Study on Reducing Injection Pressure of Low Permeability Reservoirs Characterized by High Temperature and High Salinity

In view of the problems of high injection pressure and low water injection rate in water injection wells of low permeability reservoirs featuring high temperature and high salinity,two new surfactants were synthesized,including a quaternary ammonium surfactant and a betaine amphoteric surfactant.The composite surfactant system BYJ-1 was formed by mixing two kinds of surfactants.The minimum interfacial tension between BYJ-1 solution and the crude oil could reach 1.4×10^(-3) mN/m.The temperature resistance was up to 140℃,and the salt resistance could reach up to 120 g/L.For the low permeability core fully saturated with water phase,BYJ-1 could obviously reduce the starting pressure gradient of low permeability core.While for the core with residual oil,BYJ-1 could obviously reduce the injection pressure and improve the oil recovery.Moreover,the field test showed that BYJ-1 could effectively reduce the injection pressure of the water injection well,increase the injection volume,and increase the liquid production and oil production of the corresponding production well.

低渗透油田高压注水井在线酸化增注技术

为了解决高压欠注水井降压增注中面临的难题,以定边油田低渗透油藏的主力区块为研究对象,研究该区块的高压注水井在线酸化增注技术。利用单步法酸液体系可以抑制二次、三次沉淀物和溶解堵塞物的特性,设计在线单步法酸化智能增注系统,通过“监控表皮系数变化情况”判断“是否对目的层段持续酸化”,确保最佳酸化效果。室内实验和现场试验结果表明:G-智能复合酸对氟化钠和氟硅酸盐产生二次沉淀的抑制性最好,单步法酸液体系选择G-智能复合酸可以更好地抑制酸反应时二次沉淀物的产生;堵塞物在酸液+助渗透剂剂T影响下的溶蚀率在73.9%~79%之间,堵塞物溶蚀率高于仅加入酸液的,单步法酸液体系选择酸液+助渗透剂可提升堵塞物溶蚀率;与只注入助渗透剂T相比,注入G-智能复合酸+助渗透剂T的高压注水井的油压下降1.0~3.4 MPa,日注水量增加6.1~9.8 m 3,该技术优势显著。

某区块注水井稳砂解堵技术研究应用

针对X油田某区块注水压力高、注水量达不到配注的问题,文章从油藏特征、地层油水性质、注水水质等因素出发,分析欠注原因。在此基础上,采取“解除堵塞、黏土防膨、稳砂固砂、降压增能”治理思路,开展疏松砂岩稳砂解堵工艺技术应用,为平衡注采关系提供了新的途径。

14-1-14双子表面活性剂的合成及性能评价

为进一步提高鄂尔多斯盆地DS特低渗油田水驱开发后的采收率,研制了一种适合特低渗油田的新型磺酸盐双子表面活性剂14-1-14,并评价其界面活性、润湿性能、防膨性能和降压增注效果。结果表明,这种双子表面活性剂具有出色的界面活性,能够将油水界面张力降低到10^(-3) mN·m^(-1)的量级;此外,该双子表面活性剂还具有良好的润湿改变能力和防膨性能;当浓度为0.05wt%~0.5wt%时,注入14-1-14双子表面活性剂溶液,降压率最高可达28.92%,水相渗透率最高提升23.09%。上述实验结果表明,14-1-14双子表面活性剂对提高特低渗油田的采收率具有较好的推广应用前景。

基于低渗油藏裂缝型水淹泡沫复合调驱技术研究

针对裂缝型油藏水窜水淹以及传统的泡沫体系调控效果受限的问题,提出凝胶-泡沫复合调驱技术,并对其注入工艺进行优化研究。通过室内驱替实验对封堵增油效果进行评价,在此基础上,通过实验设计分别对体系的注入量、注入浓度、注入速度和注入方式进行优化,并进行矿场实践应用。实验结果表明,与单纯水驱相比,凝胶-泡沫体系最终采收率提高幅度达到19.7%。参数优化结果表明,当气液比为3∶1,起泡效果最好;注入量为0.3 PV、注入浓度为900 mg·L^(-1)·PV-1时,驱替效果最优;同时采取小排量、多段塞交替注入方式,驱油效率增幅比笼统注入方式下高6.79%。井场实践结果表明,措施后单井平均日增油1.59 t,含水率降低24.74%,增油率达到56.58%,降水增油效果显著。凝胶-泡沫协同调驱技术能够显著实现高含水井以及低效井降水增油的目的,针对裂缝型油藏注水开发中后期出现水淹水窜问题具有较好的治理效果。

