一、耐温耐盐型表面活性剂及其在油田中的应用（论文文献综述）
刘巧娜[1]（2020）在《粘弹性小分子凝胶的研制与应用基础研究》文中提出粘弹性表面活性剂又称“清洁压裂液”。针对清洁压裂液具备流变性能好、破胶很彻底、能提高压裂规模的优点,本文确定了压裂液体系EOS组成的配方,同时考察了其理化性能（粘弹性、耐温性、抗盐性、稳定性、悬砂性及破胶性能等）。并针对压裂液返排液处理问题,在考察压裂液体系EOS破胶液的基础上,通过降低界面张力的方法来筛选助表面活性剂,构建一种基于压裂液EOS破胶液用做驱油剂的驱油体系,同时通过降低油水表界面张力、乳化性能实验和接触角实验等来评价驱油性能。另外,本文还考察了压裂液体系EOO组成的配方,配制并简单地评价了其压裂理化性能及破胶以后其驱油性能。室内研制压裂液体系EOS组成优化结果为:2%EAPB+0.1%NaSal+0.7%OAPB,表观粘度随时间变化表现不明显,稳定性能好,且该体系中网状结构的形成和破坏也具有可逆性;耐温耐盐耐剪切性能良好,在温度为80℃时粘度高于30 mPa·s,随无机盐含量的增加,表观粘度也在相应地增大,适合于高矿化度较高的油层,在80℃、剪切1 h以后,粘度评价标准仍然高于25 mPa·s;体系在砂比为30%时,表现出较强的静态携砂能力。并构建了基于体系EOS破胶液的驱油体系,体系优化结果为:0.10.2%破胶液+0.04%LAP-9,该体系降低表面张力至27.92mN/m;降低界面张力可达到0.006mN/m,体系可以使亲油性石英片表面发生润湿性反转,将接触角降至49.5°,静态驱油效果较好,60℃条件下驱油率可达17.5%。室内研制压裂液体系EOO组成的配方比是:1.7%EAPB+1.36%OAPB+0.02%OHPSE,耐高温性能较好,可适用于中高温储层的压裂;耐盐性能较好,适用于中高盐储层的压裂;并具有良好的流变、抗剪切性,满足压裂携砂的性能要求,悬砂性较好;原油破胶彻底（稀释4倍等同）,低含量的残渣,对油气储层破坏很小。并基于体系EOO破胶液做为驱油剂来简单进行评价,发现其体系EOO破胶液具有驱油的潜能。体系EOO破胶液具有低表面张力;体系EOO破胶液的静态驱油效果良好,在80℃下,静态驱油率可达到28%,且随破胶液浓度的增大,静态驱油效率也随之增大。
王浩颐[2]（2020）在《丙烯酰胺共聚微球结构与性能的关系研究》文中研究说明丙烯酰胺共聚微球由于其可以在油藏孔隙中实现逐级封堵并具有较强的耐温抗盐性而成为一种极具前景的深部调剖剂。然而,目前尚缺乏对丙烯酰胺共聚微球微结构和性能的系统研究,难以从本质上掌握其构效关系,无法为丙烯酰胺共聚微球的设计与实际应用提供理论指导。因此,本文通过使用两种不同类型交联剂合成了两类具有不同微结构的微球,详细研究了微球在溶胀、合成及热降解过程中微结构变化,并提出了丙烯酰胺-N,N’-亚甲基双丙烯酰胺（AM-MBA）和丙烯酰胺-聚乙二醇二丙烯酸酯（AM-PEGDA）两类共聚微球的微结构模型。进而通过探讨微结构对微球的流变特性、变形特性、抗剪切性、封堵运移特性的影响,建立其微结构与性能的构效关系,以期指导丙烯酰胺共聚微球的设计及其在油田中的应用。对于AM-MBA类共聚微球,交联剂和单体在微球内的不均匀分布,使得凝胶化形成的微球具有不同微观结构:三维网络结构不完整的微球、网络结构完整的“软球”以及内部结构紧密、外部结构疏松的“硬球”。三维网络结构不完整的微球,随着交联剂与单体质量比（交联比Nx）的增大,逐渐由降解形成丝状结构物质向降解形成微球间纤维网状结构转变,微球的耐温时间先增大后减小;随着离子强度的增加,微球的粒径急剧减小,其弹性模量较小,抗剪切性能较差,在多孔介质中主要是破碎通过。而网络结构完整的“软球”具有良好的溶胀性,耐温时间随交联剂含量增加而延长,存在临界浓度,抗剪切性能增强,在多孔介质中可变形通过。具有内部结构紧密、外部结构疏松的“硬球”,随着老化时间的增加,降解形成微球间纤维网状结构,且随着交联剂含量增加,网状结构越来越致密,微球逐渐表现出良好的耐温特性;其流变性能与浓度无关,具有较大的弹性模量,抗剪切性能优良,在多孔介质中无法形成有效封堵运移。对于AM-PEGDA类共聚微球,交联剂的反应速率与单体反应速率相近,没有形成“内部结构紧密、外部结构疏松”这一非均匀结构。三维网络结构不完整的微球,随着交联比的增大,微球内部逐渐形成中度支化的聚合物长链,随着交联比的进一步增大,微球内部逐渐由中度支化的聚合物长链变成高度支化的聚合物短链进而逐渐形成网络结构完整的“软球”,而交联剂PEGDA相对分子质量越高,微球内部越易形成网络结构完整的“软球”。网络结构完整的“软球”,交联比越高,越易形成表面具有高交联密度的“软球”。随着微球内部结构的变化,AM-PEGDA类共聚微球可细化为四个区域。区域Ⅰ对应微球分散体系,溶液中颗粒呈现多种形式,观察不到完整的微球;区域Ⅱ对应的微球分散体系的耐温特性虽然受pH影响很大,但共聚微球结构中的PEGDA并没有表现出pH响应行为;区域Ⅲ对应的微球分散体系,共聚微球结构中的PEGDA在后期表现出pH响应行为;而区域Ⅳ对应的微球分散体系,共聚微球结构中的PEGDA在前期就表现出pH响应行为。
焦智奕[3]（2020）在《新型粘土稳定剂的合成及其在油田中的应用》文中研究说明油田注水开发和酸化压裂等措施将大量外来水和化学添加剂注入储层,储层中存在的大量粘土矿物与水接触后会发生水化膨胀和分散运移,堵塞孔喉、降低储层渗透率,造成储层伤害,粘土稳定剂可有效防止粘土矿物水化膨胀和分散运移。随着石油勘探开发技术的不断发展,当前的粘土稳定剂已无法满足一些低渗、高温、高矿化度油藏的开发要求。论文合成了两种新型阳离子聚合物型粘土稳定剂,通过开展一系列性能评价和油田初步应用试验,验证了其可满足低渗、高温、高矿化度油藏的开发要求。（1）以甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）为反应物,过硫酸铵[（NH4）2S2O8]为引发剂,采用水溶液聚合方法合成出均聚物PDMC,并就聚合反应温度、反应时间、固含量和引发剂用量对产物特性粘度开展了实验研究。结果显示:红外光谱和核磁共振氢谱证明合成出的产物即为目标产物PDMC;当固含量为21%,引发剂含量为1.86%（占单体含量）,反应温度为80℃,反应时间为6h,PDMC的特性粘度达到最大值108.9mL/g。（2）以丙烯酰胺（AM）和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）为单体,过硫酸铵[（NH4）2S2O8]/亚硫酸氢钠（NaHSO3）为复合引发剂,采用自由基共聚反应合成共聚物P（AM-DMC）,并就单体摩尔比、固含量、引发剂用量和反应温度对单体转化率和产物特性粘度的影响开展了实验研究。实验结果显示:红外光谱和核磁共振氢谱证明产物结构与设计预期结构基本吻合;当n（AM）:n（DMC）=2:1,固含量为 35%,引发剂（NH4）2S2O8/NaHSO3 的质量分数为 1.0%,m[（NH4）2S2O8]:m（NaHSO3）=1:1,反应温度为 70℃时,单体转化率和产物P（AM-DMC）特性粘度最佳,其中单体转化率为83.1%,特性粘度为 152.7mL/g。（3）将PDMC和P（AM-DMC）用水稀释至一定浓度即为粘土稳定剂JSH和JSHA。通过防膨率、耐水洗和耐温性能、岩屑回收率、岩心渗透率和配伍性实验,综合评价JSH和JSHA的性能。综合考虑防膨效果和原料成本,确定了 JSH和JSHA的最佳使用浓度均为1.0%,其防膨率分别为91.32%和93.69%;JSH和JSHA与无机盐复配后,表现出良好的配伍性和防膨效果,与KCl复配后的防膨效果优于NH4Cl,与KCl复配后的防膨率分别为95.52%和96.13%;JSH和JSHA具有长效性和很好的耐温性。（4）通过分析施工区块长8储层的地质特征,判断长8段储层属于低孔、超低渗高矿化度储层。在Y73井酸化压裂过程中进行JSH、JSHA应用试验,试验结果表明:JSH、JSHA与Y73井地层水和压裂液基液配伍性良好,JSH和JSHA用量为1.0%时粘土稳定效果均在80%以上,可知JSH、JSHA可满足低渗、高矿化度储层油藏中的应用开发要求。
