RU2816723C1 - Способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса - Google Patents
Способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса Download PDFInfo
- Publication number
- RU2816723C1 RU2816723C1 RU2023128725A RU2023128725A RU2816723C1 RU 2816723 C1 RU2816723 C1 RU 2816723C1 RU 2023128725 A RU2023128725 A RU 2023128725A RU 2023128725 A RU2023128725 A RU 2023128725A RU 2816723 C1 RU2816723 C1 RU 2816723C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- injection
- injection wells
- wells
- composition
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 60
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 60
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 49
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract description 48
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 claims abstract description 16
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 claims abstract description 16
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims abstract description 16
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 8
- 244000188595 Brassica sinapistrum Species 0.000 claims description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-L Phosphate ion(2-) Chemical compound OP([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 150000004045 organic chlorine compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Chemical class 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N carbon tetrachloride Substances ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяной залежи путем снижения вязкости извлекаемой нефти, увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти. В способе повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 350 м. Далее бурят два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250-300 м. Определяют пластовое давление Рпл и толщину пласта. Один ряд нагнетательных скважин останавливают, в другой ряд нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку состава, содержащего, мас.%: рапсовое масло 76-81; пальмовое масло 7-10 и ксилол 12-14, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м3 на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл. Затем нагнетательные скважины останавливают на реагирование в течение 48 ч. Далее ряд нагнетательных скважин одновременно запускают и закачивают воду в течение 30 дней с суточным объемом 40-50 м3/сут и давлением, равным 1,1*Рпл. Далее ряд нагнетательных скважин останавливают. Затем выбирают другой ряд нагнетательных скважин и повторяют операции, начиная с осуществления одновременной закачки состава. 2 табл., 5 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в осложненных условиях разработки месторождений, в частности при обработке карбонатных коллекторов башкирского яруса.
Известен способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора (патент RU №2125647, МПК E21B 43/22, опубл. 27.01.1999), включающий закачку состава, содержащего нефтяную фазу, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и растворитель. В качестве ПАВ используют продукты конденсации окиси этилена с углеводородными производными, содержащими подвижный атом водорода - оксиэтилированные производные жирных спиртов, кислот, алкилфенолов, в качестве нефтяной фазы используют тяжелую асфальтово-смолистую нефть с плотностью 900 кг/м3 и более, содержанием асфальтенов 10% и более и в качестве растворителя - регулятор, повышающий растворимость неионогенных поверхностно-активных веществ и асфальтово-смолистых компонентов в нефти - четыреххлористый углерод или хлороформ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанная нефтяная фаза - 50 - 70
Указанные поверхностно-активные вещества - 15 - 25
Указанный растворитель-регулятор - 15 - 25
Недостатком известного способа является низкая экологичность, поскольку производят закачку состава, в котором в качестве растворителя-регулятора содержится в большом количестве (до 25%) хлорорганические соединения, отравляющие пластовые воды. Данный состав не может применяться в нефтедобывающей промышленности в связи с введением в 2000 г. запрета на применение хлорорганических соединений в технологических процессах добычи нефти.
Известен способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора (патент RU №2178068, МПК E21B 43/22, 43/32, опубл. 10.01.2002 в бюл. № 1), включающий закачку состава, содержащего загуститель и моющий агент. В качестве загустителя и моющего агента содержит оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы CnH2n+1COO(C2H4O)mH, где n= 15-20, m= 2-11 с молекулярной массой 344-810, дополнительно содержит фосфат или гидрофосфат щелочных металлов и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0, фосфат или гидрофосфат щелочных металлов - 1,0-7,2, вода – остальное.
Недостатками известного способа являются:
- сложность, связанная с процессом подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти из-за образования устойчивых эмульсии закачиваемого состава;
- низкая экологичность, т.к. оксиэтилированные карбоновые кислоты обладают низкой степенью биоразлагаемости.
