CN112111262A - 一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用 - Google Patents

一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用 Download PDF

Info

Publication number
CN112111262A
CN112111262A CN202010941915.8A CN202010941915A CN112111262A CN 112111262 A CN112111262 A CN 112111262A CN 202010941915 A CN202010941915 A CN 202010941915A CN 112111262 A CN112111262 A CN 112111262A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fracturing
low
temperature
guanidine gum
fluid
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
CN202010941915.8A
Other languages
English (en)
Inventor
杨文波
朱明富
黄朝阳
张兴权
曹秀义
常云超
高成海
张再华
杨伟
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.)
Sinopec Oilfield Service Corp
Sinopec North China Petroleum Engineering Corp
Original Assignee
Sinopec Oilfield Service Corp
Sinopec North China Petroleum Engineering 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 Sinopec Oilfield Service Corp, Sinopec North China Petroleum Engineering Corp filed Critical Sinopec Oilfield Service Corp
Priority to CN202010941915.8A priority Critical patent/CN112111262A/zh
Publication of CN112111262A publication Critical patent/CN112111262A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887—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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • C09K8/905—Biopolymers

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)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

本发明涉及一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用，属于石油开采技术领域。本发明的胍胶压裂液体系包括基液、交联液和破胶剂；基液由pH调节剂和以下重量份数的组分组成：胍胶稠化剂0.25～0.30份、压裂用助排剂0.15～0.2份、压裂用防膨剂0.5～1.0份、压裂用起泡剂0.3～0.5份、压裂用杀菌剂0.05～0.1份、压裂用低温激活剂0.10～0.20份、水100份；基液的pH值为8～9；交联液为硼砂和水的混合液；破胶剂为过硫酸铵。该胍胶压裂液体系适用于25℃～65℃的地层，具有抗剪切能力强、便于携砂，溶解速度快、破胶效果好，破胶后残渣含量低、返排时间短，对地层伤害小且材料成本低等优点。

