CN102134986A - 堵水压裂增产方法 - Google Patents
堵水压裂增产方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102134986A CN102134986A CN2011101106245A CN201110110624A CN102134986A CN 102134986 A CN102134986 A CN 102134986A CN 2011101106245 A CN2011101106245 A CN 2011101106245A CN 201110110624 A CN201110110624 A CN 201110110624A CN 102134986 A CN102134986 A CN 102134986A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing
- crack
- water
- reservoir
- gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 86
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 24
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 238000001802 infusion Methods 0.000 claims description 30
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 26
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 17
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims description 16
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Natural products C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N Rosin Natural products O(C/C=C/c1ccccc1)[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N 0.000 claims description 15
- KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N trans-cinnamyl beta-D-glucopyranoside Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC=CC1=CC=CC=C1 KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 9
- 239000001828 Gelatine Substances 0.000 claims description 8
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 claims description 8
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 claims description 8
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 claims description 8
- 238000003475 lamination Methods 0.000 claims description 8
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 claims description 8
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 claims description 7
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000005304 joining Methods 0.000 claims description 7
- 229960004011 methenamine Drugs 0.000 claims description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 6
- 238000009833 condensation Methods 0.000 abstract 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 abstract 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000009304 pastoral farming Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
本发明公开了一种堵水压裂增产方法,包括如下步骤:取裂缝屏蔽剂5—7份和清水100份混合;在温度0℃-45℃下将a混合物注入井层压开的裂缝中,对储层孔隙进行屏蔽;取底水油藏封堵剂5份—10份和低粘压裂液100份混合;在温度0℃-45℃下将步骤c中的混合物注入油层或气层压开的裂缝中,沉降后对下部水层进行封堵;对储层上部油层或气层进行加砂压裂作业;关井候凝,施工结束。本发明对底水油藏或底水气藏型气井底部实现封堵,防止了底水上窜,同时有效的控制裂缝高度,防止裂缝向下延伸,从而达到封堵水层,提高油井或气井的单井产量。
Description
技术领域
本发明涉及一种堵水压裂增产方法,主要适用于底水油藏类型油井或者底水气藏类型气井的增产改造。
背景技术
对于具有底水特征的油(气)藏,一般其油(气)层与下部水层处于同一砂体,层间没有夹层或夹层很薄,呈现出上油(气)下水特征。因此在压裂改造中必须控制裂缝高度,以免压穿下部水层,造成生产过程中的储层产水。为了防止底水上窜,投产压裂多采用“三小一低”的改造模式,即小砂量、小排量、小砂比和低射开程度。该改造模式随着油(气)井生产时间的延长,由于投产压裂改造规模小、支撑剂浓度低,造成支撑裂缝导流能力大幅下降,增产有效期短;另外,由于在修井作业过程中造成地层污染、发生微粒运移,均会造成油气井产量下降。因此,堵水压裂不但对于底水油(气)藏的投产压裂意义重大,对于底水油(气)井的老井复产也具有重要意义。
压裂改造作为低渗透储层增产的重要方法,不仅可以取的较好的增产效果,而且相比较其他措施,如酸化,可以有效的延长油(气)井的稳产期,取得较好的开发效果和经济效益。目前,对于底水油(气)藏的压裂改造,国内外普遍采用的方法是通过控制压裂施工参数(加砂量、排量、砂比)、加下沉剂等方法。再如申请号200910020940公开一种油气井控水压裂增产方法,其申请日为2009年1月16日,公开日为2009年7月8日,具体说是一种以遇底水自动降粘的冻胶体系为压裂液,以蜡覆砂为部分支撑剂的控水压裂工艺技术。在压裂施工时,通过稠化剂和交联剂携带石蜡和石英砂混合成的包被支撑剂在地下进行化学降解包覆堵塞,形成封堵层。
实践证明,目前的这些方法仍然存在对裂缝高度的控制能力差、极易压穿底水层,造成油(气)井含水率快速上升,甚至水淹,影响了油气井的增产效果,加大了油(气)田开发和后期储层改造的难度。
发明内容
本发明的目的在于克服现有底水油藏类型油井或者底水气藏类型气井压裂增产方法存在的上述问题,提供一种堵水压裂增产方法,本发明对底水油藏或底水气藏型气井底部实现封堵,防止了底水上窜,同时有效的控制裂缝高度,防止裂缝向下延伸,从而达到封堵水层,提高油井或气井的单井产量。
为实现上述目的,本发明采用的技术方案如下:
一种堵水压裂增产方法,其特征在于,包括如下步骤:
a、取裂缝屏蔽剂5—7份和清水100份混合;
b、在温度0℃-45℃下将a混合物注入井层压开的裂缝中,对储层孔隙进行屏蔽;
c、取底水油藏封堵剂5份—10份和低粘压裂液100份混合;
d、在温度0℃-45℃下将步骤c中的混合物注入油层或气层压开的裂缝中,沉降后对下部水层进行封堵;
e、对储层上部油层或气层进行加砂压裂作业;
f、关井候凝,施工结束。
所述的裂缝屏蔽剂由质量比为50%—70%硬脂酸、20%—40%松香和10%骨胶混合形成。
所述底水油藏封堵剂是由质量比为60%—80%二氧化硅、10%—20%松香和10%—20%乌洛托品组成的混合物。
所述低粘压裂液是由质量比为1%—5% C21H41O3N2、0.4%—1%KCl和92%—98%H2O组成的混合物。
所述a步骤中,将重量份的裂缝屏蔽剂和清水通入混砂车混合。
