CN110159237A - 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 - Google Patents
一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110159237A CN110159237A CN201910497614.8A CN201910497614A CN110159237A CN 110159237 A CN110159237 A CN 110159237A CN 201910497614 A CN201910497614 A CN 201910497614A CN 110159237 A CN110159237 A CN 110159237A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- steam
- oil reservoir
- invasion
- 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.)
- Granted
Links
- 230000009545 invasion Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 230000005465 channeling Effects 0.000 title claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 24
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 17
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 95
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 91
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 48
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 47
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 51
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 51
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 34
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 31
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 25
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 12
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 11
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 10
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 6
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 claims description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 claims description 3
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 claims description 3
- 239000001648 tannin Substances 0.000 claims description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 2
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 2
- 238000004513 sizing Methods 0.000 claims description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 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
- 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
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
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)
- Earth Drilling (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
本发明属于油气田开发的技术领域，具体的涉及一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法。该种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，包括以下步骤：(1)选择油藏；(2)布吞吐井；(3)蒸汽吞吐开发；(4)整体调堵。该方法采取整体调堵技术，通过油藏内不同位置处的井排分别注入高强度氮气泡沫体系和氮气泡沫体系，在距离边底水不同位置均形成有效封堵墙，减缓水侵和汽窜。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发的技术领域，具体的涉及一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法。
背景技术
稠油是指油层条件下原油粘度大于50mPa·s或在油层温度下脱气原油粘度大于100mPa·s，相对密度大于0.92的原油。中国稠油预测资源量约198×108t。随着常规稀油油藏勘探开发难度的增大，进一步提高稠油产量是维持我国产油量稳定，维护国家能源安全的重要保障。
目前蒸汽吞吐产量占稠油产量70％以上，但是对于含有边底水的稠油油藏，随着蒸汽吞吐轮次的增加，稠油油藏内地层能量逐渐下降，在没有外来能量补充的情况下，吞吐井井底会产生压力亏空，边底水在压差作用下侵入油层内部，从而造成油层内水淹，含水率迅速上升，影响开发效果；同时在油层内部，随着吞吐轮次的增加，吞吐井之间产生蒸汽窜流通道，也会影响蒸汽吞吐开发效果。因此边底水稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后，水侵和汽窜严重，蒸汽吞吐效果变差。
发明内容
本发明的目的在于针对上述存在的问题而提供一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法。该方法采取整体调堵技术，通过油藏内不同位置处的井排分别注入高强度氮气泡沫体系和氮气泡沫体系，在距离边底水不同位置均形成有效封堵墙，减缓水侵和汽窜。
本发明的技术方案为：一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，包括以下步骤：
(1)选择油藏：按照以下条件进行粗筛选适用的油藏：油藏为边底水稠油油藏，50℃下地面脱气原油粘度＜100000mPa·s，油藏埋深＜1000m，有效厚度大于5m，初始含油饱和度＞0.5，渗透率＞200mD，水体体积与油层体积比小于500；
(2)布吞吐井：按照排状布井方式在油层内钻吞吐井；吞吐井为直井或水平井；根据油藏面积确定井排数目，油层内至少设置3列吞吐井排，相邻两列井排的间距为100～150m，每列井排内相邻两个吞吐井的间距为100～150m；靠近水体的一列井排为一线井排，然后依次为二线井排、三线井排，以此类推，其中一线井排与水体的距离大于150m；
(3)蒸汽吞吐开发：首先开始第一周期蒸汽吞吐，其中一线井排注入蒸汽量为1000～1200t，二线井排注入蒸汽量为1500～1800t，三线井排注入蒸汽量为2000～2200t；蒸汽注入后，焖井3～5天，焖井结束后开井生产，一线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比小于5；二线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比小于10；三线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比小于20；下一周期的吞吐参数与第一周期一致；
(4)整体调堵：随着吞吐轮次的增加，地层压力逐渐降低，发生水侵与汽窜，采取氮气泡沫整体调堵技术，具体操作如下：
①在一线井排含水率超过90％后，对一线井排注蒸汽阶段同时注入高强度氮气泡沫体系，一线井排降低周期蒸汽注入量至800～1000t，氮气随蒸汽全程注入，注入量根据井下形成的泡沫气液比为2:1计算；然后焖井3～5天后采油；
②二线井排注蒸汽的同时注入氮气泡沫体系，起泡剂的浓度为0.5％；二线井排蒸汽注入量为1500～1800t，氮气随蒸汽全程注入，氮气注入量根据井下形成的泡沫气液比为3:1计算；注蒸汽结束后，提高焖井时间至5～6天，然后开井生产；
③三线井排注蒸汽的同时注入氮气泡沫体系，起泡剂的浓度为0.5％；三线井排蒸汽注入量为1500～2500t，氮气随蒸汽全程注入，氮气注入量根据井下形成的泡沫气液比为4:1计算；注蒸汽结束后，提高焖井时间至6～8天，然后开井生产。
所述步骤(4)中高强度氮气泡沫体系选用固相颗粒强化泡沫体系或耐高温凝胶泡沫体系。
所述固相颗粒强化泡沫体系中固相颗粒浓度为0.5～1％，起泡剂浓度为0.5％。
所述固相颗粒强化泡沫体系中固相颗粒选用粉煤灰、粘土颗粒或纳米颗粒。
所述耐高温凝胶泡沫体系包括先向地层内注入的耐高温凝胶堵剂和蒸汽吞吐时同时注入的氮气泡沫。
所述耐高温凝胶堵剂选用栲胶或温敏凝胶。
所述耐高温凝胶堵剂的注入量为30～50t。
所述耐高温凝胶泡沫体系中起泡剂浓度为0.5％。
本发明的有益效果为：本发明提供了一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，随着吞吐轮次的增加，地层压力逐渐降低，会发生水侵与汽窜，该方法采取整体调堵技术，通过油藏内不同位置处的井排分别注入高强度氮气泡沫体系和氮气泡沫体系，在距离边底水不同位置均形成有效封堵墙，减缓水侵和汽窜，使得含水率降低10～15％，油汽比增加0.2～0.5％，从而整体性地改善边底水稠油油藏多轮次蒸汽吞吐的开发效果。
为了实现整体调堵，在油层内至少布置3列吞吐井排，并对井排的距离进行了设计，其中一线井排与水体的距离大于150m，如果距离小于150m，一线井排蒸汽吞吐开发很容易与边底水沟通，造成水体的迅速侵入，影响开发效果。相邻两列井排的间距为100～150m，每列井排内相邻两个吞吐井的间距为100～150m。三种类型井排距离边底水的距离不同，可以依次开展不同类型的技术，从而达到缓解水侵和汽窜的作用。
所述方法中对于注入的蒸汽量以及吞吐井产出液量与注入蒸汽冷水之间的关系也进行了设计，一线井排距离水体较近，注入蒸汽量过大会连通水体，二线井排和三线井排距离水体逐渐变远，蒸汽注入量逐渐增大。一线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比要小于5，否则如果一线井排的生产时间长，产出液量太大的话，会造成水体快速侵入；二线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比要小于10，否则如果二线井排的生产时间长，产出液量太大的话，也会造成水体快速侵入。三线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比要小于20，否则如果三线井排的生产时间长，产出液量太大的话，也会造成水体快速侵入，下周期吞吐参数与第一周期一致。
附图说明
图1为本发明具体实施方式中吞吐井的排布示意图。
图2为本发明具体实施方式中产生水侵与汽窜的示意图。
图3为本发明具体实施方式中整体调堵的示意图。
具体实施方式
下面通过实施例对本发明进行详细说明。
实施例1
所述整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，包括以下步骤：
(1)选择油藏：某区块为边底水稠油油藏，含油面积6.0km2，50℃下地面脱气原油粘度3983mPa·s，油藏埋深940m，有效厚度7m，初始含油饱和度0.65，渗透率2520mD，水体体积与油层体积比350；
(2)布吞吐井：按照排状布井方式在油层内钻吞吐井；吞吐井为水平井；根据油藏面积确定井排数目，油层内设置3列吞吐井排，如图1所示，距离水体最近的井排为一线井排(#1、#2、#3)，距离水体稍远的井排为二线井排(#4、#5、#6)，距离水体最远的井排为三线井排(#7、#8、#9)，其中一线井排与水体的距离为200m；相邻两列井排的间距为150m，每列井排内相邻两个吞吐井的间距为150m。
(3)蒸汽吞吐开发：首先开始第一周期蒸汽吞吐，其中一线井排注入蒸汽量为1200t，二线井排注入蒸汽量为1800t，三线井排注入蒸汽量为2000t；蒸汽注入后，焖井3天，焖井结束后开井生产，一线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比为4.5时关井，即一线井排产出液量为5400m3；二线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比为8时关井，即二线井排产出液量为14400m3。三线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比为15时关井，即三线井排产出液量为30000m3，然后进行下一周期蒸汽吞吐，周期吞吐参数与第一周期一致。当采油油量低于1吨/天后关井，然后进行下一周期蒸汽吞吐，下一周期的吞吐参数与第一周期一致。
(4)整体调堵：如图2所示，随着吞吐轮次的增加，地层压力逐渐降低，发生水侵与汽窜，高压的边底水体便会侵入到油层内部，距离水体最近的一线井排(#1、#2、#3)注入的蒸汽很容易与边底水连通形成水侵通道，这会导致一线井含水率迅速上升。距离边底水距离次之的二线井排(#4、#5、#6)也会受到水体侵入的影响，表现出含水率的提高。在边底水的能量补充下，一线井排和二线井排的地层压力并没有明显降低，离边底水最远的三线井排(#7、#8、#9)，由于距离水体较远，因此含水率上升较慢，但由于没有水体能量的补充，三线井排井底压力下降较快，加之地层非均质性的影响，三线井排注入的蒸汽很容易产生汽窜，#8井与#7、#9井都产生了汽窜，注入蒸汽在地层内大量窜流，影响开发效果，因此水侵和汽窜会极大地影响边底水油藏多轮次蒸汽吞吐开发。
所述方法采取整体调堵技术，具体操作如下：
①在一线井排(#1、#2、#3)吞吐2周期后，含水率由初期的35％上升至92％，此时水体已经完全侵入一线井内，一线井排第3周期蒸汽吞吐注蒸汽阶段同时注入耐高温凝胶泡沫体系，所述耐高温凝胶泡沫体系包括先向地层内注入的耐高温凝胶堵剂和蒸汽吞吐时同时注入的氮气泡沫。所述耐高温凝胶堵剂选用栲胶。耐高温凝胶堵剂的注入量为30t，然后注蒸汽的同时注入氮气泡沫，起泡剂的浓度为0.5％。一线井排降低周期蒸汽注入量至800t，氮气随蒸汽全程注入，注入量根据井下形成的泡沫气液比为2:1计算，计算得到氮气注入量为96000m3；然后焖井5天后采油；一线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比为5时关井，即一线井产出液量为4000m3。注入的高强度氮气泡沫体系会在一线井排内形成高强度封堵墙，高强度封堵墙会明显减缓水体侵入速度，同时减少蒸汽注入量可以防止蒸汽与边底水再次连通形成水侵通道，如图3所示。
②二线井排(#4、#5、#6)吞吐2周期后，含水率由初期21％上升至75％，二线井排也已受到边底水侵入的影响。二线井排第3周期在注蒸汽的同时注入氮气泡沫体系，起泡剂的浓度为0.5％；二线井排蒸汽注入量为1600t，氮气随蒸汽全程注入，氮气注入量根据井下形成的泡沫气液比为3:1计算，氮气注入量为288000m3。氮气注入量提高，可以起到地层能量，延缓边底水侵入的作用；注蒸汽结束后，提高焖井时间至6天，延长焖井时间有利于氮气向地层深部的运移，增加氮气弹性驱油能量。然后开井生产；二线井产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比为8时关井，即二线井产出液量为12800m3。注入的氮气泡沫会在二线井排内形成低强度封堵墙，低强度封堵墙会进一步减缓水体侵入速度，如图3所示。
③三线井排(#7、#8、#9)由于距离边底水较远，水侵影响较小，含水率低于60％，但是三线井由于地层压力下降较快，很容易产生蒸汽汽窜。注蒸汽的同时注入氮气泡沫体系，起泡剂的浓度为0.5％；三线井排蒸汽注入量为2500t，氮气随蒸汽全程注入，氮气注入量根据井下形成的泡沫气液比为4:1计算，氮气注入量为600000m3；注蒸汽结束后，提高焖井时间至8天，延长焖井时间有利于氮气向地层深部的运移，然后开井生产。三线井产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比为10时关井，即三线井产出液量为25000m3。
通过整体调堵技术，平均日产油上升27t/d，平均含水率下降10.2％，周期油汽比上升0.08，取得了很好的控制水侵和汽窜效果。
对比例1
随着吞吐轮次的增加，地层压力逐渐降低，发生水侵与汽窜，高压的边底水体便会侵入到油层内部，距离水体最近的一线井排(#1、#2、#3)注入的蒸汽很容易与边底水连通形成水侵通道，这会导致一线井含水率迅速上升。一线井排(#1、#2、#3)吞吐2周期后，平均含水率由初期的35％上升至92％，此时水体已经完全侵入一线井内，二线井排(#4、#5、#6)吞吐2周期后，平均含水率由初期21％上升至75％，二线井排也已受到边底水侵入的影响。其他步骤与实施例相同，不同的是该对比例采用对该区块水侵和汽窜严重的井实施局部调堵，具体如下：一线井排中的#2井含水率高达94％，对该井实施了氮气泡沫调堵，氮气注入量为50000m3，蒸汽注入量为1200t，焖井3天。但是生产后，该井含水率仍然达到92％，含水率没有降低，说明如果无法根据油藏内不同位置处的井排具体情况进行统筹布局、设定条件整体调堵，仅依靠氮气泡沫局部调堵，则无法在距离边底水不同位置均形成有效封堵墙，从而无法有效控制边底水侵入。
Claims (8)
1.一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，包括以下步骤：
(1)选择油藏：按照以下条件进行粗筛选适用的油藏：油藏为边底水稠油油藏，50℃下地面脱气原油粘度＜100000mPa·s，油藏埋深＜1000m，有效厚度大于5m，初始含油饱和度＞0.5，渗透率＞200mD，水体体积与油层体积比小于500；
(2)布吞吐井：按照排状布井方式在油层内钻吞吐井；吞吐井为直井或水平井；根据油藏面积确定井排数目，油层内至少设置3列吞吐井排，相邻两列井排的间距为100～150m，每列井排内相邻两个吞吐井的间距为100～150m；靠近水体的一列井排为一线井排，然后依次为二线井排、三线井排，以此类推，其中一线井排与水体的距离大于150m；
(3)蒸汽吞吐开发：首先开始第一周期蒸汽吞吐，其中一线井排注入蒸汽量为1000～1200t，二线井排注入蒸汽量为1500～1800t，三线井排注入蒸汽量为2000～2200t；蒸汽注入后，焖井3～5天，焖井结束后开井生产；一线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比小于5；二线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比小于10；三线井排产出液量与注入蒸汽冷水当量体积比小于20；下一周期的吞吐参数与第一周期一致；
(4)整体调堵：随着吞吐轮次的增加，地层压力逐渐降低，发生水侵与汽窜，采取整体调堵技术，具体操作如下：
①在一线井排含水率超过90％后，对一线井排注蒸汽阶段同时注入高强度氮气泡沫体系，一线井排降低周期蒸汽注入量至800～1000t，氮气随蒸汽全程注入，注入量根据井下形成的泡沫气液比为2:1计算；然后焖井3～5天后采油；
②二线井排注蒸汽的同时注入氮气泡沫体系，起泡剂的浓度为0.5％；二线井排蒸汽注入量为1500～1800t，氮气随蒸汽全程注入，氮气注入量根据井下形成的泡沫气液比为3:1计算；注蒸汽结束后，提高焖井时间至5～6天，然后开井生产；
③三线井排注蒸汽的同时注入氮气泡沫体系，起泡剂的浓度为0.5％；三线井排蒸汽注入量为1500～2500t，氮气随蒸汽全程注入，氮气注入量根据井下形成的泡沫气液比为4:1计算；注蒸汽结束后，提高焖井时间至6～8天，然后开井生产。
2.根据权利要求1所述整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，其特征在于，所述步骤(4)中高强度氮气泡沫体系选用固相颗粒强化泡沫体系或耐高温凝胶泡沫体系。
3.根据权利要求2所述整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，其特征在于，所述固相颗粒强化泡沫体系中固相颗粒浓度为0.5～1％，起泡剂浓度为0.5％。
4.根据权利要求3所述整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，其特征在于，所述固相颗粒强化泡沫体系中固相颗粒选用粉煤灰、粘土颗粒或纳米颗粒。
5.根据权利要求2所述整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，其特征在于，所述耐高温凝胶泡沫体系包括先向地层内注入的耐高温凝胶堵剂和蒸汽吞吐时同时注入的氮气泡沫。
6.根据权利要求5所述整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，其特征在于，所述耐高温凝胶堵剂选用栲胶或温敏凝胶。
7.根据权利要求5所述整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，其特征在于，所述耐高温凝胶堵剂的注入量为30～50t。
8.根据权利要求5所述整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，其特征在于，所述耐高温凝胶泡沫体系中起泡剂浓度为0.5％。
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910497614.8A CN110159237B (zh) | 2019-06-10 | 2019-06-10 | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
| PCT/CN2020/088123 WO2020248740A1 (zh) | 2019-06-10 | 2020-04-30 | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
| US17/596,156 US11719081B2 (en) | 2019-06-10 | 2020-04-30 | Method for integral profile control and plugging of water encroachment and steam channeling of heavy oil reservoir with edge and bottom water |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910497614.8A CN110159237B (zh) | 2019-06-10 | 2019-06-10 | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110159237A true CN110159237A (zh) | 2019-08-23 |
| CN110159237B CN110159237B (zh) | 2020-05-15 |
Family
ID=67628131
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910497614.8A Active CN110159237B (zh) | 2019-06-10 | 2019-06-10 | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11719081B2 (zh) |
| CN (1) | CN110159237B (zh) |
| WO (1) | WO2020248740A1 (zh) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020248740A1 (zh) * | 2019-06-10 | 2020-12-17 | 中国石油大学(华东) | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
| CN112499586A (zh) * | 2020-12-02 | 2021-03-16 | 西南石油大学 | 一种水侵气藏地层加热实现蒸汽重整制氢的方法 |
| CN112824648A (zh) * | 2019-11-21 | 2021-05-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 蒸汽驱开采方法 |
| CN113236203A (zh) * | 2021-07-09 | 2021-08-10 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法 |
| CN113803037A (zh) * | 2020-06-12 | 2021-12-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 深层低渗稠油流度调控驱替开发方法 |
| CN114427377A (zh) * | 2020-10-14 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法 |
| CN114427428A (zh) * | 2020-10-14 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 底水稠油油藏稳压控水提高采收率方法 |
| CN115419386A (zh) * | 2022-09-15 | 2022-12-02 | 西南石油大学 | 一种通过注空气低温氧化结焦抑制水侵的方法 |
| CN114427377B (zh) * | 2020-10-14 | 2024-05-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法 |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115111519B (zh) * | 2021-03-23 | 2024-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 适用于吞吐开发方式的全井筒储气装置及其使用方法 |
| CN116104460B (zh) * | 2023-03-02 | 2023-07-28 | 东北石油大学 | 一种组合调驱技术用量设计方法 |
| CN116927734B (zh) * | 2023-09-19 | 2023-12-15 | 新疆新易通石油科技有限公司 | 一种提升油藏微生物冷位开采效率的方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1601052A (zh) * | 2003-09-27 | 2005-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多井整体吞吐开采稠油的方法 |
| CN101016835A (zh) * | 2007-02-28 | 2007-08-15 | 中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂 | 热采井注蒸汽氮气泡沫调剖工艺方法 |
| CN103030916A (zh) * | 2012-11-23 | 2013-04-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种凝胶组合物及含其的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂 |
| CA2839070A1 (en) * | 2014-01-14 | 2015-07-14 | Husky Oil Operations Limited | Thermal hydrocarbon recovery method with non-condensable gas injection |
| CN106437650A (zh) * | 2015-08-05 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种泡沫剂辅助蒸汽驱提高强边水稠油油藏采收率的方法 |
| US20170051194A1 (en) * | 2015-08-18 | 2017-02-23 | Ecolab Usa Inc. | Fluoro-inorganics for acidification or neutralization of water systems |
| CN106761627A (zh) * | 2016-12-13 | 2017-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法 |
| CN107288599A (zh) * | 2016-03-30 | 2017-10-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 治理蒸汽吞吐汽窜的堵调方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5042583A (en) * | 1988-12-30 | 1991-08-27 | Chevron Research And Technology Company | Steam foam drive method for enhanced oil recovery |
| US9429004B2 (en) * | 2006-06-19 | 2016-08-30 | Joseph A. Affholter | In situ retorting and refining of hygrocarbons |
| US7909094B2 (en) * | 2007-07-06 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oscillating fluid flow in a wellbore |
| US20170137704A1 (en) * | 2013-08-19 | 2017-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and Methods for Stimulating Reservoirs Using Fluids Containing Nano/Micro Heat Transfer Elements |
| WO2016033259A1 (en) * | 2014-08-26 | 2016-03-03 | Ecolab Usa Inc. | Fluro-inorganics for inhibiting or removing silica or metal silicate deposits |
| CN107435535B (zh) * | 2016-05-26 | 2019-10-11 | 中国石油大学(北京) | 一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法 |
| CN106968654B (zh) * | 2017-04-10 | 2019-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油油井的调剖抑窜方法 |
| CN110159237B (zh) * | 2019-06-10 | 2020-05-15 | 中国石油大学(华东) | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
| US20200400001A1 (en) * | 2019-06-24 | 2020-12-24 | Kenneth Kibodeaux | Method for treating hydraulically-fractured wells in shales |
-
2019
- 2019-06-10 CN CN201910497614.8A patent/CN110159237B/zh active Active
-
2020
- 2020-04-30 WO PCT/CN2020/088123 patent/WO2020248740A1/zh active Application Filing
- 2020-04-30 US US17/596,156 patent/US11719081B2/en active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1601052A (zh) * | 2003-09-27 | 2005-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多井整体吞吐开采稠油的方法 |
| CN101016835A (zh) * | 2007-02-28 | 2007-08-15 | 中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂 | 热采井注蒸汽氮气泡沫调剖工艺方法 |
| CN103030916A (zh) * | 2012-11-23 | 2013-04-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种凝胶组合物及含其的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂 |
| CA2839070A1 (en) * | 2014-01-14 | 2015-07-14 | Husky Oil Operations Limited | Thermal hydrocarbon recovery method with non-condensable gas injection |
| CN106437650A (zh) * | 2015-08-05 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种泡沫剂辅助蒸汽驱提高强边水稠油油藏采收率的方法 |
| US20170051194A1 (en) * | 2015-08-18 | 2017-02-23 | Ecolab Usa Inc. | Fluoro-inorganics for acidification or neutralization of water systems |
| CN107288599A (zh) * | 2016-03-30 | 2017-10-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 治理蒸汽吞吐汽窜的堵调方法 |
| CN106761627A (zh) * | 2016-12-13 | 2017-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法 |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020248740A1 (zh) * | 2019-06-10 | 2020-12-17 | 中国石油大学(华东) | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
| CN112824648A (zh) * | 2019-11-21 | 2021-05-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 蒸汽驱开采方法 |
| CN113803037A (zh) * | 2020-06-12 | 2021-12-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 深层低渗稠油流度调控驱替开发方法 |
| CN113803037B (zh) * | 2020-06-12 | 2023-03-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 深层低渗稠油流度调控驱替开发方法 |
| CN114427377A (zh) * | 2020-10-14 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法 |
| CN114427428A (zh) * | 2020-10-14 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 底水稠油油藏稳压控水提高采收率方法 |
| CN114427377B (zh) * | 2020-10-14 | 2024-05-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法 |
| CN112499586A (zh) * | 2020-12-02 | 2021-03-16 | 西南石油大学 | 一种水侵气藏地层加热实现蒸汽重整制氢的方法 |
| CN112499586B (zh) * | 2020-12-02 | 2021-11-23 | 西南石油大学 | 一种水侵气藏地层加热实现蒸汽重整制氢的方法 |
| CN113236203A (zh) * | 2021-07-09 | 2021-08-10 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩有水气藏的水侵动态配产方法 |
| CN115419386A (zh) * | 2022-09-15 | 2022-12-02 | 西南石油大学 | 一种通过注空气低温氧化结焦抑制水侵的方法 |
| CN115419386B (zh) * | 2022-09-15 | 2023-06-13 | 西南石油大学 | 一种通过注空气低温氧化结焦抑制水侵的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US11719081B2 (en) | 2023-08-08 |
| WO2020248740A1 (zh) | 2020-12-17 |
| CN110159237B (zh) | 2020-05-15 |
| US20220316305A1 (en) | 2022-10-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110159237A (zh) | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 | |
| CN108708693B (zh) | 一种封闭断块油藏氮气复合吞吐方法 | |
| CN106150466B (zh) | 凝胶泡沫抑制底水锥进的稠油热采方法 | |
| Jing et al. | Mechanism simulation of oil displacement by imbibition in fractured reservoirs | |
| CN103046910B (zh) | 特高含水期油藏水驱开发方法 | |
| CN102322249B (zh) | 一种提高隔夹层发育深层稠油油藏采收率的方法 | |
| CN103174403B (zh) | 厚层含隔夹层普通稠油油藏的重力与蒸汽驱联合开采方法 | |
| CN106437674A (zh) | 仿水平井注水开发井网适配方法 | |
| CN105422068A (zh) | 水平井分段体积压裂和压裂充填组合开发稠油油藏的方法 | |
| CN1831294B (zh) | 注氮气泡沫控水增油方法 | |
| CN104141481A (zh) | 一种超低渗透致密油藏水平井布井方法 | |
| CN102518415B (zh) | 一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法 | |
| CN108708699B (zh) | 一种强化sagd蒸汽腔突破低物性储层的超稠油开发方法 | |
| CN109958426A (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法 | |
| Jiyong et al. | Optimization of horizontal well injection-production parameters for ultra-low permeable–tight oil production: a case from Changqing Oilfield, Ordos Basin, NW China | |
| CN107237618A (zh) | 一种底水砂岩气藏增产控水的方法 | |
| CN109113700A (zh) | 一种稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法 | |
| CN106545324A (zh) | 一种用于压开页岩气多个水平层理缝的方法 | |
| CN105822284A (zh) | 三角形水平井井网布井方法 | |
| NO842774L (no) | Fremgangsmaate for aa frakturere en underjordisk formasjon | |
| CN106869888B (zh) | 改善低渗透油藏水驱效果的方法 | |
| CN110318719A (zh) | 一种正韵律厚油层的双向驱替方法 | |
| CN109025894A (zh) | 一种稠油热采水平井汽窜封堵方法 | |
| US4733726A (en) | Method of improving the areal sweep efficiency of a steam flood oil recovery process | |
| Fangxiang | Discussions on tridimensional reservoir development models |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |