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.

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。

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。

改性纳米二氧化硅流体的制备及其降压增注规律

为降低油藏注水压力,使用非离子表面活性剂吐温80分散改性纳米二氧化硅,通过室内实验研制了一种用于降压增注的纳米流体。研究了该体系的分散性,考察了体系的润湿反转性能;通过岩心驱替实验,研究了不同注入量、不同岩心渗透率下纳米流体的降压增注规律。实验结果表明,该纳米流体具有良好的分散性能,平均粒径约为15 nm,且润湿反转能力较好,可将岩心表面接触角从35°增大到130°;当注入量为1.0 PV时,减阻率达45.31%;对渗透率为1.00×10^(-3)~20.00×10^(-3)μm^(2)的岩心,纳米流体的降压增注效果较好,减阻率达35.00%以上。

微乳液驱油技术的研究进展

针对低渗特低渗等非常规油藏注水开发存在水注不进液采不出的难题,系统论述了微乳液驱对低渗油藏降压增注、调剖堵水、储层保护等提高采收率的驱油机理,注入油藏中微乳液黏度高于水,相比水驱能够改善油水流度比,减小驱替液的黏性指进,微乳液与油接触也会产生超低界面张力,降低毛管阻力,改变岩石润湿性,扩大油藏宏观波及体积。另外,微乳液在流经油藏的孔吼通道时,也会通过对原油增溶、黏弹性拖拽等协同作用,提高油藏洗油效率。同时,也对几种对低渗油藏驱油适用性较好的微乳液(超临界CO_(2)微乳液、纳米微乳液、原位乳化微乳液和微乳液泡沫)的类型和性质进行了论述。并论述了不同类型微乳液在实际现场低渗透油藏降压增注提高采收率中的应用效果,微乳液驱能普遍使低渗油藏中注水井注入压力降压35%以上,油井的增油效果也较好。通过该论述旨在为当前低渗透等非常规油藏应用微乳液驱油提高采收率技术提供一定的理论借鉴。

胜利油田压驱开发技术实践与认识

低渗透油藏普遍存在注水井注入能力低或注不进,油井见效困难或不见效且产液量、产油量低,导致油藏开发效果差。为解决低渗透油藏能量补充问题,中国各大油田均开展了攻关研究,形成了包括增压注水、活性剂注水等技术系列,较好地解决了部分渗透率较高、非均质性较弱油藏的能量补充问题,但面对渗透率极低的致密砂岩油藏,仍不能满足开发需求。为攻克低渗透油藏注水难题,大幅度提高水井注入能力,近年来在胜利油田开展了压驱开发技术攻关与实践,从压驱机理、数值模拟、优化设计3方面开展研究,明晰了超压破裂微缝增渗作用机理,建立渗流场-应力场耦合数值模拟方法,形成了不同油藏类型开发技术模式和技术政策。

低渗油藏扩容压驱工艺技术在渤南油田的应用

为了对低渗油藏压驱注入后储层渗透率的动态响应机制以及压驱参数对增注效果的影响规律进行进一步研究,以渤南油田义7-6区块为研究对象,根据其地质特征建立了有限元数值模型,明确压驱后孔隙压力和渗透率的动态演化过程,借助油藏数值模拟软件将压驱后储层孔渗变化进行表征并进行压驱注入参数模拟和优化,对优化结果进行矿场验证。研究结果表明:1)实施压驱工艺后,储层构造和裂缝等因素造成的能量补充不均衡是导致油井增产差异明显的主要原因;2)压驱流体的携能作用会率先引起孔隙压力的显著提升,孔隙压力的改变使得地应力场的分布随之改变,进而导致储层岩心发生体积形变,最终影响储层渗透率的大小及分布;3)通过开展水驱开采效果模拟并进行压驱注入参数优选,当压驱排量为1100 m^(3)/d,注入总量为4×10^(4)m^(3)时,其增渗增产效果最好,按照优选结果实施后发现该井组的平均日产油量比之前提高3.78倍。该研究为解决低渗油藏注采困难等工程问题提供理论指导。

掘进工作面水环保压聚能定向爆注卸压技术与装置

针对永城市薛湖煤矿局部聚能爆注效果差及未确定局部聚能爆注卸压的影响范围,不能在工作面合理布置聚能爆注孔间距的难题,通过理论分析、ANSYS/LSDYNA数值模拟及工业性试验,设计一种局部水环保压装置,对薛湖煤矿局部水环保压下聚能爆注卸压进行研究与应用,结果表明:(1)通过ANSYS/LSDYNA发现,水的低压缩性能够聚集炸药爆炸的能量,煤体损伤范围显著增大,水介质耦合时煤体完全损伤范围为空气耦合时的3.14倍;水介质耦合时煤体损伤裂纹长度范围为空气耦合时的2.71倍。水介质使聚能炸药能量均匀作用在煤体上,减弱聚能管的定向作用,钻孔周围裂隙均匀发育扩展,无定向裂隙扩展,通过在水介质和钻孔壁间设置聚能管能够有效聚能和定向扩展裂隙。当炸药处于钻孔、水体中心时,煤体裂隙扩展、爆注空腔面积均优于炸药处于钻孔、水体下部时。(2)水环保压装置使炸药始终处于钻孔、水体中心,环向约束炸药,减少炸药爆炸径向能量损失,增强炸药作用于煤体上的能量。水环保压装置内部设置聚能槽,使得存水保压、聚能一体化,起到有效的聚能定向卸压作用。(3)通过工业性试验对比聚能爆注前后钻孔内的瓦斯参数变化,得出薛湖煤矿局部水环保压下聚能爆注影响半径为2.5 m;在薛湖煤矿工作面以钻孔间距5 m布置局部水环保压聚能爆注孔,煤体局部裂隙扩展,集中应力得到转移与释放。通过爆注后的水环保压装置向煤层中注水,使得爆注孔变为煤层注水孔,可以进一步浸润煤体,改变煤体性质,改善工作面环境。由于水环保压聚能爆注技术存在爆破空腔面积大、定向聚能扩展裂隙及注水改变围岩性质的优势,可将此技术用于切割顶板,强制放顶。

塔木察格油田降压增注工作液配方体系研究

塔木察格油田属于低渗透油田,在实际开采过程中,会出现“注水压力高、注入难度大”的问题。为了提高低渗透油藏注水开发效果,工作液的选择起到关键性的作用。通过测定工作液与原油的界面张力,结合储层配伍性实验和降压增注性能评价实验,配制出适用于塔木察格储层特性的阴离子-非离子表面活性剂工作液体系。在塔木察格油田21区块北部南一段油层Ⅰ+Ⅱ油组地层水的pH值为7.5、矿化度为3000mg·L^(-1)的条件下,本文选择的增注配方为:0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸钠+0.5%无水乙醇+3%黏土稳定剂。该配方对渗透率低于80m D的岩芯,降压率可以达到25%以上;对于渗透率小于15.9m D的岩芯,降压率可达到30%以上。该工作液体系可以有效提高塔木察格油田增注效果。

降黏剂及其施工工艺对火驱稠油油藏注采井间快速连通的影响

针对火驱试验区注采井之间连通性差的问题,利用一维火驱物模装置,通过采用“梯次浓度注入降黏剂+脉冲式注气压力调节”等工艺措施,初步探索了火驱试验区注采井之间快速连通的方法。同时,基于油藏中稠油与降黏剂实际作用原理,建立了一种用于评价筛选降黏剂性能的方法,该方法能准确、快速地筛选出适合现场的降黏剂。实验结果表明:在25℃条件下,水溶性降黏剂降黏性能优于油溶性降黏剂,其中3#(丙烯酸类聚合物)水溶性降黏剂降黏性能最佳,在40℃和60℃时降黏率分别达到52.3%、61.2%,油溶性降黏剂耐温性能更好,而采用注采井两端双向注入降黏剂的方法能加快注采井之间的连通。研究成果可为火驱生产提供理论支撑和技术支持。

表面活性剂驱油化学机理分析及降压增注实验研究

优选出适宜目标油藏的表面活性剂BHJ-A与BHJ-B,以界面张力为关键指标对其主要性能进行了评价,通过降压增注实验分析了表面活性剂对低渗岩心注入压力的影响,采收率实验预测了油水界面张力、表面活性剂段塞、注入速度与注入时机对采收率提高幅度的影响规律。结果表明:表面活性剂存在最佳质量分数使用范围,地层水矿化度较高时会对表面活性剂产生较大影响;表面活性剂会随时间推进逐渐失活;BHJ-A与BHJ-B对地层岩心降压率可达30%;表面活性剂段塞增加有助于采收率提高。

注水井中性解堵剂研究及应用

在注水开发油藏中,随着开采时间的延长,大部分油藏已进入中后期开发阶段,油藏综合含水率高,结垢问题日趋严重,造成油水井井筒、采油设备、集输系统以及地层堵塞等问题。这些问题的产生,严重影响油气的正常生产,增加了采油成本。针对以上问题开展了中性解堵剂技术研究,进行了室内实验评价,同时开展了现场试验,降压增注效果显著,取得了较好的效果,为后期增注技术奠定了基础。

注水井降压增注技术应用及效果评价

随着采出水注入开发时间的延长,高压欠注井日益增多,近几年已成为影响油藏开发效果的主要因素,针对此类开发矛盾,实施了注水井降压增注措施效果分析及评价,通过不断的工艺改进、对比、分析及评价,近几年实施的新工艺降压增注效果较好,为后期油田开发的欠注井治理工作开启了新思路。

双子表面活性剂合成及其在降压增注中的应用

针对低渗油田注水压力高的问题,研发了一种18-3-6双子表面活性剂,并通过室内实验考察了18-3-6的性能及降压增注效果。实验结果表明,当18-3-6表面活性剂浓度为600mg·L^(-1)时,界面张力达到0.052mN·m^(-1),且能有效防止黏土膨胀。岩芯驱替实验结果表明,当其浓度为600~1000mg·L^(-1),注入3PV的18-3-6降压增注效果最为明显,降压幅度最高可达28.97%,提高水相渗透率最高达22.85%。因此,表面活性剂18-3-6对低渗油藏开发具有良好的应用前景。

超低渗油藏注水井表活剂降压增注技术

表面活性剂降压增注技术已经受到各大油田的关注,在分析总结注水井高压欠注以及表面活性剂降压增注原理的基础上,优选出适合超低渗透储层的表面活性剂降压增注体系AD-86,利用表面活性剂降低油水界面张力、改变岩石表面润湿性等机理,实现降压增注的目的。