CN116104460B - 一种组合调驱技术用量设计方法 - Google Patents
一种组合调驱技术用量设计方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116104460B CN116104460B CN202310191363.7A CN202310191363A CN116104460B CN 116104460 B CN116104460 B CN 116104460B CN 202310191363 A CN202310191363 A CN 202310191363A CN 116104460 B CN116104460 B CN 116104460B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- dosage
- channeling
- slug
- gel
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000005465 channeling Effects 0.000 claims abstract description 38
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 72
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 41
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 36
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 36
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 11
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 10
- 239000012224 working solution Substances 0.000 claims description 10
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 9
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 7
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 5
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 4
- XFJRTXJMYXFAEE-UHFFFAOYSA-K [Cr+3].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O Chemical compound [Cr+3].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O XFJRTXJMYXFAEE-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- 230000003321 amplification Effects 0.000 claims description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 3
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 3
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 3
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 claims description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 3
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical compound [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000004836 empirical method Methods 0.000 description 1
- 238000012407 engineering method Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011164 primary particle Substances 0.000 description 1
- 230000033764 rhythmic process Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution 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
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- 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)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
本发明公开了一种组合调驱技术用量设计方法,包括凝胶封窜和非连续性调控剂,本发明采用凝胶封窜和非连续性调控剂深部调驱相结合的方式开采,通过凝胶体系对储层水窜条带进行封窜,抑制储层由于注水产生的水窜条带,将地层充满度提高,再在主体段塞采用非连续性调控剂进行深部调驱,抑制高渗层注入水水窜,由近及远来改善井组平面矛盾,堵塞大孔道,改变水驱流向,进一步扩大平面上其它方向的注入水波及体积,达到降水增油的目的,提高采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油田开采相关领域,具体是一种组合调驱技术用量设计方法。
背景技术
油田指原油生产的特定区域,有时为特定地域地下集聚的油层的总称,广义上把几个油区合在一起称为油田,在主力砂体非均质性严重,物性分布差异较大的油田区块中,高含水阶段注入水单向突进严重,含水上升速度加快,正韵律储层底部水淹严重,顶部剩余油富集;由于储层非均质性较强,且高含水阶段平面水驱不均和存在无效水循环,通常采用组合调驱开采,但目前堵剂用量计算多凭经验法、面积法确定,与地层不同渗流通道匹配性差,从而导致组合调驱工艺实施效果差。
发明内容
因此,为了解决上述不足,本发明在此提供一种组合调驱技术用量设计方法。
本发明是这样实现的,构造一种组合调驱技术用量设计方法,其用量设计方法采用凝胶封窜和非连续性调控剂深部调驱相结合的工艺思路;通过凝胶体系对储层水窜条带进行封窜,抑制储层由于注水产生的水窜条带,将地层充满度提高;再在主体段塞采用非连续性调控剂进行深部调驱,抑制高渗层注入水水窜,并进一步扩大波及体积,提高采收率。
优选的,所述凝胶封窜的段塞选用延缓分子交联型的聚合物凝胶体系,使用的交联剂是络合的Cr3+缓慢释放,为乳酸铬或醋酸铬,Cr3+通过络合、水解、羟桥作用形成Cr3+的多核羟桥络离子,与聚丙烯酰胺分子的羧基配位形成铬凝胶。
优选的,所述铬凝胶进入地层内形成交联体系后,残余阻力系数大,具有独特的渗流特性,用于封堵注水过程中地层深部形成的大孔道及水窜条带。
优选的,所述主体段塞的非连续性调控剂为预交联的水分散高分子微凝胶,其初始粒径小,深入到地层深部,在地层水矿化度和温度的作用下,发生水化膨胀,其自身或非连续性调控剂之间相互作用,对水相高渗通道形成流动阻力,从而扩大水相波及体积。
优选的,采用体积法、经验公式法和PI值/充满度法三种堵剂用量设计方法分别计算所述凝胶体系和非连续性调控剂的堵剂用量,取三种算法的堵剂用量平均值作为整体调驱井组对应的堵剂用量。
优选的,所述体积法的具体计算公式为:
V1=π(Re 2-Rw 2)hΦαγη (1)
V2=π(Rt 2-Rw 2)hΦαγκ (2)
V3=V1-V2 (3)
式中,V1—工作液注入总量,m3;
V2—封窜段塞用量,m3;
V3—调驱段塞用量,m3;
Re—外沿半径,取调驱井组平均油水井距,m;
Rt—凝胶体系调剖半径,m;
Rw—内沿半径,统一取3m;
h—调驱层厚度,m;
Φ—孔隙度,统一取0.33;
α—注入液的方向系数,取0.6~0.8;
γ—工作液注入的面积系数,取0.5~0.875;
η—注入孔隙体积倍数;
κ—高渗透层厚度占注水地层厚度的比例,取0.1。
优选的,所述经验公式法依据调驱井组的历史存水量,进行堵剂用量设计,具体计算公式如下:
V`=V0τ (4)
V``=V0σ (5)
V=V`+V`` (6)
式中,V`—封窜段塞用量,m3;
V``—调驱段塞用量,m3;
V—工作液注入总量,m3;
V0—注水井组劈分存水量;
τ—水窜通道比例系数,取0.01~0.03;
σ—水驱优势通道比例系数,取0.1~0.25。
优选的,所述凝胶体系封窜段塞用于封堵油水井之间的水窜通道,非连续性调控剂主要用于储层深部液流转向,提高水井的PI值和充满度FD值,堵剂用量采用PI/FD决策公式计算,具体公式如下:
W=βh△PI (7)
Vv=ζh△FD (8)
VZ=W+VV (9)
式中,W—封窜段塞用量,m3
VV—调驱段塞用量,m3
VZ—工作液注入总量,m3;
β—凝胶体系用量系数,m3·MPa-1·m-1,取140;
ζ—非连续性调控剂用量系数,m3/m;
h—调驱层厚度,m;
△PI—调剖剂前后PI值变化(MPa);
△FD—调驱前后FD增幅。
优选的,浓度为4000ppm非连续性调控剂可对4500mD渗透率的岩心形成有效封堵,可有效长期地动用水驱动用程度低的地层。
本发明具有如下优点:本发明通过改进在此提供一种组合调驱技术用量设计方法,与同类型设备相比,具有如下改进:
优点:本发明所述一种组合调驱技术用量设计方法,采用凝胶封窜和非连续性调控剂深部调驱相结合的方式开采,通过凝胶体系对储层水窜条带进行封窜,抑制储层由于注水产生的水窜条带,将地层充满度提高,再在主体段塞采用非连续性调控剂进行深部调驱,抑制高渗层注入水水窜,由近及远来改善井组平面矛盾,堵塞大孔道,改变水驱流向,进一步扩大平面上其它方向的注入水波及体积,达到降水增油的目的,提高采收率。
附图说明
图1是本发明凝胶体系成胶趋势图;
图2是本发明非连续性调控剂封堵性能;
图3是本发明C03井效果预测图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明进行详细说明,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。
本发明的一种组合调驱技术用量设计方法,其用量设计方法采用凝胶封窜和非连续性调控剂深部调驱相结合的工艺思路;通过凝胶体系对储层水窜条带进行封窜,抑制储层由于注水产生的水窜条带,将地层充满度提高;再在主体段塞采用非连续性调控剂进行深部调驱,抑制高渗层注入水水窜,并进一步扩大波及体积,提高采收率;
凝胶封窜的段塞选用延缓分子交联型的聚合物凝胶体系,与传统交联聚合物凝胶不同,该体系使用的交联剂是络合的Cr3+缓慢释放,通常是乳酸铬或醋酸铬,Cr3+通过络合、水解、羟桥作用形成Cr3+的多核羟桥络离子,与聚丙烯酰胺分子的羧基配位形成铬凝胶,铬凝胶进入地层内形成交联体系后,残余阻力系数大,具有独特的渗流特性,适合封堵注水过程中地层深部形成的大孔道及水窜条带,如图1是凝胶堵剂的成胶效果图,SR及SD-201聚合物凝胶成胶强度适中,且成胶较慢;
主体段塞的非连续性调控剂为预交联的水分散高分子微凝胶,其初始粒径小,深入到地层深部,在地层水矿化度和温度的作用下,发生水化膨胀,其自身或非连续性调控剂之间相互作用,对水相高渗通道形成流动阻力,从而扩大水相波及体积,达到降水增油的目的,如图2,浓度为4000ppm非连续性调控剂可对4500mD渗透率的岩心形成有效封堵,可有效长期地动用水驱动用程度低的地层;
本方法中采用体积法、经验公式法和PI值/充满度法三种堵剂用量设计方法分别计算凝胶体系和非连续性调控剂的堵剂用量,取三种算法的堵剂用量平均值作为整体调驱井组对应的堵剂用量:
1、体积法的具体计算公式为:
V1=π(Re 2-Rw 2)hΦαγη (1)
V2=π(Rt 2-Rw 2)hΦαγκ (2)
V3=V1-V2 (3)
式中,V1—工作液注入总量,m3;
V2—封窜段塞用量,m3;
V3—调驱段塞用量,m3;
Re—外沿半径,取调驱井组平均油水井距,m;
Rt—凝胶体系调剖半径,m;
Rw—内沿半径,统一取3m;
h—调驱层厚度,m;
Φ—孔隙度,统一取0.33;
α—注入液的方向系数,取0.6~0.8;
γ—工作液注入的面积系数,取0.5~0.875;
η—注入孔隙体积倍数;
κ—高渗透层厚度占注水地层厚度的比例,取0.1;
上式中注入孔隙体积倍数η,采用油藏工程方法进行模拟优化,通过模拟不同注入孔隙体积倍数条件下堵剂用量对应的措施效果,优化出最优的堵剂用量;以C03井组为例,进行不同注入孔隙倍数条件下的井组措施效果预测,优选注入孔隙体积倍数为0.08;结合目标井组的具体油藏参数,计算得到堵剂用量,包括工作液注入总量、封窜段塞用量、调驱段塞用量,结果如表1:
表格1 C03井调驱段塞用量(体积法)
2、经验公式法依据调驱井组的历史存水量,进行堵剂用量设计,具体计算公式如下:
V`=V0τ (4)
V``=V0σ (5)
V=V`+V`` (6)
式中,V`—封窜段塞用量,m3;
V``—调驱段塞用量,m3;
V—工作液注入总量,m3;
V0—注水井组劈分存水量;
τ—水窜通道比例系数,取0.01~0.03;
σ—水驱优势通道比例系数,取0.1~0.25;
按上述方法,结合目标井组的存水量,计算结果如表2所示:
表格2 C03井堵剂用量构成(经验公式法)
3、凝胶体系封窜段塞用于封堵油水井之间的水窜通道,非连续性调控剂主要用于储层深部液流转向,提高水井的PI值和充满度FD值,堵剂用量采用PI/FD决策公式计算,具体公式如下:
W=βh△PI (7)
Vv=ζh△FD (8)
VZ=W+VV (9)
式中,W—封窜段塞用量,m3
VV—调驱段塞用量,m3
VZ—工作液注入总量,m3;
β—凝胶体系用量系数,m3·MPa-1·m-1,取140;
ζ—非连续性调控剂用量系数,m3/m;
h—调驱层厚度,m;
△PI—调剖剂前后PI值变化(MPa);
△FD—调驱前后FD增幅;
按上述方法,结合目标井组基本参数以及凝胶体系、非连续性调控剂的应用经验,计算结果如表3所示:
表格3C03井堵剂用量(PI值/充满度FD值法)
综合体积法、经验公式法、PI值/充满度法等三种方法算得堵剂量,取平均值作为C03井的堵剂用量,工作液注入总量、封窜段塞、调驱段塞的实际用量(取整),具体如下表4所示:
表格4C03井堵剂实际用量
对所公开的实施例的上述说明,使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的,本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下,在其它实施例中实现。因此,本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例,而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (2)
1.一种组合调驱技术用量设计方法,其特征在于:其方法采用凝胶封窜和非连续性调控剂深部调驱相结合的工艺思路;
通过凝胶封窜对储层水窜条带进行封窜,抑制储层由于注水产生的水窜条带,将地层充满度提高;
再在主体段塞采用非连续性调控剂进行深部调驱,抑制高渗层注入水水窜,并进一步扩大波及体积,提高采收率;
所述凝胶封窜的段塞选用延缓分子交联型的聚合物凝胶体系,使用的交联剂是络合的Cr3+缓慢释放,为乳酸铬或醋酸铬,Cr3+通过络合、水解、羟桥作用形成Cr3+的多核羟桥络离子,与聚丙烯酰胺分子的羧基配位形成铬凝胶;
