CN104632160A - 一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法 - Google Patents
一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104632160A CN104632160A CN201510066462.8A CN201510066462A CN104632160A CN 104632160 A CN104632160 A CN 104632160A CN 201510066462 A CN201510066462 A CN 201510066462A CN 104632160 A CN104632160 A CN 104632160A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- extract
- injection
- group
- well group
- 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
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title abstract 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 84
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 84
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 26
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 23
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 12
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 238000000205 computational method Methods 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
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)
- Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
Abstract
一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法,根据注化学剂结束后的增油量优化各单井的提液注入量,结合注采井间动态关联性优化各单井的提液产出量。本发明所述方法是基于注二元后的增油效果和注采井间动态关联性的差异所提出一种有效的提液方法,该方法根据注二元后各井组的增油效果进行提液注入量分配,化学剂注入阶段增油效果越好的井,分配的提液注入量也越大;基于井组注采平衡原则,根据井组内各井间动态动态关联性进行单井产液量分配,与注入井动态关联性高的生产井,分配的产液量小,反之与注入井动态关联性低的生产井,分配的产液量大。
Description
技术领域
本发明涉及一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法,属于石油开采的技术领域。
背景技术
对于非均质性强,原油粘度大,含水率高,开发矛盾突出的油藏,采用注入聚合物、表面活性剂两种化学剂的二元复合驱技术,可发挥聚合物改善水油流度比和表面活性剂降低油水界面张力的作用,达到较好的降水增油效果。但随着聚合物和表面活性剂注入量的进一步增加,增油效果变差,因此,受开发效果和经济效益的限制,聚合物、表面活性剂两种化学剂的用量需优化,在注入化学剂优化用量后要进行后续水驱开发。
在注化学剂阶段,由于化学剂溶液中聚合物的增粘作用,以及油层对聚合物吸附捕集而引起的渗流阻力增加,油层的注入和产液能力不断降低;进入后续水驱阶段后,随着化学剂溶液的采出,注采能力不断恢复,同时,由于含水率不断上升,日产油量不断下降,为保证较好的增油效果,减缓产量递减幅度,一般在化学剂注入结束时刻提高各单井的注采量,即进行提液措施调整,全区平均提液幅度一般选择为20%。
目前,油田采用的提液方法为笼统提液方法,该方法未考虑各井组增油量以及注采井间动态关联性的差异,在原注采液量的基础上各井按相同的提液幅度进行提液,实际应用的开发效果有限。因此,有必要建立一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法,为油田的控水增油提供良好的技术支持。
发明内容
针对现有技术的不足,本发明提供一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法。该方法是针对非均质性强、开采不均匀的二元复合驱油藏后续水驱阶段的提液方法,可为油田的控水稳油提供良好的技术支持。
发明概述:
一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法,根据注化学剂结束后的增油量优化各单井的提液注入量,结合注采井间动态关联性优化各单井的提液产出量。
本发明的技术方案如下:
一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法,包括步骤如下:
(1)根据区块井网中井位的分布特征,划分井组;
(2)监测区块井网中各生产井注化学剂结束时的增油量,根据生产井在各井组中所处的位置将其增油量劈分至所属的各个井组;所述生产井的增油量按照劈分系数分配至所属的各个井组中,其中,所述生产井属于N个井组,则所述生产井的劈分系数为1/N,则该生产井劈分至各井组的增油量分别为:该生产井的增油量与劈分系数1/N的乘积;
(3)计算各井组的注入量分配系数,并根据所述注入量分配系数劈分区块的总提液注入量,得到各井组的提液注入量;
其中所述注入量分配系数为井组内各生产井在该井组的增油量之和与区块的总增油量之比,即:
在式(I)中,Ki为井组i的注入量分配系数;Qoi为井组i中各生产井在该井组的增油量之和,m3;n为井组总数;
其中所述各井组的提液注入量计算方法为:
Qi=QI·Ki (II)
式(II)中,Qi为井组i的提液注入量,m3/d;QI为区块总提液注入量,m3/d;
(4)根据注采平衡原理得到各井组的提液产出量,各井组的总提液产出量与注入量相等,即:
(III)
Qp=Qi
式(III)中,Qp为井组i的提液产出量,m3/d;
(5)计算注采井间的动态关联系数,并根据注采井间动态关联系数劈分各井组的提液产出量,得到各生产井在该井组获得的提液产出量;
所述注采井间动态关联系数计算方法属于现有技术,具体参见参考文献:Alejandro A.,Larry W.L.Inferring interwell connectivity only from well-rate fluctuationsin waterfloods.SPE Reservoir Evaluation&Engineering,2003,6(1):6-16;
其中,所述各生产井在某一井组的产液量计算方法为:
式(IV)中,Qij为井组i中第j口井的产液量;Qi为井组i的提液注入量,m3/d;为该井组i中所有生产井与注入井之间动态关联系数的平均值;Cij为井组i中第j口井的动态关联系数;m为井组i中生产井总数,口;
(6)生产井在其所属的各井组获得的提液产出量之和即为该生产井的最终提液产出量。
根据本发明优选的,步骤(2)中,监测区块井网中各生产井注化学剂结束时的增油量,其监测时间是从注入化学剂开始到采取提液措施时为止。
本发明的优势在于:
本发明所述考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法是基于注二元后的增油效果和注采井间动态关联性的差异所提出一种有效的提液方法,该方法根据注二元后各井组的增油效果进行提液注入量分配,化学剂注入阶段增油效果越好的井,分配的提液注入量也越大;基于井组注采平衡原则,根据井组内各井间动态关联性进行单井产液量分配,与注入井动态关联性高的生产井,分配的产液量小,反之与注入井动态关联性低的生产井,分配的产液量大。
油井提液是二元复合驱后续水驱阶段的一项重要开发调整措施,本发明所述方法是在油田注入和生产动态数据的基础上,综合考虑注化学剂增油效果和注采井间动态关联性的差异提出的一种提液方法,其定性具有客观性,可操作性强,为二元复合驱后续水驱阶段的控水稳油提供了良好的技术支持。
附图表说明
图1:本发明所述提液方法的流程图;
图2:区块井位及井组划分图;
图3:差异式提液效果图。
具体实施方式
下面接合说明书附图和实施例对本发明做详细的说明,但不限于此。
表1:区块动态数据统计和井组提液注入量;
表2:区块内各生产井提液产出量;
如图1-3所示。
实施例1、
在某二元复合驱先导试验区,设计井位19口,见图2,其中,生产井11口,注入井8口,采用正对式行列注采井网,于2003年9月开始注聚合物前置段塞,注入0.078倍孔隙体积;2004年6月开始注聚合物、表面活性剂二元主段塞,注入0.49倍孔隙体积;2010年1月转后续水驱。为了保证后续水驱的开发效果,进行提液措施调整。该措施在化学剂注入结束时刻提高各单井的注采量,全区平均提液幅度优化后确定为20%,即8口注入井和11口生产井的注采液量均由960m3/d提高到1152m3/d。以下以注入井I 1-1所属井组为例说明确定注采井单井提液注入量和单井提液采出量的具体过程。
