一、一种纳米级阻聚堵水材料的试验研究（论文文献综述）
杨颜丽[1]（2021）在《硫酸盐还原菌（SRB）合成铁硫化合物的结构、组成及界面性质研究》文中认为近些年,纳米颗粒在油藏中的应用得到越来越多的重视,在提高采收率方面取得了一些进展,纳米颗粒不仅自身可以作为表面活性物质,而且在油水界面与表面活性剂竞争吸附,使其排列更加紧密,相比单纯的表面活性剂,进一步降低了油水界面张力。纳米颗粒的表面能较高,容易出现聚集现象,在油水界面膜上不能很好地分散,利用表面活性剂或聚合物对颗粒表面进行改性,并研究其分散稳定性、粒径大小、分布规律以及亲油亲水化性能的变化,对于理解其降低油水界面张力的能力具有重要意义。硫酸盐还原菌（SRB）广泛存在于原油集输和注采系统中,SRB可以将硫酸盐还原为S（Ⅱ）,与铁源发生反应生成细小的铁硫化合物颗粒。铁硫化合物颗粒在发挥积极作用的同时,也会产生一些不可避免的副作用。铁硫化合物具有较大的比表面积,能吸附油滴容易形成胶体颗粒乳化原油,使油水分离困难,同时造成了废水含油率增加。铁硫化合物胶体颗粒附着在电脱水器的极板上,使极板表面电场歧变,发生“垮电场”现象,使电脱水器无法工作。与此同时细菌呈絮状或团状,吸附重油颗粒、机械杂质等细小物质后,浮于油水之间,且随时间的延续而增多,对原油脱水过程中的安全可靠运行造成严重威胁。铁硫化合物的存在严重影响原油质量,降低原油产量,因此有必要研究铁硫化合物微粒对油水两相间的界面性能的影响,主要内容如下:1.将大庆油田污水中分离出的硫酸盐还原菌（SRB）分离纯化,利用红外光谱对菌种进行鉴定,以及细菌分泌的胞外聚合物（EPS）对Fe2+吸附前后红外光谱峰强度的变化,通过测定SRB生长曲线,结合EPS吸附Fe2+的Zeta电位数值变化,结果表明:大庆油田污水中的SRB为三个不同的种属,初始接种浓度有利于抑制SRB的快速繁殖。生长趋势较的SRB,S2-物种的大量生成会生成FeS2等多硫铁化合物;生长趋势平缓,S2-物种与Fe2+平稳反应有利于FeS化合物的生成。铁硫化合物生成过程中,细菌分泌的EPS中带负电荷的蛋白质成分均发挥了作用,与Fe2+作用后,Zeta电位升高。EPS中的蛋白质和多糖类物质是与Fe2+吸附的主要物质,多糖的羟基吸附作用强于蛋白质中的氨基官能团吸附时有利于多硫化合物的产生。同时,S2-(或S22-)与EPS吸附能力存在竞争关系,当S2-(或S22-)弱于EPS吸附时,将生成Fe0.91S,Fe2S等多硫化合物。2.利用从大庆油田污水中分离的硫酸盐还原菌（SRB）制备的生物铁硫化合物（SRB-Iron Sulfides）去除SRB（Iron Sulfides）和以烷基苯磺酸钠（ABS）对颗粒改性得到具有不同表面性质的固体颗粒（ABS-SRB-Iron Sulfides、ABS-Iron Sulfides）。采用X射线衍射仪（XRD）和冷场扫描电子显微镜（SEM）手段对其组成、形貌等物理化学特征进行表征,结果表明:利用属于脱硫弧菌属的SRB合成了SRB与以马基诺矿为主的多种铁硫化合物的结合体。O2气氛下比在N2气氛下水分、有机质、有机硫、铁硫化合物的晶相转变的热解过程更复杂,失重更显着。ABS通过范德华力吸附在颗粒表面从而对颗粒表面起到改性作用,SRB-Iron Sulfides颗粒由于SRB细胞壁表面存在大量极性蛋白质肽键（即酰胺键）和极性羟基（多聚糖和低聚糖）而表现出亲水性,Iron Sulfides表面有机S的存在具有一定的亲油性。由于Iron Sulfides表面更亲油,因此其表面能吸附更多的ABS,而且ABS以亲油烷基链通过范德华力吸附在颗粒表面,极性磺酸基（-SO3-）伸向表面之外,造成改性后Zeta电位更负。另外,颗粒表面上ABS的吸附使颗粒之间的位阻斥力与颗粒之间的静电斥力增加,使ABS改性后颗粒聚集减少,颗粒变小,粒径分布更均匀,亲水性增强。3.利用旋转液滴法研究了不同铁硫化合物对ABS溶液的动态界面张力（DIFTs）的影响。结果表明:油相中不同铁硫化合物的加入均有效地降低了界面张力（IFT）,动态界面张力（DIFTs）呈现“L”型变化趋势,符合扩散吸附机理。相比较而言,对于Iron Sulfides,ABS与颗粒间的协同作用更强,而且在油水界面层中的部分改性后可以形成更稳定、致密的吸附层,从而变现出更低的界面张力。
巩权峰[2]（2021）在《抗温耐盐冻胶体系的构建及性能研究》文中进行了进一步梳理油井出水是油田开发过程中亟须解决的问题,聚丙烯酰胺是油田调剖堵水作业中广泛应用的聚合物,然而在高温高矿化度的地层条件下,聚丙烯酰胺热稳定性较差。因此,需要研发一种适用于高温高盐油藏的冻胶类堵剂。与聚丙烯酰胺相比,丙烯酰胺类共聚物具有较好的抗温耐盐性能,本文以丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AM/AMPS）、丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/N-乙烯基吡咯烷酮（AM/AMPS/NVP）为聚合物,建立了能适应高温高盐地层环境,具有成胶时间快、强度高、稳定性能优异的冻胶体系。首先采用两步催化法制备水溶性酚醛树脂交联剂。通过控制单一变量的方法,探究出酚醛树脂的最佳合成配方:苯酚（n）:甲醛（n）=1∶2.5,催化剂（氢氧化钠）用量占酚醛总质量的6%,反应温度75℃,反应时间30分钟。通过此方法合成的水溶性酚醛树脂呈透亮淡黄色液体,其中酚醛树脂中游离甲醛含量2.34%,羟甲基含量为32.5%,在35℃的恒温条件下,可以储存7天。通过在酚醛树脂的合成过程中加入有机酸,有机酸与酚醛树脂交联剂上的羟甲基发生酯化反应,可以降低体系的反应活性,起到延长酚醛树脂的储存时间的作用。实验结果表明,以对羟基苯甲酸作为有机酸合成的水溶性酚醛树脂交联剂,可以在35℃的恒温条件下,储存30天以上。本文以冻胶的成胶时间、成胶强度、冻胶的储能模量以及脱水率作为评价标准,探究了聚合物的类型及质量分数、稳定剂的类型及质量分数、增强剂的质量分数、酚醛树脂交联剂的质量分数,对冻胶体系性能的影响。并通过测定成胶液的流变性能,探究了温度、剪切速率、矿化度对成胶液性能的影响,优选出适用于高温（130℃）、高矿化度（22×104mg/L）油藏的冻胶体系。配方为:1%（AM/AMPS:AM/AMPS/NVP=8∶2）+1.5%酚醛树脂交联剂+0.3%硫脲+0.15%增强剂。最后对该体系进行了封堵性能及耐冲刷性实验,实验结果表明,复配体系对于渗透率在400～900m D之间的填砂管,均有很好的封堵性能,封堵率均达到99.4%以上;复配体系随着注水体积PV数的增加,封堵率略有下降,在经过5PV的地层水冲刷后,复配体系的封堵率仍保持在92%以上,耐冲刷性较好。
向春林[3]（2019）在《两亲性微球调剖剂的合成及性能研究》文中研究说明聚合物微球调剖是近年来在交联聚合物调剖基础上发展起来的一种新型调剖技术。无论是室内研究还是矿场试验均表明,聚合物微球在低渗油藏深部调剖领域具有广阔的应用前景。然而,现有调剖用聚合物微球因吸水膨胀速率快、吸水膨胀倍数大,不仅进入低渗油藏深部的阻力大,而且吸水膨胀后,在油藏深部对窜流通道的封堵强度和封堵持久性均显着降低。另外,微球是采用反相乳液聚合法来制备,在制备过程中需要大量的有机溶剂和油溶性乳化剂,致使微球生产成本高,难以大面积推广应用。针对上述问题,本文采用乳液聚合的方法,制备了一种两亲性交联聚合物微球,一方面大幅度降低了生产成本,另一方面,利用微球的两亲性,使微球的吸水膨胀速率和吸水膨胀倍数得到了有效控制。通过对微球的制备条件及粒径变化规律进行研究,得出:制备微球的最佳乳化剂为AES,其最佳使用浓度不超过7g/L;AM与St质量比（AM/St）是微球两亲性的决定性因素,只有控制AM/St在1.5:18.5～3:17范围内,才能制备出两亲性微球;交联剂MBA的浓度是反应能否生成微球的关键,只有控制MBA浓度不超过18.5g/L才能制备出形状规则的微球。从微球的粒径变化规律来看,AM/St和MBA浓度对微球的粒径影响最大;AES浓度、引发剂APS浓度以及反应温度对微球粒径产生的影响较小。从产率的角度来看,引发剂APS浓度和反应温度对微球的产率影响最大,AES浓度、AM/St以及MBA浓度对微球产率产生的影响较小,最佳APS浓度为2.50 g/L,最佳反应温度75℃,在此条件下,微球的产率可达90%以上。通过研究制备微球的反应动力学,得出:在微球制备过程中,反应速率随AES浓度、单体总量、APS浓度以及温度的增加而增加;乳液聚合法制备两亲性微球的反应动力学方程为:Rp OC[I]0.43.[M]2.61.[AES]0.98,聚合反应体系的表观活化能Ea=87.42 kJ/mol。两亲性微球的性能评价结果表明:25℃下,Ca2+对微球的悬浮分散性影响最大,Mg2+次之,Na+不对微球的悬浮分散性造成影响;微球的吸水膨胀倍数随温度的升高和时间的延长而增加,在25℃下,微球吸水膨胀4d后基本趋于稳定,在60、80℃下,微球吸水膨胀22d后基本趋于稳定。微球的初始吸水膨胀速率较快（第1d）,随着时间的延长,微球的吸水膨胀速率逐渐减缓。在油藏条件下,微球聚并时间随Ca2+、Mg2+浓度以及温度的增加而缩短。60、80℃下,Ca2+对微球的分散聚并行为影响最大,Mg2+次之,Na+没有影响。岩心实验结果表明:微球能够顺利进入渗透率为20～50mD的岩心,并对其大孔喉形成封堵,封堵率可达80%以上。微球的最佳注入浓度为3000 mg/L,最佳注入体积为1PV。在最佳注入浓度和最佳注入体积下,两亲性微球比聚丙烯酰胺微球具有更好的注入性,更高的封堵强度和更好的提高采收率效果。
郭超[4]（2018）在《聚丙烯酰胺凝胶微球调剖剂的制备与性能评价》文中指出在油田开发中后期,地层结构发生变化,呈现非均质性,出现大孔道和高渗透带,形成优势水流通道,严重影响石油的进一步开采。目前已经针对改善地层非均质性的深部堵水调剖技术发展很快,本课题主要是制备新型聚合物凝胶微球,并对其调驱性能评价。本课题采用两种聚合方法制备不同粒径范围的聚丙烯酰胺的凝胶微球,用于不同的地层环境和孔喉尺寸的深度封堵:（1）反相微乳液聚合方法制备粒径范围50-250nm的纳米级聚丙烯酰胺微球;（2）反相悬浮聚合方法制备粒径范围15μm-140μm的微米级聚丙烯酰胺微球。反相微乳液聚合方法制备纳米凝胶微球,首先对乳液体系进行筛选,找到合适的复配乳化剂。通过绘制油相、水相和乳化剂三元相图找到微乳液边界,确定了微乳液三相体系组成。产物聚丙烯酰胺凝胶微球具有较高的热稳定性和耐剪切性,在300°C以后才开始发生本质分解,可以满足油藏的使用环境。微球在矿化水中溶胀性能,是其实现地层裂缝封堵的关键指标。本文制备的纳米聚丙烯酰胺微球在100000mg/L的矿化度水溶液中,呈现缓慢膨胀特性,10天之后基本达到平衡状态,膨胀倍率约2.66倍。由于微球在地层环境使用中,始终处于注入水的剪切作用之下,因此,微球分散液的流变学行为对于研究微球的分布状态具有重要意义。凝胶微球分散液的剪切流变行为研究表明,聚丙烯酰胺凝胶纳米微球分散液的流变性不同于普通线性聚丙烯酰胺溶液,剪切粘度随着剪切速率的增大先减小后增大,存在一个临界剪切速率（γc）。除此之外,凝胶微球溶液还具有良好的粘弹性能。本文采用纳米粒子的粒子簇理论对于聚丙烯酰胺微球在剪切力作用下的流变行为进行了模型化。通过反相悬浮聚合制备微米级粒径的聚丙烯酰胺凝胶微球,探索了反应温度、搅拌速度、引发剂用量以及固含量对聚合体系的影响,并进行微球的耐温抗盐性和封堵性能评价。实验结果表明,体系最佳反应温度为40-50℃范围,最佳转速在360-420r/min范围,乳化剂的量不能高于11%,引发剂的最佳用量在0.1%-0.4%,固含量控制在25%以内较为合适。采用上述两种方法制备的不同粒径的聚丙烯酰胺微球,对于不同的地层环境有各自的适用性,室内岩芯封堵实验结果表明,二者封堵率均可以达到85%以上,可以很好的满足油田堵水调剖的需要。
孔彬[5]（2018）在《低渗透油藏DCA微球深部调剖-驱油方法评价》文中研究指明低渗透油藏储层具有非均质性强、裂缝发育,基质致密的特点,对低渗透油藏进行调剖堵水存在着注入性和封堵强度之间的矛盾。针对低渗透非均质（裂缝）油藏对于深部调剖技术的迫切需求,以及现有深部调剖存在的问题,开展了一种DCA微球在低渗透油藏中深部调剖适应性评价。本文以DCA聚合物微球作为油藏深部调剖剂,对其基本性能进行评价,实验结果表明DCA微球具有粒径可控,在地层水中具有分散性良好的性质。通过多测压点岩心实验对DCA微球在低渗透油藏条件下的注入性和封堵性进行评价,结果表明地面聚合的DCA微球注入性困难,在此基础上提出了DCA微球地下聚合成球思路,实验结果分析可知,微球成功注入岩心模型深部进行封堵,同时表征调剖能力的残余阻力系数整体分布平缓,整体封堵率可达70%以上。通过三维物理模型,非均质长岩心模型,裂缝性长岩心模型三种岩心模型对DCA微球在低渗透油藏的深部调剖适应性进行评价。实验结果表明,采用BA-DCA微球-BA调剖段塞组合提高采收率幅度比单独注入DCA微球提高幅度高10%。在三种模型中采用复合段塞进行深部调剖,较水驱后提高采收率幅度高9.43%-16.64%。在此基础上,提出了深调-堵水结合的建议,通过调堵结合后的提高采收率幅度,较深调后提高采收率幅度高4.83%-6.02%。根据上述结果,本文提出了低渗透油藏模型采用BA-DCA微球-BA作为复合段塞的深调方法,并给出了深调-堵水相结合的提高采收率技术思路。
董杰[6]（2018）在《特低渗油藏水驱后调剖-驱油方法研究》文中认为特低渗油藏注水开发普遍存在含水上升快、水窜严重、采收率低等问题,对高渗通道中水窜有效治理技术和低渗基质中原油高效驱替技术的需求非常迫切,针对这一迫切需求,开展了深部调剖与驱油相结合的特低渗油藏提高采收率技术研究。研发了“致密非均质储层模型原油饱和装置”,突破了影响特低渗/致密油藏非均质储层模型驱油实验精度的瓶颈技术,以此为基础开展了特低渗储层物理模型水驱油模拟实验。均质岩心水驱实验结果表明,特低渗油藏水驱效率低的主要原因是微观波及效率低,其水驱后残余油的主要类型为微观非均质残余油。以非均质模型驱油实验的水驱前缘突破PV数近似表征水驱宏观波及效率,得到了特低渗非均质模型中水驱波及效率随渗透率级差增大而降低的实验规律,特低渗非均质（裂缝）油藏中水驱后剩余油是其提高采收率的主要潜力目标。综合分析一维柱状岩心和非均质（裂缝）岩心驱油实验结果,明确了特低渗油藏提高采收率的技术方向:提高宏观波及效率为主,兼顾提高驱油效率。优选分别具有超低界面张力和强乳化能力的活性剂开展驱油实验,得到了超低界面张力和乳化能力对驱油效率的贡献率随岩心渗透率变化的实验规律:超低界面张力对驱油效率的贡献率随渗透率降低而减小;在5×10-3μm21000×10-3μm2的范围内,乳化能力对驱油效率的贡献率随渗透率的降低而增大。由此明确了在特低渗油藏中活性剂驱油起主导作用的性能为油水乳化能力,超低界面张力为辅助性能。强乳化活性剂在特低渗岩心中的局部驱油压力梯度比水驱高18.36%,而超低界面张力活性剂局部驱油压力梯度比水低27.39%。由此可初步证实强乳化驱油剂通过乳化封堵微观水流通道孔喉,提高微观波及效率的驱油机理。在强乳化活性剂驱油过程中,岩心注入端的阻力系数较低（<1）,在岩心中后部阻力系数增大,这一实验结果表明,强乳化驱油剂在解决特低渗油藏注入性与油藏深部调堵之间矛盾方面具有独特的优势。改进了特低渗油藏深部调剖用DCA微球。针对DCA微球在特低渗油藏注入困难,端面堵塞严重的问题,提出了地下聚合成球的技术思路。通过引入阻聚剂,优选引发剂,控制和调整聚合反应时间,实现了在油藏中聚合成球,发展了适合特低渗油藏的地下聚合DCA微球深部调剖技术。实验结果显示,地下聚合DCA微球在岩心注入端的阻力系数和残余阻力系数明显低于原DCA微球;在岩心中部的残余阻力系数明显高于原DCA微球,即地下聚合DCA微球调剖是一种可以缓解注入性和深部封堵性矛盾的特低渗油藏深部调剖技术。针对特低渗油藏水窜治理与基质剩余油驱动的特殊矛盾,研发了DCA微球深部调剖-驱油复合技术。特低渗非均质储层模型调剖-驱油模拟实验结果表明,与表面活性剂驱油、单独DCA微球深调相比,乳化驱油-DCA微球深调复合技术在提高采收率幅度和降低含水率幅度两个指标上均具有明显的优势。对特低渗油藏乳化驱油-DCA微球深调复合技术中的后续驱油方法进行了优化,以提高采收率为指标,确定了乳化驱油-DCA微球深调-CO2驱油相结合的特低渗非均质油藏深调-驱油复合技术。DCA微球深调-强乳化驱油复合技术在CQ油田特低渗油藏进行了矿场试验,2个井组分别增油2284t、1225t,调剖驱油效果显着。
李浩[7]（2018）在《海水基降压增注用纳米材料的研制及界面吸附规律研究》文中提出我国海上低渗、超低渗油气资源丰富,但地层孔喉尺寸细小,孔隙度低,注水压力高,能量补充困难,提高采收率面临挑战。随着纳米技术的发展,水基纳米颗粒已应用于油田矿场降压增注试验并取得良好效果。但有关纳米材料的降压增注机理仍争论不休。因此,亟需阐明纳米颗粒在油水界面和岩石孔喉表面吸附作用机制,揭示纳米颗粒降压增注机理。针对海上淡水资源匮乏的现实情况,本文研发一种海水基活性纳米流体降压增注体系。基于经典孔喉模型及超低渗岩心,利用微观显微粒子测速仪（micro-PIV）,界面流变仪,接触角测量仪,显微镜以及高速摄像仪等实验仪器,研究活性纳米颗粒在固液界面及液液界面的吸附特性,考察其对岩石表面润湿性,液液界面黏弹性,孔喉内流体速度场分布及乳液稳定性等的影响,进而阐释活性纳米流体降压增注的机理。本文利用阳离子表面活性剂LH-2功能化修饰二氧化硅纳米材料HS-30制备海水基活性纳米流体,可在海水矿化度（30 000 mg/L）下保持稳定。研究结果表明:在固液界面吸附时,活性纳米材料的吸附可以改变岩石表面润湿性:通过活性纳米颗粒表面亲疏水性的调控,阐明其在岩石表面的吸附规律,油滴在石英片表面的接触角由纯表面活性剂体系的73.85°提高至活性纳米流体的129.56°。在液液界面吸附时,活性纳米流体可以有效降低界面张力（由35.6 mN/m降低至2.85 mN/m）,提高界面黏弹性（弹性模量由2.10 mN/m提升至37.54 mN/m）。同时活性纳米流体能够有效稳定界面（稳定时间达到普通表面活性剂的8倍以上）。在超低渗岩心(0.2-0.45 10-3μm2)物理模拟实验中,与LH-2对比,活性纳米流体的注入压力降低了14.64%;活性纳米流体在不含油的多孔介质模型中降压率为18.05%,在饱和油的多孔介质模型中,活性纳米流体的降压率可提升至31.81%。在恒压条件下,与LH-2对比,活性纳米流体在微细管中的最高流速可提升18.83%,边界层厚度可降低43.24%。基于活性纳米材料在固液和液液界面的吸附特性,可改变岩石润湿性,提高油滴剥离效率,拓宽流动通道,降低边界层厚度,提高注入量,揭示了海上超低渗油藏活性纳米材料降压增注机理。
李丹[8]（2018）在《纳米颗粒在压裂工艺中封堵裂缝性水层的研究》文中指出我国低渗透裂缝性储层天然裂缝发育,部分裂缝可能与水层沟通。在对该类储层进行压裂时,压开后的裂缝可能沟通裂缝性水层,导致含水率急剧上升,生产层无法得到有效动用,甚至停产。为了防止这一现象的发生,在压裂时可加入选择性堵剂,封堵水流裂缝而不封堵油流裂缝。由于低渗透裂缝性储层微裂缝尺寸较小,而常规堵水剂尺寸较大,只能在近井地带形成封堵,无法进入地层深部对微裂缝进行有效堵水,因此我们将目标锁定在小尺寸的纳米堵剂上。近年来纳米堵剂用于调剖调驱对孔隙进行封堵的研究较多,但很少有人将其用于压裂工艺中对裂缝性水层进行封堵的研究。因此通过调研优选出体膨型纳米颗粒作为堵剂,将其用于裂缝封堵性能研究。分析了纳米颗粒的基本性能、封堵机理、封堵性能,推荐了现场施工方案一套。在静态实验研究的基础上,开展了纳米颗粒基本性能评价,包括纳米颗粒尺寸大小及形态、分散性、配伍性、膨胀性以及抗盐性。评价结果显示,纳米颗粒初始尺寸小,远远小于微裂缝宽度,满足堵剂“进得去”的要求。与标准盐水及油均有良好的分散性及配伍性,抗盐性能较强。在纯水中具有良好的吸水膨胀性,在油相饱和度为60%以上的主力产层,纳米颗粒膨胀性能差。在对常规堵剂封堵机理分析的基础上,系统分析了纳米颗粒的封堵机理。基于颗粒架桥封堵机理,研究了纳米颗粒膨胀后的颗粒尺寸与微裂缝的匹配关系。研究结果表明,纳米颗粒对水流裂缝的封堵机理为电级吸附机理、吸水膨胀机理和极性吸附机理。根据颗粒架桥封堵机理,在裂缝中形成堵塞的堵剂粒径要求大于1/7倍以上裂缝尺寸,初始尺寸为100-150nm的颗粒需膨胀20倍以上才能在微裂缝中形成封堵。利用室内岩心流动实验,分析了纳米颗粒的选择性封堵性、注入性能以及耐冲刷性。发现纳米颗粒可选择性地封堵水流裂缝而不封堵油流裂缝,具有良好的选择性封堵性能。纳米颗粒粘度及注入压力低,与标准盐水相当,注入性能良好。在水流裂缝中膨胀4d后的耐冲刷性能良好。针对工艺现场,推荐了纳米颗粒用于压裂工艺中封堵裂缝性水层的施工方案一套。本文研究成果有助于填补纳米颗粒封堵出水裂缝的空白,并为纳米颗粒在压裂工艺中封堵裂缝性水层的研究提供理论支撑以及为现场施工提供借鉴意义。
翟恒来[9]（2018）在《基于变相渗机理的低渗储层纳米相渗改善剂的研制评价》文中认为基质中油气的启动和向裂缝中的渗流是低渗碳酸盐岩油藏高效开发的关键,相渗改善是一种启动基质中油气的有效方式。相对渗透率改善剂（简称相渗改善剂）可大大降低油藏水相渗透率而对油相渗透率影响较小,实现控水稳油增产。传统的相渗改善体系一般是高分子水溶性聚合物或者弱凝胶体系,主要用来封堵高渗透、大孔道及裂缝性油气藏。纳米材料由于具有比表面积大、小尺寸等优点,可作为相渗改善剂,进入低渗油气藏的纳米及微米级储层孔道,并吸附到岩心壁面上改变其润湿性,进而改善油水相渗透率。本文通过调研国内外相渗改善体系的研究现状和作用机理,总结了油田相渗改善用纳米SiO2体系的效果,并分析了其相渗改善作用机理,以分散纳米SiO2的柴油为油相,NaCl水溶液为水相,Span 80和Tween 80为乳化剂、异丁醇为助乳化剂,利用单因素和混合正交实验法制备出了纳米级相渗改善剂,并对其进行了结构表征与性能评价。结果表明:制备的纳米相渗改善剂为O/W型纳米乳液,乳液粒径分布均匀,粒径中值为4.065nm;其稳定性好,静置3个月后不分层。不同纳米SiO2质量分数的纳米相渗改善剂颗粒粒径中值均在37nm之间,粘度较低,表面张力在24.528.5mN/m之间,与煤油间的界面张力在0.55mN/m之间,在碳酸盐岩压片上的平均接触角为4075°;纳米相渗改善剂在碳酸盐岩上的吸附情况较好,注入一定孔隙体积液体后水相残余阻力系数基本维持不变,耐冲刷性能良好;纳米相渗改善剂处理岩心后,岩心油相渗透率恢复率约在80%以上,水相渗透率降低程度约在80%以上,而且油相、水相渗透率曲线均变宽,油相相对渗透率略有增加,水相相对渗透率上升较明显。通过红外光谱图发现纳米改善剂存在亲水基团和大量的Si-O-Si疏水基团,在其注入岩心的过程中可突破水化层或油层,这主要是因为亲水基团的存在有利于液滴均匀地分散到水介质中并牢固地吸附到亲水岩石的表面,而疏水基团的存在可形成稳定的微-纳米膜多重结构,进而改变岩石润湿性,影响油水相渗透率。
杨长春[10]（2017）在《高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究》文中研究表明本文以哈得逊油田HD4CIII主力油层为研究对象,针对哈得逊油田高温（115℃）高盐（26.9×104mg/L）高钙镁离子（2.02×104mg/L）的恶劣油藏条件、水平井堵水的两大世界级难点问题,主要采用物理模拟实验的方法,对高温高盐油藏水平井稳油控水技术进行了较系统的研究。针对哈得逊油田高温高盐高钙镁离子条件对调堵剂性能的特殊要求,以解决调堵剂注入性与深部封堵能力之间的矛盾,形成了DCA（DVB-co-AM）微球、柔性微球和阳离子微球调堵剂。对DCA微球配方进行了优化;使用非常安全的水替代无水乙醇作为溶剂,利用乳液聚合的方法生产微/纳米DCA微球;改变丙烯酰胺单体的加量,实现了DCA微球亲水性能及自聚集性能的改变;DCA微球具有自聚集特性,在钙离子20000mg/L的模拟地层水中,形成粒径较大的“微球簇”;改变油相中A剂的加量,DCA微球粒径可在200nm102μm范围调控;实现了微球的工业化生产。对三类微球基本性能进行系统评价。DCA微球置于115℃环境180天和150℃环境103天后,结构没有发生降解,具有良好的高温热稳定性;微球材料在油藏温度下放置时间越长,对孔喉的封堵强度越高。从岩心采出端光学显微镜照片及不同位置端面扫描电镜可以看出:三类微球都能注入到油藏深部;实施封堵所用微球的总量仅为水流通道孔隙体积的10-3倍;以岩心注入端阻力系数及阻力系数分布为指标评价微球注入性,三类微球注入性均不是很理想,入口端堵塞“污染”严重,提出了就地聚合DCA（ISP-DCA）微球的技术思路;以岩心注入端残余阻力系数及沿程残余阻力系数分布为指标,三类微球封堵能力大小:DCA微球>阳离子微球>柔性微球;三类微球的残余阻力非均匀系数都大于1,注入端“污染”严重;ISP-DCA微球体系具有较好的注入性,残余阻力非均匀系数小于1;ISP-DCA微球在岩心沿程具有稳定的封堵能力且具有较好的耐冲刷性。攻克了高温乳化性能评价的瓶颈技术。研发了高温乳化动态测试仪,建立了油水乳化能力的评价指标参数乳化系数EI、乳液稳定性的评价指标参数半衰期t1/2,并提出了测试方法;在高温高盐油藏条件下,乳化调驱剂HA乳化系数EI为0.783;130℃条件下,乳化调驱剂HA仍具有较好的乳化能力;HA具有较好的注入性;为实现油藏中的就地乳化,提高表面活性剂溶液与原油的乳化能力为重要指标;剩余油饱和度、注入速度、渗透率是影响乳化调驱剂在油藏中就地乳化的主控因素;只要注入的乳化调驱剂RA-WT在油藏中与剩余油接触,可以形成乳状液,岩心沿程方向上各段阻力系数最高值达75。以解决避免生产井段污染与扩大封堵作用区域之间的矛盾,提出了高温高盐油藏水平井稳油控水技术方向为深部吞吐-堵水复合技术;研制了高温高压水平井模拟装置;实施乳化暂堵的模型降水增油效果明显,乳化助堵可扩大堵水有效作用范围;CO2深部吞吐-乳化剂HA助堵-（ISP-DCA）微球堵水技术方案提高采收率值最高为24.88%,推荐该技术作为哈得逊油田水平井稳油控水优先发展的技术方向;完成了高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水矿场试验方案。
二、一种纳米级阻聚堵水材料的试验研究（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、一种纳米级阻聚堵水材料的试验研究（论文提纲范文）
（1）硫酸盐还原菌（SRB）合成铁硫化合物的结构、组成及界面性质研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景与意义 |
| 1.2 三次采油技术 |
| 1.2.1 三次采油技术的分类 |
| 1.2.2 纳米技术的发展应用 |
| 1.2.2.1 纳米驱油剂的介绍 |
| 1.2.2.2 纳米驱油剂的性质 |
| 1.2.2.3 纳米驱油剂的驱油机理 |
| 1.2.2.4 纳米驱油剂的表面修饰 |
| 1.2.2.5 纳米驱油剂在油田开发中的应用 |
| 1.3 铁硫化合物 |
| 1.3.1 铁硫化合物的生物合成 |
| 1.3.1.1 硫酸盐还原菌 |
| 1.3.1.2 影响FeS生物合成的因素 |
| 1.3.1.3 胞外聚合物 |
| 1.3.1.4 胞外聚合物的提取 |
| 1.3.1.5 FeS的结构特征 |
| 1.3.1.6 FeS在沉积环境中的分布 |
| 1.3.2 细菌及铁硫化合物在油田中的影响 |
| 1.3.3 铁硫化合物的改性 |
| 1.4 表面活性剂和颗粒混合体系制备乳液的稳定机制和影响因素 |
| 1.4.1 影响因素 |
| 1.4.1.1 表面活性剂 |
| 1.4.1.2 固体颗粒 |
| 1.4.2 表面活性剂和颗粒混合体系制备乳液的稳定机制 |
| 1.5 本课题研究的目的、内容和意义 |
| 1.5.1 本课题研究的目的 |
| 1.5.2 课题研究的内容 |
| 1.5.3 本课题研究的意义 |
| 第二章 硫酸盐还原菌(SRB)对铁硫化合物生成的影响 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验试剂与仪器 |
| 2.2.1 实验菌种 |
| 2.2.2 培养基 |
| 2.2.3 实验试剂 |
| 2.2.4 实验仪器 |
| 2.3 实验方法 |
| 2.3.1 SRB富集培养 |
| 2.3.2 硫酸盐还原菌(SRB)的分离纯化 |
| 2.3.3 EPS的提取 |
| 2.3.4 铁硫化合物的合成 |
| 2.4 铁硫化合物的表征 |
| 2.4.1 X射线衍射(XRD) |
| 2.4.2 SRB和EPS的傅里叶红外光谱 |
| 2.4.3 SRB的生长曲线测定 |
| 2.4.4 Zeta电位的测量 |
| 2.5 表征结果 |
| 2.5.1 SRB菌种的FTIR分析 |
| 2.5.2 XRD表征结果分析 |
| 2.5.3 生长曲线分析 |
| 2.5.4 Zeta电位分析 |
| 2.5.5 SRB菌种吸附Fe~(2+)前后EPS的 FTIR分析 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 铁硫化合物的制备和表征 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验试剂与仪器 |
| 3.2.1 硫酸盐还原菌 |
| 3.2.2 实验试剂 |
| 3.2.3 实验仪器 |
| 3.3 铁硫化合物的表征 |
| 3.3.1 X射线衍射(XRD) |
| 3.3.2 傅里叶红外光谱 |
| 3.3.3 热重分析 |
| 3.3.4 冷场发射扫描电镜 |
| 3.3.5 Zeta电位的测量 |
| 3.3.6 激光粒径分布 |
| 3.3.7 接触角测定 |
| 3.4 表征结果 |
| 3.4.1 X射线衍射(XRD) |
| 3.4.2 傅里叶红外光谱 |
| 3.4.3 热重分析 |
| 3.4.4 冷场发射扫描电镜 |
| 3.4.5 Zeta电位分析 |
| 3.4.6 激光粒径分布 |
| 3.4.7 接触角测定 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 铁硫化合物对油水界面性能的影响 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 实验仪器与试剂 |
| 4.2.1 实验试剂 |
| 4.2.2 实验仪器 |
| 4.3 实验内容 |
| 4.3.1 水相和油相溶液的制备 |
| 4.3.2 界面张力的测量原理与测量步骤 |
| 4.3.2.1 界面张力的测量原理 |
| 4.3.2.2 界面张力的测量步骤 |
| 4.4 铁硫化合物模拟油与烷基苯磺酸盐界面张力溶液之间的动态界面张力 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 结论与展望 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 展望 |
| 参考文献 |
| 作者简介及攻读硕士期间所取得的科研成果 |
| 致谢 |
（2）抗温耐盐冻胶体系的构建及性能研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 调剖堵水剂的类型及特点 |
| 1.1.1 颗粒型堵剂 |
| 1.1.2 泡沫类堵水剂 |
| 1.1.3 树脂类堵水剂 |
| 1.1.4 冻胶类堵水剂 |
| 1.2 抗温耐盐聚合物的国内外研究现状 |
| 1.2.1 疏水缔合型聚合物 |
| 1.2.2 梳形抗盐聚合物 |
| 1.3 研究目的 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.4.1 水溶性酚醛树脂交联剂的合成 |
| 1.4.2 抗温耐盐冻胶体系的构建 |
| 1.4.3 冻胶体系的流变性能测试 |
| 1.4.4 复配体系堵水性能评价 |
| 1.5 技术路线 |
| 第二章 水溶性酚醛树脂交联剂的制备 |
| 2.1 实验仪器与药品 |
| 2.1.1 实验仪器 |
| 2.1.2 实验药品 |
| 2.2 实验方法 |
| 2.2.1 制备水溶性酚醛树脂的方法 |
| 2.2.2 水溶性酚醛树脂性能的优化 |
| 2.2.3 酚醛树脂交联剂中游离甲醛与羟甲基含量的测定 |
| 2.2.4 酚醛树脂的稳定性 |
| 2.2.5 酚醛树脂的表征 |
| 2.3 结果与讨论 |
| 2.3.1 酚醛树脂交联剂中羟甲基与游离甲醛含量的影响因素 |
| 2.3.2 缓聚剂对储存时间的影响 |
| 2.3.3 阻聚剂对储存时间的影响 |
| 2.3.4 改性酚醛树脂的效果评价 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 抗温耐盐冻胶体系的构建 |
| 3.1 实验仪器和材料 |
| 3.1.1 实验仪器 |
| 3.1.2 实验药品 |
| 3.2 实验方法 |
| 3.2.1 模拟地层水的配制 |
| 3.2.2 成胶液的配制方法 |
| 3.2.3 冻胶成胶时间及效果评价 |
| 3.2.4 冻胶储能模量的测定 |
| 3.2.5 冻胶脱水率的测定 |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 抗温耐盐聚合物的优选 |
| 3.3.2 AM/AMPS抗温耐盐冻胶体系的构建 |
| 3.3.3 AM/AMPS/NVP抗温耐盐冻胶体系的构建 |
| 3.3.4 AM/AMPS与 AM/AMPS/NVP复配体系的构建 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 抗温耐盐冻胶体系性能研究 |
| 4.1 实验材料和仪器 |
| 4.1.1 实验材料 |
| 4.1.2 实验药品 |
| 4.2 实验方法 |
| 4.2.1 成胶液配制 |
| 4.2.2 流变性能测试 |
| 4.2.3 堵水性能评价 |
| 4.3 结果与讨论 |
| 4.3.1 成胶液性能的影响因素 |
| 4.3.2 复配体系的流变性能探究 |
| 4.3.3 复配体系动态黏弹性的测定 |
| 4.3.4 复配体系的触变性能测试 |
| 4.3.5 封堵性能测试 |
| 4.3.6 耐冲刷实验 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（3）两亲性微球调剖剂的合成及性能研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外深部调剖剂研究现状 |
| 1.2.1 弱凝胶 |
| 1.2.2 胶态分散凝胶 |
| 1.2.3 预交联体膨颗粒 |
| 1.2.4 含油污泥 |
| 1.2.5 微生物 |
| 1.2.6 无机凝胶涂层 |
| 1.2.7 聚合物微球 |
| 1.3 研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 两亲性微球调剖剂的合成及表征 |
| 2.1 实验药品与仪器 |
| 2.1.1 实验药品 |
| 2.1.2 实验仪器 |
| 2.2 研究方法 |
| 2.2.1 两亲性微球调剖剂的制备方法 |
| 2.2.2 微球的表征 |
| 2.3 基本反应条件的确定 |
| 2.3.1 乳化剂类型的优选 |
| 2.3.2 单体质量配比的确定 |
| 2.4 各反应条件对制备微球调剖剂的影响 |
| 2.4.1 丙烯酰胺与苯乙烯质量比的影响 |
| 2.4.2 交联剂浓度的影响 |
| 2.4.3 AES浓度的影响 |
| 2.4.4 引发剂浓度的影响 |
| 2.4.5 反应温度的影响 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 两亲性微球调剖剂合成的反应动力学研究 |
| 3.1 实验试剂与仪器 |
| 3.1.1 实验药品 |
| 3.1.2 实验仪器 |
| 3.2 研究基本原理及方法 |
| 3.2.1 研究基本原理 |
| 3.2.2 研究方法 |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 AM、St总量对反应动力学的影响 |
| 3.3.2 乳化剂浓度对反应动力学的影响 |
| 3.3.3 引发剂用量对反应动力学的影响 |
| 3.3.4 温度对反应动力学的影响 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 两亲性微球的性能评价 |
| 4.1 实验药品与仪器 |
| 4.1.1 实验药品及材料 |
| 4.1.2 实验仪器 |
| 4.2 评价用微球的粒径选择依据 |
| 4.3 两亲性微球性能评价方法 |
| 4.3.1 悬浮分散性评价方法 |
| 4.3.2 吸水膨胀性评价方法 |
| 4.3.3 油藏条件下的分散聚并行为评价 |
| 4.3.4 封堵性评价方法 |
| 4.4 结果与讨论 |
| 4.4.1 离子浓度对两亲性微球悬浮分散性的影响 |
| 4.4.2 吸水膨胀性 |
| 4.4.3 油藏条件下的分散聚并行为 |
| 4.4.4 封堵性 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 两亲性微球的调剖参数研究 |
| 5.1 实验药品及材料 |
| 5.1.1 实验仪器 |
| 5.1.2 实验方法 |
| 5.2 结果与讨论 |
| 5.2.1 最佳注入浓度的确定 |
| 5.2.2 最佳注入体积的确定 |
| 5.2.3 聚丙烯酰胺微球与两亲性微球调剖效果对比 |
| 5.3 小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
（4）聚丙烯酰胺凝胶微球调剖剂的制备与性能评价（论文提纲范文）
| 学位论文数据集 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 调驱技术提高原油采收率的研究现状 |
| 1.2 堵水调剖剂的研究发展方向 |
| 1.3 高强度聚合物微球调驱技术的应用现状 |
| 1.3.1 堵水调剖技术和堵水调剖剂 |
| 1.3.2 聚丙烯酰胺凝胶微球作为堵水调堵剂的封堵机理 |
| 1.3.3 聚合物活性微球调驱技术特点 |
| 1.3.4. 聚丙烯酰胺凝胶微球堵水调剖剂在国内外油田开发中的应用 |
| 1.4 堵水调剖用聚丙烯酰胺微球的制备方法 |
| 1.4.1 反相悬浮聚合 |
| 1.4.1.1 反相悬浮聚合体系的构成 |
| 1.4.1.2 反相悬浮聚合机理 |
| 1.4.2 反相乳液聚合 |
| 1.4.2.1 反相乳液聚合体系的构成 |
| 1.4.2.2 反相乳液聚合机理 |
| 1.4.3 分散聚合 |
| 1.4.3.1 分散聚合体系的构成 |
| 1.4.3.2 分散聚合机理 |
| 1.4.4 反相微乳液聚合 |
| 1.4.4.1 反相微乳液体系的构成 |
| 1.4.4.2 反相微乳液聚合机理 |
| 1.5 本课题研究的主要内容 |
| 第二章 反相微乳液聚合法制备聚丙烯酰胺凝胶微球 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 实验药品 |
| 2.1.2 实验仪器 |
| 2.2 聚丙烯酰胺凝胶微球的制备 |
| 2.2.1 乳化体系的筛选 |
| 2.2.2 反相微乳液体系的确定 |
| 2.2.3 反相微乳液的制备过程 |
| 2.3 表征方法 |
| 2.3.1 聚丙烯酰胺微球结构、粒径及成分表征 |
| 2.3.1.1 透射电镜表征 |
| 2.3.1.2 扫描电镜表征 |
| 2.3.1.3 微球粒径分布表征 |
| 2.3.1.4 红外光谱表征 |
| 2.3.2 聚丙烯酰胺微球调驱性能测试及表征 |
| 2.3.2.1 微球吸水膨胀性和耐温抗盐性表征 |
| 2.3.2.2 热稳定性表征 |
| 2.3.2.3 微球溶液的流变性表征和粘弹性表征 |
| 2.4 结果与讨论 |
| 2.4.1 微球的形貌、粒径及成分分析 |
| 2.4.2 反应条件对聚合体系的影响 |
| 2.4.2.1 反应时间对聚合体系的影响 |
| 2.4.2.2 纳米微球粒径的影响因素 |
| 2.5 纳米微球的调驱评价 |
| 2.5.1 热稳定性的评价 |
| 2.5.2 纳米微球溶液流变性评价 |
| 2.5.2.1 纳米溶液的流变性 |
| 2.5.2.2 微球的溶胀时间对流变性的影响 |
| 2.5.2.3 微球的交联程度对流变性的影响 |
| 2.5.2.4 矿化度对流变性的影响 |
| 2.5.2.5 剪切温度对流变性的影响 |
| 2.5.3 纳米微球吸水膨胀性和抗盐性评价 |
| 2.5.4 纳米微球溶液粘弹性评价 |
| 2.6 小结 |
| 第三章 反相悬浮聚合法制备聚丙烯酰胺凝胶微球 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 实验药品 |
| 3.1.2 实验仪器 |
| 3.2 聚丙烯酰胺微球的制备 |
| 3.3 表征方法 |
| 3.3.1 扫描电镜表征 |
| 3.3.2 元素分析表征 |
| 3.3.3 光学显微镜表征 |
| 3.3.4 耐温抗盐性表征 |
| 3.4 结果与讨论 |
| 3.4.1 反应温度对聚合体系的影响 |
| 3.4.2 搅拌速度对聚合体系的影响 |
| 3.4.3 引发剂浓度对聚合体系的影响 |
| 3.4.4 乳化剂用量对聚合体系的影响 |
| 3.4.5 固含量对聚合体系的影响 |
| 3.4.6 微球耐温抗盐性评价 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
| 导师简介 |
| 附件 |
（5）低渗透油藏DCA微球深部调剖-驱油方法评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 低渗透油藏深部调剖技术研究现状 |
| 1.2.1 体膨颗粒深部调剖技术 |
| 1.2.2 交联聚合物弱凝胶调剖技术 |
| 1.2.3 胶态分散凝胶调剖技术 |
| 1.2.4 其他调剖技术 |
| 1.3 聚合物微球调剖研究现状 |
| 1.4 本文研究内容和技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 DCA微球基本性能评价 |
| 2.1 DCA微球粒径控制 |
| 2.1.1 DCA微球的制备 |
| 2.1.2 DCA微球粒径控制评价 |
| 2.2 分散性评价 |
| 2.2.1 实验过程介绍 |
| 2.2.2 结果分析 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 DCA微球在低渗透油藏模型中注入性和封堵性评价 |
| 3.1 DCA微球粒径匹配 |
| 3.2 DCA微球注入性和封堵性评价 |
| 3.2.1 实验过程介绍 |
| 3.2.2 DCA微球注入性和封堵性评价 |
| 3.3 地下聚合DCA微球注入封堵性能评价 |
| 3.3.1 调整方案 |
| 3.3.2 地下聚合DCA微球进行注入性封堵性评价 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 DCA微球深部调剖效果评价 |
| 4.1 宏观非均质储层水驱后剩余油分布 |
| 4.1.1 三维物理模型 |
| 4.1.2 非均质长岩心模型 |
| 4.1.3 裂缝性长岩心模型 |
| 4.2 DCA微球调剖-驱油复合技术适应性评价 |
| 4.2.1 DCA微球调剖技术评价 |
| 4.2.2 DCA微球深调-堵水复合技术评价 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）特低渗油藏水驱后调剖-驱油方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 特低渗油藏水驱效果影响因素 |
| 1.2.1 特低渗油藏水驱开发研究现状 |
| 1.2.2 水驱效果影响因素 |
| 1.3 特低渗油藏调剖驱油技术现状及存在问题 |
| 1.3.1 国内外调剖堵水技术研究现状 |
| 1.3.2 特低渗油藏调剖技术存在的问题 |
| 1.3.3 特低渗油藏气驱技术研究现状 |
| 1.3.4 特低渗油藏表面活性剂驱技术研究现状 |
| 1.3.5 特低渗油藏调剖驱油技术中的关键技术问题 |
| 1.4 论文研究思路和内容 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 特低渗油藏水驱后提高采收率潜力分析 |
| 2.1 特低渗储层模型及实验装置改进 |
| 2.1.1 特低渗储层模型 |
| 2.1.2 特低渗非均质模型侧向饱和油装置 |
| 2.2 特低渗油藏水驱后残余油潜力分析 |
| 2.2.1 不同渗透率均质岩心水驱油动态 |
| 2.2.2 渗透率对微观波及效率的影响 |
| 2.2.3 渗透率对驱油效率的影响 |
| 2.2.4 特低渗油藏水驱后残余油类型及潜力分析 |
| 2.3 特低渗非均质油藏水驱后剩余油潜力分析 |
| 2.3.1 特低渗非均质岩心水驱油动态 |
| 2.3.2 非均质程度对宏观波及效率的影响 |
| 2.3.3 非均质程度对采收率的影响 |
| 2.3.4 特低渗非均质油藏水驱后剩余油潜力分析 |
| 2.4 特低渗裂缝性油藏水驱后剩余油潜力分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 特低渗油藏驱油用表面活性剂性能的特殊要求 |
| 3.1 实验用表面活性剂确定 |
| 3.1.1 表面活性剂-原油乳化能力 |
| 3.1.2 表面活性剂-原油界面张力 |
| 3.1.3 表面活性剂性能综合分析 |
| 3.2 表面活性剂乳化能力及界面张力对驱油效率贡献与规律 |
| 3.2.1 油水界面张力对提高驱油效率的贡献与渗透率的关系 |
| 3.2.2 油水乳化能力对提高驱油效率的贡献与渗透率的关系 |
| 3.2.3 特低渗油藏提高驱油效率对驱油剂的性能要求 |
| 3.3 强乳化性表面活性剂提高微观驱油效率机理分析 |
| 3.3.1 强乳化性表面活性剂对微观水流通道的封堵能力 |
| 3.3.2 特低渗透油藏表面活性剂驱油性能分布 |
| 3.3.3 中高渗透油藏表面活性剂驱油性能分布 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 特低渗油藏深调用DCA微球的改进 |
| 4.1 特低渗油藏DCA微球注入封堵性能及存在问题 |
| 4.1.1 DCA微球基本性能特点 |
| 4.1.2 特低渗油藏DCA微球注入封堵性能 |
| 4.1.3 特低渗油藏DCA微球存在的问题 |
| 4.2 DCA微球体系改进及性能特点 |
| 4.3 地下聚合DCA微球注入性能 |
| 4.3.1 地下聚合DCA微球注入动态 |
| 4.3.2 地下聚合DCA微球阻力系数分布 |
| 4.3.3 特低渗油藏地下聚合DCA微球注入性能优势 |
| 4.4 地下聚合DCA微球封堵性能 |
| 4.4.1 地下聚合DCA微球残余阻力系数分布 |
| 4.4.2 特低渗油藏地下聚合DCA微球封堵性能优势 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 特低渗油藏DCA微球深调-驱油复合技术研究 |
| 5.1 特低渗油藏水驱后剩余油驱动条件 |
| 5.1.1 特低渗油藏剩余油驱动条件理论分析 |
| 5.1.2 特低渗油藏不同驱油剂剩余油驱动条件 |
| 5.2 特低渗非均质油藏表面活性剂驱及存在问题 |
| 5.2.1 特低渗非均质油藏表面活性剂驱效果分析 |
| 5.2.2 表面活性剂间歇注入对提高采收率的贡献 |
| 5.2.3 乳化封堵结合不同后续驱油技术对提高采收率的贡献 |
| 5.3 特低渗透油藏乳化驱替-微球深部调剖技术 |
| 5.3.1 微球深部调剖后续水驱效果分析 |
| 5.3.2 乳化驱替-微球深部调剖后续水驱效果分析 |
| 5.3.3 乳化驱替-微球深调机理分析 |
| 5.4 特低渗透油藏微球深部调剖-驱油方式优化 |
| 5.4.1 特低渗油藏微球深部调剖-水驱效果分析 |
| 5.4.2 特低渗油藏微球深部调剖-表面活性剂驱效果分析 |
| 5.4.3 特低渗油藏微球深部调剖-CO2驱效果分析 |
| 5.4.4 特低渗油藏微球深部调剖不同后续驱油方式效果对比 |
| 5.5 DCA微球深部调剖技术矿场试验效果 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 结论及建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（7）海水基降压增注用纳米材料的研制及界面吸附规律研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 活性纳米流体的研究现状 |
| 1.2.2 活性纳米流体降压增注技术研究现状 |
| 1.2.3 纳米颗粒界面吸附研究现状 |
| 1.3 研究内容和研究方法 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 第二章 活性纳米流体的研制与性能评价 |
| 2.1 活性纳米流体的研制 |
| 2.1.1 纳米材料基本物化性能 |
| 2.1.2 活性纳米流体的研发 |
| 2.2 配方优化与性能评价 |
| 2.2.1 活性纳米流体微细管降压性能 |
| 2.2.2 活性纳米流体不含油岩心降压性能 |
| 2.2.3 活性纳米流体乳化和高含油岩心降压性能 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 活性纳米颗粒界面吸附特性研究 |
| 3.1 固液界面吸附性能 |
| 3.1.1 吸附规律 |
| 3.1.2 界面润湿性 |
| 3.2 液液界面吸附性能 |
| 3.2.1 界面活性影响规律 |
| 3.2.2 界面动力学特性 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 活性纳米流体降压增注性能与机理研究 |
| 4.1 微细管流场特征 |
| 4.1.1 实验原理与方法 |
| 4.1.2 实验结果与讨论 |
| 4.2 多孔介质模型降压机理 |
| 4.2.1 实验原理与方法 |
| 4.2.2 不含油多孔介质降压机理 |
| 4.2.3 含油多孔介质降压机理 |
| 4.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士期间获得的学术成果 |
| 致谢 |
（8）纳米颗粒在压裂工艺中封堵裂缝性水层的研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题依据及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的主要问题 |
| 1.2.1 堵水剂研究现状 |
| 1.2.2 纳米堵水剂研究现状 |
| 1.2.3 存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 取得的主要成果与认识 |
| 第2章 纳米颗粒基本性能分析 |
| 2.1 纳米颗粒尺寸大小及形态 |
| 2.2 纳米颗粒分散性 |
| 2.3 纳米颗粒的配伍性 |
| 2.3.1 纳米颗粒与标准盐水的配伍性 |
| 2.3.2 纳米颗粒与油的配伍性 |
| 2.4 纳米颗粒的膨胀性 |
| 2.4.1 纳米颗粒在纯水/纯油环境中的膨胀性 |
| 2.4.2 纳米颗粒在不同油相饱和度下的膨胀性 |
| 2.5 纳米颗粒抗盐性 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 纳米颗粒封堵机理及与微裂缝尺寸匹配 |
| 3.1 纳米颗粒封堵机理 |
| 3.1.1 常用堵剂封堵机理 |
| 3.1.2 纳米颗粒对水流裂缝的封堵机理 |
| 3.1.3 纳米颗粒对水流裂缝的封堵机理总结 |
| 3.2 纳米颗粒与微裂缝尺寸匹配 |
| 3.2.1 颗粒架桥封堵理论 |
| 3.2.2 纳米颗粒与微裂缝尺寸匹配 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 纳米颗粒封堵性能实验研究 |
| 4.1 实验准备 |
| 4.1.1 实验参数 |
| 4.1.2 实验装置 |
| 4.1.3 实验材料 |
| 4.2 纳米颗粒选择性封堵性能分析 |
| 4.2.1 纳米颗粒对水流裂缝的封堵性能分析 |
| 4.2.2 纳米颗粒对油流裂缝的封堵性能分析 |
| 4.3 纳米颗粒注入性分析 |
| 4.3.1 纳米颗粒粘度分析 |
| 4.3.2 纳米颗粒注入压力分析 |
| 4.4 纳米颗粒耐冲刷性分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 纳米颗粒现场施工方案推荐 |
| 5.1 注入量优化 |
| 5.2 注入浓度优化 |
| 5.3 注入速率优化 |
| 5.4 现场施工推荐 |
| 5.4.1 施工参数 |
| 5.4.2 复合堵剂的使用 |
| 5.4.3 纳米颗粒注入方式 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（9）基于变相渗机理的低渗储层纳米相渗改善剂的研制评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 研究的目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 相渗改善体系研究进展 |
| 1.2.2 变相渗机理研究进展 |
| 1.2.3 纳米材料相渗改善体系的发展趋势 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 1.3.1 本文主要内容 |
| 1.3.2 本文采取的技术路线 |
| 1.3.3 取得的主要成果和创新点 |
| 第二章 纳米相渗改善剂的制备与表征 |
| 2.1 实验部分 |
| 2.1.1 实验材料 |
| 2.1.2 实验方法 |
| 2.2 纳米相渗改善剂的体系筛选 |
| 2.3 纳米相渗改善剂的体系优化 |
| 2.4 纳米相渗改善剂的表征 |
| 2.4.1 纳米相渗改善剂的类型 |
| 2.4.2 纳米相渗改善剂的结构表征 |
| 2.4.3 纳米相渗改善剂的粒径大小和分布 |
| 2.4.4 纳米相渗改善剂的稳定性 |
| 2.5 纳米相渗改善剂的粒径大小影响因素分析 |
| 2.5.1 纳米SiO_2质量分数 |
| 2.5.2 稀释倍数 |
| 2.5.3 其他因素 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 纳米相渗改善剂的性能研究 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 实验材料 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.2 纳米相渗改善剂的基本性能评价 |
| 3.2.1 耐剪切性能 |
| 3.2.2 耐温性能 |
| 3.2.3 抗盐性能 |
| 3.2.4 耐酸碱性能 |
| 3.3 纳米相渗改善剂的其他性能 |
| 3.3.1 流变性能 |
| 3.3.2 界面性能 |
| 3.3.3 润湿性能 |
| 3.3.4 吸附性能 |
| 3.3.5 耐冲刷性能 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 相渗改善实验及机理分析 |
| 4.1 实验部分 |
| 4.1.1 实验材料 |
| 4.1.2 实验方法 |
| 4.2 相渗改善实验结果分析 |
| 4.2.1 单项流动实验 |
| 4.2.2 两相流动实验 |
| 4.3 相渗改善机理分析 |
| 4.3.1 机理分析 |
| 4.3.2 研究展望 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 高温高盐油藏开发技术概况 |
| 1.1.1 高温高盐油藏的划分 |
| 1.1.2 高温高盐油藏开采技术现状 |
| 1.1.3 我国高温高盐油藏开发面临的挑战 |
| 1.2 高温高盐油藏提高采收率技术进展 |
| 1.2.1 高温高盐油藏化学驱油剂研究进展 |
| 1.2.2 高温高盐油藏调剖剂研究进展 |
| 1.2.3 高温高盐油藏提高采收率矿场试验 |
| 1.2.4 高温高盐油藏提高采收率的关键问题 |
| 1.3 水平井控水增油技术现状 |
| 1.3.1 水平井在我国油气开采中的应用 |
| 1.3.2 水平井采油的技术难点 |
| 1.3.3 水平井堵水技术 |
| 1.4 论文的研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 耐温耐盐微球调堵剂研发及优选 |
| 2.1 DCA微球堵剂的研发 |
| 2.1.1 DCA微球配方的优化 |
| 2.1.2 DCA微球性能控制方法 |
| 2.1.3 DCA微球粒径控制方法 |
| 2.1.4 DCA微球制备工艺优化 |
| 2.1.5 DCA微球中试与工业化生产 |
| 2.2 微球堵剂的耐温性 |
| 2.2.1 分散于水中微球的高温热稳定性 |
| 2.2.2 微球材料的高温热稳定性 |
| 2.3 微球堵剂在岩心中的注入性 |
| 2.3.1 三类微球的注入性 |
| 2.3.2 微球材料用量与封堵效果的关系 |
| 2.3.3 以阻力系数为指标评价三类微球注入性 |
| 2.3.4 以阻力系数分布为指标评价三类微球注入性 |
| 2.4 微球堵剂对水流通道的封堵能力及其在岩心中的分布 |
| 2.4.1 以残余阻力系数为指标评价三类微球的封堵能力 |
| 2.4.2 以残余阻力系数分布为指标评价三类微球在油藏深部的封堵能力 |
| 2.4.3 以残余阻力非均匀系数评价调堵剂实现深部调剖堵水的可能性 |
| 2.4.4 以残余阻力系数的动态变化评价封堵的稳定性 |
| 2.4.5 微球注入性和在油藏深部封堵能力综合分析 |
| 2.5 油藏就地聚合的DCA微球注入性改进 |
| 2.5.1 就地聚合DCA微球配方改进 |
| 2.5.2 ISP-DCA微球体系在岩心中的注入性 |
| 2.5.3 以阻力系数分布评价ISP-DCA微球体系在岩心中的注入性 |
| 2.5.4 ISP-DCA微球在岩心中的封堵能力 |
| 2.6 本章小结 |
| 第3章 耐温耐盐乳化调驱剂研发 |
| 3.1 高温乳化动态测试仪及评价方法 |
| 3.1.1 油水乳化性能评价方法研究概况 |
| 3.1.2 高温乳化动态测试仪 |
| 3.1.3 乳化能力及乳液稳定性的表征方法 |
| 3.2 乳化调堵剂的筛选与复配 |
| 3.2.1 表面活性剂与高矿化度高钙镁离子水的配伍性 |
| 3.2.2 表面活性剂的耐盐性 |
| 3.2.3 耐温耐盐乳化调驱剂的复配 |
| 3.2.4 乳化调驱剂耐温性评价 |
| 3.3 就地乳化调堵剂性能 |
| 3.3.1 乳化剂在岩心中的注入性 |
| 3.3.2 乳化剂在驱油过程中与原油的乳化 |
| 3.3.3 岩心中油水就地乳化对水流通道的封堵能力 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水技术 |
| 4.1 水平井深部吞吐-堵水技术关键问题 |
| 4.1.1 常规水平井堵水技术的关键问题 |
| 4.1.2 常规吞吐技术的关键问题 |
| 4.1.3 建立了水平井深部吞吐-堵水的技术思路 |
| 4.1.4 研究方法简介 |
| 4.2 水平井深部吞吐-堵水关键技术难点的突破 |
| 4.2.1 堵剂注入与封堵的选择性 |
| 4.2.2 乳化助堵扩大堵水有效作用范围 |
| 4.3 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水技术优选 |
| 4.3.1 CO2深部吞吐-乳化剂HA助堵-微球堵水 |
| 4.3.2 CH4深部吞吐-乳化剂HA助堵-微球堵水 |
| 4.3.3 乳化剂HA深部吞吐-微球堵水 |
| 4.3.4 乳化剂RA-WT深部吞吐-微球堵水 |
| 4.3.5 水平井深部吞吐-堵水复合技术综合评价 |
| 4.4 高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水矿场试验方案 |
| 4.4.1 矿场试验用剂的准备 |
| 4.4.2 高温高盐油藏水平井堵水选井 |
| 4.4.3 HD4-32H矿场试验施工方案设计 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
四、一种纳米级阻聚堵水材料的试验研究（论文参考文献）
- [1]硫酸盐还原菌（SRB）合成铁硫化合物的结构、组成及界面性质研究[D]. 杨颜丽. 吉林大学, 2021(01)
- [2]抗温耐盐冻胶体系的构建及性能研究[D]. 巩权峰. 西安石油大学, 2021(09)
- [3]两亲性微球调剖剂的合成及性能研究[D]. 向春林. 西南石油大学, 2019(06)
- [4]聚丙烯酰胺凝胶微球调剖剂的制备与性能评价[D]. 郭超. 北京化工大学, 2018(01)
- [5]低渗透油藏DCA微球深部调剖-驱油方法评价[D]. 孔彬. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [6]特低渗油藏水驱后调剖-驱油方法研究[D]. 董杰. 中国石油大学(北京), 2018
- [7]海水基降压增注用纳米材料的研制及界面吸附规律研究[D]. 李浩. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [8]纳米颗粒在压裂工艺中封堵裂缝性水层的研究[D]. 李丹. 成都理工大学, 2018(01)
- [9]基于变相渗机理的低渗储层纳米相渗改善剂的研制评价[D]. 翟恒来. 中国石油大学(华东), 2018(07)
- [10]高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究[D]. 杨长春. 中国石油大学（北京）, 2017(02)