为原油黏度的2～10 倍；改性纳米SiO₂能降低油水界面张力至10^-3 mN/m；多孔介质中改性纳米SiO₂通过流度控制和贾敏效应提高宏观波及效率，通过降低界面张力提高微观洗油效率，在水驱至含水率98%以后，改性纳米SiO₂驱及后续水驱能提高采收率25 百分点以上。上述实验结果表明增黏型纳米驱在河道砂油藏提高采收率可行。

摘要:随着裂缝型底水油藏的开发，底水水窜现象日益严重，导致油井普遍高含水低效生产。强非均质性是裂缝型底水油藏水窜的主要原因，明确底水水窜规律、探究底水油藏高效堵水调剖工艺是治理水窜的核心所在。文章在草古1潜山油藏地质特征的基础上，通过分析底水油藏水窜影响因素并优化堵水体系最佳注入段塞参数，为裂缝型底水油藏水窜治理提供理论依据。首先借助裂缝型底水油藏三维物理模型，探究了裂缝型底水油藏底水能量、井控裂缝位置及非均质性对水窜的具体影响作用机制；其次选取适用于草古1潜山油藏的耐温冻胶和纳米石墨强化泡沫体系开展段塞参数优化实验。研究结果表明，底水能量由1 mL/min 升至5 mL/min，底水水锥倾角缩小24 °，见水时机由0.20 PV提前至0.11 PV，同时采收率减小8.5%；裂缝位于直斜井跟端相较于位于趾端水锥倾角增大 20 °，见水时机延后0.06 PV，采收率升高7%；低渗透区由直斜井跟端移向趾端，水锥倾角增大 25 °，见水时机滞后0.09 PV，采收率升高6.1%。最佳注入段塞组合为先注入纳米石墨强化泡沫后注耐温冻胶，最佳注入段塞用量为0.3 PV 油层，最优段塞注入速度为3 mL/min，该段塞调剖方法相较于注入单一泡沫或冻胶，水锥倾角增大 37～39 °，见水时机延后 0.09～0.17 PV，后续底水驱采收率提高 5.0 百分点～12.3 百分点，为裂缝型底水油藏水窜治理提供了解决方案。

摘要:碳化智能水驱是一种新型化学联合采油方法，如何提高CO₂在盐水中的溶解度是有效降低油水界面张力的关键。将高矿化度地层水稀释后作为智能水，在不同压力下向含有不同浓度互溶剂的智能水中添加CO₂，通过开展界面张力测定实验研究互溶剂对智能水和碳化智能水与原油界面张力的影响，明确盐度、互溶剂浓度及压力对油水界面张力的影响。研究结果表明，混合液和碳化智能水的密度随互溶剂浓度的增加而降低。但随着压力的增加，混合液密度略微增大，而碳化智能水密度降低。恒定压力下混合液与原油之间界面张力随混合液中互溶剂浓度的增加而降低，随盐度的降低而降低，但受压力影响较小。二甲醚（DME）作用下混合液界面张力的降低幅度大于甲醇。当智能水中添加CO₂后能够进一步降低油水界面张力，碳化智能水与原油的界面张力随互溶剂浓度的增加而降低，随盐度和压力的降低而降低。在10%地层水添加15% DME后继续添加9 MPa CO₂的碳化智能水与原油的界面张力最小，界面张力降低幅度达到88.2%。研究成果为高含水老油田持续开发和提高水驱采收率提供了新方法。

摘要:致密储层通常采取大规模体积压裂开发，以有效沟通天然裂缝，这些裂缝对CO₂吞吐驱油具有显著影响。为明确致密储层不同裂缝条件下CO₂吞吐的原油动用特征，分别开展了不同裂缝开度下的CO₂吞吐核磁共振实验和多尺度裂缝条件下的CO₂吞吐微观可视化实验，系统研究了裂缝开度及裂缝密度对CO₂吞吐效果的影响。实验结果表明，在单一裂缝条件下，裂缝开度的增加显著提高了裂缝及周围基质的原油动用程度，当裂缝开度从20 μm增至70 μm时，4轮次CO₂吞吐累积采出程度提高9.20百分点；在多裂缝条件下，裂缝密度的增加增强了储层连通性，扩大了CO₂的波及范围，相比简单缝模型，复杂缝模型4轮次CO₂吞吐的基质动用程度提高了4.26 百分点。多尺度裂缝对采出程度的增幅主要体现在前两个吞吐轮次，后续轮次增油效果逐渐减弱。提高裂缝开度和裂缝密度均能有效提高致密油藏中基质原油动用程度。研究成果可为致密油藏CO₂吞吐提高采收率提供理论指导和技术支撑。

