CN103195400A - 建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法 - Google Patents
建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103195400A CN103195400A CN2013100903085A CN201310090308A CN103195400A CN 103195400 A CN103195400 A CN 103195400A CN 2013100903085 A CN2013100903085 A CN 2013100903085A CN 201310090308 A CN201310090308 A CN 201310090308A CN 103195400 A CN103195400 A CN 103195400A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- injection
- low
- pressure
- slug
- long core
- 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
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 108
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 107
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 107
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 91
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 39
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 3
- 239000011800 void material Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 105
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 29
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 7
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 3
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 210000001503 joint Anatomy 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000010729 system oil Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其包括步骤：A、制成长岩芯，用来模拟准备采油的低渗透油藏，长岩芯的长度为L1；B、从长岩芯中测得其空隙体积PV，按(1％3％)PV的量往长岩芯的注入端注入CO2段塞，得到CO2段塞的注入时间T1；C、接着，往长岩芯的注入端注入水，直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99％，得到水的注入时间T2，将上述CO2段塞的注入时间T1与水的注入时间T2相加得到总注入时间T；D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2，根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T，获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间；E、向低渗透油藏的注入端注入CO2段塞；F、向低渗透油藏的注入端注水，注水直至采出端的出口液体含水达99％。
Description
技术领域
本发明涉及油藏开发领域，尤其涉及一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法。
背景技术
低渗透储层渗流机理、油水运动规律与中高渗透砂岩储层明显不同。中高渗透油藏见水后产液指数上升，能通过不断提高油井产液量措施，实现稳定产油量和降低递减速度。而低渗透油田注水普遍存在“注不进、采不出”的生产难题，注水压力上升快，生产井压力和产量下降快，油藏见水后，油井采液指数大幅度下降，地层压力水平低，产液量很难提高。造成低渗透这种生产现象的原因是注采井间难以建立有效驱替压力系统，注采系统压力呈现非线性分布，如图1所示，注入压力主要消耗在注水井近井地带，低渗透油藏内部不能建立有效驱替系统。
现有技术主要有两种驱替系统：水驱和CO2驱。水驱前缘到达各测压点之前，该点压力持续下降，前缘突破该点后，压力逐渐回升，直至达到残余油条件下水相流动压力值，该值不随驱替时间变化。低渗透岩芯水驱过程中，随着油水前缘推进，岩芯含油饱和度降低，油水两相区变宽，消耗的毛管阻力增加。当油水前缘突破岩芯出口时，两相渗流阻力最大，此后岩芯含水饱和度上升，两相渗流阻力又随之减小，沿程驱替压力逐渐上升。低渗透油藏注水过程中毛管阻力起主导，油水两相区渗流阻力大，压力损失主要消耗在注水井附近的油水两相区，导致注水井吸水能力低，注水压力不能有效的传播到生产井，生产井产液指数下降，产油量加速递减，难以建立有效驱替系统。
CO2驱油过程中，粘滞力主导，毛管力影响小。CO2在原油中具有较高的溶解度，使原油体积膨胀，显著降低原油的粘度和界面张力，驱替阻力减小。低渗透油藏在CO2驱替过程中，地层压力始终保持较高水平，表明CO2驱能够在低渗透油藏注入井与采油井之间建立有效的驱替压力系统。
通过对比低渗透岩芯水驱和CO2驱，低渗透油藏注水开发过程中毛管阻力起主导作用，驱替压力主要损失在注水井近井地层的油水两相区，在近井区域形成阻力损失“高峰”，导致低渗透油藏常规注水开发存在补充地层能量困难。低渗透油藏CO2驱，粘滞力起主导，CO2驱替过程中能够减小两相毛管阻力，有效补充地层能量，使低渗透油藏建立有效驱替系统。但考虑到国内大多低渗透油藏受CO2气源限制、管输成本高等因素，无法形成规模开发。
发明内容
本发明的目的是，提供一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其能保持地层压力、提高注入能力、建立有效驱替系统、提高采油速度和驱油效率。
本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现：
一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，所述方法包括步骤：
A、制成长岩芯，用来模拟准备采油的低渗透油藏，长岩芯的长度为L1；
B、从长岩芯中测得其空隙体积PV，按(1％3％)PV的量往长岩芯的注入端注入CO2段塞，得到CO2段塞的注入时间T1；
C、接着，往长岩芯的注入端注入水，直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99％，得到水的注入时间T2，将上述CO2段塞的注入时间T1与水的注入时间T2相加得到总注入时间T；
D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2，根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T，获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间；
E、向低渗透油藏的注入端注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10至1/5；
F、接着，再向低渗透油藏的注入端注水，用于补充地层能量，注水直至采出端的出口液体含水达99％。
如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，向长岩芯中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力，以及向低渗透油藏中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力均相同。
如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，在低渗透油藏开发时，注入CO2段塞的注入压力和后续注水的注入压力相同，注入CO2段塞的采出端回压和后续注水的采出端回压相同。
如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，注入CO2段塞和后续注水的注入压力均为25MPa，注入CO2段塞和后续注水的采出端回压均为5MPa。
如上所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，所述长岩芯的规格为4.5cm×4.5cm×100cm。
本发明的特点和优点是：低渗透油藏开发初期，先注入CO2段塞，再注水补充地层能量。前置CO2段塞既能降低原油粘度和界面张力，降低原油流动阻力；又能有效降低注入井近井地带含油饱和度。本方法减小了常规水驱产生的两相毛管阻力损失，有效补充地层能量，建立了有效驱替系统，实现了低渗透油藏“削峰降阻”高效开发，同时又能克服了CO2驱受CO2气源限制、管输成本高等因素，无法形成规模开发的技术缺陷。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是高渗油和低渗油藏注水开发压力示意图；
图2是本发明一个优选实施例建立低渗透油藏有效驱替压力系统的示意图；
图3是本发明又一优选实施例建立低渗透油藏有效驱替压力系统的实验装置的示意图；
图4是长岩芯301在0min至87.5min之间压力沿驱替方向分布曲线；
图5是长岩芯301在0min至103min之间压力沿驱替方向分布曲线；
图6是长岩芯301在0min至550min之间压力沿驱替方向分布曲线；
图7是低渗透岩芯不同驱替方式的采油速度对比图；
图8是低渗透岩芯不同驱替方式的驱油效率对比图。
附图标记说明：
S、注入井 Y、采油井 A、高渗透油藏注水压力曲线 B、原始地层压力
C、低渗透油藏注水压力曲线 M、CO2段塞 N、注入水
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施方式1
本发明实施例提出了一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，所述方法包括步骤：
A、制成长岩芯，用来模拟准备采油的低渗透油藏，长岩芯的长度为L1；其中，长岩芯的规格可为4.5cm×4.5cm×100cm，此外，长岩芯也可以是φ(5-10)cm×(100-200)cm的露头长岩心；
B、从长岩芯中测得其空隙体积PV，按(1％3％)PV的量往长岩芯的注入端注入CO2段塞，得到CO2段塞的注入时间T1；
C、接着，往长岩芯的注入端注入水，直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99％，得到水的注入时间T2，将上述CO2段塞的注入时间T1与水的注入时间T2相加得到总注入时间T；
D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2，根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T，获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间Q；即，通过公式L2/L1＝Q/T可获得总驱替时间Q；
E、向低渗透油藏的注入端注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10至1/5；
F、接着，再向低渗透油藏的注入端注水，用于补充地层能量，注水直至采出端的出口液体含水达99％。
参见图2所示，本实施例在具体实施时，在低渗透油藏先钻有注入井S和采油井Y，注入井S则作为注入端，采油井Y则作为采出端，接着向注入井S中注入CO2段塞，CO2段塞向采油井Y的方向推进，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间Q的1/10至1/5；接着，再向注入井S中注入水，水向采油井Y的方向推进，直至采出端的出口液体含水达99％。
本实施例中，低渗透油藏开发初期，先注入CO2段塞，再注水补充地层能量。前置CO2段塞既能降低原油粘度和界面张力，降低原油流动阻力；又能有效降低注入井近井地带含油饱和度。本方法减小了常规水驱产生的两相毛管阻力损失，有效补充地层能量，建立了有效驱替系统，实现了低渗透油藏“削峰降阻”高效开发，同时又能克服了CO2驱受CO2气源限制、管输成本高等因素，无法形成规模开发的技术缺陷。
根据本发明的一个实施方式，向长岩芯中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力，以及向低渗透油藏中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力均相同。
根据本发明的一个实施方式，在低渗透油藏开发时，注入CO2段塞的注入压力和后续注水的注入压力可相同，注入CO2段塞的采出端回压和后续注水的采出端回压可相同。
进一步而言，在低渗透油藏开发时，注入CO2段塞和后续注水的注入压力可均为25MPa，注入CO2段塞和后续注水的采出端回压可均为5MPa。
例如，低渗透油藏开发初期，先注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10；再注水补充地层能量至出口含水达99％，水的驱替时间占总驱替时间的9/10。其中，注入CO2段塞和后续注入水的注入压力均为25MPa，注入CO2段塞和后续注入水的采出端回压均为5MPa。
本实施例中的采油井出油数据证明，出油效率比常规驱油方法提高24.2％。
再例如，低渗透油藏开发初期，先注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/5；再注水补充地层能量，注水量至出口液体含水达99％，水的驱替时间占总驱替时间的4/5。注入CO2段塞和后续注入水的注入压力均为25MPa，注入CO2段塞和后续注入水的采出端回压均为5MPa。
本实施例中的采油井出油数据证明，出油效率比常规驱油方法提高30.3％。
为了便于说明本实施例建立低渗透油藏有效驱替压力系统的有益效果，参见图3所示，图3进一步提供一个实验装置300，所述实验装置300中，采用规格为4.5cm×4.5cm×100cm的整体无对接的低渗透露头长岩芯301，沿渗流方向均匀布置九个测压点302，相邻两测压点距离12.5cm，通过压力自动采集装置303进行压力实时采集。长岩芯模拟系统307进口压力由ISCO泵304控制，模拟油藏注入压力，出口压力由回压阀305控制，模拟开采过程中井底流动压力，实验围压控制为32MPa。
长岩芯301气测渗透率为1.96×103μm2，孔隙度为13.8％，平均孔隙半径为1.234μm。该实验模拟长庆油田低渗透油藏特征，地层水粘度为1mPa.s，矿化度为10000mg/L，模拟原油粘度为1mPa.s，实验步骤如下：
①长岩芯301在105℃恒温箱中烘干48h；
②将长岩芯301放入长岩芯模拟系统307中，在围压控制系统306中加围压4MPa，测试岩芯气测渗透率；
③将长岩芯模拟系统307抽真空24小时至长岩芯模拟系统307内岩芯真空度达到-0.1MPa。采用加压法缓慢饱和地层水，为减小应力敏感效应，饱和过程中长岩芯301净有效应力不超过3MPa。最终使地层水饱和压力达到25MPa，再增加围压至32MPa；
④用模拟油造束缚水，恒压7MPa，岩芯出口回压5MPa，逐渐提高驱替压力至25MPa，直至饱和油量达20倍孔隙体积。
往长岩芯301一端注入CO2段塞，注入压力25MPa，采出端回压5MPa，驱替时间87.5min；再以相同的注入与采出压力条件进行后续水驱至出口含水达99％，水驱时间从87.5min至535min。
上述实验分为四个阶段①油相流动阶段(0min之前)；②CO2段塞驱替阶段(0-87.5min)；③后续水驱阶段(87.5-535min)；④残余油状态下水相流动阶段(535min之后)。
水驱前缘推进到各测压点302的时间分别为111min、133min、161min、201min、54min、317min、398min和449min。按压力变化不同阶段，绘制长岩芯301压力沿驱替方向分布曲线。
参照图4，图4是长岩芯301在0min至103min之间压力沿驱替方向分布曲线，图中，曲线401是长岩芯301在0min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线402是长岩芯301在25min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线403是长岩芯301在50min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线404是长岩芯301在75min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线405是长岩芯301在87.5min时压力沿驱替方向的分布曲线。
参照图5，图5是长岩芯301在0min至87.5min之间压力沿驱替方向分布曲线，图中，曲线501是长岩芯301在0min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线502是长岩芯301在87.5min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线503是长岩芯301在90min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线504是长岩芯301在98min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线505是长岩芯301在103min时压力沿驱替方向的分布曲线。
参照图6，图6是长岩芯301在0min至550min之间压力沿驱替方向分布曲线，图中，曲线601是长岩芯301在0min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线602是长岩芯301在103min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线603是长岩芯301在111min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线604是长岩芯301在133min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线605是长岩芯301在161min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线606是长岩芯301在201min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线607是长岩芯301在254min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线608是长岩芯301在317min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线609是长岩芯301在398min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线610是长岩芯301在449min时压力沿驱替方向的分布曲线；曲线611是长岩芯301在550min时压力沿驱替方向的分布曲线。
上述实验体现了CO2减小注入井近井地带压力损失和后续水驱补充能量的综合特征。前置CO2段塞驱油过程使岩芯沿程压力升高，能量得到有效补充；后续水驱初期(87.5-103min)，与常规水驱初期岩芯各测压点压力均单调下降不同的是，低渗透油藏有效驱替压力系统在后续水驱开始后的一段时间(87.5-103min)，采出端仍能保持地层能量，压力损失小；后续水驱中后期(103-550min)，注入水在低含油饱和度下渗流阻力主要体现粘滞阻力变化，减小因常规水驱而消耗的油水两相渗流阻力，注水能量较好补充。
参照图7，进一步对比了低渗透岩芯不同驱替方式的采油速度，图中，曲线701是低渗透水驱采油速度曲线；曲线702是低渗透CO2驱采油速度曲线；曲线703是本发明低渗透油藏有效驱替压力系统采油速度曲线。可见，低渗透水驱采油速度单调下降，且下降速度较快。CO2驱采油速度呈现先上升后下降趋势，采油速度较高，最高采油速度可达相同条件油相流速的5倍，当出口含气后，采油速度迅速下降。本发明低渗透油藏有效驱替压力系统方式能保持较高的采油速度，减小采油递减速度，实现油藏高效开发。
参照图8，进一步对比了低渗透岩芯不同驱替方式的驱油效率，图中，曲线801是低渗透水驱驱油效率曲线；曲线802是低渗透CO2驱驱油效率曲线；曲线803是本发明低渗透油藏有效驱替压力系统驱油效率曲线。可见，低渗透岩芯常规水驱实验驱油效率仅为44.1％，低渗透CO2驱油驱油效率较水驱提高35.3％，本发明低渗透油藏有效驱替压力系统方式驱油效率较水驱驱油效率提高25.1％。
以上所述仅为本发明的几个实施例，本领域的技术人员依据申请文件公开的可以对本发明实施例进行各种改动，变型或组合而不脱离本发明的精神和范围。
Claims (5)
1.一种建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，所述方法包括步骤：
A、制成长岩芯，用来模拟准备采油的低渗透油藏，长岩芯的长度为L1；
B、从长岩芯中测得其空隙体积PV，按(1％3％)PV的量往长岩芯的注入端注入CO2段塞，得到CO2段塞的注入时间T1；
C、接着，往长岩芯的注入端注入水，直到长岩芯的出口端的出口液体含水达99％，得到水的注入时间T2，将上述CO2段塞的注入时间T1与水的注入时间T2相加得到总注入时间T；
D、低渗透油藏的注入端与采出端的距离称为低渗透油藏长度L2，根据长岩芯长度L1、低渗透油藏长度L2和总注入时间T，获得低渗透油藏的从其注入端开始注入到注入结束的总驱替时间；
E、向低渗透油藏的注入端注入CO2段塞，CO2段塞的驱替时间占总驱替时间的1/10至1/5；
F、接着，再向低渗透油藏的注入端注水，用于补充地层能量，注水直至采出端的出口液体含水达99％。
2.根据权利要求1所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，
向长岩芯中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力，以及向低渗透油藏中注入CO2段塞的注入压力和注水的注入压力均相同。
3.根据权利要求1所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，在低渗透油藏开发时，注入CO2段塞的注入压力和后续注水的注入压力相同，注入CO2段塞的采出端回压和后续注水的采出端回压相同。
4.根据权利要求3所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，注入CO2段塞和后续注水的注入压力均为25MPa，注入CO2段塞和后续注水的采出端回压均为5MPa。
5.根据权利要求1所述的建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法，其特征在于，所述长岩芯的规格为4.5cm×4.5cm×100cm。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310090308.5A CN103195400B (zh) | 2013-03-20 | 2013-03-20 | 建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310090308.5A CN103195400B (zh) | 2013-03-20 | 2013-03-20 | 建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103195400A true CN103195400A (zh) | 2013-07-10 |
| CN103195400B CN103195400B (zh) | 2015-09-09 |
Family
ID=48718199
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201310090308.5A Active CN103195400B (zh) | 2013-03-20 | 2013-03-20 | 建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN103195400B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105805969A (zh) * | 2016-04-14 | 2016-07-27 | 中国石油大学(华东) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5056596A (en) * | 1988-08-05 | 1991-10-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Recovery of bitumen or heavy oil in situ by injection of hot water of low quality steam plus caustic and carbon dioxide |
| US6024167A (en) * | 1997-05-15 | 2000-02-15 | Cyrus A. Irani | Transporting waterflood mobility control agents to high permeability zones |
| US20050279505A1 (en) * | 2004-06-22 | 2005-12-22 | Dollins Oen D | System for recovering downhole oil and gas from economically nonviable wells |
| WO2009134158A1 (en) * | 2008-04-28 | 2009-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations |
| EP2278120A1 (en) * | 2009-07-22 | 2011-01-26 | Bergen Teknologioverføring AS | Method for integrated enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs |
| CN101994501A (zh) * | 2009-08-24 | 2011-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注氢气采油方法 |
| CN102392623A (zh) * | 2011-10-31 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏空气驱采油方法 |
-
2013
- 2013-03-20 CN CN201310090308.5A patent/CN103195400B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5056596A (en) * | 1988-08-05 | 1991-10-15 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Recovery of bitumen or heavy oil in situ by injection of hot water of low quality steam plus caustic and carbon dioxide |
| US6024167A (en) * | 1997-05-15 | 2000-02-15 | Cyrus A. Irani | Transporting waterflood mobility control agents to high permeability zones |
| US20050279505A1 (en) * | 2004-06-22 | 2005-12-22 | Dollins Oen D | System for recovering downhole oil and gas from economically nonviable wells |
| WO2009134158A1 (en) * | 2008-04-28 | 2009-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations |
| EP2278120A1 (en) * | 2009-07-22 | 2011-01-26 | Bergen Teknologioverføring AS | Method for integrated enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs |
| CN101994501A (zh) * | 2009-08-24 | 2011-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注氢气采油方法 |
| CN102392623A (zh) * | 2011-10-31 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏空气驱采油方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 吕静等: "低渗透岩心渗流过程压力传播特征研究", 《水动力学研究与进展》 * |
| 王家禄等: "低渗透油藏裂缝动态渗吸机理实验研究", 《石油勘探与开发》 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105805969A (zh) * | 2016-04-14 | 2016-07-27 | 中国石油大学(华东) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 |
| CN105805969B (zh) * | 2016-04-14 | 2017-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种注co2开采废弃高温气藏地热的工艺方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103195400B (zh) | 2015-09-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105626006B (zh) | 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法 | |
| US10196884B2 (en) | Method for enhancing oil recovery in huff-puff oil production of tight oil from a fractured horizontal well | |
| CN108131122B (zh) | 提高co2封存量和原油采收率的方法 | |
| CN104594859B (zh) | 一种纳米流体开采致密油油藏的方法 | |
| CN204140045U (zh) | 深层超稠油开采-掺稀油与井筒电加热复合降粘举升装置 | |
| US20150204171A1 (en) | Carbon dioxide energy storage and enhanced oil recovery | |
| CN111749658B (zh) | 二氧化碳吞吐采油方法及装置 | |
| CN104033137B (zh) | 利用油田污水提高断块油藏采收率方法 | |
| CN109025940B (zh) | 一种针对致密油藏的co2压裂驱油一体化采油方法 | |
| CN104265254A (zh) | 深层超稠油多段塞注油溶性降粘剂和液态co2采油工艺方法 | |
| CN114059980B (zh) | 一种页岩储层压裂方法 | |
| CN104727790A (zh) | 水驱油藏剩余油再富集成藏周期预测方法 | |
| CN104389566A (zh) | 一种判定气体窜逸时间的方法 | |
| CN104929598A (zh) | 一种扩大泡沫波及体积的方法 | |
| CN113743037B (zh) | 一种低渗透油藏注水诱导动态裂缝变导流能力计算方法 | |
| CN104675370A (zh) | 一种水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油试验方法 | |
| CN112302608B (zh) | 一种基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法 | |
| CN204941498U (zh) | 一种双电潜泵同井注采一体管柱 | |
| CN103195400B (zh) | 建立低渗透油藏有效驱替压力系统的方法 | |
| CN106468161A (zh) | 一种用于裂缝性碳酸盐岩水淹稠油油藏的采油方法 | |
| CN105089573A (zh) | 双重介质储层注气提高基质、微裂缝驱油效率的开采方法 | |
| CN115075784B (zh) | 一种低渗油藏复合开发方法 | |
| CN103912255A (zh) | 一种油气井水力振荡压裂工艺 | |
| CN104975834A (zh) | 蒸汽-二氧化碳辅助重力泄油采油方法 | |
| Craig Jr et al. | Miscible slug flooding-a review |
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 |