《油田化学》于1984年创刊，是由中国石油天然气集团公司主管，四川大学高分子研究所和高分子材料工程国家重点实验室（四川大学）主办，向国内、外公开发行的科技期刊。
《油田化学》期刊立足服务石油工业，充当石油天然气工业与化学化工、生化工程领域之间的桥梁，报道的领域包括钻井、固井、采油、集输和油田污水处理、腐蚀与防护等领域的新技术、新方法和新产品及其应用技术。《油田化学》为应用技术性期刊，以应用技术为主，兼顾应用理论与相关的基础理论。
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2025,42(4):571-576, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.001
Abstract:
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。
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2025,42(4):577-583, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.002
Abstract:
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。
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赵 楠，徐长峰，许 林，苏怀宇，王建军，杨思齐，李志远，韩 旭，高 洋
2025,42(4):584-593, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.003
Abstract:
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。
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2025,42(4):594-606, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.004
Abstract:
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。
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2025,42(4):607-613, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.005
Abstract:
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。
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2025,42(4):614-621, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.006
Abstract:
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。
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2025,42(4):622-630, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.007
Abstract:
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。
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2025,42(4):631-639, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.008
Abstract:
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。
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2025,42(4):640-648, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.009
Abstract:
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。
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程礼智，邓 嵩，郝宏达，彭明国，武鸿泽，孙欣怡，徐彬焜，柏明星
2025,42(4):649-655, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.010
Abstract:
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。
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2025,42(4):656-663, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.011
Abstract:
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。
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2025,42(4):664-669, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.012
Abstract:
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。
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2025,42(4):670-678, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.013
Abstract:
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。
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2025,42(4):679-684, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.014
Abstract:
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。
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2025,42(4):685-692, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.015
Abstract:
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（ccmc）、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 ccmc 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，ccmc 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。
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2025,42(4):693-699, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.016
Abstract:
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Ksp、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Amin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。
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2025,42(4):700-706, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.017
Abstract:
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。
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2025,42(4):707-714, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.018
Abstract:
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。
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2025,42(4):715-722, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.019
Abstract:
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。
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2025,42(4):723-730, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.020
Abstract:
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。
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孙东征，耿 铁，王超群，张宇飞，任锦添，郭家宝，张琮菡，杨 帆
2025,42(4):731-742, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.021
Abstract:
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。
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2025,42(4):743-750, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.022
Abstract:
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。
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2025,42(4):751-760, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.04.023
Abstract:
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。
2025年第42卷第4期
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Abstract:
针对泥质含量高、渗透率低的油藏,许多报道指出缩膨剂能够起到降压、增注的效果,但尚无相关机理的研究报道。本文考察了DSJ-1缩膨剂加量对防膨率和缩膨率的影响,并对处理前、处理后的膨润土进行了XRD、XRF、zeta电位、热重、粒度分布、光学显微镜表征。通过表征对其防膨和缩膨机理进行了分析,发现防膨处理过程中,DSJ-1主要吸附在粘土表面,吸附量、zeta电位对防膨率影响最大；在缩膨处理过程中,DSJ-1主要吸附在晶层间,颗粒聚集体尺寸、zeta电位影响缩膨率大小。
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Abstract:
针对传统的化学固砂剂注入程序复杂、成本高、对地层渗透率伤害大以及聚合物类控砂剂吸附力弱、有效期短等问题。通过分子模拟确定了季铵基团的引入增强了控砂剂聚合物与二氧化硅之间的相互作用能。利用改性单体2,3-环氧丙基三甲基氯化铵制备了季铵化改性聚酰胺控砂剂,在此基础上完成结构表征、性能测试和配方优化,确定了强化成膜控砂剂的作用机理。通过模拟井下控砂实验,确定季铵化最佳反应接枝率为4%,流量7000mL/h时,出砂量仅为32 mg/L。进一步研究了控砂剂用量对控砂性能的影响。最后,通过研究粒间结合力、砂粒表面Zeta电位和覆膜砂粒的SEM图明确了控砂机理。
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Abstract:
随着我国碳中和目标的推进,石油领域作为碳排放大户,面临着不小的碳减排压力。本研究以页岩气压裂返排液低碳处理为目标,分析了页岩气压裂返排液水质特点及潜在影响,并对现有处理技术及原理进行了简要综述,指出页岩气压裂返排液处理应从减少污染物排放总量、能源回收与利用、节能降耗三个方面着手,认为应大力发展和推广少水或无水压裂技术、清洁压裂液工艺技术、新型微生物处理技术、压裂返排液节能处理技术、新能源替代技术、智能设备节能技术在油气田开发过程中的应用,用以确保页岩气合理开发与可持续发展。
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张永涛, 郭布民, 金颢, 鲍文辉, 秦世利, 邱守美, 张强, 赵健
Abstract:
