CN115288656A - 深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法 - Google Patents
深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115288656A CN115288656A CN202210964627.3A CN202210964627A CN115288656A CN 115288656 A CN115288656 A CN 115288656A CN 202210964627 A CN202210964627 A CN 202210964627A CN 115288656 A CN115288656 A CN 115288656A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- agent
- deep
- reservoir
- 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.)
- Granted
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 178
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 65
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 30
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 186
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 47
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- -1 iron ion Chemical class 0.000 claims description 27
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 17
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 17
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims description 16
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 8
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 7
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 7
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 claims description 5
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 18
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract description 5
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 24
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 23
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 20
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 description 19
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 18
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 17
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 16
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 11
- 229960001484 edetic acid Drugs 0.000 description 10
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 10
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000009471 action Effects 0.000 description 9
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N L-glutamic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 8
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 8
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- AXTGDCSMTYGJND-UHFFFAOYSA-N 1-dodecylazepan-2-one Chemical compound CCCCCCCCCCCCN1CCCCCC1=O AXTGDCSMTYGJND-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000003109 Disodium ethylene diamine tetraacetate Substances 0.000 description 7
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 7
- 235000019301 disodium ethylene diamine tetraacetate Nutrition 0.000 description 7
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 description 6
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 description 6
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical compound C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 5
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 5
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 description 5
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 description 5
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 description 5
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N N,N-bis{2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl}glycine Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(=O)O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 229960000735 docosanol Drugs 0.000 description 4
- NOPFSRXAKWQILS-UHFFFAOYSA-N docosanyl alcohol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCO NOPFSRXAKWQILS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 229960002989 glutamic acid Drugs 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- 229920013818 hydroxypropyl guar gum Polymers 0.000 description 4
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229960003330 pentetic acid Drugs 0.000 description 4
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 4
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 4
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 4
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- DBAMUTGXJAWDEA-UHFFFAOYSA-N Butynol Chemical compound CCC#CO DBAMUTGXJAWDEA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WDJHALXBUFZDSR-UHFFFAOYSA-N acetoacetic acid Chemical compound CC(=O)CC(O)=O WDJHALXBUFZDSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 3
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 description 3
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N phosphoric acid Substances OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001444 polymaleic acid Polymers 0.000 description 3
- WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M sodium benzoate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 WXMKPNITSTVMEF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000004299 sodium benzoate Substances 0.000 description 3
- 235000010234 sodium benzoate Nutrition 0.000 description 3
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VFKZECOCJCGZQK-UHFFFAOYSA-M 3-hydroxypropyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCO VFKZECOCJCGZQK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical group [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 2
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- JDLYKQWJXAQNNS-UHFFFAOYSA-L zinc;dibenzoate Chemical compound [Zn+2].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1.[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 JDLYKQWJXAQNNS-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- XINQFOMFQFGGCQ-UHFFFAOYSA-L (2-dodecoxy-2-oxoethyl)-[6-[(2-dodecoxy-2-oxoethyl)-dimethylazaniumyl]hexyl]-dimethylazanium;dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].CCCCCCCCCCCCOC(=O)C[N+](C)(C)CCCCCC[N+](C)(C)CC(=O)OCCCCCCCCCCCC XINQFOMFQFGGCQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- JSYPRLVDJYQMAI-ODZAUARKSA-N (z)-but-2-enedioic acid;prop-2-enoic acid Chemical compound OC(=O)C=C.OC(=O)\C=C/C(O)=O JSYPRLVDJYQMAI-ODZAUARKSA-N 0.000 description 1
- VZSRBBMJRBPUNF-UHFFFAOYSA-N 2-(2,3-dihydro-1H-inden-2-ylamino)-N-[3-oxo-3-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)propyl]pyrimidine-5-carboxamide Chemical compound C1C(CC2=CC=CC=C12)NC1=NC=C(C=N1)C(=O)NCCC(N1CC2=C(CC1)NN=N2)=O VZSRBBMJRBPUNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYINQIKIQCNQOX-UHFFFAOYSA-M 2-hydroxybutyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCC(O)C[N+](C)(C)C OYINQIKIQCNQOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- IKEHOXWJQXIQAG-UHFFFAOYSA-N 2-tert-butyl-4-methylphenol Chemical compound CC1=CC=C(O)C(C(C)(C)C)=C1 IKEHOXWJQXIQAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDOUZKKFHVEKRI-UHFFFAOYSA-N 3-bromo-n-[(prop-2-enoylamino)methyl]propanamide Chemical compound BrCCC(=O)NCNC(=O)C=C CDOUZKKFHVEKRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 1
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Natural products OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CIWBSHSKHKDKBQ-DUZGATOHSA-N D-isoascorbic acid Chemical compound OC[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-DUZGATOHSA-N 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N Gluconic acid Natural products OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 1
- PIMYPQQOPJKQHU-UHFFFAOYSA-M I(=O)(=O)[O-].C(CCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1.[Na+] Chemical compound I(=O)(=O)[O-].C(CCCCCCCCCCC)C1=CC=CC=C1.[Na+] PIMYPQQOPJKQHU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DDAQLPYLBPPPRV-UHFFFAOYSA-N [4-(hydroxymethyl)-2-oxo-1,3,2lambda5-dioxaphosphetan-2-yl] dihydrogen phosphate Chemical compound OCC1OP(=O)(OP(O)(O)=O)O1 DDAQLPYLBPPPRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- WGLDZLZWKPBBLK-UHFFFAOYSA-N aminomethyl dimethyl phosphate Chemical compound COP(=O)(OC)OCN WGLDZLZWKPBBLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N ammonium thiocyanate Chemical compound [NH4+].[S-]C#N SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N benzotriazole Chemical compound C1=CC=C2N[N][N]C2=C1 QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012964 benzotriazole Substances 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 235000019329 dioctyl sodium sulphosuccinate Nutrition 0.000 description 1
- KCIDZIIHRGYJAE-YGFYJFDDSA-L dipotassium;[(2r,3r,4s,5r,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl] phosphate Chemical compound [K+].[K+].OC[C@H]1O[C@H](OP([O-])([O-])=O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O KCIDZIIHRGYJAE-YGFYJFDDSA-L 0.000 description 1
- OPGYRRGJRBEUFK-UHFFFAOYSA-L disodium;diacetate Chemical compound [Na+].[Na+].CC([O-])=O.CC([O-])=O OPGYRRGJRBEUFK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 235000010350 erythorbic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N ethene;sodium Chemical group [Na].C=C BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000174 gluconic acid Substances 0.000 description 1
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 229940026239 isoascorbic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 description 1
- QXLPXWSKPNOQLE-UHFFFAOYSA-N methylpentynol Chemical compound CCC(C)(O)C#C QXLPXWSKPNOQLE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002238 methylpentynol Drugs 0.000 description 1
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000002715 modification method Methods 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RGSFGYAAUTVSQA-UHFFFAOYSA-N pentamethylene Natural products C1CCCC1 RGSFGYAAUTVSQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004817 pentamethylene group Chemical group [H]C([H])([*:2])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:1] 0.000 description 1
- 229940083254 peripheral vasodilators imidazoline derivative Drugs 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 230000036619 pore blockages Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 1
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017454 sodium diacetate Nutrition 0.000 description 1
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L zinc stearate Chemical compound [Zn+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明涉及深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，包括：计算改造储层的破裂压力；在低于破裂压力下向改造储层注入A剂，A剂为低浓度常规酸；在低于破裂压力下向改造储层注入B剂，B剂为常规压裂液；关井10‑30min；在高于破裂压力下向改造储层注入B剂，使地层产生裂缝；将C剂和D剂同时注入改造储层，C剂为常规酸，D剂为粒径小于20目的固体酸颗粒或粉末，C剂与D剂的重量比为10:1‑10:10；低排量下向改造储层注入C剂；注入常规顶替液；关井1‑5h；开井返排。本发明用于温度超过180℃以上深层超深层碳酸盐岩储层的酸压改造施工，在地层中形成一条兼具深穿透和更持久导流能力的酸蚀裂缝，大幅提高酸压井压后产能和延长酸压有效期。
Description
技术领域
本发明属于油气田增产技术领域，具体涉及一种深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法。
背景技术
酸压是碳酸盐岩储层评价、实现储量动用和控制、经济有效开发的关键技术。随着勘探开发向纵深发展，越来越多的深层和超深层碳酸盐岩油气藏被发现并投入开发。常规酸酸压存在诸多缺陷：酸液滤失控制差，反应速度快，难以实现储层深穿透；高温条件下腐蚀严重；非均匀刻蚀程度低，不利于提高导流能力；常规酸配置需要较大空间，对场地、储存、运输等要求高，海上油田、国外油田更是如此；液体盐酸等酸运输使用的报备、审批手续繁琐，影响现场作业。因此研发一种缓蚀缓速、暂堵降滤、差异化刻蚀的深度酸压方法成为当务之急。为此，研究人员和增产工程师在酸压工艺和酸压材料方面做了大量研究工作。
在深度酸压工艺方面，前置液酸压和多级交替注入酸压对于增加酸液有效作用距离，降低裂缝壁面滤失有一定的效果，但在天然裂缝、溶蚀孔洞发育的储层降滤失效果并不明显。发明专利“酸压裂缝壁面的暂覆颗粒及其暂覆酸压方法”(CN113565486A)，通过三层包覆的颗粒覆盖裂缝壁面，将酸液与被覆盖的裂缝壁面隔绝，酸液与未覆盖的裂缝壁面反应、形成沟槽，有效提高导流能力。“一种碳酸盐岩储层的酸压方法”(CN113090241A)、“一种深层碳酸盐岩地层多注酸系统的酸压方法”(CN110630239A)、“一种碳酸盐岩储层大排量复合酸压改造方法”(CN110388199B)都提供了一种多级交替注入多种酸体系的深度酸压方法。“一种多级动态暂堵体积酸压方法”(CN110259429A)以多级物理暂堵+多级化学暂堵方式为主体思路，将多级水力加砂压裂与多级注入酸压复合，形成一种多级动态暂堵体积酸压方法。“一种形成差异化刻蚀的酸压工艺方法”(CN109681179B)提供了一种利用油溶性树脂暂覆岩石避免形成差异化刻蚀的酸压工艺方法。但是上述方法都难以有效提高酸蚀裂缝长度和长期维持酸蚀裂缝导流能力，且施工工序复杂或材料配置繁琐，其应用存在一定的限制。
在酸压材料方面，目前主要通过增加酸液粘度的方法来达到酸液深穿透目的，但在高温储层中反应速度仍然较快，难以有效提高酸蚀裂缝长度和导流能力。发明专利“一种智能包封酸及使用方法”(CN112480902A)公开了一种使用纳米材料包封液态酸得到智能包封酸的方法。“一种固体酸的制备方法及固体酸的应用”(CN111944082A)公开了一种采用聚合物材料包裹固体酸的方法。“一种适用于碳酸盐岩储层深度酸压的覆膜固体酸”(CN111502629A)提供了采用合成的聚合物覆膜固体酸的方法。“一种油田用微胶囊包裹酸及其制备方法”(CN107880869B)提供了一种高分子材料包裹的胶囊型包裹酸。但这些固体酸都是通过某种包裹材料封装，会向地层引入聚合物和/或纳米材料，对储层存在潜在伤害。
碳酸盐岩储层酸压改造的原理是高于地层破裂压力下向地层注酸或压裂液在储层中形成裂缝，然后继续注酸，酸液对裂缝壁面进行溶蚀，在施工完成裂缝闭合后酸溶蚀的部分具有有效导流通道。而酸与碳酸盐岩的反应速度极快，特别是高温储层，这会导致酸液有效作用距离缩短，即形成短的有效导流缝。为了提高碳酸盐岩储层酸压效果，形成长的有效导流缝，技术关键主要集中在提高注酸排量、交替注液、添加降滤剂、自降滤酸压、注入弱酸、注入自生酸、注入固体酸等。但上述技术在作业中存在诸多不足之处：提高注酸排量、注入弱酸在降滤方面难以有效缓解；交替注液在降低酸岩反应速度方面难以有效缓解；添加降滤剂、自降滤酸压等在施工完成后降滤材料容易造成孔隙堵塞；自生酸有氯乙酸、甲醛相关产品，这两类材料的共性在于具有较大刺鼻性气味和毒性，使施工存在较大的安全风险；固体酸在生产上具有一定的困难，同时还存在包裹不充分的可能性，且固化膜在水溶液中、高温下都很容易熔融，而一旦熔融后酸将快速与岩石发生反应，难以实现长效缓蚀的效果。
发明内容
本发明的目的在于提供一种深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，该方法原理可靠，操作简便，从高温缓速深度酸压、降滤不堵塞、降滤增蚀、低腐蚀、非均匀刻蚀的技术思路出发，进一步提高深层超深层高温碳酸盐岩储层酸压效果，克服现有技术的不足。
为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。
深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，依次包括以下步骤：
(1)根据储层改造需求和储层地质资料，确定需要酸压改造的储层层位(简称改造储层)，计算改造储层的破裂压力Pα和改造储层的裂缝延伸压力PF，过程如下：
查阅作业井所在油气藏破裂压力梯度αF(MPa/m)，井深H(m)×αF即为改造储层的破裂压力Pα(李颖川.采油工程.石油工业出版社，2009年2月)；查阅作业井层位其他已作业井压裂施工时的参数，得知地面瞬时停泵压力PS，计算作业井压裂施工的静液柱压力PH，PS与PH之和即为改造储层的裂缝延伸压力PF(蒋廷学.裂缝延伸压力的现场确定方法研究及应用[J].石油钻采工艺，1996(05)：91-94+109)。
(2)在低于破裂压力下利用高压水力泵车向改造储层注入A剂，注入量以改造储层的层段厚度确定，注入量为每米1-3m3，所述A剂为低浓度酸化用常规酸。注入A剂是为了施工前在近井地带形成酸蚀孔，降低压不开地层的风险。
(3)在低于破裂压力下利用高压水力泵车向改造储层注入B剂，注入量为注入管线和作业井井简体积的1-1.2倍，所述B剂为常规压裂液。
(4)关井10-30min。步骤2-4的主要目的是让A剂充分与地层反应，降低压开地层的难度，由于深层超深层储层所受上覆应力大，导致储层致密、地层压力大、破裂压力梯度大，这对压裂设备、井口装置及油套管的承载能力要求是极高的，存在压不开或难以压开地层的施工风险，且该类情形常有发生。
(5)在高于破裂压力下利用高压水力泵车向改造储层注入B剂，使地层产生裂缝，待产生的裂缝达到设计要求的裂缝几何尺寸后停泵。注入B剂的作用是在注入A剂后保护管柱以及在酸压过程中对地层造缝。
(6)利用高压水力泵车和混砂车变排量在井口将C剂和D剂同时注入改造储层，排量范围为2-10m3/min，变排量是指逐步增加排量或交替改变排量，所述C剂为酸化用常规酸，所述D剂为粒径小于20目的固体酸颗粒或粉末，C剂的注入量以改造储层的层段厚度确定，为每米3-10m3，C剂与D剂的重量比为10∶1-10∶10。变排量和变浓度可在裂缝中形成非均匀固相酸堆积，有效形成非均匀刻蚀，大大提高裂缝导流能力；同时由于固体酸的缓速作用，更能延长酸压有效缝长。D剂在注入过程中还能有效实现降滤功能，注入后随着C剂消耗完会逐步溶解储层碳酸盐岩矿物，而不会产生固相降滤剂引起的堵塞伤害。
(7)低排量下利用高压水力泵车向改造储层注入C剂，排量范围为1-2m3/min，注入量以改造储层的层段厚度确定，注入量为每米1-3m3，用于强化酸液对近井裂缝的刻蚀，即有效改造压降漏斗区域。
(8)注入E剂，所述E剂为常规顶替液，目的是将井筒中第(7)步所注入的酸液全部顶替入地层。
(9)关井1-5h。
(10)开井返排。
所述A剂由以下组分按重量百分比组成：3-10％的酸液，所述酸液为盐酸、乙酸、甲酸、草酸中的一种或多种，0.01-0.1％的稠化剂，0.5-2％的缓蚀剂，0.5-2％的铁离子稳定剂，0.5-2％的渗透剂，其余为水。
所述B剂由以下组分按重量百分比组成：0.5-1.5％的稠化剂，1-2％的高温稳定剂，0.5-2％的pH调节剂，其余为水。
所述C剂由以下组分按重量百分比组成：10-20％的酸液，所述酸液为盐酸、乙酸、甲酸、草酸中的一种或多种，0.5-2％的稠化剂，1-2％的缓蚀剂，1-2％的铁离子稳定剂，1-2％的助排剂，其余为水。
所述D剂由以下组分按重量百分比组成：9095％的固体酸，1-5％的固体缓蚀剂，1-5％的固体增效剂。
所述E剂为清水或1％(重量百分比)助排剂的水溶液。
所述稠化剂为聚丙烯酰胺及其衍生物或者瓜尔胶及其衍生物。聚丙烯酰胺及其衍生物有：阴离子聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺、非离子聚丙烯酰胺、磺甲基化聚丙烯酰胺、胺甲基化聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺或甲叉基聚丙烯酰胺。瓜尔胶及其衍生物有：瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵、羟丙基瓜尔胶或羧甲基羟丙基瓜尔胶。
所述缓蚀剂为甲基炔醇、甲基戊炔醇、二乙烯三胺、丁炔乙醇、六亚甲基四胺、油酸、油酸咪唑啉中的一种或多种。
所述铁离子稳定剂为乙二胺四乙酸二钠、柠檬酸、氮川三乙酸、L-谷氨酸、异抗坏血酸中的一种或多种。
所述渗透剂为脂肪醇聚氧乙烯醚、磺化琥珀酸二辛酯钠盐、聚乙二醇氮酮中的一种或多种。
所述助排剂为聚氧乙烯醚、壬基酚聚氧乙烯醚、氟碳表面活性剂中的一种或多种。
所述高温稳定剂为2，6-三级丁基-4-甲基苯酚、双(3，5-三级丁基-4-羟基苯基)硫醚、四〔β-(3，5-三级丁基-4-羟基苯基)丙酸〕季戊四醇酯、双十二碳醇酯、双十四碳醇酯、双十八碳醇酯、三辛酯、三癸酯、三(十二碳醇)酯、三(十六碳醇)酯中的一种或多种。
所述pH调节剂为碳酸氢钠、磷酸氢钠或醋酸钠。
所述固体酸为固体氨基磺酸、固体聚马来酸、固体草酸、固体酒石酸、固体葡萄糖酸、固体柠檬酸、固体2丙烯酰胺-2甲基丙磺酸(AMPS)、固体二乙烯三胺五乙酸(DTPA)、固体谷氨酸二乙酸(GLDA)、固体乙二胺四乙酸(EDTA)、固体羟基乙叉二磷酸(HEDP)、固体氨基三甲叉磷酸(ATMP)、固体己二胺四甲叉磷酸(HDTMPA)、固体二乙烯三胺五甲叉磷酸(DTPMPA)中的一种或多种。
所述固体缓蚀剂为硫脲、硫氰酸铵、乌洛托品、固体咪唑啉衍生物、十二烷基苯碘酸钠、苯骈三氮唑中的一种或多种。
所述固体增效剂为乙酸钠、双乙酸钠、葡萄糖酸钠、乙二胺四甲叉磷酸钠、二乙酰胺四乙酸钠、乙二胺二邻羟基苯大乙酸钠、马来酸丙烯酸共聚物、聚丙烯酸钠、硬脂酸锌、苯甲酸钠、苯甲酸锌、二苯甲酸锌中的一种或多种。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)所用固相酸都是弱酸，在注入过程中，在强酸环境下不会电离、过饱和、溶解度低，在低浓度酸环境中才会逐渐电离溶解，由于向地层注入过程中为固相材料，实现颗粒暂堵转向和高效降滤失，无需额外注入降滤失剂即可实现降滤，避免降滤剂产生的二次伤害；
(2)强酸与固相酸相配合，固相酸会在强酸反应完成后再电离，提高酸蚀有效缝长的距离；
(3)变排量、变浓度注入固相酸，在裂缝中固相酸形成不均匀堆积浓度，有效形成非均匀刻蚀，大大提高酸蚀裂缝导流能力，提高压后产能和稳产时间。
本发明集合暂堵、降滤后期不堵塞、降滤增蚀、缓速、强非均匀刻蚀、安全施工一体化，适用于高温深层碳酸盐储层增产改造，具有广阔的应用前景。
本发明可用于温度超过180℃以上深层超深层碳酸盐岩储层酸压改造施工，在地层中形成一条兼具深穿透和更持久导流能力的酸蚀裂缝，提高酸压井压后产能和延长酸压有效期。
附图说明
图1是利用本发明所述方法形成的酸蚀裂缝示意图。
图2是岩板导流测试分段示意图。
具体实施方式
下面根据附图和实例进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，均在保护之列。
实施例1：
以X气田P-1井工程改造为实施对象。
储层改造前先准备施工所需作业材料：酸液A1剂，压裂液B1剂，酸液C1剂，固相酸D1剂，顶替液E1剂。
A1剂：3％HCl+5％乙酸+0.05％阳离子聚丙烯酰胺+1％油酸咪唑啉+1％乙二胺四乙酸二钠+1％氮酮，其余为水。
每100g剂：30％HCl加入10g，36％乙酸加入13.9g，0.05g阳离子聚丙烯酰胺，1g油酸咪唑啉，1g乙二胺四乙酸二钠，1g氮酮，73.05g水。
B1剂：0.8％瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵+1％双(3，5-三级丁基-4-羟基苯基)硫醚+1％碳酸氢钠，其余为水。
每100g剂：0.8g瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵，1g双(3，5-三级丁基-4-羟基苯基)硫醚，1g碳酸氢钠，97.2g水。
C1剂：6％HCl+10％乙酸+0.4％阳离子聚丙烯酰胺+0.4％磺甲基化聚丙烯酰胺+1％油酸咪唑啉+1％丁炔乙醇+1％乙二胺四乙酸+1％L-谷氨酸+1％氟碳表面活性剂+1％聚氧乙烯醚，其余为水。
每100g剂：30％HCl加入20g，36％乙酸加入27.8g，0.4g阳离子聚丙烯酰胺，0.4g磺甲基化聚丙烯酰胺，1g油酸咪唑啉，1g丁炔乙醇，1g乙二胺四乙酸，1gL-谷氨酸，1g氟碳表面活性剂，1g聚氧乙烯醚，45.4g水。
D1剂：30％固体氨基磺酸+20％固体乙二胺四乙酸(EDTA)+20％固体聚马来酸+20％固体羟基乙叉二磷酸+5％硫脲+5％葡萄糖酸钠。
每100g剂：30g固体氨基磺酸，20g固体乙二胺四乙酸，20g固体聚马来酸，20g固体羟基乙叉二磷酸，5g硫脲，5g葡萄糖酸钠。D剂使用时用搅拌器或混砂车将其混合均匀再使用。
E1剂：清水。
深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，过程如下：
步骤一：P-1井一口采气井，岩性为碳酸盐岩，改造层度井深6085-6185m。该井储层破裂压力梯度αF(MPa/m)为0.026MPa/m，该井破裂压力Pα为(6085+6185)/2×0.026＝159.5MPa；该井的静液柱压力为PH＝61.5MPa，临井地面瞬时停泵压力PS为75MPa，延伸压力PF为136.5MPa；
步骤二：在70-80MPa下注入A1剂2×105kg停泵；
步骤三：在70-80MPa下注入B1剂7.2×104kg(套管内径118mm，井筒体积为67m3，注入管线体积为1m3)停泵；
步骤四：关井25min；
步骤五：在120-140MPa下注入B1剂5×105kg，压开地层，使地层产出裂缝。设计裂缝高度为层厚100米，缝长30米；
步骤六：利用高压水力泵车和混砂车变排量泵注复相储层改造体系，即同时注入C1剂和D1剂。C1剂总量为5×105kg和D1剂总量为2.8×105kg，分10步注入：
1(排量3m3/min，C1剂5×104kg，D1剂1×104kg)；2(排量5m3/min，C1剂5×104kg，D1剂3×104kg)；3(排量5m3/min，C1剂5×104kg，D1剂1×104kg)；4(排量8m3/min，C1剂5×104kg，D1剂5×104kg)；5(排量8m3/min，C1剂5×104kg，D1剂1×104kg)；6(排量10m3/min，C1剂5×104kg，D1剂5×104kg)；7(排量10m3/min，C1剂5×104kg，D1剂1×104kg)；8(排量10m3/min，C1剂5×104kg，D1剂5×104kg)；9(排量10m3/min，C1剂5×104kg，D1剂1×104kg)；10(排量10m3/min，C1剂5×104kg，D1剂5×104kg)；
步骤七：以2m3/min向地层注入C1剂2×105kg；
步骤八：在30-50MPa下注入清水7×104kg；
步骤九：关井3h；
步骤十：开井返排。
施工过程中记录X气田P-1井复相酸深度酸压的油压变化、停泵压力变化、以及作业前后井产量。在相同排出排量10m3/min下，注入C1剂和D1剂过程中，油压升高10MPa，这说明D1剂在酸压过程中实现了较好的降滤作用，延长酸液有效作用距离。停泵压力为70MPa，关井后3h后压力逐步将至15MPa，且返排过程中固相物排除，说明D1剂在关井后逐步被消耗，有效实现了缓速效果，且对地层无伤害。作业前该井产气量为2万方/天，作业后该井产气量为60万方/天，酸压作业效果显著。
实施例2：
以X气田P-2井工程改造为实施对象。
储层改造前先准备施工所需作业材料：酸液A2剂，压裂液B2剂，酸液C2剂，固相酸D2剂，顶替液E2剂。
A2剂：5％HCl+5％乙酸+0.1％磺甲基化聚丙烯酰胺+0.5％丁炔乙醇+0.5％油酸咪唑啉+1％乙二胺四乙酸二钠+1％氮酮，其余为水。
每100g剂：30％HCl加入16.7g，36％乙酸加入13.9g，0.1g磺甲基化聚丙烯酰胺，0.5g丁炔乙醇，0.5g油酸咪唑啉，1g乙二胺四乙酸二钠，1g氮酮，66.3g水。
