CN107387042A - 碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法 - Google Patents
碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107387042A CN107387042A CN201710826990.8A CN201710826990A CN107387042A CN 107387042 A CN107387042 A CN 107387042A CN 201710826990 A CN201710826990 A CN 201710826990A CN 107387042 A CN107387042 A CN 107387042A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- water
- remaining
- profit
- remaining oil
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 31
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 155
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 97
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 33
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000004321 preservation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 230000008901 benefit Effects 0.000 claims description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 5
- 238000001338 self-assembly Methods 0.000 claims description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 208000005189 Embolism Diseases 0.000 claims description 2
- 235000019994 cava Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 claims description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims description 2
- 239000012254 powdered material Substances 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000002349 well water Substances 0.000 claims description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 claims 1
- 208000001613 Gambling Diseases 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 238000003306 harvesting Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation 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
- E21B43/16—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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开了一种碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法，其特征在于，包括：根据碳酸盐岩油藏、地质资料、油井钻井情况及生产特征确定碳酸盐岩油藏二采中后期剩余油存在地质类型；根据油井的累产情况、二次采油措施及失效情况，判断剩余油赋存方式；以及针对不同的剩余油的类型，采用不同的利油弱水方案，剩余油的类型由剩余油存在地质类型以及剩余油赋存方式共同限定，其中，对于不同的利油弱水方案选择不同的利油弱水用材料，对于所选择的不同的材料选择不同的注入工艺。
Description
技术领域
本发明涉及油气资源开发领域，尤其涉及一种碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法。
背景技术
碳酸盐岩油藏储集体以表层风化壳、地下暗河溶洞、断控岩溶为主，其油藏具有埋藏深、非均质性强、底水强、藏油量自然递减快的特点，致使二采程度有限，总体采收率低。
碳酸盐岩油藏在天然能量开采过程中总体表现为自喷期短、无水采油期短、能量下降快。二次采油主要通过注气、注水补充地层能量，并通过井组注气、注水来挖潜井间剩余油。二次采油中后期井组经过多轮次注水、注气后，井间形成优势通道，且易形成气窜或水窜，其会导致注气或注水失效，即使井间有丰富的剩余油，整体采出程度也依然较低。
因此，寻找一种经济有效的手段挖潜二采中后期井间剩余油、提高剩余油动用程度是提高碳酸盐岩油藏采收率的关键。
发明内容
鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法。
根据本发明内容，提供了一种碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法，包括：
根据碳酸盐岩油藏、地质资料，油井钻井情况及生产特征确定碳酸盐岩油藏二采中后期剩余油存在地质类型；
根据油井的累产情况、二次采油措施及失效情况，判断剩余油赋存方式；以及
针对不同的剩余油的类型，采用不同的利油弱水方案，剩余油的类型由剩余油存在地质类型以及剩余油赋存方式共同限定，
其中，对于不同的利油弱水方案选择不同的利油弱水用材料，对于所选择的不同的材料选择不同的注入工艺。
本发明提供的碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法，针对性的开展油水博弈，控制水的优势作用，提高剩余油动用程度进而有效地提高碳酸盐油藏二采中后期的采收率。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
图1示出了根据本发明实施例的用于碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法的流程图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。
图1示出了根据本发明实施例的用于碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法的流程图。如图1所示，该方法包括下述步骤S110-步骤S130。
步骤S110，根据碳酸盐岩油藏、地质资料，油井钻井情况及生产特征确定碳酸盐岩油藏二采中后期剩余油存在地质类型。
根据地质构造、地震资料、油井的钻时曲线、钻井漏失情况、测井曲线、酸压曲线、生产情况，历次修井情况、措施作业情况等与油井所处区域相关的资料分析该井或井组所属地质类型的种类，如表层风化壳型、溶洞型、裂缝型等。
步骤S120，根据油井的累产情况、二次采油措施及失效情况，判断剩余油赋存方式。
根据油井及井组的累产情况、单井注水、单井注气、井组注水、井组注气等二次采油措施及失效情况判断碳酸盐岩油藏原油采出程度及二采中后期剩余油存在地质类型，并确定挖掘潜力的范围，如本井产层段的上部或下部、近井周围一定范围、远井井间等。
根据塔河碳酸盐岩油藏二采中后期剩余油存在地质类型与赋存方式将剩余油分布类型分为I、II、III、IV四种类型，表1为塔河碳酸盐岩油藏剩余油分布类型表。
表1
I型特点：剩余油为表层风化壳岩溶井组注水失效后的井间剩余油，注水水流通道以渗流与管流并存，存在明显优势通道，但地层注入性一般。
II型特点：剩余油为溶洞多轮次注水、注气失效后的剩余油，多受底水或边水的影响，水锥程度高，油水博弈过程中水流通道占优势封堵原有油流通道导致油井高含水、或注入水沿水流优势通道窜进失去驱油效果。
III型特点：剩余油为裂缝性油藏油井生产层段垂向上部附近和下部附近剩余油，水体通过某条裂缝进入生产层段，注水也沿此裂缝通过导致驱替无效，注气因置换空间有限作用微小。
IV型特点：剩余油为裂缝性油藏油井与油井之间的井间剩余油，注水或注气易沿裂缝窜井无法沟通此类剩余油。
步骤S130，针对不同的剩余油的类型，采用不同的利油弱水方案，剩余油的类型由剩余油存在地质类型以及剩余油赋存方式共同限定，其中，对于不同的利油弱水方案选择不同的利油弱水用材料，对于所选择的不同的材料选择不同的注入工艺。
根据剩余油的类型特点，总结分析剩余油难动用是由于油水博弈过程中水的优势作用导致剩余油存在，主要表现为三种形式，一是注水形成优势通道致使剩余油无法被波及；二是水锥致使水流通道进入井筒而封死油流通道；三是注水沿断裂渗流没有起到驱替剩余油的作用。因此，有针对性地开展油水博弈，控制水的优势作用，是提高碳酸盐油藏剩余油开采率的关键，针对不同类型的剩余油，具体方法为：
I型剩余油：通过在远井封堵或缩小优势水流通道，迫使注入水沿次级通道流动或启动新的水流通道，扩大注水波及，从而挖潜井间剩余油。
II型剩余油：在溶洞形成浮动式隔板，压制水锥，还原原有油流通道。
III型剩余油：利用裸眼段部分栓塞，封堵水流裂缝通道进入井筒的入口，重新还原原有油流裂缝通道。
IV型剩余油：注入粒径可控、密度可控、油水选择性可控、变形程度可控的颗粒，在远井区域裂缝形状改变或开度改变处堆积卡堵，迫使注入水沿其他裂缝通过，或开启新裂缝，从而扩大注水波及，驱替剩余油。
同时，对于不同类型的剩余油，有针对性的选择油水博弈过程中的利油弱水材料，具体材料包括：
针对I型剩余油所采用的利油弱水用材料为：在温度为120℃-170℃、矿化度为22×104mg/L、Ca2+和/或Mg2+浓度为1×104mg/L、油水共存的地层条件下，可溶于水的聚合物或胶体。
针对II型剩余油所采用的利油弱水用材料为：在温度为120℃-170℃、矿化度为22×104mg/L、Ca2+和/或Mg2+浓度为1×104mg/L、油水共存的地层条件下，不溶于水、不溶于油、密度介于地层水与原油之间且能够软化粘连、或自组装呈玻璃态的粉末状或颗粒状物质。
针对III型剩余油所采用的利油弱水用材料为：在温度为120℃-170℃、矿化度为22×104mg/L、Ca2+和/或Mg2+浓度为1×104mg/L、油水共存的地层条件下，能够与地层粘合，承压满足高压注水需求且可破胶或降解的物质。
针对IV型剩余油所采用的利油弱水用材料为：在温度为120℃-170℃、矿化度为22×104mg/L、Ca2+和/或Mg2+浓度为1×104mg/L、油水共存的地层条件下，性能稳定且变形程度、粒径、油水选择性、密度均可控的固态物质。
针对不同类型的剩余油选择不同的油水博弈的利油弱水材料后，根据材料性能和实现的功能的不同，针对不同类型的剩余油选择不同的注入工艺，具体包括：
针对I型剩余油所采用的利油弱水用材料，注入工艺为：控制排量高浓度注入，保证利油弱水用材料进入远井，避免井筒成胶。
针对II型剩余油所采用的利油弱水用材料，注入工艺为：小排量高浓度注入，确保利油弱水用材料有充足的时间软化粘连或实现自组装。
针对III型剩余油所采用的利油弱水用材料，注入工艺为：大排量高压注入，确保利油弱水用材料在裸眼段地层能固结或成胶。
针对IV型剩余油所采用的利油弱水用材料，注入工艺为：大排量注入，地层中呈段赛流，在裂缝形状改变或开度改变处堆积卡堵。
本发明提供的碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率方法，通过分析塔河碳酸盐岩油藏地质油藏特征及剩余油特点，找到碳酸盐油藏油水博弈过程中利油弱水的方法，有针对性地选择利油弱水的材料，并依据材料特点及功能目标选择控制不同的注入工艺，有效地调节油水博弈关系，增加注水波及、扩大或恢复油流通道，有效挖潜剩余油，提高碳酸盐岩油藏二采中后期的采收率，是一种经济有效地提高碳酸盐油藏最终采收率的方法。
至此，本领域技术人员应认识到，虽然本文已详尽示出和描述了本发明的多个示例性实施例，但是，在不脱离本发明精神和范围的情况下，仍可根据发明公开的内容直接确定或推导出符合本发明原理的许多其他变型或修改。因此，本发明的范围应该被理解和认定为覆盖了所有这些其他变型或修改。
此外，尽管在附图中以特定顺序描述了本发明实施操作，但是，这并非要求或者暗示必须按照该特定顺序来执行这些操作，或是必须执行全部所示的操作才能实现期望的结果。可以省略某些步骤，将多个步骤合并为一个步骤执行，或者将一个步骤分成多个步骤执行。
以上对本发明的方法和具体实施方法进行了详细的介绍，并给出了相应的实施例。当然，除上述实施例外，本发明还可以有其它实施方式，凡采用等同替换或等效变换形成的技术方案，均落在本发明所要保护的范围之内。
Claims (16)
1.一种碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法，其特征在于，包括：
根据碳酸盐岩油藏、地质资料，油井钻井情况及生产特征确定碳酸盐岩油藏二采中后期剩余油存在地质类型；
根据油井的累产情况、二次采油措施及失效情况，判断剩余油赋存方式；以及
针对不同的剩余油的类型，采用不同的利油弱水方案，所述剩余油的类型由剩余油存在地质类型以及剩余油赋存方式共同限定，
其中，对于不同的利油弱水方案选择不同的利油弱水用材料，对于所选择的不同的材料选择不同的注入工艺。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述剩余油存在地质类型包括：表层风化壳型、溶洞型以及裂缝型。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，剩余油的类型包括：
I型剩余油，表层风化壳岩溶井组注水失效后的井间剩余油；
II型剩余油，溶洞多轮次注水、注气失效后的井间剩余油；
III型剩余油，裂缝性油藏油井生产层段垂向上部附近和下部附近剩余油；
IV型剩余油，裂缝性油藏油井与油井之间的井间剩余油。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述I型剩余油采用的利油弱水的方案为：弱化优势水流通道。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述II型剩余油采用的利油弱水的方案为：制造浮动式隔板压制水锥，启动原有油流通道。
6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述III型剩余油采用的利油弱水的方案为：在井筒裸眼段制造裂缝栓塞后重新注水交替。
7.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述IV型剩余油采用的利油弱水的方案为：在优势裂缝通道形状改变处或开度改变处卡堵，开启新的注水通道。
8.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述I型剩余油所采用的利油弱水用材料为：在温度为120℃-170℃、矿化度为22×104mg/L、Ca2+和/或Mg2+浓度为1×104mg/L、油水共存的地层条件下，可溶于水的聚合物或胶体。
9.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述II型剩余油所采用的利油弱水用材料为：在温度为120℃-170℃、矿化度为22×104mg/L、Ca2+和/或Mg2+浓度为1×104mg/L、油水共存的地层条件下，不溶于水、不溶于油、密度介于地层水与原油之间且能够软化粘连、或自组装呈玻璃态的粉末状或颗粒状物质。
10.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述III型剩余油所采用的利油弱水用材料为：在温度为120℃-170℃、矿化度为22×104mg/L、Ca2+和/或Mg2+浓度为1×104mg/L、油水共存的地层条件下，能够与地层粘合，承压满足高压注水需求且可破胶或降解的物质。
11.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述IV型剩余油所采用的利油弱水用材料为：在温度为120℃-170℃、矿化度为22×104mg/L、Ca2+和/或Mg2+浓度为1×104mg/L、油水共存的地层条件下，性能稳定且变形程度、粒径、油水选择性、密度均可控的固态物质。
12.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述I型剩余油所采用的利油弱水用材料，注入工艺为：控制排量高浓度注入，保证利油弱水用材料进入远井，避免井筒成胶。
13.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述II型剩余油所采用的利油弱水用材料，注入工艺为：小排量高浓度注入，确保利油弱水用材料有充足的时间软化粘连或实现自组装。
14.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述III型剩余油所采用的利油弱水用材料，注入工艺为：大排量高压注入，确保利油弱水用材料在裸眼段地层能固结或成胶。
15.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，针对所述IV型剩余油所采用的利油弱水用材料，注入工艺为：大排量注入，地层中呈段赛流，在裂缝形状改变或开度改变处堆积卡堵。
16.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述二次采油措施进一步包括：单井注水、单井注气、井组注水及井组注气。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710826990.8A CN107387042B (zh) | 2017-09-14 | 2017-09-14 | 碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710826990.8A CN107387042B (zh) | 2017-09-14 | 2017-09-14 | 碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107387042A true CN107387042A (zh) | 2017-11-24 |
| CN107387042B CN107387042B (zh) | 2019-09-17 |
Family
ID=60352189
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710826990.8A Active CN107387042B (zh) | 2017-09-14 | 2017-09-14 | 碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107387042B (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108625833A (zh) * | 2018-04-26 | 2018-10-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法 |
| CN113309499A (zh) * | 2020-02-26 | 2021-08-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适合不同缝洞型储集体的流道调整用剂选型方法 |
| CN114427427A (zh) * | 2020-09-24 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102146788A (zh) * | 2011-03-30 | 2011-08-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 水驱油藏三维流线调控提高采收率方法 |
| CN102339339A (zh) * | 2010-07-23 | 2012-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种分析缝洞型油藏剩余油分布的方法 |
| CN106351624A (zh) * | 2015-07-16 | 2017-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 特高含水期断块油藏分区调控提高采收率方法 |
| CN106640027A (zh) * | 2016-09-28 | 2017-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型油藏暗河型岩溶储集体空间结构井网的构建方法 |
| CN106703779A (zh) * | 2016-12-02 | 2017-05-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于碳酸盐岩缝洞型油藏的注采井网构建方法 |
-
2017
- 2017-09-14 CN CN201710826990.8A patent/CN107387042B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102339339A (zh) * | 2010-07-23 | 2012-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种分析缝洞型油藏剩余油分布的方法 |
| CN102146788A (zh) * | 2011-03-30 | 2011-08-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 水驱油藏三维流线调控提高采收率方法 |
| CN106351624A (zh) * | 2015-07-16 | 2017-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 特高含水期断块油藏分区调控提高采收率方法 |
| CN106640027A (zh) * | 2016-09-28 | 2017-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型油藏暗河型岩溶储集体空间结构井网的构建方法 |
| CN106703779A (zh) * | 2016-12-02 | 2017-05-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于碳酸盐岩缝洞型油藏的注采井网构建方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 荣元帅等: "碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策", 《石油学报》 * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108625833A (zh) * | 2018-04-26 | 2018-10-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法 |
| CN108625833B (zh) * | 2018-04-26 | 2020-09-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩油藏流道调整改善水驱的方法 |
| CN113309499A (zh) * | 2020-02-26 | 2021-08-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适合不同缝洞型储集体的流道调整用剂选型方法 |
| CN113309499B (zh) * | 2020-02-26 | 2022-07-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适合不同缝洞型储集体的流道调整用剂选型方法 |
| CN114427427A (zh) * | 2020-09-24 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高缝洞型油藏波及范围的缩缝分流方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107387042B (zh) | 2019-09-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Fangzheng | Practice and knowledge of volumetric development of deep fractured-vuggy carbonate reservoirs in Tarim Basin, NW China | |
| CN105888630B (zh) | 一种致密油压裂水平井吞吐采油提高采收率的方法 | |
| CN106640027B (zh) | 缝洞型油藏暗河型岩溶储集体空间结构井网的构建方法 | |
| CN107503729B (zh) | 一种提高压裂稳定期的微支撑压裂方法 | |
| Kaiser et al. | Geological and hydrological controls on the producibility of coalbed methane | |
| CN109977612A (zh) | 一种适用于加密开发页岩气井的压裂新工艺 | |
| CN102777157B (zh) | 一种co2驱油气水异井注入油藏混驱开发方法 | |
| CN107255027A (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN101818620B (zh) | 一种最大油藏接触井型开采方法 | |
| Sahin et al. | A quarter century of progress in the application of CO2 immiscible EOR project in Bati Raman heavy oil field in Turkey | |
| CN106593389B (zh) | 一种采用永久性堵剂实现高角度天然裂缝油藏的压裂方法 | |
| CN105822284B (zh) | 三角形水平井井网布井方法 | |
| CN109209306A (zh) | 超低渗致密油藏水平井注co2异步吞吐补充能量的方法 | |
| CN107387042B (zh) | 碳酸盐岩油藏二采中后期提高采收率的方法 | |
| CN106437642A (zh) | 一种裂缝性油藏水平井注采异步开采方法 | |
| CN102071922A (zh) | 低渗透油藏仿水平井开发方法 | |
| CN201763308U (zh) | 一种鱼骨井井型结构 | |
| CN109138943A (zh) | 一种缝洞型碳酸盐油藏靶向注气方法及*** | |
| CN111911122A (zh) | 一种页岩气加密井未波及区的压裂方法 | |
| CN109025940A (zh) | 一种针对致密油藏的co2压裂驱油一体化采油方法 | |
| CN113006749B (zh) | 煤系共伴生资源一井多用协调开采方法 | |
| CN106968647B (zh) | 一种裂缝型碳酸盐岩油藏射孔的制备方法 | |
| CN103628848B (zh) | 多方位层间注水驱替采油方法和*** | |
| CN105089573A (zh) | 双重介质储层注气提高基质、微裂缝驱油效率的开采方法 | |
| Nakashima et al. | Development of a Giant Carbonate Oil Field, Part 2: Migration from Pressure Maintenance Development to Sweep Oriented IOR Development |
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 |