基于气−水两相流的注热CO_(2)增产CH_(4)数值模拟研究

注CO_(2)增产煤层气技术(CO_(2)−ECBM)可以降低温室气体排放,具有清洁能源生产和环境保护的功能。为研究气−水两相流条件下,在含水煤层中注CO_(2)增产CH_(4)的排采规律以及不同初始含水饱和度、不同CO_(2)注入条件对CH_(4)产量、CO_(2)储存和储层渗透率的影响,构建了竞争吸附、温度变化、煤体变形以及水运移的流−固−热耦合模型,通过与现场数据、已有试验以及现有模型的数值解结果,对比证明了模型有较高的准确性并对模型的优势做出具体阐述,随后利用COMSOL开展了CO_(2)−ECBM数值模拟。结果表明:注CO_(2)可以提升CH_(4)产气速率和产气量,这表明了注CO_(2)增产的可行性。随着CO_(2)持续注入,储层CH_(4)浓度降低,CO_(2)浓度升高,注气井附近温度升高,生产井附近温度降低且从注气井到生产井的温度缓慢下降;注气抽采期间,水相相对渗透率逐渐减小,气相相对渗透率逐渐增大。由于有效应力、基质收缩/膨胀共同作用,储层渗透率呈现“降低—升高—降低”的趋势;煤层初始含水饱和度越大,CH_(4)产量越低,渗透率下降幅度越小。累计CH_(4)产量最大下降15.19%,忽略煤层中水的影响会高估CH_(4)产量,在进行数值模拟时要考虑煤层水的影响;CO_(2)注入温度与注入压力越大,CH_(4)产量越大,渗透率下降幅度越大。累计CH_(4)产量分别增加13.27%、39.77%,渗透率分别下降20.4%、46.14%,提高CO_(2)注入温度和注入压力有利于提高CH_(4)产量。

空气喷射工艺研究应用

对现有萘法制苯酐生产工艺中存在的蒸汽喷射工艺的弊端进行研究分析,采用空气喷射工艺代替蒸汽喷射,降低了能耗,节约了成本,同时保护了环境,确保工艺安全稳定运行,实施后效果显著,达到节能降耗的目标。