B2剂：0.8％羧甲基羟丙基瓜胶+1％双十二碳醇酯+1％醋酸钠，其余为水。
每100g剂：0.8g羧甲基羟丙基瓜胶，1g双十二碳醇酯，1g醋酸钠，97.2g水。
C2剂：8％HCl+8％乙酸+0.8％阳离子聚丙烯酰胺+2％油酸咪唑啉+2％氮川三乙酸+2％氟碳表面活性剂，其余为水。
每100g剂：30％HCl加入26.7g，36％乙酸加入22.2g，0.8g阳离子聚丙烯酰胺，2g油酸咪唑啉，2g氮川三乙酸，2g氟碳表面活性剂，44.3g水。
D2剂：50％固体氨基磺酸+10％固体谷氨酸二乙酸+25％固体乙二胺四乙酸+5％固体羟基乙叉二磷酸+5％乌洛托品+5％苯甲酸钠。
每100g剂：50g固体氨基磺酸，10g固体谷氨酸二乙酸，25g固体乙二胺四乙酸，5g固体羟基乙叉二磷酸，5g乌洛托品，5g苯甲酸钠。
E2剂：1％氟碳表面活性剂。
每100g剂：1g氟碳表面活性剂，99g水。
深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，过程如下：
步骤一：P-2井一口采气井，岩性为碳酸盐岩，改造层度井深5430-5525m。该井储层破裂压力梯度αF(MPa/m)为0.026MPa/m，该井破裂压力Pα为(5430+5525)/2×0.026＝142.4MPa；该井的静液柱压力为PH＝54.8MPa，临井地面瞬时停泵压力PS为75MPa，延伸压力PF为129.8MPa；
步骤二：在60-70MPa下注入A2剂2×105kg停泵；
步骤三：在60-70MPa下注入B2剂6.5×104kg(套管内径118mm，井筒体积为60m3，注入管线体积为1m3)停泵；
步骤四：关井30min；
步骤五：在110-130MPa下注入B2剂5×105kg，压开地层，使地层产出裂缝。设计裂缝高度为层厚95米，缝长30米；
步骤六：利用高压水力泵车和混砂车变排量泵注复相储层改造体系，即同时注入C2剂和D2剂。C2剂总量为5×105kg和D2剂总量为2.75×105kg，分10步注入：
1(排量5m3/min，C2剂5×104kg，D2剂0.5×104kg)；2(排量8m3/min，C2剂5×104kg，D2剂5×104kg)；3(排量8m3/min，C2剂5×104kg，D2剂0.5×104kg)；4(排量10m3/min，C2剂5×104kg，D2剂5×104kg)；5(排量8m3/min，C2剂5×104kg，D2剂0.5×104kg)；6(排量10m3/min，C2剂5×104kg，D2剂5×104kg)；7(排量8m3/min，C2剂5×104kg，D2剂0.5×104kg)；8(排量10m3/min，C2剂5×104kg，D2剂5×104kg)；9(排量8m3/min，C2剂5×104kg，D2剂0.5×104kg)；10(排量10m3/min，C2剂5×104kg，D2剂5×104kg)；
步骤七：以2m3/min向地层注入C2剂1.5×105kg；
步骤八：在30-50MPa下注入E2剂6×104kg；
步骤九：关井4h；
步骤十：开井返排。
施工过程中记录X气田P-2井复相酸深度酸压的油压变化、停泵压力变化、以及作业前后井产量。在相同排出排量8m3/min、10m3/min下，注入C2剂和D2剂过程中，油压升高10MPa、12MPa，这说明D2剂在酸压过程中实现了较好的降滤作用，延长酸液有效作用距离。停泵压力为65MPa，关井后3h后压力逐步将至15MPa，且返排过程中固相物排除，说明D2剂在关井后逐步被消耗，有效实现了缓速效果，且对地层无伤害。作业前该井产气量为5万方/天，作业后该井产气量为85万方/天，酸压作业效果显著。
实施例3：
以X气田P-3井工程改造为实施对象。
储层改造前先准备施工所需作业材料：酸液A3剂，压裂液B3剂，酸液C3剂，固相酸D3剂，顶替液E3剂。
A3剂：3％HCl+3％乙酸+3％草酸+0.06％阳离子聚丙烯酰胺+0.5％油酸+0.5％油酸咪唑啉+1％乙二胺四乙酸二钠+1％氮酮，其余为水。
每100g剂：30％HCl加入10g，36％乙酸加入8.3g，3g草酸，0.06g阳离子聚丙烯酰胺，0.5g油酸，0.5g油酸咪唑啉，1g乙二胺四乙酸二钠，1g氮酮，75.64g水。
B3剂：0.7％羟丙基瓜胶+1％双十二碳醇酯+1％磷酸氢钠，其余为水。
每100g剂：0.7g羟丙基瓜胶，1g双十二碳醇酯，1g磷酸氢钠，97.3g水。
C3剂：10％HCl+10％乙酸+1％磺甲基化聚丙烯酰胺+1％丁炔乙醇+1％油酸咪唑啉+1％氮川三乙酸+1％柠檬酸+2％氟碳表面活性剂，其余为水。
每100g剂：30％HCl加入33.3g，36％乙酸加入27.8g，1g磺甲基化聚丙烯酰胺，1g丁炔乙醇，1g油酸咪唑啉，1g氮川三乙酸，1g柠檬酸，2g氟碳表面活性剂，31.9g水。
D3剂：30％固体氨基磺酸+20％固体二乙烯三胺五乙酸+5％固体草酸+30％固体乙二胺四乙酸+5％固体羟基乙叉二磷酸+5％硫脲+5％葡萄糖酸钠。
每100g剂：30g固体氨基磺酸，20g固体二乙烯三胺五乙酸，5g固体草酸，30g固体乙二胺四乙酸，5g固体羟基乙叉二磷酸，5g硫脲，5g葡萄糖酸钠。
E3剂：清水。
深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，过程如下：
步骤一：P-3井一口采气井，岩性为碳酸盐岩，改造层度井深5850-5970m。该井储层破裂压力梯度αF(MPa/m)为0.026MPa/m，该井破裂压力Pα为(5850+5970)/2×0.026＝153.7MPa；该井的静液柱压力为PH＝59.1MPa，临井地面瞬时停泵压力PS为75MPa，延伸压力PF为134.1MPa；
步骤二：在70-80MPa下注入A3剂3×105kg停泵；
步骤三：在70-80MPa下注入B3剂7×104kg(套管内径118mm，井筒体积为65m3，注入管线体积为1m3)停泵；
步骤四：关井30min；
步骤五：在120-140MPa下注入B3剂5×105kg，压开地层，使地层产出裂缝。设计裂缝高度为层厚120米，缝长30米；
步骤六：利用高压水力泵车和混砂车变排量泵注复相储层改造体系，即同时注入C3剂和D3剂。C3剂总量为6×105kg和D3剂总量为3.2×105kg，分10步注入：
1(排量3m3/min，C3剂6×104kg，D3剂1×104kg)；2(排量6m3/min，C3剂6×104kg，D3剂3×104kg)；3(排量8m3/min，C3剂6×104kg，D3剂1×104kg)；4(排量8m3/min，C3剂6×104kg，D3剂6×104kg)；5(排量8m3/min，C3剂6×104kg，D3剂1×104kg)；6(排量10m3/min，C3剂6×104kg，D3剂6×104kg)；7(排量10m3/min，C3剂6×104kg，D3剂1×104kg)；8(排量10m3/min，C3剂6×104kg，D3剂6×104kg)；9(排量10m3/min，C3剂6×104kg，D3剂1×104kg)；10(排量10m3/min，C3剂6×104kg，D3剂6×104kg)；
步骤七：以2m3/min向地层注入C3剂2×105kg；
步骤八：在30-50MPa下注入清水7×104kg；
步骤九：关井5h；
步骤十：开井返排。
施工过程中记录X气田P-3井复相酸深度酸压的油压变化、停泵压力变化、以及作业前后井产量。在相同排出排量8m3/min、10m3/min下，注入C3剂和D3剂过程中，油压升高10MPa、13MPa，这说明D3剂在酸压过程中实现了较好的降滤作用，延长酸液有效作用距离。停泵压力为70MPa，关井后3h后压力逐步将至15MPa，且返排过程中固相物排除，说明D3剂在关井后逐步被消耗，有效实现了缓速效果，且对地层无伤害。作业前该井产气量为3万方/天，作业后该井产气量为80万方/天，酸压作业效果显著。
通过实施例1、实施例2、实施例3的现场施工，说明本发明能有效实现深层超深层高温碳酸盐岩储层酸压改造，实现有效降滤，降滤后无固相伤害，提高酸液的有效作用率，降低酸压施工的资金消耗，可有效降低关井后压力，提高酸液有效作用距离。同时由于变排量、变固相酸比，有效实现非均匀酸化，提高酸压效果(见图1)。