Наиболее близким является способ повышения нефтеотдачи коллекторов (патент RU №2547871, МПК C09K 8/58, опубл. 10.04.2015 в бюл. № 10), включающий закачку состава, состоящего из загустителя и моющего агента, в качестве загустителя содержит смесь рапсового и пальмового масел, а в качестве моющего агента содержит ксилол. При следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 90,0-95,0, пальмовое масло 3,0-8,0, ксилол 2,0-5,0.
Недостатками данного изобретения являются
-низкая эффективность, связанная с отсутствием комплексного подхода в способе;
- низкая вымывающая способность из-за недостаточной концентрации пальмового и рапсового масла в закачиваемом составе трудноизвлекаемой нефти с показателями вязкости 150-230 мПа*с, добываемой в условиях карбонатного коллектора башкирского яруса.
- низкая эффективность, связанная в недостаточном снижении вязкости трудноизвлекаемой нефти (150-230 мПа*с, добываемой в условиях карбонатного коллектора башкирского яруса) из-за низкой концентрации рапсового и пальмового масел в закачиваемом составе. А также низкая концентрация ксилола в закачиваемом составе не позволит достичь успешного результата в карбонатных породах, т.к. ксилол является органическим растворителем, и в указанных концентрациях воздействие ксилола будет слабым в закачиваемом составе и не будет способствовать образованию новых трещин и каналов.
Техническим результатом при реализации способа является повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса путем снижения вязкости извлекаемой нефти, увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения требуемого режима работы нагнетательных скважин.
Технический результат достигается способом повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса, включающим закачку состава, состоящего из загустителя и моющего агента, в качестве загустителя содержит смесь рапсового и пальмового масел, а в качестве моющего агента содержит ксилол.
Новым является то, что предварительно бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 350 м, далее бурят два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250-300 м, определяют пластовое давление Рпл и толщину пласта, один ряд нагнетательных скважин останавливают, в другой ряд нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку состава при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 76-81%, пальмовое масло 7-10% и ксилол 12-14%, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м3 на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл, затем нагнетательные скважины останавливают на реагирование в течение 48 ч, далее ряд нагнетательных скважин одновременно запускают и закачивают воду в течение 30 дней с суточным объемом 40-50 м3/сут и давлением равным 1,1*Рпл, далее ряд нагнетательных скважин останавливают, затем выбирают другой ряд нагнетательных скважин и повторяют операции начиная с осуществления одновременной закачки состава.
Способ реализуется при использовании следующих реагентов:
- ксилол, выпускаемый по ГОСТ 9410-78;
- масло рапсовое, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53457-2009,
- масло пальмовое, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53776-2010.
Сущность способа заключается в следующем.
Предварительно бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 350 м.
Далее бурят два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250-300 м.
Определяют пластовое давление Рпл и толщину пласта.
Далее осуществляется заводнение пласта в следующей последовательности.
Один ряд нагнетательных скважин останавливают, в другой ряд нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку состава при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 76-81%, пальмовое масло 7-10% и ксилол 12-14%, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м3 на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.
Состав проникает в нефтенасыщенную среду пласта, на границе взаимодействия «состав-нефть» происходит существенное снижение эффективной вязкости пластовых флюидов на 25-30 % в результате пептизирующих свойств состава, позволяющих разделять агрегаты асфальтенов. Благодаря содержания в составе, оптимального количества растительного реагента (рапсового и пальмового масел) происходит разбавление и диспергирование агрегатов асфальтенов и предотвращение их агрегирования. Уменьшается гистерезис смачивания, изменяется структуру нефти, инициируются и интенсифицируются фильтрационные процессы в низкопроницаемых каналах и микротрещинах геологической среды пласта.
Затем нагнетательные скважины останавливают на реагирование в течение 48 ч, далее ряд нагнетательных скважин одновременно запускают и закачивают воду в течение 30 дней с суточным объемом 40-50 м3/сут и давлением равным 1,1*Рпл, но не превышающим максимально допустимого давления на пласт.
Далее ряд нагнетательных скважин останавливают.