针对海水中存在大量金属离子附着在胍胶表面，抑制胍胶分子的溶胀，不能满足现场连续混配的问题，以环氧氯丙烷、十八烯酸酰胺丙基二甲基为原料进行合成并得到阳离子单体GOA，然后将GOA接枝到胍胶分子链上，得到海水基压裂液稠化剂环氧丙基表面活性剂改性胍胶。在改性胍胶分子链上库仑力及静电排斥等作用，避免了金属离子附着在胍胶分子链上，保证胍胶分子的溶胀，提高了胍胶的耐盐性。论文对GOA改性胍胶的溶胀、耐盐、耐温耐剪切、携砂与破胶等性能进行了研究。结果表明：GOA改性胍胶在海水中溶解速度显著大于普通胍胶，在海水中的粒径中值约为普通胍胶分子的1/5；在转速500r/min 下，GOA改性胍胶溶胀5min左右的黏度能达到最终黏度的80%；微观分析显示GOA改性胍胶形成了清晰可见的无规则网状线团结构，胍胶分子链充分展开且交联键位增多。在160℃、170s-1连续剪切120min后的黏度仍高于50mPa·s，表明GOA改性胍胶压裂液具有较好的抗盐耐温度耐剪切性能且破胶液黏度为1.6mPa·s，破胶液中的残渣含量为297mg/L，满足现场压裂施工要求。
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Abstract:
针对传统滴定检测法的灵敏度低、抗干扰能力差、检测周期长等不足,本文利用液相色谱串联四级杆质谱联用仪建立了油田用烯烃磺酸盐的检测方法,实现了该类产品、注入液及产出液中目标物浓度的检测,检测条件为：色谱柱为阴离子型色谱柱；流动相为55% 甲醇+45% 8mmol/L乙酸铵水溶液(体积比),等度洗脱；质谱检测条件为电喷雾离子源,负模式,全扫描。该方法对烯烃磺酸盐产品、注入液、产出液的加标回收率分别为82.63-96.37%、78.60-95.41%、82.68-95.72%,8 min即完成一次样品检测,定量下限5 ppm,且聚合物、微量油等对检测结果无影响,即该方法快速、灵敏、抗干扰能力强。
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Abstract:
洛河组砂岩采动地层涌水频繁，严重影响了矿井安全生产。针对传统注浆体系面临渗滤效应严重和成胶性能不可控，难以实现裂隙出水有效调控的技术难题，通过分析典型岩心样品的矿物组成及微观形貌，明确了孔隙微观赋存特征，构建了低成本、稳定性优异的无固相冻胶注浆体系，进一步开展了注浆性能评价，结果表明：孔隙直径小和孔喉连通性差是造成传统注浆体系难以顺利注入和深部运移的地质原因；构建的低成本、无固相、易深部注入的新型冻胶注浆体系能够实现48h内成胶，长期老化稳定性优异；体系注入性良好，持续冲刷后压力衰减不明显，封堵率保持在80%以上；体系通过占据大孔道或裂缝空间，增大渗流阻力，迫使后续流体转向，实现出水层有效封堵。研究成果可为洛河组砂岩注浆堵水施工提供新思路。
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Abstract:
胜利油田低渗透油藏埋藏深、温度高，针对CO2驱波及效率低、常规泡沫调驱性能变差等问题，构建了由两性表面活性剂HSD和改性SiO2纳米颗粒组成的高稳定性超临界CO2泡沫体系。该体系表现出了很好的耐高温特性，120℃条件下浓度0.5%的纳米颗粒使泡沫析液半衰期由17min提高到了40min，稳定性提高了近2.5倍。基于幂律模型研究了纳米颗粒对超临界CO2泡沫体系流变特性的影响，结果表明相同剪切速率条件下体系表观粘度随纳米颗粒浓度增加而增加，稠度系数由0.073增加至1.22。通过岩心驱替实验模拟了多孔介质中超临界CO2泡沫表观粘度的变化规律，泡沫在多孔介质中的稳态表观粘度随纳米颗粒增加而增加，超临界CO2泡沫泡沫呈“颗粒状”堆叠排放，泡沫尺寸大约在10~20um。最后通过实验证实纳米颗粒增强CO2泡沫稳定性机理，表面活性剂分子的吸附使亲水性纳米二氧化硅具有了界面活性，从水溶液中吸附到气液界面上，从而提高了泡沫稳定性。
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Abstract:
近年来,低聚表面活性剂作为一类高效低耗的新型表面活性剂,在三次采油、医药、工业缓蚀等领域展现出了非常好的应用前景。低聚表面活性剂由两个或更多两亲基元通过联接基团以化学键的方式联接而成,其结构介于单链表面活性剂和聚表面活性剂之间。联接基团拉近了分子中多个两亲基元的距离,使其表现出更强的聚集能力。同时,联接基团结构和分子空间拓扑结构更加多样化,使其具备了更加丰富的构象和聚集形貌转变过程。上述特性使其作为高效低耗型油田化学剂和响应性软物质材料方面独具优势,但其合成难度大,限制了该类表面活性剂的系统研究。基于此,详细归纳了线状、星状和环状三类不同空间拓扑结构的低聚阳离子表面活性剂的合成方法,并对该领域的发展方向进行了展望。
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Abstract:
井漏是制约油气钻井工程质量和效率提高的主要技术问题。提高一次性堵漏成功率是保障全球油田“安全、高效、经济”钻井的迫切需求。针对钻井液漏失机理的研究,系统总结了钻井液漏失机理。通过近年来国内外学者的研究,开发了以桥接、高失水、可固化等为代表的堵漏材料。系统地介绍架桥、高失水、固化、聚合物凝胶类等各类堵漏材料的性质和相互作用机理。明确了目前堵漏材料存在的问题,提出了堵漏材料未来发展的方向。
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孟文玉, 唐善法, 王思瑶, 董沅武, 王睿, 高洁, 陈泽群
Abstract:
针对低渗油藏注入性差、洗油效率低,水驱无法有效提高采收率等问题,本文提出了一种低界面张力小分子驱油剂(LST)提高低渗透油藏采收率新技术,评价了该驱油剂的界面活性、增黏性、乳化性、润湿性及其油藏环境适应性和驱油效果。结果表明,该驱油剂具有良好的界面活性和增黏性,在矿化水中质量分数为0.4%时,其油水界面张力就低达0.012mN/m-1,且黏度与油藏原油黏度相近(3.4mPa?s)；该驱油剂还具有较好的油水乳化能力,可改善油藏水润湿性,且矿物静态吸附对其界面活性及增黏性影响小；可以实现低剂量或低成本有效提高水驱采收率。注入0.4%LST(0.4PV),可使均质岩心(50mD)水驱采收率提高11.21%,非均质岩芯(级差3-10)水驱综合采收率提高6.55-19.4%,且随岩心非均质性增强其改善驱油效果愈明显。表明LST可对大孔道进行有效封堵并调节驱替流体流度,从而有效启动低渗小孔道中残余油；展示其在低渗非均质油藏化学驱提高采收率方面广阔的应用前景。
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Abstract:
为满足高压注水井带压作业对凝胶封堵体系的强度、成胶时间以及可破胶的性能要求，采用AM/AMPS(丙烯酰胺/2－丙烯酰胺基－2－甲基丙磺酸)为二元聚合物体系，Smel30（三羟甲基化合物）为交联剂制备了一种耐温抗盐凝胶封堵体系。研究了温度、无机盐、模拟油含量、剪切时间对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响，同时研究了破胶剂过硫酸钠用量对凝胶体系的破胶效果的影响。研究结果表明，温度60℃时，凝胶强度为73.5Pa，成胶时间为7h；加入三种无机盐，聚合物链间距离减小，成胶时间缩短，凝胶强度略有增加，且三种盐对成胶时间和凝胶强度的影响顺序为NaCl＜MgCl2＜CaCl2；抗油污和抗剪切能力较强，在剪切60min后，凝胶强度仍能保持81%以上。凝胶体系老化15天未出现脱水且凝胶强度仍有67Pa；过硫酸钠可以高效低成本破胶，残液表观黏度低于64.4mPa·s。
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Abstract:
低渗油藏具有孔喉半径小、渗透能力低、吸水能力差的特点,为提高化学驱油效果而构建醇醚磺酸盐与甜菜碱表面活性剂的复合体系。以十二醇为原料引入环氧丙烷和环氧乙烷,并经磺化得到醇醚磺酸盐DP6E6S。将其与十六酸酰胺甜菜碱PNC进行复配,评价了复配体系的表面性能、界面性能、润湿性和乳化性能,并通过岩心流动实验评价了增注性能。研究表明,PNC与DP6E6S具有较强的协同作用,可以有效降低临界胶束浓度(cmc)及表面张力；复配体系的界面张力均随着盐度的增加而降低,尤其是n(PNC):n(DP6E6S)=1:1、2:3在较宽盐度范围内(>5%)可达到10-3mN?m-1；复配体系在摩尔配比分别为2:3和1:1时形成的中相乳液体积较大,增溶效果最好,其乳液粒径随盐度的增加而呈现先下降后上升的趋势；复配体系通过岩心吸附后界面张力仍然达到低界面张力,抗吸附性能较好；复配比1:1的润湿角较大,毛细管力更小,有利于降压增注。两个优化体系的降压率可达到28.9%和23.9%,说明低界面张力和高润湿角有利于低渗储层的降压增注。
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Abstract:
凝胶的强度决定了其用途，高机械强度的凝胶在许多领域得到应用。为了增强丙烯酰胺凝胶的强度，本文利用纳米纤维素（NCC）制备丙烯酰胺/纳米纤维素复合水凝胶，通过质构仪和流变仪研究了NCC对丙烯酰胺/纳米纤维素复合水凝胶的拉伸性能、压缩性能、粘附性能及粘弹特性的影响，并利用扫描电镜（SEM）观察了复合凝胶的微观结构。结果表明，添加NCC的丙烯酰胺/纳米纤维素复合水凝胶的拉伸强度、压缩应力、粘附力及粘弹性均明显大于不含NCC的丙烯酰胺凝胶。当AM与NCC质量比为5:3时，所形成的复合水凝胶的拉伸强度、压缩应力及粘弹性均达到最大，AM/NCC复合水凝胶的韧性增强效果明显，拉伸应力及粘附力较AM凝胶提高近4倍。AM/NCC复合水凝胶的强度与其微观结构有关，AM/NCC复合水凝胶的网络结构明显比AM凝胶更加致密。
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Abstract:
胜利油田稠油油藏开发存在原油黏度大、流动性差等问题，水驱采收率不理想。因此，以乳化不稳定系数、油膜收缩速率、最小乳化转速为指标，构筑了乳化-剥离双效体系。评价了不同类型表面活性剂对稠油的乳化和剥离能力，优选出0.3wt%CBT/ASC（m（CBT）：m（ASC）=3:2）复配体系。通过室内填砂流动实验评价了乳化-剥离双效体系的驱油效果，并利用微观模型研究了其作用机理。结果表明：CBT对稠油具有优异的乳化性能和大幅降低界面张力的作用，ASC对稠油具有良好的剥离能力。复配体系兼具优异的乳化和剥离性能，可提高采收率达14.18%。研究结果对稠油油藏高效开发具有重要指导意义。
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Abstract:
本文针对LQ井区砂岩油藏主要采油功能菌的营养需求,通过单因素实验筛选出最佳碳源、氮源、磷源,并初步确定各组分浓度,以此为基础再通过Plackett-Burman实验和去因子实验分析各组分的显著性影响因素,确定各组分的浓度,最后通过响应面实验,根据响应因素对各组分进一步优化,得出最终的浓度。筛选出的营养体系配方乳化效果较好,激活主要采油功能基因烃氧化基因达到107copies/mL,物模驱油实验提高采收率11.65%,本研究为LQ井区微生物驱现场试验提供了很好的技术支撑。
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Abstract:
减阻剂是致密砂岩、页岩等非常规储层改造压裂液的关键添加剂,其性能将直接影响压裂施工效果。本文介绍了减阻剂类型,分析比较了减阻剂优缺点及研究进展,重点阐述了减阻剂的减阻机理及减阻失效机理,归纳总结了纳米材料在压裂减阻中的应用研究进展,指出在高温、高剪切、复杂介质等非常规储层压裂环境中,同时具有储层伤害小、携砂能力强、减阻稳定且高效、易返排、易回收利用等优点的新型多功能复合减阻剂将是今后研究的重要方向。
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Abstract:
针对低温浅层油气井压裂破胶不彻底、返排能力较低的问题,着重分析了亚硝酸盐与铵盐、三氧化铬和葡萄糖、过氧化氢等三种不同自生热体系的生热量以及对压裂破胶性能的影响。实验结果表明：亚硝酸盐与铵盐生热体系的生热量最高,温度可达到80℃以上；另外,在实验中也确定了三种不同生热体系与破胶剂的添加顺序,使压裂液破胶效果达到最优,其中葡萄糖和三氧化铬生热体系和亚硝酸盐与铵盐生热体系的加入顺序是先加入生热体系后加入APS破胶剂,过氧化氢生热体系的加入顺序是自生热体系和APS破胶剂两者同时加入；最后,得出亚硝酸盐与铵盐自生热体系是压裂液破胶体系的最佳添加剂,能使压裂液粘度降低到6 mPa.s以下,破胶性能最优。
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Abstract:
国内供应的重晶石砷含量多超出《GB 36600-2018 土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（暂行）》中第二类建设用地筛选值要求，常用加重剂铁矿粉、钛铁矿粉，由于其对钻具的严重磨损、应用后可能影响电测结果以及使用后钻井液色度不达标等问题，目前已甚少使用。碳酸钙类加重剂由于其自身低密度，加重后易造成钻井液性能流变性恶化。针对上述加重剂环保性能及应用性能存在的不足，通过优选碳酸钙类加重剂，按比例复合重晶石，经过表面涂覆改性、干法活化处理等生产工艺，降低了粘度效应、解决了砷超标问题，同时利于碳酸钙类加重剂的油气层保护特性，创新形成了对油气层与环境进行双重保护的双保型加重剂。现场实施10口井，实施井均安全钻进，与邻井均值相比，机械钻速提高10个百分点，平均井径扩大率降低1.8个百分点，投产井平均单井每米产层增油0.60t，泥饼重金属砷含量达到了标准筛选值要求（低于60mg/Kg）。
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Abstract:
二氧化碳驱(CO2)是三次采油基础上进一步开发高含水老油田、提高采收率的有效手段。针对二氧化碳与原油黏度差较大引起的气窜问题,制备了一种可应用于驱油的超临界二氧化碳增稠剂P-1。通过正交实验分析,认为引发剂用量对反应分子量分布影响最大,合成最优单体摩尔比为4：1：1,此时分子量分布1.12,产率88%。对最优条件下合成的产物进行红外表征,特征吸收峰与产物符合。评价结果表明,P-1在超临界二氧化碳中饱和溶解度为2.30%,最小混相压力7.77Mpa；单体浓度0.2%的增稠剂在30Mpa、50℃下实现对超临界二氧化碳有效提黏42倍,黏度为1.1675mPa.s,升温至110℃,黏度保持率46.41%。模拟地层环境(15MPa),引入质量浓度0.2%的增稠剂P-1能有效改善超临界二氧化碳驱驱油效果,渗透率越低提采效果越显著。同一岩心,超临界二氧化碳驱比水驱后超临界二氧化碳驱的总采出程度高10%以上。图3表2参6
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Abstract:
油田地面生产中副产品老化油中具有复杂界面特性，脱水处理困难。利用老化油研制钻井液用润滑油，可以利用其中的乳化稳定性能，可以免于脱出老化油中泥、砂、水的难题。通过大量的实验，优选基于老化油研制钻井液用润滑剂的关键乳化剂为烷基酚聚氧乙烯醚OP-4、润湿剂为十二烷基苯磺酸钠ABS、稳定剂为羧甲基纤维素钠Na-CMC，实验确定最佳配方为：100ml钻井液+3ml老化油+1.5gOP-4+0.15gABS+0.015gNa-CMC。实验中基于老化油研制钻井液用润滑剂，通过对标国家标准实验，研制的润滑剂符合标准中对润滑剂的要求。以老化油为作为基油研制钻井液用润滑剂是一种可行性的老化油资源化处理方案，有较大应用价值。
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袁成东, 刘磊, Il’dar R. Il’yasov, 丁保东, 曹畅, 周晓冬, Mikhail A. Varfolomeev
Abstract:
针对塔河油田特超稠油井筒掺稀降粘开采过程中存在的掺稀比高、频繁上返异常、难以实现经济有效开采的技术难题,本研究提出地面催化改质降粘+改质稀油回掺的开采技术,以节约掺稀油用量,提升开采效果。为了开发能够有效降低特超稠油粘度、实现地面改质的催化剂体系,针对塔河特超稠油高沥青质含量的特点,研发了一种基于γ-Al2O3载体的高孔隙度Ni-Mo催化剂,并评价了其地面改质降粘效果。实验结果表明,Ni-Mo催化剂可以将特超稠油50℃的粘度从28200mPa?s降低至298mPa?s。粘度降低接近100倍,降粘率为98.94%。密度从1.007g/ml降低至0.8724g/ml。同时,饱和烃的含量显著增加,胶质和沥青质的含量大幅降低。开发的催化剂体系对特超稠油显示了非常好的地面催化改质效果,具有广阔的应用前景。
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Abstract:
离子液体在油藏开发中防止沥青质沉淀具有很大潜力,但高温高压条件下离子液体的抑制效果尚不明确。在对2种离子液体[bmim]Cl和[bmim]Br以及2种商业抑制剂对原油中沥青质沉淀抑制效果进行评价的基础上,采用其中的最佳抑制剂及浓度开展了高温高压沥青质沉淀测定实验,研究了离子液体对地层原油及CO2注入后地层原油中沥青质沉淀起始压力(AOP)及沥青质聚集体尺寸的影响。实验结果表明,离子液体[bmim] Br对沥青质沉淀的抑制效果远高于离子液体[bmim] Cl和另外2种商业抑制剂,最佳浓度为600ppm。纯地层原油的AOP为28.7MPa,当添加[bmim] Br后,AOP降幅为21.6%,当在离子液体中添加异丙醇后,AOP降幅达到29.6%。饱和30mol%CO2的地层原油的AOP为31.6MPa,比纯地层原油的AOP增大了10.1%,当添加异丙醇与离子液体混溶剂时,AOP降幅达44.3%。异丙醇能够与[bmim] Br及CO2产生三元相互作用,提高[bmim] Br的活性,大幅降低饱和CO2原油的AOP,减缓沥青质颗粒粒径的增长速度,降低沥青质在井筒中的沉积深度和堵塞程度,将沥青质沉积引入更易控制的节点,具有广阔的应用前景。
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Abstract:
石油在炼制、储运和使用过程中进入土壤并对土壤造成污染，石油污染物危害程度大，处理难度高。现提出植物型微生物燃料电池技术（Plant Microbial Fuel Cell，PMFC）解决这一问题。以受石油污染的土壤为阳极底泥构筑PMFC，通过检测输出电压、功率密度、表观内阻和石油去除率，对电池植物和电极材料进行优选，并用优化后的PMFC探究其石油浓度的适用性和最佳适用范围。结果表明，植物中绿萝在PMFC的厌氧环境中不能成活，而白鹤芋-PMFC的产电性能和降解性能均优于香菇草-PMFC；电极材料中碳毡-PMFC的产电性能和降解性能较碳海绵-PMFC有明显的提升；以白鹤芋为电池植物、碳毡为电极材料的PMFC适用于任一石油浓度，并且随着石油浓度的增加，PMFC的产电性能和降解性能均呈现出先升高后降低的趋势，因此存在最佳石油浓度适用范围5-10g/kg。PMFC技术为石油污染土壤处理提供了一种新的思路，能在有效处理土壤污染问题的同时发电，实现双赢。
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Abstract:
温度是影响聚合物冻胶降解的关键因素。针对低温油藏中聚合物冻胶引起的堵塞,提出使用过硫酸盐为氧化降解剂,通过低温活化的方法提高过硫酸盐的氧化性。首先利用自由基淬灭实验和自由基测试,确定了TA活化过硫酸盐降解聚合物机理；其次,研究了不同温度下活化体系中过硫酸盐浓度、TA浓度、地层水中阴离子等对降解聚合物冻胶的影响,优化了活化体系的配方,并评价了该体系的腐蚀性。结果表明,35℃时,TA活化过硫酸盐体系能够快速降解聚合物冻胶,形成的超氧阴离子自由基是降解冻胶的主要活性自由基。随着过硫酸盐浓度增加,降解率增大,但TA的浓度存在最佳值,而温度升高可以加快冻胶降解。和常规解堵剂相比,TA活化过硫酸盐能快速降解聚合物冻胶,且腐蚀性小。低温下,该体系比其他常规聚合物驱油藏解堵剂有更好的降解效果。
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Abstract:
页岩气储层采取水平井开发时由于套管偏心以及井径不规则等原因，通常会导致油基钻井液的顶替效率较低，不可避免的会有部分油基钻井液掺入到固井水泥浆中，对水泥浆的性能造成污染。因此，为了提高页岩气固井水泥浆的抗污染能力，室内以现场油基钻井液和固井水泥浆为研究对象，开展了表面活性剂AFSG-1提高页岩气井固井水泥浆抗污染性能的研究。结果表明：现场油基钻井液的掺入会严重影响固井水泥浆的流动度、稠化时间以及混浆水泥石性能，油基钻井液的掺入比例越大，污染越严重；随着固井水泥浆中表面活性剂AFSG-1加量的不断增大，水泥浆自身的抗污染能力逐渐增强，当固井水泥浆中表面活性剂AFSG-1的质量浓度达到2%时，再掺入20%的油基钻井液，混浆的流动度、稠化时间以及水泥石性能与未加表面活性剂时相比均有明显改善；另外，表面活性剂AFSG-1对固井水泥浆抗油基钻井液污染性能的改善效果明显优于其他常用表面活性剂。研究结果认为表面活性剂AFSG-1可以有效提高页岩气固井水泥浆抗油基钻井液污染的能力，能够提高固井质量，保障固井安全。
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屈鸣, 侯吉瑞, 吴伟鹏, 王远征, 肖立晓, 赵宝顺, 王恒
Abstract:
酸化解堵技术常用于解决碳酸盐岩油藏在长期开发过程中滋生的储层污染、供液不足等问题。常规酸化技术因碳酸盐岩油藏物性特殊，在生产过程中易出现水锁、腐蚀管柱、井筒结垢等现象，导致储层受损，降低储层产能。为此本文研发出解除无机堵塞物，不需返排，不对地层产生二次伤害的中性螯合体系。以螯合剂EDTA和缓蚀剂PAA为主要成分，加入少量稳定剂Na2SO3，经去离子水融合过滤，120℃脱水研磨粉碎，500℃焙烧活化制备而成。实验表明，该体系对Ca2+、Mg2+离子无机堵塞物具有良好的溶蚀性，常温下24h内溶蚀率可达95%；对N80级钢材具有较好的缓腐蚀性，90℃环境12h腐蚀速率最高为4.45g/m2·h；对天然碳酸盐岩心平均溶蚀率可达70%以上；因此认为中性螯合体系具有较好的矿场应用潜力。
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Abstract:
采用8种不同物性的原油制备成油包水乳状液,通过流变仪对乳状液的黏度特性进行测定,研究了温度、含水率及剪切率对油包水乳状液表观黏度的影响。结果表明,油包水乳状液的表观黏度随温度的升高而减小,随含水率的增加而增大,随剪切率的增加而减小,具有剪切稀释性。采用幂率模型来描述油包水乳状液的流变特性,即 ,随着含水率上升,油包水乳状液的稠度系数K逐渐增大,而流变特性指数n逐渐减小；随着温度升高,稠度系数K逐渐减小,而流变特性指数n逐渐增大。以实验数据为基础,并对原油物性进行定量表征,建立了能够适用于不同原油、不同剪切条件的油包水乳状液黏度预测模型。该模型的预测偏差结果显示,模型计算黏度值与实测值之间的平均相对偏差为8.1%。
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Abstract:
针对川渝区块页岩气堵漏高承压、易返吐的特点，本文以高软化点树脂为主体，研制了一种ARP抗返吐堵漏剂，具有变形和胶结固化能力，与桥堵颗粒复配使用，可在地层裂缝中与堵剂颗粒胶结固化，提高承压能力和抗返吐能力。实验室评价了ARP堵剂在现场油基钻井液中分散性、与现场堵漏剂的胶结强度，并测试了胶结固化后承压能力，以及抗返吐能力，根据现场应用的需求确定了ARP抗返吐堵漏剂密度为1.8g/cm3、粒径为0.5-2mm，并与现场堵剂形成了最优配比，即ARP抗返吐堵漏剂占25份，现场堵漏剂占75份，其胶结强度可达7.8MPa，封堵2-3mm天然裂缝时，正向承压可达8MPa，抗返吐能力可达3.3MPa。同时根据材料特点设计现场施工工艺，且取得较好的现场应用效果。
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Abstract:
通过腐蚀失重实验、扫描电子显微镜、量子化学计算研究了两种硫脲衍生物苯基硫脲（PHTU）和苯甲酰硫脲（BOTU）在15% HCl溶液中对20#钢的缓蚀性能和缓蚀机理。结果表明，PHTU和BOTU对20#钢在15% HCl溶液中均有较好的缓蚀效果，加量为2 mmol/L时缓蚀率可达83%以上，且PHTU和BOTU在钢表面的吸附均符合Langmuir吸附模型，吸附方式为物理吸附和化学吸附共存的混合吸附。量子化学计算结果表明，缓蚀剂分子中的反应活性位点主要分布在C=S双键、C-N键及BOTU的C=O双键上，其中N原子被酸液质子化后可与钢表面通过静电引力形成物理吸附，高电子云密度的 C=S键、C=O键及苯基可提供电子与铁原子的空d轨道通过配位和反馈键形成化学吸附，进而稳定吸附在金属表面形成保护膜，抑制腐蚀进程。
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王晓军, 尹家峰, 景烨琦, 步文洋, 孙云超, 鲁政权, 任艳, 廖凤武
Abstract:
针对常规抑制剂控制黏土表面水化不足导致的井壁失稳问题，研制了抗高温插层吸附抑制剂，其分子结构中具有大量的强吸附基团和疏水基团，分子量小，无毒环保且具有良好的热稳定性。抑制作用机理分析表明，抗高温插层吸附抑制剂通过强吸附基团优先进入黏土片层间，交换出层间的水合钠离子，结合静电引力有效减小黏土的静电斥力及表面水化短程斥力；通过改变黏土表面张力和润湿性，控制泥页岩自吸能力和比亲水量，减少水相的侵入；吸附及抗解吸附能力强，能长时间吸附于黏土表面，提升黏土表面的疏水性，减少自由水的侵入。室内评价实验表明，自主研发的抗高温插层吸附抑制剂具有良好的抑制造浆，控制黏土水化膨胀和防止泥页岩崩散等性能，有利水基钻井液的流变性稳定和井壁稳定，具有良好的应用前景。
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Abstract:
摘要：针对深水油气田钻井过程中，由于海底泥线附近温度较低，易导致钻井液的增稠、糊塞、跑浆等问题，以丙烯酰胺、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯、烯丙基磺酸钠为原料制备温敏增稠共聚物ASSN，与具有抗盐性能强、提切效果显著的香豆胶复配形成具有低温恒流变特性的流型调节剂，并与其他处理剂形成一套深水恒流变无固相储层钻井液体系。0.5%ASSN+0.3%香豆胶作为流型调节剂对低温条件下钻井液的流变性起到了良好的调控作用，其对钻井液的低温调控能力受不同加重剂的影响较小，与钻井液其他处理剂具有良好的配伍性，所形成钻井液体系的FLAPI仅为5.2mL，具有良好的抗污染土、现场钻屑、盐、海水侵污能力和储层保护性能（现场岩心渗透率恢复值大于95%）。
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Abstract:
本文采用丙烯酸(AA)、2-丙烯酰氨-2-甲基丙磺酸(AMPS)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)为单体,基于水溶液爆聚法工艺,采用绿色环保的二硫化四甲基秋兰姆(TMTD)代替常用巯基化合物链转移剂,合成了一种低分子量两性离子聚合物钻井液用降粘剂。以室温降粘率为考核指标,确定了降粘剂的最佳合成条件：单体浓度55%,TMTD加量为0.75%,氧化-还原引发剂加量占单体浓度的3%,NaOH中和(AA+AMPS)50%,AMPS加量为 5.5%,DMC加量为4.5%。在此条件下,合成所得两性离子聚合物降粘剂的数均分子量为914 g/mol,其淡水基浆中的降粘率为91.53%,且具有良好的抗温性能,可以满足180℃的抗温要求。本研究为低分子量两性离子降粘剂的合成工艺提供了更绿色环保的选择。
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姜会心, 杨红霞, 崔梦雨, 赵文静, 孙瑞雪, 金雨, 王创业
Abstract:
沥青质的聚沉行为显著影响稠油的黏度，研究CO2对稠油中沥青质的聚集行为可以进一步解析CO2驱替过程中发挥作用的机理。在不同CO2压力及条件下，对稠油以及添加了苯和乙醇作为CO2增溶剂的稠油进行CO2溶解实验，分离四组分后得到了经CO2处理后的沥青质。运用X-射线衍射仪、扫描电子显微镜、透射电子显微镜等分析仪器对不同实验条件下提取的沥青质聚集体的层间距、表面形貌以及微观结构进行表征，分析了CO2对稠油中沥青质聚集行为的影响机理。结果表明，CO2在稠油中溶解导致沥青质聚集堆叠的层间距增大，减缓沥青质分子的聚集行为，从而起到降低稠油黏度的作用。
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Abstract:
为提高水基钻井液润滑性,缓解日益突出的长水平段高摩阻问题,促进水平井钻井技术的持续发展,国内外开展了大量关于环保高性能水基钻井液润滑剂的研究。本文对近年来国内外出现的醇醚类、烷基糖苷类、改性植物油类、复配型润滑剂以及极压润滑剂和囊包型润滑剂的最新研究进展进行了详细介绍,并对各自的优缺点进行了评述,在此基础上对水基钻井液润滑剂的发展进行了展望。
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Abstract:
针对延长化182井组长6油层在实际采油开发过程中注采比不理想以及开发井低产、低能，地层水矿化度和钙镁离子高导致常规表面活性剂失效等问题，研究一种抗盐性表面活性剂驱油剂，该剂在不用螯合剂和稳定剂的条件下，采用PPM-12、AES-12（十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠）与OB-2（十二烷基二甲基氧化胺）复配而制得。筛选最适宜的表面活性剂总浓度0.3wt%，较适宜的配比范围为4:1:1-1:1:4，油水界面张力均能达到超低，确定最佳配比是2:1:3，此时油水界面张力能达到最低值（0.0012 mN?m-1）。在最佳配比且总浓度为0.3wt%条件下进行了吸附实验、乳化实验和抗盐实验，结果表明：体系六次吸附后油水界面张力仍在10-3mN?m-1数量级；体系乳化分水时间达2894s，且油水界面清楚；体系在油田钙镁离子范围内达能到10-3 mN?m-1数量级，镁离子对体系界面张力影响最大，其次为钙离子，钠离子影响最小。实验表明PPM-12、AES-12和OB-2复配体系适合于延长化182井组长6油层提高采收率，其平均提高采收率达10.3%，在类似高盐低渗油藏具有良好的应用前景。
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Abstract:
与其它酸液胶凝剂相比，两性离子胶凝剂具有价格低和合成方便的优点，并能基于胶凝剂之间的超分子作用提升酸液的黏度。因此，两性离子胶凝剂在酸化压裂中有着广阔的应用前景。以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）为原料，以自由基水溶液聚合法合成了两种两性离子胶凝剂P（AM-AMPS-DMDAAC）（PAAD1）和P（AM-AMPS-DMC）（PAAD2）。实验结果表明：两种胶凝剂的酸溶时间低于40min，并且两种胶凝剂以一定质量比复配，在室温（25°C），170S-1下，酸液黏度可达39mPa·s，在160°C，170S-1下剪切90min后的黏度为15mPa·s，相较于单独使用的胶凝剂配制，复配胶凝剂的增粘、耐温和耐剪切性能更佳。
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胡俊杰, 马珍福, 邵现振, 钱军, 李月胜, 张贵才, 王翔
Abstract:
岩石润湿性对底水油藏压锥后延缓水锥回升具有重要影响,但其影响程度不明确。鉴于此以接触角为指标构筑具有不同润湿能力的4种润湿调节体系,将其溶于油溶性降黏剂,并对其性能进行评价。在此基础上,定量描述了润湿性和采出物性条件之间的内在联系,进一步说明了润湿性对抑制水锥回升的影响程度。结果表明：油湿润湿剂作用后的储层抑制底水回升的效果最好,平衡压力比达到3.75,净采出程度提高15.17%；而强水湿润湿剂作用后的储层平衡压力比仅为0.54,净采出程度提高6.51%。润湿性和采出物性条件之间表现出明显的规律性。调整储层润湿性可以有效抑制水锥的回升,提高原油采出程度。
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Abstract:
转向酸压是碳酸盐岩储层增产的有效措施之一,其中暂堵剂是该技术的关键材料。针对现有酸压用暂堵剂耐酸性差、解堵工艺复杂、成本高的缺陷,以自制的季铵酯(JD-1)为交联剂,采用水溶液自由基聚合法制备了一种酸压用微膨胀可降解凝胶暂堵剂(WDS),对WDS的降解性能、封堵性能及储层伤害性进行了评价,并进行了现场施工应用。研究结果表明：WDS在不同介质中呈现先微膨胀后降解的变化规律,当温度由70 ℃提高到120 ℃,WDS完全降解时间由78 h缩短为45 h；HCl浓度由3%提高到20%,完全降解时间由75 h缩短为48 h。驱替实验结果表明：注入量越大,暂堵压力越大 ,达到最高暂堵压力的时间越短；裂缝宽度越宽,暂堵压力越小,达到最高暂堵压力的时间越长。WDS对岩心的伤害性较小,岩心渗透率恢复值可达到90%以上。现场应用结果表明：加入WDS后,施工压力上升了10 MPa,暂堵转向效果显著,在转向酸压中具有良好的应用前景。
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Abstract:
为发展新型滑溜水减阻剂，本文以丙烯酰胺（AM）、疏水单体十二烷基二甲基烯丙基氯化铵（C12DMAAC）、丙烯酸钠(NaAA)为原料，通过自制长链疏水引发剂AIBL合成了长链端基疏水缔合聚合物HPAM-L，通过红外光谱、核磁氢谱、乌氏粘度计、荧光分光光度计和动态流变仪对HPAM-L 结构与性能进行表征，利用流动回路摩阻测试仪测定了不同浓度下HPAM-L溶液的摩阻性。结果表明，HPAM-L的黏均分子量约为7.43 ×106g / mol，临界缔合浓度约为1～1.5g/L，具有良好耐温性、剪切稳定性，HPAM-L的水溶液具有较宽线性粘弹区，且浓度越高弹性特征越明显。在溶液浓度为0.075%，0.086%，0.1%，0.15%下的最大减阻率分别可达到 71.6%、73.1%、73.3%和74.1%，减阻性能良好。
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Abstract:
以铝板为阴阳极，采用电絮凝对超稠油采出水进行深度除硅研究。通过单因素变量得到最佳PAC用量、pH值、电流密度大小及PAM用量。结果表明：单独电絮凝不能实现深度除硅；“电絮凝+PAC+PAM”对超稠油采出水除硅具有协同作用；当PAC为200mg/L、pH为8.0、电流密度为10mA/cm2、PAM为50mg/L，电絮凝时间为13min时，电絮凝出水SiO2为20mg/L，SiO2去除率为92%，实现深度除硅；随着电絮凝时间的增加，SiO2去除率增加，但其变化率减小。
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邹静, 胡语婕, 佘跃惠, 张凡, 黄培秀, 曲瑞雪, 王正良
Abstract:
针对油田污水破乳过程中物理和化学破乳剂昂贵和污染问题,宜研究合成绿色环保的新型破乳剂。本文采用溶胶-凝胶与溶剂热法相结合的方法制备生物表面活性剂(Biosurfactant,BS)稳定的纳米铁溶胶材料,研究最优的BS浓度,并采用SEM、XRD、FTIR、激光粒度仪、Zeta电位等对BS稳定的纳米铁溶胶进行了表征,研究其形貌、尺寸、物相、官能团、溶胶稳定性、粒径分布等的影响因素。考察合成的纳米铁溶胶对涠洲岛上岸油水混合物配制的含油污水乳液的破乳性能。结果表明：在产糖脂类生物表面活性剂T菌以特定的培养基发酵6d后,取离心后上清液合成铁溶胶。上清液浓度为80%和100%时分别可合成200nm左右和40-200nm粒径的铁颗粒,浓度为60%时纳米铁溶胶产物破乳效果最优,低温下能对十二烷基硫酸钠形成的水包油乳液产生很好的破乳效果,24h后脱水率达到78%。说明本文采用的方法能合成具有良好破乳特性的BS稳定的纳米铁溶胶,建议今后将生物代谢物与化学药剂有机结合,制备对环境友好的复合纳米破乳剂,同时研究其重复使用等问题。
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Abstract:
相对渗透率是稠油开发实验中一个重要的基本测量参数,由于稠油黏度较高,水驱过程易发生油水乳化现象,使得稠油-水相渗曲线较难准确获取。传统的相渗曲线测量方法将岩心看作一个“黑匣子”,对出口端的油、水体积采用人工读数或者称重的方法,存在测量精确度低、获得信息少等缺点。为准确测量稠油-水相渗曲线,本文选取人造砂岩长岩心,基于低场核磁共振测量技术,通过对渤海B油藏稠油和地层水同时标定,采用非稳态法进行稠油-水相渗曲线的测量,对岩心以及出口端的采出液进行T2谱测试,从而较为准确地获取了岩心的孔隙体积(147.18cm3)、束缚水饱和度(25.9%)、残余油饱和度(43.83%)以及出口端的油、水含量,并得到较为精确地稠油-水相渗曲线,而且对发生油水乳化的采出液进行了D/T2二维谱测试,较为准确地判断出油水是否发生了乳化。研究结果可以为稠油水驱开发提供一定的理论指导,有利于稠油水驱开采机理的研究。
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Abstract:
受储层物性等影响,低渗透油藏在水驱开发中存在地层能量不足和注水困难的矛盾。一方面注水压力高、欠注严重,另一方面低渗透油藏地层压降大、产能递减快,采油速度和采出程度低,水驱过后依然存在膜状或油滴等多种形态状残余油。针对上述问题,本工作合成了甲硝唑不对称Gemini表面活性剂,并和脱氢松香型表面活性剂、鲸蜡醇、乙醇等复配形成了功能型增注驱油剂。该功能型增注驱油剂降低油水界面张力,乳化原油、清除油膜,其中的阳离子组分以水为传递介质在岩石表面形成分子膜,稳定粘土,改善岩石表面润湿性,降低注水阻力。配合压驱现场试验,井组初期日增油13.4t,5个月后日增油12.6t/d；水井由压驱前高压30MPa注不进,到压驱后27.5MPa、日注水量30m3/d,水井注入能力显著提高。
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Abstract:
油田广泛长期应用聚合物驱对应的油井堵塞严重,液量下降,严重影响聚驱后油藏的进一步开发。利用XRD、SEM等技术手段分析油井堵塞产物组分与构成；通过不同堵塞物流体模拟与近井储层条件模拟,研究油井堵塞的堵塞程度与影响主控因素。结果表明,聚驱油藏油井堵塞物主要是发生一定交联并嵌入吸附地层矿物盐、粘土的聚合物团聚体,占比65.6%；其次是地层出砂颗粒与胶结物、原油,分别为17.8%、16.6%。地层出砂颗粒造成多孔介质封堵是油井近井堵塞的主控因素,聚合物衍生交联与吸附团聚形成的聚合物团聚体加剧了油井堵塞程度。基于聚驱油藏油井堵塞机制研究指导的堵塞油井近井原油清洗+聚合物胶团氧化降解,中远井高效固砂防治的油井解堵防砂一体化防治方案具有良好的应用效果,平均单井提液86.8%。
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Abstract:
以长6的低渗致密储层为研究对象，选用两种具有不同界面性质的自制表面活性剂体系S1（改润湿性能力强）和S2（超低界面张力），分别用核磁共振手段表征了其静态渗吸和动态渗吸效果，并采用2.5维微观模型研究了其驱油过程，分析了具有不同界面性质表面活性剂体系的提高采收率作用效果和作用机理。结果表明：S1和S2均具有较好的增采效果，渗吸为水进入小孔隙将油置换到大孔隙的过程，表面活性剂可大幅促进小孔隙采出；驱油时形成优势通道明显，可实现润湿反转，存在附加渗吸作用，大幅增大波及体积和洗油效率，并能够将原油分散为小尺度状态。其中，改润湿性能力更强的S1毛管动力更大，对小孔动用程度更高，但采出速度较慢，驱替时存在的附加渗吸作用更强；可实现超低界面张力的S2油相流动阻力更小，渗吸速度快，采收率可更快达到平衡。
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Abstract:
疏水缔合聚合物以优异的流变性能受到广泛关注。但是由于疏水基团间的相互作用,缓慢的溶解速度制约了其在油田上的大规模应用。目前已有的物理加速溶解方法都不可避免地造成缔合聚合物溶液黏度不可恢复的损失。本文利用环糊精(CD)对疏水基团的包合作用,加速缔合聚合物的溶解,且避免了溶液黏度损失。环糊精对疏水基团的包合改善了缔合聚合物与溶剂的相互作用,随环糊精与疏水基团摩尔比(CD:[H])增加,缔合聚合物溶解时间呈指数下降。流变学结果证明,环糊精能大幅缩短缔合聚合物解缠结时间。环糊精通过包合作用破坏疏水基团的缔合结构而加速溶解。利用环糊精对客体分子的竞争包合特性,通过向缔合聚合物溶液中添加适量的与环糊精具有更强亲和力的非离子表面活性剂可以完全恢复溶液流变性能。
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曹功泽, 李彩风, 陈琼瑶, 刘涛, 汪卫东, 汪庐山, 孙刚正
Abstract:
罗9试1区块存在温度高、粘度高、含水高、水驱效率低等问题。为了进步提升高含水油井的产量,研制了生物多糖+微生物复合吞吐体系,对其耐温性、封堵性、乳化降粘作用及物模驱油效果进行了研究,并在现场开展了应用。结果表明,新型生物多糖在55～95℃条件下,粘度始终保持在120～125mPa.s之间,耐温性较强；新型生物多糖注入至岩心后,压力升高5.6倍,渗透率降低53.3%,可以有效封堵岩心。当微生物发酵液Ⅰ：微生物发酵液Ⅱ=1:2时高温乳化能力最强,原油的乳化降粘率达81.4%。物模驱油实验显示,生物多糖+微生物发酵液体系可以提高采收率达13.9%,优于单一体系的驱油效果。现场5口油井的应用结果表明,4口油井取得了成功,累计增油达2730t,增油降水效果显著,而且目前继续有效,有效改善了罗9试1区块油井的低效生产状况。
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宫兆波, 武禹含, 严忠, 胡楚霄, 郭进周, 李琴琴, 夏文杰, 李国强, 马挺
Abstract:
为了满足油田采出液破乳需求,同时减少常规油田化学剂对环境的污染,本文根据新疆玛东区块存在页岩油压裂采出液复杂情况,在满足环境安全的基础上,利用瓶试法对十五种通过微生物发酵合成的生物破乳剂进行筛选评价,同时对菌发酵液和纯化提取物进行了破乳对比,结果显示XJ-4菌所合成的生物破乳剂XJ-4-2对玛东区块采出液有很好的配伍性和80%以上的脱水率。为了提高破乳效率和降低成本,采用了生物破乳剂和常规化学破乳剂的复配体系,经过优化生物破乳剂XJ-4-2与化学聚醚类破乳剂的复配体系的破乳效率达到95%以上。通过投加工艺的优化,初始含水率为43.76%,在60 ℃下,加入化学破乳剂200mg/L时,沉降2h后脱水率为91.45%,脱水原油含水率为8.43%,污水含油率228mg/L；改进后原油初始含水率为33.85%,在50 ℃下,加入复合配方200mg/L时,热化学沉降2h后脱水率为94.56%,剩余原油含水率为1.84%,污水含油率156mg/L。综上所述,生物破乳剂在低温下脱水率高、污水含油率低,对玛东区块含页岩油压裂开采采出液的高效分离、保证油田的正常运行和经济效益具有重要意义。
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Abstract:
纳米微球调驱技术已被广泛应用于低渗透油藏开发过程。为开展纳米微球在岩石矿物表面的吸附作用机理研究，需定量表征矿物种类对微球在其表面吸附量的影响。首先，运用淀粉-碘化镉法进行JCP-1纳米微球乳液的浓度标定，进而分别实现了微球在单组分矿物表面、多组分矿物表面的吸附量测定。随后，在所测单组分矿物表面的微球吸附量基础上按照岩石矿物相对含量进行加权叠加，得到多组分矿物表面微球吸附量预测值。结果表明：JCP-1纳米微球在不同矿物表面的静态吸附量差异较大。黏土矿物对微球的吸附能力普遍比非黏土矿物强。对该型微球吸附能力最强的是高岭石，其比吸附能力最弱的石英强14.75倍。微球在钾长石表面的吸附能力远强于在其它两种非黏土矿物表面的吸附能力，吸附量变化值分别是其在钠长石和石英表面的1.96倍和8.42倍。对于多组分矿物表面的微球吸附量，加权叠加方法预测值与实验直接测定值的相对误差在3% 以内。最后，基于纳米微球在孔隙通道运移时的固液界面吸附现象，分析认为孔隙壁面上的黏土矿物强化了微球的吸附作用，有利于改变孔隙半径，实现在“不完全封堵”条件下的“部分液流转向”。
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Abstract:
海上油田注海水开发,注入水与地层水的不配伍常导致油井硫酸盐结垢现象严重。虽然可以采取挤注工艺防垢,但防垢剂返排寿命一般较短。本文考虑在前置液中添加吸附增强剂,以提高防垢剂在地层中的吸附量和降低防垢剂解吸速度,选择季铵盐表面活性剂DTAC和阳离子Gemini表面活性剂GS-A6为吸附增强剂、选择聚丙烯酸钠PAAS为防垢剂,开展了吸附增强剂与防垢剂的配伍性实验、静态吸附实验和动态吸附-解吸实验。结果表明,在120℃下,两种吸附增强剂与防垢剂的配伍性良好,吸附增强剂可以有效提高防垢剂在地层中的吸附量,延长防垢剂的返排寿命；其中,吸附增强剂DTAC受含油饱和度影响较大,在高含油饱和度时吸附增强效果有明显下降,而吸附增强剂GS-A6在不同浓度、不同含油饱和度情况下均具有稳定的吸附增强效果,适用于不同开发阶段的油井防垢。
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Abstract:
滑溜水水力压裂是高效开发页岩气的重要手段，但存在黏度低、淡水用量大和胶液不可自由转换等系列问题，限制了其在3500m以深的深层页岩气中的应用。为解决上述问题，室内合成了高黏高降阻一体化稠化剂（HVFR），考察了其溶解性、增黏性、降阻性、携砂性及耐温耐剪切性。结果表明，其相对分子质量为22.7x10^6 g/mol，HVFR表现出快速的溶解速率，1min增黏率达到93%，有利于实现压裂液的在线连续混配。在150 L/min 流量下，作为低黏、高黏滑溜水时的降阻率均大于70%；作为胶液时，降阻率可达到68%，具有一剂多能特性，通过调整HVFR的浓度实现低黏滑溜水、高黏滑溜水和胶液之间的自由转换。基于HVFR的交联压裂液具有良好的携砂能力及耐温耐剪切性能，在120 oC、170 s^(-1)条件下剪切120min后，压裂液保留黏度为120 mPa*s。
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Abstract:
现有的固井水泥浆技术条件下,保障井筒完整性长期稳定面临挑战,尤其是常规低密度水泥浆,射孔后水泥石的完整性遭到破坏更严重,造成密封失效,水泥石与套管及井壁间的胶结质量差,易发生窜槽等问题。针对上述问题,优选了复配液体纤维使用来提高水泥石的强度和韧性,纳米减轻剂改善水泥浆沉降稳定性,优选10%加量的RES-1弹性材料降低水泥石的弹性模量,提高水泥石形变能力。室内对低密度弹性密封水泥浆展开了综合性能评价,结果显示：1.5g/cm3低密度弹性密封水泥浆体系具有良好的流变性,水泥浆稠化时间可调,失水量小于50mL,线性膨胀率达到0.45%,可有效抑制微环隙、微间隙的产生。较普通低密度水泥浆,低密度弹性密封水泥浆的渗透率和弹性模量分别降低了69.5%、78.4%,抗压强度和抗折强度分别提高了61%和54%,说明该水泥浆具有较好的致密性,柔韧性和弹性形变能力。水泥环封隔能力评价发现：低密度弹性密封水泥环在交变压力范围为20MPa-40MPa,升降压力频率5次条件下,模拟封固中的抗窜强度都大于7 MPa/m2,可以有效提高水泥环的长效封隔能力,改善固井质量。
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Abstract:
在泥页岩地层的钻井中,井壁稳定问题比较突出,由于页岩的特殊理化性质,极易吸水膨胀,导致井壁出现掉块、坍塌等情况,因此在钻井过程中需要对井壁进行加固。本文模拟生物矿化过程,对纳米颗粒自组装技术进行系统研究。本文在充分比较筛选了阳离子聚合物和纳米颗粒的基础上,进一步考察了改性纳米碳酸钙和BPEI的自组装沉积过程,并对沉积层的结构进行分析。实验结果表明,碳酸钙可在模拟井壁上形成形态良好的沉积层。另外,本文还探索这种技术在加固井壁,提高井壁的稳定性方面的应用,这也为井壁易失稳问题的解决提供了新的思路。
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Abstract:
为解决页岩储层缝网体积压裂前端摩阻大、尾端黏度低的问题。本文基于分子动力学研究不同碳链长度孪尾单体的空间位阻，聚合物均方末端距、均方位移（MSD）。利用甲基丙烯酸月桂酯（LMA）、丙烯酰胺（AM）、N,N-二正十二烷基丙烯酰胺（DiC12AM）通过胶束聚合方法合成聚合物LMA-AM-DiC12AM（LAD），对其进行红外、核磁分析；利用流变仪、摩阻仪等研究LAD溶液的流变性、降阻率、携砂性能。结果显示，DiC12AM单体的空间位阻较小、其分子链柔顺性最好、束缚水分子的能力最好，减阻潜力大。LAD具有良好的剪切稳定性（黏度达75 mPa·s）和剪切恢复性能，可耐温60℃，降阻率达67.4%，40/70目陶粒沉降速度为2.05×10-4 mm·s-1；该聚合物同时兼具减阻和携砂两种性能，与模拟结果基本一致。
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Abstract:
纳米颗粒是解决传统提采方法面临的低波及效率等技术挑战的潜在方案。本文梳理了近年来纳米颗粒增强化学驱、气驱、热采等提高采收率技术的应用进展,介绍了纳米颗粒增强EOR过程的主要原理、特点及研究成果,指出了该技术现阶段面临的技术问题及发展方向,为纳米颗粒在提高采收率方面的应用提供基础。
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Abstract:
页岩地层纳米级微孔、微裂缝发育,常规封堵剂粒径较大,难以封堵页岩内孔缝。采用壳核结构设计,以无机纳米二氧化硅为核,以聚(苯乙烯-丙烯酸丁酯-丙烯酸)为壳,制备了耐高温壳核型纳米封堵剂CLG-NM,通过红外光谱、透射电镜、动态光散射、热重实验对封堵剂进行了表征,通过页岩压力传递实验测试了其封堵性能。结果表明：纳米封堵剂CLG-NM粒径分布40~300nm,中值粒径89.4nm,在372℃以下可保持热稳定；CLG-NM与油基钻井液配伍性好,3%CLG-NM加入威页28-7HF井油基钻井液后钻井液流变性未发生明显变化,高温高压滤失量(180oC老化16h)从3.1mL降低至2.8mL,破乳电压始终高于700mV；CLG-NM与国内外同类产品KC-2、PT-Seal相比对页岩纳米孔-缝表现出更好的封堵效果。
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Abstract:
在深层和超深层油气资源固井中,由于地层高温影响,水泥浆中部分外加剂高温下失效,导致固相颗粒沉降严重,浆体失去稳定性,增加固井过程中的窜流风险。本工作研究了一种耐温性能好的聚电解质疏水缔合复合悬浮稳定剂P-AB。通过红外光谱、热重分析、粒径分析及冷冻扫描电镜等结果表明： P-AB可通过静电作用和疏水缔合作用等形成独特的网架结构,有助于防止水泥浆沉降和自由水分离；1% P-AB水溶液在40℃-150℃下可保持较高的黏度；水泥浆在高温200℃下加入0.5%-1%的P-AB后,水泥石上下段的密度差＜0.02 g/cm3,浆体游离液为0,同时Zeta 电位分析表明,P-AB的加入可使浆体分散性能提高。该项技术有利于提高深井和超深井的固井质量,降低固井风险。
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Abstract:
原油生产过程中因活性组分的存在易使原油形成大量乳状液,主要包括沥青质、胶质、石油酸、蜡等。基于这些活性组分的组成与存在状态,阐述了各活性组分对乳状液稳定性的影响机制,重点剖析了各活性组分与沥青质间的相互作用及其对乳状液稳定性的影响。指出沥青质是构成界面膜的主要成分,适量的胶质能对沥青质起到协同乳化的作用。不同相对分子质量的石油酸与沥青质相互作用的结果也不同,蜡组分在结晶或与沥青质相互作用时能增强界面膜的强度。最后提出了目前存在的问题,并展望了今后的发展趋势。
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杨子腾, 张丰润泽, 张艺夕, 郑憬希, 刘灿, 刘学敏, 张鹏, 伍波
Abstract:
提出基于可逆加成-断裂链转移(RAFT)水溶液聚合制备调驱用微纳米级聚丙烯酰胺凝胶分散体，以期解决传统调驱剂制备工艺复杂及需要添加有机溶剂的问题。首先合成了一种新型水溶性RAFT剂，再用该链转移剂在纯水中一步制备出调驱用聚丙烯酰胺凝胶分散体。探究了反应物配比、聚合温度、聚合时间及固含量对其性质的影响，测试了凝胶分散体的流变性和粘弹性特征。表征了凝胶分散体的温度响应性、盐度响应性及pH响应性。结果表明，凝胶分散体的粘度随温度升高而降低、随pH值升高而降低，但影响程度较小，而其粘度几乎不受矿化度影响。最后用原子力显微镜(AFM)、扫描电镜(SEM)以及纳米粒度分析仪表征了其微观形貌及粒径。结果表明，凝胶分散体为不规则球状结构，且凝胶分散体的微米粒径在0.92 ~ 6.13 μm，纳米粒径为48 ~ 76 nm之间，证实了凝胶分散体的分子尺度为微纳米级别。
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Abstract:
针对现有降滤失剂在高温高矿化度环境下常常发生失效等问题，本文选择具有苯环结构和磺酸基团(对苯乙烯磺酸钠、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸)和丙烯酰胺水溶性单体，以失水山梨糖醇脂肪酸酯、聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯和液体石蜡为油相，采用反相乳液法合成聚合物微球。使用红外光谱、热重分析、扫描电子显微镜、激光粒度仪等多种方式对样品进行表征，并对其进行了溶胀性能、抗盐性能、老化性能、耐温性能和岩心中封堵性能进行了研究。研究表明聚合物微球具有光滑的球型外貌，粒径在2.82-10.26 μm范围，在270 ℃开始热分解。研究发现微球在达到溶胀平衡后溶胀接近5倍，在高矿化度和高温测试环境中表现出良好的降滤失性能，具有抗老化性能，在驱替实验后的岩心中可以清楚地看到微球在大孔隙聚集从而进行封堵。
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Abstract:
海上油田污水处理设备少,停留时间短,对污水处理药剂要求极高。为了提高油水分离效果,提升污水处理水质,有必要开发一种高效反相破乳剂。以丙烯酸乙酯(EA)、甲基丙烯酸(MAA)和丙烯酸十八酯(SA)为原料,利用乳液聚合法,合成了一种新型丙烯酸酯-甲基丙烯酸共聚物乳液型反相破乳剂(EMASA)。通过FT-IR光谱、1HNMR分析和DSC分析证实了目标产物的结构。以除油率为主要指标,对其净水性能进行研究,处理海上油田A平台采出液(水型为碳酸氢钠型)的瓶试结果为：EMASA在最优加注浓度30mg/L时,除油率为96.5%；协同现场絮凝剂ECHA的除油率为98.9%。在A平台开展中试试验：EMASA加注30mg/L,分离器出口水中含油值由255.75mg/L降低至197.58mg/L,降低22.74%,除油率由95.5%提高至96.52%。发现该药剂在处理碳酸氢钠水型采出液时效果明显,通过动态光散射、界面张力和界面扩张模量对其作用机理进行解释,证明反相破乳剂EMASA具有推广价值。
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Abstract:
为分析纳米沸石咪唑酯骨架颗粒作为纳米驱油剂对提高原油采收率的作用，在水相条件下制备了纳米ZIF-8颗粒并对其进行微观结构表征，将纳米ZIF-8颗粒分散在水中得到纳米流体并研究了该流体的稳定性，测定了界面张力和接触角分析提高采收率机理，最后通过岩心驱替实验评价了纳米ZIF-8驱油体系的驱油效率。结果表明，纳米ZIF-8颗粒平均直径为65.8nm，相态单一无杂质；质量分数不高于0.03%时，在水中分散性良好，zeta电位绝对值在30mV左右，具有较高的稳定性。在模拟地层水和低矿化度水中添加0.03%纳米ZIF-8颗粒，界面张力值分别降至4.662，3.965mN/m，比未添加时降低了75.76%，73.27%；接触角分别由114°，109°降至78°，73°，岩石表面润湿性转为水湿，更有利于油膜的剥离。岩心驱替实验中用地层水驱替至无油产出后转注质量分数为0.03%的纳米ZIF-8流体，在地层水和低矿化度水中采收率分别提高了8.25%，10.71%。图6参24
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Abstract:
针对高黏土疏松低渗砂岩油藏注水过程中微粒运移堵塞储层孔喉导致注水压力高的难题,通过室内实验优选出了一种中性型梯度防堵体系,低速梯度防堵体系：0.5 %KCl黏土稳定剂,高速梯度防堵体系：0.2 % KCl+0.3%有机阳离子黏土稳定剂。考察了梯度防堵体系的防膨性、驱替过程中岩心压力和渗透率变化。结果表明,该体系防膨率超过91 %,与空白生产水驱替对比,低速下,经防堵体系处理后,压力增长倍数由5.41降为2.03,渗透率保留率由18.49%提高到49.15%；在高速下,经防堵体系处理后,岩心渗透率逐渐恢复,当转生产水驱替8PV后,渗透率保留率由10.56%提高至91.58%,压力增长倍数由9.47降为3.28,并持续降低。该防堵体系为中性,为低渗透油藏的超前绿色注水高效开发提供了有力支撑。图9表3参19
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Abstract:
针对长庆低渗透油藏特点,提出聚合物微球/表面活性剂复合调驱提高采收率技术。聚合物微球初始粒径一般为50～300nm,具有水化膨胀特性,膨胀倍数5～10倍。扫描电镜可观察到微球水化膨胀过程中的聚集特性,其粒径呈高斯正态分布。表面活性剂最经济的使用浓度为0.3%。聚合物微球加入表面活性剂后混合液粘度增大,微球分散相颗粒屏蔽了表面活性剂的界面活性以及形成胶束的能力,导致界面张力降低幅度变小,不利于表面活性剂驱油。微球质量浓度大于0.4%时封堵率80%以上。聚合物微球与表面活性剂最佳注入方式为体积比1:1的段塞式注入。该体系在安塞油田现场应用效果显著,累计增油3576t,表现出良好的技术适应性。
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Abstract:
本文以二苯基甲烷二异氰酸酯（MDI）、聚环氧丙烷二醇、硅酸盐水溶液、重质碳酸钙等为原料合成了一种多相颗粒材料，用于油井水泥石降低弹性模量。多相颗粒第一相是多孔洞状连续相，第二相呈球状；多相颗粒中第二相嵌合于第一相的孔洞之内，且球状第二相中含有18~20%的Si元素。实验表明：含多相颗粒水泥石相较净浆水泥石具有更低的弹性模量，且强度不降低；多相颗粒对水泥浆的稠化时间和流变性影响较小；多相颗粒界面的球型结构含有大量硅羟基参与或部分参与了水泥的水化，与水泥石在界面处形成完整的结构，保证了水泥水化结构的连续性。
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刘冬梅, 曾文广, 杨康, 石鑫, 魏晓静, 张腾方, 孙霜青
Abstract:
本文通过泡沫实验研究了十二烷基硫酸钠(SLS)、十二烷基磺酸钠(SDS)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)分别与N-十二烷基-N,N-二甲基叔胺(C12A)等摩尔复配的溶液的泡沫性能,以及无机盐和油相对复配体系泡沫性能的影响。此外,针对泡沫性能较好的SLS/C12A复配体系、SDS/C12A复配体系进行CO2响应消泡以及N2加热恢复的重新起泡消泡实验。研究结果表明,SLS/C12A复配体系的泡沫稳定性最好,并且耐盐能力强。SDS/C12A复配体系的抗油效果显著,两种复配体系均表现出较好的CO2响应性和可逆性。通过消泡后溶液变化、表面张力变化推测响应机理为：质子化的C12A与阴离子表面活性剂静电吸引,形成络合物,从溶液中析出,降低了溶液的表面活性,加速了泡沫的破碎。
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李宜坤, 党杨斌, 关超, 才程, 牛壮, 程涛, 黎兴文, 崔浪, 刘敏
Abstract:
昆北油田砂砾岩储层厚度大，平面、层间、层内非均质性强，开发初期水平井就表现出产量递减大、含水上升快的特点，迫切需要治水。基于昆北砂砾岩油藏特征及开发生产特点，合成了丙烯酰胺（AM）-2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）-二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）三元共聚物水平井选择性堵水剂。用流变力学实验考察了堵水剂的注入性能，用填砂管堵水模拟实验考察了堵水剂的选择性。填砂管实验表明，堵水后注入压力提高了6.06倍，水驱封堵率为83.5%，油驱封堵率为20%，具有显著的油水选择性。在室内实验研究和矿场生产特征研究的基础上，在昆北油田开展了6口水平井堵水矿场试验，取得了显著增油降水效果。
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Abstract:
滇东地区飞仙关组三段、飞仙关组一段地层为易失稳地层，为保护煤层储层，设计应用新型低伤害高性能微泡沫钻井液技术。将研制的起泡剂LHPF-1与起泡剂BS-12和增粘剂XC进行复配，利用Box-Behnken实验设计法分析三种处理剂间的交互作用对于泡沫综合指数Fq的影响。在此基础上优选降滤失剂和抑制剂，最终确定微泡沫钻井液配方为：0.25%LHPF-1+0.25%BS-12+0.25%XC+1%SPNH+1%NH4HPAN+0.2%KPAM。研究结果表明，该钻井液密度可降至0.49g/cm3，起泡量可达420mL，泡沫半衰期可达2000min以上，泡沫液膜厚度能达到泡沫尺寸的50%，煤层岩心封堵率和渗透率恢复值均在90%以上，同时可抗7%的岩屑和煤粉污染。该钻井液在滇东地区老厂勘探区LC-C7-2D井二开井段进行了现场应用，纯钻进时间4天，无任何井下复杂事故，全井段平均井径扩大率为5.9%，滤失量小于5mL。
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张颖, 周东魁, 余维初, 张凤娟, 董景锋, 王牧群, 张磊
Abstract:
玛湖1井区百口泉组为典型的低孔低渗致密油储层，当前的主要增产手段为大规模水力压裂，面临着3大难题：压裂液减阻效果差、对储层伤害大；水资源匮乏，油田污水处理困难；缝间剩余油分布，采收率有待提高。文中合成了一种低伤害JHFR减阻剂，构筑了JH低伤害滑溜水压裂液，主要组成为0.1%JHFR减阻剂+0.2%JHFD多功能添加剂，具有速溶（溶解时间15 s）、高效减阻（减阻率76.9%）、低油水界面张力（0.89 mN/m）、防膨效果好（CST比值0.92）等特点，且体系与玛湖1井区的地层水和返排液配伍性良好、对岩心渗透率损害程度低，适用于玛湖1井区的大规模连续压裂施工。
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Abstract:
区别于单胶液体系,本文依据部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、多羟基醇弱凝胶形成原理,用有机硼/锆复合交联剂FHBZ-1与HPAM及多羟基醇共同作用制备交联凝胶,并将其用作LG-2复合线形胶压裂液。分别评价了LG-2线性胶压裂液体系的交联性能、耐温耐剪切性能及破胶性能。在110℃,170s-1恒速剪切120min条件下与HPAM/有机锆单一凝胶体系进行了耐温耐剪切能力对比,其中LG-2线性胶压裂液的最终粘度为103 mPa.s,而单一HPAM/有机锆凝胶仅为48mPa.s。同时,在130℃,170s-1恒速剪切速率下,LG-2线性胶得到交联冻胶峰值粘度为448mPa.s,充分显示其良好的耐温耐剪切性能。评价了LG-2线性胶压裂液在60℃及90℃时破胶性能,LG-2线性胶压裂液破胶液粘度小,残渣量低,分别为约16mg/L 及12mg/L。通过WY-8页岩气井现场试验验证LG-2线性胶压裂液体系具有优良的造缝携砂性能。
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Abstract:
针对水敏性稠油油藏，抑制黏土膨胀是有效进行热采的前提，然而后续防膨机理尚不十分明确，因此提出一种Pickering微乳液抑制黏土膨胀的方案，通过Fick定律与Langmuir吸附理论相结合，对Pickering微乳液黏土防膨机理进行量化分析。利用疏水纳米SiO2与月桂基三甲基溴化铵（DTAB）复配形成Pickering微乳液，然后测试了微乳液的表面张力和对膨润土的防膨率，且获得了最佳复配方式。最后，以最佳配方进行段塞驱替实验来研究动态防膨效果。其中，机理量化分析表明采用表面吸附进行黏土防膨是可行的，另外纳米SiO2与DTAB在比例为1：2，浓度为0.6wt%时防膨效果最好，驱替实验中显示最佳的段塞注入量为0.2PV。随着Pickering微乳液注入量的增加防膨效果越发明显，但是出口含水率上升速度也随之加快，说明对于渗透率较高的稠油油藏抑制黏土膨胀应适当。
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赫英状, 易浩, 李斐, 路飞飞, 刘强, 项楠, 严圣东, 严思明
Abstract:
针对油气田开发中高压油气、后期压裂、储气库周期性压力变化等带来的层间流体窜流、井口带压问题,以有机胶凝材料-水溶性树脂,研制了一种适用于中低温的树脂固井工作液体系,并对该体系的工程性能、封隔性能、树脂固化动力学等进行了研究。结果表明,该树脂体系密度在1.20~1.80g/cm3可调,流动性能良好；60~90℃时,稠化时间在60~410min可调；模拟顶替效率91.5%时,树脂固化体的胶结强度为3.01MPa,窜流突破压力大于12MPa,远高于相近顶替效率下的常规水泥石；树脂固化体90℃×24h抗压强度在50MPa以上,六次循环交变应力加载后的弹性恢复率均超过85%,优于常规水泥石；固化体热分解温度为398℃,具有良好的耐温性能；确定了S-HR/CA-1与S-HR/DCY体系的固化动力学方程、固化度与固化时间的关系。该树脂工作液体系固井界面胶结强度高,形变恢复能力强,有利于保证固井环空固化体的长期完整性和封隔性,防止窜流的发生；固化动力学方程的建立为此类树脂工作液体系的研究与应用提供了理论参考。
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张佃臣, 张世坚, 胡晓明, 唐敏, 邱波, 单雨婷, 敬加强
Abstract:
由于稠油乳状液不透明,无法直观认识砂粒对稠油乳状液稳定性的影响过程,一些学者通过傅里叶红外光谱检测到矿物颗粒表面吸附的沥青质,推测这些颗粒因吸附油水界面膜上的沥青质破坏了油水界面膜强度,促进了水滴聚团沉降,从而实现稠油乳状液破乳分层。但这种认识无法解释笔者实验中的一些现象,本文进行了杯式分水、流变性测试和润湿性测试等实验,得到了石英砂对稠油乳状液稳定性影响机制：砂粒粒径较小,水滴粒径较大时,即会发生水珠完全浸湿包裹砂粒的现象,包裹砂粒的水珠比重增加,沉降速度加快,这是砂实现稠油乳状液破乳分层的主要原因,而这一认识也通过砂在白油中的沉降实验得到了验证。
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Abstract:
针对当前无机盐型粘土稳定剂耐水洗效果差,聚合物型高分子粘土稳定剂易吸附阻塞孔道且耐温性能差等问题,开发用于高温低渗油藏的新型小分子粘土稳定剂已迫在眉睫。本论文采用三甲胺与γ-氯丙基三乙氧基硅烷合成小分子耐高温粘土稳定剂ZWS-1,通过对其防膨性能与耐水洗性能的测定确定最佳使用浓度为1.5%。复配试验优选出最佳的复配方案为1.5%ZWS-1+4%KCl(150℃下,粘土防膨率为98.3%,耐水洗率为91.4%)。偏光显微镜观察表明ZWS-1可以将粘土团聚为颗粒,增加粘土的稳定性,傅里叶红外光谱结果表明ZWS-1与粘土矿物表面羟基发生脱水缩合反应,证实ZWS-1与粘土矿物表面存在化学键作用。
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王兴坤, 刘逸飞, 易飞, 吴文俊, 黄波, 陈维余, 方彦超, 戴彩丽
Abstract:
表面活性剂渗吸作用是提高致密油基质原油动用的重要手段。本文研究了致密油基质-裂缝模型中表面活性剂渗吸提高原油动用特征。首先,通过自发渗吸、界面张力及润湿性的测定,优选0.05wt%的ASB作为渗吸用表面活性剂。进一步,通过基质-裂缝岩心模型及微流控模型,分别研究了裂缝迂曲度及缝内流速对近缝基质动态渗吸提高原油动用特征的影响。结果表明,近缝基质动态渗吸的原油采出程度随模型迂曲度的增加而增加,即裂缝复杂程度越高,动态渗吸的采出程度越高；缝内流速越快,毛细管中油水界面运移速率越快,即渗吸速率越快,且油水界面运移速率与缝内流速整体符合二次函数规律。另外,通过静态渗吸实验,研究了表面活性剂作用深度及浓度对深部基质自发渗吸提高原油动用特征的影响。结果表明,表面活性剂作用深度越深,单位体积基质原油动用量越低；当表面活性剂浓度较高时,毛管力的主控参数为界面张力,此时自发渗吸采出程度与界面张力的变化规律一致,当表面活性剂浓度较低时,毛管力的主控参数为岩石表面润湿性,此时自发渗吸采出程度与界面张力的变化规律相反。
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马鹏, 张磊, 聂育志, 陈红壮, 邱在磊, 董国峰, 张顺
Abstract:
本文将超声处理与沉降法相结合，在5%高浓度淀粉溶液条件下制备纳米淀粉颗粒。通过超声处理可以降低5%高浓度淀粉溶液的粘度，再利用沉降法制备小粒径的纳米淀粉颗粒。该方法所制备的纳米淀粉颗粒平均尺度小至30nm，粒度主要集中于20-50nm、分布相对均匀，且在150℃能抗盐至20g/L NaCl。在基浆中加入1.0%的纳米淀粉颗粒后，表观黏度、塑性黏度、动切力和滤失量分别为22.0 mPa?s、14.5 mPa?s、11.5 Pa和9.3 mL。在150℃下老化16 h后，表观黏度、塑性黏度、动切力和滤失量分别为21.1 mPa?s、14.0 mPa?s、10.8 Pa和10.0 mL。纳米淀粉颗粒改善钻井液性能的机制在于，其与膨润土能形成网络结构，能提升钻井液的综合性能，且抗高温能力强。超声处理与沉降法相结合的方法操作简易，成本低廉，易于推广应用，所形成的技术能为开发一种新型的纳米钻井液体系提供重要的技术支撑。
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高温高压工况下钻井液固相颗粒沉降稳定性研究进展
张佳寅, 王学强, 王嘉丽, 刘阳, 吴勇, 杨少云, 黄艳艳, 李之军
Abstract:
随着油气资源勘探开发向深部地层推进，钻遇高温高压地层已成为常态，但受环境条件影响，钻井液固相颗粒沉降现象突显，沉降稳定性大幅波动，极易引发井漏、卡钻等井下复杂问题，严重制约了钻井作业的安全高效开展。因此，文章对高温高压工况下钻井液沉降稳定性的研究现状与技术进展进行梳理与总结。评价了钻井液沉降稳定性的主流方法（密度差法、光学法、落棒法、压力传感器法等）、影响因素（温度、压力、固相颗粒特性、处理剂）及性能提升措施（配方优化、钻井参数改进、新型技术应用）等方面，明确不同评价方法的适配场景、各影响因素的作用机制及各类改善措施的应用现状。结果表明，受技术特点影响，不同评价方法间存在不同的适用边界与优劣势。温度可通过影响处理剂性能来改变其连续相黏度；压力通过改变钻井液黏度、密度及处理剂吸附层状态实现对沉降稳定性的双向调控；固相颗粒以粒径分布、几何形状及密度差主导沉降行为；增黏剂、降滤失剂、分散剂等处理剂通过构建空间网架结构、优化流变性及抑制颗粒团聚发挥稳定作用等。优化加重剂级配，选用合适的钻井参数、处理剂与纳米材料等措施可有效改善高温高压下钻井液的沉降稳定性。最后结合深部油气开发需求，从构建多因素耦合沉降动力学模型、研发低黏抗高温处理剂与模拟井下动态工况的高温高压评价装置及“多响应协同”智能钻井液体系等方向进行展望，旨在为优化钻井液性能、保障高温高压环境下安全高效钻井作业提供理论支撑与技术参考。
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开关型活性纳米流体用于稠油乳化降黏
Abstract:
稠油的高黏度、低流动性严重制约了开采效率。尽管构建水包稠油乳液能显著改善流动性，但对于空间受限的海上作业平台，如何实现采出液的快速高效破乳成为关键挑战。为此，本研究通过酸碱中和反应合成了一种EO-PO型拟双子表面活性剂di(C18:1E5)-P2-3，其疏水链段与间隔基通过静电作用动态连接，从而赋予分子独特的响应特性。实验表明，该表面活性剂具备优异的耐温耐盐性能，可适用于高温高盐的严苛油藏环境。由该表面活性剂与纳米SiO2复合构建的活性纳米流体可高效稳定水包稠油乳液，静置30 min时的析水率低至5.5%，稠油降黏率在95%以上。机理研究证实，di(C18:1E5)-P2-3、SiO2和沥青质在界面的协同吸附，构筑了高强度的致密界面膜，有效抑制了液滴聚并。更重要的是，该稠油乳液可实现智能调控破乳：通入CO2后，拟双子表面活性剂发生解离，促使乳液在静置5 min内析水率接近100%。该开关型表面活性剂的研究，为未来实现地下稠油乳化强化开采与地面采出液高效分离的一体化奠定了工作基础。
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气溶性表面活性剂辅助提高页岩油储层超临界CO2吞吐采收率技术
Abstract:
室内采用模拟实验装置考察了某油田超临界CO2吞吐对页岩油储层的采收率约为35%。针对单一的超临界CO2吞吐对目标油田采收率偏低的特点，本文提出气溶性表面活性剂辅助提高页岩油储层超临界CO2吞吐采收率技术。以对叔丁基苯酚、1,1,1-三氟-2,3-环氧丙烷和羟乙基磺酸钠为原料制备出一种既含有氟原子又含有聚氧丙烯供电子基团和磺酸基团的新型气溶性氟碳表面活性剂ASS-3，其在超临界CO2中的溶解度、降低原油/CO2最小混相压力、降低原油黏度等性能方面均优于其它几种常规氟碳表面活性。通过正交实验，明确了适合目标页岩油储层超临界CO2吞吐采收率最佳施工参数（即注入压力为26MPa、CO2注入量为0.5PV、焖井时间8h、吞吐轮次2次、ASS-3浓度为0.6%）。最后采用目标油田天然岩心在注入压力、CO2注入量、吞吐轮次、焖井时间等实验因素均相同的条件下，新型气溶性表面活性剂ASS-3辅助超临界CO2吞吐提高页岩油储层采收率技术与单一的超临界CO2吞吐技术相比，能将采收率由23%左右提高到51%左右，采收率提高了近30个百分点。说明ASS-3对超临界CO2吞吐后采收率的提高起到了很好的辅助作用。本文研究的新型气溶性表面活性剂辅助超临界CO2吞吐提高采收率技术可为同类型页岩油储层的高效开发提供理论支撑与实践指导。
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聚合物微球乳液组分相互作用机制及驱油特性
Abstract:
聚合物微球乳液在高含水油藏调剖作业中应用广泛,现有研究主要关注微球乳液组分中微球颗粒对于岩石孔喉的匹配、封堵及液流转向作用,组分中乳化剂与微球颗粒的相互作用机制及两者相互作用下的驱油特性不明。本文基于聚合物微球乳液(ME)、聚合物微球颗粒(MP)和乳化剂(ES,司盘80与吐温80复合)在微球物理性质、油水界面行为及驱油特性三方面开展对比研究,分析了MP与ES的相互作用机制及两者对ME驱油的影响,结果表明：ES对MP膨胀性及力学强度无影响,但MP与ES在油水界面相互作用显著,ES中的司盘80在油水界面与MP发生竞争/协同吸附,清水条件下以协同吸附为主,两者作用下倾向于形成油包水型乳状液并产生比单一ES更低的界面张力；盐水条件下以竞争吸附为主,倾向于形成水包油型乳状液但界面张力高于单一ES条件；在ES与MP相互作用下,ME表现出比单一MP组分更高的驱油效率。
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二甲醚辅助水驱提高致密油采收率评价实验
Abstract:
二甲醚(DME)辅助水驱是一种提高致密油采收率的新型方法,但其注入浓度、注入方式及采油机理尚未明确。针对鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏,通过开展高温高压岩心驱替实验,模拟了不同DME含量盐水在二次采油和三次采油注入模式下的驱油过程,研究了DME含量及注入时机对致密油采收率提高程度的影响,揭示了DME-盐水提高致密轻质原油采收率的采油机理。实验结果表明,不同DME含量的盐水在三次采油注入方式下均展现出较好的采油效果,且在二次采油注入方式下亦可显著提高致密油采收率,但二次采油注入方式下的最终采收率最大,比常规水驱采收率提高了34.7%,比三次采油注入方式下的最终采收率提高了10.6%。盐水中DME含量越高,提高采收率幅度越大,其主要采油机理是DME由盐水转移至原油,引起原油体积快速剧烈膨胀,改变油水相对渗透率,从而提高驱油效率。含DME的盐水不会与储层岩石之间发生矿物溶解反应,岩心的孔隙结构与渗透率在实验前后保持稳定。注入的DME可通过产出液实现高效回收,回收比例达到75.3~80.8%,具备良好的经济可行性。研究成果为提高致密油水驱采收率提供了新方法和新思路。
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季铵化三唑的合成及其对N80钢在1M盐酸中的缓蚀作用
Abstract:
针对传统三唑类缓蚀剂在强酸环境中静电吸附能力不足的问题，本研究提出了一种“双活性中心”分子设计策略。 利用3-氨基-1,2,4-三唑与2,3-环氧丙基三甲基氯化铵发生亲核开环反应，成功合成了一种新型季铵化缓蚀剂Q3-AT，并采用FT-IR和1H NMR确认了其结构。综合运用静态失重法、电化学测试（EIS与极化曲线）及表面分析技术（SEM/AFM/XPS/接触角），系统研究了Q3-AT在1 M HCl溶液中对N80钢的缓蚀性能及吸附行为。实验结果表明，Q3-AT表现为优异的混合型缓蚀剂，当浓度为500 mg/L时，缓蚀效率高达96.34%。热力学研究显示其在钢表面的吸附符合Langmuir单分子层模型，且为自发的物理-化学混合吸附过程。表面形貌分析证实，添加Q3-AT显著降低了基体表面粗糙度（由160 μm降至106 μm）并提升了疏水性。XPS检测到的N-Fe配位键进一步证实了化学吸附的存在。提出了“静电锚-配位爪”协同缓蚀机理：Q3-AT利用季铵阳离子作为“静电锚”快速预吸附于带负电的界面，进而利用三唑环作为“配位爪”形成稳固化学键。该研究为开发高效油气田酸化缓蚀剂提供了新的分子设计思路。
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盐增稠泡沫酸体系的构建及性能调控
徐洋, 王玉功, 杨金峰, 王国丞, 邹鸿江, 李佳南, 杨发, 郑存川
Abstract:
针对泡沫酸体系存在的起泡性不佳、抗高温高盐能力弱、泡沫半衰期衰减及缓速性能下降等问题，以甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）和疏水单体合成了抗盐性能优异的稳泡剂并命名为WPJ-1，经红外、核磁等表征确认其合成成功，通过优化加量确定了盐增稠泡沫酸体系配方：20% HCl + 0.8% CAO + 0.6%WPJ-1 + 2%缓蚀剂HS-2 + 1%柠檬酸。性能测试表明，WPJ-1具备良好的溶解性、增黏性能及抗温抗盐性能，在酸岩反应过程中，泡沫酸的析液半衰期最高达22.5 min，且在90 ℃下反应120 min时，反应速率仅为0.00516 g·cm-2·min-1，展现出优异的缓速性能。对泡沫形貌、体系粒径分布及泡沫酸体系微观形态的研究发现，当体系中加入无机盐离子后，盐增稠泡沫酸体系的粒径分布均有不同程度增加，这使得泡沫酸体系的网状结构更致密坚固，泡沫形态也相对更均匀稳定。
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2019,36(2):367-372, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.034
Abstract:
CO2在原油中的扩散在油藏增产中起着重要的作用，其影响到采收率提高幅度和原油黏度的降低程度等。本文从直接法和间接法两个方面进行了CO2在原油中扩散系数测定方法研究进展总结，重点阐述了间接方法测定扩散系数的模型差别及研究进展，指出了完善影响因素分析、丰富研究维度、完善不同尺度孔隙中扩散规律研究等将成为未来CO2在原油中的扩散研究重点和热点。图10表1参47
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2019,36(2):191-195, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.001
Abstract:
为了加快致密油开发进程和提高延长油田致密油藏水平井钻井技术，针对现阶段延长油田致密油藏钻井所用的聚丙烯酰胺钾盐（K-PAM）聚合物钻井液体系存在流变性不佳、封堵和抑制性不足等缺点，室内对现场常用降滤失剂、抑制剂、润滑剂、封堵剂等处理剂进行优选，获得适合致密油藏使用的强封堵型纳米聚合醇水基钻井液配方，并在现场进行了应用。结果表明，聚合物降滤失剂COP-FL可显著提高体系失水造壁性，无荧光防塌润滑剂FT342抑制性较强，液体极压润滑剂JM-1整体润滑效果好，复配封堵剂无水聚合醇WJH-1和纳米乳液RL-2 可使钻井液封堵率提高 51.7%，增强井壁稳定性；将配方为 4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4% K-PAM+2%COP-FL+1.5% FT342+1.0% JM-1+5% WJH-1+3% RL-2的水平段强封堵型钻井液体系用于延长致密油藏两口水平井现场试验，施工过程中体系防漏失、封堵效果较好，机械钻速相比邻井提高30%，施工周期缩短35%，井下事故率降低85.7%，钻井成本减少34.7%，为延长油田致密油藏水平井的优快钻井提供了有效的技术支持。图1表4参19
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吴伟鹏1，2，侯吉瑞1，2，屈 鸣1，2，闻宇晨1，2，梁 拓1，2，杨景斌1，2，赵梦丹1，2
2020,37(1):133-137, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2020.01.023
Abstract:
由中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院自主研发的2-D智能纳米黑卡是一种具有尺寸小、比表面积大等优势的片状纳米材料（尺寸为80×60×1.2 nm，比表面积约57m2/g）。本文使用不同孔隙度、渗透率的二维可视化模型，进行2-D智能纳米黑卡微观驱替可视化实验。通过分析岩心渗透率、颗粒浓度和注入速率等因素对驱油效果的影响，研究在微观条件下该纳米材料的微观渗流机理和运移规律。研究表明，该材料具有优异的亲水亲油平衡性，能够改变岩石表面润湿性，在两相界面产生楔形渗透压，形成微观回旋流，相对于以往如SiO2等球型纳米颗粒，具有更大的表面接触性。2-D智能纳米黑卡可有效驱替地层剩余油，剥离微小孔喉壁面上的油膜，扩大低渗层波及体积，提高原油采收率。图38参22
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2019,36(1):188-190, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.01.035
Abstract:
从编辑实践出发，分析了科技论文摘要、前言、实验、结果与讨论及结论写作中常见的不规范问题，提出了采用思维导图梳理写作思路，提高论文写作水平的方法。图 1参7
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2020,37(3):557-563, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2020.03.032
Abstract:
对稠油进行有效开采的根本措施在于降低稠油黏度，提高其流动性。本文介绍和比较了注蒸汽加热降黏、 火烧油层、乳化分散降黏、催化降黏、掺稀降黏及微生物降黏等国内外主要的稠油降黏开采技术的机理、发展及 应用状况，总结了各降黏技术的特点以及现阶段的不足，提出了稠油降黏开采技术的发展方向。参42
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张汝生1，王增宝2，3，赵梦云1，刘长印1，孙志宇1，纪 圆2，赵修太2
2019,36(2):225-229, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.007
Abstract:
为降低压裂过程中压裂液滤失侵入储层、破胶后的固相残渣等给储层带来的伤害，基于屏蔽暂堵油气层保护理论，结合微胶囊破胶剂的特点，以有机酸为芯材、乙基纤维素为囊材、聚乙烯吡咯烷酮为致孔剂、聚乙烯醇为保护剂，采用液中干燥法制备了助破胶胶囊型压裂屏蔽暂堵保护剂TD-1，优选了制备工艺条件，评价了TD-1的性能。结果表明，在聚乙烯醇加量2.0%、乙基纤维素与聚乙烯吡咯烷酮加量4.0%、搅拌速率为500 r/min的条件下制得的TD-1主要粒径约为300 μm，包覆芯材有机酸的含量为34.1%，释放率为69.0%。TD-1有助于压裂液的破胶，可使压裂液破胶液黏度降低35.6%，固相残渣含量降低44.9%，并对压裂液黏度与破胶时间的影响较小。TD-1可在储层表面形成暂堵带，降低压裂液滤液、固相物质侵入储层造成伤害，提高渗透率恢复率11.32%，使岩心渗透率恢复率达82.47%，具有良好的屏蔽暂堵保护油气层的作用。图5表2参24
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2019,36(1):181-187, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.01.034
Abstract:
从胺类抑制剂、纳米复合材料以及其他抑制剂等方面综述了近十年来国内外新型页岩抑制剂的研究现状以及一些抑制剂评价方法，分析了各类抑制剂的抑制机理。总体而言，各类抑制剂主要从化学和物理两个方面对页岩的水化膨胀及分散进行抑制，从而改善页岩稳定性。参 49
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2021,38(2):360-367, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2021.02.028
Abstract:
油水乳状液的稳定性直接影响着油田地面生产系统中原油脱水及污水处理工艺技术的高效运行。针对原 油极性组分沥青质、胶质，特别是实施三次采油化学驱中聚合物、表面活性剂等驱油剂返出对油水乳状液形成与 稳定的影响，基于对宏观尺度研究这些因素影响所形成相关认识的综述，从可视化、乳状液体系密度分布、乳状 液结构径向分布函数、油水界面形成能及分子扩散系数等表征出发，论述了分子动力学模拟在研究油水界面稳 定机制方面的进展及软件平台。认为分子动力学模拟因具有微观结构表征的优势而已成为揭示相间界面作用 的一种重要方法，同时，突破模型简化和单因素模拟的局限，综合内、外相组分特性，并兼顾温度、压力等外部因 素，从微观尺度探究分子吸附、液滴聚并、液滴分离，是今后分子动力学模拟方法在油水乳化与破乳分离领域的 研究应用和发展方向。
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2021,38(3):564-570, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2021.03.033
Abstract:
自生CO2提高采收率技术是通过化学药剂的相互作用，在储层内自发产生CO2或者泡沫进行调驱的一种新 技术，该技术不需要天然CO2资源、能控制产气量、注入工艺简便、与地层配伍性好，是一种极具潜力的提高采收 率技术。在深入调研的基础上，本文综述了近年来自生CO2产气体系的研究进展以及自生CO2提高采收率技术 的作用机理，为后续进一步深入研究该技术提供参考和借鉴。图2参57
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2020,37(1):185-190, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2020.01.032
Abstract:
蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术广泛应用于超稠油油藏开采，但在开发过程中存在汽窜严重、热利用率低等问题。通过总结目前改善SAGD开发效果的主要技术方法，如气体辅助SAGD技术、溶剂辅助SAGD技术、泡沫辅助SAGD技术、化学添加剂辅助SAGD技术，介绍了改善SAGD技术的作用机理和提高采收率效果，指出了存在的问题并提出了使用建议。应综合考虑油藏地质条件与施工条件的差异，选择不同的辅助SAGD技术使经济效益最大化。参45
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2021,38(1):184-190, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2021.01.034
Abstract:
纳米流体强化驱油技术对于降低石油开采成本和提高石油采收率具有十分重要的意义。关于纳米流体强 化驱油机理的研究，近年来取得了一系列重要成果。本文重点阐述了关于纳米流体驱油机理的相关基础研究工 作，在综合不同学术观点和研究成果的基础上归纳了纳米流体强化驱油的四种机理，据此指出在结构分离压力、 岩石润湿性改变和油水界面张力降低的共同作用下使得纳米流体在驱油过程中表现出“卷起”与“扩散”的双重 特征，从而具有强化驱油作用。最后指出纳米流体在提高石油采收率领域内将具有非常广阔的应用前景，但是 对纳米流体的驱油效果以及影响因素还需进行大量的研究。此外，将纳米流体驱油与泡沫驱油有效结合是一种 值得探索的提高石油采收率途径。图19参49
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2019,36(3):508-512, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.03.023
Abstract:
针对龙凤山气区出水气井普遍具有井较深（＞3000 m）、气层温度较高（104~149℃）、部分区块凝析油含量特高（10%~60%）的特点，研制了一种有机铵盐型阳离子氟碳表面活性剂，将氟碳表面活性剂与实验室自制起泡剂（月桂酰胺丙基甜菜碱与α-烯基磺酸钠的质量比为10∶1）按质量比1∶15混合，得到耐高含量凝析油的泡排剂PQ-Y，考察了该泡排剂在高凝析油含量下的起泡力、稳泡力和携液能力及耐温耐盐性能，并进行了现场应用。研究结果表明，该泡排剂在160℃老化14 h后的初始起泡高度H0和5 min后泡沫高度H5仍分别高达194 mm和186 mm，在矿化度高达250000 mg/L时其H0和H5仍分别高达189 mm和180 mm，在50%石油醚含量下初始起泡高度H0和5min后泡沫高度H5分别高达171 mm和168 mm，携液速率达8 mL/min，证明其有较强的抗凝析油能力。在龙凤山北201-XY井现场试验中，平均产气量由7256 m3/d提高到11329 m3/d，提高幅度达56%；平均油套压差由2.66 MPa下降到2.38 MPa，下降10.5%；携液增产效果明显。该泡排剂可满足凝析油含量较高气区排水采气需求。图3表5参12
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刘 彝1，2，罗 成1，李良川1，2，吴 均1，2，吴佐浩1，颜 菲1，2，但佳敏1，2
2019,36(3):394-399, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.03.003
Abstract:
针对高尚堡油田压裂液所用过硫酸铵（APS）破胶剂破胶不彻底、不均匀的问题，从海栖热袍嗜热菌中提取β-苷露聚糖酶的基因片断，通过凝胶色谱法和电喷雾离子化质谱分析了APS与生物酶的破胶原理，研究了苷露聚糖酶适宜的温度与pH值范围，用胍胶、生物酶和胶囊破胶剂及其他添加剂配制压裂液，在高尚堡深层水井进行了现场应用。结果表明，苷露聚糖酶为内切酶，通过内切作用大幅降低胍胶黏度与分子量，其直接作用于糖苷键，主要产生二~六低聚糖，单糖极少；而APS较易断裂糖环上的C—C键。β-苷露聚糖酶耐温120℃、耐受pH值 4~ 10.5，该酶最适宜的温度为 70℃、pH 值为 6~ 7，120℃下的活性为最高酶活的 40%，保持活性时间为 55min，90℃下的活性可保持180 min。在压裂液中同时加入APS和生物酶破胶，可降低残渣含量22%~ 45%。9口注水井压裂现场应用时，在压后裂缝完全闭合后，尾追高浓度生物酶溶液，现场增注效果良好，初期注水压力平均下降约13 MPa，平均累计增注1.2×104 m3，有效期290 d
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2019,36(2):215-218, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.005
Abstract:
基于对延长油田某油井的胍胶压裂返排液的水质特性分析，采用“水质调节-絮凝-O3氧化”工艺对该压裂返排液进行处理，通过实验探索各工艺参数对处理效果的影响，并考察了处理后返排液回配滑溜水压裂液的性能。先将压裂返排液的pH值调至9.0，然后加入800 mg/L絮凝剂IF-A和1.0 mg/L 助凝剂FA-B，再在通臭氧量30 mL/min 处理 500 mL 返排液的情形下通气处理 40 min。处理后水质呈无色、清澈透明状，SS 含量小于 3.00mg/L，Fe离子含量0.5 mg/L以下，黏度降至1.28 mPa·s，细菌含量低。用处理液回配滑溜水压裂液的各项性能与用自来水配制的滑溜水压裂液性能相近，符合DB.61/T 575—2013《压裂用滑溜水体系》标准，满足滑溜水压裂液配制用水要求。图3表2参11
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2019,36(2):230-235, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.008
Abstract:
针对高强度铬冻胶堵剂普遍成胶过快的问题，通过优选阳离子聚合物并利用铝溶胶对配方进行优化，制得适用于深部调剖的阳离子聚合物有机铬冻胶堵剂，并对其性能进行了评价。结果表明，对于丙烯酰胺（AM）/丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DAC）二元共聚物有机铬冻胶，其阳离子度越低，成胶时间越长；铝溶胶可以有效延缓阳离子聚合物有机铬冻胶成胶时间，并能提高其强度和长期稳定性；阳离子聚合物有机铬冻胶体系最优配方为0.8%聚合物Y5（阳离子度5%）+0.3%醋酸铬+0.2%铝溶胶，90℃下的成胶时间为55 h，成胶后弹性模量为16.6 Pa，属于高强度冻胶；该冻胶堵剂注入性好，同时具有较好的抗剪切性和耐温抗盐性，封堵率可达96%以上，满足深部调剖对堵剂的要求。图4表8参18
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姚 兰 1，李还向1，焦 炜 2，周 江 2，柯从玉3，张群正3
2022,39(3):548-553, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2022.03.028
Abstract:
随着油气田开发规模的日益扩大，压裂作业用水量逐渐增大与压裂返排液产生量大、返排液无法直接外排的矛盾日益突出。将返排液进行处理后再回用无疑是目前解决该难题的有效途径。针对我国压裂返排液重复利用研究与应用现状，从返排液处理过程中面临的技术问题、可回收压裂液体系的研发、返排液处理工艺及处理装置的改进等几个方面进行了系统介绍，指出处理后回用是返排液处理的最佳途径，也是未来油气田工业发展的必然趋势。返排液回用技术应该从可回收压裂液体系的研发及返排液回用处理工艺改进两方面入手，进一步完善和推广该技术在油气田开发过程中的应用。针对目前返排液回用技术存在的问题提出了建议，以期为我国返排液重复利用技术的发展提供指导。
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2019,36(2):209-214, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.004
Abstract:
为了改善纤维素溶液的增稠能力和交联性能，合成了一种新型疏水醚化改性剂（3-氯-2-羟丙基芥酸酰胺醋酸铵），并采用该改性剂对羧甲基羟乙基纤维素（CMHEC）进行疏水改性，首次制得了芥酸酰胺丙基二甲基叔胺疏水改性纤维素（ED-CMHEC），研究了CMHEC和ED-CMHEC溶液的流变性能（表观黏度、流动曲线、触变性和黏弹性）和交联性能。研究结果表明，改性后ED-CMHEC溶液的表观黏度得到显著提升并表现出更显著的触变性与黏弹性。质量分数0.3%的 CMHEC和ED-CMHEC 溶液在30℃、170 s-1的表观黏度分别为18 mPa·s和71mPa·s，后者较前者提高了2.94倍。不同质量分数（0.3%~0.5%）的CMHEC和ED-CMHEC溶液均表现出剪切变稀性质，其流动曲线可用Cross模型进行描述。有机锆交联剂FAC-201加量为0.2%时，质量分数0.3% ED-CMH EC溶液交联形成凝胶的黏度是改性前的2.4倍，表现出更强的交联性能。图9表4参22
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刘 凯1，2，高振东3，王成俊1，2，高怡文1，2，孟选刚3
2021,38(4):747-753, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2021.04.029
Abstract:
针对低渗透油藏渗吸采油技术，运用文献调研的方式，介绍了渗吸采油相关概念，综述了低渗透油藏渗吸 采油技术在渗吸机理和应用方面的研究成果与最新研究进展，对低渗透油藏渗吸采油技术在室内实验和现场应 用中的发展趋势进行了技术展望。
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刘 京1，2，刘 彝1，2，李良川1，2，王金忠1，2，张 霞1，2，唐 聪1，2
2019,36(2):271-276, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.016
Abstract:
针对冀东高尚堡油田注水开发过程中，注水压力抬升快、高压欠注的问题，结合冀东低渗透油藏物性特征制得阳离子-非离子表面活性剂降压增注剂JDZC，研究了JDZC加量对其表面张力、油水界面张力、乳化能力的影响及其耐温性和降压增注能力，并在现场进行了推广应用。结果表明，用聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂和环氧丙基三季铵盐制得的JDZC降压增注剂耐温可达130℃。随JDZC加量的增加，溶液表面张力降低并逐渐稳定，500 mg/L JDZC溶液的表面张力为28 mN/m；用冀东油田注入水配制的JDZC溶液的临界胶束浓度为1000mg/L。500~5000 mg/L的JDZC与冀东原油的最低界面张力维持在10-2mN/m的数量级。JDZC对原油的乳化能力较好，且加量越大，乳化能力越强。JDZC对冀东高尚堡主力层岩心具有明显的降压增注效果，可使洗油后的岩心渗透率提高40%，压力降低26%。现场38口井应用结果表明，现场实施有效率为94%，注水井初期注水压力平均下降8.5 MPa，有效期超过半年，平均单井增注超过2×103m3，改善了冀东高尚堡低渗透油藏注水难题。图3表5参12
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2019,36(2):277-279, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.017
Abstract:
针对渤海某油田注水系统硫化氢浓度过高的现状，通过测定脱硫剂对注入水的脱硫效率和阻垢剂对注入水中钙离子浓度的影响，优选出改性三嗪类液体脱硫剂和聚磷酸盐防垢剂，并在注水水源井所在C平台进行了现场中试。结果表明，改性三嗪类液体脱硫剂对注入水的脱硫效率为98.1%，脱硫效果最好，但会使水中钙离子浓度降低，出现结垢。与聚磷酸盐防垢剂一起使用可明显减少钙离子的沉积。在平台现场药剂中试时，脱硫剂和防垢剂加量分别为500 mg/L和20 mg/L，水源井系统的硫化氢浓度由800 mg/m3降至约20 mg/m3，产液中的硫化氢量从150 mg/m3降至约4 mg/m3，满足平台脱硫的需求，同时避免了沉积垢。图2表2参12