X气田P-1、P-2、P-3为同一作业区块的3口井，利用本发明所述复相酸深度酸压方法(简称复相酸压)进行改造，与同一作业区块的作业井M-1、M-2、M-3常规酸压作业对比，复相酸压可有效降低地层破裂压力和停泵压力，增加产量，提高酸压效果，见表1。
表1常规酸压和复相酸压作业效果对比
按实施例1制备C1剂、D1剂，以及常规酸压用对比酸液：15％HCl+1％油酸咪唑啉+1％丁炔乙醇+1％乙二胺四乙酸+1％L-谷氨酸+1％氟碳表面活性剂+1％聚氧乙烯醚，取X气田对应天然露头进行相关室内实验：
(1)滤失实验：利用酸液降滤失性能评价仪(成都岩心科技有限公司)，测定温度为180℃，驱替压力1MPa，搅拌速度60r/min，结果见表2。
(2)酸蚀裂缝导流能力实验：利用酸蚀裂缝导流能力评价仪(成都岩心科技有限公司)，将测试岩样加工成标准API岩板，测试温度180℃，闭合压力40MPa，用环氧树脂将岩板分成4段(见图2)，用不同酸液组合在不同段面酸反应后测试最终测定导流能力，结果见表3。
表2复相酸滤失实验对比结果
| 序号 | 实验酸体系 | 动态滤失系数(m/min<sup>0.5</sup>) |
| 1 | C<sub>1</sub>剂∶D<sub>1</sub>剂＝10∶2 | 1.83×10<sup>-4</sup> |
| 2 | C<sub>1</sub>剂∶D<sub>1</sub>剂＝10∶5 | 2.72×10<sup>-5</sup> |
| 3 | C<sub>1</sub>剂∶D<sub>1</sub>剂＝10∶10 | 4.11×10<sup>-5</sup> |
| 4 | 对比酸液 | 3.25×10<sup>-2</sup> |
表3复相酸导流实验对比结果
导流实验结果说明，复相酸压采用不同组合分段可较单一酸液体系更有效提高酸压导流能力，且在高闭合压力下能有效维持长期导流能力，其作用机理是由于固相酸的过饱和不溶解而实现酸的缓慢释放，不同比例的注入在裂缝不同断面实现强非均质溶蚀，从而有效维持高导流能力，更有利于高温储层。而单一酸液在高温下更容易快速反应，难以实现深部溶蚀，且单一体系难以实现强非均质刻蚀。
可以看出，基于过饱和溶液理念的复相酸压能够实现颗粒暂堵转向和高效降滤失，无需另外单独注入降滤失剂即可实现自降滤，无需包覆任何聚合物和/或纳米材料即可实现缓蚀缓速，有效提高酸液穿透距离。
Claims (6)
1.深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，依次包括以下步骤：
（1）根据储层改造需求和储层地质资料，确定改造储层，计算改造储层的破裂压力
；
（2）在低于破裂压力下利用高压水力泵车向改造储层注入A剂，注入量以改造储层的层段厚度确定，注入量为每米1-3m3，所述A剂为低浓度酸化用常规酸；
（3）在低于破裂压力下利用高压水力泵车向改造储层注入B剂，注入量为注入管线和作业井井筒体积的1-1.2倍，所述B剂为常规压裂液；
（4）关井10-30min；
（5）在高于破裂压力下利用高压水力泵车向改造储层注入B剂，使地层产生裂缝，待产生的裂缝达到设计要求的几何尺寸后停泵；
（6）利用高压水力泵车和混砂车变排量将C剂和D剂同时注入改造储层，排量范围为2-10 m3/min，变排量是指逐步增加排量或交替改变排量,所述C剂为酸化用常规酸，所述D剂为粒径小于20目的固体酸颗粒或粉末，C剂的注入量以改造储层的层段厚度确定，为每米3-10 m3，C剂与D剂的重量比为10:1-10:10；
（7）低排量下利用高压水力泵车向改造储层注入C剂，排量范围为1-2 m3/min，注入量以改造储层的层段厚度确定，注入量为每米1-3m3；
（8）注入E剂，所述E剂为常规顶替液，将井筒中第（7）步所注入的酸液全部顶替入地层；
（9）关井1-5h；
（10）开井返排。
2.如权利要求1所述的深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，其特征在于，所述A剂由以下组分按重量百分比组成：3-10%的酸液，所述酸液为盐酸、乙酸、甲酸、草酸中的一种或多种，0.01-0.1%的稠化剂，0.5-2%的缓蚀剂，0.5-2%的铁离子稳定剂，0.5-2%的渗透剂，其余为水。
3.如权利要求1所述的深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，其特征在于，所述B剂由以下组分按重量百分比组成：0.5-1.5%的稠化剂，1-2%的高温稳定剂，0.5-2%的pH调节剂，其余为水。
4.如权利要求1所述的深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，其特征在于，所述C剂由以下组分按重量百分比组成：10-20%的酸液，所述酸液为盐酸、乙酸、甲酸、草酸中的一种或多种，0.5-2%的稠化剂，1-2%的缓蚀剂，1-2%的铁离子稳定剂，1-2%的助排剂，其余为水。
5.如权利要求1所述的深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，其特征在于，所述D剂由以下组分按重量百分比组成：90-95%的固体酸，1-5%的固体缓蚀剂，1-5%的固体增效剂。
6.如权利要求1所述的深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法，其特征在于，所述E剂为清水或1%助排剂的水溶液。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210964627.3A CN115288656B (zh) | 2022-06-30 | 2022-06-30 | 深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210964627.3A CN115288656B (zh) | 2022-06-30 | 2022-06-30 | 深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115288656A true CN115288656A (zh) | 2022-11-04 |
| CN115288656B CN115288656B (zh) | 2023-05-09 |
Family
ID=83827561
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210964627.3A Active CN115288656B (zh) | 2022-06-30 | 2022-06-30 | 深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115288656B (zh) |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103590803A (zh) * | 2012-08-13 | 2014-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种固体酸酸压裂工艺方法 |
| CN105257272A (zh) * | 2015-09-24 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法 |
| CN109424351A (zh) * | 2017-08-30 | 2019-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法 |
| CN109751036A (zh) * | 2017-11-02 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法 |
| CN109913195A (zh) * | 2019-04-25 | 2019-06-21 | 西南石油大学 | 一种提高酸压有效作用距离的包裹酸 |
| CN110388199A (zh) * | 2019-06-18 | 2019-10-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层大排量复合酸压改造方法 |