Затем выбирают другой ряд нагнетательных скважин и повторяют операции начиная с осуществления одновременной закачки состава при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 76-81%, пальмовое масло 7-10% и ксилол 12-14%, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м3 на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.
Чередование рядов нагнетательных скважин при осуществлении способа изменяет распределение и изменение направления линий тока по площади участка карбонатного коллектора башкирского яруса, включает ранее не охваченные или слабо охваченные участки пласта заводнением, вытеснение нефти из этих участков интенсифицируется.
В результате происходит образование необратимой разветвленной системы новых каналов фильтрации с изменением проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности в карбонатном коллекторе башкирского яруса, как следствие увеличение охвата воздействием пласта, равномерность выработки запасов нефти.
Примеры осуществления способа.
Предварительно пробурили ряд добывающих скважин, расположенные друг от друга на расстоянии 350 м.
Далее пробурили два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250 м.
Определяют пластовое давление Рпл 8 МПа и толщину пласта 4 м.
Далее осуществляется заводнение пласта в следующей последовательности.
Один ряд нагнетательных скважин остановили, в другой ряд нагнетательных скважин одновременно закачали состав при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 81%, пальмовое масло 7% и ксилол 12%, объемом на одну нагнетательную скважину 40 м3 под давлением 12 МПа, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.
Затем нагнетательные скважины остановили на реагирование в течение 48 ч, далее ряд нагнетательных скважин одновременно запустили и закачали воду в течение 30 дней с суточным объемом 40 м3/сут и давлением равным 8,8, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.
Далее ряд нагнетательных скважин остановили.
Затем выбрали другой ряд нагнетательных скважин и повторили операции начиная с осуществления одновременной закачки состава при следующем соотношении компонентов, мас. %: рапсовое масло 81%, пальмовое масло 7% и ксилол 12%, объемом на одну нагнетательную скважину 40 м3 под давлением 12 МПа, но не превышающем максимально допустимого давления на пласт.
После произвели исследования по определению дебита нефти. Результаты исследований показали, что дебит нефти одной добывающей скважины составил 7 т/сут, прирост дебита нефти одной добывающей скважины – 2,1 т/сут (пример 1, табл.1, 2).
Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения приведены в табл. 1 (примеры 1-5), результаты - в табл. 2 (примеры 2-5).
Таблица 2 – Результаты осуществления способа повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса. Средний дебит нефти, т/сут
| № | До способа | После способа | Прирост |
| 1 | 4,9 | 7,0 | 2,1 |
| 2 | 3,5 | 7,4 | 3,9 |
| 3 | 2,8 | 4,1 | 1,3 |
| 4 | 4,3 | 6,8 | 2,5 |
| 5 | 3,7 | 6,4 | 2,7 |
При изменении концентрации рапсового масла менее 76 мас. % в составе наблюдается малое снижение вязкости нефти в виду недостаточной концентрации масла. И более 81 мас % в составе начинается влияние компонента на изменение состава и свойств высоковязкой нефти.
При изменении концентрации пальмового масла менее 7 мас. % в составе наблюдается малое снижение вязкости нефти в виду недостаточной концентрации масла. И более 10 мас % в составе начинается влияние компонента на изменение состава и свойств высоковязкой нефти.
При изменении концентрации ксилола менее 12 мас. % в составе наблюдается слабое влияние с карбонатной породой, не достаточное для формирования новой сетки трещин и каналов. И более 14 мас % в составе наблюдается разрушение горной породы под влиянием органического растворителя.
При изменении расстояния от ряда нагнетательных скважин до ряда добывающих скважин менее 250 м наблюдается прорыв закачиваемой в нагнетательные скважины воды по трещинам большего диаметра, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин. И более 300 м наблюдается низкая гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами.
При изменении суточного объема воды менее 40 м3/сут наблюдается снижение эффекта от закачиваемого состава и постепенное снижение пластового давления. И более 50 м3/сут наблюдается прорыв закачиваемой в нагнетательные скважины воды по трещинам большего диаметра, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин.
Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса путем снижения вязкости извлекаемой нефти, увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения требуемого режима работы нагнетательных скважин.
Claims (1)
- Способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса, включающий закачку состава, состоящего из загустителя и моющего агента, в качестве загустителя содержащего смесь рапсового и пальмового масел, а в качестве моющего агента содержащего ксилол, отличающийся тем, что предварительно бурят ряд добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 350 м, далее бурят два ряда нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно добывающих скважин на расстоянии 250-300 м, определяют пластовое давление Рпл и толщину пласта, один ряд нагнетательных скважин останавливают, в другой ряд нагнетательных скважин осуществляют одновременную закачку состава при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 76-81; пальмовое масло 7-10 и ксилол 12-14, объемом на одну нагнетательную скважину 10 м3 на 1 м толщины пласта под давлением 1,5*Рпл, затем нагнетательные скважины останавливают на реагирование в течение 48 ч, далее ряд нагнетательных скважин одновременно запускают и закачивают воду в течение 30 дней с суточным объемом 40-50 м3/сут и давлением, равным 1,1*Рпл, далее ряд нагнетательных скважин останавливают, затем выбирают другой ряд нагнетательных скважин и повторяют операции, начиная с осуществления одновременной закачки состава.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2816723C1 true RU2816723C1 (ru) | 2024-04-03 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2121060C1 (ru) * | 1996-04-08 | 1998-10-27 | Поддубный Юрий Анатольевич | Способ разработки нефтяной залежи |
| WO2006120151A2 (en) * | 2005-05-10 | 2006-11-16 | Akzo Nobel N.V. | Method and composition for cleaning a well bore prior to cementing |
| RU2547871C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2787748C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-01-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с трехрядным расположением скважин |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2121060C1 (ru) * | 1996-04-08 | 1998-10-27 | Поддубный Юрий Анатольевич | Способ разработки нефтяной залежи |
| WO2006120151A2 (en) * | 2005-05-10 | 2006-11-16 | Akzo Nobel N.V. | Method and composition for cleaning a well bore prior to cementing |
| RU2547871C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2787748C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-01-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с трехрядным расположением скважин |
| RU2789724C1 (ru) * | 2022-11-25 | 2023-02-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5008026A (en) | Well treatment compositions and method | |
| US8778850B2 (en) | Biodegradable non-reactive oil-well stimulation fluid and method of use | |
| US7231976B2 (en) | Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system | |
| US11884879B2 (en) | Compositions for use in oil and gas operations | |
| CN110016329B (zh) | 一种高温高盐油藏原位乳化体系及其应用 | |
| CN102575146A (zh) | 通过控制吸水以促进页岩气生产的微乳液 | |
| CN103842469A (zh) | 用于可渗透碳酸盐的聚合物增强的表面活性剂驱油 | |
| CN110905460B (zh) | 一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法 | |
| CN114752366A (zh) | 生物基类表面活性剂解堵增注剂及应用体系 | |
| CN115785940A (zh) | 一种压裂酸化用破乳助排剂及其制备方法和使用方法 | |
| RU2816723C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса | |
| CN106893569A (zh) | 一种用于修复气井储层渗透率的井筒解堵剂 | |
| US11649394B2 (en) | Ionic liquid-based products for IOR applications | |
| RU2586356C1 (ru) | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов | |
| 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 | |
| CN110872508B (zh) | 非交联压裂液及其制备方法与应用 | |
| CN101716474B (zh) | 一种表面活性剂及其配方体系在无碱二元复合驱中的应用 | |
| CN113004882A (zh) | 一种微乳液型渗吸剂、其制备方法及驱油型压裂液体系 | |
| CN103242817B (zh) | 一种乳化型驱渗型采油剂及其制备方法 | |
| RU2250361C2 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяной залежи | |
| RU2778501C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта | |
| RU2802645C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пласта | |
| RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
| RU2728753C1 (ru) | Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа | |
| CN115703961A (zh) | 一种液相伤害预防体系及其制备方法与应用 |