CN111810102A - 一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 - Google Patents
一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111810102A CN111810102A CN202010612034.1A CN202010612034A CN111810102A CN 111810102 A CN111810102 A CN 111810102A CN 202010612034 A CN202010612034 A CN 202010612034A CN 111810102 A CN111810102 A CN 111810102A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- foaming agent
- agent solution
- lock effect
- nitrogen
- 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
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 101
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 230000000694 effects Effects 0.000 title claims abstract description 28
- 230000005465 channeling Effects 0.000 title claims abstract description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 161
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 82
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 59
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 51
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 41
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 10
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 claims description 5
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 3
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 40
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010013883 Dwarfism Diseases 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
Images
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
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开了一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，主要适用于侏罗系油藏的剩余油挖潜。本发明提供的气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，以高压、大排量向地层注入氮气泡沫，近井区域快速升压，注入泡沫不但可以弥补近井带压力亏空，使地层压力升高，恢复储层能量，并且利用氮气泡沫较强的油水选择性封堵作用和贾敏效应，还可压迫水锥下移，有效地封堵底水上窜通道，驱替底部原油上移至井筒采出。有效控制底水上窜，注入过程产生的压力及水锁效应将储层剩余油推向近井筒，实现侏罗系油井提高油井产量及采收率，有效挖潜层内剩余油的目的。
Description
技术领域
本发明属于油田勘探开发领域，具体涉及一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法。
背景技术
侏罗系油田底水油藏分布广泛，为典型的浅层油藏，油藏埋深800-1000m，初期产量高，底水能量充足，主要依靠自然能量开发，随着生产时间的延长，因生产矛盾及底水锥进等因素的影响，部分油井高含水甚至水淹，严重影响了油藏采收率。据统计因高含水、水淹的侏罗系油井数已达到上百口，而且数量还在增加，已经影响了油田的持续稳产。近些年来油田也开展了一些侏罗系堵水试验，有效率低于60%，单井日增油0.5t左右，堵后高含水、底水通道难以有效封堵已经成为制约该项技术发展的难题，因此，急需探索新型堵水方法，解决侏罗系油井堵水问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，以提高底水上窜孔道的波及面积。从而有效地封堵底水上窜，实现油井复产并提高最终采收率的目的。
本发明是通过以下技术手段实现的，一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，包括以下步骤：
第一步，发泡剂溶液及液态氮气准备，根据工程设计需要，将发泡剂溶解到清水中得到发泡剂溶液，并准备液态氮气；
第二步，注入管柱及井口准备，下入氮气泡沫施工管柱，安装井口；
第三步，封堵底水施工，打开套管阀门，从油管向管柱内注入设计需要的发泡剂溶液，发泡剂从管柱底部进入到管柱与井筒之间的环空内，直至整个井筒内充满发泡剂，溢出的发泡剂从套管中排出；
第四步，液氮与发泡剂溶液混合，关闭套管闸门，向管柱内同时注入液氮和发泡剂溶液，液氮和发泡剂溶液在注入过程中充分混合，形成高压氮气气泡进入地层，此时地面油、套压力明显上升；
第五步，停止注入发泡剂溶液，停止注入发泡剂溶液，继续注入液氮，以将井筒内的高压氮气气泡顶替进入地层；
第六步，注入清水，停止注入液氮，向井筒内注入清水，以将氮气顶替进入地层；
第七步，关井；
第八步，放喷、起出施工管柱，下完井管柱生产。
所述第一步中，按照3.0 L/m3的浓度将发泡剂充分溶解到清水中。
所述第一步中，液态氮气为在零下20℃条件下，每800 m3空气配置1.0m3液态氮气。
所述第二步中，下入氮气泡沫施工管柱后，还在油管上安装油管和套管压力表；并且将放喷管线接入放喷灌口。
所述第三步中，注入1.5倍井筒容积的发泡剂溶液。
所述第五步中，注入井筒容积2倍的液氮。
所述第六步中，清水用量为油管至射孔孔眼位置的总容积。
所述第七步中，关井72小时。
本发明的有益效果在于：通过液氮和发泡剂形成高压氮气气泡，氮气气泡易在高渗底水孔道波及产生贾敏效应的水锁效果，有效地封堵底水上窜通道，减缓底水锥进，施工完成后关井候凝72小时，关井过程中高压氮气泡沫在地层中充分反应并扩大，不断地破裂和再生，在高渗区和低渗区的见水孔喉中波及，形成更大面积的泡沫屏障，充分挡住底水上窜的优势通道，同时自身产生的巨大能量驱替底部原油上移并富集在近井带，达到油井增产的效果。利用气体水锁效应控制底水上升，提高驱油效率，最终实现水淹油井提高采收率的目的。
附图说明
图1为利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法工艺流程图。
图中1、油管；2、套管；3、氮气泡沫施工管柱；4、井口；5、液体回收罐；6、氮气压缩车；7、水泥车；8、气泡剂罐；9、射孔孔眼。
以下将结合附图及实施例对本发明做进一步详细说明。
具体实施方式
【实施例1】
如图1所示，种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，包括以下步骤：
第一步，发泡剂溶液及液态氮气准备，根据工程设计需要，将发泡剂溶解到清水中得到发泡剂溶液，并准备液态氮气；
第二步，注入管柱及井口4准备，下入氮气泡沫施工管柱3，安装井口4；
第三步，封堵底水施工，打开套管2阀门，从油管1向管柱内注入设计需要的发泡剂溶液，发泡剂从管柱底部进入到管柱与井筒之间的环空内，直至整个井筒内充满发泡剂，溢出的发泡剂从套管2中排出；
第四步，液氮与发泡剂溶液混合，关闭套管2闸门，向管柱内同时注入液氮和发泡剂溶液，液氮和发泡剂溶液在注入过程中充分混合，形成高压氮气气泡进入地层，此时地面油、套压力明显上升；
第五步，停止注入发泡剂溶液，停止注入发泡剂溶液，继续注入液氮，以将井筒内的高压氮气气泡顶替进入地层；
第六步，注入清水，停止注入液氮，向井筒内注入清水，以将氮气顶替进入地层；
第七步，关井；
第八步，放喷、起出施工管柱，下完井管柱生产。
第一步当中，根据设计要求，准备足够的发泡剂、清水和液态氮气，准备后续的注入。并将发泡剂溶于清水中制备成发泡剂溶液。
第二步中，下入管柱到井筒中，所述的施工管柱为油管1加斜尖组合。安装井口4以及油管1和套管2压力表，井口4具体可以选择KQ350型，耐压350MPa，可以满足氮气泡沫注入压力要求。
第三步，打开套管2阀门，并向管柱内注入发泡剂溶液，发泡剂溶液从管柱底部流出至井筒内，随着发泡剂溶液不断注入，发泡剂溶液充满整个井筒，从而将井筒内本身存在的液体从套管2顶出至回收罐。实现井筒内的液体循环置换，清洗了井筒并使井筒充满发泡剂溶液，为之后的施工创造有利条件。
第四步中，关闭套管2闸门，注入的液体就不会再从套管2流出。同时注入发泡剂溶液和液态氮气，液态氮气在注入过程中随着井筒环境变化，逐渐变为气态并与发泡剂结合，使得体积迅速膨胀，形成数量较大的带压泡沫，此时地面注入压力大幅上升，将氮气与发泡剂结合形成的高压氮气泡沫压入地层，填充底水通道及高渗地层区域，形成水锁效应，阻止底水的上窜。
第五步中停止注入发泡剂溶液，继续注入液态氮气，氮气与剩余的发泡剂形成高压氮气泡沫，继续注入液态氮气直至井筒内只有氮气，而氮气泡沫被氮气全部顶替进地层。
第六步中注入清水，将井筒内的氮气及氮气泡沫全部顶替到地层内，实现封堵水底的目的。
第七步中关井反应，氮气泡沫能够更充分的在地层温度和压力条件下不断反应，不断破裂和再生，利用气泡的贾敏效应产生水锁，是泡沫能有效的封堵底水上窜通道，减缓底水锥进。
第八步放喷，起出施工管柱，下入完井管柱开始生产。
【实施例2】
如图1所示，在实施例1的基础上，所述第一步中，按照3.0 L/m3的浓度将发泡剂充分溶解到清水中。
所述第一步中，液态氮气为在零下20℃条件下，每800 m3空气配置1.0m3液态氮气。
所述第二步中，下入氮气泡沫施工管柱3后，还在油管1上安装油管1和套管2压力表；并且将放喷管线接入放喷灌口。
安装、套压力表，井口4的油管1和套管2压力表是为了实时检测施工压力。连接放喷管线，以便于施工完成后对井筒进行放喷泄压，并将液体排出到指定灌口。
所述第三步中，注入1.5倍井筒容积的发泡剂溶液。
所述第五步中，注入井筒容积2倍的液氮。
所述第六步中，清水用量为油管1至射孔孔眼位置的总容积。
所述第七步中，关井72小时。
在具体实施时，第一步，按照3.0 L/m3的浓度将发泡剂充分溶解到清水中，配置200m3的发泡剂溶液。使用氮气压缩车6现场分离空气配置液化氮气，共配置200m3，折合地面为5.0×104Nm3。
第二步，下入氮气泡沫施工管柱3后，安装KQ350型井口及油管1和套管2压力表，其中油管1和套管2压力表量程为40MPa。放喷管线接入放喷灌口，放喷管线出口避免正对池内液面，防止高速气体引起的喷溅，并用地锚固定好放喷管线。
第三步，首先打开套管2阀门，这样液体就可以从套管2中流出。然后用水泥车7，从油管1以8.0 m3/h排量注入5.0m3发泡剂溶液，发泡剂溶液从油管1底部流至井筒内，将井筒内的液体循环置换，完成对井筒的清洗，并使得循环井筒内充满发泡剂，部分溢出的液体从套管2中流出，流入液体回收罐5进行收集。水泥车7通过管道与气泡剂罐8相连，将气泡剂罐8中的发泡剂溶液注入油管1中。
第四步，关闭套管2阀门，注入井筒内的液体不再从套管2中流出。用氮气压缩车6从油管1以1200/h排量连续注入液氮3.0×104Nm3，同时水泥车7从油管1以8.0 m3/h排量连续注入发泡剂溶液195 m3，两者注入过程中充分混合，形成高压氮气气泡，从射孔孔眼9进入地层中，此时地面油、套压力明显上升。所述的起泡剂可以使用椰油酰胺，其与氮气接触后会产生大量气泡，并且遇地层液体稳定性和配伍性好。
第五步，水泥车7停止注入发泡剂，氮气压缩车6继续注入2.0×104Nm3液氮，液氮在井筒中恢复气态，将井筒中高压氮气泡沫顶替进入地层。
第六步，用水泥车7以8m3/h排量注入5.0m3清水，将井筒中剩余的氮气和高压氮气气泡全部顶替进入地层。
第七步、关井72小时，施工完成后关井候凝72小时，关井过程中高压氮气泡沫在地层中充分反应并扩大，不断地破裂和再生，在高渗区和低渗区的见水孔喉中波及，形成更大面积的泡沫屏障，充分挡住底水上窜的优势通道，同时自身产生的巨大能量驱替底部原油上移并富集在近井带，达到油井增产的效果。可有效封堵侏罗系底水油藏水淹井，利用气体水锁效应控制底水上升，提高驱油效率，最终实现水淹油井提高采收率的目的。
第八步，控制底水上窜完毕，放喷、起出施工管柱，下完井管柱开始生产。其中具体注入的发泡剂溶液量、液氮量都根据实际情况改变。
经试验，某井2014年8月含水上升，之后持续高含水生产，目前日产液4.17m3，油0t，含水100%；措施后日产液4.82m3/d，日产油2.39t/d，含水41.7%，日增油2.39t/d，效果明显。
本实施例没有详细叙述的部件或方法属本行业的公知部件或常用技术手段，这里不再一一叙述。
以上仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，其特征在于，包括以下步骤：
第一步，发泡剂溶液及液氮准备，根据工程设计需要，将发泡剂溶解到清水中得到发泡剂溶液，并准备液氮；
第二步，注入管柱及井口准备，下入氮气泡沫施工管柱（3），并在地面安装井口（4）；
第三步，封堵底水施工，打开套管阀门，从油管（1）向管柱内注入设计需要的发泡剂溶液，发泡剂溶液从管柱底部进入到管柱与井筒之间的环空内，直至整个井筒内充满发泡剂溶液，溢出的发泡剂溶液从套管（2）中排出；
第四步，液氮与发泡剂溶液混合，关闭套管闸门，向管柱内同时注入液氮和发泡剂溶液，液氮和发泡剂溶液在注入过程中充分混合，形成高压氮气气泡进入地层，此时地面油、套压力明显上升；
第五步，停止注入发泡剂溶液，停止注入发泡剂溶液，继续注入液氮，以将井筒内的高压氮气气泡顶替进入地层；
第六步，注入清水，停止注入液氮，向井筒内注入清水，以将氮气顶替进入地层；
第七步，关井；
第八步，放喷、起出施工管柱，下完井管柱生产。
2.根据权利要求1所述的一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，其特征在于：所述第一步中，按照3.0 L/m3的浓度将发泡剂充分溶解到清水中。
3.根据权利要求1所述的一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，其特征在于：所述第一步中，溶液为在零下20℃条件下，每800 m3空气配置1.0m3液态氮气。
4.根据权利要求1所述的一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，其特征在于：所述第二步中，下入氮气泡沫施工管柱（3）后，还在油管（1）上安装油管（1）和套管（2）压力表；并且将放喷管线接入放喷灌口。
5.根据权利要求1所述的一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，其特征在于：所述第三步中，注入1.5倍井筒容积的发泡剂溶液。
6.根据权利要求1所述的一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，其特征在于：所述第五步中，注入井筒容积2倍的液氮。
7.根据权利要求1所述的一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，其特征在于：所述第六步中，清水用量为油管（1）至射孔孔眼位置的总容积。
8.根据权利要求1所述的一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法，其特征在于：所述第七步中，关井72小时。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010612034.1A CN111810102B (zh) | 2020-06-30 | 2020-06-30 | 一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010612034.1A CN111810102B (zh) | 2020-06-30 | 2020-06-30 | 一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111810102A true CN111810102A (zh) | 2020-10-23 |
| CN111810102B CN111810102B (zh) | 2022-08-05 |
Family
ID=72856639
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010612034.1A Active CN111810102B (zh) | 2020-06-30 | 2020-06-30 | 一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111810102B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113404459A (zh) * | 2021-07-13 | 2021-09-17 | 西南石油大学 | 一种底水气藏高含水气井选择性堵水方法 |
| CN113464087A (zh) * | 2021-07-29 | 2021-10-01 | 西南石油大学 | 一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040074645A1 (en) * | 2002-10-17 | 2004-04-22 | Surjaatmadja Jim B. | Process and system for effective and accurate foam cement generation and placement |
| CN106150466A (zh) * | 2016-08-23 | 2016-11-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 凝胶泡沫抑制底水锥进的稠油热采方法 |
| CN106947442A (zh) * | 2017-02-15 | 2017-07-14 | 胜利油田石油开发中心有限公司 | 一种粘土泡沫复合体系及用于油水井的应用方法和装置 |
| RU2630930C1 (ru) * | 2016-08-09 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта |
| CN110318721A (zh) * | 2019-08-15 | 2019-10-11 | 中国石油大学(华东) | 一种断块油藏泡沫驱辅助氮气吞吐提高采收率的方法 |
| CN110905460A (zh) * | 2019-12-02 | 2020-03-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法 |
-
2020
- 2020-06-30 CN CN202010612034.1A patent/CN111810102B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040074645A1 (en) * | 2002-10-17 | 2004-04-22 | Surjaatmadja Jim B. | Process and system for effective and accurate foam cement generation and placement |
| RU2630930C1 (ru) * | 2016-08-09 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта |
| CN106150466A (zh) * | 2016-08-23 | 2016-11-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 凝胶泡沫抑制底水锥进的稠油热采方法 |
| CN106947442A (zh) * | 2017-02-15 | 2017-07-14 | 胜利油田石油开发中心有限公司 | 一种粘土泡沫复合体系及用于油水井的应用方法和装置 |
| CN110318721A (zh) * | 2019-08-15 | 2019-10-11 | 中国石油大学(华东) | 一种断块油藏泡沫驱辅助氮气吞吐提高采收率的方法 |
| CN110905460A (zh) * | 2019-12-02 | 2020-03-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法 |
Non-Patent Citations (6)
| Title |
|---|
| 庞占喜等: "常规稠油底水油藏氮气泡沫控制水锥技术研究", 《石油学报》 * |
| 庞占喜等: "常规稠油底水油藏氮气泡沫控制水锥技术研究", 《石油学报》, vol. 28, no. 5, 30 September 2007 (2007-09-30) * |
| 王建等: "氮气泡沫技术治理高含水水平井的研究", 《精细石油化工进展》 * |
| 王建等: "氮气泡沫技术治理高含水水平井的研究", 《精细石油化工进展》, vol. 10, no. 6, 30 June 2009 (2009-06-30) * |
| 王鹏等: "氮气泡沫吞吐抑制潜山底水油藏水平井底水锥进实验研究", 《油气地质与采收率》 * |
| 王鹏等: "氮气泡沫吞吐抑制潜山底水油藏水平井底水锥进实验研究", 《油气地质与采收率》, vol. 25, no. 5, 30 September 2018 (2018-09-30) * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113404459A (zh) * | 2021-07-13 | 2021-09-17 | 西南石油大学 | 一种底水气藏高含水气井选择性堵水方法 |
| CN113404459B (zh) * | 2021-07-13 | 2022-07-22 | 西南石油大学 | 一种底水气藏高含水气井选择性堵水方法 |
| CN113464087A (zh) * | 2021-07-29 | 2021-10-01 | 西南石油大学 | 一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法 |
| CN113464087B (zh) * | 2021-07-29 | 2022-12-06 | 西南石油大学 | 一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111810102B (zh) | 2022-08-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2019223346A1 (zh) | 一种封闭断块油藏氮气复合吞吐方法 | |
| CN106194145B (zh) | 一种多级暂堵深度网络酸压方法 | |
| CN113294126B (zh) | 一种稳固地层的天然气水合物联合开采方法及装置 | |
| CN110984941B (zh) | 用于天然气水合物储层的液态二氧化碳压裂改造的方法 | |
| CN103541705B (zh) | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 | |
| CN101493006B (zh) | 一种泡沫控制油井底水锥进的方法 | |
| CN110552671B (zh) | 一种利用二甲基醚辅助co2驱实现稠油油藏高效开发的方法 | |
| CN111810102B (zh) | 一种利用气体水锁效应实现控制底水上窜的方法 | |
| CN109736757B (zh) | 利用压缩机降低气井井内压力损失的增产方法 | |
| CN108361008B (zh) | 一种倾斜断块油藏不同开发阶段注气体增产的方法 | |
| CN108590623B (zh) | 同井回注工艺管柱及方法 | |
| CN113464087B (zh) | 一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法 | |
| CN105134148A (zh) | 一种薄层稠油油藏泡沫油辅助甲烷吞吐的实验方法 | |
| CN110905460A (zh) | 一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法 | |
| CN111911121B (zh) | 一种稠油油藏降粘剂高效注入及降粘方法 | |
| CN104265254A (zh) | 深层超稠油多段塞注油溶性降粘剂和液态co2采油工艺方法 | |
| CN116792093A (zh) | 泡沫复合驱注气介质优选与同步埋存实验装置及方法 | |
| CN115045643A (zh) | 一种应用表面活性剂的二氧化碳压裂-吞吐联合生产方法 | |
| CN116658137A (zh) | 一种含水层二氧化碳封存与自流注水增产原油方法与系统 | |
| CN113374452A (zh) | 一种提高流度的稠油冷采降粘方法及应用 | |
| CN102094614A (zh) | 泡沫酸解堵技术 | |
| AU2008204671A1 (en) | Method for terminating or reducing water flow in a subterranean formation | |
| WO2016065478A1 (en) | Dynamic loading and thermal fracturing of hydrocarbon formations | |
| CN114482944B (zh) | 一种井下多级接触分离实现co2混相驱油的方法 | |
| CN114810003A (zh) | 一种正己烷辅助蒸汽+co2+n2驱的数值模拟高效开发稠油油藏方法 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |