CN107365577A - 一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法 - Google Patents
一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107365577A CN107365577A CN201710663706.XA CN201710663706A CN107365577A CN 107365577 A CN107365577 A CN 107365577A CN 201710663706 A CN201710663706 A CN 201710663706A CN 107365577 A CN107365577 A CN 107365577A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- profile control
- slug
- oil reservoir
- mass ratio
- water
- 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- Withdrawn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
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 112
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- QQHSIRTYSFLSRM-UHFFFAOYSA-N alumanylidynechromium Chemical compound [Al].[Cr] QQHSIRTYSFLSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 94
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 45
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 45
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 36
- GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N resorcinol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1 GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 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 24
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 24
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 24
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 14
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 claims description 14
- VZOPRCCTKLAGPN-ZFJVMAEJSA-L potassium;sodium;(2r,3r)-2,3-dihydroxybutanedioate;tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[Na+].[K+].[O-]C(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O VZOPRCCTKLAGPN-ZFJVMAEJSA-L 0.000 claims description 13
- 229940074446 sodium potassium tartrate tetrahydrate Drugs 0.000 claims description 13
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 12
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 claims description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 8
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000003814 drug Substances 0.000 claims description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 4
- -1 perfluoroalkyl betain Chemical compound 0.000 claims description 4
- 239000010865 sewage Substances 0.000 claims description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 14
- 230000033764 rhythmic process Effects 0.000 abstract description 10
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 abstract description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 3
- 238000013329 compounding Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 70
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 65
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 27
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 24
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 20
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 13
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 12
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 6
- 238000011156 evaluation Methods 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
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 3
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 3
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 3
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 3
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 3
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 3
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 3
- 244000248349 Citrus limon Species 0.000 description 2
- 235000005979 Citrus limon Nutrition 0.000 description 2
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 101150042248 Mgmt gene Proteins 0.000 description 1
- 206010070863 Toxicity to various agents Diseases 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- PCHPORCSPXIHLZ-UHFFFAOYSA-N diphenhydramine hydrochloride Chemical compound [Cl-].C=1C=CC=CC=1C(OCC[NH+](C)C)C1=CC=CC=C1 PCHPORCSPXIHLZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 229920000554 ionomer Polymers 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- AVTYONGGKAJVTE-OLXYHTOASA-L potassium L-tartrate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O AVTYONGGKAJVTE-OLXYHTOASA-L 0.000 description 1
- 239000001472 potassium tartrate Substances 0.000 description 1
- 229940111695 potassium tartrate Drugs 0.000 description 1
- 235000011005 potassium tartrates Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000010148 water-pollination Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法，涉及油田应用化学领域。本发明通过双段塞方式注入反韵律油藏中，前置段塞混合不同分子质量聚丙烯酰胺与铬铝离子交联剂，复配形成具有骨架型交联结构的调剖剂，可对油藏顶部高渗带实施稳固封堵；后置段塞具有低粘度、流动性强的特性，在前置段塞有效封堵后注入油藏，初期注入地层时粘度较小，可有效对中渗、低渗层实施封堵，待其成胶后结合前置段塞完成对反韵律油藏的封堵，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，从而改善反韵律油藏调剖效果差、无效水循环，以提高反韵律油藏经济效益。
Description
技术领域
本发明涉及一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善储层适应性，进而可提高反韵律型油藏石油采收率，属于油田应用化学剂领域。
背景技术
储层非均质性是指储层内部的不均一性，主要表现为储层岩性、物性、含油性等方面的各向异性，它是影响剩余油分布的主要原因；根据储层纵向上的微观岩石学特征变化规律，分为正韵律、反韵律及复合韵律储层；反韵律油藏反映沉积环境水动力条件由弱到强规律变化，其最高渗透层在砂体顶部，由上到下岩性、物性逐渐变差，密度逐渐增大、视电阻率降低，由于沉积作用的差异,许多反韵律砂层的渗透率级差变化很大,从而导致含油饱和度的差异，是一种极不理想的油藏。
大量反韵律油藏实际采出程度在10％～20％，采出程度偏低，有研究表明：反韵律油藏渗透率级差越大，其非均质性越严重，采出程度越低，含水上升越快，高渗层驱油效率越高，低渗层驱油效率则越低；在注水开发过程中，注入水绝大部分都涌入高渗层，而中、低渗层的水驱动用情况很差；由于层间矛盾，中、高渗层的绝大部分可动油是在注入孔隙体积1PV前采出的，大于1PV以后的注入水对提高采收率幅度的影响相对较小；剩余油主要分部在低渗层段，渗透率级差越大，低渗层驱油效率越低，剩余油分部的比例越大。
针对反韵律油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种铬铝离子复配型调剖剂，克服了上述在水驱过程中的弊端。
发明内容
本发明的目的在于提供一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法，其特征在于，通过双段塞方式注入反韵律油藏中，前置段塞混合不同分子质量聚丙烯酰胺与铬铝离子交联剂，复配形成具有骨架型交联结构的调剖剂，可对油藏顶部高渗带实施稳固封堵；后置段塞具有低粘度、流动性强的特性，在前置段塞有效封堵后注入油藏，初期注入地层时粘度较小，可有效对中渗、低渗层实施封堵，待其成胶后结合前置段塞完成对反韵律油藏的封堵，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，从而改善反韵律油藏调剖效果差、无效水循环，以提高反韵律油藏经济效益。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案。
本发明的目的在于提供一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法，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、800*104、1000*104、1200*104、2000*104，乙酸铬，柠檬酸铝，亚硫酸钠，间苯二酚，三乙醇胺，酒石酸钾钠，表面活性剂，柠檬酸、水杨酸、三氯化铝；其中表面活性剂具体可为壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠及全氟烷基甜菜碱；针对反韵律油藏，设计双段塞式调剖剂，以下用段塞A调剖剂和段塞B调剖剂来进行描述。
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800*104、1200*104、2000*104，其质量比为25：35：40；添加剂包括乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.2％-0.35％，乙酸铬质量比为0.1％-0.2％，柠檬酸铝质量比为0.1％-0.2％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，间苯二酚质量比为0.2％-0.4％，三乙醇胺质量比为0.05％-0.15％，酒石酸钾钠质量比为0.05％-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、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.25％-0.3％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.25％-0.35％：0.25％-0.35％：0.07％-0.13％：0.07％-0.13％，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、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.28％：0.15％：0.15％：0.3％：0.3％：0.1％：0.1％，余下组分为配制水。
段塞A调剖剂主要作用机理为，通过三种高分子质量部分水解聚丙烯酰胺与铬铝离子交联复配，形成具有分子线团形式的复配型调剖剂，具有胶体物性稳定、破胶时间长、耐盐性等作用，可对反韵律油藏顶部高渗层实施稳固封堵；间苯二酚和三乙醇胺作为辅助交联剂使用，增强调剖剂稳定性，以及增加破胶时间；酒石酸钾钠作为分散剂使用，可使复配调剖剂体系分子间分布更为均匀，增加分子线团外围吸附力，从而提高调剖剂在反韵律油藏顶部高渗层的封堵效果；亚硫酸钠作为除氧剂可抑制配制过程中及油藏中的氧对调剖剂产生的降粘效应，增加调剖剂的稳定性；段塞A主要用作封堵反韵律油藏顶部高渗层，改善反韵律油藏的非均质性，使得后续注入低粘度的段塞B进入反韵律油藏中、低渗透层，从而形成双段塞协同作用。
段塞B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80：15：5；添加剂包括表面活性剂、柠檬酸、乙酸铬、水杨酸、三氯化铝；段塞B调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.1％，表面活性剂质量比为0.1％-0.3％，柠檬酸质量比为0.1％-0.2％，乙酸铬质量比为0.03％-0.05％，水杨酸质量比为0.02％-0.03％，三氯化铝质量比为0.03％-0.05％，余下组分为配制水。
优选地，段塞B调剖剂中，复配聚合物、表面活性剂、柠檬酸、乙酸铬、水杨酸、三氯化铝的质量比为0.06％-0.09％：0.15％-0.25％：0.12％-0.18％：0.035％-0.045％：0.022％-0.028％：0.035％-0.045％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞B调剖剂中，复配聚合物、表面活性剂、柠檬酸、乙酸铬、水杨酸、三氯化铝的质量比为0.075％：0.2％：0.15％：0.04％：0.025％：0.04％，余下组分为配制水。
段塞B主要作用机理为，通过混合低质量分数复配聚合物及铬铝离子交联剂形成低粘度、流动性强的调剖剂，初期注入油藏时粘度较小，可进入中渗、低渗层实施封堵，待其成胶后结合前置段塞完成对反韵律油藏的封堵；柠檬酸、水杨酸起到调节基液酸度作用,在配置过程中首先加入，使其与配制水中金属离子相结合，减少由于配制水中矿化度高引起的沉淀、絮凝作用，同样具有一定的交联作用；段塞B中加入适量的表面活性剂，可改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象，并可改善油藏的亲水性，表面活性剂在段塞B配制过程中最后加入，以避免在配置过程中与柠檬酸、水杨酸反应发生降解；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，从而改善反韵律油藏调剖效果差、无效水循环。
一种反韵律油藏铬铝离子复配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.对注水井进行机械封堵作业，封堵反韵律油藏中、低渗带，使注入调剖剂进入顶部高渗带；
步骤5.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将段塞A调剖剂注入油藏，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.解除机械封堵，注入段塞B调剖剂，注入量达到预设范围后静止48-72小时使调剖剂充分成胶，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0.2-0.4PV，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段塞B调剖剂0.1-0.3PV，等待48-72小时使段塞B调剖剂充分成胶，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、针对反韵律油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种铬铝离子交联复配聚合物型调剖剂，其特征在于，段塞A调剖剂通过三种高分子质量部分水解聚丙烯酰胺进行复配，形成具有分子线团结构的复配型调剖剂，可对反韵律油藏顶部高渗带实施稳固封堵。
2、段塞A中，通过添加乙酸铬、柠檬酸铝作为交联剂，可形成骨架型交联结构，具有胶体物性稳定、破胶时间长、耐盐性等作用。
3、亚硫酸钠作为除氧剂可有效抑制配制过程中和油藏中的氧对调剖剂产生的降粘效应，增强调剖剂的稳定性。
4、复配聚合物的方式及配方中应用的添加剂可使调剖剂的矿化度适应性增强，可适应矿化度500mg/L-35000mg/L的配制水。
5、针对反韵律油藏性质，本发明方法的段塞B具有低粘度、流动性强的特性，在段塞A形成有效封堵后注入油藏，期初注入油藏时粘度较小，可有效对中渗、低渗层进行选择性封堵，待其成胶后结合段塞A形成整体反韵律油藏封堵，通过A、B段塞组合的方式改善油藏非均质性。
6、注入调剖剂时，通过机械封堵的方式，使段塞A在顶部高渗层充分封堵，且由于重力作用，段塞A在注入过程中可流入油藏中部中渗层远井地带实施封堵，其封堵效果优于不采用机械封堵。
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、1200*104、2000*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；柠檬酸铝为济南鑫雅化工有限公司生产，优级纯GR；亚硫酸钠为天津市致远化学试剂有限公司生产，分析纯；间苯二酚为广东翁江化学试剂有限公司生产，分析纯；三乙醇胺为南京化学试剂股份有限公司生产，分析纯AR；酒石酸钾钠为德州润昕实验仪器有限公司生产，分析纯AR；柠檬酸为南京化学试剂股份有限公司生产，规格：AR，99.5％；水杨酸为南京化学试剂股份有限公司生产，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；壬基酚聚氧乙烯醚为江苏省海安石油化工厂生产，CAS号：9016-45-9，纯度98％；十二烷基苯磺酸钠为山东小野化学股份有限公司生产，分析纯；全氟烷基甜菜碱为武汉赛沃尔化工有限公司生产，含量：≥98％。
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，用以模拟实际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800*104、1200*104、2000*104，其质量比为25：35：40，复配聚合物、乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.28％：0.15％：0.15％：0.3％：0.3％：0.1％：0.1％，余下组分为配制水。
段塞B：复配聚合物由三种不同分子质量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80：15：5，复配聚合物、壬基酚聚氧乙烯醚、柠檬酸、乙酸铬、水杨酸、三氯化铝的质量比为0.075％：0.2％：0.15％：0.04％：0.025％：0.04％，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500*10-3μm2、1000*10-3μm2、2000*10-3μm2，通过非均质岩心对反韵律油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，30℃情况下粘度37mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)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；
(2)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；
(3)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，放置时高渗层在顶部，加围压4MPa，然后以2mL/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；
(4)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.3PV，记录注入调剖剂时压力，静置24小时待用，解除夹持器中阻隔装置，向岩心中正向注入段塞B调剖剂0.2PV，静置48小时待用；
(5)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；
(6)全程实验在30℃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，调剖剂对三层非均值岩心封堵效果明显，封堵率达到90％以上，说明该调剖剂与模拟水源水结合无负面作用。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)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；
(2)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配置水，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；
(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，放置时高渗层在顶部，全程实验在30℃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)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.2PV，记录注入调剖剂时压力，静置24小时待用，解除夹持器中阻隔装置，向岩心中正向注入段塞B调剖剂0.1PV，静置60小时待用；
(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，使用模拟水源水配制调剖剂，在模拟油藏30℃情况下进行驱替实验，对三层非均质岩心实施调剖后，已改善岩心非均质性，提高采收率26.27％，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800*104、1200*104、2000*104，其质量比为25：35：40，复配聚合物、乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.2％：0.1％：0.1％：0.2％：0.2％：0.05％：0.05％，余下组分为配制水。
段塞B：复配聚合物由三种不同分子质量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80：15：5，复配聚合物、十二烷基苯磺酸钠、柠檬酸、乙酸铬、水杨酸、三氯化铝的质量比为0.05％：0.1％：0.1％：0.03％：0.02％：0.03％，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500*10-3μm2、1000*10-3μm2、2000*10-3μm2，通过非均质岩心对反韵律油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，50℃情况下粘度32mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)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；
(2)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；
(3)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，放置时高渗层在顶部，加围压4MPa，然后以2mL/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；
(4)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.4PV，记录注入调剖剂时压力，静置48小时待用，解除夹持器中阻隔装置，向岩心中正向注入段塞B调剖剂0.3PV，静置72小时待用；
(5)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；
(6)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，调剖剂对三层非均值岩心封堵效果明显，封堵率达到90％以上，说明该调剖剂与模拟油田污水结合无负面作用。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)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；
(2)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配置水，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，放置时高渗层在顶部，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)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.4PV，记录复配聚合物时的压力，静置36小时待用，解除夹持器中阻隔装置，向岩心中正向注入段塞B调剖剂0.25PV，静置48小时待用；
(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，已改善岩心非均质性，提高采收率25.9％，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800*104、1200*104、2000*104，其质量比为25：35：40，复配聚合物、乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.35％：0.2％：0.2％：0.4％：0.4％：0.15％：0.15％，余下组分为配制水。
段塞B：复配聚合物由三种不同分子质量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80：15：5，复配聚合物、全氟烷基甜菜碱、柠檬酸、乙酸铬、水杨酸、三氯化铝的质量比为0.1％：0.3％：0.2％：0.05％：0.03％：0.05％，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500*10-3μm2、1000*10-3μm2、2000*10-3μm2，通过非均质岩心对反韵律油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，70℃情况下粘度25.3mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)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；
(2)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；
(3)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，放置时高渗层在顶部，加围压4MPa，然后以2mL/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；
(4)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.25PV，记录注入调剖剂时压力，静置36小时待用，解除夹持器中阻隔装置，向岩心中正向注入段塞B调剖剂0.3PV，静置60小时待用；
(5)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；
(6)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，调剖剂对三层非均值岩心封堵效果明显，封堵率达到90％以上，说明该调剖剂与模拟油田污水结合无负面作用。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)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；
(2)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配置水，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；
(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，放置时高渗层在顶部，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；
(5)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.4PV，记录复配聚合物时的压力，静置36小时待用，解除夹持器中阻隔装置，向岩心中正向注入段塞B调剖剂0.3PV，静置60小时待用；
(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，已改善岩心非均质性，提高采收率27.43％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
Claims (7)
1.一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂，其特征在于，包括段塞A调剖剂和段塞B调剖剂；
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800*104、1200*104、2000*104，其质量比为25：35：40；添加剂包括乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.2％-0.35％，乙酸铬质量比为0.1％-0.2％，柠檬酸铝质量比为0.1％-0.2％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，间苯二酚质量比为0.2％-0.4％，三乙醇胺质量比为0.05％-0.15％，酒石酸钾钠质量比为0.05％-0.15％，余下组分为配制水；以及
段塞B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80：15：5；添加剂包括表面活性剂、柠檬酸、乙酸铬、水杨酸、三氯化铝；段塞B调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.1％，表面活性剂质量比为0.1％-0.3％，柠檬酸质量比为0.1％-0.2％，乙酸铬质量比为0.03％-0.05％，水杨酸质量比为0.02％-0.03％，三氯化铝质量比为0.03％-0.05％，余下组分为配制水。
2.如权利要求1所述的一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂，其特征在于，所述表面活性剂包括壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠及全氟烷基甜菜碱。
3.如权利要求1所述的一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.25％-0.3％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.25％-0.35％：0.25％-0.35％：0.07％-0.13％：0.07％-0.13％，余下组分为配制水。
4.如权利要求1所述的一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.28％：0.15％：0.15％：0.3％：0.3％：0.1％：0.1％，余下组分为配制水。
5.如权利要求1所述的一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂，其特征在于，所述段塞B调剖剂中复配聚合物、表面活性剂、柠檬酸、乙酸铬、水杨酸、三氯化铝的质量比为0.06％-0.09％：0.15％-0.25％：0.12％-0.18％：0.035％-0.045％：0.022％-0.028％：0.035％-0.045％，余下组分为配制水。
6.如权利要求1所述的一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂，其特征在于，所述段塞B调剖剂中复配聚合物、表面活性剂、柠檬酸、乙酸铬、水杨酸、三氯化铝的质量比为0.075％：0.2％：0.15％：0.04％：0.025％：0.04％，余下组分为配制水。
7.一种反韵律油藏铬铝离子复配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.对注水井进行机械封堵作业，封堵反韵律油藏中、低渗带，使注入调剖剂进入顶部高渗带；
步骤5.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将段塞A调剖剂注入油藏，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.解除机械封堵，注入段塞B调剖剂，注入量达到预设范围后静止48-72小时使调剖剂充分成胶，随后进行后续注采作业。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710663706.XA CN107365577A (zh) | 2017-08-06 | 2017-08-06 | 一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710663706.XA CN107365577A (zh) | 2017-08-06 | 2017-08-06 | 一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107365577A true CN107365577A (zh) | 2017-11-21 |
Family
ID=60310286
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710663706.XA Withdrawn CN107365577A (zh) | 2017-08-06 | 2017-08-06 | 一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107365577A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789897C1 (ru) * | 2022-09-13 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
-
2017
- 2017-08-06 CN CN201710663706.XA patent/CN107365577A/zh not_active Withdrawn
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789897C1 (ru) * | 2022-09-13 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| 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 | |
| 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 | |
| CN107254302A (zh) | 一种低渗裂缝油藏深部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 | |
| 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 | |
| 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 | |
| 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 | |
| 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 | |
| CN107365572A (zh) | 一种低渗裂缝油藏深部双段塞调剖剂及其使用方法 | |
| CN107365577A (zh) | 一种反韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107345132A (zh) | 一种复合韵律油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法 | |
| CN113136185A (zh) | 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶 | |
| 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 | |
| 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 | |
| CN107384344A (zh) | 一种反韵律油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107384348A (zh) | 一种复合韵律油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107418538A (zh) | 一种反韵律油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107338031A (zh) | 一种复合韵律油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107418537A (zh) | 一种反韵律油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107384350A (zh) | 一种正韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法 | |
| 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 | |
| CN107236526A (zh) | 一种正韵律油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107288592A (zh) | 一种复合韵律油藏双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
| CN107345131A (zh) | 一种正韵律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: 20171121 |