CN105484697B - 一种超稠油油藏的调剖封窜方法 - Google Patents
一种超稠油油藏的调剖封窜方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105484697B CN105484697B CN201510968677.9A CN201510968677A CN105484697B CN 105484697 B CN105484697 B CN 105484697B CN 201510968677 A CN201510968677 A CN 201510968677A CN 105484697 B CN105484697 B CN 105484697B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- injected
- stratum
- blocking agent
- super
- solid phase
- 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.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims abstract description 29
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000005465 channeling Effects 0.000 claims abstract description 26
- 239000003814 drug Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000009628 steelmaking Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 36
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 16
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 16
- 241000209094 Oryza Species 0.000 claims description 14
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims description 14
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims description 14
- 239000010903 husk Substances 0.000 claims description 13
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N resorcinol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1 GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 241001106462 Ulmus Species 0.000 claims description 7
- 239000010883 coal ash Substances 0.000 claims description 7
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 235000012054 meals Nutrition 0.000 claims description 6
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 5
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 claims description 5
- 235000019774 Rice Bran oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000008165 rice bran oil Substances 0.000 claims description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims 1
- -1 polypropylene Polymers 0.000 claims 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 5
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 2
- 244000025254 Cannabis sativa Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002627 poly(phosphazenes) Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical class [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
