CN115012897B - 一种提高页岩油采收率的方法 - Google Patents
一种提高页岩油采收率的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115012897B CN115012897B CN202210784724.4A CN202210784724A CN115012897B CN 115012897 B CN115012897 B CN 115012897B CN 202210784724 A CN202210784724 A CN 202210784724A CN 115012897 B CN115012897 B CN 115012897B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- shale
- shale oil
- mixed slurry
- oil recovery
- 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
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 63
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 42
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 42
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 28
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000011268 mixed slurry Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 15
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 claims abstract description 14
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 claims abstract description 14
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 7
- BPMFZUMJYQTVII-UHFFFAOYSA-N guanidinoacetic acid Chemical compound NC(=N)NCC(O)=O BPMFZUMJYQTVII-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 claims description 5
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 claims description 5
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 4
- JDXXTKLHHZMVIO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-hydroxypropyl)guanidine Chemical compound NC(=N)NCCCO JDXXTKLHHZMVIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001817 Agar Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 2
- 239000008272 agar Substances 0.000 claims description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 19
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 10
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 10
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 4
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- 206010017472 Fumbling Diseases 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011031 large-scale manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- 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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提供了一种提高页岩油采收率的方法,属于采集页岩油技术领域。所述提高页岩油采收率的方法包括以下步骤:(1)将明胶、交联剂和水混合得到混合浆液,然后将混合浆液加热得到粘稠状的混合物A;(2)利用混合物A包裹金属钠颗粒,并烘干,得到包裹物B;(3)将包裹物B加入到水基压裂液中,得到混合浆液C;(4)将混合浆液C注入水平井中,对储层进行压裂改造,形成裂缝网络。本发明具有原理可靠,过程简便快捷,能够有效提高页岩油采收率的特点。
Description
技术领域
本发明涉及采集页岩油技术领域,尤其涉及一种提高页岩油采收率的方法。
背景技术
页岩油是指从储存在纳米级孔隙且富含有机质的泥页岩中开采出的原油,是自生自储的原油聚集,需要经过配套的水力压裂技术和水平井技术等手段才能够采出的液态烃类。页岩油藏具有典型的自生自储、原地滞留聚集的特点,自身并无明显的圈闭,主要赋存于以页岩为主的储层系统中,页岩油藏烃类的产生、聚集、排出、保存等主要是在页岩系统内部完成的,通常不存在烃类的运移或者运移的距离极短。
近些年来,页岩油已经成为全球非常规石油勘探开发的重要领域。页岩油藏与传统油藏的地质属性有所区别,最大的区别在于页岩油藏的页岩储层的无机矿物中含有有机质,而有机质能够吸附大量的烃类流体,这就使得页岩储层的地质比较复杂。与北美地区海相页岩油不同,我国的页岩油属于陆相页岩油。因此,我国页岩油形成和分布具有独特的地质属性,陆相页岩储集层非均质性强、横向变化大、孔隙度相对较低、页岩油的油质相对较重、单井累计产量偏低。目前,我国页岩油的勘探和效益利用等关键技术成果显著,页岩油的规模化建产和开发条件也已经成熟。但是页岩油气藏存在气层物性差、高含硫、多裂缝、多断层、储量动用差异大及稳产期短递减较快等问题,至今没有一种提高采收率方法被实际应用于页岩油气的开采中。北美地区因为起步较早,为提高采收率已经开展了大量研究和试验,我国起步较晚,尚处于技术摸索阶段。因此,如何提高我国页岩油采收率是目前业内的一个重大难题。
申请号为201810315546.4的专利公开了一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法。该专利通过将空气注入至页岩油藏,使空气和页岩中的页岩油、干酪根等有机物发生空气氧化反应生热甚至燃烧,使得页岩地层温度升高而热破裂,提高了页岩的导流能力,将页岩油导流至生产井,采集得到页岩油。但是该专利需要人工加热或注入低燃点的物质,导致其工艺繁琐。
申请号为201810053938.8的专利公开了利用二氧化碳/助溶剂体系提高页岩油吞吐采收率的方法。该专利利用助溶剂辅助CO2吞吐,并通过压力传感器记录可视容器内压力变化,经过多次吞吐操作,达到提高页岩油采收率的目的。
发明内容
有鉴于此,本发明提供了一种在储层中同时生热和气,以显著提高页岩油采收率的方法,本发明通过将弱水溶性物质与交联剂混合,将混合后的物质在金属钠颗粒外层包裹上一层膜状物并烘干,随后,将包裹好的钠颗粒加入到水基压裂液中形成混合浆液,通过水平井,将压裂液注入储层对后者进行改造作业。该方法具有原理可靠,过程简便快捷,能够有效提高页岩油采收率的特点。
本发明提供了一种提高页岩油采收率的方法,包括以下步骤:
(1)将明胶、交联剂和水混合得到混合浆液,然后将混合浆液加热得到粘稠状的混合物A;
(2)利用混合物A包裹金属钠颗粒,并烘干,得到包裹物B;
(3)将包裹物B加入到水基压裂液中,得到混合浆液C;
(4)将混合浆液C注入水平井水平段中;
(5)采用混合有金属钠颗粒的水基压裂液对储层进行压裂改造,形成裂缝网络。随后,包裹物B会在水溶液中缓慢溶解,使得金属钠颗粒暴露在水基压裂液中与水发生放热反应,给周围页岩储层加热使有机页岩中干酪根分解生成更多的油,并利用反应生成的氢气置换出储层中的页岩油,显著提高页岩油的采收率。
当金属钠颗粒外表面的弱水性物质在水溶液中缓慢溶解后,金属钠颗粒就会露出并与水接触,产生爆炸性放热反应,进一步对周围的储层进行改造,在爆炸性放热反应下,周围的储层会出现更多裂缝;钠与水反应生成大量的氢气,这些氢气由于重力作用和分子直径小会进入裂缝中,将处在储层中的页岩油置换出来,降低页岩油的开采难度;钠与水的反应属于强放热反应,反应放出的热量给周围的储层加热,一方面提高已有页岩油的流动性,,促进页岩油的流动和采出,另一方面促使有机页岩中干酪根分解生成更多的油,提高单井的页岩油产量;储层中生成的氢气随页岩油采出后可回收利用。
优选地,步骤(1)中所述明胶还可以是琼脂、聚乙烯醇中的任意一种。
优选地,步骤(1)中所述交联剂为多聚甲醛硬化交联剂,商品名是PF5020,由中科泰瑞生产。
优选地,步骤(1)中所述加热温度为80℃。
优选地,按质量百分比计,步骤(1)中所述明胶占85%~90%,交联剂占3%~5%,水占5%~10%。
优选地,按质量百分比计,步骤(2)中所述烘干方式为:将所得混合物平铺于托盘中,放入烘干箱中以80±2℃的温度烘干24小时以上。
优选地,步骤(3)中所述水基压裂液为羧甲基胍胶、聚丙烯酰胺类聚合物、羟丙基胍等。
优选地,按质量百分比计,步骤(3)中所述水基压裂液占50%~60%,包裹物B占40%~50%。
优选地,步骤(3)所述混合浆液C中金属钠颗粒占水基压裂液的体积比率为10~30%。
步骤(4)中所述压裂的压力为20~50MPa。
步骤(4)中所述混合浆液C的流量为0.1~0.4m3/min。
当金属钠颗粒外表面的弱水性物质在水溶液中缓慢溶解后,金属钠颗粒会与水发生接触,产生爆炸性放热反应,对储层产生一系列作用:
(1)钠与水的反应属于强放热反应,反应放出的热量,将会进一步加热页岩储层,促使有机页岩中干酪根分解生成更多的油;
(2)放热反应会提高页岩油的流动性,促进页岩油的流动和采出;
(3)钠与水反应生成的氢气由于膨胀能力强会对储层进行进一步改造,促进裂缝发育,同时由于氢气分子直径小,氢气会进入页岩小孔隙中,对赋存的页岩油产生一个置换作用,进一步提高页岩油采收率;
(4)钠颗粒与水反应后能减弱甚者消除水基压裂液中水对页岩储层物性的伤害。
与现有技术相比,本发明具有以下有益效果:本发明利用钠与水的放热反应起到强化储层改造效果、提高页岩油流动性,从而进一步提高页岩油采收率的技术效果。并且由于水基压裂液中的水能被钠颗粒反应掉,进而避免了页岩储层中产生水敏效应,提高了水基压裂液在页岩油藏改造中的适用性。
附图说明
图1是本发明提高页岩油采收率流程示意图;
图中1为金属钠颗粒,2为浆液中的水,3为钠颗粒包裹物B,4为混合浆液C,5为注入井,6为页岩储层中页岩油。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚,下面将对本发明的技术方案进行清楚、完整的描述。显然,所描述的实施例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的前提下所得到的所有其它实施例,都属于本发明所保护的范围。
下述实施例中所述试验方法或测试方法,如无特殊说明,均为常规方法;所述原料和助剂,如无特殊说明,均从常规商业途径获得,或以常规方法制备。
本发明中的金属钠颗粒、弱水溶性物质明胶等均选用现有的商业用品。
实施例1
一种提高页岩油采收率的方法,包括以下步骤:
(1)将明胶、多聚甲醛硬化交联剂和水混合成浆液,并将浆液以80℃的温度加热烘干直至浆液呈缓慢流动的粘稠状,得到混合物A,其按质量百分比计,明胶占85%,交联剂占5%,水占10%;
(2)利用混合物A包裹金属钠颗粒,将其平铺于托盘放进烘干箱中以80℃温度烘干24h,得到包裹物B;
(3)将包裹物B加入到水基压裂液羧甲基胍胶中,所述包裹物B中的金属钠占水基压裂液羧甲基胍胶的质量比率为3:7,包裹物B和水基压裂液羧甲基胍胶的质量比为4:6,得到混合浆液C;
(4)进行室内模拟压裂实验,将混合浆液C注入水平井水平段中,采用混合有金属钠颗粒的水基压裂液对储层进行压裂改造,形成裂缝网络,所述压裂的压力为20MPa,所述混合浆液C的流量为0.1m3/min。
随后,包裹物B会在水溶液中缓慢溶解,使得金属钠颗粒暴露在水基压裂液中与水发生放热反应,给周围页岩储层加热使有机页岩中干酪根分解生成更多的油,并利用反应生成的氢气置换出储层中的页岩油,显著提高页岩油的采收率。
室内岩心压裂实验结果表明:相比常规衰竭开发方式,页岩油开采采收率6%,实施例1的页岩油采收率提高了10%。
上述实施例表明:本发明提出的利用钠与水的放热反应能够有效强化储层改造效果、提高页岩油的流动性,从而进一步提高提高页岩油采收率。
实施例2
一种提高页岩油采收率的方法,包括以下步骤:
(1)将明胶、多聚甲醛硬化交联剂和水混合成浆液,并将浆液以80℃的温度加热烘干直至浆液呈缓慢流动的粘稠状,得到混合物A,其按质量百分比计,明胶占85%,交联剂占5%,水占10%;
(2)利用混合物A包裹金属钠颗粒,将其平铺于托盘放进烘干箱中以80℃温度烘干24h,得到包裹物B;
(3)将包裹物B加入到水基压裂液羧甲基胍胶中,所述包裹物B中的金属钠占水基压裂液羧甲基胍胶的质量比率为3:7,包裹物B和水基压裂液羧甲基胍胶的质量比为4:6,得到混合浆液C;
(4)进行室内模拟压裂实验,将混合浆液C注入水平井水平段中,采用混合有金属钠颗粒的水基压裂液对储层进行压裂改造,形成裂缝网络,所述压裂的压力为35MPa,所述混合浆液C的流量为0.3m3/min。
随后,包裹物B会在水溶液中缓慢溶解,使得金属钠颗粒暴露在水基压裂液中与水发生放热反应,给周围页岩储层加热使有机页岩中干酪根分解生成更多的油,并利用反应生成的氢气置换出储层中的页岩油,显著提高页岩油的采收率。
室内岩心压裂实验结果表明:相比常规衰竭开发方式页岩油开采采收率6%,实施例1的页岩油采收率提高了15%。
上述实施例表明:本发明提出的利用钠与水的放热反应能够有效强化储层改造效果、提高页岩油的流动性,从而进一步提高提高页岩油采收率。
实施例3
一种提高页岩油采收率的方法,包括以下步骤:
(1)将明胶、多聚甲醛硬化交联剂和水混合成浆液,并将浆液以80℃的温度加热烘干直至浆液呈缓慢流动的粘稠状,得到混合物A,其按质量百分比计,明胶占85%,交联剂占5%,水占10%;
(2)利用混合物A包裹金属钠颗粒,将其平铺于托盘放进烘干箱中以80℃温度烘干24h,得到包裹物B;
(3)将包裹物B加入到水基压裂液羧甲基胍胶中,所述包裹物B中的金属钠占水基压裂液羧甲基胍胶的质量比率为3:7,包裹物B和水基压裂液羧甲基胍胶的质量比为4:6,得到混合浆液C;
(4)进行室内模拟压裂实验,将混合浆液C注入水平井水平段中,采用混合有金属钠颗粒的水基压裂液对储层进行压裂改造,形成裂缝网络,所述压裂的压力为50MPa,所述混合浆液C的流量为0.4m3/min。