摘要:新疆油田百21井区砾岩油藏低渗透层段剩余油富集，CO₂ 驱具有良好的应用前景。然而，储层非均质性叠加油气流度差异导致CO₂ 驱过程中极易发生气窜。水气交替作为矿场常用气窜控制方法，对该区CO₂ 驱的改善效果亟待研究。文章利用不同渗透率天然砾岩岩心，研究了百21井区非均质条件下水气交替对CO₂ 驱油特征和采收率的影响规律。结果表明，CO₂ 易与百21原油作用并将其驱替产出，注入速度和岩心渗透率增加，原油动用加快，但同时 CO₂ 窜流加剧，导致产油速度迅速衰减。针对主力渗透率储层（液测渗透率 3.1×10-3～25.5×10-3 μm2），以段塞体积比1∶1进行水气交替可有效抑制层内气窜，在CO₂ 驱基础上提高采收率34.1百分点～50.6百分点。然而，渗透率增大导致水气交替渗流阻力建立能力减弱，同时水相会削弱CO₂ 对原油的抽提作用，令产出油中C7—C14 烷烃含量降低。当层间与层内非均质性共存时，水气交替控窜效果进一步降低，对气测渗透率级差为4.1的砾岩岩心组，采收率增幅不足7.0百分点；而具有更强流度控制能力的泡沫驱可显著改善开发效果，在其基础上令高、低渗透岩心采收率分别增加26.8百分点和12.2百分点。研究结果可为明确百21井区水气交替可行性提供理论支撑，并为类似非均质油藏CO₂ 驱控窜方式优选提供重要参考。

摘要:在“双碳”目标背景下，蒸汽吞吐、蒸汽驱等传统注蒸汽热采稠油方式存在着成本高、能耗高、碳排高等系列问题，亟需寻找新技术改善开发效果，催化水热裂解作为一种有效的稠油开采技术，近年来取得了显著的发展。文章以辽河油田Q40 区块稠油为研究对象，在室内利用高温高压反应釜开展了不同温度、不同反应时间和不同浓度纳米铜基催化剂体系与原油作用的高温裂解反应实验，通过测定反应前后原油黏度、族组成和生成气体组分等，研究了降黏改质效果及作用机理。研究结果表明，单纯依靠高温作用，无法达到大幅度降低原油黏度和改质原油的效果；而铜基催化剂体系的加入对原油具有催化裂解降黏改质作用。随着药剂体系加量的增加和反应时间的延长，高温反应后原油黏度减小，原油轻质组分饱和烃和芳烃含量明显增大，重质组分沥青质和胶质含量明显下降，药剂体系催化裂解原油降黏改质效果增强。当催化剂加量由 0.3%增至 0.75%时，反应后原油黏度 （50 ℃、50 s-1）由1899 mPa·s降至1164 mPa·s，降黏率提高了7.3%。高温反应3 d的原油样品较高温反应0.5 d的黏度降低 49.5%；反应温度对药剂体系作用效果影响较小。加入催化剂（0.5%催化剂+0.8%供氢剂）体系后， 180 ℃高温反应后原油黏度（50 ℃、50 s-1）由10 940 mPa·s（基础油样）降为1765 mPa·s，降黏率为83.9%。不同温度（180～260 ℃）下反应后原油黏度差别不大，尤其当反应温度超过 200 ℃后，原油降黏率变化很小。纳米铜基催化剂体系具有较强的温度适应性，有效作用温度区间较宽，具有较好的裂解改质稠油的降黏效果。

摘要:聚合物驱是提高油田采收率成熟的重要技术，聚合物在配制、注入过程中由于受到配注工艺及炮眼高速剪切，聚合物溶液黏度损失严重，降低流度比、减小波及能力，影响采收率。为了解决聚合物抗剪切问题，研究了以聚氨酯为壳材的微胶囊乳液型聚合物的溶解、剪切、渗流、驱油性能。研究结果表明，微胶囊聚合物呈现胶囊微球的形貌，平均粒径在500 nm左右。微胶囊聚合物在水中持续搅拌过程中3 h开始出现破壳迹象，6 h后快速破壳，充分破壳时间约为 13 h。而在孔隙介质渗流过程中，微胶囊聚合物运移至 1.33 m（10.6 h）开始破壳，运移至 2 m（16 h）后才开始快速破壳，运移至3.33 m（26.6 h）后实现充分破壳释放聚合物，聚合物在水溶液中分子链相互聚集，呈较致密的网络结构，表现出明显的增黏特性。在均质与非均质岩心中微胶囊乳液聚合物采收率均高于HPAM采收率的6百分点以上。微胶囊乳液型聚合物经高速机械剪切后的黏度损失率仅为5%，在孔隙介质中能够建立较高的阻力系数与残余阻力系数，能够实现扩大波及体积提高采收率的效果。

摘要:宋芳屯外围油田芳2区块已进入高含水开发阶段，面临水驱控制效果不佳、低产井比例较高以及长期关停井数量较多等问题。传统的反九点法井网布局已无法适应当前高效开采的要求。为改善这些问题并提高区块采收率，采用“二三结合”开发模式，引入中相微乳液驱替技术，结合室内实验与油藏数值模拟方法，提出新的开发方案。结果表明，将复配表面活性剂十二烷基苯磺酸钠与椰油脂肪酸酯聚氧乙烯甜菜碱（质量比1∶3）作为中相微乳液的核心表面活性剂，并将其质量分数控制在0.5%时，体系能达到最优状态。通过醇度扫描法确定正丁醇作为助表面活性剂的最佳质量分数为9.4%，同时盐度优化值为4.3% NaCl。在填砂模型驱油实验中，中相微乳液的注入可提高采收率 24.65 百分点。此外，将现有井网优化为五点法布局，并将井距调整至 195.1 m。二次水驱井网加密与三次采油结合后，基于CMG数值模拟软件的预测，当水驱含水率达到 86%时，注入中相微乳液可提高采收率20.42 百分点，累积增油量预计达到31.93 万吨。研究成果不仅为宋芳屯外围油田芳2区块的开发提供了有效的技术手段，也为其他陆相低渗透油藏的开发提供了理论依据和实践参考。

摘要:沥青质沉积是原油开采与运输中面临的严峻挑战，不仅导致油井产量下降，严重情况下还会造成石油开采中的孔道阻塞以及运输中的管道堵塞。防止或减少沥青质沉积的最常见策略是使用沥青质分散剂增加沥青质稳定性，减少沥青质的聚集沉积。文章旨在深入阐明沥青质分散剂对沥青质稳定性的影响和作用机理，选取4-壬基酚（NP）作为沥青质分散剂，通过质量分数电导率法研究了分散剂对沥青质稳定性的影响，并通过红外光谱（FT-IR）、X射线光电子能谱（XPS）、X射线衍射（XRD）、透射电镜（TEM）、粒径分布以及Zeta 电位分析等手段，分别从沥青质的分子结构、缔合体结构以及团簇结构等三级结构的角度对分散剂的作用机理进行研究。研究结果表明，分散剂的加入明显增强了沥青质的稳定性，分散剂通过分子间氢键等相互作用在沥青质分子表面进行吸附，增加了沥青质分子间的空间位阻，可使沥青质缔合体片层间距从0.34 nm增至0.36 nm，这也降低了沥青质的缔合性，导致沥青质缔合体及团簇结构在原有基础上发生解缔和解聚行为，可使沥青质缔合体片层数从7.15 降低至5.49，同时使沥青质团簇粒径迅速减小70%以上，Zeta 电位显著增大，最终限制了沥青质团簇进一步生长为絮凝物，从而减少和预防了沥青质的沉积。

