CN112145121A - 一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油藏采收率的方法 - Google Patents

一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油藏采收率的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112145121A
CN112145121A CN201910577205.9A CN201910577205A CN112145121A CN 112145121 A CN112145121 A CN 112145121A CN 201910577205 A CN201910577205 A CN 201910577205A CN 112145121 A CN112145121 A CN 112145121A
Authority
CN
China
Prior art keywords
alginate
water
reservoir
hard water
injecting
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
CN201910577205.9A
Other languages
English (en)
Inventor
马涛
伦增珉
王友启
贾红育
张莉
刘平
周元龙
王强
齐义彬
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
Sinopec Exploration and Production Research Institute
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Exploration and Production Research Institute
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, Sinopec Exploration and Production Research Institute filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201910577205.9A priority Critical patent/CN112145121A/zh
Publication of CN112145121A publication Critical patent/CN112145121A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • 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
    • C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • 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
    • C09K8/584—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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/20—Displacing by water

Abstract

本发明公开了一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油藏采收率的方法。该方法包括：(1)首先向井筒中注入隔离液；(2)然后注入海藻酸盐水溶液；(3)再次注入隔离液；(4)最后最后注入二价阳离子含量在400mg/L以上的油藏回注水；(5)当步骤(4)中注入压力升高后恢复至步骤(1)中注入压力时，重复步骤(1)‑(4)。本发明通过向硬水油藏中注入海藻酸盐水溶液，使地层水或注入水中的二价阳离子与海藻酸盐反应形成凝胶，从而扩大后续注入水的波及效率、提高采收率。

Description

一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油 藏采收率的方法
技术领域
本发明属于油田开发技术领域，更具体地，涉及一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油藏采收率的方法。
背景技术
目前，绝大多数油藏均采用水驱开发，水驱开发至高含水期就需要新的接替技术，如聚合物驱、二元驱、三元驱、蒸汽驱等。但是对于油藏水中Ca2+、Mg2+等二价离子较高的硬水油藏，由于油田常用的化学剂多数对Ca2+、Mg2+等二价离子较为敏感，因此化学驱以及与化学有关的增产措施的应用都受到了极大地限制。
硬水油藏中丰富的Ca2+、Mg2+等二价阳离子如果能够加以利用，变害为利，将具有十分重要的意义。闫建文等(油气地质与采收率，2009,16(6))研究了适用于高盐油藏的新型调剖剂,其作用机理是让调剖剂在地层一定部位发生有效的作用,其主剂为硅酸钠溶液,以油包水乳状液的形式注入地层,破乳后与地层水中的钙镁离子发生化学反应,在地层中产生化学沉淀，封堵高渗透层。赵娟等(油田化学，2009,26(3))将水玻璃注入地层使其与地层水中的Ca2+、Mg2+等二价阳离子发生反应，封堵大孔道。牛丽伟等(石油勘探与开发，2013，40(6))、唐孝芬等(石油勘探与开发，2013，39(1))提出向富含大量阳离子的地层中注入无机凝胶转向剂使其遇到地层水中阳离子后发生化学反应，生成的无机凝胶即可在岩石骨架表面形成涂层，减小孔隙过流断面，增加流动阻力，促使后续液流转向进入中低渗透层。并在塔里木轮南、柴达木跃进、渤海湾大港和中原等油田进行了矿场试验，取得了较好的增油降水效果。
海藻酸盐形成凝胶的条件温和，可以避免敏感性药物、蛋白质、细胞和酶等活性物质的失活。因此由于这些优良的特性，海藻酸盐已经在食品工业和医药领域得到了广泛应用。但有关海藻酸盐在油田的应用研究较少，申请号为201010278198.1的专利申请介绍了一种利用海藻酸钠驱油的专利，其主要是利用海藻酸钠和氯化钙将微生物包裹送入地层，利用细菌的繁殖对原油进行降粘、降稠，提高采收率。申请号为201310686309.6的专利申请介绍了通过硫酸钙、海藻酸钠等制备高凝胶强度褐藻胶的方法。因此，有必要深入研究海藻酸盐在油田开发领域的应用。
发明内容
本发明的目的是提供一种适合硬水油藏提高采收率的化学体系及使用方法，通过注入化学剂(海藻酸盐水溶液)，并配合相应的隔离体系，使得硬水油藏的采收率得到提高。
为了实现上述目的，本发明的一方面提供一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用。
本发明的另一方面提供一种提高硬水油藏采收率的方法，该方法包括：
(1)首先向井筒中注入隔离液；
(2)然后注入海藻酸盐水溶液；
(3)再次注入隔离液；
(4)最后注入二价阳离子含量在400mg/L以上的油藏回注水；
(5)当步骤(4)中注入压力升高后恢复至步骤(1)中注入压力时，重复步骤(1)-(4)。
本发明的技术方案具有如下有益效果：
本发明通过向硬水油藏中注入海藻酸盐水溶液，使地层水或注入水中的二价阳离子与海藻酸盐反应形成凝胶，从而扩大后续注入水的波及效率、提高采收率。
本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
本发明的一方面提供一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用。
根据本发明，优选地，所述海藻酸盐为海藻酸钠、海藻酸钾和海藻酸铵中的至少一种。
根据本发明，优选地，所述硬水油藏为油藏水中二价阳离子含量在400mg/L以上的油藏。
油藏地层水按照离子组成可以分为氯化钙型水、碳酸氢钠型水等，氯化钙型水又称硬水。本发明中，所述二价阳离子主要指Ca2+和Mg2+等二价阳离子。
本发明的另一方面提供一种提高硬水油藏采收率的方法，该方法包括：
(1)首先向井筒中注入隔离液；
(2)然后注入海藻酸盐水溶液；
(3)再次注入隔离液；
(4)最后注入二价阳离子含量在400mg/L以上的油藏回注水；
(5)当步骤(4)中注入压力升高后恢复至步骤(1)中注入压力时，重复步骤(1)-(4)。
本发明中，海藻酸盐水溶液能够与地层中水的Ca2+、Mg2+等二价离子发生化学反应，从而生成絮状物或胶状物(钙镁离子含量高则形成固态胶体)，降低水在该区域的渗流能力，从而提高水驱效率。
本发明中，步骤(1)中，隔离液的注入量优选为2-10m3；步骤(2)中，海藻酸盐水溶液的注入量优选为50-2000m3，进一步优选为50-500m3；步骤(3)中，隔离液的注入量优选为2-10m3；
本发明中，步骤(5)中，如果步骤(4)中注入压力升高后恢复至步骤(1)中注入压力的时间小于3个月，根据情况，在下一轮次的重复实施时，适度增加海藻酸盐水溶液的浓度和用量；如果不小于3个月，可以继续按照原方案进行重复实施。
根据本发明，优选地，所述海藻酸盐水溶液中的海藻酸盐为海藻酸钠、海藻酸钾和海藻酸铵中的至少一种。
本发明中，海藻酸盐又称海藻酸胶、褐藻酸盐或藻酸盐。是海藻酸的盐类。是由(1→4)-β-交联的D-甘露糖醛酸和(1→4)-α-交联的古洛糖醛酸组成的长链聚合物，相对分子质量约为106。它主要存在于褐藻的细胞壁和细胞间黏胶质中，也存在于一些产黏质荚膜的假单胞菌和固氮菌等细菌中。1个海藻酸盐分子往往存在3区，即“M区”(富含甘露糖醛酸区)、“G区”(富含古洛糖醛酸区)和MG区”(两种糖醛酸都有)。M/G型与凝胶性质的关系为：高G型：刚性强，韧性弱，质脆；高M型：韧性好，刚性差，软而弹。需要刚性强时选择高G型海藻酸盐，需要韧性强时选择高M型海藻酸盐。
根据本发明，优选地，所述海藻酸盐水溶液的质量浓度为0.1-2％，优选为0.3-1％，进一步优选为0.5-0.8％。
本发明中，所述海藻酸盐水溶液的制备方法为：采用清水配制，海藻酸盐水溶液的质量浓度为0.1-2％，优选为0.3-1％，进一步优选为0.5-0.8％。具体的，配制时在搅拌状态下将海藻酸盐均匀分散在水中，直至溶解完全。
根据本发明，优选地，所述隔离液为非水介质隔离液或者Ca2+和Mg2+总含量低于50mg/L的水。
根据本发明，优选地，所述非水介质隔离液为乙醇、甲醇、甘油、白油、矿物油和柴油中的至少一种。
本发明中，所述乙醇优选为无水乙醇。
根据本发明，优选地，所述硬水油藏为油藏水中二价阳离子含量在400mg/L以上的油藏。
本发明中，所述二价阳离子主要指Ca2+和Mg2+等二价阳离子。
根据本发明，优选地，所述硬水油藏的油藏温度不大于80℃。
本发明中，注入的海藻酸盐水溶液在优势通道内突进，穿透隔离液在油藏中与地层水中的Ca2+、Mg2+等多价离子接触，形成胶状物质；另一方面，后续注入的回注水运移过程中穿透海藻酸盐水溶液段塞末端的隔离液段塞并与海藻酸盐水溶液接触，形成胶状物质。这两个作用使得流体在这一区域的渗流能力降低，注入水的波及范围扩大，经过多轮次的措施使得水驱采收率增加。
以下通过实施例进一步说明本发明：
以下各实施例和测试例所用的海藻酸盐水溶液的制备方法为：在搅拌状态下将海藻酸盐均匀分散在水(即钙镁离子小于50mg/L的水)中，直至溶解完全，得到海藻酸盐水溶液。
实施例1
油藏A的温度为62℃，地层水中Ca2+、Mg2+等二价阳离子的含量为1200mg/L，海藻酸钠水溶液的质量浓度为1％，隔离液为Ca2+和Mg2+总含量低于50mg/L的水。措施前注水压力为10MPa(即步骤(1)中注入压力)。
具体实施过程为：(1)先向井筒中注入隔离液5m3；(2)然后注入1％海藻酸钠水溶液150m3；(3)再次注入隔离液5m3；(4)注入油藏回注水。(5)当步骤(4)中注入压力在升高后恢复至措施前的10MPa时，重复(1)-(4)过程，并根据措施有效期调整海藻酸钠水溶液注入量，如果一次措施的有效期小于3个月，下一轮次实施时适度增加海藻酸钠水溶液的浓度和用量，如果一次措施的有效期大于3个月，可以维持原方案。
实施例2
油藏B的温度为80℃，地层水中Ca2+、Mg2+等二价阳离子的含量为2000mg/L，海藻酸钠水溶液的质量浓度为2％，隔离液为无水乙醇。措施前注水压力为15MPa(即步骤(1)中注入压力)。
具体实施过程为：(1)先向井筒中注入隔离液8m3；(2)然后注入2％海藻酸钠水溶液300m3；(3)再次注入隔离液8m3；(4)注入油藏回注水。(5)当步骤(4)注入压力在升高后恢复至措施前的15MPa时，重复(1)-(4)过程，并根据措施有效期调整海藻酸钠水溶液注入量，如果一次措施的有效期小于3个月，下一轮次实施时适度增加海藻酸钠水溶液的浓度和用量，如果一次措施的有效期大于3个月，可以维持原方案。
实施例3
油藏C的温度为45℃，地层水中Ca2+、Mg2+等二价阳离子的含量为400mg/L，海藻酸钾水溶液的质量浓度为0.5％，隔离液为白油。措施前注水压力为8MPa(即步骤(1)中注入压力)。
具体实施过程为：(1)先向井筒中注入隔离液2m3；(2)然后注入0.5％海藻酸钾水溶液100m3；(3)再次注入隔离液2m3；(4)注入油藏回注水。(5)当步骤(4)注入压力在升高后恢复至措施前的8MPa时，重复(1)-(4)过程，并根据措施有效期调整海藻酸钾水溶液注入量，如果一次措施的有效期小于3个月，下一轮次实施时适度增加海藻酸钠水溶液的浓度和用量，如果一次措施的有效期大于3个月，可以维持原方案。
实施例4
油藏D的温度为70℃，地层水中Ca2+、Mg2+等二价阳离子的含量为800mg/L，海藻酸钾水溶液的质量浓度为0.6％，隔离液为柴油。措施前注水压力为12MPa(即步骤(1)中注入压力)。
具体实施过程为：(1)先向井筒中注入隔离液2m3；(2)然后注入0.6％海藻酸钾水溶液120m3；(3)再次注入隔离液2m3；(4)注入油藏回注水。(5)当步骤(4)注入压力在升高后恢复至措施前的12MPa时，重复(1)-(4)过程，并根据措施有效期调整海藻酸钾水溶液注入量，如果一次措施的有效期小于3个月，下一轮次实施时适度增加海藻酸钠水溶液的浓度和用量，如果一次措施的有效期大于3个月，可以维持原方案。
实施例5
油藏E的温度为48℃，地层水中Ca2+、Mg2+等二价阳离子的含量为1000mg/L，海藻酸钠水溶液的质量浓度为0.3％，隔离液为柴油。措施前注水压力为9MPa(即步骤(1)中注入压力)。
具体实施过程为：(1)先向井筒中注入隔离液2m3；(2)然后注入0.3％海藻酸钠水溶液80m3；(3)再次注入隔离液2m3；(4)注入油藏回注水。(5)当步骤(4)注入压力在升高后恢复至措施前的9MPa时，重复(1)-(4)过程，并根据措施有效期调整海藻酸钠水溶液注入量，如果一次措施的有效期小于3个月，下一轮次实施时适度增加海藻酸钠水溶液的浓度和用量，如果一次措施的有效期大于3个月，可以维持原方案。
测试例1
采用双管并联模型进行驱油实验，气测渗透率分别为3达西、1.1达西，模型直径2.5cm，长30cm，填石英砂。实验温度74℃，注入水矿化度25000mg/L(二价阳离子含量1200mg/L)。水驱含水率达到95％后停止。注入0.02PVCa2+和Mg2+总含量为25mg/L的水，注入质量浓度为0.25％的海藻酸钠水溶液0.3PV，注入0.02PVCa2+和Mg2+总含量为25mg/L的水，转注矿化度25000mg/L(二价阳离子含量1200mg/L)的模拟盐水。
措施前，水驱阶段高渗模型采收率49.2％，低渗模型仅为4.6％；措施后提高采收率15.8％。
测试例2
采用双管并联模型进行驱油实验，气测渗透率分别为3达西、1.1达西，模型直径2.5cm，长30cm，填石英砂。实验温度74℃，注入水矿化度25000mg/L(二价阳离子含量1200mg/L)。水驱含水率达到95％后停止。注入0.02PVCa2+和Mg2+总含量为25mg/L的水，注入质量浓度为0.35％海藻酸钠水溶液0.3PV，注入0.02PVCa2+和Mg2+总含量为25mg/L的水，转注矿化度25000mg/L(二价阳离子含量1200mg/L)的模拟盐水。
措施前，水驱阶段高渗模型采收率48.7％，低渗模型仅为3.8％；措施后提高采收率18.4％。
测试例3
采用双管并联模型进行驱油实验，气测渗透率分别为3达西、1.1达西，模型直径2.5cm，长30cm，填石英砂。实验温度74℃，注入水矿化度25000mg/L(二价阳离子含量1200mg/L)。水驱含水率达到95％后停止。注入0.02PVCa2+和Mg2+总含量为25mg/L的水，注入质量浓度为0.6％海藻酸钠水溶液0.3PV，注入0.02PVCa2+和Mg2+总含量为25mg/L的水，转注矿化度25000mg/L(二价阳离子含量1200mg/L)的模拟盐水。
措施前，水驱阶段高渗模型采收率49.5％，低渗模型仅为4.4％；措施后提高采收率19.7％。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。

Claims (10)

1.一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用。
2.根据权利要求1所述的应用，其中，所述海藻酸盐为海藻酸钠、海藻酸钾和海藻酸铵中的至少一种。
3.根据权利要求1所述的应用，其中，所述硬水油藏为油藏水中二价阳离子含量在400mg/L以上的油藏。
4.一种提高硬水油藏采收率的方法，其特征在于，该方法包括：
(1)首先向井筒中注入隔离液；
(2)然后注入海藻酸盐水溶液；
(3)再次注入隔离液；
(4)最后注入二价阳离子含量在400mg/L以上的油藏回注水；
(5)当步骤(4)中注入压力升高后恢复至步骤(1)中注入压力时，重复步骤(1)-(4)。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，所述海藻酸盐水溶液中的海藻酸盐为海藻酸钠、海藻酸钾和海藻酸铵中的至少一种。
6.根据权利要求4所述的方法，其中，所述海藻酸盐水溶液的质量浓度为0.1-2％，优选为0.3-1％，进一步优选为0.5-0.8％。
7.根据权利要求4所述的方法，其中，所述隔离液为非水介质隔离液或者Ca2+和Mg2+总含量低于50mg/L的水。
8.根据权利要求7所述的方法，其中，所述非水介质隔离液为乙醇、甲醇、甘油、白油、矿物油和柴油中的至少一种。
9.根据权利要求4所述的方法，其中，所述硬水油藏为油藏水中二价阳离子含量在400mg/L以上的油藏。
10.根据权利要求4所述的方法，其中，所述硬水油藏的油藏温度不大于80℃。
CN201910577205.9A 2019-06-28 2019-06-28 一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油藏采收率的方法 Pending CN112145121A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910577205.9A CN112145121A (zh) 2019-06-28 2019-06-28 一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油藏采收率的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910577205.9A CN112145121A (zh) 2019-06-28 2019-06-28 一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油藏采收率的方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN112145121A true CN112145121A (zh) 2020-12-29

Family

ID=73869578

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910577205.9A Pending CN112145121A (zh) 2019-06-28 2019-06-28 一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油藏采收率的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112145121A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114961672A (zh) * 2021-02-24 2022-08-30 中国石油化工股份有限公司 一种利用钻井废液提高采收率方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4579175A (en) * 1984-08-10 1986-04-01 Deutsche Texaco Aktiengesellschaft Method of reducing water production
CA1213515A (en) * 1983-08-17 1986-11-04 Karl-Heinz Grodde Method of reducing water production
CN103305207A (zh) * 2013-06-06 2013-09-18 上海贵通新材料科技有限公司 一种新型环保的油气田开采用压裂液
CN105671028A (zh) * 2016-03-14 2016-06-15 中国石油天然气股份有限公司 一种微生物自修复凝胶调剖剂及其制备方法与应用
CN109779564A (zh) * 2017-11-13 2019-05-21 中国石油天然气股份有限公司 一种堵水调驱用自生凝胶的使用方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1213515A (en) * 1983-08-17 1986-11-04 Karl-Heinz Grodde Method of reducing water production
US4579175A (en) * 1984-08-10 1986-04-01 Deutsche Texaco Aktiengesellschaft Method of reducing water production
CN103305207A (zh) * 2013-06-06 2013-09-18 上海贵通新材料科技有限公司 一种新型环保的油气田开采用压裂液
CN105671028A (zh) * 2016-03-14 2016-06-15 中国石油天然气股份有限公司 一种微生物自修复凝胶调剖剂及其制备方法与应用
CN109779564A (zh) * 2017-11-13 2019-05-21 中国石油天然气股份有限公司 一种堵水调驱用自生凝胶的使用方法

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114961672A (zh) * 2021-02-24 2022-08-30 中国石油化工股份有限公司 一种利用钻井废液提高采收率方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103343675B (zh) 一种用于海上油田注聚井的复合解堵工艺方法
CN111396017B (zh) 一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法
CN102533240B (zh) 一种高温油藏复合调驱剂，其制备方法及其应用
CN108531153B (zh) 一种耐高温石油树脂分散体堵剂及其制备方法与应用
CN101235182B (zh) 一种分子内Cr3+交联聚合物凝胶及其制法
CN106188403A (zh) 一种高温高盐油藏防co2气窜堵剂及其制备方法
CN106479477A (zh) 一种胶囊化固体酸及其制备和应用
CN105368423A (zh) 一种采油用无铬复合树脂凝胶类调剖剂及制备方法与用途
CN104312570A (zh) 一种低腐蚀化学生热增压破胶剂及其制备方法
CN106958438B (zh) 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法
CN111058824B (zh) 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法
CN110872507A (zh) 非交联压裂液及其制备方法、应用与非交联压裂液稠化剂
CN114940895A (zh) 一种清洁高性能二氧化碳泡沫压裂液及其制备方法
CN108729893A (zh) 一种提高稠油油藏采收率的泡沫复合冷采方法
CN106522906B (zh) 韦兰胶在特高温油藏驱油中提高采收率的应用
CN112145121A (zh) 一种海藻酸盐作为硬水油藏调剖剂的应用和一种提高硬水油藏采收率的方法
CN113234425B (zh) 一种中低渗油藏深部调剖用复合铝凝胶堵剂及其制备方法与应用
CN112143477B (zh) 一种硅酸盐堵剂体系及其应用方法
CN110105936B (zh) 适用于复杂油藏的耐温耐盐泡沫调驱体系及其制备方法和应用
CN1150967A (zh) 油井压裂液低温破胶剂制备方法
CN111946317B (zh) 提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法
CN110872508B (zh) 非交联压裂液及其制备方法与应用
CN103497748B (zh) 一种利用地层残余聚合物的封窜剂及其封窜方法
CN105443104B (zh) 聚合物驱堵塞井酸化后解堵方法
CN114058029B (zh) 一种剪切响应型水凝胶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
RJ01 Rejection of invention patent application after publication
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20201229