随后,包裹物B会在水溶液中缓慢溶解,使得金属钠颗粒暴露在水基压裂液中与水发生放热反应,给周围页岩储层加热使有机页岩中干酪根分解生成更多的油,并利用反应生成的氢气置换出储层中的页岩油,显著提高页岩油的采收率。
室内岩心压裂实验结果表明:相比常规衰竭开发方式页岩油开采采收率6%,实施例1的页岩油采收率提高了18%。
上述实施例表明:本发明提出的利用钠与水的放热反应能够有效强化储层改造效果、提高页岩油的流动性,从而进一步提高提高页岩油采收率。
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 (7)
1.一种提高页岩油采收率的方法,其特征在于,包括以下步骤:
(1)将明胶、交联剂和水混合得到混合浆液,然后将混合浆液加热得到粘稠状的混合物A;
(2)利用混合物A包裹金属钠颗粒,然后烘干,得到包裹物B;
(3)将包裹物B加入到水基压裂液中,得到混合浆液C;
(4)将混合浆液C注入水平井中,以对储层进行压裂改造;
所述混合浆液中各原料的质量百分数为:明胶85 %~90 %、交联剂3 %~5 %、水5 %~10%;
按质量百分比计,步骤(3)中所述水基压裂液占50 %~60 %,包裹物B占40 %~50 %;
所述水基压裂液为羧甲基胍胶、聚丙烯酰胺类聚合物、羟丙基胍中的任意一种。
2.根据权利要求1所述的提高页岩油采收率的方法,其特征在于,步骤(1)中所述明胶还可以是琼脂、聚乙烯醇中的任意一种。
3.根据权利要求1所述的提高页岩油采收率的方法,其特征在于,步骤(1)中所述交联剂为多聚甲醛硬化交联剂。
4.根据权利要求1所述的提高页岩油采收率的方法,其特征在于,按质量百分比计,步骤(1)中所述加热温度为80℃。
5.根据权利要求1所述的提高页岩油采收率的方法,其特征在于,按质量百分比计,步骤(2)中所述烘干方式为将混合物A包裹金属钠颗粒的混合物平铺于托盘中,在80±2℃的温度条件下烘干。
6.根据权利要求1所述的提高页岩油采收率的方法,其特征在于,步骤(3)所述混合浆液C中金属钠颗粒占水基压裂液的体积比率为10-30 %。
7.根据权利要求1所述的提高页岩油采收率的方法,其特征在于,步骤(4)中所述压裂的压力为 20-50 MPa,所述混合浆液C的流量为0.1-0.4 m3/min。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210784724.4A CN115012897B (zh) | 2022-06-29 | 2022-06-29 | 一种提高页岩油采收率的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210784724.4A CN115012897B (zh) | 2022-06-29 | 2022-06-29 | 一种提高页岩油采收率的方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115012897A CN115012897A (zh) | 2022-09-06 |
CN115012897B true CN115012897B (zh) | 2023-11-21 |
Family
ID=83078837
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202210784724.4A Active CN115012897B (zh) | 2022-06-29 | 2022-06-29 | 一种提高页岩油采收率的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115012897B (zh) |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103711467A (zh) * | 2013-12-25 | 2014-04-09 | 东营盛世石油科技有限责任公司 | 一种用于自生co2提高采收率的配方 |
CN103975039A (zh) * | 2011-11-23 | 2014-08-06 | 沙特阿拉伯石油公司 | 通过注入包封的纳米反应物在致密地层中形成人工最佳钻探点 |
WO2016065478A1 (en) * | 2014-10-30 | 2016-05-06 | Resource Innovations Inc. | Dynamic loading and thermal fracturing of hydrocarbon formations |
CN111100624A (zh) * | 2019-12-26 | 2020-05-05 | 中国石油大学(华东) | 一种低腐蚀自生气增能压裂液及其制备方法 |
CN111734384A (zh) * | 2020-07-08 | 2020-10-02 | 通源石油科技集团股份有限公司 | 一种液体火药爆燃压裂方法及其应用 |
CN112574734A (zh) * | 2020-11-20 | 2021-03-30 | 西安力勘石油能源科技有限公司 | 一种自生热压裂液及其制备和泵注方法 |
CN112761608A (zh) * | 2021-02-08 | 2021-05-07 | 西南石油大学 | 压驱一体化提高页岩油采收率降低压裂液返排的方法 |
CN113931606A (zh) * | 2020-07-14 | 2022-01-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种微胶囊岩石膨胀剂和页岩气体积压裂方法 |
EA202092155A2 (ru) * | 2020-10-10 | 2022-01-31 | Анна Леонидовна Сургучева | Процесс экзотермического реакционного термического воздействия в углеводородных месторождениях для генерации и добычи водорода |
CN114085662A (zh) * | 2021-11-23 | 2022-02-25 | 西安石油大学 | 一种适于低压低渗油气藏的化学自生热增能压裂液的制备方法及应用 |
CN114396248A (zh) * | 2021-12-17 | 2022-04-26 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种有机质热解转化和重烃改性的方法 |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9605522B2 (en) * | 2006-03-29 | 2017-03-28 | Pioneer Energy, Inc. | Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases |
CA2837471C (en) * | 2013-12-19 | 2019-12-31 | Imperial Oil Resources Limited | Method of recovering heavy oil from a reservoir |
AU2014389579A1 (en) * | 2014-04-02 | 2016-11-03 | Schlumberger Technology B.V. | Propping agent and method for placing same in a hydraulic fracture |
US10053614B2 (en) * | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
MX2017010156A (es) * | 2015-02-07 | 2017-12-20 | World Energy Systems Incorporated | Estimulación de formaciones de aceite de esquisto bituminoso estrecho ligero. |
-
2022
- 2022-06-29 CN CN202210784724.4A patent/CN115012897B/zh active Active
Patent Citations (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103975039A (zh) * | 2011-11-23 | 2014-08-06 | 沙特阿拉伯石油公司 | 通过注入包封的纳米反应物在致密地层中形成人工最佳钻探点 |
CN103711467A (zh) * | 2013-12-25 | 2014-04-09 | 东营盛世石油科技有限责任公司 | 一种用于自生co2提高采收率的配方 |
WO2016065478A1 (en) * | 2014-10-30 | 2016-05-06 | Resource Innovations Inc. | Dynamic loading and thermal fracturing of hydrocarbon formations |
CN111100624A (zh) * | 2019-12-26 | 2020-05-05 | 中国石油大学(华东) | 一种低腐蚀自生气增能压裂液及其制备方法 |
CN111734384A (zh) * | 2020-07-08 | 2020-10-02 | 通源石油科技集团股份有限公司 | 一种液体火药爆燃压裂方法及其应用 |
CN113931606A (zh) * | 2020-07-14 | 2022-01-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种微胶囊岩石膨胀剂和页岩气体积压裂方法 |
EA202092155A2 (ru) * | 2020-10-10 | 2022-01-31 | Анна Леонидовна Сургучева | Процесс экзотермического реакционного термического воздействия в углеводородных месторождениях для генерации и добычи водорода |
WO2022073574A1 (en) * | 2020-10-10 | 2022-04-14 | Leonid Surguchev | Process of exothermic reactive heating in hydrocarbon fields to generate and produce hydrogen |
CN112574734A (zh) * | 2020-11-20 | 2021-03-30 | 西安力勘石油能源科技有限公司 | 一种自生热压裂液及其制备和泵注方法 |
CN112761608A (zh) * | 2021-02-08 | 2021-05-07 | 西南石油大学 | 压驱一体化提高页岩油采收率降低压裂液返排的方法 |
CN114085662A (zh) * | 2021-11-23 | 2022-02-25 | 西安石油大学 | 一种适于低压低渗油气藏的化学自生热增能压裂液的制备方法及应用 |
CN114396248A (zh) * | 2021-12-17 | 2022-04-26 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种有机质热解转化和重烃改性的方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN115012897A (zh) | 2022-09-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Sheng | Critical review of field EOR projects in shale and tight reservoirs | |
US8672027B2 (en) | In situ fluid reservoir stimulation process | |
CN107605451A (zh) | 一种基于组合型射孔的阶梯排量压裂泵注方法 | |
Liu et al. | Investigation of enhancing coal permeability with high-temperature treatment | |
CN109424345A (zh) | 一种原位开采油页岩的方法 | |
CN105507859A (zh) | 一种激发页岩吸附气解吸的方法 | |
CN112253071A (zh) | 一种致密砂岩储层预处理解堵增容压裂设计方法 | |
Kang et al. | Enhancing porosity and permeability of shale matrix through supercritical water treatment | |
CN115012897B (zh) | 一种提高页岩油采收率的方法 | |
CN108252692B (zh) | 一种利用空气氧化热破裂提高页岩油采收率的方法 | |
CN106958437A (zh) | 一种油井压裂提高采收率新方法 | |
Shen et al. | Numerical investigation of fracturing fluid invasion into hydrate reservoirs during hydraulic-fracturing stimulation | |
CN102287175A (zh) | 一种利用热动力开采页岩气和/或页岩油的方法 | |
CN112065343B (zh) | 一种页岩油开发注采系统及方法 | |
Tan et al. | Numerical simulation of natural gas hydrate production with multiple fracturing horizontal wells | |
CN109611062B (zh) | 一种细分切割结合暂堵转向技术提高储层改造体积新方法 | |
CN101949282B (zh) | 一种渣油沥青乳状液驱油方法 | |
CN114876429B (zh) | 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法 | |
CN102838978A (zh) | 一种井下自生气泡沫复合驱油剂的制备方法及应用 | |
CN102942912B (zh) | 一种用于低渗透砂岩储层油井加氢热气化学增产的溶液组份 | |
CN113309519B (zh) | 一种液氮预裂后接氮气压裂的页岩无水压裂方法 | |
CN108924974B (zh) | 一种用于稠油开采的电加热材料及其制备方法 | |
CN102936492A (zh) | 一种应用于低渗透凝析油气井的热化学增产溶液组份 | |
Wang et al. | Study on micro displacement mechanism of hydraulic fracturing by oil displacement agent at high pressure | |
Gowida et al. | Accelerated low-temperature oxidation for sand consolidation and production control |
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 |