摘要:在进行钻井液固相含量现场测试时发现，添加甲酸盐钻井液的固相含量测定值严重偏离真实情况。以固相体积分数计，测定结果一般要比实际数值高3%～8%，且甲酸盐含量越高，偏离程度也越高，常用的盐含量校正方法不再适用于含有甲酸盐的钻井液体系。文章以K⁺ 含量值为基础，通过数据拟合建立了K⁺ 含量与HCOOK含量、HCOOK含量与钻井液固相测定值、HCOOK含量与体系液相密度变化等和固相成分分析相关各量的关系式，由此可以对添加 HCOOK 的钻井液进行固相含量校正计算。考虑到现场作业中经常会同时采用 KCl 和HCOOK提高钻井液体系所需的K⁺ ，为此结合钻井液作业中Cl-含量测定分析数据，在考虑地层盐含量背景值基础上，采用离子平衡原则即可确定提供K⁺ 的盐种类。实际施工中，K⁺ 始终处于“消耗-补充”的动态变化中。为了更好地结合实际施工信息对K⁺ 含量变化进行分析判断，文中给出了K⁺ 消耗计算方法，可供现场钻井液进行维护处理参考。对固含量实测数据的处理结果表明，采用校正的数据分析处理方法能较好地消除含有甲酸盐钻井液固相含量测定的误差。

摘要:随着油气勘探开发的不断深入，钻井工程面临的地层条件日益复杂，井漏问题成为制约钻进效率和钻井安全的关键因素之一。防漏堵漏材料作为解决井漏问题的重要手段，其研究与应用由来已久且发展迅速。文章综述了近年来钻井工程中防漏堵漏材料的应用研究进展，重点分析了各类堵漏材料包括桥接堵漏材料、快速滤失堵漏材料、聚合物凝胶堵漏材料、可固化堵漏材料、智能堵漏材料的堵漏机理、性能特点及适用条件，最后展望了钻井工程防漏堵漏材料的未来发展趋势。

摘要:暂堵压井技术在油气田修井作业中应用广泛，主要用于解决修井过程中压井液漏失、气侵、高压井压不住等问题。文章总结了我国修井作业中暂堵技术的研究进展，重点探讨了不同类型暂堵剂的研究成果进展与应用，并指出各类暂堵剂在不同地层条件下的优势与局限性，并展望了不同类型暂堵剂的应用趋势及未来研究方向，为暂堵压井技术的进一步研究提供参考。

摘要:随着“双碳”目标的提出和 CCUS 技术的发展，CO₂反应型表面活性剂也越来越受到大家的重视。文章从CO₂反应型表面活性剂的结构特征、物化性质和变化及在油田开发中的应用等方面综述了CO₂反应型表面活性剂的研究进展。CO₂反应型表面活性剂通常含有能与CO₂溶于水后生成的H⁺ 反应的含氮基团、羧酸、苯酚等基团。此类表面活性剂与CO₂反应后其类型和性质会发生显著变化，表面活性也会有一定程度的改变。此外，反应后体系的黏度、对原油的乳化作用及起泡特性都会发生很大的改变。这些性质的转变可以通过CO₂的通入和消除进行调控。现场实践已经证明，CO₂/表面活性剂溶液交替注入技术可以一定程度上控制CO₂气窜，提高驱油效率。如果能成功地将CO₂反应型表面活性剂性能可调控的特点利用到油田气开发过程中，充分发挥CO₂和表面活性剂的协同增效作用，将会在提高原油产量方面发挥重要作用。

摘要:无机矿物结垢是油气开发过程中广泛存在的油田化学问题之一，极大影响着油气的开发、生产和输运效率。近年来，页岩油气在我国能源版图中占据越来越重要的地位，但是页岩油气储层极低的孔隙度导致无机矿物结垢带来了更加严重的问题。由于我国主要以陆相页岩油为主，成藏机理、热演化程度、成岩作用强弱、矿物组成等关键因素相比于北美的海相页岩油来说有着很大的不同，催生出了不同的压裂技术和压裂液配方，进而导致结垢形成机理与北美存在着很大的差异，对结垢防治也造成了很大挑战。为了支撑我国页岩油气开发过程中的结垢防控，文章从我国页岩油藏的特点出发，梳理总结了我国不同页岩油藏禀赋催生出的不同开发技术所导致的结垢机理的区别及其典型特征，同时从结垢成因、风险预测、结垢和阻垢机理与动力学等方面系统归纳总结了国内外研究进展，最后结合我国的研究现状和实际工程需求，提出了未来结垢研究在理论基础研究、行业规范和标准开发以及工程应用等方面的亟待解决的难题，以期为从油田化学角度深入开展结垢机理研究和防治防控技术开发提供参考和指引。