| CN110439527A (zh) * | 2019-07-18 | 2019-11-12 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层自降滤酸压方法 |
| CN112502685A (zh) * | 2020-12-03 | 2021-03-16 | 西南石油大学 | 一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法 |
| CN112796728A (zh) * | 2019-11-13 | 2021-05-14 | 中国石油化工集团有限公司 | 一种提高灰岩储层地热井产水量的酸压方法 |
| CN113150764A (zh) * | 2021-02-09 | 2021-07-23 | 四川申和新材料科技有限公司 | 致密砂岩固体酸酸化压裂液及其制备方法和压裂方法 |
| US20210238473A1 (en) * | 2020-02-03 | 2021-08-05 | Southwest Petroleum University | Injection method for solid retarded acid |
-
2022
- 2022-06-30 CN CN202210964627.3A patent/CN115288656B/zh active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103590803A (zh) * | 2012-08-13 | 2014-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种固体酸酸压裂工艺方法 |
| CN105257272A (zh) * | 2015-09-24 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法 |
| CN109424351A (zh) * | 2017-08-30 | 2019-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法 |
| CN109751036A (zh) * | 2017-11-02 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气延缓有效裂缝改造体积递减的方法 |
| CN109913195A (zh) * | 2019-04-25 | 2019-06-21 | 西南石油大学 | 一种提高酸压有效作用距离的包裹酸 |
| CN110388199A (zh) * | 2019-06-18 | 2019-10-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层大排量复合酸压改造方法 |
| CN110439527A (zh) * | 2019-07-18 | 2019-11-12 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层自降滤酸压方法 |
| CN112796728A (zh) * | 2019-11-13 | 2021-05-14 | 中国石油化工集团有限公司 | 一种提高灰岩储层地热井产水量的酸压方法 |
| US20210238473A1 (en) * | 2020-02-03 | 2021-08-05 | Southwest Petroleum University | Injection method for solid retarded acid |
| CN112502685A (zh) * | 2020-12-03 | 2021-03-16 | 西南石油大学 | 一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法 |
| CN113150764A (zh) * | 2021-02-09 | 2021-07-23 | 四川申和新材料科技有限公司 | 致密砂岩固体酸酸化压裂液及其制备方法和压裂方法 |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| 冯国强,赵立强,卞晓冰,蒋廷学,王步娥,侯磊: "深层页岩气水平井多尺度裂缝压裂技术", 《石油钻探技术》 * |
| 张倩,李年银,李长燕,王永清,赵立强: "中国海相碳酸盐岩储层酸化压裂改造技术现状及发展趋势", 《特种油气藏》 * |
| 李年银,赵立强,刘平礼: "碳酸盐岩酸压过程中的酸液滤失研究", 《西部探矿工程》 * |
| 赵立强,刘欣,刘平礼,李建波,刘向东: "新型碳酸盐岩油气层酸压技术——固体酸酸压技术", 《天然气工业》 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115288656B (zh) | 2023-05-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107255027B (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN102828734B (zh) | 海上油田注水井在线单步法酸化技术 | |
| US11174425B2 (en) | Carbonate reservoir filtration-loss self-reducing acid | |
| CN107575183B (zh) | 一种用于注水井的调-解联作工艺方法 | |
| CN104295275A (zh) | 一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法 | |
| CN108865092B (zh) | 注水井解堵增注用缓释螯合酸及制备方法和解堵增注方法 | |
| CN112796729B (zh) | 准干法液态超临界co2酸压方法 | |
| CN103806885A (zh) | 一种注采系统的地层化学产热深部解堵方法 | |
| CN111520107B (zh) | 一种地浸采铀生产井洗井工艺 | |
| CN103573235A (zh) | 注水井用不动管柱酸化降压增注工艺方法 | |
| CN111878039A (zh) | 一种原地浸出采铀的洗井方法 | |
| CN111621276A (zh) | 一种固体酸解堵剂及其解除地层堵塞的方法 | |
| CN111019620A (zh) | 一种油田无返排地层解堵剂及其解堵方法 | |
| CN113249100B (zh) | 一种氮气泡沫控水堵水剂及其使用方法 | |
| CN108949132B (zh) | 一种用于细粉砂油藏油井防砂的固砂解堵处理液、防砂处理液体系和用其防砂的方法 | |
| CN115288656A (zh) | 深层超深层高温碳酸盐岩储层复相酸深度酸压方法 | |
| CN112324411A (zh) | 一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺 | |
| CN116875296A (zh) | 一种储层改造用固态酸前体 | |
| CN112724953B (zh) | 一种纳米降压增注驱油降粘一体剂及其制备方法和应用 | |
| CN110643337A (zh) | 解除注聚区筛管防砂井近井地带聚合物堵塞的降解剂及其制备方法和应用 | |
| CN105952420A (zh) | 一种油气井的防砂方法 | |
| CN113431546A (zh) | 一种改善页岩孔渗条件的新方法 | |
| CN112709561A (zh) | 一种低压致密泥灰岩储层改造方法 | |
| CN113123772A (zh) | 一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法 | |
| CN107859508B (zh) | 一种低温煤层气井压裂裂缝转向方法 |
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 |