一种新型纳米SiO2降压增注剂的制备与评价

纳米降压增注技术将憎水亲油类纳米材料作为调剖剂,可有效解决低渗致密油气藏长期注水开发产生的高压欠注等问题。但是,目前此技术所应用的纳米SiO_2增注剂原料成本过高、来源较少且制备过程复杂。本工作以疏水纳米SiO_2、无水乙醇和表面活性剂为原料,提供了一种新型纳米降压增注剂的制备方法,然后分析了其性能和作用机理。结果表明:制备纳米增注剂时,分散液中乙醇质量固定为10%后,1%Tween 80用量时纳米SiO_2用量应少于1%;掺量为0.2%—1%纳米SiO_2的增注剂团聚粒径中值在300～400 nm之间,表面张力介于34～37 mN/m之间,界面张力介于1.9～4.0 mN/m;0.6%纳米SiO_2增注剂可让碳酸盐岩屑吸附纳米颗粒趋于平衡,且吸附为单层吸附;纳米增注剂处理石英砂片后,亲水表面变为疏水表面;0.2%—0.6%纳米增注剂处理岩样后,入口压力变小,驱替流量变大,渗透率约提高了25%～49%;此纳米增注剂注入地层后,随着温度的升高,乙醇挥发,增注剂中的纳米SiO_2会逐渐释放出来,并吸附到岩石表面形成纳米膜,从而起到降压增注的作用。     

巴什托普油田储层伤害实验及保护措施研究

通过对巴什托普井区泥盆系东河塘组下段砂岩碎屑岩储层代表性井的钻井液、射孔液、完井液的动静态损害评价实验，得知对地层的损害程度为中等偏强。根据损害机理，给出保护地层措施。对于钻井液，建议在原钻井液加入2％FLOCT（降滤失剂）＋2％LOCKSEAL（成膜封堵剂）；射孔液，加入粘土稳定剂，在原射孔液加入2％多聚醇胺（粘土稳定剂）＋2％NH4Cl；钻井液、射孔液对储层伤害给油田开发带来不利影响，本文采用酸化作业来溶解造成渗透率伤害的物质，达到了一定程度上的增产增注效果。     

注水井带压修井装置与工具优化配套技术应用

随着油田注入开发时间的延长，部分注水井压力异常，如果采用放溢流降压方式作业，则会释放大量地层能量，且会造成较严重的环境污染。带压作业技术可以在不压井、不放喷隋况下进行作业，有效地解决了高压注水井的井下作业难题。本文介绍了注水井带压作业技术原理、工艺研究及完井管柱的优化设计、配套关键工具的研发与试验。目前，该项技术已经成为注水井作业的主体技术，并逐步规模化推广应用。     

油田注氮气采油技术研究

随着世界经济的迅猛发展，石油的需求量不断上升，如何提高原油采收率已迫在眉睫。对于大多数的蒸汽吞吐井和蒸汽驱井，由于注汽数量的增加，地层压力急剧降低，井筒周围地层含油饱和度明显减少，为了改善这些状况，研究油田注氮气开采技术势在必行。本文介绍了注氦气技术提高采收率的原理及工艺，对油田注氮技术的发展有一定参考价值。     

油井酸化工艺研究与应用

1．前言 酸化工艺是油水井增产增注的常用工艺技术。随着我厂油田开发的不断深入,中、低渗油藏的酸化解堵、地层改造工作任务日趋频繁。针对油水井地层堵塞、低渗物性差等问题,开展了油井的泡沫助排酸化,不动管柱酸化等增产新工艺的研究及应用工作,并取得显著的增产增注效果。2011年我厂油水井酸化工作量达45井次,     

吉林油田多向造缝技术的研究与应用

随着采出程度的提高和油藏研究的深入一些老油田的开发矛盾逐渐的暴露出来，井网的不适应性、地下能量分布不均、层间、层内矛盾表现突出、压后增油效果越来越差，采收率逐渐降低。因此，提出了应用暂堵剂封堵近井地带裂缝通道，形成桥塞堵住射孔孔眼，迫使压裂裂缝转向另一个方向开启新裂缝或沟通更多微裂缝，将剩余原油得以动用，增大油层泄流而积，提高压裂增油效果。该技术在2009年在新木油田进行了现场应用，取得了较好的增油效果，并有83．3％井实现了裂缝转向，证实了多裂缝的形成具有一定的增产效果。     

改进注聚井压裂解堵工艺的实践和认识

为了降低注聚井的注入压力,提高聚驱开发效果,喇嘛甸油田曾采用过注入解堵剂、热化学等多种解堵方法,但解堵效果不理想,主要表现在注入压力降低幅度小、解堵有效期短。为此,对21口注聚井实施了压裂改造,但21口压裂井的平均有效期只有15天,最长一口井的有效期也仅有31d。压裂所能改造的油层面积和力度是其它物理、化学解堵措施无法相比的,压裂没有使注聚井降低注入压力,其它油层处理措施也很难达到"解堵降压"的目的。所以,我们认为要从根本上降低注聚井的注入压力,必须针对注聚井特点,改进注聚井的压裂解堵工艺。     

利用耗散颗粒动力学方法模拟优选合成聚表剂的可聚合季铵盐单体

为研究聚合物表面活性剂(聚表剂)分子结构变化对聚表剂和油-水界面性质的影响,优选出最佳性能的聚表剂。以正十六烷基为油相,水为水相,采用耗散颗粒动力学方法(DPD)模拟含有不同可聚合季铵盐表面活性基团的聚表剂在油-水界面的性质,研究了聚表剂摩尔分数及季铵盐基团种类等因素对油-水界面性质的影响。模拟结果表明,模拟体系中聚表剂摩尔分数范围以0.02~0.06为宜;通过模拟优选出最佳季铵盐单体为对甲基苯乙烯基十二烷基二甲基溴化铵(R4),聚表剂AMR4在油水体系中最佳摩尔分数为0.06,此时界面张力值最低、界面效率最佳且聚表剂分子均方根末端距最大。聚表剂分子几乎全都分布在油-水界面层,其界面活性使得油-水界面厚度增大,油-水界面张力降低。     

低渗透油田注水开发规律与调整对策

本文论述了低渗透油田开发动态特征，针对油藏地质一动态特征，多年来通过室内研究和现场试验，初步形成注水与采油同步进行技术系列，保持油井具有较高的产量，初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力，进行井网加密调整，缩小注采井距，提高水驱控制程度等措施，大大提高注入水的波及系数，提高油田的注水开发效果。     

低渗透酸敏砂岩酸化增注技术研究

酸化解堵是各油田增产的主体技术之一,为探索在低渗、酸敏砂岩中的应用,结合油层特性,研究了储层的应力敏感性、水锁和贾敏效应、结垢趋势,并以此为基础,研究了一种适合于敏感性油藏增注的新型酸化增注技术,并现场试验成功,打破了以往“酸敏性地层不适合采用酸化增产增注工艺技术”的观念。     

X断块兴安岭Ⅰ、Ⅱ油组更换粘稳剂现场注入实验效果分析

X断块兴安岭油层共有Ⅰ、Ⅱ油组注水井9口，正常连续注入井6口，为降低开发成本，于2009年4月13日开展了X断块兴安岭Ⅰ、Ⅱ油组更换粘稳剂现场注入试验，由原QY-138型固体粘稳剂改为FX-Ⅱ型固体粘稳剂注入。4月13日-6月9日注入浓度为1.5%，6月10日后浓度降为1.3%，经观察，更换粘稳剂后注入压力、注水量基本稳定，启动压力基本稳定，采出状况基本无变化，初步得出结论，FX-Ⅱ型粘稳剂与地层配伍性较好，可取代原使用的QY-138型固体粘稳剂，降低浓度后注入效果基本保持稳定。在不考虑运输费用的情况下，年节省药剂费用192.6×104元，降低成本26.3%，若在该油田进行推广，则可取得更为可观的经济效益。     

钻井地质技术在杏九区应用

在钻井生产中，影响钻井的速度和效益主要因素是钻井复杂事故和固井质量，造成发生复杂事故和固井质量一个重要的原因是地层孔隙压力的影响，过高的地层压力会导致井涌、油气浸的发生；过低的会导致井漏的发生；过大的层间压差，会严重影响固井质量。本文针对杏九的地质特征及不同层系注水井降压规律制定合理的调控地层压力剖面的技术措施来实现钻井的安全强度从而能够达到利用注、采井钻关方式调控地层压力剖面的目的。     

对提高注水井洗井有效率的探讨

由于大庆油田是采用注水驱油，如何有效发挥注水井以水驱油的作用，确保注水井按注水方案合理注水，那么，注水井洗井是非常重要的日常维护工作。随着注水开发时间的增加，地层条件的变化，注水井出砂、测试遇阻、封隔器失效等问题较为不断的出现，如何洗好井是在注水井开发生产中经常面对的课题。本文通过采用除砂车密闭洗井工艺，使注水井洗井有效率得到了提高。     

低渗透油田注水井增注调剖新技术探讨与实践

低渗透油田在生产的后期，如采用注水增产的技术就会遇到一定的欠注情况。这主要有几个方面的原因，其一是注水本身的水质影响；其二是调剖剂的选择；其三是增注技术的合理采用。这三个方面随着技术的发展都产生一些新技术并在实践中获得了成功，其主要的改进目标就是调整注水的水质，合理配伍增注调剖剂，选用适当的工艺来增注。     

大庆油田台肇地区低渗透储层裂缝及其开发对策研究

介绍了大庆油田外围典型的低渗透储层——台肇地区葡萄花油层中东西向、南北向、北西向和北东向4组高角度构造裂缝，其发育程度依次由强变弱。受现今地应力影响，近东西向裂缝连通性好，地下张开度和渗透率大，是该区主渗流方向；其次是北西向、北东向裂缝，近南北向裂缝渗透性较差，裂缝发育程度受岩性、层厚、断层、构造应力等因素影响。根据地质条件和油藏数值模拟，认为该区适应于用矩形井网和菱形井网开发，效果比反九点和五点井网好。低渗储层由于裂缝发育，降低了地层破裂压力，注入压力容易超过地层破裂压力，使注入水沿裂缝快速流动，引起水     

河50断块开发层系井网适应性评价

河50断块在经过2009年的再次注采调整以后，开发效果良睁。随着开发进程的运行，开发中暴露出新的问题与矛盾。通过对河50断块层系井网适应性评价，确立下步层系井网调整方向，提高油田采收率1。     

综合调控，改善杜229块蒸汽驱开发效果

1杜229块蒸汽驱概况 杜229块蒸汽驱先导试验区位于杜229块东南部，试验区内构造简单，没有断层发育，总体向东北倾没，地层较平缓，注采井间构造幅度差在10-20m之间。试验区部署上下层系两套井网，单排单列井为下层系井，双排双列井为上层系井，井距均为100米。2003年后上层系井陆续下返生产，与下层系井形成70米井距。     

多层段多裂缝压裂工艺技术现场试验

油田开发初期,厚油层的油藏条件优越,单井压裂增油效果显著,压裂改造规模较小。随着油田开发的不断进行,厚油层的油藏条件逐年变差,常规压裂已不能满足多段多韵律厚油层的需要。针对以上问题,开展了多层段多裂缝压裂工艺技术现场试验,扩大改造油层厚度和改造规模,从而提高水驱压裂井挖潜效果。     

液体射流技术在油田开发中的新应用

介绍了利用液体射流原理的4项油田开发新技术——负压法地层解堵技术、不动管柱降压排酸技术、油井井口降压掺水技术、污水沉降罐底部负压排污泥技术——的原理、特点、适应范围、现场应用效果等；通过现场200多井(套)次证明，采用液体射流对地层解堵效果明显，不会对储层造成伤害；采用液体射流排残酸，排酸迅速、彻底；采用液体射流法在井口掺热水，可降低井口回压，改善油井工况，提高泵效；采用液体射流法排放污水沉降罐底部沉积污泥，能提高排泥效果，改善污水处理质量；液体射流新技术工艺简单，操作方便，成本低廉，在油田生产中具有较好     

三类油层聚驱油井压裂效果及影响因素分析

喇嘛甸油田三类油层属于薄差油层,以表外储层发育为主。和主力油层相比,具有有效厚度小、非均质性强、渗：匿率低、油层发育薄等特点。但其发育广,储量丰富,地质储量达1．6亿吨,是喇嘛甸油田聚合物驱的主接替潜力层。现场试验表明,三类油层注聚是可行的,并且采取必的压裂措施,能够有效的提高三类油层的动用程度。但现场压裂效果表明,受地质因素影响,不同油井压裂效果存在很大差异。本文以大庆喇嘛甸油田喇8—182井区三类油层注聚试验区为例,通过分析总结不同地质条件油井压裂效果,为进一步提高三类油层聚驱采出程度提供借鉴。