技术简介针对固井水泥硬化期地层水侵入破坏胶结与封隔的核心难题，创新研发缔合超分子“护浆”抗水侵水泥浆体系。该体系在硬化前有效抵御水侵水扰，保障界面胶结质量与层间封隔能力，且无缓凝作用并可提升早期强度，突破传统水泥浆水扰失效瓶颈。水泥浆体系抗水侵能力抗水侵水泥浆体系的抗压强度技术特点²抗水侵能力强，水中不分散、胶结能力强²更强的稠化能力²更强的抗压强度现场应用效果在辽河油田开展现场试验，措施后固井质量优质，验证了其抗水侵可靠性，正扩大推广。

技术简介该技术通过多尺度协同封堵与晶格强化机制解决复杂地层井壁失稳难题。创新采用：①改性二维石墨烯（纳米级）强吸附黏着封堵微裂缝；②刚性矿物树脂微粉（微米级）嵌入裂缝提供应力支撑，提升承压能力；③自分散纳米材料强化微裂缝填充，拓宽安全密度窗口；④插层抑制剂抑制黏土表面水化，完全消除晶格膨胀。多级协同形成"纳米封堵-微米支撑-晶格稳定"智能防护网，显著降低井塌复杂率（72%+），提速53%以上，适用于深井至页岩气水平井。技术特点²系列井壁强化剂具有高分散、多粒径，纳米-微米-毫米多级封堵强化井壁稳

技术简介针对低渗水敏油藏注水压力高、采出程度低的核心难题，本技术基于多聚阳离子表面活性剂分子设计进行创新突破。通过构建双亲水头基与双疏水链结构，在岩石表面形成强吸附薄膜，显著压缩双电层、降低不可流动水厚度并抑制黏土膨胀；同步实现超低界面张力与润湿性改善，大幅降低毛管阻力。三重协同效应（降压、防膨、洗油）成功破解了注水压力剧增与采收率提升的矛盾，显著改善低渗储层注水开发效果。技术特点²超低油水界面张力（10-3 mN/m），高效洗油能力²高效防膨性能（≥30%），降低储层伤害²显著降压能力（≥30%）

技术简介针对低渗微裂缝油藏水平井压裂后水窜难题，创新开发功能化超分子缔合聚合物控水体系。通过分子设计引入控水基团，实现低浓低黏溶液（5-10cP）智能“高堵水低堵油”及“堵高渗不堵低渗”，突破笼统注入下选择性封堵极限。技术特点²具有良好的选择性，实现“高堵水低堵油”（水相渗透降≥70%，油相降≤20%）、“堵高渗不堵低渗”功能²油藏适应性好，耐高温高盐及渗透率适配性范围广（耐温80℃，耐盐2.5万mg/L，适用0.1~2000mD）²控水体系具有药剂简单、高效及长效缔合聚合物相渗剂控水增油原理控水增油体系长期老化有

技术简介针对传统交联堵调体系注入性差、长效性不足及无法深部调控的局限，创新应用缔合聚合物物理凝胶“可逆结构性流体”特性，形成了具备剪切稀释注入性好、临界压差自适应封堵（驻留/渗流）、抗稀释老化的超分子凝胶深部调堵控制超强非均质性技术，突破性解决深部非均质性与长效稳产难题。技术特点²一元流体，无色谱分离风险²增黏性好，在高孔高渗下可建立高的阻力系数与残余阻力系数、²抗剪切、抗地层流体冲稀能力强，段塞稳定²剪切稀释性、注入性好：可大剂量进入油藏深部，并优先进入高渗通道²是可逆结构性

技术简介针对现有化学驱（聚/二元/三元）采收率已达瓶颈（10-20%）、高含水期无效循环难抑制的核心矛盾，创新提出“超分子智能响应调控深部非均质性”策略。通过缔合聚合物组合及优化段塞实现“自适应深部封堵-解聚-重组”，精准调控宏/微观非均质性，突破流度比控制局限，从源头避免无效循环。该一元化体系以“由繁入简”理念，显著降低成本，实现波及效率与采收率的大幅提升，效果超越传统多元驱。技术优势²宏微观协同调控：宏观上选择性封堵高渗通道，抑制无效循环；微观上通过不稳定渗流扰动油水界面，扩大波及体积，激活低渗区剩

技术简介针对高温高盐储层传统解水锁剂稳定性差、效果不佳的难题，本技术基于热力学稳定微乳液理论创新研发。通过优化表面活性剂、纳米粒子与润湿反转剂协同作用，实现任意稀释比例下体系稳定均一。同步达成超低界面张力与岩石强润湿反转（亲水→气润湿），显著削弱毛细管力并加速滞留水排出。成功解决了高温高盐环境下解水锁失效、渗透率恢复慢的关键瓶颈，大幅提升气体流动能力与单井产能。解水锁剂处理后润湿性改变效果解水锁剂处理前后渗透率恢复情况技术特点²高效稳定性：通过表面活性剂、润湿反转剂和助溶剂的精确配比，形成具

技术简介针对页岩气井复杂复合堵塞（有机聚合垢/无机垢）导致产能下降的难题，本技术创新提出“分子斥力分散-化学分解协同”解堵机制。基于分子模拟设计中性解堵剂（醇类+催化剂），利用羟基与C-F斥力破坏有机物聚集态；酸性解堵剂高效分解无机垢沉积物。双剂协同作用实现分子级解堵，同步清除有机/无机复合堵塞，耐高温性强。成功解决了传统解堵方法对复合堵塞适应性差、效率低的关键问题，显著恢复储层渗透率与单井产能。技术特点²中性解堵剂：中性解堵剂有油溶及水溶两种，可以解除、分散返排黏稠物质、矿物沉淀、固体颗粒等聚合堵

技术简介干粉在线配制一体化变黏压裂液体系基于纳米化表面处理的干粉稠化剂/降阻剂及速溶干粉混配设备，通过干粉直配技术实现压裂液黏度实时精准调控。该体系突破传统乳液/悬浮液降阻剂有效含量低、抗盐性差、含油载体污染储层等瓶颈，干粉剂有效含量高，溶解速率快，抗盐性能强，综合成本低。配套自主研发的在线混配设备，支持即配即注，提高了施工效率，且无油相残留，返排液环保易处理，降低储层伤害，适用于复杂工况下的高效、低伤害压裂作业。技术特点 ²高效干粉直配：采用纳米化表面处理的干粉稠化剂/降阻剂，有效含量≥90%（传

技术简介针对非常规储层水敏/水锁效应导致压裂效果差的核心难题，本技术基于分子协同强化气液界面理论进行创新。通过分子模拟优化设计高效发泡剂与稳泡剂，引入特定功能基团并调控分子间协同作用，构建坚固稳定的气液界面膜。该体系显著提升泡沫耐温抗盐性能与长期稳定性，有效降低液体滤失，强化携砂与增能助排能力。成功解决了传统水基压裂液储层伤害严重、返排效率低的关键问题，大幅提升了压裂改造效果与单井产能。技术特点 ²适用于高温地层（达140℃)²与20万mg/L矿化度地层水混合不产生沉淀²溶解性好，易配置，低残渣