所述主体段塞的非连续性调控剂为预交联的水分散高分子微凝胶,其初始粒径小,深入到地层深部,在地层水矿化度和温度的作用下,发生水化膨胀,其自身或非连续性调控剂之间相互作用,对水相高渗通道形成流动阻力,从而扩大水相波及体积;
采用体积法、经验公式法和PI值/充满度法三种堵剂用量设计方法分别计算所述凝胶体系和非连续性调控剂的堵剂用量,取三种算法的堵剂用量平均值作为整体调驱井组对应的堵剂用量;
所述体积法的具体计算公式为:
V1=π(Re 2-Rw 2)hΦαγη (1)
V2=π(Rt 2-Rw 2)hΦαγκ (2)
V3= V1-V2 (3)
式中,V1—工作液注入总量,m3;
V2—封窜段塞用量,m3;
V3—调驱段塞用量,m3;
Re—外沿半径,取调驱井组平均油水井距,m;
Rt—凝胶体系调剖半径,m;
Rw—内沿半径,统一取3m;
h—调驱层厚度,m;
Φ—孔隙度,统一取0.33;
α—注入液的方向系数,取0.6~0.8;
γ—工作液注入的面积系数,取0.5~0.875;
η—注入孔隙体积倍数;
κ—高渗透层厚度占注水地层厚度的比例,取0.1;
所述经验公式法依据调驱井组的历史存水量,进行堵剂用量设计,具体计算公式如下:
V`=V0τ (4)
V``=V0σ (5)
V=V`+V`` (6)
式中,V`—封窜段塞用量,m3;
V``—调驱段塞用量,m3;
V—工作液注入总量,m3;
V0—注水井组劈分存水量;
τ—水窜通道比例系数,取0.01~0.03;
σ—水驱优势通道比例系数,取0.1~0.25;
所述凝胶体系封窜段塞用于封堵油水井之间的水窜通道,非连续性调控剂主要用于储层深部液流转向,提高水井的PI值和充满度FD值,堵剂用量采用PI/FD决策公式计算,具体公式如下:
W=βh△PI (7)
Vv=ζh△FD (8)
VZ=W+VV (9)
式中,W—封窜段塞用量,m3
VV—调驱段塞用量,m3
VZ—工作液注入总量,m3;
β—凝胶体系用量系数,m3·MPa-1·m-1,取140;
ζ—非连续性调控剂用量系数,m3/m;
h—调驱层厚度,m;
△PI—调剖剂前后PI值变化(MPa);
△FD—调驱前后FD增幅。
2.根据权利要求1所述一种组合调驱技术用量设计方法,其特征在于:所述铬凝胶进入地层内形成交联体系后,残余阻力系数大,具有独特的渗流特性,用于封堵注水过程中地层深部形成的大孔道及水窜条带。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202310191363.7A CN116104460B (zh) | 2023-03-02 | 2023-03-02 | 一种组合调驱技术用量设计方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202310191363.7A CN116104460B (zh) | 2023-03-02 | 2023-03-02 | 一种组合调驱技术用量设计方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN116104460A CN116104460A (zh) | 2023-05-12 |
CN116104460B true CN116104460B (zh) | 2023-07-28 |
Family
ID=86263838
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202310191363.7A Active CN116104460B (zh) | 2023-03-02 | 2023-03-02 | 一种组合调驱技术用量设计方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN116104460B (zh) |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4498539A (en) * | 1983-11-16 | 1985-02-12 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions |
RU2169256C1 (ru) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
CN102373914B (zh) * | 2010-08-25 | 2014-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种裂缝型油藏深部调剖方法 |
CN102604606B (zh) * | 2012-02-16 | 2013-10-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 二次交联化学法冻胶泡沫堵调液 |
CN103498643B (zh) * | 2013-10-23 | 2016-05-25 | 天津亿利科能源科技发展股份有限公司 | 一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法 |
CN103967458B (zh) * | 2014-02-25 | 2016-03-23 | 中国海洋石油总公司 | 一种防砂段水驱方法 |
CN105715238A (zh) * | 2015-12-01 | 2016-06-29 | 山东石大油田技术服务股份有限公司 | 水驱开发油藏驱替压力梯度实时监测及调控方法 |
CN106947451A (zh) * | 2017-03-20 | 2017-07-14 | 濮阳市易发化工有限公司 | 一种复合调剖体系以及用其进行调堵的施工方法 |
CN109025894B (zh) * | 2017-06-08 | 2021-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油热采水平井汽窜封堵方法 |
CN107338035A (zh) * | 2017-08-06 | 2017-11-10 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种复合韵律油藏铬铝离子复配型调剖剂及其使用方法 |
CN107254301A (zh) * | 2017-08-06 | 2017-10-17 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种高渗孔道型油藏铬铝离子复配调剖剂及其使用方法 |
CN110029973A (zh) * | 2018-01-11 | 2019-07-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多尺度冻胶分散体系改善油藏水驱效果的方法 |
CN109915093B (zh) * | 2019-03-28 | 2021-01-26 | 东北石油大学 | 一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法 |
CN110159237B (zh) * | 2019-06-10 | 2020-05-15 | 中国石油大学(华东) | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 |
-
2023
- 2023-03-02 CN CN202310191363.7A patent/CN116104460B/zh active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN116104460A (zh) | 2023-05-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105298438B (zh) | 多轮次聚合物凝胶深部精细调剖方法 | |
CN105626006A (zh) | 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法 | |
WO2020248740A1 (zh) | 一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法 | |
CN103967458B (zh) | 一种防砂段水驱方法 | |
CN110952952A (zh) | 一种低渗透油藏深部调驱方法 | |
CN111535792A (zh) | 一种页岩气井返排率预测方法 | |
CN102533240B (zh) | 一种高温油藏复合调驱剂,其制备方法及其应用 | |
CN108410439B (zh) | 一种凝胶泡沫与原位微乳液组合应用油井增产的方法 | |
CN102146789B (zh) | 深部调剖方法 | |
CN116104460B (zh) | 一种组合调驱技术用量设计方法 | |
CN106089168A (zh) | 一种中高渗透油藏整体调剖的方法 | |
CN109296363B (zh) | 特低渗透油藏二氧化碳驱初期产能预测方法 | |
CN109025894B (zh) | 一种稠油热采水平井汽窜封堵方法 | |
CN104179488B (zh) | 一种提高开发低渗透碳酸盐岩稠油油藏效果的方法 | |
CN112360409B (zh) | 一种高角度裂缝发育的碳酸盐岩油藏不稳定注采方法 | |
CN113323636A (zh) | 一种用于复合控水增油的氮气注入量确定方法及采油方法 | |
CN115618581B (zh) | 一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法 | |
CN107556991B (zh) | 一种生产井深部气流控制剂及其制备方法和应用 | |
CN114517657A (zh) | 一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺 | |
Carpenter | Offshore Heavy Oil Polymerflooding Pilot Reveals Alternative Paths | |
RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2326229C1 (ru) | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины | |
CN110330958A (zh) | 一种调剖与酸化联作改善吸水剖面的方法 | |
CN115828639A (zh) | 一种调剖调驱组合工艺方案调整方法 | |
CN114427376B (zh) | 一种大底水油藏井间侧向驱增效方法 |
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 |