改良药物调配法在注射用哌拉西林钠他唑巴坦钠中的应用

目的探讨改良药物调配法在注射用哌拉西林钠他唑巴坦钠中的应用效果。方法取500支注射用哌拉西林钠他唑巴坦钠,采用两种不同的药物调配方法,对照组采用常规调配方法(按照说明书要求进行),实验组采用改良药物调配方法,包括负压溶解法、药物预处理溶解法、增加溶媒溶解法、振荡器溶解法。采用高效液相色谱-质谱技术检测不同时间点药物有效含量、不溶性微粒数量,统计药物调配时间,比较合格率。结果实验组负压溶解法(7.13±1.22)min、药物预处理溶解法(7.02±1.34)min、增加溶媒溶解法(6.24±1.20)min、振荡器溶解法(5.16±0.69)min,药物调配时间短于对照组(11.68±2.34)min,差异有统计学意义(P<0.05),两组合格率比较差异无统计学意义(P>0.05);实验组负压溶解法[(45.45±7.67)粒·mL^(-1)、(26.58±3.02)粒·mL^(-1)、(8.12±1.47)粒·mL^(-1)、(1.43±0.55)粒·mL^(-1)、(2.19±0.75)粒·mL^(-1)、(3.43±0.88)粒·mL^(-1)]、药物预处理溶解法[(44.16±6.98)粒·mL^(-1)、(25.66±3.19)粒·mL^(-1)、(8.08±1.45)粒·mL^(-1)、(1.36±0.48)粒·mL^(-1)、(1.98±0.67)粒·mL^(-1)、(3.12±0.82)粒·mL^(-1)]、增加溶媒溶解法[(44.05±6.86)粒·mL^(-1)、(25.47±3.23)粒·mL^(-1)、(6.14±1.28)粒·mL^(-1)、(1.45±0.46)粒·mL^(-1)、(2.07±0.71)粒·mL^(-1)、(3.25±0.83)粒·mL^(-1)]、振荡器溶解法[(44.28±7.23)粒·mL^(-1)、(26.05±3.11)粒·mL^(-1)、(0.99±0.42)粒·mL^(-1)、(1.42±0.50)粒·mL^(-1)、(2.06±0.68)粒·mL^(-1)、(3.48±0.85)粒·mL^(-1)]加入溶媒后2、4、6、8、10、15 min不溶性微粒数量均较对照组[(50.20±8.19)粒·mL^(-1)、(38.67±6.54)粒·mL^(-1)、(26.23±4.71)粒·mL^(-1)、(18.31±3.57)粒·mL^(-1)、(13.22±2.34)粒·mL^(-1)、(6.56±1.25)粒·mL^(-1)]少(均P<0.05);实验组负压溶解法[(64.53±1.77)%、(82.42±1.13)%、(91.65±0.76)%、(99.62±0.16)%、(99.51±0.22)%、(99.17±0.30)%]、药物预处理溶解法[(65.04±1.82)%、(82.79±1.36)%、(93.68±0.73)%、(99.64±0.17)%、(99.56±0.23)%、(99.20±0.28)%]、增加溶媒溶解法[(64.78±1.69)%、(81.82±1.20)%、(98.70±0.64)%、(99.65±0.15)%、(99.54±0.26)%、(99.22±0.31)%]、振荡器溶解法[(65.11±1.75)%、(82.26±1.25)%、(99.68±0.14)%、(99.62±0.17)%、(99.50±0.21)%、(99.24±0.26)%]加入溶媒后2、4、6、8、10、15 min药物有效含量均较对照组高[(46.84±2.45)%、(55.93±2.36)%、(67.38±1.74)%、(79.47±1.25)%、(86.24±1.31)%、(98.39±0.84)%](均P<0.05)。结论相较于常规调配方法,使用改良药物调配方法在5 min左右完成注射用哌拉西林钠他唑巴坦钠的调配,可最大限度减少不溶性微粒数量,为药物有效含量提供保证,建议临床应用该配置方案时,现用现配,尽早输注,保证患者用药效果与安全。

首钢股份高炉喷吹煤粉助燃剂实践探究

21世纪以来,随着高炉喷煤理论技术的不断完善,利用煤粉替代昂贵的高炉冶金焦已是钢铁企业降本增效的重要手段。在当今严峻的经济形势下,首钢股份高炉不断强化创新,寻求技术突破,喷吹煤粉量的提升就是高炉强化带来的结果。首钢股份高炉在大喷煤技术的运用下,率先尝试添加煤粉助燃剂的喷吹试验,旨在改善高炉生产指标,增加煤焦置换比,降低吨铁成本,提高企业竞争力。实际生产试验结果表明,助燃剂中的有效成分能够影响煤粉微观结构,总而言之使煤粉中C原子更易于与O原子结合,促进煤粉燃烧,降低了燃料消耗,最终高炉燃料比降低了6.44 kg,带来了可观的效益。同时,对添加助燃剂前后高炉的一些重要参数变化进行了分析探究。

渤海C油田注水井欠注原因分析及治理对策

渤海C油田东营组东三段为厚层复杂强非均质性断块油藏,储层物性差异大,具有中低孔、中低渗特征,部分注水井存在高压欠注问题。为了改善注水开发效果,从储层物性、储层敏感性、注入水配伍性、注采动态连通性等方面分析欠注原因,并针对主要原因制定相应的治理对策。研究表明:欠注的主要原因有两个,一是注入水与地层水不配伍结垢污染堵塞储层;二是低渗注水层段渗流阻力大、注采动态连通性差。因此,研发了适用于该油田的低渗强溶酸液、耐高温防垢剂以及纳米活性体系,进行除垢、防垢及提高低渗注水层段的渗流能力,达到降压增注的目的。现场实施取得了显著的降压增注效果,且有效期长,对应油井注水受效明显。

降压增注技术在低渗透油田的应用研究

针对吴旗长2油藏部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加等情况,分析了注水压力升高的原因,开展了新型表面活性剂体系降压增注的应用研究。该体系由单一两性表面活性剂和黏土稳定剂组成。室内实验表明,60℃该体系与吴旗长2油样间的界面张力可达到10-2～10-3 mN.m-1数量级,且具有较好的界面张力稳定性。岩心驱油降压模拟试验表明,驱替5～10 PV新型活性剂体系后,岩心水驱降压率达到30%以上,驱油效率的提高值也在7%以上。在吴旗区块吴72-71井进行了单井现场试验,该井见到了活性剂体系较好的降压增注效果。

低渗透油田酸化降压增注技术研究与应用

针对低渗透油藏低孔、低渗的储层特征导致注水过程中注水压力上升较快、欠注严重的问题,开展了酸化降压增注的应用研究,并优选出了一种水井降压增注的酸液体系.首先根据地层特征对酸液的要求和岩心溶蚀实验选出有机缓速酸和盐酸作为主体液,在此基础上根据实验优选了防水锁剂、黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂等酸液添加剂及其体积分数,从而确定该酸液配方为"8%HCl+8%有机缓速酸+1%H3BF4+2%聚合醇+(1%～2%)缓蚀剂HSJ-1+(0.5%～1%)黏土稳定剂QJ-Ⅱ+2%EDTA".通过酸化流动模拟实验对该酸液体系进行了评价并与土酸进行了对比,结果表明该酸液体系具有很好的缓速性能,能够达到深部酸化的目的.矿场试验取得了很好的效果,注水压力从16 MPa降到6.0～9.8 MPa,日注水量从2～8 m3达到40 m3.

冀东低渗透油藏降压增注剂的性能评价与应用

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/LJDZC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数5000mg/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8.5MPa,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。

低渗油藏表面活性剂降压增注性能评价研究

为提高纯17-1块低渗油藏注水开发效果,设计耐特高温表活剂,针对表活剂油水界面张力、注入速度、段塞大小及不同渗透率岩心对表活剂降压增注效果的影响进行室内驱替实验研究,并利用多元非线性回归得出上述因素对降压率的影响程度。研究表明,降压率随界面张力及注入速度的增大而减小,随段塞及渗透率的增大而增大;1#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、段塞长度、界面张力、注入速度;2#表活剂对降压率的影响程度大小依次为渗透率、注入速度、段塞长度、界面张力。研究结果可为低渗油藏表活剂驱注入参数的优选提供有力依据。

樊107块特低渗透油藏有效开发技术探讨

大芦湖油田樊107块为扇三角州前缘滑塌浊积形成的岩性油藏,具有埋藏深、渗透率低、油水关系复杂等特点。通过合理选择注采井网、恰当选择注水及层间、井间的接替时机,以及整体压裂改造、控制注采比注水等技术措施,实现了特低渗透油藏的成功开发。樊107块注水开发取得了良好效果:采出程度高、含水率低、剩余可采储量的采油速度高、地下存水率高。主要开发指标高于同类型油田,可为类似油藏的开发提供借鉴作用。

表面活性剂改善稠油油藏水驱开发效果实验研究——以东辛油田深层稠油油藏为例

针对深层稠油油藏原油粘度高、渗流阻力大、常规水驱效果差、水井注入压力高及注入能力低等现状,以东辛油田深层稠油油藏为例,在评价表面活性剂适应性的基础上,通过低界面张力活性体系室内岩心驱替实验,研究了界面张力、渗透率、注入量和注入速度4因素对表面活性剂改善水驱效果的影响。结果表明:使用的表面活性剂与研究区块的注入流体具有很好的配伍性,表现出较好的降低油水界面张力的能力,质量分数为0.01%的表面活性剂溶液与模拟油的界面张力在70℃时最低可达10-2mN/m数量级;一次水驱结束后注入表面活性剂溶液段塞,可降低注入压力,改善水驱开发效果,并且当油水界面张力越低、注入量越大、注入速度越低时,二次水驱降压效果越好,采收率提高幅度越大,降压率最高为18.0%,采收率最大可提高15.7%;在相同实验条件下,当气测渗透率由256.65×10-3μm2降至36.16×10-3μm2,注入0.7倍孔隙体积表面活性剂溶液后,二次水驱降压率由17.1%降至10.0%,采收率提高幅度由15.7%降至11.7%,说明当渗透率较低时,因渗流条件变差,导致表面活性剂改善水驱效果变差。

胜利油田CO2驱油技术现状及下步研究方向

CO2驱是提高低渗透油藏采收率和减少温室气体排放双赢的主要技术。针对胜利油田低渗透油藏CO2驱面临的混相难、易气窜、波及系数低等技术难题,采用物理模拟和数值模拟相结合的方法,明确了超前注CO2混相驱的开发机理,形成了特低渗透油藏的超前注CO2混相驱开发技术,现场应用后增产效果明显,单井日产油增加了5倍。提出降低混相压力的原理和技术思路,研发了降低混相压力体系,降幅可达22%。分析胜利油田CO2驱规模应用面临的挑战及对策,提出了深化CO2驱提高石油采收率的相态理论、研发低成本扩大CO2驱波及体积技术、发展CO2非完全混相驱、气窜通道描述与预警等CO2驱的发展方向,为油田实现CO2驱规模应用提供技术支撑。

纳米吸附法降低岩石微孔道水流阻力的实验研究

研究了疏水性纳米SiO2颗粒在岩石微孔道孔壁的吸附对岩石孔壁的阻力特性的改变机制,探讨了纳米SiO2降压增注机理。疏水性纳米颗粒吸附在地层岩石微孔道表面并形成纳米吸附层,使亲水孔壁表面呈现强疏水性并形成水流滑移层,较大幅度地降低了流动阻力,从而提高了水流速度。通过润湿性变化、吸附电镜扫描等系列实验,证明了岩石微孔道中产生纳米滑移效应的可能性。流动实验结果表明,经含纳米颗粒流体处理后,岩心的水相渗透率大幅度提高,平均达到47%。同时用Lattice Boltzmann方法(LBM)模拟了含疏水性纳米SiO2颗粒流体处理前后的实际渗流问题,间接计算出了纳米颗粒吸附造成的滑移长度。

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。

烷醇酰胺表面活性剂在降压增注技术中的性能与应用研究

针对我国油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低的情况,进行了烷醇酰胺表面活性剂在降压增注技术中的性能与应用研究.室内完成了烷醇酰胺表面活性剂体系界面张力、界面张力稳定性能研究以及岩心驱替评价试验研究.实验结果表明,烷醇酰胺表面活性剂油水界面张力达到10-2mN/m数量级,且具有较好的界面张力稳定性,同时也验证了烷醇酰胺表面活性剂具有较强的抗盐能力和较大的吸附量.岩心驱替评价实验表明,烷醇酰胺表面活性剂对岩心的降压效果较好,降低了注入聚合物溶液压力20%以上.同时,为进一步验证表面活性剂降压增注技术的可行性,对大庆油田采油二厂的7口井进行了表面活性剂现场注入实验,取得了显著的降压增注效果,单井最长增注量达3 600 m3,单井有效期最长达130天.