本发明提供了一种超稠油油藏的调剖封窜方法。该方法包括：1)将药剂体系注入地层，形成第一段塞；2)将无机堵剂注入地层，形成第二段塞；3)将液态二氧化碳注入地层，形成第三段塞，完成对超稠油油藏的调堵封窜；其中，以重量百分比计，药剂体系的原料组成包括0.5‑0.6％高分子聚合物主剂，0.1‑0.15％主链反应剂、0.015‑0.03％支链反应剂、0.0015‑0.02％pH调节剂、0.025‑0.03％稳定剂、6‑10％固相颗粒，余量为水；无机堵剂的原料组成包括18‑22％炼钢后废弃的矿渣、3‑5％土粉、0.8‑1％氢氧化钠，余量为水。本发明提供的技术方案施工操作简单，能够有效解决超稠油油藏随着吞吐轮次的增加，导致汽窜通道扩展，产量降低的问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种油田的调剖封窜方法，尤其涉及一种超稠油油藏的调剖封窜方法，属于石油开发领域。
背景技术
超稠油油藏(例如曙光油田)由于动用不均、井间汽窜干扰等一系列问题，使得其在开发过程中遭遇瓶颈，尤其是近几年，随着超稠油吞吐轮次的增加，地层亏空严重，汽窜通道逐步扩展，造成汽窜影响加剧，油井一旦发生汽窜不仅会导致注汽井能量外溢，蒸汽热利用率降低，生产效果逐轮变差，而且会使受窜井井温、压力、含水量大幅上升，引起出砂、套坏甚至报废，严重者还可能发生井喷事故。
由于超稠油吞吐轮次较高，套变比例较大(例如曙光油田达到了70％以上)，机械类调剖封窜措施，如选、配注的实施已经受到了严重的制约。
因此，提供一种适用于超稠油油藏的调剖封窜方法成为本领域亟待解决的问题之一。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种超稠油油藏的调堵封窜方法，该方法施工操作简单，调堵封窜效果好。
为达到上述目的，本发明提供了一种超稠油油藏的调堵封窜方法，其包括以下步骤：
步骤一、将包含有机凝胶、固相颗粒和水的药剂体系注入地层，对汽窜通道进行填充，形成第一段塞；所述有机凝胶的原料组成包括高分子聚合物主剂、主链反应剂、支链反应剂、pH调节剂和稳定剂；
步骤二、将无机堵剂注入地层，对上述第一段塞进行封口，形成第二段塞；
步骤三、将液态二氧化碳注入地层，形成第三段塞，完成对超稠油油藏的调堵封窜；其中，
在步骤一中，以重量百分比计，所述药剂体系的原料组成包括0.5-0.6％高分子聚合物主剂，0.1-0.15％主链反应剂、0.015-0.03％支链反应剂、0.015-0.02％pH调节剂、0.025-0.03％稳定剂、6-10％固相颗粒，余量为水；
在步骤二中，以重量百分比计，所述无机堵剂的原料组成包括18-22％炼钢后废弃的矿渣、3-5％土粉、0.8-1％氢氧化钠，余量为水。
与传统的水泥类、树脂类或水玻璃类堵剂相比，本发明提供的无机堵剂为双激发堵剂，即该无机堵剂具有潜在的双硬性(即潜在的水硬性和潜在的气硬性)，在常温常压条件下，除非采用特殊的活化剂，通常很难将它的双硬性激活，即使经过长时间的水化其强度也很弱，基本不具有使用价值；而45℃以上的温度是其被激活的必要条件之一，同时特殊的无机/有机复合活化剂(该活化机为氢氧化钠)是另一个必要条件，这就是其被称为“双激发无机非金属高温调堵剂”的原因。无机凝胶堵剂，其性能更为优越：本发明通过加入氢氧化钠大大延长了无机堵剂的固化时间(由8h延长到24h)；与此同时，与传统堵剂相比，本发明提供的无机堵剂在挤完之后能够直接从井筒内部冲出，无需钻磨，对套管的要求低，并且应用范围广，在部分套坏井也可以应用。
上述步骤一主要起远调作用，药剂体系注入地层后能够对汽窜通道起到填充、压实的作用，并将施工压力调上来；步骤二主要起近堵作用，无机堵剂注入地层后能够对形成的第一段塞进行封口，隔离开后续注入高温蒸汽的冲刷，对第一段塞起到滞留保护的作用，延长调剖封窜措施的有效期(传统调剖封窜措施有效期仅为1轮，而本发明提供的技术方案有效期可达3轮以上)；步骤三主要起降粘助排作用，由于汽窜通道的形成，导致注入蒸汽无法波及到中低渗透层，前两个段塞将汽窜层位封堵后，液态二氧化碳大多会进入中低渗透层，起到溶解降粘作用，改善油井的吞吐效果。
在上述方法中，优选地，在步骤一中，所述有机凝胶的性能指标为：耐温温度为180-200℃，成胶时间为8-20h，凝胶强度为1.5×105-2×105mPa·s，封堵率效率在98％以上。
在上述方法中，优选地，在步骤二中，所述无机堵剂的性能指标为：耐温温度为330-350℃，耐压压力为10-12MPa，成胶温度为45-50℃，封堵效率在90％以上。
在上述方法中，优选地，在步骤一中，所述高分子聚合物主剂包括聚丙烯酰胺，所述主链反应剂包括甲醛，所述支链反应剂包括间苯二酚，所述pH调节剂包括草酸，所述稳定剂包括氯化铵。本发明采用草酸作为pH调节剂，能够对有机凝胶的成胶时间进行调节，使药剂体系在地层中走得更远，更有利于步骤一“远调”作用的实现；与此同时，本发明提供的有机凝胶及药剂体系制备方法简单，更有利于现场操作。
在上述方法中，优选地，在步骤一中，固相颗粒主要起桥堵作用，要求其颗粒粒径为孔吼半径的1/3-2/3；更优选地，所述固相颗粒包括橡胶粉、稻糠粉、榆树皮粉、稻壳、煤灰中的一种或几种的组合；进一步优选地，以重量百分比计，所述固相颗粒的组成包括4-6％橡胶粉、8-10％稻糠粉、70-80％榆树皮粉、2-3％稻壳和2-3％煤灰。