Description

一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用
技术领域
本发明涉及一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用，属于钻井液技术领域。
背景技术
随着油气开发行为的不断进行，常规油气资源逐渐枯竭。为了有效开采现存的油气资源，提高油气资源的开采效率，现有技术中提出了众多新型的油气开采技术。目前，压裂在油气开采过程中对气井的增产、增注、老井的改造及气田最终采收率的提高起着重要的作用。而在压裂过程中，压裂液适时、彻底地破胶返排是决定压裂成功与否的一个关键环节。
国内有些气藏条件复杂、储层致密，属于低孔、低渗、低压、弹性驱动气藏，完井后都需要借助压裂措施改造来达到建产的目的。这些气藏埋藏深度较浅，一般为(1800-2300m)，储层温度37℃-56℃，储层温度较低。这类气藏因埋藏浅、温度低等不利因素的影响，其压裂改造技术难度较大，压裂后增产效果差甚至减产，使其储量难以有效动用。使用常规压裂液存在着破胶时间长、破胶不彻底、返排时间长、返排不彻底，致使储层二次伤害程度较大的问题。针对这种中浅层低温区块储层特点，开发适用于该类储层的新型低温压裂液体系，对区块的增产具有重要意义。
发明内容
本发明的目的是提供一种胍胶压裂液体系，能够解决常规压裂液用于浅层低温油气藏时，破胶时间长、破胶不彻底、返排时间长、返排不彻底，对储层伤害程度较大的问题。
本发明的目的还在于提供一种上述胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用。
为了实现以上目的，本发明的胍胶压裂液体系所采用的技术方案是：
一种胍胶压裂液体系，包括基液、交联液和破胶剂；所述基液由pH调节剂和以下重量份数的组分组成：胍胶稠化剂0.25～0.3份、压裂用助排剂0.15～0.2份、压裂用防膨剂0.5～1.0份、压裂用起泡剂0.3～0.5份、压裂用杀菌剂0.05～0.1份、压裂用低温激活剂0.1～0.2份、水100份；
所述基液的pH值为8～9；
所述交联液为硼砂和水的混合液；所述基液与交联液的质量比为100:0.03～0.035；
所述压裂用助排剂为防冻型助排剂Q/SHCG 69；
所述压裂用起泡剂为防冻型井下发泡剂Q/SH 1020；
所述压裂用杀菌剂为环保型杀菌剂Q/HBYL；
所述压裂用低温激活剂为低温激活剂Q/6757；
所述破胶剂为过硫酸铵。
本发明的胍胶压裂液体系适用于温度为25℃-65℃的地层。与现有技术相比，本发明低温胍胶压裂液抗剪切能力强、便于携砂，溶解速度快、破胶效果好(压后1小时返排液粘度降至5mPa·s以下)，破胶后残渣含量低、返排时间短，对地层伤害小且材料成本低；同时本发明的胍胶压裂液体系配方简单，配制过程简便，在压裂施工时能够大量节省人力、物力。
本发明的胍胶压裂液体系具有低残渣、快速助排、低摩阻、井筒液柱压力低、与储层配伍的优点，使储层在施工中得到保护。
本发明采用的防冻型助排剂Q/SHCG 69、防冻型井下发泡剂Q/SH 1020、环保型杀菌剂Q/HBYL、低温激活剂Q/6757在压裂液体系中发挥主要的功效为：
防冻型助排剂Q/SHCG 69，降低压裂液与亲油储层界面张力，在压裂施工结束时减小返排流动阻力，在液氮与天然气的联合作用下促进压裂液快速返排。
防冻型井下发泡剂Q/SH 1020，在流速的剪切作用下，与天然气、氮气作用产生泡沫，降低返排液密度，从而减小井筒液柱压力，减小返排流动阻力，起到压裂液快速返排的效果。
环保型杀菌剂Q/HBYL，增稠剂在吸水溶胀时杀菌剂浸入其分子内部，使其分子链处于伸展状态，防止微生物菌解引起分子链断裂而使基液降低粘度。
低温激活剂Q/6757，提高过硫酸铵活化分子的浓度，在低温的情况下加快压裂液冻胶的破胶速度，从而使压裂液冻胶在施工结束后迅速破胶，降低返排流动阻力。
优选的，所述基液由pH调节剂和以下重量份数的组分组成：胍胶稠化剂0.25份、压裂用助排剂0.2份、压裂用防膨剂1.0份、压裂用起泡剂0.5份、压裂用杀菌剂0.1份、压裂用低温激活剂0.10～0.15份、水100份。进一步优选的，所述基液由pH调节剂和以下重量份数的组分组成：胍胶稠化剂0.25份、压裂用助排剂0.2份、压裂用防膨剂1.0份、压裂用起泡剂0.5份、压裂用杀菌剂0.1份、压裂用低温激活剂0.10份、水100份。
优选的，所述压裂用防膨剂为氯化钾。
优选的，所述交联液中硼砂的质量分数为0.5％～1.5％。进一步优选的，交联液中硼砂的质量分数为1.0％。硼砂质量分数为1.0％的交联液与基液混合后在170s-1，25℃～65℃条件下剪切90min，形成的冻胶的表观粘度≥50mPa·s。
优选的，所述pH调节剂为氢氧化钠。
优选的，所述破胶剂的质量与基液和交联液总质量的比为0.01～0.12:100。
本发明的的胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用采用的技术方案为：
一种上述胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用，在前置液以及携砂液注入阶段，将基液和交联液混合制成混合液，然后在混合液中楔形追加破胶剂后注入地层；所述破胶剂为过硫酸铵。
本发明的胍胶压裂液体系在低温油气藏的应用，施工简单，并且能够满足指标要求，现场实施后破胶效果好(压后1小时返排液粘度降至5mPa·s以下)，破胶后残渣含量低且返排时间短，对储层伤害程度小，效果显著，具有很好的推广价值。
楔形追加破胶剂是将破胶剂加量由低到高加入混合液中。楔形追加破胶剂量的控制通过室内实验确定，地层温度不同破胶剂追加浓度不同。随着压裂施工的不断进行，地层温度不断被新注入的混合液降低，混合液中的破胶剂加量不断地楔形增加，从而保证整个施工过程中注入的混合液均能完全破胶，从而保证压后混合液的快速破胶返排。
所述低温油气藏的温度为25～65℃。
所述低温油气藏的温度为t1，25≤t1＜35℃；优选的，前置液和携砂液注入阶段，破胶剂与胍胶压裂液体系的质量之比由0.07:100楔形追加至0.12:100。
所述低温油气藏的温度为t2，35≤t2＜45℃；优选的，前置液和携砂液注入阶段，破胶剂与胍胶压裂液体系的质量之比由0.05:100楔形追加至0.1:100。
所述低温油气藏的温度为t3，45≤t3＜55℃；优选的，前置液和携砂液注入阶段，破胶剂与胍胶压裂液体系的质量之比由0.03:100楔形追加至0.07:100。
所述低温油气藏的温度为t4，55≤t4≤65℃；优选的，前置液和携砂液注入阶段，破胶剂与胍胶压裂液体系的质量之比由0.01:100楔形追加至0.05:100。
附图说明
图1为实施例5～8中不同油气藏的温度条件下的破胶剂楔形追加曲线示意图；
图2为实验例中实施例1的胍胶压裂液体系不使用破胶剂时的室内(30℃)耐温耐剪切能力曲线示意图；
图3为实验例中实施例2的胍胶压裂液体系不使用破胶剂时的室内(40℃)耐温耐剪切能力曲线示意图；
图4为实验例中实施例3的胍胶压裂液体系不使用破胶剂时的室内(50℃)耐温耐剪切能力曲线示意图；
图5为实验例中实施例4的胍胶压裂液体系不使用破胶剂时的室内(60℃)耐温耐剪切能力曲线示意图；
图6为LLX-1井第一层压裂施工曲线；
图7为LLX-1井第二层压裂施工曲线。
具体实施方式
以下结合具体实施方式对本发明的技术方案作进一步的说明。
各实施例中采用的胍胶稠化剂为东营施普瑞石油工程技术有限公司的植物胶类稠化剂，外观为淡黄色粉末，属行标《SY/T 5764-2007压裂用植物胶通用技术要求》规定之一级品。
采用的压裂用助排剂为东营施普瑞石油工程技术有限公司的防冻型助排剂Q/SHCG69-2013。
采用的压裂用防膨剂为青海中航资源有限公司生产的氯化钾。
采用的压裂用起泡剂为东营施普瑞石油工程技术有限公司的防冻型井下发泡剂Q/SH1020 1970-2016。
采用的压裂用杀菌剂为东营施普瑞石油工程技术有限公司的环保型杀菌剂Q/HBYL005。
采用的压裂用低温激活剂为东营施普瑞石油工程技术有限公司的低温激活剂Q/67579579-6.197-2012。
采用的压裂用破胶剂为河北亚泰电化有限公司生产的过硫酸铵(质量百分比为98.5％)。
采用的pH调节剂为南阳博亚精细化工有限公司生产的氢氧化钠(质量百分比为95％)。
上述采用的胍胶稠化剂、压裂用助排剂、压裂用防膨剂、压裂用起泡剂、压裂用杀菌剂、压裂用低温激活剂及压裂用破胶剂过硫酸铵均为市售商品。
胍胶压裂液体系的实施例
实施例1
本实施例的胍胶压裂液体系，包括基液、交联液和破胶剂；基液和交联液的质量比为100:0.035；交联液为硼砂和水的混合物；交联液中硼砂的质量分数为1.5％；破胶剂为过硫酸铵；
基液由pH调节剂和以下重量份数的组分组成：胍胶稠化剂0.25份、压裂用助排剂0.2份、压裂用防膨剂1.0份、压裂用杀菌剂0.1份、压裂用起泡剂0.5份、压裂用低温激活剂0.2份和水100份组成；基液的pH为8。
实施例2
本实施例的胍胶压裂液体系，与实施例1中的胍胶压裂液体系的区别仅在于：交联液中硼砂的质量分数为1.0％；基液中的压裂用低温激活剂的重量份数为0.15份。
实施例3
本实施例的胍胶压裂液体系，包括基液、交联液和破胶剂；基液和交联液的质量比为100:0.03；交联液为硼砂和水的混合物；交联液中硼砂的质量分数为1.0％；破胶剂为过硫酸铵；
基液由pH调节剂和以下重量份数的组分组成：胍胶稠化剂0.3份、压裂用助排剂0.15份、压裂用防膨剂0.5份、压裂用杀菌剂0.05份、压裂用起泡剂0.3份、压裂用低温激活剂0.1份和水100份组成；基液的pH为9。
实施例4
本实施例的胍胶压裂体系，与实施例3的胍胶压裂体系的区别仅在于：交联液中硼砂的质量分数为0.5％。
实施例1～4中采用的胍胶压裂体系中的基液的配制方法包括以下步骤：
1)取配方量的胍胶稠化剂、压裂用助排剂、压裂用防膨剂、压裂用杀菌剂、压裂用起泡剂、压裂用低温激活剂和清水；
2)将清水加入搅拌器中，开启搅拌器，然后加入压裂用杀菌剂和压裂用防膨剂，搅拌2min，再加入胍胶增稠剂，搅拌10min，再加入压裂用助排剂、压裂用低温激活剂及压裂用起泡剂，继续搅拌均匀，再加入pH值调节剂，调节pH值至所需值，即得。
胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用的实施例
实施例5
本实验例的胍胶压裂体系在低温油气藏中的应用，是将实施例1中的胍胶压裂体系应用于低孔低渗、井温30℃砂岩储层压裂施工。在现场施工时，采用泵车同时将基液、交联液按质量比为100:0.035的比例将基液和交联液泵入压裂管汇进行压裂施工。同时在前置液、携砂液阶段，在基液和交联液形成的混合液中楔形追加破胶剂过硫酸铵，破胶剂与混合液的质量比由0.07:100楔形追加至0.12:100。
实施例6
本实验例的胍胶压裂体系在低温油气藏中的应用，是将实施例2中的胍胶压裂体系应用于低孔低渗、井温40℃砂岩储层压裂施工。在现场施工时，采用泵车同时将基液、交联液按质量比为100:0.035的比例将基液和交联液泵入压裂管汇进行压裂施工。同时在前置液、携砂液阶段，在基液和交联液形成的混合液中楔形追加破胶剂过硫酸铵，破胶剂与混合液的质量比由0.05:100楔形追加至0.10:100。
实施例7
本实验例的胍胶压裂体系在低温油气藏中的应用，是将实施例3中的胍胶压裂体系应用于低孔低渗、井温50℃砂岩储层压裂施工。在现场施工时，采用泵车同时将基液、交联液按质量比为100:0.03的比例将基液和交联液泵入压裂管汇进行压裂施工。同时在前置液、携砂液阶段，在基液和交联液形成的混合液中楔形追加破胶剂过硫酸铵，破胶剂与混合液的质量比由0.03:100楔形追加至0.07:100。
实施例8
本实验例的胍胶压裂体系在低温油气藏中的应用，是将实施例4中的胍胶压裂体系应用于低孔低渗、井温60℃砂岩储层压裂施工。在现场施工时，采用泵车同时将基液、交联液按质量比为100:0.03的比例将基液和交联液泵入压裂管汇进行压裂施工。同时在前置液、携砂液阶段，在基液和交联液形成的混合液中楔形追加破胶剂过硫酸铵，破胶剂与混合液的质量比由0.01:100楔形追加至0.05:100。
以上实施例5～8中破胶剂过硫酸铵的楔形追加曲线如图1所示。
实验例
参照SY/T 5107-2005中的方法，分别对实施例1～4中的胍胶压裂液体系在不同温度下的静态破胶性，以及实施例1～4的胍胶压裂液体系省去破胶剂后的体系在不同温度下的残渣含量、静态滤失性和耐温耐剪切能力进行测试，测试结果分别见表1～4；表1～4中破胶剂过硫酸铵加量以过硫酸铵质量占基液和交联液总质量的百分比计。
在耐温耐剪切能力测定时，绘制室内冻胶耐温耐剪切能力曲线图，见图2、图3、图4和图5，由图2～5可知在170s-1及对应温度条件下剪切5400s后，冻胶的表观粘度均能保持在50mPa·s以上。
表1静态破胶性能测定结果
Figure BDA0002673927990000071
表2残渣含量测定结果
Figure BDA0002673927990000072
表3静态滤失性测定结果
Figure BDA0002673927990000081
表4耐温剪切能力测定结果
Figure BDA0002673927990000082
由表1～4中的数据可知，胍胶压裂液破胶效果好，体系残渣含量小，静态滤失参数、耐温耐剪切都满足指标要求，储层伤害小，利于保护储层。
应用例
本应用例将实施例的胍胶压裂液体系在某油气藏的LLX-1、LLX-2、LLX-3、LLX-4、LLX-5等五口井进行现场试验。其中，LLX-1、LLX-2、LLX-3井试验温度约40℃，LLX-4、LLX-5井试验温度约50℃。
现场试验时，采用泵车将基液和交联液泵入压裂管汇注入地层，在前置液和携砂液阶段，在基液和交联液形成的混合液中楔形追加破胶剂过硫酸铵，破胶剂过硫酸铵占混合液的质量百分比由0.05％楔形追加至0.1％或由0.03％楔形追加至0.07％(各井的楔形追加量具体见表5)，现场实际应用效果数据见表5所示，其中LLX-1井的第一层和第二层的压裂施工曲线分别见图6、图7。
表5现场实际应用效果数据表
Figure BDA0002673927990000091
从表5可以看出，五口实验井按照要求楔形追加破胶剂量，压后破胶液粘度满足区块破胶指标要求，施工排量、加砂量及混砂液量均达到设计要求，压后五口井均获得了工业气流，增产效果较好，验证了压裂液体系的适用性。
从图6、图7可以看出，LLX-1井整个压裂施工过程泵压、排量都正常。

Claims (10)

1.一种胍胶压裂液体系，其特征在于：包括基液、交联液和破胶剂；
所述基液由pH调节剂和以下重量份数的组分组成：胍胶稠化剂0.25～0.3份、压裂用助排剂0.15～0.2份、压裂用防膨剂0.5～1.0份、压裂用起泡剂0.3～0.5份、压裂用杀菌剂0.05～0.1份、压裂用低温激活剂0.1～0.2份、水100份；
所述基液的pH值为8～9；
所述交联液为硼砂和水的混合液；所述基液与交联液的质量比为100:0.03～0.035；
所述压裂用助排剂为防冻型助排剂Q/SHCG 69；
所述压裂用起泡剂为防冻型井下发泡剂Q/SH 1020；
所述压裂用杀菌剂为环保型杀菌剂Q/HBYL；
所述压裂用低温激活剂为低温激活剂Q/6757；
所述破胶剂为过硫酸铵。
2.根据权利要求1所述的胍胶压裂液体系，其特征在于：所述压裂用防膨剂为氯化钾。
3.根据权利要求1所述的胍胶压裂液体系，其特征在于：所述交联液中硼砂的质量分数为0.5％～1.5％。
4.根据权利要求1所述的胍胶压裂液体系，其特征在于：所述pH调节剂为氢氧化钠。
5.一种如权利要求1所述的胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用，其特征在于：在前置液以及携砂液注入阶段，将基液和交联液混合制成混合液，然后在混合液中楔形追加破胶剂后注入地层；所述破胶剂为过硫酸铵。
6.根据权利要求5所述的胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用，其特征在于：所述低温油气藏的温度为25～65℃。
7.根据权利要求5所述的胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用，其特征在于：所述低温油气藏的温度为t1，25≤t1＜35℃；前置液和携砂液注入阶段，破胶剂与胍胶压裂液体系的质量之比由0.07:100楔形追加至0.12:100。
8.根据权利要求5所述的胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用，其特征在于：所述低温油气藏的温度为t2，35≤t2＜45℃；前置液和携砂液注入阶段，破胶剂与胍胶压裂液体系的质量之比由0.05:100楔形追加至0.1:100。
9.根据权利要求5所述的胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用，其特征在于：所述低温油气藏的温度为t3，45≤t3＜55℃；前置液和携砂液注入阶段，破胶剂与胍胶压裂液体系的质量之比由0.03:100楔形追加至0.07:100。
10.根据权利要求5所述的胍胶压裂液体系在低温油气藏中的应用，其特征在于：所述低温油气藏的温度为t4，55≤t4≤65℃；前置液和携砂液注入阶段，破胶剂与胍胶压裂液体系的质量之比由0.01:100楔形追加至0.05:100。
CN202010941915.8A 2020-09-09 2020-09-09 一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用 Pending CN112111262A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010941915.8A CN112111262A (zh) 2020-09-09 2020-09-09 一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010941915.8A CN112111262A (zh) 2020-09-09 2020-09-09 一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN112111262A true CN112111262A (zh) 2020-12-22

Family

ID=73802941

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010941915.8A Pending CN112111262A (zh) 2020-09-09 2020-09-09 一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112111262A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115109576A (zh) * 2021-03-22 2022-09-27 中国石油天然气股份有限公司 一种压裂液体系及压裂方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102093875A (zh) * 2010-12-08 2011-06-15 中国石油集团西部钻探工程有限公司 低渗气藏的液氮伴注超级胍胶泡沫压裂液及其制备方法
CN103773352A (zh) * 2014-01-08 2014-05-07 四川川庆井下科技有限公司 一种泡排压裂液
WO2014183312A1 (zh) * 2013-05-16 2014-11-20 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种油井用新型植物胶压裂液冻胶
CN107903887A (zh) * 2017-08-15 2018-04-13 陕西森瑞石油技术开发有限公司 一种海陆过度相页岩气压裂液及其制备方法与应用
CN110408375A (zh) * 2019-08-23 2019-11-05 西南石油大学 一种低温瓜胶压裂液

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102093875A (zh) * 2010-12-08 2011-06-15 中国石油集团西部钻探工程有限公司 低渗气藏的液氮伴注超级胍胶泡沫压裂液及其制备方法
WO2014183312A1 (zh) * 2013-05-16 2014-11-20 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种油井用新型植物胶压裂液冻胶
CN103773352A (zh) * 2014-01-08 2014-05-07 四川川庆井下科技有限公司 一种泡排压裂液
CN107903887A (zh) * 2017-08-15 2018-04-13 陕西森瑞石油技术开发有限公司 一种海陆过度相页岩气压裂液及其制备方法与应用
CN110408375A (zh) * 2019-08-23 2019-11-05 西南石油大学 一种低温瓜胶压裂液

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115109576A (zh) * 2021-03-22 2022-09-27 中国石油天然气股份有限公司 一种压裂液体系及压裂方法
CN115109576B (zh) * 2021-03-22 2024-03-01 中国石油天然气股份有限公司 一种压裂液体系及压裂方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101323780B (zh) 一种低渗透油田热化学助排剂及其应用
US5129457A (en) Enhanced liquid hydrocarbon recovery process
US4730675A (en) Plugging an abandoned well with a polymer gel
CA2422509C (en) Real-time reservoir fracturing process
US8082994B2 (en) Methods for enhancing fracture conductivity in subterranean formations
US9518208B2 (en) Gelling agent for water shut-off in oil and gas wells
CN102093873A (zh) 人工合成50万-1000万分子量聚合物压裂液
WO2014086068A1 (zh) 一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法
CN109653721A (zh) 一种浅层低压低渗透油藏压裂增能驱油一体化工艺方法
CN106590609A (zh) 一种压裂液及其制备方法
US4524003A (en) Method of viscosifying aqueous fluids and process for recovery of hydrocarbons from subterranean formations
EP0188856A1 (en) Gel and process for retarding fluid flow
CN106590560A (zh) 一种冻胶暂堵剂
CN112111262A (zh) 一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用
EP0186663B1 (en) Gel and process for retarding fluid flow
CN104927005B (zh) 一种预交联凝胶体膨颗粒耐碱调剖剂及其制备方法与用途
CN112876612B (zh) 一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂及其应用
CN109971452A (zh) 一种低温活化剂和低温压裂液体系
CN114015429A (zh) 一种利用水基压裂返排液制备水基压裂液的方法
CA2515063C (en) Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs
CN111594124A (zh) 一种浅层致密油藏渗吸压裂方法、浅层致密油藏用压裂体系、免排渗吸压裂液
CN108913115B (zh) 一种低伤害复合压裂液及应用方法
Khamees et al. Investigating the propagation of the colloidal dispersion gel (CDG) in thick heterogeneous reservoirs using numerical simulation
CN106905939B (zh) 超高强度冻胶堵调体系及其制备方法和用途
CN115851251A (zh) 一种压裂驱油剂及其制备方法和应用

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
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20201222

WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication