CN108546550A - 缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法 - Google Patents

缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法 Download PDF

Info

Publication number
CN108546550A
CN108546550A CN201810310422.7A CN201810310422A CN108546550A CN 108546550 A CN108546550 A CN 108546550A CN 201810310422 A CN201810310422 A CN 201810310422A CN 108546550 A CN108546550 A CN 108546550A
Authority
CN
China
Prior art keywords
hole type
fracture hole
water drive
type water
tune stream
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.)
Pending
Application number
CN201810310422.7A
Other languages
English (en)
Inventor
王雷
钱真
焦保雷
李子甲
杨祖国
吴文明
常公喜
甄恩龙
马剡
王磊磊
杨映达
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Chemical Corp
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201810310422.7A priority Critical patent/CN108546550A/zh
Publication of CN108546550A publication Critical patent/CN108546550A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

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
    • C09K8/50—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
    • 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
    • C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)

Abstract

本发明涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法，其中按重量百分比计，所述缝洞型水驱柔性调流颗粒包括N‑乙烯基吡咯烷酮10％‑40％、丙烯酰胺20％‑50％、N，N‑二甲叉双丙烯酰胺0.1％‑1％、甲醛合次硫酸氢钠0.1％‑1％、过硫酸铵0.1％‑0.5％、粘土1％‑5％及余量的水。本发明的缝洞型水驱柔性调流颗粒具有成本低、性能好、稳定周期长、强度可调，能够有效解决治理缝洞型油藏表层风化壳储层水窜问题的优点。

Description

缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法。
背景技术
塔河油田4区奥陶系中-下统鹰山组灰岩储层储集体空间主要为溶洞、溶孔和裂缝，储渗空间形态多样、大小悬殊、分布不均，非均质性极强。溶洞储层的厚度为454.52m；平均溶洞高度为10m。溶孔多以孤立分散状形态广泛分布于碳酸盐岩储集层中塔河四区主要有效缝类型为后期构造缝及溶蚀缝，是区内次要的油气储集空间。裂缝对油气储集贡献较小，但对油气在储集体的连通和流动具有一定作用。地层压力45-60MPa，温度120-140℃，地层水总矿化度16-22×104mg/L，油藏条件苛刻。
前期受效的25个注采井组，有15个井组注入水已经突破，目前含水达90％以上，因此，开展了缝洞型油藏水驱流道调整技术。由于储层复杂目前市面药剂无法满足要求，攻关了耐温、耐盐柔性调流颗粒，通过改变注水量，实现药剂动态调流的目的，解决了4区主体区块剩余油无法有效动用的难题。
目前国内外对缝洞型油藏水驱失效井治理处在探索阶段，相关药剂耐温抗盐性差，针对缝洞型油藏水驱治理配套药剂研究尚未成熟。
现有的柔性颗粒存在以下问题：
(1)耐热性差、不抗盐，在地层温度120℃、矿化度20×104mg/L无法保持一个月的稳定性；
(2)强度大，无法调节，造成孔道堵塞。
发明内容
为了克服现有技术的缺陷，本发明提供了一种成本低、性能好、稳定周期长，强度可调，可以解决治理缝洞型油藏表层风化壳储层水窜问题的缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法。
具体地，本发明提供了一种缝洞型水驱柔性调流颗粒，按重量百分比计，包括N-乙烯基吡咯烷酮10％-40％、丙烯酰胺20％-50％、N，N-二甲叉双丙烯酰胺0.1％-1％、甲醛合次硫酸氢钠0.1％-1％、过硫酸铵0.1％-0.5％、粘土1％-5％及余量的水。
上述缝洞型水驱柔性调流颗粒，按重量百分比计，包括N-乙烯基吡咯烷酮20％-30％、丙烯酰胺40％-50％、N，N-二甲叉双丙烯酰胺0.4％-0.6％、甲醛合次硫酸氢钠0.3％-0.6％、过硫酸铵0.2％-0.4％、粘土3％-5％及余量的水。
上述缝洞型水驱柔性调流颗粒，按重量百分比计，包括N-乙烯基吡咯烷酮26％、丙烯酰胺45％、N，N-二甲叉双丙烯酰胺0.5％、甲醛合次硫酸氢钠0.45％、过硫酸铵0.3％、粘土4％及水23.75％。
上述缝洞型水驱柔性调流颗粒，所述水为矿化度低于1000mg/L的清水。
上述的缝洞型水驱柔性调流颗粒，所述粘土包括高岭土、膨润土和活性白土中的任意一种或多种。
上述的缝洞型水驱柔性调流颗粒，所述缝洞型水驱柔性调流颗粒的粒径为2mm-5mm。
上述的缝洞型水驱柔性调流颗粒，所述缝洞型水驱柔性调流颗粒的凝胶强度为I级或H级。
根据本发明的另一方面，本发明提供了一种缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，包括以下步骤：
(1)将清水与粘土搅拌均匀后，加入N-乙烯基吡咯烷酮和丙烯酰胺并搅拌均匀，静置；
(2)加入N，N-二甲叉双丙烯酰胺溶液，搅拌均匀后，再加入甲醛合次硫酸氢钠和过硫酸铵溶液，搅拌；
(3)通入氮气，加热，造粒得到上述缝洞型水驱柔性调流颗粒。
上述的缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，步骤(1)中所述静置的时长为3小时。
上述的缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，步骤(3)中所述氮气的通入时长为35分钟。
上述的缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，其特征在于，步骤(3)中所述加热的温度为50-60℃，加热的时长为3小时。
上述的缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，步骤(3)中所述造粒使用的工具为胶体磨，所述缝洞型水驱柔性调流颗粒的粒径为2-5mm。
本发明的技术方案具有以下有益效果：
(1)本发明的缝洞型水驱柔性调流颗粒在温度120℃、矿化度20×104mg/L条件下保持柔性，能够被压缩变形，其在孔道中随着注水压力的改变运移，能够有效治理缝洞型油藏表层风化壳储层水窜问题；
(2)在温度120℃、矿化度20×104mg/L条件下稳定时间达半年，脱水率只有10％；
(3)强度可调，可以满足通过不同孔径的通道。
综上所述，本发明提供的缝洞型水驱柔性调流颗粒具有成本低、性能好、稳定周期长、强度可调，能够有效解决治理缝洞型油藏表层风化壳储层水窜问题的优点。
具体实施方式
为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。下述名词术语除非另有说明，否则均具有本领域技术人员通常理解的含义。
根据本发明的一个方面，本发明提供了一种缝洞型水驱柔性调流颗粒，按重量百分比计，包括N-乙烯基吡咯烷酮10％-40％、丙烯酰胺20％-50％、N，N-二甲叉双丙烯酰胺0.1％-1％、甲醛合次硫酸氢钠0.1％-1％、过硫酸铵0.1％-0.5％、粘土1％-5％及余量的水。
在一个优选的实施例中，本发明提供的一种缝洞型水驱柔性调流颗粒按重量百分比计，包括N-乙烯基吡咯烷酮20％-30％、丙烯酰胺40％-50％、N，N-二甲叉双丙烯酰胺0.4％-0.6％、甲醛合次硫酸氢钠0.3％-0.6％、过硫酸铵0.2％-0.4％、粘土1％-5％及余量的水。
在一个最优选的实施例中，本发明提供的一种缝洞型水驱柔性调流颗粒按重量百分比计，包括N-乙烯基吡咯烷酮26％、丙烯酰胺45％、N，N-二甲叉双丙烯酰胺0.5％、甲醛合次硫酸氢钠0.45％、过硫酸铵0.3％、粘土4％及水23.75％。
其中，N-乙烯基吡咯烷酮与丙烯酰胺为单体，甲醛合次硫酸氢钠与过硫酸铵为引发剂，N，N-二甲叉双丙烯酰胺为交联剂。
其中，N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酰胺、N，N-二甲叉双丙烯酰胺、甲醛合次硫酸氢钠、过硫酸铵属于纯化学药剂，均为市售产品。
其中，所述水为矿化度低于1000mg/L的清水，当水的矿化度高于1000mg/L时，缝洞型水驱柔性调流颗粒成胶强度下降，严重时会造成无法成胶
其中，所述粘土包括高岭土、膨润土或活性白土中的任意一种或多种。
其中，所述缝洞型水驱柔性调流颗粒的粒径为2mm-5mm。
其中，所述缝洞型水驱柔性调流颗粒的凝胶强度为I级或H级。
根据本发明的另一个方面，本发明提供了一种缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，包括以下步骤：
(1)将清水与粘土搅拌均匀后，加入N-乙烯基吡咯烷酮和丙烯酰胺并搅拌均匀，静置；
在一种优选的实施例中，步骤(1)为：在搅拌罐中加入粘土溶液以及清水，搅拌直至溶液分散稳定，再加入N-乙烯基吡咯烷酮和丙烯酰胺均匀搅拌，将上述溶液静置3小时；
将上述溶液静置3小时是为了更好地成胶。
上述清水的矿化度低于1000mg/L，所述清水可以为自来水。
(2)加入N，N-二甲叉双丙烯酰胺溶液，搅拌均匀后，再加入甲醛合次硫酸氢钠和过硫酸铵溶液；
其中，N，N-二甲叉双丙烯酰胺溶液与甲醛合次硫酸氢钠和过硫酸铵溶液是提前配制好的。
在步骤(1)的混合物中，以溶液的形式加入N，N-二甲叉双丙烯酰胺、甲醛合次硫酸氢钠和过硫酸铵可以避免因浓度不同造成的缝洞型水驱柔性调流颗粒质量不稳定的缺陷。
(3)通入氮气，加热，造粒得到上述缝洞型水驱柔性调流颗粒。
其中，本发明通过胶体磨对步骤(3)加热后获得的混合物进行剪切，将其做成粒径为2-5mm的缝洞型水驱柔性调流颗粒。
在一个优选的实施例中，氮气持续通入35min，同时将温度控制在45-60℃，维持加热3小时，然后经胶体磨造粒，最终得到本发明的缝洞型水驱柔性调流颗粒。
其中，充入氮气可以隔绝氧气使各组分更好的成胶，加热能够提供反应的能量。
实施例
下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件。下列实施例中使用的原料均为常规市购获得。
实施例1
在清水中加入4重量份的钠质膨润土搅拌均匀后加入20重量份的N-乙烯基吡咯烷酮和40重量份的丙烯酰胺并搅拌均匀，静置；加入溶有0.5重量份的N，N-二甲叉双丙烯酰胺的溶液，搅拌均匀后，再将溶有0.5重量份的甲醛合次硫酸氢钠和0.3重量份的过硫酸铵的溶液加入到混合物中，搅拌；通入氮气35min，加热至50℃，3小时后通过胶体磨对其进行剪切得到粒径为2-5mm的缝洞型水驱柔性调流颗粒，其中，所使用的清水的总含量为34.7重量份。
实施例2-7
按照与实施例1相同的步骤制备缝洞型水驱柔性调流颗粒，其中各实施例技术参数如下表所示。
表1实施例2-7技术参数汇总
理化性能测试
为了检验上述实施例制备的柔性调流颗粒性能，发明人在温度120℃、矿化度20×104mg/L条件下对其稳定性分别进行测试，结果见表2。
发明人根据凝胶强度划分标准对上述柔性调流颗粒的强度进行划分，结果见表2。
表2实施例1-7制备的缝洞型水驱柔性调流颗粒性能测试结果
实施例 粒径 强度 稳定时间 脱水率
实施例1 2-5mm I 180天 13％
实施例2 2-5mm I 187天 12％
实施例3 2-5mm I 195天 9％
实施例4 2-5mm H 188天 10％
实施例5 2-5mm H 213天 11％
实施例6 2-5mm H 235天 10％
实施例7 2-5mm H 244天 8％
通过表2的测试结果可知，本发明的缝洞型水驱柔性调流颗粒在温度120℃、矿化度20×104mg/L条件下保持柔性，能够被压缩变形，其在孔道中随着注水压力的改变运移，能够有效治理缝洞型油藏表层风化壳储层水窜问题；在温度120℃、矿化度20×104mg/L条件下稳定时间达半年，脱水率只有10％；强度可调，可以满足通过不同孔径的通道。
本发明在上文中已以优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描绘本发明，而不应理解为限制本发明的范围。应注意的是，凡是与这些实施例等效的变化与置换，均应设为涵盖于本发明的权利要求范围内。因此，本发明的保护范围应当以权利要求书中所界定的范围为准。

Claims (12)

1.一种缝洞型水驱柔性调流颗粒，其特征在于，按重量百分比计，包括N-乙烯基吡咯烷酮10％-40％、丙烯酰胺20％-50％、N，N-二甲叉双丙烯酰胺0.1％-1％、甲醛合次硫酸氢钠0.1％-1％、过硫酸铵0.1％-0.5％、粘土1％-5％及余量的水。
2.根据权利要求1所述缝洞型水驱柔性调流颗粒，其特征在于，按重量百分比计，包括N-乙烯基吡咯烷酮20％-30％、丙烯酰胺40％-50％、N，N-二甲叉双丙烯酰胺0.4％-0.6％、甲醛合次硫酸氢钠0.3％-0.6％、过硫酸铵0.2％-0.4％、粘土3％-5％及余量的水。
3.根据权利要求1或2所述缝洞型水驱柔性调流颗粒，其特征在于，按重量百分比计，包括N-乙烯基吡咯烷酮26％、丙烯酰胺45％、N，N-二甲叉双丙烯酰胺0.5％、甲醛合次硫酸氢钠0.45％、过硫酸铵0.3％、粘土4％及水23.75％。
4.根据权利要求1-3任一项所述的缝洞型水驱柔性调流颗粒，其特征在于，所述水为矿化度低于1000mg/L的清水。
5.根据权利要求1-4任一项所述的缝洞型水驱柔性调流颗粒，其特征在于，所述粘土包括高岭土、膨润土和活性白土中的任意一种或多种。
6.根据权利要求1-5任一项所述的缝洞型水驱柔性调流颗粒，其特征在于，所述缝洞型水驱柔性调流颗粒的粒径为2mm-5mm。
7.根据权利要求1-6任一项所述的缝洞型水驱柔性调流颗粒，其特征在于，所述缝洞型水驱柔性调流颗粒的凝胶强度为I级或H级。
8.权利要求1-7任一项所述的缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)将清水与粘土搅拌均匀后，加入N-乙烯基吡咯烷酮和丙烯酰胺并搅拌均匀，静置；
(2)加入N，N-二甲叉双丙烯酰胺溶液，搅拌均匀后，再加入甲醛合次硫酸氢钠和过硫酸铵溶液，搅拌；
(3)通入氮气，加热，造粒得到上述缝洞型水驱柔性调流颗粒。
9.根据权利要求8所述的缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，其特征在于，步骤(1)中所述静置的时长为3小时。
10.根据权利要求8或9所述的缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，其特征在于，步骤(3)中所述氮气的通入时长为35分钟。
11.根据权利要求8-10任一项所述的缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，其特征在于，步骤(3)中所述加热的温度为50-60℃，加热的时长为3小时。
12.根据权利要求8-11任一项所述的缝洞型水驱柔性调流颗粒的制备方法，其特征在于，步骤(3)中所述造粒使用的工具为胶体磨，所述缝洞型水驱柔性调流颗粒的粒径为2-5mm。
CN201810310422.7A 2018-04-09 2018-04-09 缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法 Pending CN108546550A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810310422.7A CN108546550A (zh) 2018-04-09 2018-04-09 缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810310422.7A CN108546550A (zh) 2018-04-09 2018-04-09 缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN108546550A true CN108546550A (zh) 2018-09-18

Family

ID=63514375

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201810310422.7A Pending CN108546550A (zh) 2018-04-09 2018-04-09 缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN108546550A (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113309499A (zh) * 2020-02-26 2021-08-27 中国石油化工股份有限公司 一种适合不同缝洞型储集体的流道调整用剂选型方法
CN113309505A (zh) * 2020-02-26 2021-08-27 中国石油化工股份有限公司 一种风化壳岩溶油藏注水井流道调整方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105968264A (zh) * 2016-06-30 2016-09-28 中国石油天然气股份有限公司 一种阳离子水膨性预交联凝胶颗粒的制备方法
US20180002592A1 (en) * 2013-01-18 2018-01-04 Conocophillips Company Nanogels for delayed gelation
CN107652441A (zh) * 2017-09-26 2018-02-02 中国石油大学(华东) 一种SiO2增强型聚合物微球制备方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20180002592A1 (en) * 2013-01-18 2018-01-04 Conocophillips Company Nanogels for delayed gelation
CN105968264A (zh) * 2016-06-30 2016-09-28 中国石油天然气股份有限公司 一种阳离子水膨性预交联凝胶颗粒的制备方法
CN107652441A (zh) * 2017-09-26 2018-02-02 中国石油大学(华东) 一种SiO2增强型聚合物微球制备方法

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113309499A (zh) * 2020-02-26 2021-08-27 中国石油化工股份有限公司 一种适合不同缝洞型储集体的流道调整用剂选型方法
CN113309505A (zh) * 2020-02-26 2021-08-27 中国石油化工股份有限公司 一种风化壳岩溶油藏注水井流道调整方法
CN113309499B (zh) * 2020-02-26 2022-07-12 中国石油化工股份有限公司 一种适合不同缝洞型储集体的流道调整用剂选型方法
CN113309505B (zh) * 2020-02-26 2022-10-04 中国石油化工股份有限公司 一种风化壳岩溶油藏注水井流道调整方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10414969B2 (en) Colloidal nano-graphite-strengthened bulk gel system for dispersed particle gel and composition thereof
CN109777387B (zh) 一种重复压裂暂堵剂及其制备方法与应用
CN106675540A (zh) 一种抗温抗盐调剖堵水剂及制备方法
CN108546550A (zh) 缝洞型水驱柔性调流颗粒及其制备方法
CN107502325A (zh) 一种耐高温高盐调驱剂的制备方法与应用
CN109232826B (zh) 一种poss基杂化的预交联凝胶颗粒及其制备方法
EP1730384A2 (en) Clay stabilization in sub-surface formations
CN109666469A (zh) 多网络型单分散聚丙烯酰胺类聚合物凝胶微球及其制备方法
CN104927825B (zh) 耐温耐盐冻胶分散体氮气泡沫复合调驱体系及其制备方法
CN106029609A (zh) 具有改善硬度的尿素肥料
CN102617800B (zh) 一种延迟膨胀型调剖堵水剂及其应用方法
CN105176499A (zh) 一种抗高温、抗高浓度盐降滤失剂及制备方法
CN113372485A (zh) 一种油包水型纳米乳液、纳米乳液复合响应型变粘酸稠化剂及其制备方法
CN105985483A (zh) 一种包裹无机核的聚合物微粒及其制备方法和应用
CN113929801A (zh) 一种超高温度酸化压裂用稠化剂的制备方法
CN109265602A (zh) 一种驱油用抗盐聚丙烯酰胺及其制备方法
CN109294540B (zh) 一种耐高矿度的油藏深部的调剖剂及其制备方法
CN113604209A (zh) 一种在线生产的纳米复合型粘弹驱油剂
CN106833588B (zh) 一种固硫助燃高温调剖剂及其制备方法与应用
CN110317590A (zh) 适合高钙镁油藏的调驱体系及其制备方法
CN107325805A (zh) 一种纳米复合压裂液及其制备方法和应用
CN111635748A (zh) 一种具有堵水功能的粘弹性颗粒驱油剂
CN108239521A (zh) 一种钻井液用微乳凝胶及其制备方法
CN107760291A (zh) 一种弱凝胶复配粘土的调驱剂及其制备方法
CN109852367A (zh) 一种乳液降阻剂及制备方法和应用该乳液降阻剂的滑溜水

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
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20180918

RJ01 Rejection of invention patent application after publication