在上述方法中，优选地，在步骤一中，将药剂体系注入地层时，该方法还包括控制注入压力的步骤；所述注入压力更优选为12-16MPa。
在上述方法中，优选地，药剂体系的注入量是根据注入压力进行调节的；所述注入量更优选为800-1200m3。
在上述方法中，优选地，在步骤二中，将无机堵剂注入地层时，该方法还包括控制注入压力的步骤；所述注入压力更优选为10MPa以下。
在上述方法中，优选地，在步骤二中，将无机堵剂注入地层时，注入量的计算公式为Q＝πR2hΦ，式中，
Q为注入量，单位为m3；
R为封堵半径，单位为m；
h为油层厚度，单位为m；
Φ为油层孔隙度；
更优选地，所述注入量的为80-120m3。
在上述方法中，优选地，在步骤三中，将液态二氧化碳注入地层时，该方法还包括控制注入压力的步骤；所述注入压力更优选为15MPa以下。
在上述方法中，优选地，在步骤三中，将液态二氧化碳注入地层时，注入量为2.6-3t/每米油层。
在上述方法中，优选地，在步骤一中，将药剂体系注入地层时，分两步进行操作：
a、使用有机凝胶携带粒径较大的固相颗粒进入地层，对汽窜通道中的大孔隙喉道进行封堵；
b、使用有机凝携带粒径较小的固相颗粒进入地层，对汽窜通道中的大孔隙喉道进行填充。
现场作业时，步骤a的操作完成后，由于汽窜通道中的大孔隙喉道被卡封住了，施工压力会出现回调，当压力回调至12-15MPa时，结束步骤a的操作，并开始步骤b的操作；由于不同的地层，其汽窜通道的孔隙喉道大小是不尽相同的，因此，上述步骤a和步骤b中固相颗粒的粒径是根据现场施工压力的变化进行选择的，优选地，步骤a中固相颗粒的粒径为1-3mm，步骤b中固相颗粒的粒径为60-70目。
在上述方法中，优选地，在步骤三中，液态二氧化碳注入地层后，由于前两个段塞将汽窜层位封堵了，液态二氧化碳大多会进入中低渗透层，起到溶解降黏作用，改善油井的吞吐效果。
本发明的有益效果：
本发明提供的技术方案与机械类调剖封窜措施相比，施工操作简单；并且与其它非机械类调剖封窜方法相比，具有封堵强度高、防窜效果好、措施有效期长等优点，能够有效解决超稠油油藏随着吞吐轮次的增加，导致汽窜通道扩展，产量降低的问题。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种超稠油油藏的调堵封窜方法，其是以曙光油田杜813-40-67井为研究对象，对其进行调剖封窜，操作步骤如下：
1)第一段塞：将药剂体系注入地层，对汽窜通道进行填充、压实，注入时，控制施工压力为13MPa，注入量为1100m3；其中，
以重量百分比计，该药剂体系的原料组成包括0.5％HPAM、0.15％甲醛、0.015％草酸、0.03％NH4Cl、0.02％间苯二酚、7％固相颗粒、余量为水；该药剂体系中的有机凝胶的性能指标为：耐温温度为180-200℃，成胶时间为8-20h，凝胶强度为1.5×105-2×105mPa·s，封堵效率在98％以上；
以重量百分比计，该固相颗粒的组成包括80％榆树皮粉、2％稻壳、9％稻糠粉、3％煤灰和6％橡胶粉。
2)第二段塞：将无机堵剂注入地层，进行封口，注入时，控制施工压力为8MPa，注入量为100m3；其中，
以重量百分比计，该无机堵剂的组成包括20％炼钢后废弃的矿渣、4％土粉、0.9％氢氧化钠，余量为水；该无机堵剂的性能指标为：耐温温度为330-350℃，耐压压力为10-12MPa，成胶温度为45-50℃，封堵效率在90％以上。
3)第三段塞：注入液态二氧化碳，注入时，控制施工压力为7MPa，注入量按照2.8t/每米油层计算，其中，油层的厚度为25m，最终注入的液态二氧化碳重量为70t。
该井上周期在注汽过程中汽窜3个方向，影响产油85吨，周期产油81吨；采用本发明提供的技术方案进行调剖封窜后，在注汽过程中未发生汽窜，周期产油514吨，对比之下，减少汽窜3个方向，降低汽窜影响85吨，周期对比增油433吨。
实施例2
本实施例提供了一种超稠油油藏的调堵封窜方法，其是以曙光油田杜84-63-39井为研究对象，对其进行调剖封窜，操作步骤如下：
1)第一段塞：将药剂体系注入地层，对汽窜通道进行填充、压实，注入时，控制施工压力为15MPa，注入量为1200m3；其中，
以药剂体系的重量百分比计，该药剂体系的原料组成包括0.6％HPAM、0.15％甲醛、0.02％草酸、0.03％NH4Cl、0.02％间苯二酚、8％固相颗粒、余量为水；药剂体系中的有机凝胶的性能指标为：耐温温度为180-200℃，成胶时间为8-20h，凝胶强度为1.5×105-2×105mPa·s，封堵效率在98％以上；
以重量百分比计，该固相颗粒的组成包括80％榆树皮粉+3％稻壳+9％稻糠粉+3％煤灰+5％橡胶粉。
2)第二段塞：将无机堵剂注入地层，进行封口，注入时，控制施工压力为10MPa，注入量为120m3；其中，
以重量百分比计，该无机堵剂的组成包括22％炼钢后废弃的矿渣、5％土粉、1％氢氧化钠，余量为水；该无机堵剂的性能指标为：耐温温度为330-350℃，耐压压力为10-12MPa，成胶温度为45-50℃，封堵效率在90％以上。
3)第三段塞：注入液态二氧化碳，注入时，控制施工压力为8MPa，注入量按照3.0/每米油层计算，其中，油层的厚度为30m，最终注入的液态二氧化碳重量为90t。
该井上周期在注汽过程中汽窜5个方向，影响产油369吨，周期产油504吨；采用本发明提供的技术方案进行调剖封窜后，在注汽过程中未发生汽窜，周期产油2141吨，对比之下，减少汽窜5个方向，降低汽窜影响369吨，周期对比增油1637吨。
Claims (20)
1.一种超稠油油藏的调剖封窜方法，其包括以下步骤：
步骤一、将包含有机凝胶、固相颗粒和水的药剂体系注入地层，对汽窜通道进行填充，形成第一段塞；所述有机凝胶的原料组成包括高分子聚合物主剂、主链反应剂、支链反应剂、pH调节剂和稳定剂；
步骤二、将无机堵剂注入地层，对上述第一段塞进行封口，形成第二段塞；
步骤三、将液态二氧化碳注入地层，形成第三段塞，完成对超稠油油藏的调堵封窜；其中，
在步骤一中，以重量百分比计，所述药剂体系的原料组成包括0.5-0.6％高分子聚合物主剂，0.1-0.15％主链反应剂、0.015-0.03％支链反应剂、0.015-0.02％pH调节剂、0.025-0.03％稳定剂、6-10％固相颗粒，余量为水；
在步骤二中，以重量百分比计，所述无机堵剂的原料组成包括18-22％炼钢后废弃的矿渣、3-5％土粉、0.8-1％氢氧化钠，余量为水。
2.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤一中，所述有机凝胶的性能指标为：耐温温度为180-200℃，成胶时间为8-20h，凝胶强度为1.5×105-2×105mPa·s，封堵效率在98％以上。
3.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤二中，所述无机堵剂的性能指标为：耐温温度为330-350℃，耐压压力为10-12MPa，成胶温度为45-50℃，封堵效率在90％以上。
4.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤一中，所述高分子聚合物主剂包括聚丙烯酰胺，所述主链反应剂包括甲醛，所述支链反应剂包括间苯二酚，所述pH调节剂包括草酸，所述稳定剂包括氯化铵。
5.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤一中，所述固相颗粒的粒径为孔喉半径的1/3-2/3。
6.根据权利要求1或5所述的方法，其中：在步骤一中，所述固相颗粒包括橡胶粉、稻糠粉、榆树皮粉、稻壳、煤灰中的一种或几种的组合。
7.根据权利要求1或5所述的方法，其中：在步骤一中，以重量百分比计，所述固相颗粒的组成包括4-6％橡胶粉、8-10％稻糠粉、70-80％榆树皮粉、2-3％稻壳和2-3％煤灰。
8.根据权利要求6所述的方法，其中：以重量百分比计，所述固相颗粒的组成包括4-6％橡胶粉、8-10％稻糠粉、70-80％榆树皮粉、2-3％稻壳和2-3％煤灰。
9.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤一中，将药剂体系注入地层时，该方法还包括控制注入压力的步骤。
10.根据权利要求9所述的方法，其中：所述注入压力为12-16MPa。
11.根据权利要求1或9所述的方法，其中：在步骤一中，将药剂体系注入地层时，所述药剂体系的注入量是根据注入压力进行调节的。
12.根据权利要求11所述的方法，其中：在步骤一中，将药剂体系注入地层时，所述药剂体系的注入量为800-1200m3。
13.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤二中，将无机堵剂注入地层时，该方法还包括控制注入压力的步骤。
14.根据权利要求13所述的方法，其中：所述注入压力为10MPa以下。
15.根据权利要求1、13或14所述的方法，其中：在步骤二中，将无机堵剂注入地层时，注入量的计算公式为Q＝πR2hΦ，式中，
Q为注入量，单位为m3；
R为封堵半径，单位为m；
h为油层厚度，单位为m；
Φ为油层孔隙度。
16.根据权利要求1、13或14所述的方法，其中：在步骤二中，将无机堵剂注入地层时，注入量为80-120m3。
17.根据权利要求15所述的方法，其中，在步骤二中，将无机堵剂注入地层时，注入量为80-120m3。
18.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤三中，将液态二氧化碳注入地层时，该方法还包括控制注入压力的步骤。
19.根据权利要求18所述的方法，其中：所述注入压力为15MPa以下。
20.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤三中，将液态二氧化碳注入地层时，注入量为2.6-3t/每米油层。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510968677.9A CN105484697B (zh) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | 一种超稠油油藏的调剖封窜方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510968677.9A CN105484697B (zh) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | 一种超稠油油藏的调剖封窜方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105484697A CN105484697A (zh) | 2016-04-13 |
