CN107288577A - 一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 - Google Patents
一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107288577A CN107288577A CN201710663721.4A CN201710663721A CN107288577A CN 107288577 A CN107288577 A CN 107288577A CN 201710663721 A CN201710663721 A CN 201710663721A CN 107288577 A CN107288577 A CN 107288577A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- slug
- profile control
- water
- oil reservoir
- low
- 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.)
- Withdrawn
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 125
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 76
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 38
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 38
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 22
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 claims description 17
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 claims description 17
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 15
- DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M dodecyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 15
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 15
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 15
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 15
- GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H sodium hexametaphosphate Chemical compound [Na]OP1(=O)OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])O1 GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 14
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 13
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 10
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 9
- 239000011837 N,N-methylenebisacrylamide Substances 0.000 claims description 8
- 239000003814 drug Substances 0.000 claims description 8
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- -1 alchlor Chemical compound 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 4
- 239000010865 sewage Substances 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 3
- 238000013329 compounding Methods 0.000 claims description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 10
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 abstract description 4
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 3
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 94
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 85
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 22
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 21
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 20
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 17
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 14
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 11
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 8
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 6
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 6
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 6
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 3
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 235000016068 Berberis vulgaris Nutrition 0.000 description 2
- 241000335053 Beta vulgaris Species 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- QQHSIRTYSFLSRM-UHFFFAOYSA-N alumanylidynechromium Chemical compound [Al].[Cr] QQHSIRTYSFLSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000002079 cooperative effect Effects 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N propionamide Chemical compound CCC(N)=O QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 230000010148 water-pollination Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法，涉及油田应用化学领域。本发明通过双段塞形式注入低渗砂岩油藏中，前置段塞为多分子复配型聚合物，可与油藏中不溶悬浮物颗粒相结合，形成绕核式分子线团结构，对储层微裂缝实施选择性封堵；后置段塞为复配表面活性剂，在前置段塞有效封堵后注入油藏，对油藏中未波及区域实施表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象；本发明通过双段塞组合的方式改善油藏非均质性，增加后续水驱波及系数，抑制低渗砂岩油藏死油区形成，以改善传统采油方法对低渗砂岩油藏采收率低、经济效益差等弊端。
Description
技术领域
本发明涉及一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善储层适应性，进而可提高低渗砂岩型油藏增油效果，属于油田应用化学剂领域。
背景技术
关于低渗砂岩油藏的定义，国内外有多种方案，它随着经济文化技术的改变而改变。我国学者根据油层平均渗透率把低渗透油田分为3类：①一般低渗透油田—油层平均渗透率为(50～10.1)*10-3μm2；②特低渗透油田—油层平均渗透率为(10.0～1.1)*10-3μm2；③超低渗透油田—油层平均渗透率为(1.0～0.1)*10-3μm2。
随着油气勘探工作的不断深入，勘探程度的逐年提高，油气勘探难度亦愈来愈大，非常规油气资源已成为勘探开发的热点。低渗砂岩油藏由于油层分布复杂，在实际开发过程中具有以下弊端：
1、低渗砂岩油藏具有渗透率低、孔喉狭窄和微裂缝发育的特征，并具有一定的非均质性。
2、由于温度、压力等因素的影响，容易造成水驱过程中发生水窜、指进、无效水循环以及黏土膨胀等现象。
3、作业过程中，储层极易受到外来不配伍流体的伤害，同时由于温度、压力等因素的影响，容易造成蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积，形成有机堵塞。
4、然而传统对低渗砂岩油藏的研究主要集中在酸化、压裂等工艺，对低渗砂岩油藏调剖研究较少。
针对低渗砂岩油藏提高采收率技术需求，本发明提供一种应用于低渗砂岩油藏的聚表双段塞型调剖剂，用于解决上述提出的问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法，通过双段塞形式注入低渗砂岩油藏中，前置段塞为多分子复配型聚合物，可与油藏中不溶悬浮物颗粒相结合，形成绕核式分子线团结构，对储层微裂缝实施选择性封堵；后置段塞为复配表面活性剂，在前置段塞有效封堵后注入油藏，对油藏中未波及区域实施表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象；本发明通过双段塞组合的方式改善油藏非均质性，增加后续水驱波及系数，抑制低渗砂岩油藏死油区形成，以改善传统采油方法对低渗砂岩油藏采收率低、经济效益差等弊端。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案。
一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂，其主要成分为：部分水解聚丙烯酰胺相对分子量分别为500*104、1000*104、2500*104，乙酸铬，三氯化铝，N,N-亚甲基双丙烯酰胺，六偏磷酸钠，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺，十二烷基三甲基氯化铵，椰油酰胺丙基甜菜碱；针对低渗砂岩油藏，设计双段塞式调剖剂，以下用段塞A调剖剂和段塞B来进行描述。
段塞A调剖剂包括复配聚合物和添加剂；其中，复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；添加剂包括乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.15％，乙酸铬质量比为0.05％-0.1％，三氯化铝质量比为0.02％-0.07％，N,N-亚甲基双丙烯酰胺质量比为0.02％-0.07％，六偏磷酸钠质量比为0.1％-0.15％，余下组分为配制水。
优选地，段塞A调剖剂中，复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.07％-0.13％：0.06％-0.09％：0.03％-0.06％：0.03％-0.06％：0.11％-0.14％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞A调剖剂中，复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，余下组分为配制水。
段塞A调剖剂主要作用机理为，通过混合不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺及铬铝离子交联剂，形成分子线团结构聚合物，在注入油藏后，首先流入相对渗透率高的大孔道、微裂缝，与油藏中的黏土颗粒或其他不溶悬浮物相接触，并相结合，形成绕核式分子线团结构，从而实现对低渗砂岩油藏微裂缝进行封堵的目的；段塞A中N,N-亚甲基双丙烯酰胺作为一种辅助型堵水剂及辅助型交联剂，使得段塞A与砂岩相接触部分具有较大的粘性，从而提高封堵效果；六偏磷酸钠起到分散剂作用，可使复配聚合物体系分子间分布更为均匀，增加分子线团外围吸附力，从而提高调剖剂在低渗砂岩油藏中的封堵效果；段塞A主要用作封堵低渗砂岩油藏中的微裂缝或大孔道，改善低渗砂岩油藏的非均质性，从而提高后续注入段塞B的驱油效果。
段塞B包括椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱；段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为1％-2％，十二烷基三甲基氯化铵质量比为2％-4％，椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1％-2％，余下组分为配制水。
优选地，段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1.2％-1.8％：2.5％-3.5％：1.2％-1.8％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1.5％：3％：1.5％，余下组分为配制水。
段塞B主要作用机理为，通过混合非离子表面活性剂椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、阳离子表面活性剂十二烷基三甲基氯化铵与两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基甜菜碱，起到表面活性剂协同效应；复配表面活性剂溶液具有较低的表面和界面张力,以及较强的润湿能力，可改善岩石亲水性，间接达到洗油目的，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数；三种表面活性剂复配，可增加其抗盐能力，使其能够适应不同类型的地层水；且三种表面活性剂复配应用效果优于单一表面活性剂；在段塞A对低渗砂岩油藏封堵后，段塞B对油藏水驱未波及区域实施表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象，实现双段塞协同作用，从而提高低渗砂岩油藏石油采收率。
一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂的使用方法包括以下步骤：
步骤1.结合油田实际生产数据设计调剖剂注入量、注入速度以及其他注入参数；
步骤2.对配制水进行暴氧处理，配制水采用油田污水或水源水，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；
步骤3.温度范围15-55℃条件下，在混合容器中，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4-6小时，得调剖剂；
步骤4.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将调剖剂注入油藏；
步骤5.段塞A调剖剂注入量达到预设范围后静止24-48小时使调剖剂充分成胶；
步骤6.注入驱替水0.2PV，注入段塞B，随后进行后续注采作业。
调剖剂具体注入量为：首先向油藏或岩心中注入段塞A调剖剂0.2PV，等待24-48小时使段塞A调剖剂充分成胶，随后向油藏或岩心中注入驱替水0.2PV，随后向油藏或岩心中注入段塞B0.2-0.3PV，随后进行后续注采作业。
本发明相对于现有技术其优点在于：
1、针对低渗砂岩油藏的非均质性，及可能存在的微裂缝，复配聚合物型调剖剂段塞A分子线团尺寸分部较宽，并可与油藏中黏土颗粒、细小的砂体及不溶悬浮物结合，形成绕核式分子线团结构，其与砂岩接触部分具有较大的粘性，可对储层微裂缝进行选择性封堵，改善低渗砂岩油藏的非均质性。
2、段塞A通过应用低分子质量部分水解聚丙烯酰胺配置成调剖剂，拥有较低粘度特征，注入油藏后，既可以发挥调剖作用，又可以发挥驱油作用，并可抑制低渗砂岩油藏水驱过程中发生水窜、指进、无效水循环等现象。
3、使用不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺与铬铝离子交联剂复配，成胶稳定性高，且配制水矿化度对聚合物分子线团尺寸影响较小，抗剪切性良好，可适应500mg/L-35000mg/L矿化度配制水。
4、段塞B中，通过非离子表面活性剂椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、阳离子表面活性剂十二烷基三甲基氯化铵与两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基甜菜碱复配增效，起到表面活性剂协同效应,其应用效果优于单一表面活性剂。
5、本发明通过双段塞注入形式，改善低渗砂岩油藏非均质性、采出程度低、吸水指数低等问题，增加后续水驱波及系数，抑制死油区生成，以改善传统采油方法对低渗砂岩油藏采收率低、经济效益差等弊端。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中使用的部分水解聚丙烯酰胺为中国石油大庆炼化公司生产，相对分子质量为500*104、800*104、1000*104，有效质量分数为90％；乙酸铬为山东西亚化学工业有限公司生产，分析纯；三氯化铝为济宁宏明化学试剂有限公司生产，分析纯；N,N-亚甲基双丙烯酰胺为南京化学试剂股份有限公司生产，CP,98％；六偏磷酸钠为山东鼎欣生物科技有限公司生产，98％；椰子油脂肪酸二乙醇酰胺为山东小野化学股份有限公司生产，分析纯；十二烷基三甲基氯化铵为南京化学试剂股份有限公司生产，纯度98％；椰油酰胺丙基甜菜碱为广州市应泓化工有限公司生产，工业级。
通过室内岩心实验方法对调剖剂封堵效果进行评价，具体如下：
实施例一：
1、调剖剂使用方法：(1)首先对配制水进行暴氧处理，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；(2)在温度15℃条件下，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4小时，得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。
2、配制水，通过向蒸馏水中加入NaCl调节至矿化度为500mg/L，用以模拟生产中使用的水源水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，余下组分为配制水。
段塞B：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1.5％：3％：1.5％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下：
实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结三层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率分别为10*10-3μm2、30*10-3μm2、50*10-3μm2，并在岩心制造过程中加入5％体积分数的NaCl，用以模拟油藏微裂缝；通过人工制造非均质岩心对低渗砂岩油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，40℃情况下粘度35mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟油藏中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m1；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m2；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4MPa，然后以0.4mL/min的速度向岩心中注入配置水，待压力稳定时记录该压力和流量；
(5)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.2PV，记录注入调剖剂时的压力，静置24小时待用；
(6)以2mL/min的速度进行水驱，记录出口端出第一滴水时的突破压力，待压力稳定时记录该压力和流量；
(7)全程实验在40℃恒温情况下进行，根据记录结果计算出原始渗透率、堵后渗透率、封堵率、突破压力梯度、阻力系数。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为三层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对三层非均值岩心具有弱封堵性，调剖剂在岩心中为可移动的，为后续注入段塞B留有驱替通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟油藏中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m3；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m4；
(4)以1.5mL/min的速度向岩心中饱和原油，驱至出口端不再出水时停泵，记录累计出水量，静置4小时待用；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在40℃恒温情况下进行，以2mL/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，记录出油量及采收率；
(6)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.2PV，注完后放置48小时，随后注入配制水0.2PV、随后注入段塞B0.2PV，停泵；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算岩心最终采收率值。
9、驱油能力评价如下表：
从上述数据得知，使用模拟水源水配制调剖剂，在模拟油藏40℃情况下进行驱替实验，对三层非均质岩心实施调剖后，已改善模拟岩心非均质性，提高采收率26.58％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
实施例二：
1、调剖剂使用方法：(1)首先对配制水进行暴氧处理，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；(2)在温度35℃条件下，向配制水中加入药剂，匀速搅拌5小时，得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。
2、配制水，通过向蒸馏水中加入NaCl调节至矿化度为8000mg/L，用以模拟实际生产中使用的油田污水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.05％：0.05％：0.02％：0.02％：0.1％，余下组分为配制水。
段塞B：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1％：2％：1％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下：
实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结三层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率分别为10*10-3μm2、20*10-3μm2、30*10-3μm2，并在岩心制造过程中加入5％体积分数的NaCl，用以模拟油藏微裂缝；通过人工制造非均质岩心对低渗砂岩油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，温度50℃时粘度为55mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟油藏中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m5；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m6；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4MPa，然后以0.4mL/min的速度向岩心中注入配置水，待压力稳定时记录该压力和流量；
(5)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.2PV，记录注入调剖剂时的压力，静置24小时待用；
(6)以2mL/min的速度进行水驱，记录出口端出第一滴水时的突破压力，待压力稳定时记录该压力和流量；
(7)全程实验在50℃恒温情况下进行，根据记录结果计算出原始渗透率、堵后渗透率、封堵率、突破压力梯度、阻力系数。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为三层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对三层非均值岩心具有弱封堵性，调剖剂在岩心中为可移动的，为后续注入段塞B留有驱替通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟油藏中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m7；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m8；
(3)以1.5mL/min的速度向岩心中饱和原油，驱至出口端不再出水时停泵，记录累计出水量，静置4小时待用；
(4)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在50℃恒温情况下进行，以2mL/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，记录出油量及采收率；
(5)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.2PV，注完后放置36小时，随后注入配制水0.2PV、随后注入段塞B0.25PV，停泵；
(6)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算岩心最终采收率值。
9、驱油能力评价如下表：
从上述数据得知，使用模拟油田污水配制调剖剂，在模拟油藏50℃情况下进行驱替实验，对三层非均质岩心实施调剖后，已改善模拟岩心非均质性，提高采收率26.28％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
实施例三：
1、调剖剂使用方法：(1)首先对配制水进行暴氧处理，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；(2)在温度55℃条件下，向配制水中加入药剂，匀速搅拌6小时，得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。
2、配制水：通过向蒸馏水中加入可溶性盐类调节矿化度，最终矿化度为35000mg/L，用以模拟实际生产中使用的油田污水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.15％：0.1％：0.07％：0.07％：0.15％，余下组分为配制水。
段塞B：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为2％：4％：2％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下：
实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结三层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率分别为10*10-3μm2、20*10-3μm2、40*10-3μm2，并在岩心制造过程中加入5％体积分数的NaCl，用以模拟油藏微裂缝；通过人工制造非均质岩心对低渗砂岩油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，温度70℃时粘度为35mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟油藏中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m9；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m10；
(4)将饱和配制水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4MPa，然后以0.4mL/min的速度向岩心中注入配制水，待压力稳定时记录该压力和流量；
(5)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.2PV放置36小时，记录注入调剖剂时的压力，静置48小时待用；
(6)以2mL/min的速度进行水驱，记录出口端出第一滴水时的突破压力，待压力稳定时记录该压力和流量；
(7)全程实验在70℃恒温情况下进行，根据记录结果计算出原始渗透率、堵后渗透率、封堵率、突破压力梯度、阻力系数。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为三层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对三层非均值岩心具有弱封堵性，调剖剂在岩心中为可移动的，为后续注入段塞B留有驱替通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟油藏中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m11；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m12；
(4)以1.5mL/min的速度向岩心中饱和原油，驱至出口端不再出水时停泵，记录累计出水量，静置4小时待用；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在70℃恒温情况下进行，以2mL/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，记录出油量及采收率；
(6)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.2PV，注完后放置24小时，随后注入配制水0.2PV、随后注入段塞B0.3PV，停泵；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算岩心最终采收率值。
9、驱油能力评价如下表：
从上述数据得知，使用模拟油田污水配制调剖剂，在模拟油藏70℃情况下进行驱替实验，对三层非均质岩心实施调剖后，已改善模拟岩心非均质性，提高采收率22.1％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
Claims (6)
1.一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，包括段塞A调剖剂和段塞B；
段塞A调剖剂包括复配聚合物和添加剂；其中，复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；添加剂包括乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.15％，乙酸铬质量比为0.05％-0.1％，三氯化铝质量比为0.02％-0.07％，N,N-亚甲基双丙烯酰胺质量比为0.02％-0.07％，六偏磷酸钠质量比为0.1％-0.15％，余下组分为配制水；以及
段塞B包括椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱；段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为1％-2％，十二烷基三甲基氯化铵质量比为2％-4％，椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1％-2％，余下组分为配制水。
2.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.07％-0.13％：0.06％-0.09％：0.03％-0.06％：0.03％-0.06％：0.11％-0.14％，余下组分为配制水。
3.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，余下组分为配制水。
4.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，所述段塞B中椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1.2％-1.8％：2.5％-3.5％：1.2％-1.8％，余下组分为配制水。
5.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，所述段塞B中椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1.5％：3％：1.5％，余下组分为配制水。
6.一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂的使用方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1.结合油田实际生产数据设计调剖剂注入量、注入速度以及其他注入参数；
步骤2.对配制水进行暴氧处理，配制水采用油田污水或水源水，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；
步骤3.温度范围15-55℃条件下，在混合容器中，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4-6小时，得调剖剂；
步骤4.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将调剖剂注入油藏；
步骤5.段塞A调剖剂注入量达到预设范围后静止24-48小时使调剖剂充分成胶；
步骤6.注入驱替水0.2PV，注入段塞B，随后进行后续注采作业。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710663721.4A CN107288577A (zh) | 2017-08-06 | 2017-08-06 | 一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710663721.4A CN107288577A (zh) | 2017-08-06 | 2017-08-06 | 一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107288577A true CN107288577A (zh) | 2017-10-24 |
Family
ID=60105419
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710663721.4A Withdrawn CN107288577A (zh) | 2017-08-06 | 2017-08-06 | 一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107288577A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112431576A (zh) * | 2020-10-15 | 2021-03-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价二氧化碳驱沥青质沉淀对采收率影响的方法 |
| CN112943192A (zh) * | 2021-02-03 | 2021-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 适用于低渗砾岩油藏的开采方法 |
| CN114181688A (zh) * | 2021-12-28 | 2022-03-15 | 延长股份有限公司杏子川采油厂 | 一种适合低渗油藏多段塞表面活性剂组合驱油体系及制备方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1171292A (zh) * | 1996-05-24 | 1998-01-28 | 徐松南 | 三次采油用的复合表面活性剂及其应用 |
| CN1730144A (zh) * | 2004-08-04 | 2006-02-08 | 大庆高新区鑫诺精细化工有限公司 | 羧酸盐表面活性剂、其配方体系以及在三次采油中的应用 |
| WO2008087391A1 (en) * | 2007-01-19 | 2008-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
| CN102220859A (zh) * | 2010-04-15 | 2011-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 大幅度提高原油采收率的驱油方法 |
| CN104312566A (zh) * | 2014-09-12 | 2015-01-28 | 大连东方创新科技有限公司 | 一种功能性聚合物表面活性剂强化甜菜碱复合驱体系及其应用 |
| CN104514531A (zh) * | 2013-09-27 | 2015-04-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种三低砂岩油藏用双液法调剖堵水方法 |
| CN106801597A (zh) * | 2015-11-26 | 2017-06-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油油藏组合式驱油方法及驱油组合物 |
-
2017
- 2017-08-06 CN CN201710663721.4A patent/CN107288577A/zh not_active Withdrawn
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1171292A (zh) * | 1996-05-24 | 1998-01-28 | 徐松南 | 三次采油用的复合表面活性剂及其应用 |
| CN1730144A (zh) * | 2004-08-04 | 2006-02-08 | 大庆高新区鑫诺精细化工有限公司 | 羧酸盐表面活性剂、其配方体系以及在三次采油中的应用 |
| WO2008087391A1 (en) * | 2007-01-19 | 2008-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
| CN102220859A (zh) * | 2010-04-15 | 2011-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 大幅度提高原油采收率的驱油方法 |
| CN104514531A (zh) * | 2013-09-27 | 2015-04-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种三低砂岩油藏用双液法调剖堵水方法 |
| CN104312566A (zh) * | 2014-09-12 | 2015-01-28 | 大连东方创新科技有限公司 | 一种功能性聚合物表面活性剂强化甜菜碱复合驱体系及其应用 |
| CN106801597A (zh) * | 2015-11-26 | 2017-06-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油油藏组合式驱油方法及驱油组合物 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 杜巧云等: "《表面活性剂基础及应用》", 31 August 1996 * |
| 白玉等: "《井下作业实用数据手册》", 31 August 2007 * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112431576A (zh) * | 2020-10-15 | 2021-03-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价二氧化碳驱沥青质沉淀对采收率影响的方法 |
| CN112943192A (zh) * | 2021-02-03 | 2021-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 适用于低渗砾岩油藏的开采方法 |
| CN114181688A (zh) * | 2021-12-28 | 2022-03-15 | 延长股份有限公司杏子川采油厂 | 一种适合低渗油藏多段塞表面活性剂组合驱油体系及制备方法 |
| CN114181688B (zh) * | 2021-12-28 | 2023-02-17 | 延长股份有限公司杏子川采油厂 | 一种适合低渗油藏多段塞表面活性剂组合驱油体系及制备方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107338033A (zh) | 一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法 | |
| CN104514531A (zh) | 一种三低砂岩油藏用双液法调剖堵水方法 | |
| CN107288577A (zh) | 一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
| CN108611086B (zh) | 一种覆膜支撑剂及其制备方法 | |
| CN107254301A (zh) | 一种高渗孔道型油藏铬铝离子复配调剖剂及其使用方法 | |
| CN109321220B (zh) | 注水井不动管柱吸水剖面调整用堵剂及吸水剖面调整工艺 | |
| CN109707353A (zh) | 井下水力脉动s3酸解堵增注实验装置及方法 | |
| CN107254302A (zh) | 一种低渗裂缝油藏深部调剖剂及其使用方法 | |
| CN109385257A (zh) | 一种低渗砂岩油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107218009A (zh) | 一种低渗砂岩油藏铬铝离子复配调剖剂及其使用方法 | |
| CN108841366A (zh) | 一种高温防漏失封堵剂及其制备方法和应用 | |
| CN107365572A (zh) | 一种低渗裂缝油藏深部双段塞调剖剂及其使用方法 | |
| CN107236528A (zh) | 一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂及其使用方法 | |
| CN107384349A (zh) | 一种低渗孔道型油藏深部双段塞调剖剂及其使用方法 | |
| CN107218020A (zh) | 一种高渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107384351A (zh) | 一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂及其使用方法 | |
| CN107267129A (zh) | 一种低渗孔道型油藏双段塞深部调剖剂及其使用方法 | |
| CN107474812A (zh) | 一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
| CN115074100A (zh) | 一种低渗透油藏柔性脂质体增注剂的制备方法 | |
| CN107267128A (zh) | 一种高渗孔道型油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107365578A (zh) | 一种正韵律油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107288591A (zh) | 一种裂缝型油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107338035A (zh) | 一种复合韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107384344A (zh) | 一种反韵律油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107338029A (zh) | 一种低渗裂缝油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| WW01 | Invention patent application withdrawn after publication | ||
| WW01 | Invention patent application withdrawn after publication |
Application publication date: 20171024 |