王晓朋[4]（2019）在《单烷基二苯醚双磺酸钠及其复配体系的性能研究》文中研究说明烷基二苯醚双磺酸钠是一类在分子结构中有双亲水基的阴离子表面活性剂,与传统的单亲水基表面活性剂相比,具有优异的水溶性、良好的耐盐和耐高温性能等。这些优异的性能使其在洗涤、三次采油和土壤修复等行业具有广泛的应用前景。本文以单烷基二苯醚双磺酸钠（Cn-MADS）为研究对象,考察了不同疏水链长对Cn-MADS性能的影响,研究了Cn-MADS与阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠（LAS）复配体系、Cn-MADS与阳离子表面活性剂十六烷基三甲基氯化铵（CTAC）复配体系的性能。论文主要工作可分为:1.考察了Cn-MADS疏水链长度对其表面活性、润湿性能、泡沫性能和乳化性能的影响。结果表明:疏水碳链长度增加,Cn-MADS（n=6、10和16）的临界胶束浓度（cmc）减小,降低表面张力的效率(pC20)降低,扩散系数减小,临界胶束浓度处的表面张力(γcmc)增大,润湿时间增长,泡沫性能降低,乳化性能无明显变化;疏水链支化度增加(如C12-MADS),导致饱和吸附量(Гmax)减小,pC20值增大,润湿时间缩短。2.考察了C16-MADS/LAS复配体系的稳定性、抗硬水性能、耐盐/耐钙性能和表面张力。结果表明:随着C16-MADS质量比的增加,C16-MADS/LAS溶液的稳定性、抗硬水性能和耐盐/耐钙性能越来越好;γcmc值逐渐增大,理想临界胶束浓度值（cmc*）逐渐减小,实际cmc值先增加后减小,表明C16-MADS与LAS之间存在拮抗作用,且当C16-MADS/LAS的质量比为2/8时,拮抗作用最强。3.考察了C16-MADS/LAS复配体系的应用性能。结果显示:C16-MADS质量比增加,该复配体系的接触角增大,泡沫性能降低;在不同温度下,随着温度升高,C16-MADS/LAS复配体系对三种污布（碳黑油污布、蛋白污布和皮脂污布,分别简写为JB-01、JB-02和JB-03）的去污比值增大,即去污性能提高;在同一温度下,C16-MADS质量比增加,对JB-01的去污比值无明显变化,对JB-02和JB-03的去污比值和洗净率均增加。在不同水硬度条件下,随着水硬度增加,去污性能降低;在同一水硬度下,C16-MADS质量比增加,对JB-02和JB-03的去污比值和洗净率增加;在750 ppm时,C16-MADS质量比增加,对JB-01的去污比值出现先降低后增加的现象,且当C16-MADS/LAS=4/6时,去污比值最低。4.考察了C16-MADS/CTAC复配体系的稳定性、界面张力和乳化性能。结果表明:C16-MADS/CTAC复配体系的稳定性高于LAS/CTAC;当C16-MADS/CTAC=5/5时,C16-MADS/CTAC复配体系在降低油/水界面张力方面显示出强烈的协同效应,平衡界面张力最低(达到10-3mN/m数量级);同时对液体石蜡的乳化出现了拮抗作用,乳液稳定性最差。
曾维[5]（2019）在《塔河1、9区水平井堵水与吞吐复合提高采收率实验研究》文中进行了进一步梳理塔河油田1、9区开发已进入高含水阶段,且油藏非均质性极强、水平井出水机理复杂,普通的堵水方法难以满足当前油田的生产需求。本文通过研究水平井堵水与吞吐复合提高采收率技术,为该油藏后续原油开采提供技术保障。该复合技术由凝胶堵水和吞吐组成,其核心是通过研制一种单体凝胶堵水剂,对油层高渗层进行有效封堵,再通过表面活性剂、CO2和N2泡沫三种驱油剂提高洗油效率,从而达到提高油井产量和降低油井含水率的目的。结合二维可视化实验研究了复合技术作用机理,形成了合理的堵水与吞吐复合提高采收率技术。论文主要工作及成果如下:（1）在塔河油田1、9区高低渗透率为400mD/50mD的强非均质情况下,“底水锥进”是水平井主要的见水方式,水淹模式为“高渗突破→沿井扩展→次高突破→全井水淹”,油井水淹后低渗透段区域原油主要以“屋檐油”形式存在。（2）研制了复合堵水用单体凝胶堵水剂,凝胶堵剂的配方为:主剂AM浓度为7%-9%,引发剂APS浓度为0.6%-0.8%,交联剂NN+FQ浓度为0.01%-0.015%,助剂DF+CY浓度为6%-8%,成胶时间为4h-5h,成胶强度可达H级。（3）凝胶性能评价实验结果表明:当矿化度为20X 104mg/L时,拉断倍数为13倍;温度为90℃下,成胶强度可达H级;pH值为6～8时更有利于合成高性能堵剂;裂缝岩心封堵实验中凝胶的注入压力较低,有效封堵率高达99%,表明该凝胶堵水剂具备良好的注入性和封堵能力。（4）三维物理模拟实验结果表明,在8MPa回压下,堵水与吞吐复合提高采收率技术的优先顺序为:堵水+N2泡沫（提高采收率22.15%）>堵水+表面活性剂（提高采收率21.41%）>堵水+CO2（提高采收率15.34%）,推荐堵水+N2泡沫复合提高采收率技术作为塔河1、9区后续开采的复合技术。（5）开展了平板模型和亚克力玻璃板两种二维可视化模型实验研究,实验结果表明:凝胶堵剂能对高渗层进行有效封堵,可通过有效抑制底水上窜、提高底水在低渗层的波及效率等机理,实现控水增油目的;先注表面活性剂或N2泡沫,在底水上窜通道被封堵后,绕过近井地带高渗区的凝堵封堵带,进入含油饱和度较高的低渗区,启动死油、死孔隙,从而带出“屋檐油”;在扩大波及体积及油层动用程度的同时,充分发挥表面活性剂降低油水界面张力作用和N2泡沫控制流动剖面的洗油作用,提高原油采收率。本论文的研究成果能为塔河油田1、9区碎屑岩油藏水平井开采提供技术保障,对提高该油田原油采收率和改善平面非均质情况具有重要意义。
杨长春[6]（2017）在《高温高盐油藏水平井深部吞吐-堵水方法研究》文中研究指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。
刘哲[7]（2016）在《用于高矿化度油藏条件的驱油用表面活性剂的合成及性能评价》文中研究表明表面活性剂驱油是提高石油采收率技术中非常重要的一种方法。根据油藏实际条件,能否筛选出高驱油效率、低成本的驱油用表面活性剂配方是表面活性剂驱油能否应用的前提条件。目前表面活性剂驱油中适用于高矿化度、低渗透率地层条件的驱油剂配方并不多。本论文以良好的耐盐性、高油-水界面活性为出发点,设计并合成了3种类型共10种驱油用表面活性剂。包括1类阳离子型Gemini表面活性剂LZ-1～LZ-4,2类两性离子型传统单体表面活性剂LZ-10～LZ-12、LZ-14-LZ-16。对所合成的表面活性剂进行了元素分析、红外图谱表征、电喷雾飞行质谱表征。根据提高石油采收率技术中对表面活性剂性能的要求,对所合成的表面活性剂进行了表面张力测试、润湿性测试、油-水界面张力测试、与地层水配伍性测试。在表面活性剂溶液矿化度为65430 mg/L条件时,表面活性剂LZ-10～LZ-12、LZ-14-LZ-16溶液均可保持澄清,阳离子型Gemini表面活性剂LZ-1～LZ-3可保持溶液澄清,具有良好的耐盐性。油-水界面张力测试中阳离子型Gemini表面活性剂LZ-3在单剂条件下可将油水界面张力降低至100-3 mN/m数量级。对阳离子型Gemini表面活性剂LZ-3进行了耐盐性测试、吸附特性测试、复配实验及室内模拟驱油实验。LZ-3在地层温度50℃,表面活性剂浓度为0.1%时最高耐盐度为80 g/L；LZ-3在静态吸附量测试中,在油层砂中的表面吸附量T在6.3～11.5 mg/g砂；复配实验中几种复配剂的油-水界面张力均高于LZ-3单剂；室内模拟驱油实验LZ-3相比于水驱油效率最高可提高11.09%。
李海涛[8]（2015）在《超稠油耐高温破乳剂FSAGD使用性能的室内评价》文中提出针对风城油田SAGD超稠油掺柴高温密闭脱水工艺对耐温破乳剂的需求,对研制的非离子-阴离子两性表面活性剂FSAGD破乳剂的耐高温使用性能进行了的室内评价。观察了FSAGD破乳剂的耐温耐盐性能,通过室内高温密闭脱水装置评价了其高温脱水性。室内及现场试验结果表明,FSAGD破乳剂具有良好的耐温耐盐和高温脱水性能,能够满足风城SAGD超稠油的高温密闭脱水。
赵健慧[9]（2015）在《耐温抗盐表面活性剂的合成、性能评价及驱油体系的构筑》文中研究指明针对塔中402CⅢ高温高盐油藏对化学剂要求苛刻的难题,开展了耐温抗盐表面活性剂驱油体系的研究。本文设计并合成了一种新型的阴非离子表面活性剂——脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐（ACS）,实现了在塔中油藏温度110°C、矿化度11.5×104mg/L、钙镁离子含量7654mg/L条件下达到超低油水界面张力,在高温高盐油藏化学驱中有很大的应用潜力。首先,以廉价的脂肪胺聚氧乙烯醚为原料,采用烯烃加成法,通过烯丙基化和磺化两步反应合成了不同结构的脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐（ACS）。以十二胺聚氧乙烯醚（5）为原料确定了烯烃加成法的最佳合成条件,通过红外和核磁表征确定了终产物为脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐,其热分解温度在300375oC之间,具有良好的热稳定性。6种产物中十二胺聚氧乙烯醚（2）磺酸盐ACS-1202的临界胶束浓度为0.172mmol/L,此时的表面张力为29.96mN/m,表面活性最好。其次,采用实验与分子模拟相结合的方法,探究了温度和盐离子对脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐表面活性剂在油水界面吸附行为的影响规律。界面张力实验结果表明,脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐分子含有叔胺基、乙氧基和磺酸基三种亲水基团,水合作用强,耐温抗盐性好。分子动力学模拟结果显示,叔胺基和乙氧基对盐离子不敏感,同时磺酸基有很好的抗盐作用,抗盐能力排序为Na+>Ca2+>Mg2+。磺酸基耐温性好,高温下亲水头基无明显聚集,油水界面张力的变化是疏水尾链团聚导致的;高温下烷烃链柔韧性增强,表面活性剂膜团聚严重,油水界面张力先降低后升高。分子模拟方法得出的油水界面张力变化规律与实验结果相吻合。最后,通过系统全面的性能评价和对比,发现6种产物中ACS-1202降低界面张力能力最强,塔中油藏条件下油水界面张力为0.0046mN/m;热稳定性好,老化30天期间油水界面张力维持在10-3mN/m数量级。以ACS-1202为主剂,与磺基甜菜碱THSB构筑了可达超低界面张力的耐温抗盐表面活性剂驱油体系,加和增效作用明显;驱油体系配方为0.2%ACS-1202+0.02%THSB时,油水界面张力可降至0.0021mN/m,采收率增值为5.20%,大于单组分的采收率增值4.26%,有一定的提高采收率效果,并通过微观可视化实验进一步研究了驱油机理。
王凯[10]（2015）在《清洁压裂液破胶液驱油体系研究》文中研究表明针对压裂液返排液液量大、处理难度大、处理费用高及污染环境的问题,本文在考察粘弹性表面活性剂（VES）清洁压裂液破胶液基本性质的基础上,构建了一种可用于驱油的VES清洁压裂液破胶液驱油体系,实现了对清洁压裂液返排液的重复再利用。室内构建了基于VES清洁压裂液破胶液的驱油体系,体系配方为:0.10.4wt%破胶液+0.0040.02wt%AOS。该体系在温度为61℃、矿化度为8.1×104mg/L条件下与安塞长6层脱水原油之间的界面张力为7.0×10-4mN/m,老化30天后界面张力仍能保持在10-3mN/m数量级,能够达到三次采油的标准。对构建的VES清洁压裂液破胶液驱油体系性能进行了系统评价,研究结果表明:该体系适用温度范围为50℃90℃,适用矿化度范围为3×104mg/L21×104mg/L,在温度为61℃、矿化度为8.1×104mg/L条件下该体系润湿性能优良,乳化性能较好,静砂表面的静态吸附量为30.25mg/g,动态饱和吸附量为静态的1/3,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的1/41/3。通过室内物理模拟实验显示,最优注入方案条件下实现采收率增值为12.5%,表明该体系在水驱后能够进一步提高采收率。采用岩心CT扫描、SEM电镜及微观仿真模型研究水驱后残余油分布、残余油的存在形式以及注入表面活性剂后残余油的启动和运移方式,直观地探究了表面活性剂的驱油机理。
二、耐温耐盐型表面活性剂及其在油田中的应用（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、耐温耐盐型表面活性剂及其在油田中的应用（论文提纲范文）
（1）粘弹性小分子凝胶的研制与应用基础研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 清洁压裂液概述及其特性 |
| 1.2.1 清洁压裂液概述 |
| 1.2.2 清洁压裂液优点 |
| 1.3 清洁压裂液的分类及其研究现状 |
| 1.3.1 阳离子型清洁压裂液 |
| 1.3.2 阴离子型清洁压裂液 |
| 1.3.3 .两性离子型、非离子型清洁压裂液 |
| 1.4 清洁压裂液返排液再利用驱油体系研究现状 |
| 1.5 驱油用表面活性剂 |
| 1.5.1 驱油用表面活性剂要求 |
| 1.5.2 驱油用表面活性剂的驱油机理 |
| 1.5.3 驱油用表面活性剂的性能 |
| 1.5.4 驱油用表面活性剂分类及研究现状 |
| 1.6 研究目的、意义及研究内容 |
| 1.6.1 研究目的与意义 |
| 1.6.2 研究内容 |
| 第二章 EOS压裂-驱油一体化工作液研究 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验部分 |
| 2.2.1 主要仪器与材料 |
| 2.2.2 实验方法 |
| 2.2.2.1 表观粘度测定 |
| 2.2.2.2粘度稳定性实验 |
| 2.2.2.3耐温性实验 |
| 2.2.2.4耐剪切性实验 |
| 2.2.2.5粘弹性实验 |
| 2.2.2.6耐盐性实验 |
| 2.2.2.7悬砂实验 |
| 2.2.2.8破胶实验 |
| 2.2.2.9 破胶残渣量测定 |
| 2.2.2.10配伍性实验 |
| 2.2.2.11 表面张力测定 |
| 2.2.2.12 界面张力测定 |
| 2.2.2.13乳化性能实验 |
| 2.2.2.14润湿性实验 |
| 2.2.2.15静态驱油实验 |
| 2.3 结果与讨论 |
| 2.3.1 主剂的筛选 |
| 2.3.1.1 两性表面活性剂的复配 |
| 2.3.1.2 主剂的确定 |
| 2.3.1.3 主剂用量的确定 |
| 2.3.2 助剂用量的确定 |
| 2.3.2.1 氯化钾浓度优选 |
| 2.3.2.2 油酸酰胺丙基甜菜碱浓度优选 |
| 2.3.2.3 水杨酸钠浓度优选 |
| 2.3.3 EOS压裂液体系的确定 |
| 2.3.4 EOS压裂液体系的稳定性实验 |
| 2.3.5 EOS压裂体系的综合性能评价 |
| 2.3.5.1 耐温性能 |
| 2.3.5.2 耐剪切性能 |
| 2.3.5.3 粘弹性能 |
| 2.3.5.4 耐盐性能 |
| 2.3.5.5 悬砂性能 |
| 2.3.5.6 破胶性能 |
| 2.3.5.7 破胶残渣量 |
| 2.3.6 EOS体系驱油性能评价 |
| 2.3.6.1 表面张力 |
| 2.3.6.2 界面张力 |
| 2.3.7 EOS破胶液驱油体系助表面活性剂的优选 |
| 2.3.7.1 助表面活性剂的筛选 |
| 2.3.7.2 界面张力 |
| 2.3.8 EOS体系破胶液驱油体系配方优化 |
| 2.3.8.1 EOS体系破胶液-LAP-9 复配体系 |
| 2.3.8.2 体系EOS破胶液-APEO复配体系 |
| 2.3.8.3 体系EOS破胶液-SB-14 复配体系 |
| 2.3.9 EOS-LAP-9 体系驱油性能综合评价 |
| 2.3.9.1 表面张力 |
| 2.3.9.2 界面张力 |
| 2.3.9.3 乳化性能 |
| 2.3.9.4 润湿性能 |
| 2.3.9.5 静态驱油 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 EOO压裂-驱油一体化工作液研究 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验部分 |
| 3.2.1 主要仪器与材料 |
| 3.2.2 主剂用量的确定 |
| 3.3 .结果与讨论 |
| 3.3.1 压裂液体系EOO的复配单剂的优选 |
| 3.3.2 压裂液体系EOO的复配单剂浓度及比例优化 |
| 3.3.3 增稠剂加量对复配体系粘度的影响 |
| 3.3.4 压裂液体系EOO的确定 |
| 3.3.5 体系EOO在油田压裂中的应用 |
| 3.3.5.1 耐温性能 |
| 3.3.5.2 耐剪切性能 |
| 3.3.5.3 耐盐性能 |
| 3.3.5.4 悬砂性能 |
| 3.3.5.5 破胶性能 |
| 3.3.5.6 破胶残渣量 |
| 3.3.6 体系EOO在三次采油中的应用 |
| 3.3.6.1 表面张力 |
| 3.3.6.2 界面张力 |
| 3.3.6.3 静态驱油 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 总结与展望 |
| 4.1 论文总结 |
| 4.2 建议 |
| 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 |
（2）丙烯酰胺共聚微球结构与性能的关系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 引言 |
| 第1章 文献综述 |
| 1.1 交联聚合物微球 |
| 1.2 液-液两相系统制备微球 |
| 1.2.1 悬浮和乳液聚合 |
| 1.2.2 微乳液、微悬浮、细乳液聚合 |
| 1.2.3 沉淀和分散聚合 |
| 1.3 交联聚合物微球的结构与性能 |
| 1.3.1 微球的内部结构:交联密度的空间分布 |
| 1.3.2 微球的内部结构:功能性单体的空间分布 |
| 1.3.3 微球的溶胀特性 |
| 1.3.4 微球的耐盐特性 |
| 1.3.5 微球的流变特性 |
| 1.3.6 微球的变形特性 |
| 1.4 课题的提出 |
| 第2章 实验仪器及方法 |
| 2.1 实验所用仪器、试剂 |
| 2.1.1 实验所用仪器设备 |
| 2.1.2 实验所用试剂与材料 |
| 2.2 不同微结构丙烯酰胺共聚微球的制备 |
| 2.2.1 基于AM-MBA的丙烯酰胺共聚微球的制备 |
| 2.2.2 基于AM-PEGDA的丙烯酰胺共聚微球的制备 |
| 2.3 不同微结构丙烯酰胺共聚微球性能评价方法 |
| 2.3.1 微球的微观评价方法 |
| 2.3.2 微球耐温性测定 |
| 2.3.3 微球耐盐性测定 |
| 2.3.4 微球流变性测定 |
| 2.3.5 微球变形性测定 |
| 2.3.6 微球抗剪切性测定 |
| 2.3.7 微球的pH响应行为 |
| 2.3.8 微球封堵运移性测定 |
| 第3章 基于AM-MBA的丙烯酰胺共聚微球的结构调控 |
| 3.1 AM-MBA类丙烯酰胺共聚微球的微结构 |
| 3.1.1 AM-MBA类共聚微球的形貌和尺寸 |
| 3.1.2 AM-MBA类共聚微球的溶胀特性 |
| 3.1.3 AM-MBA类共聚微球的耐温特性 |
| 3.1.4 AM-MBA类共聚微球的微结构 |
| 3.2 AM-MBA类丙烯酰胺共聚微球的成球过程 |
| 3.3 AM-MBA类丙烯酰胺共聚微球的热降解过程 |
| 3.3.1 区域Ⅰ对应的微球分散体系的热降解过程分析 |
| 3.3.2 区域Ⅱ对应的微球分散体系的热降解过程分析 |
| 3.3.3 区域Ⅲ对应的微球分散体系的热降解过程分析 |
| 3.3.4 区域Ⅳ对应的微球分散体系的热降解过程分析 |
| 3.3.5 区域Ⅴ对应的微球分散体系的热降解过程分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 基于AM-MBA的丙烯酰胺共聚微球结构与性能关系 |
| 4.1 AM-MBA类丙烯酰胺共聚微球的耐盐特性 |
| 4.1.1 Na~+浓度对AM-MBA类共聚微球溶胀性能的影响 |
| 4.1.2 Ca~(2+)、Mg~(2+)浓度对AM-MBA类共聚微球溶胀性能的影响 |
| 4.2 AM-MBA类丙烯酰胺共聚微球的流变特性 |
| 4.2.1 AM-MBA类共聚微球溶液的流变曲线 |
| 4.2.2 AM-MBA类共聚微球溶液触变性质 |
| 4.2.3 AM-MBA类共聚微球溶液动态振荡行为 |
| 4.2.4 AM-MBA类共聚微球溶液蠕变-恢复特性 |
| 4.2.5 临界浓度判断软硬球的方法 |
| 4.3 AM-MBA类丙烯酰胺共聚微球的变形特性 |
| 4.4 AM-MBA类丙烯酰胺共聚微球的抗剪切性 |
| 4.5 AM-MBA类丙烯酰胺共聚微球的封堵运移特性 |
| 4.5.1 渗透率5μm~2时AM-MBA类共聚微球的封堵运移特性 |
| 4.5.2 渗透率5μm~2时AM-MBA类共聚微球的封堵运移特性 |
| 4.5.3 渗透率5μm~2时AM-MBA类共聚微球的封堵运移特性 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 基于AM-PEGDA的丙烯酰胺共聚微球的结构调控 |
| 5.1 AM-PEGDA类丙烯酰胺共聚微球的微结构 |
| 5.1.1 AM-PEGDA类共聚微球的形貌和尺寸 |
| 5.1.2 AM-PEGDA类共聚微球的溶胀特性 |
| 5.1.3 AM-PEGDA类共聚微球的耐温特性 |
| 5.1.4 AM-PEGDA类共聚微球的微结构 |
| 5.2 AM-PEGDA类丙烯酰胺共聚微球的成球过程 |
| 5.3 AM-PEGDA类丙烯酰胺共聚微球的降解过程 |
| 5.3.1 区域Ⅱ对应的微球分散体系的降解过程分析 |
| 5.3.2 区域Ⅲ对应的微球分散体系的耐温性能分析 |
| 5.3.3 区域Ⅳ对应的微球分散体系的耐温性能分析 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 基于AM-PEGDA的丙烯酰胺共聚微球结构与性能关系 |
| 6.1 PEGDA200系列共聚微球的pH响应行为 |
| 6.1.1 区域Ⅱ对应的微球分散体系的pH响应行为 |
| 6.1.2 区域Ⅲ对应的微球分散体系的pH响应行为 |
| 6.1.3 区域Ⅳ对应的微球分散体系的pH响应行为 |
| 6.2 PEGDA200系列共聚微球的流变特性 |
| 6.3 PEGDA200系列共聚微球的变形特性 |
| 6.4 PEGDA200系列共聚微球的抗剪切性 |
| 6.5 PEGDA200系列共聚微球的封堵运移特性 |
| 6.5.1 渗透率5μm~2时PEGDA200系列共聚微球的封堵运移特性 |
| 6.5.2 渗透率5μm~2时PEGDA200系列共聚微球的封堵运移特性 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7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 |
（3）新型粘土稳定剂的合成及其在油田中的应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 1 绪论 |
| 1.1 前言 |
| 1.2 粘土矿物的基本结构 |
| 1.2.1 基本结构 |
| 1.2.2 基本结构层 |
| 1.3 粘土矿物的种类 |
| 1.3.1 蒙脱石 |
| 1.3.2 高岭石 |
| 1.3.3 伊利石 |
| 1.3.4 绿泥石 |
| 1.3.5 伊/蒙间层 |
| 1.4 粘土矿物的性质 |
| 1.4.1 带电性 |
| 1.4.2 吸附性 |
| 1.4.3 膨胀性 |
| 1.5 储层产生水敏性原因 |
| 1.5.1 水化膨胀 |
| 1.5.2 分散运移 |
| 1.6 粘土稳定剂的研究现状 |
| 1.6.1 无机盐类 |
| 1.6.2 无机多核聚合物类 |
| 1.6.3 阳离子表面活性剂 |
| 1.6.4 有机阳离子聚合物类 |
| 1.7 研究背景和选题意义 |
| 1.7.1 研究背景 |
| 1.7.2 选题目的及意义 |
| 1.8 研究内容 |
| 2 阳离子均聚物PDMC的合成与表征 |
| 2.1 实验原料及仪器 |
| 2.2 阳离子均聚物PDMC的合成 |
| 2.2.1 实验方法 |
| 2.2.2 实验步骤 |
| 2.3 特性粘度的测定 |
| 2.4 结果与讨论 |
| 2.4.1 反应温度的影响 |
| 2.4.2 引发剂浓度的影响 |
| 2.4.3 反应时间的影响 |
| 2.5 产物的表征 |
| 2.5.1 红外光谱测试 |
| 2.5.2 核磁共振氢谱测试 |
| 2.6 小结 |
| 3. 阳离子共聚物P(AM-DMC)的合成与表征 |
| 3.1 实验原料及仪器 |
| 3.2 阳离子共聚物P(AM-DMC)的合成方法及步骤 |
| 3.3 转化率的测定 |
| 3.4 特性粘度的测定 |
| 3.5 结果与讨论 |
| 3.5.1 反应温度对转化率和特性粘度的影响 |
| 3.5.2 反应物配比对转化率和特性粘度的影响 |
| 3.5.3 固含量对转化率和特性粘度的影响 |
| 3.5.4 引发剂质量分数对转化率和特性粘度的影响 |
| 3.6 结构表征 |
| 3.6.1 阳离子共聚物P(AM-DMC)的红外光谱测试 |
| 3.6.2 阳离子共聚物P(AM-DMC)的核磁共振氢谱测试 |
| 3.7 小结 |
| 4 粘土稳定剂性能评价 |
| 4.1 实验原料及仪器 |
| 4.2 应用性能评价方法 |
| 4.2.1 防膨率测定方法 |
| 4.2.2 扫描电镜分析 |
| 4.2.3 耐水洗能力评价 |
| 4.2.4 耐温性能评价 |
| 4.2.5 岩屑回收率实验 |
| 4.2.6 岩心渗透率实验 |
| 4.2.7 配伍性实验 |
| 4.3 结果与讨论 |
| 4.3.1 粘土稳定剂用量对防膨效果的影响 |
| 4.3.2 扫描电镜分析 |
| 4.3.3 耐水洗率测定 |
| 4.3.4 耐温性能测定 |
| 4.3.5 与无机盐KCl、NH_4Cl复配 |
| 4.3.6 岩屑回收率实验 |
| 4.3.7 岩心渗透率实验 |
| 4.3.8 配伍性评价 |
| 4.4 小结 |
| 5 新型粘土稳定剂现场应用试验 |
| 5.1 施工区块基本概况 |
| 5.1.1 储层特征 |
| 5.1.2 地层水性质 |
| 5.2 新型粘土稳定剂在Y73井酸化压裂方面的应用试验 |
| 5.2.1 试验井Y73基本情况 |
| 5.2.2 酸溶性测试 |
| 5.2.3 对压裂液基液表观粘度的影响 |
| 5.2.4 与压裂液其他添加剂之间的配伍性评价 |
| 5.2.5 测定Y73井岩心溶失率 |
| 5.3 小结 |
| 6 结论与创新点 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 创新点 |
| 6.3 下一步工作安排 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的学术论文目录 |
（4）单烷基二苯醚双磺酸钠及其复配体系的性能研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 烷基二苯醚双磺酸盐的结构及性能 |
| 1.2.1 烷基二苯醚双磺酸盐的结构 |
| 1.2.2 烷基二苯醚双磺酸盐的表面化学性能 |
| 1.2.3 烷基二苯醚双磺酸盐的物理化学性能 |
| 1.3 烷基二苯醚磺双酸盐复配体系的性能 |
| 1.3.1 烷基二苯醚双磺酸盐与阴离子表面活性剂复配性能 |
| 1.3.2 烷基二苯醚双磺酸盐与阳离子表面活性剂复配性能 |
| 1.3.3 烷基二苯醚双磺酸盐与非离子表面活性剂复配性能 |
| 1.3.4 烷基二苯醚双磺酸盐三元复配体系的性能 |
| 1.4 烷基二苯醚双磺酸盐的应用 |
| 1.4.1 在洗涤行业中的应用 |
| 1.4.2 在三次采油和土壤修复中的应用 |
| 1.4.3 在其他工业领域中的应用 |
| 1.5 选题背景与研究内容 |
| 1.5.1 选题背景 |
| 1.5.2 研究内容 |
| 参考文献 |
| 第二章 单烷基二苯醚双磺酸钠构效关系研究 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验部分 |
| 2.2.1 实验试剂 |
| 2.2.2 实验仪器 |
| 2.2.3 实验方法 |
| 2.3 结果与讨论 |
| 2.3.1 平衡表面张力 |
| 2.3.2 动态表面张力 |
| 2.3.3 润湿性能 |
| 2.3.4 泡沫性能 |
| 2.3.5 乳化性能 |
| 2.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第三章 十六烷基二苯醚双磺酸钠与十二烷基苯磺酸钠复配体系的物化性能 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验部分 |
| 3.2.1 实验试剂 |
| 3.2.2 实验仪器 |
| 3.2.3 实验方法 |
| 3.3 结果与讨论 |
| 3.3.1 C_(16)-MADS/LAS复配体系的稳定性 |
| 3.3.2 C_(16)-MADS/LAS复配体系的抗硬水性能 |
| 3.3.3 C_(16)-MADS/LAS复配体系的耐盐/耐钙性能 |
| 3.3.4 C_(16)-MADS/LAS复配体系的平衡表面张力 |
| 3.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第四章 十六烷基二苯醚双磺酸钠与十二烷基苯磺酸钠复配体系的应用性能 |
| 4.1 引言 |
| 4.2 实验部分 |
| 4.2.1 实验试剂 |
| 4.2.2 实验仪器 |
| 4.2.3 实验材料 |
| 4.2.4 实验方法 |
| 4.3 结果与讨论 |
| 4.3.1 C_(16)-MADS/LAS复配体系的接触角 |
| 4.3.2 C_(16)-MADS/LAS复配体系的泡沫性能 |
| 4.3.3 C_(16)-MADS/LAS复配体系的乳化性能 |
| 4.3.4 C_(16)-MADS/LAS复配体系的去污性能 |
| 4.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第五章 十六烷基二苯醚双磺酸钠与十六烷基三甲基氯化铵复配体系的界面性能 |
| 5.1 引言 |
| 5.2 实验部分 |
| 5.2.1 实验试剂 |
| 5.2.2 实验仪器 |
| 5.2.3 实验方法 |
| 5.3 结果与讨论 |
| 5.3.1 C_(16)-MADS/CTAC复配体系的稳定性 |
| 5.3.2 C_(16)-MADS/CTAC复配体系的界面张力 |
| 5.3.3 C_(16)-MADS/CTAC复配体系的乳化性能 |
| 5.4 本章小结 |
| 参考文献 |
| 第六章 总结论 |
| 6.1 总结论 |
| 6.2 下一步工作建议 |
| 攻读学位期间的学术成果 |
| 致谢 |
（5）塔河1、9区水平井堵水与吞吐复合提高采收率实验研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 水平井堵水研究现状 |
| 1.2.1 水平井堵水的意义 |
| 1.2.2 水平井的完井方式 |
| 1.2.3 水平井的出水类型 |
| 1.2.4 水平井堵剂简介 |
| 1.2.5 水平井堵剂存在的问题 |
| 1.3 吞吐技术提高采收率研究现状 |
| 1.3.1 蒸汽吞吐 |
| 1.3.2 表面活性剂吞吐 |
| 1.3.3 二氧化碳吞吐 |
| 1.3.4 氮气泡沫吞吐 |
| 1.4 堵水与吞吐复合提高采收率技术研究现状 |
| 1.4.1 堵水与吞吐复合提高采收率技术机理研究 |
| 1.4.2 堵水与表面活性剂复合提高采收率技术 |
| 1.4.3 堵水与二氧化碳复合提高采收率技术 |
| 1.4.4 堵水与氮气泡沫复合提高采收率技术 |
| 1.5 本文研究内容及技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 第2章 复合技术适应性分析和堵剂的研制 |
| 2.1 水平井堵水与吞吐复合技术适应性分析 |
| 2.1.1 塔河1、9区非均质情况分析 |
| 2.1.2 塔河1、9区水平井见水特征 |
| 2.2 复合技术凝胶堵剂的研制 |
| 2.2.1 实验准备 |
| 2.2.2 凝胶堵剂体系的筛选 |
| 2.2.3 凝胶堵剂体系的优化 |
| 2.2.4 凝胶堵剂的性能评价 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 堵水与吞吐复合技术三维物模实验研究 |
| 3.1 实验准备 |
| 3.1.1 实验器材及条件 |
| 3.1.2 实验流程图 |
| 3.2 复合技术提高采收率实验研究 |
| 3.2.1 实验步骤 |
| 3.2.2 堵水+表面活性剂实验研究 |
| 3.2.3 堵水+二氧化碳实验研究 |
| 3.2.4 堵水+氮气泡沫实验研究 |
| 3.2.5 实验结果对比分析 |
| 3.3 复合技术段塞组合提高采收率实验研究 |
| 3.3.1 实验步骤 |
| 3.3.2 表面活性剂+堵水实验研究 |
| 3.3.3 二氧化碳+堵水实验研究 |
| 3.3.4 氮气泡沫+堵水实验研究 |
| 3.3.5 实验结果对比分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 堵水与吞吐复合技术二维可视化实验研究 |
| 4.1 实验准备 |
| 4.1.1 实验器材及条件 |
| 4.1.2 实验流程图 |
| 4.2 平板模型二维可视化实验 |
| 4.2.1 实验步骤 |
| 4.2.2 实验结果分析 |
| 4.3 亚克力玻璃板二维可视化实验 |
| 4.3.1 单一凝胶堵水可视化实验 |
| 4.3.2 堵水+表面活性剂复合技术实验 |
| 4.3.3 堵水+N_2泡沫复合技术实验 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 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 |
（6）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 |
（7）用于高矿化度油藏条件的驱油用表面活性剂的合成及性能评价（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 选题背景 |
| 1.3 驱油用表面活性剂的分类 |
| 1.3.1 阴离子型表面活性剂 |
| 1.3.2 阳离子型表面活性剂 |
| 1.3.3 两性离子型表面活性剂 |
| 1.3.4 非离子型表面活性剂 |
| 1.4 表面活性剂的驱油机理 |
| 1.4.1 降低油-水界面张力机理 |
| 1.4.2 润湿翻转机理 |
| 1.4.3 乳化机理 |
| 1.4.4 提高表面电荷密度机理 |
| 1.4.5 聚并形成油带机理 |
| 1.5 主要研究内容及创新点 |
| 1.5.1 主要研究内容 |
| 1.5.2 创新点 |
| 第二章 驱油用表面活性剂的合成与表征 |
| 2.1 引言 |
| 2.2 实验仪器与试剂 |
| 2.2.1 试剂 |
| 2.2.2 仪器 |
| 2.3 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-1-LZ-4的合成与表征 |
| 2.3.1 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-1的合成与表征 |
| 2.3.2 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-2的合成与表征 |
| 2.3.3 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-3的合成与表征 |
| 2.3.4 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-4的合成与表征 |
| 2.4 两性离子型表面活性剂LZ-10-LZ-12的合成与表征 |
| 2.4.1 两性离子型表面活性剂LZ-10的合成与表征 |
| 2.4.2 两性离子型表面活性剂LZ-11的合成与表征 |
| 2.4.3 两性离子型表面活性剂LZ-12的合成与表征 |
| 2.5 两性离子型表面活性剂LZ-14-LZ-16的合成与表征 |
| 2.5.1 两性离子型表面活性剂LZ-14的合成与表征 |
| 2.5.2 两性离子型表面活性剂LZ-15的合成与表征 |
| 2.5.3 两性离子型表面活性剂LZ-16的合成与表征 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 驱油用表面活性剂的性能评价 |
| 3.1 引言 |
| 3.2 实验仪器与试剂 |
| 3.2.1 试剂 |
| 3.2.2 仪器 |
| 3.3 驱油用表面活性剂的表面张力测试 |
| 3.3.1 表面张力测试原理 |
| 3.3.2 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-1～LZ-4表面张力测试 |
| 3.3.3 两性离子型表面活性剂LZ-10～LZ-12表面张力测试 |
| 3.3.4 两性离子型表面活性剂LZ-14～LZ-16表面张力测试 |
| 3.3.5 表面张力测试结果与讨论 |
| 3.4 驱油用表面活性剂的润湿性测试 |
| 3.4.1 润湿性测试原理 |
| 3.4.2 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-1～LZ-4润湿性测试 |
| 3.4.3 两性离子型表面活性剂LZ-10～LZ-12润湿性测试 |
| 3.4.4 两性离子型表面活性剂LZ-14～LZ-16润湿性测试 |
| 3.4.5 润湿性测试结果与讨论 |
| 3.5 驱油用表面活性剂的油-水界面张力测试 |
| 3.5.1 油-水界面张力测试原理 |
| 3.5.2 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-1～LZ-4油-水界面张力测试 |
| 3.5.3 两性离子型表面活性剂LZ-10～LZ-12油-水界面张力测试 |
| 3.5.4 两性离子型表面活性剂LZ-14～LZ-16油-水界面张力测试 |
| 3.5.5 油-水界面张力测试结果与讨论 |
| 3.6 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-3的驱油性能评价 |
| 3.6.1 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-3耐盐性测试 |
| 3.6.2 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-3静态吸附量测试 |
| 3.6.3 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-3复配实验 |
| 3.6.4 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-3室内模拟驱油实验 |
| 3.6.5 阳离子型Gemini表面活性剂LZ-3驱油机理讨论 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（9）耐温抗盐表面活性剂的合成、性能评价及驱油体系的构筑（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 驱油用耐温抗盐表面活性剂的国内外研究现状 |
| 1.3 磺酸盐型表面活性剂的合成方法 |
| 1.4 表面活性剂分子模拟研究进展 |
| 1.4.1 分子模拟方法概述 |
| 1.4.2 分子模拟方法在表面活性剂研究中的应用 |
| 1.5 表面活性剂提高采收率机理 |
| 1.6 本文的研究目标和研究内容 |
| 1.6.1 研究目标 |
| 1.6.2 研究内容 |
| 第2章 耐温抗盐表面活性剂的合成与表征 |
| 2.1 耐温抗盐表面活性剂的设计 |
| 2.2 脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐的合成 |
| 2.2.1 合成材料 |
| 2.2.2 合成方法 |
| 2.2.3 合成条件的优化 |
| 2.3 脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐的表征 |
| 2.3.1 红外光谱分析 |
| 2.3.2 核磁分析 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐的理化性质 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 实验材料 |
| 3.1.2 实验方法 |
| 3.2 结果与讨论 |
| 3.2.1 浊点 |
| 3.2.2 热稳定性 |
| 3.2.3 表面张力 |
| 3.2.4 界面张力 |
| 3.3 小结 |
| 第4章 脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐的耐温抗盐机理研究 |
| 4.1 实验部分 |
| 4.1.1 实验材料 |
| 4.1.2 实验方法 |
| 4.2 界面张力实验结果与讨论 |
| 4.2.1 耐温性评价 |
| 4.2.2 抗盐性评价 |
| 4.2.3 耐温抗盐性评价 |
| 4.3 分子动力学模拟结果与讨论 |
| 4.3.1 无机盐离子与水的相互作用 |
| 4.3.2 无机盐离子类型对ACS-1202界面行为的影响 |
| 4.3.3 无机盐离子浓度对ACS-1202界面行为的影响 |
| 4.3.4 温度对ACS-1202界面行为的影响 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐的应用性能评价 |
| 5.1 实验部分 |
| 5.1.1 实验材料 |
| 5.1.2 实验方法 |
| 5.2 性能评价结果与讨论 |
| 5.2.1 耐温性 |
| 5.2.2 抗盐性 |
| 5.2.3 热稳定性 |
| 5.2.4 乳化性 |
| 5.2.5 吸附性 |
| 5.2.6 改变润湿性 |
| 5.3 三种耐温抗盐表面活性剂的性能对比 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 耐温抗盐表面活性剂驱油体系构筑及驱油机理研究 |
| 6.1 实验部分 |
| 6.1.1 实验材料 |
| 6.1.2 实验方法 |
| 6.2 驱油体系的构筑 |
| 6.2.1 助表面活性剂的筛选 |
| 6.2.2 驱油体系的表面活性 |
| 6.2.3 驱油体系的相互作用参数 |
| 6.2.4 驱油潜力评价结果 |
| 6.3 驱油机理研究 |
| 6.3.1 塔中402CⅢ均质段微观残余油分布特点 |
| 6.3.2 表面活性剂驱油机理 |
| 6.4 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（10）清洁压裂液破胶液驱油体系研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 低渗透油藏表面活性剂驱研究进展 |
| 1.1.1 三次采油用表面活性剂研究进展 |
| 1.1.2 影响表面活性剂驱油因素 |
| 1.1.3 表面活性剂驱油机理 |
| 1.2 压裂液返排液处理技术研究进展 |
| 1.2.1 压裂液返排液的来源及特点 |
| 1.2.2 压裂液返排液处理技术研究现状 |
| 1.2.3 压裂液返排液再利用技术研究现状 |
| 1.3 研究目的、意义及研究内容 |
| 1.3.1 研究目的与意义 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第二章 实验材料、仪器及实验方法 |
| 2.1 实验药品及仪器 |
| 2.1.1 实验药品 |
| 2.1.2 实验仪器 |
| 2.2 实验方法 |
| 2.2.1 表面张力测定 |
| 2.2.2 界面张力测定 |
| 2.2.3 乳化性能评价 |
| 2.2.4 润湿性能评价 |
| 2.2.5 吸附性能评价 |
| 2.2.6 提高采收率性能评价 |
| 2.2.7 驱油机理评价 |
| 第三章 清洁压裂液破胶液驱油体系配方优化 |
| 3.1 清洁压裂液破胶液体系基本性能评价 |
| 3.1.1 配伍性能 |
| 3.1.2 表面张力 |
| 3.1.3 界面张力 |
| 3.2 清洁压裂液破胶液驱油体系助表面活性剂的优选 |
| 3.2.1 助表面活性剂的筛选 |
| 3.2.2 界面张力 |
| 3.3 清洁压裂液破胶液驱油体系配方优化 |
| 3.3.1 清洁压裂液破胶液/DSB复配体系 |
| 3.3.2 清洁压裂液破胶液/MSD复配体系 |
| 3.3.3 清洁压裂液破胶液/EH-6 复配体系 |
| 3.3.4 清洁压裂液破胶液/AOS复配体系 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 清洁压裂液破胶液驱油体系性能评价 |
| 4.1 表面张力 |
| 4.2 界面张力 |
| 4.3 耐温性能 |
| 4.4 耐盐性能 |
| 4.4.1 耐一价离子性能 |
| 4.4.2 耐二价离子性能 |
| 4.5 乳化性能 |
| 4.6 润湿性能 |
| 4.7 吸附性能 |
| 4.7.1 浓度的测定 |
| 4.7.2 静态吸附 |
| 4.7.3 动态吸附 |
| 4.8 提高采收率性能 |
| 4.8.1 界面张力 |
| 4.8.2 注入段塞 |
| 4.8.3 地层渗透率 |
| 4.9 本章小结 |
| 第五章 清洁压裂液破胶液驱油体系驱油机理研究 |
| 5.1 清洁压裂液破胶液驱油体系作用前后岩心油水分布情况 |
| 5.1.1 冻结岩心孔喉扫描电镜实验 |
| 5.1.2 岩心细观结构CT扫描实验 |
| 5.2 清洁压裂液破胶液驱油体系驱油机理微观可视化研究 |
| 5.2.1 表面活性剂驱的宏观表现 |
| 5.2.2 残余油的存在形式 |
| 5.2.3 残余油的启动 |
| 5.2.4 残余油的运移 |
| 5.3 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 |
四、耐温耐盐型表面活性剂及其在油田中的应用（论文参考文献）
- [1]粘弹性小分子凝胶的研制与应用基础研究[D]. 刘巧娜. 西安石油大学, 2020(12)
- [2]丙烯酰胺共聚微球结构与性能的关系研究[D]. 王浩颐. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [3]新型粘土稳定剂的合成及其在油田中的应用[D]. 焦智奕. 陕西科技大学, 2020(02)
- [4]单烷基二苯醚双磺酸钠及其复配体系的性能研究[D]. 王晓朋. 中国日用化学工业研究院, 2019(01)
- [5]塔河1、9区水平井堵水与吞吐复合提高采收率实验研究[D]. 曾维. 西南石油大学, 2019(06)
- [6]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)
- [7]用于高矿化度油藏条件的驱油用表面活性剂的合成及性能评价[D]. 刘哲. 西北大学, 2016(04)
- [8]超稠油耐高温破乳剂FSAGD使用性能的室内评价[J]. 李海涛. 新疆石油天然气, 2015(04)
- [9]耐温抗盐表面活性剂的合成、性能评价及驱油体系的构筑[D]. 赵健慧. 中国石油大学(华东), 2015(07)
- [10]清洁压裂液破胶液驱油体系研究[D]. 王凯. 中国石油大学(华东), 2015(04)