| CN105484697B true CN105484697B (zh) | 2018-04-06 |
Family
ID=55671942
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510968677.9A Active CN105484697B (zh) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | 一种超稠油油藏的调剖封窜方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105484697B (zh) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106350042B (zh) * | 2016-08-02 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种凝胶封窜剂及其制备方法和封窜方法 |
| CN109973061A (zh) * | 2017-12-28 | 2019-07-05 | 东北石油大学 | 一种注三三段塞体系 |
| CN108531159B (zh) * | 2018-04-11 | 2021-01-01 | 东北石油大学 | 一种用于稠油热采油藏的高温堵剂体系 |
| CN112983369B (zh) * | 2019-12-12 | 2022-10-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种蒸汽吞吐超稠油井三段塞高温调剖方法 |
| CN114539996B (zh) * | 2020-11-26 | 2023-02-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种耐高温长效封窜剂及其制备方法与应用 |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3818989A (en) * | 1972-12-27 | 1974-06-25 | Texaco Inc | Method for preferentially producing petroleum from reservoirs containing oil and water |
| CA2180758A1 (en) * | 1995-07-10 | 1997-01-11 | Ralph G. Jonasson | Wellbore sand control method |
| CN1594827A (zh) * | 2004-06-23 | 2005-03-16 | 杨双虎 | 一种稠油井堵水工艺方法 |
| CN101173166A (zh) * | 2007-10-25 | 2008-05-07 | 中国石油大学(北京) | 用于特低渗透油藏进行二氧化碳驱油的防窜剂及其应用 |
| CN103498643A (zh) * | 2013-10-23 | 2014-01-08 | 天津亿利科能源科技发展股份有限公司 | 一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法 |
| CN104120999A (zh) * | 2014-07-03 | 2014-10-29 | 中国石油大学(北京) | 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法 |
| CN104629698A (zh) * | 2015-01-19 | 2015-05-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油潜山边底水油藏堵水剂及堵水方法 |
| CN104847302A (zh) * | 2015-03-25 | 2015-08-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油油藏压锥堵水方法 |
| CN105086967A (zh) * | 2015-05-22 | 2015-11-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防窜堵窜剂以及用其进行调堵封窜的施工方法 |
-
2015
- 2015-12-22 CN CN201510968677.9A patent/CN105484697B/zh active Active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3818989A (en) * | 1972-12-27 | 1974-06-25 | Texaco Inc | Method for preferentially producing petroleum from reservoirs containing oil and water |
| CA2180758A1 (en) * | 1995-07-10 | 1997-01-11 | Ralph G. Jonasson | Wellbore sand control method |
| CN1594827A (zh) * | 2004-06-23 | 2005-03-16 | 杨双虎 | 一种稠油井堵水工艺方法 |
| CN101173166A (zh) * | 2007-10-25 | 2008-05-07 | 中国石油大学(北京) | 用于特低渗透油藏进行二氧化碳驱油的防窜剂及其应用 |
| CN103498643A (zh) * | 2013-10-23 | 2014-01-08 | 天津亿利科能源科技发展股份有限公司 | 一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法 |
| CN104120999A (zh) * | 2014-07-03 | 2014-10-29 | 中国石油大学(北京) | 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法 |
| CN104629698A (zh) * | 2015-01-19 | 2015-05-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油潜山边底水油藏堵水剂及堵水方法 |
| CN104847302A (zh) * | 2015-03-25 | 2015-08-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油油藏压锥堵水方法 |
| CN105086967A (zh) * | 2015-05-22 | 2015-11-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防窜堵窜剂以及用其进行调堵封窜的施工方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 注蒸汽稠油油藏汽窜防治技术;吴润桐等;《内蒙古石油化工》;20120430(第4期);第1页-第3页 * |
| 超深稠油油田调剖工艺技术研究与音乐;穆金峰;《特种油气藏》;20091231;第16卷(第6期);第85页-第88页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105484697A (zh) | 2016-04-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105484697B (zh) | 一种超稠油油藏的调剖封窜方法 | |
| CN105086967B (zh) | 一种防窜堵窜剂以及用其进行调堵封窜的施工方法 | |
| CN101671550B (zh) | 硬质复合增强桥堵剂 | |
| CN101531890B (zh) | 一种用于油田深部暂堵的调剖剂的制备方法 | |
| CN108587586B (zh) | 一种承压堵漏钻井液 | |
| CN106350042B (zh) | 一种凝胶封窜剂及其制备方法和封窜方法 | |
| CN103013480A (zh) | 改性石油胶颗粒复合调剖堵水剂及多轮次双向调堵技术 | |
| CN104629698A (zh) | 一种稠油潜山边底水油藏堵水剂及堵水方法 | |
| CN110003869A (zh) | 一种基于膨胀颗粒与可固化颗粒的裂缝堵剂 | |
| CN106317321B (zh) | 用于制备井下交联复合凝胶的组合物以及由其制备的交联复合凝胶 | |
| CN101086210A (zh) | 一种煤层气调剖堵水技术 | |
| CN103773334A (zh) | 堵漏增强剂 | |
| CN104312570A (zh) | 一种低腐蚀化学生热增压破胶剂及其制备方法 | |
| CN107288599A (zh) | 治理蒸汽吞吐汽窜的堵调方法 | |
| CN108505982A (zh) | 一种采用液体胶塞实现暂堵转向的老井重复压裂增产方法 | |
| CN103666418B (zh) | 一种凝胶调堵剂 | |
| CN105112034B (zh) | 一种耐高温凝胶转向剂及其制备方法与应用 | |
| CN104481475B (zh) | 油井二氧化碳碳酸水吞吐增产方法 | |
| CN102977876B (zh) | 一种超低浓度瓜尔胶压裂液及低温煤层气井压裂方法 | |
| CN106958438B (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
| CN105062447B (zh) | 一种热采封窜剂及其制备方法 | |
| CN103244135B (zh) | 一种用于高渗透性地层中制造泥膜的施工方法 | |
| CN104212422A (zh) | 一种稠油低成本改性粘土类堵水剂及使用方法 | |
| CN109505570A (zh) | 一种改善多轮次层内自生co2调驱效果的方法 | |
| CN110317594B (zh) | 一种实现砂粒自聚的防砂剂 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |