CN114961639B - 一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法 - Google Patents
一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114961639B CN114961639B CN202210894486.2A CN202210894486A CN114961639B CN 114961639 B CN114961639 B CN 114961639B CN 202210894486 A CN202210894486 A CN 202210894486A CN 114961639 B CN114961639 B CN 114961639B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- steam
- well
- dredging
- foam
- slug
- 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.)
- Active
Links
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims abstract description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 98
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 84
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 83
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 78
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 49
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 45
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 claims abstract description 36
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 36
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 36
- -1 sodium alkyl benzene Chemical class 0.000 claims abstract description 36
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 29
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 20
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 15
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910052909 inorganic silicate Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 12
- 239000005543 nano-size silicon particle Substances 0.000 claims description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 10
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 9
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 9
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 8
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical group [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 7
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 claims description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 claims description 6
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 238000005245 sintering Methods 0.000 claims description 4
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- SCPWMSBAGXEGPW-UHFFFAOYSA-N dodecyl(trimethoxy)silane Chemical compound CCCCCCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC SCPWMSBAGXEGPW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 3
- 238000005188 flotation Methods 0.000 claims description 3
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- 238000001291 vacuum drying Methods 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 25
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 10
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 2
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 2
- 238000005034 decoration Methods 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000033764 rhythmic process Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase 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
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- 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 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
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
- Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
本发明属于稠油油藏开发技术领域，公开了一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法。首先将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝12~36h进行封堵；封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；然后注汽进行蒸汽疏通；最后进行蒸汽驱开采。本发明通过多级粒径无机凝胶体系对稠油油藏井的大孔道形成良好封堵，再以高稳定氮气泡沫辅助封堵中小孔道，可以有效控制大孔道的渗流能力；然后以蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠对低渗透层段中的原油进行降粘疏通，再以尿素、烷基苯磺酸钠、蒸汽形成蒸汽泡沫油驱替，封堵、降粘、驱油等多种功能形成堵疏结合工艺，可以有效提高稠油油藏蒸汽驱后期采收率。
Description
技术领域
本发明涉及稠油油藏开发技术领域，尤其涉及一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法。
背景技术
稠油油藏汽驱井进入蒸汽驱开发后期，受储层非均质性、蒸汽超覆、注采矛盾及动用等影响，蒸汽驱开发后期汽驱效果逐年变差，汽窜水淹频繁，剩余储量难以动用。油藏经过数十年的蒸汽驱开发后，储层原始孔喉受高温及间歇汽蚀的影响，部分孔径变大，形成稳定并逐级变大的汽窜通道，导致蒸汽驱后期，汽驱波及体积急剧变小。由于不同时期形成的汽窜通道所经历的蒸汽侵蚀时间差异及原始储层中的孔喉变化，汽窜通道呈现出不同规模及通道孔径的多级变化，一级通道封堵后，次一级的通道会启动，因此，低频次的高温封堵难以对汽窜通道形成稳定的控制。
目前稠油油藏蒸汽驱开发存在的问题主要为：（1）汽窜及地层亏空严重影响汽驱开发效果；（2）受渗透率韵律及蒸汽超覆作用影响，吞吐及汽驱早期，油层整体动用特征明显；（3）汽窜通道发育，同一井组不同方向汽窜通道波及特征不同，剩余油分布复杂，常规措施难以改善汽驱开发效果。
因此，如何有效控制汽窜，改善蒸汽驱后期稠油油藏开发效果对稠油蒸汽驱开发具有重要意义。
发明内容
本发明的目的在于提供一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，解决现有技术存在的上述问题。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝12~36h进行封堵；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采。
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（1）中将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井的具体方法为：注汽井的上段注入粗分散无机凝胶，段塞强度为0.5~2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；注汽井的下段注入微粉无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，顶替段塞，不封口；采油井的角井注入细分散无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；采油井的边井注入超细无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2。
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（1）中粗分散无机凝胶的中值粒径为55μm；微粉无机凝胶的中值粒径为35μm；细分散无机凝胶的中值粒径为45μm；超细无机凝胶的中值粒径为20μm。
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（2）中注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵的具体方法为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.5~2MPa时，使用高稳定氮气泡沫B；蒸汽驱的压力小于1.5MPa时，使用高稳定氮气泡沫A。
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（2）中高稳定氮气泡沫A的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于2880min，泡沫发泡率为300~400%，抗温性大于等于250℃；
高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于1440min，泡沫发泡率为400~500%，抗温性大于等于250℃。
优选的，高稳定氮气泡沫A由泡沫基液A和氮气按体积比1：1~3组成；泡沫基液A按质量百分含量计，包括1~2%纳米蒙脱土、0.5~1%两亲性纳米二氧化硅、0.5~1%泡沫剂，余量为水；纳米蒙脱土的制备方法为：将蒙脱土与水搅拌30~100min后依次进行离心沉降和水洗，然后重复离心沉降和水洗，直至离心沉降后得到半透明凝胶，烘干至恒重，得到纳米蒙脱土；纳米蒙脱土的粒径为20~50nm；两亲性纳米二氧化硅的制备方法为：将正硅酸乙酯、氨水、甲醇按体积比1~3：1~5：20~30混合，于室温反应1~4h，得到纳米二氧化硅分散液；使用乙酸调节纳米二氧化硅分散液的pH为7~7.5，加入纳米二氧化硅分散液体积分数0.1~0.2%的十二烷基三甲氧基硅烷，于80~90℃回流反应1~5h，依次进行离心和无水乙醇洗涤，重复离心和无水乙醇洗涤3~6次，然后于80~90℃真空干燥6~10h，得到两亲性纳米二氧化硅；两亲性纳米二氧化硅的粒径为35~100nm；泡沫剂为十二烷基苯磺酸钠；
高稳定氮气泡沫B由泡沫基液B和氮气按体积比1：1~2组成；泡沫基液B按质量百分含量计，包括0.5~2%纳米无机硅酸盐、0.5~1%泡沫剂，余量为水；纳米无机硅酸盐的制备方法为：粘土经过920~980℃烧结2~12h后，依次经过粉碎、气浮分离，得到纳米无机硅酸盐；纳米无机硅酸盐的粒径为50~100nm；泡沫剂为十二烷基苯磺酸钠；
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（3）中蒸汽疏通包括采油井降粘吞吐引效疏通和注汽井低速预热降粘驱替疏通；
采油井降粘吞吐引效疏通的控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3~0.45%；烷基苯磺酸钠的加入量为0.2~0.5%；
注汽井低速预热降粘驱替疏通的控制条件为：注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3~0.45%；烷基苯磺酸钠的加入量为0.2~0.5%。
经由上述的技术方案可知，与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
本发明通过多级粒径无机凝胶体系对稠油油藏井的大孔道形成良好的封堵，再以高稳定氮气泡沫辅助封堵中小孔道，可以有效控制大孔道的渗流能力；然后以蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠（降粘剂）对低渗透层段中的原油进行降粘疏通，再以尿素、烷基苯磺酸钠（降粘剂）、蒸汽形成蒸汽泡沫油驱替，最终形成多级粒径尺寸的颗粒逐级封堵控制，无机凝胶固相、降粘疏通的乳化油相、泡沫相及泡沫油驱替相形成堵驱结合，封堵、降粘、驱油等多种功能形成堵疏结合工艺，可以有效提高稠油油藏蒸汽驱后期的采收率。
具体实施方式
本发明提供了一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝12~36h进行封堵；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采。
在本发明中，所述步骤（1）中将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井的具体方法为：注汽井的上段注入粗分散无机凝胶，段塞强度为0.5~2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；注汽井的下段注入微粉无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，顶替段塞，不封口；采油井的角井注入细分散无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；采油井的边井注入超细无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2。
在本发明中，所述步骤（1）中粗分散无机凝胶的中值粒径为55μm；微粉无机凝胶的中值粒径为35μm；细分散无机凝胶的中值粒径为45μm；超细无机凝胶的中值粒径为20μm。
在本发明中，所述步骤（2）中注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵的具体方法为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.5~2MPa时，使用高稳定氮气泡沫B；蒸汽驱的压力小于1.5MPa时，使用高稳定氮气泡沫A。
在本发明中，所述步骤（2）中高稳定氮气泡沫A的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于2880min，泡沫发泡率为300~400%，抗温性大于等于250℃；
高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于1440min，泡沫发泡率为400~500%，抗温性大于等于250℃。
在本发明中，所述步骤（2）中高稳定氮气泡沫段塞的注入根据前期汽窜规模确定；其中，氮气量为10000~20000Nm3，泡沫液为100~200m3。
在本发明中，所述步骤（3）中蒸汽疏通包括采油井降粘吞吐引效疏通和注汽井低速预热降粘驱替疏通；
采油井降粘吞吐引效疏通的控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量优选为0.3~0.45%，进一步优选为0.33~0.41%，更优选为0.37%；烷基苯磺酸钠的加入量优选为0.2~0.5%，进一步优选为0.26~0.43%，更优选为0.38%；烷基苯磺酸钠优选为烷基苯磺酸钠；
注汽井低速预热降粘驱替疏通的控制条件为：注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量优选为0.3~0.45%，进一步优选为0.36~0.43%，更优选为0.4%；烷基苯磺酸钠的加入量优选为0.2~0.5%，进一步优选为0.29~0.46%，更优选为0.42%；烷基苯磺酸钠优选为烷基苯磺酸钠；
其中，尿素的加入量为尿素与蒸汽冷凝后水的质量比；烷基苯磺酸钠的加入量为烷基苯磺酸钠与蒸汽冷凝后水的质量比。
在本发明中，所述步骤（3）中当蒸汽与尿素同时注入，与不加尿素相比，升温到相同温度所需蒸汽用量明显降低，且随着尿素加入量增加，稠油粘度降低加快，流动能力明显提高，整体降粘率达到98%以上。
在本发明中，所述步骤（4）中蒸汽驱开采的具体条件为：注汽井按照40~60t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采。
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
针对A试验区，本实施例提供一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝24h进行封堵；
具体为：注汽井分为上下段，注汽井的上段注入中值粒径为55μm的粗分散无机凝胶，段塞强度为2N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为398m3，注入压力为3.5MPa；注汽井的下段注入中值粒径为35μm的微粉无机凝胶，段塞强度为2N/mm2，顶替段塞，不封口，单井注入量为110m3，注入压力为3MPa；采油井根据油井位置不同，分为角井和边井，采油井的角井注入中值粒径为45μm的细分散无机凝胶，段塞强度为2N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为200m3，注入压力为3.5MPa；采油井的边井注入中值粒径为20μm的超细无机凝胶，段塞强度为2N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为150m3，注入压力为3MPa；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
具体为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.8MPa，注入高稳定氮气泡沫B段塞，其中泡沫液为100m3，氮气量为10000Nm3；高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期为1440min，泡沫发泡率为400%，抗温性为250℃；
高稳定氮气泡沫B由泡沫基液B和氮气按体积比1：2组成；泡沫基液B按质量百分含量计，包括2%纳米无机硅酸盐、1%十二烷基苯磺酸钠，余量为水；纳米无机硅酸盐的制备方法为：粘土经过950℃烧结6h后，依次经过粉碎、气浮分离，得到粒径为100nm的纳米无机硅酸盐；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
具体为：辅助封堵后对采油井进行降粘吞吐引效疏通，其控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m，形成快速大排量吞吐引效；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.3%；
然后对注汽井进行低速预热降粘驱替疏通，其控制条件为：井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.5%；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采；具体条件为：注汽井按照60t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采。
本实施例的上述开发方法，日产油为32.2t/d，含水86.8%；单独采用蒸汽驱开采（具体条件为：注汽井按照60t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采）日产油为5.4t/d，含水97.5%，本实施例的方法增油效果显著。
实施例2
针对B试验区，本实施例提供一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝20h进行封堵；
具体为：注汽井分为上下段，注汽井的上段注入中值粒径为55μm的粗分散无机凝胶，段塞强度为1N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为413m3，注入压力为3.5MPa；注汽井的下段注入中值粒径为35μm的微粉无机凝胶，段塞强度为1N/mm2，顶替段塞，不封口，单井注入量为101m3，注入压力为3MPa；采油井根据油井位置不同，分为角井和边井，采油井的角井注入中值粒径为45μm的细分散无机凝胶，段塞强度为1N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为230m3，注入压力为3.5MPa；采油井的边井注入中值粒径为20μm的超细无机凝胶，段塞强度为1N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为195m3，注入压力为3MPa；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
具体为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.2MPa，注入高稳定氮气泡沫A段塞：其中泡沫液为150m3，氮气量为12000Nm3；高稳定氮气泡沫A的性能要求为：泡沫析液半衰期为2880min，泡沫发泡率为360%，抗温性为250℃；
高稳定氮气泡沫A由泡沫基液A和氮气按体积比1：1组成；泡沫基液A按质量百分含量计，包括2%纳米蒙脱土、1%两亲性纳米二氧化硅、1%十二烷基苯磺酸钠，余量为水；纳米蒙脱土的制备方法为：将蒙脱土与水搅拌70min后依次进行离心沉降和水洗，然后重复离心沉降和水洗，直至离心沉降后得到半透明凝胶，烘干至恒重，得到粒径为50nm的纳米蒙脱土；两亲性纳米二氧化硅的制备方法为：将正硅酸乙酯、氨水、甲醇按体积比1：3：25混合，于室温反应4h，得到纳米二氧化硅分散液；使用乙酸调节纳米二氧化硅分散液的pH为7.1，加入纳米二氧化硅分散液体积分数0.2%的十二烷基三甲氧基硅烷，于90℃回流反应5h，依次进行离心和无水乙醇洗涤，重复离心和无水乙醇洗涤6次，然后80℃真空干燥10h，得到粒径为60nm的两亲性纳米二氧化硅；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
具体为：辅助封堵后对采油井进行降粘吞吐引效疏通，其控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m，形成快速大排量吞吐引效；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.4%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.2%；
然后对注汽井进行低速预热降粘驱替疏通，其控制条件为：井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.4%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.4%；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采；具体条件为：注汽井按照50t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采。
本实施例的上述开发方法，日产油为28.4t/d，含水87.6%；单独采用蒸汽驱开采（具体条件为：注汽井按照50t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采）日产油为4.6t/d，含水95.6%，本实施例的方法增油效果显著。
实施例3
针对C试验区，本实施例提供一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝30h进行封堵；
具体为：注汽井分为上下段，注汽井的上段注入中值粒径为55μm的粗分散无机凝胶，段塞强度为2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为367m3，注入压力为3.5MPa；注汽井的下段注入中值粒径为35μm的微粉无机凝胶，段塞强度为2.5N/mm2，顶替段塞，不封口，单井注入量为123m3，注入压力为3MPa；采油井根据油井位置不同，分为角井和边井，采油井的角井注入中值粒径为45μm的细分散无机凝胶，段塞强度为2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为235m3，注入压力为3.5MPa；采油井的边井注入中值粒径为20μm的超细无机凝胶，段塞强度为2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为185m3，注入压力为3MPa；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
具体为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为2MPa，注入高稳定氮气泡沫B段塞：其中泡沫液为200m3，氮气量为20000Nm3；高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期为1440min，泡沫发泡率为400%，抗温性为250℃；
高稳定氮气泡沫B由泡沫基液B和氮气按体积比1：2组成；泡沫基液B按质量百分含量计，包括2%纳米无机硅酸盐、1%十二烷基苯磺酸钠，余量为水；纳米无机硅酸盐的制备方法为：粘土经过950℃烧结6h后，依次经过粉碎、气浮分离，得到粒径为100nm的纳米无机硅酸盐；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
具体为：辅助封堵后对采油井进行降粘吞吐引效疏通，其控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m，形成快速大排量吞吐引效；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.45%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.45%；
然后对注汽井进行低速预热降粘驱替疏通，其控制条件为：井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.45%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.5%；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采；具体条件为：注汽井按照40t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采。
本实施例的上述开发方法，日产油为30.7t/d，含水85.9%；单独采用蒸汽驱开采（具体条件为：注汽井按照40t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采）日产油为4.1t/d，含水98.1%，本实施例的方法增油效果显著。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (3)
1.一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，其特征在于，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝12~36h进行封堵；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采；
其中，所述步骤（2）中注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵的具体方法为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.5~2MPa时，使用高稳定氮气泡沫B；蒸汽驱的压力小于1.5MPa时，使用高稳定氮气泡沫A；
所述步骤（2）中高稳定氮气泡沫A的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于2880min，泡沫发泡率为300~400%，抗温性大于等于250℃；
高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于1440min，泡沫发泡率为400~500%，抗温性大于等于250℃；
所述步骤（3）中蒸汽疏通包括采油井降粘吞吐引效疏通和注汽井低速预热降粘驱替疏通；
采油井降粘吞吐引效疏通的控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3~0.45%；烷基苯磺酸钠的加入量为0.2~0.5%；
注汽井低速预热降粘驱替疏通的控制条件为：注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3~0.45%；烷基苯磺酸钠的加入量为0.2~0.5%；
其中，尿素的加入量为尿素与蒸汽冷凝后水的质量比；烷基苯磺酸钠的加入量为烷基苯磺酸钠与蒸汽冷凝后水的质量比；
高稳定氮气泡沫A由泡沫基液A和氮气按体积比1：1~3组成；泡沫基液A按质量百分含量计，包括1~2%纳米蒙脱土、0.5~1%两亲性纳米二氧化硅、0.5~1%泡沫剂，余量为水；纳米蒙脱土的制备方法为：将蒙脱土与水搅拌30~100min后依次进行离心沉降和水洗，然后重复离心沉降和水洗，直至离心沉降后得到半透明凝胶，烘干至恒重，得到纳米蒙脱土；纳米蒙脱土的粒径为20~50nm；两亲性纳米二氧化硅的制备方法为：将正硅酸乙酯、氨水、甲醇按体积比1~3：1~5：20~30混合，于室温反应1~4h，得到纳米二氧化硅分散液；使用乙酸调节纳米二氧化硅分散液的pH为7~7.5，加入纳米二氧化硅分散液体积分数0.1~0.2%的十二烷基三甲氧基硅烷，于80~90℃回流反应1~5h，依次进行离心和无水乙醇洗涤，重复离心和无水乙醇洗涤3~6次，然后于80~90℃真空干燥6~10h，得到两亲性纳米二氧化硅；两亲性纳米二氧化硅的粒径为35~100nm；泡沫剂为十二烷基苯磺酸钠；
高稳定氮气泡沫B由泡沫基液B和氮气按体积比1：1~2组成；泡沫基液B按质量百分含量计，包括0.5~2%纳米无机硅酸盐、0.5~1%泡沫剂，余量为水；纳米无机硅酸盐的制备方法为：粘土经过920~980℃烧结2~12h后，依次经过粉碎、气浮分离，得到纳米无机硅酸盐；纳米无机硅酸盐的粒径为50~100nm；泡沫剂为十二烷基苯磺酸钠。
2.根据权利要求1所述的一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，其特征在于，所述步骤（1）中将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井的具体方法为：注汽井的上段注入粗分散无机凝胶，段塞强度为0.5~2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；注汽井的下段注入微粉无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，顶替段塞，不封口；采油井的角井注入细分散无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；采油井的边井注入超细无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2。
3.根据权利要求2所述的一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，其特征在于，所述步骤（1）中粗分散无机凝胶的中值粒径为55μm；微粉无机凝胶的中值粒径为35μm；细分散无机凝胶的中值粒径为45μm；超细无机凝胶的中值粒径为20μm。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210894486.2A CN114961639B (zh) | 2022-07-28 | 2022-07-28 | 一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210894486.2A CN114961639B (zh) | 2022-07-28 | 2022-07-28 | 一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114961639A CN114961639A (zh) | 2022-08-30 |
| CN114961639B true CN114961639B (zh) | 2022-10-14 |
Family
ID=82970096
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210894486.2A Active CN114961639B (zh) | 2022-07-28 | 2022-07-28 | 一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114961639B (zh) |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4694906A (en) * | 1985-08-30 | 1987-09-22 | Union Oil Company Of California | Method for emplacement of a gelatinous foam in gas flooding enhanced recovery |
| CN102876304A (zh) * | 2012-09-18 | 2013-01-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水平井底水封堵堵剂体系以及底水封堵工艺 |
| 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 |
| CN107091075A (zh) * | 2010-04-12 | 2017-08-25 | 盘锦河升大地石油科技有限公司 | 一种稠油型油藏开采方法 |
| 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 |
| CN107556992A (zh) * | 2017-08-23 | 2018-01-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油田大修后tbs防砂筛管完井用的调剖剂及其调剖方法 |
| CN111622709A (zh) * | 2020-04-14 | 2020-09-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种薄隔层稠油油藏下层水堵水方法及使用的堵水剂体系 |
| CN111927385A (zh) * | 2020-07-15 | 2020-11-13 | 陕西明德石油科技有限公司 | 超低渗油藏凝胶泡沫暂堵分流压裂方法 |
| 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 |
| CN112852393A (zh) * | 2019-11-28 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油水平井用耐高温堵剂及堵水方法 |
| CN114183095A (zh) * | 2021-12-03 | 2022-03-15 | 西安石油大学 | 一种裂缝性油藏的大尺度裂缝的封堵方法 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6722434B2 (en) * | 2002-05-31 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well treating fluids |
| CN103289013B (zh) * | 2013-05-30 | 2016-08-10 | 西南石油大学 | 一种凝胶及其用于堵漏的方法和堵漏压井的方法 |
| CN105238380B (zh) * | 2015-09-21 | 2016-10-05 | 中国石油大学(华东) | 一种油气田用新型无机微细颗粒强化泡沫体系及其制备方法 |
-
2022
- 2022-07-28 CN CN202210894486.2A patent/CN114961639B/zh active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4694906A (en) * | 1985-08-30 | 1987-09-22 | Union Oil Company Of California | Method for emplacement of a gelatinous foam in gas flooding enhanced recovery |
| CN107091075A (zh) * | 2010-04-12 | 2017-08-25 | 盘锦河升大地石油科技有限公司 | 一种稠油型油藏开采方法 |
| CN102876304A (zh) * | 2012-09-18 | 2013-01-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水平井底水封堵堵剂体系以及底水封堵工艺 |
| 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 |
| 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 |
| CN107556992A (zh) * | 2017-08-23 | 2018-01-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油田大修后tbs防砂筛管完井用的调剖剂及其调剖方法 |
| 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 |
| CN112852393A (zh) * | 2019-11-28 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油水平井用耐高温堵剂及堵水方法 |
| CN111622709A (zh) * | 2020-04-14 | 2020-09-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种薄隔层稠油油藏下层水堵水方法及使用的堵水剂体系 |
| CN111927385A (zh) * | 2020-07-15 | 2020-11-13 | 陕西明德石油科技有限公司 | 超低渗油藏凝胶泡沫暂堵分流压裂方法 |
| CN114183095A (zh) * | 2021-12-03 | 2022-03-15 | 西安石油大学 | 一种裂缝性油藏的大尺度裂缝的封堵方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 二氧化碳泡沫辅助蒸汽驱技术的应用――以辽河油田杜229块为例;王正东;《内蒙古石油化工》;20170228(第02期);第79-80页 * |
| 多段塞多轮次凝胶调驱逐级封堵复杂裂缝的实验研究;王东等;《地下水》;20170325(第02期);第202-204页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114961639A (zh) | 2022-08-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113136193B (zh) | 一种高活性纳米驱油剂及其制备方法 | |
| CN102071919B (zh) | 一种油气井纤维辅助控水压裂方法 | |
| CN109577909B (zh) | 一种特低渗透油田选择性泡沫凝胶堵水调剖方法 | |
| CN112322266B (zh) | 一种多效复合氮气泡沫调驱体系以及一种调驱方法 | |
| CN114835866B (zh) | 一种低渗透油藏用纳米微乳液驱油剂及其制备方法 | |
| CN110387011B (zh) | 一种纳米复合驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN113462375A (zh) | 一种化学干预原位乳化体系 | |
| CN114806535A (zh) | 一种改性纳米二氧化硅流体及其制备方法和应用、一种滑溜水压裂液及其应用 | |
| CN103468237A (zh) | 清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN112852398A (zh) | 一种海上稠油蒸汽驱用高温泡沫调驱剂及其应用 | |
| CN114961639B (zh) | 一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法 | |
| KR20120018239A (ko) | 오일샌드에서 오일성분을 회수하는 방법 | |
| CN113374452A (zh) | 一种提高流度的稠油冷采降粘方法及应用 | |
| CN113187459A (zh) | 一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法 | |
| CN114957126B (zh) | 一种油田酸化压裂用助排剂及其合成方法 | |
| CN113789162A (zh) | 一种耐高温高强度泡沫调堵体系及其制备方法与应用 | |
| CN105018053A (zh) | 一种可循环微泡钻井液及其制备方法 | |
| CN114854387B (zh) | 一种纳米花-纳米片双无机纳米调驱体系及其应用 | |
| CN114634805B (zh) | 用于低渗-致密储层的自生长冻胶分散体活性流度控制体系和窜流控制方法 | |
| CN114621739B (zh) | 一种耐温抗盐超疏水颗粒堵剂及制备方法 | |
| CN102153994B (zh) | 高温混相暂堵封窜剂及其制备方法 | |
| CN109236228A (zh) | 一种适用于桥塞分段多簇压裂的凝胶暂堵方法 | |
| CN105131924B (zh) | 自发泡洗井液用增粘剂及洗井液配置剂及洗井液 | |
| CN113174242B (zh) | 一种油井堵水用纳米封堵剂及其制备方法 | |
| CN111334263B (zh) | 一种基于老化油的自选择性堵调剂及堵水方法 |
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 |