低渗透注水降压增注（精选3篇）
低渗透注水降压增注 篇1
低渗透油藏在注水开发的过程中, 由于低渗透油藏具有物理性差、孔隙度低以及渗透性差等特点, 很容易造成注水井开发过程中堵塞, 使油层渗透率下降, 注水井压力升高, 而注水量下降, 进而严重影响油田的开发, 并造成油田资源的浪费。探究低渗透油藏的解堵技术, 提高地层的渗透率, 科学高效的开发低渗透油藏, 对稳定油田原油资源以及提高油田资源的使用率都具有重要意义。
1 低渗透油藏的基本特征
1.1 油藏类型单一
低渗透油田属于常规油藏类型, 主要以岩性油藏和构造岩性油藏为主, 我国有60%的低渗透油藏为这两种油藏类型。
1.2 储层物性差, 孔隙度和渗透率低, 且水动力连通差
我国低渗透油藏油层砂泥交融在一起, 非均质性严重;储层以中孔和小孔为主, 并且孔喉细小, 溶蚀孔发育;存在裂缝发育, 大多为构造裂缝, 分不规则, 以成组出现;渗透率低, 我国有50%左右的低渗透油藏空隙度小于10%, 并且有50%以上的藏储量存在于渗透率小于10x10-3μm2的特低渗透油藏中;水动力连通性差, 单井控制的泻油面积小[1]。
1.3 油层原始含水饱和度高, 原油性质好
低渗透油藏油层含水饱和度通常在30%-50%左右, 有些高达60%, 并且油层密度小、粘度小、含胶质以及沥青质少, 有利于低渗透油藏注水开发。
1.4 储层敏感度高
低渗透油藏储层碎屑分选差, 粘土矿物质以及基质含量高, 易导致储层各种损害, 并且裂缝发育, 导致储层应力敏感度高。
1.5 固液界面作用显著, 油层流动呈非达西渗流
由于低渗透油藏孔喉细小, 比表面积大, 所以受固液界面作用显著, 孔隙内表面出现液体边界层, 多孔介质呈不同的润湿性, 油层流动具有启动压力梯度, 表现为非达西渗流。
2 低渗透油藏注水井堵塞的主要因素
2.1 低渗透油藏“三高”“四低”
由于储层物性差, 孔隙度和渗透率低, 导致注水压力高、注水井数量高以及地层亏空高以及低渗透、低产能、低液面以及低日注水量, 这“三高”“四低”的现象, 从而造成低渗透油藏的堵塞[2]。
2.2 低渗透油藏地层连通性差, 开采泄压快
低渗透油藏地层连通性差, 导致油藏开采时泄压过快, 使注水井注水量跟不上, 造成地层能量得不到及时的补充, 进而导致低渗透油藏的堵塞, 影响油藏开采效果。
2.3 低渗透油藏的孔隙为堵塞主要场所
由于低渗透油藏渗透率低, 孔隙存在的地方为原油存在的地方, 然而也是注入水和地层水充分接触, 污垢存在的主要场所。油田长期受到回注污水、作业修井以及开采次数不断增多的影响, 造成地层悬固物相互侵蚀, 粘土水化膨胀以及细菌、胶体等污染物质堵塞注水井。
3 针对低渗透油藏堵塞的情况提供有效的解堵整注技术
3.1 物理解堵增注技术
物理解堵技术主要有振动解堵、脉冲解堵、高压水射流解堵、强磁解堵以及超声波解堵等。物理解堵技术主要根据油藏储层物性差, 孔隙度和渗透率低, 且水动力连通差等基本特征, 采用双重振动仪、脉冲解堵仪、可控制的高压旋转射流工具、强磁处理以及超声波等物理方法产生压力波, 使油藏地层介质岩石产生裂缝, 改善孔隙的连通性, 提高流体的导通能力, 同时抑制粘土的膨胀, 提高注水井的吸水量, 并解除孔隙中细菌、胶体等污染物质堵塞注水井的情况, 提高油层的渗透率, 进而达到解堵增注的目的。
3.2 化学解堵增注技术
化学解堵增注技术主要有酸化解堵、表面活性剂解堵、氧化解堵、缩彭解堵、热化学解堵、纳米聚硅增注以及复合化学解堵等。化学解堵增注技术是采用酸化油藏地层物质、表面活性剂解堵剂、二氧化氯等氧化性杀菌剂、阳离子高分子聚合物缩膨剂、热化学解堵剂、纳米聚硅增注剂以及采用复合化学剂等多种化学物质, 酸化油藏地层, 改善出油剖面以及出水剖面, 消灭孔隙细菌, 收缩膨胀粘土, 解除注水井液滤失水、胶物质以及沥青物质引起的污染和堵塞, 从而提高注水量, 降低压力损失, 增强流体的流动性, 实现注水井的解堵增注, 提高油田资源的使用率。
3.3 生物解堵增注技术
生物解堵增注技术主要有生物酶解堵、微生物解堵等。生物解堵增注技术主要是采用生物酶稠油解堵剂以及微生物等生物方法, 针对残存油等造成的低效注水井以及三次开采油田过程中油井和注入井的解堵增注, 同时利用微生物产生的大量有机酸、有机溶剂、表面活性剂与活性细胞体结合产生的强力表面活性剂体系, 改善油藏岩石表面的性质, 降低启动压差, 改善流体在油藏孔隙的流动受到的阻力, 进而实现解堵增注的目的。生物解堵增注技术操作简单容易, 并且菌剂费用低, 不污染环境, 单井操作可重复使用, 能有效缓解油藏注水问题, 具有明显优势[3]。
3.4 物理化学复合解堵增注技术
物理化学复合解堵增注技术主要有双重振动源-酸化解堵增注技术, 高压脉冲射流-酸化解堵技术、新型无壳体弹高能气体压裂解堵技术以及复合型混气解堵等。物理化学复合解堵增注技术是采用物理解堵增注技术与化学解堵增注技术相结合的方法, 根据油藏实际堵塞情况而复合采用, 从而提高注水井开采过程的高效性。
4 结束语
低渗透油藏具有储层物性差, 孔隙度和渗透率低, 水动力连通差, 储层敏感度高等特点, 容易造成注水井堵塞, 为注水井开采过程带来严重的危害以及很多不安全的因素。目前, 低渗透油藏注水井解堵增注技术有物理、化学、生物以及物理化学复合等各种解堵增注技术, 对于油藏堵塞原因选择合适有效的解堵增注技术, 避免新堵塞的产生, 提高油藏资源使用率。
参考文献
[1]李积祥, 侯洪涛, 张丽, 田波, 毛美丽.低渗油藏注水井解堵增注技术研究[J].特种油气藏, 2011, 03 (02) :106-108
[2]庞启强, 刘培培, 黄冬雪, 王举.低渗透油藏注水井解堵增注技术研究进展[J].石油石化节能, 2011, 04 (03) :10-12
[3]王晓杰, 董学让, 杨芹玲.低渗透油藏复合增注技术研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 20 (10) :134-135
低渗透注水降压增注 篇2
1 双子表面活性剂作用原理简述
通过化学键将两个或两个以上的同一或几乎同一的表面活性剂单体, 在亲水头基或靠近亲水头基附近用联接基团将这两亲成份联接在一起, 形成的一种表面活性剂, 称为双子表面活性剂。双子表面活性剂是一类新型的表面活性剂, 具有高的界面活性, 耐温150℃, 耐矿化度80000 mg/L, 是目前中低渗透油藏降压增注用表活剂的首选。
低渗透储层多呈亲水性, 一部分注水压力来自于水湿岩石孔隙内表面水化层对水的吸附阻力, 注水启动压力梯度相当程度上是克服水膜吸附阻力。同时, 注入水进入岩石孔隙后, 油流很容易在喉道处被截断, 形成油滴, 堵塞吼道。由于双子表面活性剂具有良好的界面性能, 可以降低油水界面张力, 消除油滴堵塞, 同时双子表面活性剂吸附到岩石表面上, 可以摒除水膜吸附阻力, 进而降低注水的压力。室内实验结果表明, 双子表面活性剂可将该区块油水界面张力降至0.01m N/m数量级。
2 双子表面活性剂在注水井酸化增注中使用效果评价
2.1 义34-X20井
义34-X20 井区域构造为济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷, 局部构造位置为义34 断块, 注水层位为ES3, 有效孔隙度17.1%, 平均渗透率为48.9*10-3um2, 岩性为灰褐色油浸细砂岩、灰色泥灰岩。该井曾实施过三次酸化增注作业。其中第一次作业的主要目的是通过酸化解除近井地带污染, 增加单井注水量, 提高注采井组开发效果, 此次作业过程中并未配合使用双子表面活性剂;第二次作业则是在未改变酸液主体构成和总体施工设计的情况下加入了正挤双子表面活性剂的工序。
第一次酸化作业时的酸液配制如表1所示。
作业施工时的泵注顺序依次为正替清洗液10m3、正挤前置酸30m3、正挤主体酸30m3、正挤注入水30m3, 排量均为0.5-1.0m3/min。
第二次酸化作业时的酸液配制如表2 所示。同时, 在酸化时配合使用了5t双子表面活性剂使用量, 并加入100m3的清洁注入水进行稀释。
作业施工时的泵注顺序依次为正替前置酸10m3、正替主体酸1.5m3、正挤主体酸8.5m3、正挤双子表面活性剂100m3、正挤注入水11m3, 排量均为0.5-1.0m3/min。
义34-X20井在酸化作业后的降压增注效果如表3所示。
从降压增注效果对比情况来看, 在两次作业未改变酸液主体构成和总体施工设计的情况下, 双子表面活性剂的使用在酸化措施中起到了比较明显的降压增注作用。同时, 酸液使用量以及酸液和双子表面活性剂注入顺序的优化也对注水井降压增注的效果产生积极影响。
2.2 义34-3-X7井
义34-3-X7井区域构造为济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷, 局部构造位置为义34断块, 注水层位为ES3, 有效孔隙度14.61%, 平均渗透率为15.25*10-3um2。该井为34断块特低渗油藏义34块南扩小井距井组沙三段4砂组CO2气驱试验井组的一口注气井, 于2009年2月完成射孔, 累计排液21方, 累油4吨。2010年12 月下入注气管柱待注气, 后提出原井管柱转注水, 试验小井距注水效果。其相邻井义34-1-X5井转注后仅注水400m3便因压力高注不进。因此决定在转注时就对该井实施双子表面活性剂增注措施, 解决该井注水问题, 提高注采井组开发效果。此外, 复合缓速酸使用量为5t, 并加入20m3清洁注入水进行配制;双子表面活性剂使用量为6t, 并加入120m3的清洁注入水进行稀释。
作业施工时的泵注顺序依次为正替双子表面活性剂10m3、正替前置酸0.5m3、正挤前置酸7.5m3、正挤复合缓速酸20m3、正挤前置酸10m3、正挤双子表面活性剂110m3、正挤注入水11m3, 排量均为0.5-1.0m3/min。
义34-3-X7井在酸化作业后的降压增注效果。
从注水数据来看, 该井降压增注效果非常显著, 其注水压力远小于该区块其它情况类似的注水井的高达30MPa左右的注水压力, 并且该井实际日注水量也远超日配注量。分析认为这主要是因为施工时增加了酸液和双子表面活性剂的用量, 并优化了泵注程序, 并且为降低残酸对地层的伤害, 还增加了氮气泡沫混排程序。
3 结语
注水井降压增注是改善低渗透区块水驱油效果和提高采收率的重要手段。为了实现降压增注的目的, 在水井酸化作业中配合使用双子表面活性剂是一个非常有效的措施。通过对渤南低渗透区块比较典型的两口注水井在酸化作业中使用双子表面活性剂后注水效果比对的评价, 可以认为在酸化作业中配合使用双子表面活性剂可以有效提高酸化的效果, 更好的实现注水井降压增注的目标。但同时也需认识到通过在一次酸化作业中加入双子表面活性剂并不能一劳永逸的解决注水问题。因为前期注入的表面活性剂随着注水量增大, 浓度会逐渐降低, 所以就需要在以后的作业中注入后续的双子表面活性剂。此外, 降压增注效果显著与否还与作业时酸液和双子表面活性剂的使用量及泵注顺序有密切关系, 因此必须要根据每口注水井的实际井况来优化酸液配制和施工设计。
参考文献
[1]李瑞冬等.低渗透油田双子表面活性剂降压增注实验研究, 2012年4月.
[2]赵剑曦.杂双子表面活性剂的研究进展.化学进展, 2005:17-6.
低渗透注水降压增注 篇3
针对蓬莱稠油油田注水井压力升高,吸水能力下降等现象,将表面活性剂和纳米聚硅材料相结合研制出了一种表面改性降压增注体系,该体系以表面活性剂和纳米聚硅材料为主要处理剂,并通过配伍性和防膨实验优选合适的助剂。考察了该复合体系改变岩石表面润湿性的效果,并通过室内岩心驱替实验考察该体系的降压增注效果,为现场应用提供参考。
1 实验部分
1.1 试剂与仪器
季铵盐阳离子双子表面活性剂HAS-1,自制;非离子表面活性剂OP-10、EO-1,工业品;阴离子表面活性剂AES、AEN,工业品;防膨剂JCL-2,工业品;纳米聚硅乳液NPS-L,工业品;NH4Cl,分析纯;模拟地层水,矿化度19 511 mg/L;试验用油为储层脱气原油与中性煤油按2∶1混合;目标区块储层天然岩心;JZ-200系列自动界面张力仪,承德精密试验机有限公司;HARKE-SPCA视频接触角测定仪,北京哈科试验仪器厂;岩心驱替装置,江苏海安石油科研仪器有限公司;离心管,荆州飞鹏化玻有限公司;J-HH-4A精密数显恒温水浴锅,上海皓庄仪器有限公司;电热鼓风干燥箱,上海一恒科学仪器有限公司。80-2型电动离心机,江苏金城国胜实验仪器厂。
1.2 实验方法
1.2.1 配伍性实验
将表面活性剂加入目标区块地层水中,在储层温度(60℃)条件下放置24 h,观察溶液是否澄清,判断表面活性剂与地层水的配伍性。
1.2.2 界面张力测定实验
在60℃下使用JZ-200系列自动界面张力仪测定表面活性剂溶液以及表面改性降压增注体系溶液与目标区块脱气原油之间的界面张力,评价表面活性剂的界面性能,优选合适的表面活性剂。
1.2.3 防膨率实验
将天然岩心粉末加入不同浓度的防膨剂溶液中,将溶液置于离心管中,在60℃下静置2 h,然后放入离心机中离心15 min(转速1 500 r/min),记录岩心粉末膨胀体积V1,用煤油和蒸馏水分别代替防膨剂溶液进行相同的实验,测定在蒸馏水中天然岩心试样的膨胀体积V2和在煤油中的膨胀体积V0;计算防膨率B=[(V2-V1)/(V2-V0)]×100%。
1.2.4 改变岩石润湿性实验(接触角实验)
将清洗干净的目标区块储层天然岩心切片,放入3%NH4Cl溶液中饱和,之后将岩心切片悬挂放入表面改性降压增注溶液中,并放入水浴锅中恒温(60℃)浸泡24 h,放置过程中保持切片垂直,取出岩心切片用水冲刷一定时间后烘干,再用接触角测定仪测量水滴在其表面上的接触角。为了比较,将一块岩心切片只饱和3%NH4Cl,并且烘干,测量水滴在未经降压增注体系溶液处理的岩心上的接触角,判断润湿性的变化。
1.2.5 降压增注岩心驱替实验
①将天然岩心洗油烘干后,饱和模拟地层水,计算岩心的孔隙度,测定岩心的水测渗透率;②以0.5m L/min的注入速度饱和试验用油10倍孔隙体积以上,60℃下老化24 h;③以1.0 m L/min的流量进行水驱,同时记录驱替压力,直至出口端压力稳定;④以1.0 m L/min的流量注入3 PV表面改性降压增注体系溶液,记录驱替压力;⑤继续保持流量不变,后续水驱,记录驱替压力,直至压力稳定。实验温度均为60℃。
2 结果与讨论
2.1 表面改性降压增注体系最佳配方的确定
2.1.1 表面活性剂的筛选
(1)表面活性剂种类。
针对蓬莱稠油油田注入水和产出水水质的特点,选取HAS-1、AES、AEN、OP-10、EO-1表面活性剂作为筛选样品,采用总矿化度19 511 mg/L的模拟地层水配制表面活性剂溶液,考察表面活性剂与地层流体的配伍性及与目标储层原油油样间的界面活性,结果见表1。
由表1实验结果可以看出,HAS-1、AES和AEN与地层水的配伍性较好,溶液放置24 h后澄清透明;但表面活性剂HAS-1的界面活性明显优于AES和AEN,因此,选择HAS-1作为表面改性降压增注体系的表面活性剂。
(2)表面活性剂浓度。
其他条件不变,考察表面活性剂HAS-1加量对界面张力的影响,实验结果见表2。
从表2可看出,当HAS-1加量大于0.3%时,表面活性剂与目标储层油样间界面张力均可达到10-2m N/m数量级,且随着加量的增加,界面张力呈下降趋势,当HAS-1加量达1.0%时,界面活性变得不太稳定[6]。
通过考察表面活性剂与模拟地层水样配伍性、与目标储层油样间的界面活性,并综合考虑经济因素,表面改性降压增注体系中表面活性剂HAS-1加量以0.5%为宜。
2.1.2 纳米聚硅材料浓度优选
在上述优选的表面活性剂溶液中加入不同浓度的纳米聚硅材料NPS-L,考察两者配伍性与界面张力变化情况。实验结果见表3。
由表3可以看出,NPS-L和表面活性剂HAS-1与地层水的配伍性较好,加量在0.01%~0.1%时溶液均澄清透明;NPS-L在0.5%HAS-1溶液中加量为0.01%~0.03%时可以更加进一步的降低溶液的界面张力,其中NPS-L的加量为0.03%时,体系的界面张力可以降低到10-3数量级,所以表面改性降压增注体系中纳米聚硅材料NPS-L的加量以0.03%为宜。
2.1.3 防膨剂浓度的优选
在上述优选的表面活性剂和纳米聚硅溶液中加入不同浓度的防膨剂JCL-2,考察体系的配伍性以及防膨性能。实验结果见表4。
由表4可以看出,HAS-1、NPS-L中加入不同浓度防膨剂JCL-2后的配伍性均较好。随着防膨剂JCL-2加量的增加,防膨率先上升后下降,当防膨剂加量为0.5%时,防膨率可以达到96.9%。因此表面改性降压增注体系中防膨剂JCL-2的加量以0.5%为宜。
2.1.4 表面改性降压增注体系配方确定
室内通过表面活性剂种类、浓度的优选,纳米聚硅材料浓度的优选以及防膨剂浓度的优选,确定了表面改性降压增注体系的最佳配方为0.5%季铵盐阳离子双子表面活性剂HAS-1+0.03%纳米聚硅材料NPS-L+0.5%防膨剂JCL-2。
2.2 表面改性降压增注体系性能评价与降压增注机理研究
2.2.1 体系稳定性与界面性能评价结果
将优选的表面改性降压增注溶液最佳配方在60℃下静置不同时间后,评价体系的稳定性以及界面性能。实验结果见表5。
由表5可以看出,随着放置时间增加,表面改性降压增注体系油水界面张力增加;20 d后,体系油水界面张力逐渐降低,并趋于平稳。50 d后,体系油水界面张力稳定在10-3m N/m数量级。说明表面改性降压增注体系具有较好的稳定性以及界面性能。
2.2.2 润湿性能评价结果
按第1.2.4节中接触角测定的实验步骤,测定使用表面改性降压增注液处理后和未处理的岩心切片上的水滴的接触角,实验结果见图1和图2。
由图1和图2可以看出,未经处理的岩心切片,初始接触角为46.5°;而经过表面改性降压增注液处理后的岩心切片,纳米聚硅材料吸附在岩心切片表面,使岩心表面呈现出明显的强疏水性,接触角变为134.5°。说明表面改性降压增注体系具有较好的润湿反转能力。其憎水特性将有助于减小注入水在孔隙中的流动阻力,同时还可以发挥对残余油的剥离效应。
2.2.3 降压增注岩心驱替实验结果
按1.2.5节中降压增注岩心驱替实验步骤,测定表面改性降压增注体系降压增注效果,实验结果见图3和图4。
由图3和图4可以看出,G-8号岩心水驱至30PV时,压力基本稳定,后持续水驱至60 PV,压力稳定在0.012 MPa;G-11号岩心在水驱至30 PV时压力基本稳定在0.012 5 MPa,改注3 PV表面改性降压增注液,此时由于表面活性剂使油水界面张力和界面粘度降低,油珠和岩心砂粒之间的电性排斥增大,使油不再粘附于砂粒表面。另外纳米聚硅材料吸附在岩石孔隙表面,减小了水化膜的厚度,改变了岩石表面润湿性,降低注入水在孔隙中的流动阻力。从而使驱替压力最低降至0.007 MPa,后续水驱30PV,压力基本稳定在0.007 5 MPa,与一次水驱压力相比,降压率为40%,降压效果明显。
2.2.4 表面改性降压增注机理
(1)降低油水界面张力,降低残余油饱和度进而降低注入压力[7]。体系中的表面活性剂对地层孔隙中的原油具有较强的乳化作用,在水驱油的剪切作用之下,能迅速使地层孔隙表面的原油剥离、分散,并且可以形成水包油型的乳状液,降低原油粘度。同时也降低了毛细管阻力,减小了乳状液通过地层孔隙时的贾敏效应,降低启动压力。
(2)改变岩石润湿性,提高水相相对渗透率进而降低水驱压力。表面改性降压增注体系中的纳米聚硅材料因其强的憎水亲油能力及强大的吸附能力,将吸附在孔隙内表面的水膜驱走,从而扩大地层孔道的有效半径,大幅度降低注入水在地层孔隙中的流动阻力,避免了水化现象的发生,提高了水相渗透率。
(3)防止黏土颗粒水化膨胀进而降低注水压力[8]。体系中的防膨剂和阳离子表面活性剂与吸附在黏土颗粒表面的低价阳离子发生吸附交换后,可以在黏土晶片的表面形成一层憎水膜,从而将黏土颗粒与水隔开,起到抑制黏土颗粒水化膨胀的作用[9]。
3 结论
(1)优选出了一种适合稠油油藏注水井降压增注体系的配方:0.5%季铵盐阳离子双子表面活性剂HAS-1+0.03%纳米聚硅材料NPS-L+0.5%防膨剂JCL-2。在60℃下静置50 d后,体系仍具有良好的稳定性并且油水界面张力稳定在10-3m N/m数量级。
(2)体系具有良好的改变岩石表面润湿性的效果,可以将亲水表面转变为亲油表面,使用加入表面改性降压增注液饱和的岩心接触角从46.5°增大到134.5°。
(3)对比使用相同孔隙体积模拟地层水驱替的天然岩心,在一次水驱压力基本稳定后转注3 PV的表面改性降压增注体系的天然岩心,其后续水驱注水压力与一次水驱压力相比降低了40%,降压效果明显,可以达到稠油油藏降压增注的目的。
参考文献
[1]郑强.低渗及稠油油藏水井表面活性剂降压增注技术研究与应用.石油化工应用,2012;31(7):14—17Zheng Q.Experimental study of depressurization and augmented injection surfactant system for low permeability and heavy oil reservoir.Petrochemical Industry Application,2012;31(7):14—17
[2] 王鹏飞,赵明宸,徐赋海,等.营8断块深层稠油降压增注技术现场试验.内江科技,2012;15(6):140—141Wang P F,Zhao M C,Xu F H,et al.Field test of deep heavy oil reduction and enhancement technology on 8 fault block.Neijiang Science and Technology,2012;15(6):140—141
[3] 王增宝,王静,仝铭,等.低渗透油藏表面活性剂/有机碱降压增注体系研究.油田化学,2014;38(4):573—577Wang Z B,Wang J,Tong M,et al.Surfactant-organic alkali decompression and augmented injection system in low permeability reservoir.oilfield chemistry,2014;38(4):573—577
[4] 张浩,张庆江.大庆油田新型表面活性剂技术室内研究.中国科技信息,2005;(13):107—108Zhang H,Zhang Q J.Study on the new surface active agent technology in Daqing Oilfield.China Science and Technology Information,2005;(13):107—108
[5] 张德华.聚硅纳米增注技术在纯梁油区低渗透油田的应用.内蒙古石油化工,2013;10(2):100—101Zhang D H.The application of nanometer polesilicon augmented technology in Chunliang petroliferous area of low permeability oilfield.Inner Mongolia Petrochemical Industry,2013,10(2):100—101
[6] 方晓红.表面活性剂性能及降压实验研究.大庆石油地质与开发,2002;21(2):62—63Fang X H.Study on the performance and depressure experiment of the surfactant system.Petroleum Geology&Oilfield Development in Daqing,2002;21(2):62—63
[7] 梁亚宁,大庆外围油田表面活性剂降压增注技术研究.大庆:大庆石油学院,2006Liang Y N.Technology of decreasing injection pressure and increasing injection rate by surfactant in Daqing Oilfield.Daqing:Daqing Petroleum Institute,2006
[8] 陈文斌,罗跃,付美龙,等.表面活性剂/缩膨剂降压增注体系的研究.精细石油化工进展,2006;7(8):18—20Chen W B,Luo Y,Fu M L,et al.Study on depressurization injectionaugmenting surfactant/swelled clay shrinking agent system.Advances in Fine Petrochemicals,2006;7(8):18—20