所述b步骤中,通过裂缝屏蔽剂施工泵注排量1.4—2.4m3/min,施工时间在1小时以内。
所述c步骤中,将重量份的油藏封堵剂和低粘压裂液通过水泥车混合。
所述d步骤中,通过底水封堵剂施工泵注排量1.4—2.4m3/min,顶替液的排量低于1.2m3/min,施工时间为1—2小时。
所述e步骤中,采用低粘压裂液和压裂支撑剂进行压裂,压裂支撑剂的加入时间应在底水封堵剂完全沉降后,通过混砂车混合,压裂车泵注,对储层上部进行加砂压裂改造,泵注排量在1.8—2.8m3/min之间。
采用本发明的优点在于:
一、本发明采用的低粘压裂液,具有有效的控制裂缝高度,防止裂缝向下延伸的作用,同时采用封堵剂对底水油藏或底水气藏底部进行封堵,防止了底水上窜,从而达到封堵水层,提高油井或气井单井产量的目的。
二、本发明将底水堵水技术和压裂增产技术二者有机结合,并通过减小液体滤的方法实现储层保护,确保工艺的增产改造效果。
三、本发明对储层进行压裂改造时,利用压裂液低粘及封堵剂重力沉降原理,使封堵剂下沉,而压裂液上浮,从而实现对油层或气层底部底水封堵和上部油层或气层加砂压裂改造的目的。
四、与现有技术相比,本发明一方面通过裂缝屏蔽剂加入减小液体滤失量,从而确保裂缝长期处于张开状态,并减小储层渗透率伤害;另一方面,通过低粘压裂液控制裂缝内压力及封堵剂沉降形成非渗透性的应力遮挡层,实现对裂缝高度控制及封堵水层的双重目的。最后,通过低粘压裂液对上部油层或气层进行压裂改造,从而实现堵水与压裂作业联作,达到控制产水、提高油井或气井单井产量。
五、本发明适用于具有明显底水特征的油藏或气藏的压裂增产改造作业,应用本发明可以有效的解决底水油藏或气藏底水发育、油或气产量低的技术问题。
六、本发明中,采用裂缝屏蔽剂泵注排量在1.4—2.4m3/min,施工时间在1小时以内,具有控制裂缝高度的优点。
七、本发明中,采用底水封堵剂泵注排量在1.4—2.4m3/min,施工时间为1—2小时,具有控制裂缝高度、减少封堵剂用量、利于底水封堵剂加入和沉降的三重优点。
具体实施方式
实施例1
一种堵水压裂增产方法,包括如下步骤:
a、取裂缝屏蔽剂5份和清水100份混合;
b、在温度0℃下将a混合物注入井层压开的裂缝中,对储层孔隙进行屏蔽;
c、取底水油藏封堵剂5份份和低粘压裂液100份混合;
d、在温度0℃下将步骤c中的混合物注入油层或气层压开的裂缝中,沉降后对下部水层进行封堵;
e、对储层上部油层或气层进行加砂压裂作业;
f、关井候凝,施工结束。
所述的裂缝屏蔽剂由质量比为50%硬脂酸、40%松香和10%骨胶混合形成。
所述底水油藏封堵剂是由质量比为60%%二氧化硅、20%松香和20%乌洛托品组成的混合物。
所述低粘压裂液是由质量比为1% C21H41O3N2、1%KCl和98%H2O组成的混合物。
所述a步骤中,将重量份的裂缝屏蔽剂和清水通入混砂车混合。
所述b步骤中,通过裂缝屏蔽剂施工泵注排量1.4m3/min,施工时间在1小时以内。
所述c步骤中,将重量份的油藏封堵剂和低粘压裂液通过水泥车混合。
所述d步骤中,通过底水封堵剂施工泵注排量1.4m3/min,顶替液的排量低于1.2m3/min,施工时间为1小时。
所述e步骤中,采用低粘压裂液和压裂支撑剂进行压裂,压裂支撑剂的加入时间应在底水封堵剂完全沉降后,通过混砂车混合,压裂车泵注,对储层上部进行加砂压裂改造,泵注排量在1.8m3/min之间。
实施例2
一种堵水压裂增产方法,包括如下步骤:
a、取裂缝屏蔽剂7份和清水100份混合;
b、在温度45℃下将a混合物注入井层压开的裂缝中,对储层孔隙进行屏蔽;
c、取底水油藏封堵剂10份和低粘压裂液100份混合;
d、在温度45℃下将步骤c中的混合物注入油层或气层压开的裂缝中,沉降后对下部水层进行封堵;
e、对储层上部油层或气层进行加砂压裂作业;
f、关井候凝,施工结束。
所述的裂缝屏蔽剂由质量比为70%硬脂酸、20%松香和10%骨胶直接混合形成。
所述底水油藏封堵剂是由质量比为80%二氧化硅、10%松香和10%乌洛托品组成的混合物。
所述低粘压裂液是由质量比为5% C21H41O3N2、0.4%KCl和94.6%H2O组成的混合物。
所述a步骤中,将重量份的裂缝屏蔽剂和清水通入混砂车混合。
所述b步骤中,通过裂缝屏蔽剂施工泵注排量2.4m3/min,施工时间在1小时以内。
所述c步骤中,将重量份的油藏封堵剂和低粘压裂液通过水泥车混合。
所述d步骤中,通过底水封堵剂施工泵注排量2.4m3/min,顶替液的排量低于1.2m3/min,施工时间为2小时。
所述e步骤中,采用低粘压裂液和压裂支撑剂进行压裂,压裂支撑剂的加入时间应在底水封堵剂完全沉降后,通过混砂车混合,压裂车泵注,对储层上部进行加砂压裂改造,泵注排量在2.8m3/min之间。
实施例3
一种堵水压裂增产方法,包括如下步骤:
a、取裂缝屏蔽剂6份和清水100份混合;
b、在温度30℃下将a混合物注入井层压开的裂缝中,对储层孔隙进行屏蔽;
c、取底水油藏封堵剂7份和低粘压裂液100份混合;
d、在温度25℃下将步骤c中的混合物注入油层或气层压开的裂缝中,沉降后对下部水层进行封堵;
e、对储层上部油层或气层进行加砂压裂作业;
f、关井候凝,施工结束。
所述的裂缝屏蔽剂由质量比为60%硬脂酸、30%松香和10%骨胶混合形成。
所述底水油藏封堵剂是由质量比为70%二氧化硅、15%松香和15%乌洛托品组成的混合物。
低粘压裂液是由质量比为3% C21H41O3N2、0.8%KCl和96.2%H2O组成的混合物,其中,C21H41O3N2的分子结构式为CH2=CH-(CH2)13-CH=CH-CHNO3-N(CH3)3 。
所述a步骤中,将重量份的裂缝屏蔽剂和清水通入混砂车混合。
所述b步骤中,通过裂缝屏蔽剂施工泵注排量2.1m3/min,施工时间在1小时以内。
所述c步骤中,将重量份的油藏封堵剂和低粘压裂液通过水泥车混合。
所述d步骤中,通过底水封堵剂施工泵注排量1.7m3/min,顶替液的排量低于1.2m3/min,施工时间为1.5小时。
所述e步骤中,采用低粘压裂液和压裂支撑剂进行压裂,压裂支撑剂的加入时间应在底水封堵剂完全沉降后,通过混砂车混合,压裂车泵注,对储层上部进行加砂压裂改造,泵注排量在2.2m3/min之间。
实施例4
一种堵水压裂增产方法,其特征在于,包括如下步骤:
a、取裂缝屏蔽剂6份和清水100份混合;
b、在温度20℃下将a混合物注入井层压开的裂缝中,对储层孔隙进行屏蔽;
c、取底水油藏封堵剂8份和低粘压裂液100份混合;
d、在温度30℃下将步骤c中的混合物注入油层或气层压开的裂缝中,沉降后对下部水层进行封堵;
e、对储层上部油层或气层进行加砂压裂作业;
f、关井候凝,施工结束。
所述的裂缝屏蔽剂由质量比为65%硬脂酸、25%松香和10%骨胶混合形成。
所述底水油藏封堵剂是由质量比为70%二氧化硅、17%松香和13%乌洛托品组成的混合物。
所述低粘压裂液是由质量比为1% C21H41O3N2、1%KCl和98%H2O组成的混合物,基中,C21H41O3N2的分子结构式为CH2=CH-(CH2)13-CH=CH-CHNO3-N(CH3)3 。
所述a步骤中,将重量份的裂缝屏蔽剂和清水通入混砂车混合。
所述b步骤中,通过裂缝屏蔽剂施工泵注排量2.0m3/min,施工时间在1小时以内。
所述c步骤中,将重量份的油藏封堵剂和低粘压裂液通过水泥车混合。
所述d步骤中,通过底水封堵剂施工泵注排量1.5m3/min,顶替液的排量低于1.2m3/min,施工时间为2小时。
所述e步骤中,采用低粘压裂液和压裂支撑剂进行压裂,压裂支撑剂的加入时间应在底水封堵剂完全沉降后,通过混砂车混合,压裂车泵注,对储层上部进行加砂压裂改造,泵注排量在2.5m3/min之间。
实施例5
一种堵水压裂增产方法,包括如下步骤:
a、取裂缝屏蔽剂5份和清水100份(质量比)混合;
b、在温度45℃下将a混合物注入油(气)井层压开的裂缝中,对储层孔隙进行屏蔽,大幅度降低储层的渗透性;
c、取底水油藏封堵剂10份,低粘压裂液100份(质量比),混合;
d、在温度30℃下将步骤c中的混合物注入油(气)层压开的裂缝中,沉降后对下部水层进行封堵;
e、对储层上部油(气)层进行加砂压裂作业;
f、关井候凝,施工结束。
所述的裂缝屏蔽剂是由硬脂酸松香骨胶等油、水溶类材料组成。最佳方式为采用质量比50—70%硬脂酸、20—40%松香、10%骨胶混合而成。
所述底水油藏封堵剂是由质量比为60%—80%二氧化硅、10%—20%松香和10%—20%乌洛托品组成的混合物。
所述低粘压裂液是由质量比为1%—5% C21H41O3N2、0.4—1%%KCl和92%—98%H2O组成的混合物。
其中C21H41O3N2分子结构式为CH2=CH-(CH2)13-CH=CH-CHNO3-N(CH3)3 。
所述a步骤中,将重量份的裂缝屏蔽剂和清水通入混砂车混合。
所述b步骤中,通过裂缝屏蔽剂施工泵注排量1.4—2.4m3/min,施工时间在1小时以内。
所述c步骤中,将重量份的油藏封堵剂和低粘压裂液通过水泥车混合.
所述d步骤中,通过底水封堵剂施工泵注排量1.4—2.4m3/min,顶替排量低于1.2m3/min,施工时间为1—2小时。
所述e步骤中,采用低粘压裂液和压裂支撑剂进行压裂,压裂支撑剂的加入时间应在底水封堵剂完全沉降后(大于30Min),通过混砂车混合,压裂车泵注,对储层上部进行加砂压裂改造,泵注排量在1.8—2.8m3/min之间。
本发明中的压裂支撑剂为现有的压裂支撑剂。
Claims (9)
1.一种堵水压裂增产方法,其特征在于,包括如下步骤:
a、取裂缝屏蔽剂5—7份和清水100份混合;
b、在温度0℃-45℃下将a混合物注入井层压开的裂缝中,对储层孔隙进行屏蔽;
c、取底水油藏封堵剂5份—10份和低粘压裂液100份混合;
d、在温度0℃-45℃下将步骤c中的混合物注入油层或气层压开的裂缝中,沉降后对下部水层进行封堵;
e、对储层上部油层或气层进行加砂压裂作业;
f、关井候凝,施工结束。
2.根据权利要求1所述的堵水压裂增产方法,其特征在于:所述的裂缝屏蔽剂由质量比为50%—70%硬脂酸、20%—40%松香和10%骨胶混合形成。
3.根据权利要求1所述的堵水压裂增产方法,其特征在于:所述底水油藏封堵剂是由质量比为60%—80%二氧化硅、10%—20%松香和10%—20%乌洛托品组成的混合物。
4.根据权利要求1所述的堵水压裂增产方法,其特征在于:所述低粘压裂液是由质量比为1%—5% C21H41O3N2、0.4%—1%KCl和92%—98%H2O组成的混合物。
5.根据权利要求1—4中任一所述的堵水压裂增产方法,其特征在于:所述a步骤中,将重量份的裂缝屏蔽剂和清水通入混砂车混合。
6.根据权利要求5中任一所述的堵水压裂增产方法,其特征在于:所述b步骤中,通过裂缝屏蔽剂施工泵注排量1.4—2.4m3/min,施工时间在1小时以内。
7.根据权利要求6中任一所述的堵水压裂增产方法,其特征在于:所述c步骤中,将重量份的油藏封堵剂和低粘压裂液通过水泥车混合。
8.根据权利要求7中任一所述的堵水压裂增产方法,其特征在于:所述d步骤中,通过底水封堵剂施工泵注排量1.4—2.4m3/min,顶替液的排量低于1.2m3/min,施工时间为1—2小时。
9.根据权利要求8中任一所述的堵水压裂增产方法,其特征在于:所述e步骤中,采用低粘压裂液和压裂支撑剂进行压裂,压裂支撑剂的加入时间应在底水封堵剂完全沉降后,通过混砂车混合,压裂车泵注,对储层上部进行加砂压裂改造,泵注排量在1.8—2.8m3/min之间。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201110110624.5A CN102134986B (zh) | 2011-04-29 | 2011-04-29 | 堵水压裂增产方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201110110624.5A CN102134986B (zh) | 2011-04-29 | 2011-04-29 | 堵水压裂增产方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN102134986A true CN102134986A (zh) | 2011-07-27 |
CN102134986B CN102134986B (zh) | 2014-07-02 |
Family
ID=44294894
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201110110624.5A Active CN102134986B (zh) | 2011-04-29 | 2011-04-29 | 堵水压裂增产方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN102134986B (zh) |
Cited By (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102425400A (zh) * | 2011-11-09 | 2012-04-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种不动管柱实现多层选压的压裂工艺 |
CN102539112A (zh) * | 2012-02-09 | 2012-07-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于底水气藏的底水上升规律模拟系统 |
CN102926701A (zh) * | 2012-10-31 | 2013-02-13 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种连续混配型堵水工艺方法 |
CN103321606A (zh) * | 2013-07-02 | 2013-09-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种低渗裂缝性油藏油井堵水屏蔽方法 |
CN103422835A (zh) * | 2013-08-19 | 2013-12-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种油气井井筒可固化流动砂桥封堵方法 |
CN104453771A (zh) * | 2014-12-04 | 2015-03-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用废弃聚苯乙烯泡沫塑料实施油井深部选择性堵水的方法 |
CN104453770A (zh) * | 2014-12-04 | 2015-03-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 利用废旧尿不湿实施油井深部选择性堵水的方法 |
CN104481480A (zh) * | 2014-12-04 | 2015-04-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 |
CN105952430A (zh) * | 2016-06-07 | 2016-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏低产水平井体积压裂补充能量方法 |
CN106761548A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂将封堵剂注入厚油层封堵强水洗条的方法 |
CN108533241A (zh) * | 2018-02-07 | 2018-09-14 | 中石油煤层气有限责任公司 | 一种煤层气压裂方法 |
CN108625836A (zh) * | 2018-05-22 | 2018-10-09 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种低渗透底水油藏高含水油井控水增产方法 |
CN108915662A (zh) * | 2018-07-11 | 2018-11-30 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种混合液压裂方法 |
CN109826590A (zh) * | 2019-02-27 | 2019-05-31 | 杨凌单色生物科技有限公司 | 一种低渗油气田高含水老井堵水压裂方法 |
CN110500080A (zh) * | 2019-09-20 | 2019-11-26 | 四川洁能锐思石油技术有限公司 | 一种高渗透带底水锥进关停井堵疏采控综合治理方法 |
CN111022020A (zh) * | 2019-12-24 | 2020-04-17 | 北京大德广源石油技术服务有限公司 | 油气井控水压裂增产方法 |
CN113931607A (zh) * | 2020-07-14 | 2022-01-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种屏蔽暂堵剂的注入控制方法及其应用 |
Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1279336A (zh) * | 2000-05-12 | 2001-01-10 | 辽河石油勘探局曙光工程技术处 | 油井人造井壁防砂工艺技术 |
US20030060375A1 (en) * | 2000-05-15 | 2003-03-27 | Imperial Chemical Industries Plc | Method of oil/gas well stimulation |
CN1566613A (zh) * | 2003-06-18 | 2005-01-19 | 长庆石油勘探局工程技术研究院 | 一种产生多缝水力压裂工艺 |
CN1597837A (zh) * | 2004-08-05 | 2005-03-23 | 北京卓辰基业技术开发有限公司 | 水溶性压裂酸化暂堵剂 |
CN1671945A (zh) * | 2002-07-23 | 2005-09-21 | 施蓝姆伯格技术公司 | 水力压裂地下岩层的方法 |
CN1959062A (zh) * | 2006-10-25 | 2007-05-09 | 大庆油田有限责任公司 | 低渗透薄互层压裂层段分层方法 |
CN101412905A (zh) * | 2008-11-28 | 2009-04-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种水力压裂的复合压裂液的制备方法 |
CN101476452A (zh) * | 2009-01-16 | 2009-07-08 | 庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司 | 一种油气井控水压裂增产方法 |
CN101839124A (zh) * | 2009-03-18 | 2010-09-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种控制油气田储层压裂裂缝延伸的方法 |
CN101899293A (zh) * | 2010-08-02 | 2010-12-01 | 天津科技大学 | 双生阳离子表面活性剂以及含该表面活性剂的粘弹性压裂液 |
-
2011
- 2011-04-29 CN CN201110110624.5A patent/CN102134986B/zh active Active
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1279336A (zh) * | 2000-05-12 | 2001-01-10 | 辽河石油勘探局曙光工程技术处 | 油井人造井壁防砂工艺技术 |
US20030060375A1 (en) * | 2000-05-15 | 2003-03-27 | Imperial Chemical Industries Plc | Method of oil/gas well stimulation |
CN1671945A (zh) * | 2002-07-23 | 2005-09-21 | 施蓝姆伯格技术公司 | 水力压裂地下岩层的方法 |
CN1566613A (zh) * | 2003-06-18 | 2005-01-19 | 长庆石油勘探局工程技术研究院 | 一种产生多缝水力压裂工艺 |
CN1597837A (zh) * | 2004-08-05 | 2005-03-23 | 北京卓辰基业技术开发有限公司 | 水溶性压裂酸化暂堵剂 |
CN1959062A (zh) * | 2006-10-25 | 2007-05-09 | 大庆油田有限责任公司 | 低渗透薄互层压裂层段分层方法 |
CN101412905A (zh) * | 2008-11-28 | 2009-04-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种水力压裂的复合压裂液的制备方法 |
CN101476452A (zh) * | 2009-01-16 | 2009-07-08 | 庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司 | 一种油气井控水压裂增产方法 |
CN101839124A (zh) * | 2009-03-18 | 2010-09-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种控制油气田储层压裂裂缝延伸的方法 |
CN101899293A (zh) * | 2010-08-02 | 2010-12-01 | 天津科技大学 | 双生阳离子表面活性剂以及含该表面活性剂的粘弹性压裂液 |
Non-Patent Citations (3)
Title |
---|
姜必武等: "低渗透油田重复压裂蜡球暂堵剂性能研究", 《钻采工艺》, vol. 29, no. 06, 30 November 2006 (2006-11-30), pages 114 - 116 * |
梁书娟: "深调浅堵技术在蒸汽吞吐稠油井中的应用", 《油田化学》, vol. 25, no. 04, 25 December 2008 (2008-12-25), pages 345 - 347 * |
王永昌等: "安塞油田低渗透砂岩油藏重复压裂技术研究", 《石油钻采工艺》, vol. 27, no. 05, 31 October 2005 (2005-10-31), pages 78 - 80 * |
Cited By (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102425400B (zh) * | 2011-11-09 | 2015-01-07 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种不动管柱实现多层选压的压裂工艺 |
CN102425400A (zh) * | 2011-11-09 | 2012-04-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种不动管柱实现多层选压的压裂工艺 |
CN102539112A (zh) * | 2012-02-09 | 2012-07-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于底水气藏的底水上升规律模拟系统 |
CN102926701A (zh) * | 2012-10-31 | 2013-02-13 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种连续混配型堵水工艺方法 |
CN102926701B (zh) * | 2012-10-31 | 2015-08-19 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种连续混配型堵水工艺方法 |
CN103321606A (zh) * | 2013-07-02 | 2013-09-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种低渗裂缝性油藏油井堵水屏蔽方法 |
CN103321606B (zh) * | 2013-07-02 | 2016-05-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种低渗裂缝性油藏油井堵水屏蔽方法 |
CN103422835A (zh) * | 2013-08-19 | 2013-12-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种油气井井筒可固化流动砂桥封堵方法 |
CN103422835B (zh) * | 2013-08-19 | 2016-06-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种油气井井筒可固化流动砂桥封堵方法 |
CN104453771A (zh) * | 2014-12-04 | 2015-03-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用废弃聚苯乙烯泡沫塑料实施油井深部选择性堵水的方法 |
CN104453770A (zh) * | 2014-12-04 | 2015-03-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 利用废旧尿不湿实施油井深部选择性堵水的方法 |
CN104481480A (zh) * | 2014-12-04 | 2015-04-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 |
CN104481480B (zh) * | 2014-12-04 | 2017-03-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 |
CN105952430A (zh) * | 2016-06-07 | 2016-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏低产水平井体积压裂补充能量方法 |
CN106761548B (zh) * | 2016-12-30 | 2019-02-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂将封堵剂注入厚油层封堵强水洗条的方法 |
CN106761548A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂将封堵剂注入厚油层封堵强水洗条的方法 |
CN108533241A (zh) * | 2018-02-07 | 2018-09-14 | 中石油煤层气有限责任公司 | 一种煤层气压裂方法 |
CN108625836B (zh) * | 2018-05-22 | 2021-01-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种低渗透底水油藏高含水油井控水增产方法 |
CN108625836A (zh) * | 2018-05-22 | 2018-10-09 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种低渗透底水油藏高含水油井控水增产方法 |
CN108915662A (zh) * | 2018-07-11 | 2018-11-30 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种混合液压裂方法 |
CN109826590B (zh) * | 2019-02-27 | 2021-05-14 | 杨凌单色生物科技有限公司 | 一种低渗油气田高含水老井堵水压裂方法 |
CN109826590A (zh) * | 2019-02-27 | 2019-05-31 | 杨凌单色生物科技有限公司 | 一种低渗油气田高含水老井堵水压裂方法 |
CN110500080A (zh) * | 2019-09-20 | 2019-11-26 | 四川洁能锐思石油技术有限公司 | 一种高渗透带底水锥进关停井堵疏采控综合治理方法 |
CN110500080B (zh) * | 2019-09-20 | 2021-09-07 | 四川洁能锐思石油技术有限公司 | 一种高渗透带底水锥进关停井堵疏采控综合治理方法 |
CN111022020A (zh) * | 2019-12-24 | 2020-04-17 | 北京大德广源石油技术服务有限公司 | 油气井控水压裂增产方法 |
CN113931607A (zh) * | 2020-07-14 | 2022-01-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种屏蔽暂堵剂的注入控制方法及其应用 |
CN113931607B (zh) * | 2020-07-14 | 2024-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种屏蔽暂堵剂的注入控制方法及其应用 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN102134986B (zh) | 2014-07-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102134986B (zh) | 堵水压裂增产方法 | |
US10876044B2 (en) | Formation of micro-proppant particulates in situ | |
US10138415B2 (en) | Far-field diversion with pulsed proppant in subterranean fracturing operations | |
CN102071919B (zh) | 一种油气井纤维辅助控水压裂方法 | |
CN102181274B (zh) | 触变性化学封窜剂 | |
CN100339459C (zh) | 一种油井封窜堵漏剂 | |
CN108531153B (zh) | 一种耐高温石油树脂分散体堵剂及其制备方法与应用 | |
CN101880522B (zh) | 一种采油用无机-有机三元复合堵剂及制备方法 | |
RU2012103925A (ru) | Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) | |
CN101333922A (zh) | 解除压裂液污染的压裂工艺 | |
CN104975829A (zh) | 一种分级控制流度的co2驱油藏开采方法 | |
CN103265943A (zh) | 低浓度胍胶压裂体系交联剂及其制备工艺 | |
CN105089600A (zh) | 暂堵转向材料辅助水平井进行拖动式水力喷射改造的方法 | |
CN103343675A (zh) | 一种用于海上油田注聚井的复合解堵工艺方法 | |
CN102926701B (zh) | 一种连续混配型堵水工艺方法 | |
CN101086210A (zh) | 一种煤层气调剖堵水技术 | |
CN106433590A (zh) | 套损漏失井高效酚醛树脂堵水剂及应用 | |
CN105464639A (zh) | 一种采用遇水形变支撑剂控制水窜的底水油藏压裂方法 | |
CN103627381B (zh) | 用于砂岩气藏压裂施工的可循环利用压裂液 | |
CN104314540A (zh) | 一种注蒸汽油藏防治汽窜方法 | |
CN104629712B (zh) | 一种深度酸化酸液及实现低渗透砂岩油藏深度酸化方法 | |
CN113187459B (zh) | 一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法 | |
KR20120018239A (ko) | 오일샌드에서 오일성분을 회수하는 방법 | |
CN106958438A (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
CN106833588B (zh) | 一种固硫助燃高温调剖剂及其制备方法与应用 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20201102 Address after: 100007 Dongcheng District, Dongzhimen, China, North Street, No. 9 Oil Mansion, No. Patentee after: CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp. Patentee after: CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co.,Ltd. Address before: The 1 section of No. 3 company Chuanqing Drilling Technology Information Office Chenghua District Green Road 610051 Chengdu City, Sichuan Province Patentee before: CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co.,Ltd. |
|
TR01 | Transfer of patent right |