摘要:针对钻井用凝胶封堵剂溶胀持续时间长和抗水稀释能力弱的技术问题，以羧甲基壳聚糖（CMC）和双醛淀粉（DAS）为原料，采用循环冻融法，合成了压敏自愈合成膜封堵剂CMC-DAS。借助红外光谱仪和激光粒度分析仪分别对 CMC-DAS 的分子结构和粒径分布进行了表征和测定，并考察了 CMC-DAS 的溶胀性能、抗水稀释性能、压敏自愈合性能、纳微米孔隙封堵性能、压力穿透性能和微观形貌。结果表明，经高温老化后，CMC-DAS颗粒仍呈纳微米级单分散状态，CMC-DAS 的吸水膨胀率先增大后保持稳定，溶胀平衡时间为 7 h，72 h 抗水稀释度控制在 10%以内。当压力由 2.5 MPa 升高至 10 MPa 时，CMC-DAS 的断裂强度由 0.1131 MPa 增至 0.3516 MPa，断裂伸长率由 135%增至 260%，压敏自愈合特性显著。当 CMC-DAS 加量为 0.5%时，岩心渗透率降低率达 80%以上，表明封堵性能良好。对比 160 ℃老化 16 h 前后 CMC-DAS 在岩心表面的微观形貌，凝胶颗粒可被挤压变形并进入岩心的孔隙和裂缝内部，并在表面形成了平整而光滑的隔离膜，对提高井壁稳定性起到积极作用。

摘要:针对页岩油气经济勘探开发需求，本文对通过对处理剂进行优化设计，以Y#沥青、石油树脂、油溶性酚醛树脂等组合物作为油相基体材料，以氧化石墨烯作为接枝粒子，X#白油作为分散相，并利用有机硅改性剂和有机胺改性剂进行改性，研发出适用于 80～120 ℃易发生井壁失稳井段的润滑封堵剂 SMLP-1，通过对 SMLP-1进行钻井液性能评价分析 SMLP-1 在钻井液体系中的润滑封堵作用及对钻井液性能的影响，通过扫描电子显微镜（SEM）、红外光谱、热重等表征手段证明SMLP-1的作用机理，并进行了现场试验。结果表明，SMLP-1在钻井液中分散性良好，在体系中形成稳定的水包油油滴；加入SMLP-1后，基浆的API滤失量变化不大，但高温高压滤失量明显降低，SMLP-1对降低高温高压滤失量有较强的作用。加入1% SMLP-1后，在常温下润滑系数降低率为16%，150 ℃热滚16后h后润滑系数降低率为43%。SMLP-1可有效封堵泥页岩孔隙，并具有良好的防水侵作用，对膨润土的水化分散具有明显的抑制作用。SMLP-1 成功在溱页 MN03HF 井进行现场试验，累计进尺超过1000 m，加入 SMLP-1后高温高压滤失量由 13.2 mL降至8.6 mL，润滑系数降低率为 30%，不仅减少了钻井液中自由水侵入地层，提高钻井液的封堵能力、稳定井壁，还提高了钻井液的润滑性，保障了复杂井段钻井安全，取得了良好的应用效果。

摘要:超支化高分子具有独特的三维拓扑结构和丰富的活性端基，在水基钻井液润滑性能提升方面展现出显著效果，但其分子构型与润滑性能间的构效关系尚不明确，制约了基于分子结构设计的新型高性能处理剂研发。文章结合边界润滑理论，以聚酰胺-胺（PAMAM）为研究对象，采用量子化学和分子动力学方法，从分子尺度系统研究了多代（G1-G5）PAMAM 分子的结构特征及其在金属铁（Fe）界面的吸附行为，并分析了在剪切过程中PAMAM分子在 Fe 界面的结构变化。研究结果表明：PAMAM超支化高分子具有层级分布的N、O活性原子，结构中心N原子具有最强给电子能力，端链N原子次之；随着代数增加到G5，PAMAM分子的三维结构稳定性增强，中心位置分子链缠结度高，外层支链呈“爪”状，有利于强化分子多点吸附及界面铆合性能；PAMAM分子在Fe 界面吸附过程中，原子分布沿界面方向及其法向扩展，剪切则促进了PAMAM分子在Fe 界面处聚集形成转移膜，有助于强韧润滑层的形成。研究最终提出了超支化高分子润滑强化模型，可为新型高性能超支化高分子处理剂的设计提供理论支持。

摘要:针对传统滑溜水压裂液难以在中高黏度区间同时满足减阻与携砂性能的技术瓶颈，文章制备新型疏水缔合聚合物类压裂液，并在中高黏度区间测试其减阻携砂性能和流变性能，同时探究聚合物结构-流变-减阻携砂潜在关联机制。研究表明，当疏水缔合聚合物浓度超过临界缔合浓度（CAC）后，压裂液体系的减阻率增幅达 10%以上，支撑剂沉降速率降低 30%；通过增加疏水单体含量可实现携砂性能提升与减阻效率保持的协同优化。流变学数据表明关键流变参数的作用机制：悬砂性能与弹性模量（G'）符合幂函数关系 v = aG'^b ，减阻效率（DR）与第一法向应力差（N₁）呈指数函数关系 DR = a + Ae^{[-0.5(N₁-x/w)]}。由疏水缔合聚合物构建高效减阻携砂体系，能够实现减阻和携砂的双重提升，建立的流变学调控模型为缔合聚合物压裂液的分子设计与性能优化提供了理论依据。

摘要:针对处理高黏压裂返排液时药剂致效不佳的问题，设计化学氧化法、水解酸化法、酶解法降解实验，用黏度法、粒径检测法、凝胶渗透色谱法和糖浓度检测法测定了黏度、分子量、粒径分布和降解产物浓度等动态参数。结果表明，化学氧化法（10 g/L 次氯酸钠）降解瓜尔胶溶液，最佳降黏时间为30 min，黏度降为4.22 mPa·s，瓜尔胶降解不彻底，存在粒径大于2 μm的聚集体，降解产物分子量为80×10⁴ Da数量级，以糖类结构居多，提高次氯酸钠浓度的降黏效果不佳。水解酸化法（10 g/L 活性污泥）降解瓜尔胶溶液，初期降黏速率慢，但24 h之内完全降黏，聚集体粒径约在 0.21 μm左右，降解产物的分子量呈两段式下降，降解效果表现出“长程有效”的特点。酶解法 （10 mg/L 生物酶）降解瓜尔胶溶液，10 min 内可将黏度降至5.43 mPa·s，15 h内完全降黏，聚集体粒径在0.19 μm左右，0～2 h内瓜尔胶分子量降为 160×10⁴ Da，15 h时完全变为小分子糖类。与空白组对照，酶解法糖类贡献的化学需氧量（COD）以及溶液总COD变化较小，表明酶解法具有较强的选择性，对大分子瓜尔胶降黏效果突出，是压裂返排液预处理工艺的较佳选择。

摘要:针对深层-高温碳酸盐岩储层酸化压裂中常规酸液耐温缓速性能不足的问题，采用氨基化与磺酸化双修饰纳米 SiO₂ 制得 S-ANS，并与丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠（AMPS）、十六烷基二甲基烯丙基氯化铵（C16DMAAC）混合共聚，合成了两性耐酸增稠纳米杂化聚合物 S-ANS-HAPAM，并通过 FTIR、 XPS等表征了聚合物结构。以S-ANS-HAPAM为稠化剂配制了20%盐酸交联酸体系，评价了所配制交联酸的流变性能、减阻性能和破胶性能，并分析了该交联酸的增稠机理。研究结果表明，交联酸基液的黏度（温度为25 ℃、剪切速率为170 s^-1）随稠化剂S-ANS-HAPAM加量的增加而增大，加量为0.7%时基液的黏度为96 mPa·s。增稠剂、交联剂加量均为 0.7%的交联冻胶在温度为 180 ℃、剪切速率为 170 s^-1下剪切 120 min 后的黏度在 37 mPa·s以上，表明S-ANS-HAPAM交联酸体系能够在强酸性和高温条件下具有良好的耐温耐剪切性能。在频率扫描过程中，冻胶的储能模量G'始终高于损耗模量G''，结构稳定性显著优于常规聚丙烯酰胺冻胶。通过SEM佐证了该交联酸冻胶具备物理-化学双重交联网络结构，也解释了该交联酸冻胶的良好黏弹性和耐温抗剪切性的机理。该交联酸冻胶在 120、150 ℃下破胶时间仅需 3 h，残渣量分别低至 179 和 129 mg/L，远低于 SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》对残渣含量的要求（低于 600 mg/L）。该交联酸体系通过双修饰纳米 SiO₂ 引入的氢键物理网络与锆交联化学网络协同作用，实现了180 ℃高温下稳定的增稠缓速性能和优异的低残渣破胶特性，为超高温碳酸盐岩储层深度酸压改造提供了高效低伤害的解决方案。

摘要:注入水与地层水不配伍生成的无机垢与孔隙中原油、黏土微粒缠绕、沉积，降低孔隙喉道可流动空间，而单一酸化效果不理想，制约了油田注水开发。为提高增注措施效果，需明确注水过程中成垢特征和酸化时溶垢特点，以长庆油田长X超低渗透油藏为例，通过储层自身流体、外来流体及酸化次数的可视化和岩心模拟实验方案，结合孔隙吼道中结垢物和注入压力的变化，分析了不同位置垢的大小、分布变化和沉积形态特征，揭示了酸化过程中堵塞物溶解、运移、沉积的变化规律。结果表明，在注水开发中，受水型不配伍、地层多孔介质自身所含油、微小颗粒运移吸附和每次酸化时二、三次沉淀的生成与同一位置垢的聚集作用，堵塞物逐渐由无机物和有机质组成的点状复合垢向块状、条状转变，且原油中重质组分占比越大，则结垢越严重，垢体的尺寸和结垢面积越大；酸化易溶解的垢主要为碳酸盐垢，集中在孔隙喉道处，形态分布为层状、点状和流线型；难溶垢为夹杂原油和无机物的复合垢，集中在盲端、孔隙壁和入口端，乙醇在油藏温度下难以将其溶解，易溶解重质组分的石油醚又难以进入芯片，增加了解堵难度。在相同的模拟原油组分和残酸不返排工艺下，酸化次数越多，解堵效果越差，注入端解堵面积大于采出端，主要流动通道解堵效果明显优于支路通道，且部分溶解变小的微观颗粒向后运移；再次焖井和水驱成垢时，受同位成垢累积效应影响，离进口端越近，生成二次堵塞物越多，同时岩心中大孔向中、小孔转变。不同工艺对比表明，残酸返排效果远优于酸化后直接注水。

摘要:常规油田堵剂在油井深部堵水容易发生降解、失效，且堵剂吸液后体积膨胀，极易受到破坏而失去堵水效果，难以满足深部堵水需求。文章基于CMC@Fe₃O₄物理交联网络，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和 N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）3种单体为共聚单体，过硫酸钾（KSP）为引发剂，对苯二酚（HQ）和六亚甲基四胺（HMTA）为交联剂，构建了物理-化学双网络自修复水凝胶P（AM/AMPS/NVP）/CMC@Fe₃O₄，并考察了该凝胶的凝胶强度、耐温耐盐性能和自修复性能。该双网络自修复凝胶体系的最优配方为：91.6% CMC@Fe₃O₄分散液，5.6% AM，2.4% AMPS，0.4% NVP，pH 值= 9，引发剂 KSP 为单体质量 0.8%，交联剂为 0.6% HQ 和 0.6%HMTA。该凝胶体系的凝胶强度为230.6 Pa，属于高强度凝胶。在高温（130 ℃）、高矿化度（2.2×10⁵ mg/L）的地层条件下，30 d老化脱水率仅为6.21%，具有良好的耐温耐盐性。该凝胶体系对水相渗透率为 388 μm² 左右填砂管的封堵率在99%以上，突破压力在2.12 MPa以上，可以满足油田封堵需要。该凝胶在130 ℃老化1 h可实现自修复，凝胶断裂伸长率为 275%，修复效率达 100%。该双网络自修复水凝胶在凝胶强度、耐温耐盐性、封堵效果及自修复性能等方面均表现优异，满足油田深部堵水需求。

摘要:为快速降解分散立体网状交联聚合物凝胶对地层堵塞，研发了以极化剂聚醚胺 1000、催化剂乙酰丙酮氧钒、取代剂（羟丙基四氢吡喃三醇、二乙烯三胺五甲叉膦酸钠）和助溶分散剂（18-冠醚-6、三甲基硅乙醇）为主要组分的非氧化还原型靶向凝胶解堵剂，研究了该解堵剂对聚合物凝胶的降解分散效率、岩心渗透率恢复率及腐蚀性。结果表明，该解堵剂对聚合物凝胶具有很好的降解分散作用，在60 ℃下，10%的解堵剂溶液对以丙烯酰胺和丙烯酸为主要单体合成的粒径为0.5～100 μm的微-纳米凝胶颗粒的降解率在92%以上；凝胶颗粒的降解率随时间的延长而增大，72 h后达到 90%以上。岩心驱替解堵恢复率达 87%，可以有效解除凝胶颗粒对地层造成的堵塞。在60 ℃下，10%凝胶解堵剂对油套管的腐蚀速率为0.4898 g/（m² ·h），低于油田常规解堵工作液体系腐蚀速率，可保障现场安全施工。现场试验效果表明，该解堵剂措施成功率高≥90%、单井平均日增注16.3 m³ 、注入压力下降3.2 MPa、有效期超200 d，累计增注3920 m³ 以上，增注效果良好，适合聚合物凝胶颗粒调驱堵塞欠注井推广应用。

摘要:CO₂驱是提高低渗透、特低渗透油藏采收率的有效手段之一，但由于部分油田CO₂气源匮乏，其规模应用受到限制。对于（伴生）烟道气资源丰富的油田，可以考虑采用“烟道气+少量CO₂”形成多元气体用于驱油。文章通过开展多元气-地层油高压物性分析和系列多元气驱提高采收率岩心驱替实验，探究了多元气驱提高采收率的可行性和适应性。结果表明，向烟道气中加入一定量的CO₂，将显著提高气体的溶解性能和膨胀、降黏原油的能力；综合采收率和换油率，确定了48.9 mol% N2 + 49 mol% CO₂ + 2.1 mol% CH₄的最优多元气体组合，该多元气体在低渗透、特低渗透岩心中均具有较好的适应性，相较于纯N₂驱和纯烟道气驱，多元气驱可多提高采收率4百分点～5百分点。采用多元气驱不仅可以进一步提高采收率，还可实现烟道气、伴生气等资源的合理化高效利用，具有重要的现实意义。

摘要:针对CO₂驱在微裂缝储层易发生气窜，波及效率低的问题，通过室内实验分别评价了阴离子、两性离子和非离子型CO₂起泡剂和水溶性、气溶性纳米颗粒稳泡剂对泡沫性能的影响，优选纳米复合超临界CO₂泡沫体系为0.3% 起泡剂CAB-35+0.5%水溶性纳米颗粒稳泡剂As30GA，并研究了储层条件下该纳米复合超临界CO₂泡沫体系的泡沫性能，同时结合油藏环境，开展了纳米复合超临界CO₂泡沫体系岩心驱油实验。结果表明，纳米复合超临界CO₂泡沫体系的起泡体积达550 mL，析液半衰期为47 min，起泡、稳泡性能良好。纳米复合超临界CO₂泡沫体系比普通泡沫（0.3% CAB-35）的黏弹模量增加约 90 mN/m，起泡剂和纳米颗粒协同大幅提高了泡沫强度和稳定性；纳米复合超临界CO₂泡沫体系的耐温、耐压性能好，在油藏条件（矿化度10×10⁴ mg/L、80 ℃、42 MPa）下，发泡体积达275 mL，析液半衰期达72 min。利用物理模型研究了纳米复合超临界CO₂泡沫体系在多孔介质中的封堵及驱油性能，在0.5～2.0的气液比范围内，岩心驱替封堵压差最大为1.6 MPa，阻力因子大于50，采出程度比普通泡沫提高了28.8百分点。纳米复合超临界CO₂泡沫体系的稳定性好，波及效率高，提高采收率能力优异，应用前景广阔。

摘要:CO₂驱具有良好的注入性和较高的驱油效率，成为低渗透/致密油藏提高采收率的极具潜力方法，但是受油藏非均质性及裂缝的影响，驱油过程中易发生气窜，影响开发效果。文章设计了不同渗透率级差岩心模型中的CO₂连续注入和吞吐注入实验，以采收率和剩余油分布为指标，考察了油藏非均质性对注CO₂提高采收率的影响。研究结果表明，CO₂连续注入中，当低渗透层渗透率为5.0×10^-3 μm² ，渗透率级差从1.0增至2.2，CO₂驱采收率从88.5%显著降低至58.3%；渗透率级差进一步从2.2增至154.0，采收率降低趋势减缓，从58.3%降至44.8%。CT扫描得到的剩余油分布结果表明，注入的CO₂主要在高渗透层内流动-驱替原油，低渗透层原油基本未动用，这是导致采收率随非均质性增强显著减小的原因。即使岩心的非均质性较弱（渗透率级差2.2），也会导致CO₂驱采收率显著降低。渗透级差小于2.2范围内，非均质性增大导致采收率的减小会更为显著；超过该值，采收率随渗透率级差的增大而继续减小，但是这一趋势有所减缓。CO₂连续注入后转吞吐注入，渗透率级差为1.0、2.2、15.5和154.0的非均质岩心模型原油采收率分别从58.3%、57.2%和44.8%增至80.4%、75.8%和74.4%。非均质岩心模型的增油显著，低渗透层含油饱和度明显降低，低渗透层原油得到了有效动用，CO₂吞吐受油藏非均质性的影响较小，是CO₂连续注入后的潜力接替方式。

摘要:针对致密油藏渗透性不均、原油流动性差以及开采难度大等问题，通过硅烷偶联剂均质改性法和Pickering乳液法对普通纳米颗粒（粒径 20～40 nm）改性分别制备了能适应致密油藏小孔道的具有两亲性、疏水性和亲水性3种改性的纳米SiO₂颗粒。通过稳定性、界面活性、润湿性分析，优选出两亲性Janus 纳米SiO₂颗粒，并进行了后续渗吸驱油实验。结果表明，两亲性Janus SiO₂纳米颗粒的Zeta 电位值绝对值最高可达31.01 mV，分散液静置3 d后透光率达到93.3%且分散液透光率变化幅度最小。两亲性Janus SiO₂纳米颗粒可降低油水界面张力至0.37 mN/m。润湿性测试结果表明两亲性 Janus 纳米 SiO₂颗粒可改变岩心润湿性，使油藏孔隙中的毛细管力降低、油相流动性增加，达到降压增注的效果，以此来提高驱油效率。岩心模拟渗吸驱油实验结果表明，质量分数为0.01%的两亲性 Janus 纳米 SiO₂颗粒分散液渗吸采收率（19.48%）比模拟地层水渗吸采收率（7.25%）提高 12.23 百分点，比普通纳米纳米 SiO₂颗粒分散液提高了8.6百分点，且随着亲水 Janus 纳米 SiO₂颗粒浓度的增加渗吸采收率增加，在质量分数为0.05%下采收率可达 25.71%。将 Janus 两亲性纳米 SiO₂颗粒应用于致密油藏中提高采收率效果具有可行性。

摘要:针对低渗透储层微纳米级孔喉发育，原油难以剥离启动，动用难度大的问题，通过蒸发溶剂热解法合成了C-Si 量子点驱油剂，采用透射电子显微镜（TEM）、傅里叶红外光谱分析仪（FT-IR）和X射线衍射仪（XRD）对合成的C-Si 量子点进行结构表征，考察了C-Si 量子点驱油剂的耐温耐盐性、界面活性、润湿性和驱油性能。研究结果表明，所合成的 C-Si 量子点为球形，粒径约 4 nm，分散性良好；XRD 识别出碳-硅量子点碳的（002）晶面和硅的（111）晶面，属于无定形状态；量子点表面含有羟基、羧基和氨基等官能团，这些基团可以与水分子形成氢键，提高了流体的稳定性。在温度为135 ℃的和矿化度为300 g/L 的条件下，荧光光谱未发生明显变化，具有良好耐温耐盐性能；在质量分数为0.3%时，C-Si 量子点可以降低油水界面张力至0.92 mN/m，且可以改变岩石表面润湿性为水湿。量子点驱油剂的渗吸效率高达47.4%，比模拟地层水大1倍以上，核磁T2谱识别到量子点可以波及到微小孔隙（1～10 ms）。在水驱（采收率为 63.95%）基础上，注入0.5 PV质量分数为0.3%的 C-Si 量子点驱油剂可提高采收率 22 百分点。所研发的碳-硅量子点驱油剂在低渗透油藏提高采收率方面显著，为油田高效开发提供了良好的借鉴。

摘要:Gemini 型表面活性剂被誉为“新一代表面活性剂”，具有较大的商业价值。文章通过一步反应以马来酸酐、辛基酚聚氧乙烯醚为主要原料合成了Gemini型辛基酚聚氧乙烯醚表面活性剂，通过考察反应时间、温度、马来酸酐和辛基酚聚氧乙烯醚物质的量比以及催化剂用量对合成产物酯化率的影响，优化了反应条件。并评价了合成的系列Gemini 型表面活性剂的表面张力、界面张力、润湿性、乳化降黏等性能。最优反应条件为：辛基酚聚氧乙烯醚与马来酸酐物质的量比为2∶1、反应温度为 200 ℃、催化剂用量为4%、反应时间为6 h。Gemini 型表面活性剂比普通表面活性剂OP-10具有较低的临界胶束浓度（c_cmc）、较好的洗油、降黏效果；Gemini型辛基酚聚氧乙烯醚表面活性剂（MOP-10）的临界胶束浓度 c_cmc 值达到 0.052 mmol/L、质量分数为 1%的 MOP-10 溶液与稠油间的界面张力达 8.04×10^-2 mN/m，均比普通表面活性剂 OP-10 低 1 个数量级。Gemini 型辛基酚聚氧乙烯醚随着乙氧基的增加，c_cmc 值逐渐减小，表面张力、界面张力逐渐增加，洗油降黏效果变差。本合成路线简单、原料来源广泛、价格低廉，可作为中间产物合成多种表面活性剂或者聚合物，为表面活性剂的发展与聚合物的改性提供新的原料。

摘要:二元复合驱技术中，研究 Ca²⁺影响超低界面张力的微观机制可以为二元驱配方优化提供借鉴。通过测定石油磺酸盐KPS的溶度积常数K_sp、表面张力、界面张力、分配系数等界面特性参数，明确KPS形成超低界面张力的主要条件。结果表明，Ca²⁺对 KPS 溶液表面张力的影响与胶束的微环境极性降低有关；脱钙水配制的 KPS 体系，与煤油间的界面张力比未脱钙水升高2个数量级，当将脱去的 Ca²⁺（40 mg/L）反加入 CaCl₂ 溶液后，界面张力又恢复正常值；KPS 两相分配系数测试表明，0.3% KPS/煤油体系中加入 40 mg/L Ca²⁺，KPS 分配系数可以达到0.101，分子最小占有面积A_min为0.58 nm² 。此时，KPS 在两相中的浓度之和小于总浓度，“过剩”的 KPS 分子集中于界面层中。提出的1个Ca²⁺和2个—SO₃^- 在近界面处相互吸引的“界面络合”模型，可以从微观层面解释Ca²⁺对界面张力的影响，进一步用邻苯二甲酸二钠溶液对模型进行了验证。“界面络合”模型可以为了解 Ca²⁺影响驱油体系界面张力的微观机制提供分子水平的见解。

摘要:针对致密气井因水锁导致产量下降、开发效果变差的难题，制备了以疏水改性假单胞菌属代谢产物为基础的防水锁剂，测试了该防水锁剂的表/界面性能、润湿性、自发渗吸能力等，并利用岩心驱替实验评价了其解水锁效果。研究结果表明，该防水锁剂能够在气藏中形成致密超疏水性生物膜，提高气相相对渗透率，降低水相相对渗透率，0.6%的防水锁剂在储层岩石表面可以形成稳定吸附，恢复储层渗透率 56%～80%。经药剂处理后的岩心（约 60 g），自发吸液量和最大吸液速率分别从原来的0.36 g和0.05 g/min 降低到0.16 g和0.01 g/min。岩心驱替模拟实验表明，防水锁剂在有效降低水相相对渗透率的同时，能够提高气相相对渗透率，主要体现在水相相渗形状因子的上升和端点值的下降以及气相相渗形状因子的下降和端点值的上升。防水锁剂体系对4个气田储层水锁伤害均有较好的适应性，能够有效解除水锁，恢复储层渗透率。

摘要:受油藏多孔介质剪切等因素影响，实验方法所得聚合物溶液黏度-浓度关系难以直接用于数值模拟中。目前通常采用的经验或类比方法误差大，仍缺少有效的聚合物驱数值模拟黏度-浓度关系确定方法。文章设计开展聚合物驱影响规律实验，建立聚合物驱岩心数值模拟模型拟合实验结果，确定不同温度、矿化度和渗透率条件下的聚合物驱数值模拟黏度-浓度关系，建立聚合物黏度-浓度关系调整预测模型，进而形成聚合物驱数值模拟黏度-浓度关系确定方法。研究表明，利用所提方法确定的聚合物黏度-浓度关系数据，聚合物驱含水率拟合误差为1.81%，与现有经验法相比降低7.42%，提高了聚合物驱数值模拟精度，为聚合物驱数值模拟提供了可靠参数和借鉴。

摘要:以甘氨酸、乙二醛、甲醛等为原料合成了一种两性离子咪唑化合物——甘氨酸衍生物缓蚀剂（Gy-D），利用红外光谱和核磁共振氢谱对所Gy-D结构进行了表征，采用失重法和电化学方法研究了Gy-D在25 ℃、1 mol/L盐酸中对N80钢的缓蚀作用。结果表明，缓蚀剂Gy-D的吸附服从Langmuir 吸附等温线，在钢表面上的吸附类型为物理和化学混合吸附。缓蚀剂Gy-D的缓蚀效率随着加量的增加而增大，在缓蚀剂质量浓度为50 mg/L时的缓蚀效率为 91.29%，200 mg/L 时缓蚀效率达到 93.92%。扫描电镜和原子力显微镜分析结果表明，添加缓蚀剂 Gy-D后钢表面更加光滑，减少了腐蚀坑的产生。X射线光电子能谱分析结果表明，N80 钢浸泡在含有Gy-D 的盐酸中后钢表面产生了 Fe-N 键，表明缓蚀剂在金属表面形成了吸附膜。本文合成的氨基酸类缓蚀剂为高酸环境下钢材的腐蚀防护提供了一种有效策略。

摘要:聚丙烯酰胺类聚合物在三次采油中被广泛应用，取得了很好的提高采收率效果，但会产生大量含有高浓度聚丙烯酰胺的采油污水，如直接外排会对环境造成危害。光催化降解是处理这类污水的一种有效方式，但现有的聚合物降解程度监测方法在灵敏度、准确性和重现性等方面存在较大缺陷。为了解决上述问题，文章针对2种油田用聚丙烯酰胺凝胶光催化降解过程，采用液相色谱分析联合质谱分析，建立了一种快速、简便、准确、全面的聚合物光催化降解程度监测方法。通过液相色谱分析，可观察到降解过程中分子量较大的过渡产物的变化情况，明确了聚丙烯酰胺凝胶光催化降解不同时间点的进行程度；进一步通过质谱分析，明确了降解过程生成小分子物质的种类和变化情况，可以根据降解完成后小分子产物的结构和丰度来推测不同种类聚丙烯酰胺凝胶的原始结构差异。本文提供了一种快速、准确、全面监测油田用聚丙烯酰胺凝胶光催化降解动态数据的新方法，对研究聚丙烯酰胺凝胶光催化降解过程和机理具有重要指导意义，同时也为研究不同聚丙烯酰胺凝胶结构差异提供了一种新途径。

摘要:随着深层-超深层油气资源开发，高密度盐水钻完井液面临盐结晶堵塞、加重剂溶解度受限及高温高压适应性不足等挑战。盐结晶抑制剂通过络合增溶、胶束分散、晶格畸变及分散作用等多重机制，不仅能够抑制高浓度盐水的结晶结垢，还能促进廉价可溶盐加重剂溶解增重，成为保障高密度盐水体系稳定与井筒安全的关键化学手段。文章系统综述了共聚物类、表面活性剂类、天然有机分子类、磷酸盐类等多种盐结晶抑制剂的作用机理与构效关系，梳理了盐结晶抑制剂在钻井液密度提升、井筒阻垢中的应用现状，并揭示了抑制剂生物降解性控制、热稳定性差及增溶机制不清等瓶颈，展望了面向绿色低碳与耐温耐压需求的可降解共聚物设计、绿色改性型盐结晶抑制剂的发展方向。

摘要:可视化微模型模拟真实储层岩石孔隙的微观驱油技术近年间表现出了非凡的应用价值和发展潜力。该方法相比传统的宏观岩心驱油实验表现出了多方面的优越性，尤其是可实现孔隙中多相流的可视化，使研究者可对驱油过程中的微观作用机理进行研究。纳米驱油技术近年间在三次采油中受到了广泛的关注与应用，纳米粒子的小尺寸带来的独特的物理化学特性使其能在岩石孔隙中以多种作用机制发挥作用。通过梳理近年间诸多学者利用微流控设备开展的微观纳米驱油实验，汇总出纳米驱油的微观作用机理主要包括：润湿性改变、降低界面张力（IFT）、改善流度比、稳定沥青质。同时，总结了影响纳米驱油效果的主要控制参数。随着相关技术的发展与完善，微流控方法的应用为纳米驱油的微观作用机制探究及控制参数优化提供了一个更具优势的平台。

摘要:含蜡、高蜡原油中的蜡质容易结晶、析出，影响原油的流动性，容易出现井筒、管道堵塞等问题，造成严重的经济损失。化学防蜡剂已成为防止或抑制蜡沉积、提高原油低温流动性的主要药剂。文章综述了5类化学防蜡剂，包括溶剂类、高分子聚合物类、表面活性剂类、纳米复合材料类、绿色天然材料/生物基改性防蜡剂，介绍了不同类型防蜡剂的作用机理、分子结构、合成方法、优缺点和应用效果。对油田用化学防蜡剂的未来发展趋势进行了预测。需深入研究蜡晶生长过程和抑制机理，提前对井筒或管道做好评估、分析、预测，明确不同类型防蜡剂的适应性，加强复合型防蜡技术的研究与应用工作。