影响增注井(泵)第一性资料录取的分因素探讨

油田注水工作是采油生产环节中最重要的环节之一。诸多管理因素直接影响油田二次增压注水效能。本文围绕增注井(泵)如何理顺各类关系着手,围绕二个主要因素"设备"和"人"。归纳出了18个影响分因素,并对影响增注的分因素制定对策。细化增注井程序化管理,有针对性的对每一个关键环节进行数据确认,程序记录。将动、静态数据监测有机结合,分类解决,改变传统的现场增注井(泵)资料"粗放型"管理。

胜利油田注水井增注技术新进展

胜利油田主要以注水开发为主,油田现有欠注层1 954层,日欠注8.6×104 m3,其中低渗欠注层576层,日欠注1.2×104 m3。对国内外解堵增注技术主要进展进行了阐述,对胜利油田近年来在注水井增注方面进展情况进行总结,针对不同欠注原因实施了相应的解堵增注措施,主要有在中高渗储层实施了以盐酸、土酸为主的酸化解堵增注措施,在低渗油田中实施了解堵、基质处理及活性降压增注工艺技术,在物理增注方面,主要实施了水力深穿透射流射孔、水平井径向钻进技术、振动解堵增注技术,配套了前期预处理及后期排液等配套技术,并简要进行了对比分析。在新技术应用方面,主要对表面改性降压增注技术、脉冲解堵增注技术试验应用情况进行了总结分析,针对目前欠注注水井存在的问题提出了下步攻关方向。

季铵盐型孪连表面活性剂G-52的降压增注效果

实验研究了商品孪连表面活性剂G-52（N，N’-亚丁基双月桂酰溴化铵）的界面活性、润湿性能及对大庆低渗透油藏注水井的降压增注效果。实验温度45℃，实验G-52溶液用矿化度4．9g／L的模拟大庆采油五厂注入水配制，实验原油为黏度82．8mPa·s的该厂脱水脱气原油。用表面张力法测得G-52的临界胶束浓度为800mg/L。G-52溶液与原油间的动态界面张力随G-52浓度增大而增大，其瞬时最低值在G-52浓度25～800mg/L为10^-3mN／m，G-52浓度1000～1200mg/L时为10^-2mN／m，其平衡值在G-52浓度25、50mg／L时为10^-2mN／m，在G52浓度1000～1200mg／L时为10^-1mN／m，低G-52浓度时动态界面张力的建立较缓慢。G-52溶液可使甲基硅油处理的玻片表面由弱亲油变偏亲水，接触角减小约40°。在气测渗透率5．19×10^-3～7．93×10^-3μm^2的4支环氧树脂胶结石英砂岩心驱替实验中，注入浓度100、200、400、500mg/L的G-52水溶液时，岩心注入压力比注水时降低26．5％-55．3％，原油采收率比水驱采收率（30．32％-48．1796）提高3．16％～4．20％。图7表6参7。

注水降压增注中粘土防膨缩膨剂的应用

由于长期注水开发,在储层受到损害,导致注入逐渐升高,完不成配注量,甚至注不进水。为此常常采取多种降压增注措施。但是措施效果不理想,多为初期有一定效果,但有效期短,达不到配注要求。为此,通过对储层损害的分析,认为粘土矿水化膨胀、分散运移是地层损害的主要因素。为此,通过室内评价、岩心试验,确定应用粘土防膨缩膨剂,并加大应用量,可提高储层的渗流空间,解除损害。根据地层情况,降压增注工作液中加入5%粘土防膨缩剂。采用多段塞处理地层。施工后注入压力降低明显,完成注水的配注量,且有效期达一年以上。

酸化增注技术在胜利油田的应用

本文分析了注水井欠注原因,总结了近几年来酸化增注技术在胜利油田的应用情况,重点介绍了氧化解堵增注技术、缓速酸酸化增注技术、氟硼酸深部酸化增注技术酸液特点、主要机理及应用情况。文章还有针对性的介绍了缓速多氢酸增注技术、乳液型注水井增注剂等增注新技术的试验情况,并结合注水井注水现状及增注中存在问题,提出了增注技术发展趋势。

纳米材料在石油天然气田开发中的应用进展

综述了纳米材料在油气田开发的各个领域的应用,涉及原理、制备、性能、应用工艺、现场应用效果。①钻井完井液处理剂:具层状结构的水滑石LDHs及正电胶MMH,蒙脱石、水滑石插层聚合纳米复合材料,AM共聚物-SiO2纳米复合材料,PAM反相乳液,蒙脱石与AM、AA共聚交联纳米复合材料PLS。②注水井增注用纳米材料:主要为纳米聚硅,即γ射线激活化学改性SiO2。③调剖堵水用纳米材料:PLS,纳米有机金属活性复合物,类水滑石纳米材料,聚合物微球。④驱油用纳米材料:非gemini小分子双季铵盐,可通过分子自组装在固体表面形成分子沉积膜。⑤其他:纳米相破乳剂,纳米聚合铝硅絮凝剂,纳米防腐涂料。提出了这类材料的"纳米效应"的概念,指出在油气田开发中纳米材料及其应用环境条件都应严格选择。

表面亲油纳米二氧化硅改变岩石表面润湿性的研究

实验研究了注水井增注用的4种商品表面亲油改性纳米二氧化硅改变岩石表面润湿性的能力.kg为0.01～0.1 μm2的胜利义北砂岩岩心,洗油后浸泡在盐水中使表面亲水,注入0.5～3.0 PV 1.5 g/L的纳米二氧化硅柴油悬浮液,静置不同时间,用自吸吸入法测定岩心相对润湿指数W(水、油润湿指数之比).结果表明,W值随注入量增大按指数关系减小,注入量3 PV时达到稳定值,注入量相同时随静置时间(18～40小时)延长而减小;在注入量2 PV、静置40小时条件下除829外的3种样品使亲水岩心(W=1.7)变亲油(W＜1.0),俄罗斯产品101效果最好,W=0.5.用光学投影法测量并图示了表面亲水岩石薄片依次浸泡在煤油、纳米二氧化硅柴油悬浮液、盐水中时接触角随浸泡时间的变化.在煤油中,大理石和灰岩表面变亲油,纳米二氧化硅处理使接触角略有增大;在盐水中,经101处理的大理石表面亲油性至少维持500小时,其余样品处理的大理石迅速变为亲水,各种样品处理的亲油灰岩表面在盐水中经过～0～70小时(样品101)先后变为亲水.玻璃表面在煤油中仍亲水,不同纳米二氧化硅处理玻璃的效果各不相同:迅速亲油化(101和727),～60小时后变亲油(829),接触角增大但仍亲水(902);处理后的亲油玻璃表面在盐水中迅速变强亲水.纳米二氧化硅不能使石英表面亲油化.图6表4参6.

降低水溶液表面张力的物质组成和方法

本文是研究关于用一种水溶性化合物来降低水溶液的表面张力，以及用之来处理地下油层，以达到使油井增产、注水井增注的方法。

适应低渗透油田的采油工艺技术

低渗透油田采油工艺技术的应用具有重要的作用,为了加强采油工艺技术的应用效果,应对低渗透油田开采技术进行创新及合理应用,使其能够发挥出良好的效果。通过对低渗透油田的开采特征的阐述,分析适应低渗透油田的采油工艺技术应用,并且提出低渗透油田的采油工艺技术的优化策略,使低渗透油田采油工艺技术的应用带来有效的支持,为低渗透油田采油作业提供保障。