一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法,包括步骤如下:
(1)根据区块井网中井位的分布特征,划分井组;井组划分是以注入井为中心,按照各生产井的井位分布进行划分,图2中区块共有8口注入井,即划分为8个井组,其中各个井组以虚线分割开;
(2)监测区块井网中各生产井注化学剂结束时的增油量,根据生产井在各井组中所处的位置将其增油量劈分至所属的各个井组;步骤(2)中,监测区块井网中各生产井注化学剂结束时的增油量,其监测时间是从注入化学剂开始到采取提液措施时为止;所述生产井的增油量按照劈分系数分配至所属的各个井组中,其中,所述生产井属于N个井组,则所述生产井的劈分系数为1/N,则该生产井劈分至各井组的增油量分别为:该生产井的增油量与劈分系数1/N的乘积;
根据井位分布对四口生产井P2-1、P2-2、P-2-和P2-4的增油量进行劈分,P2-1、P2-2、P-2-3和P2-4均处于两个井组内,因此劈分系数为1/2,从而得到各井组内生产井的增油量数据如表1所示;
表1
(3)计算各井组的注入量分配系数,并根据所述注入量分配系数劈分区块的总提液注入量,得到各井组的提液注入量;
其中所述注入量分配系数为井组内各生产井在该井组的增油量之和与区块的总增油量之比,即:
在式(I)中,Ki为井组i的注入量分配系数;Qoi为井组i中各生产井在该井组的增油量之和,m3;n为井组总数;
I1-1井组注化学剂结束时增油量为15897t,区块总增油量为90546t,计算得I1-1井组注入量分配系数为0.176;
其中所述各井组的提液注入量计算方法为:
Qi=QI·Ki (II)
式(II)中,Qi为井组i的提液注入量,m3/d;QI为区块总提液注入量,m3/d;
当全区提液注入量为1152m3/d时,得I1-1井组的提液注入量为202m3/d;其它井组的增油量和提液后的注入量如表1所示;
(4)根据注采平衡原理得到各井组的提液产出量,各井组的总提液产出量与注入量相等,即:
(III)
Qp=Qi
式(III)中,Qp为井组i的提液产出量,m3/d;
因此,I1-1井组提液产出量为202m3/d;
(5)计算注采井间的动态关联系数,并根据注采井间动态关联系数劈分各井组的提液产出量,得到各生产井在该井组获得的提液产出量;
所述注采井间动态关联系数计算方法属于现有技术,具体参见参考文献:Alejandro A.,Larry W.L.Inferring interwell connectivity only from well-rate fluctuationsin waterfloods.SPE Reservoir Evaluation&Engineering,2003,6(1):6-16;
其中所述各生产井在某一井组的产液量计算方法为:
式(IV)中,Qij为井组i中第j口井的产液量;Qi为井组i的提液注入量,m3/d;为该井组i中所有生产井与注入井之间动态关联系数的平均值;Cij为井组i中第j口井的动态关联系数;m为井组i中生产井总数,口;
利用监测的注入井的提液注入量、生产井的含水率以及产液量计算井组内注采井间的动态关联系数,各井组内注采井间的动态关联系数如表1所示。P1-1和P2-1两口生产井与注入井I1-1间的动态关联系数分别为0.562和0.438。在井组提液产出量为202m3/d条件下,得P1-1和P2-1井在该井组获得的提液产出量分别为87m3/d和115m3/d;
(6)生产井在其所属的各井组获得的提液产出量之和即为该生产井的最终提液产出量;
P2-1属于I1-1和I2-1两个井组,重复步骤(5)计算得到P2-1在I2-1井组获得的提液产出量为112m3/d。因此,P2-1的最终提液产出量为227m3/d;P1-1井只属于I1-1井组,因此,最终提液产出量为87m3/d。。
重复此过程可确定试验区所有生产井的提液产出量,见表2:
表2
生产井 | P1-1 | P2-1 | P3-1 | P1-2 | P2-2 |
提液产出量,m3/d | 87 | 227 | 40 | 50 | 146 |
生产井 | P1-3 | P2-3 | P3-3 | P2-4 | P3-4 |
提液产出量,m3/d | 218 | 159 | 74 | 74 | 77 |
对比考虑井间差异提液和不考虑井间差异提液不同情况的开发效果,见图3,在后续水驱阶段考虑井间差异提液时的含水率更低,其最终采收率提高1.37%。可见,本发明提供的用于二元复合驱后续水驱阶段的提液方法效果显著。
Claims (3)
1.一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法,其特征在于,该方法包括步骤如下:
(1)根据区块井网中井位的分布特征,划分井组;
(2)监测区块井网中各生产井注化学剂结束时的增油量,根据生产井在各井组中所处的位置将其增油量劈分至所属的各个井组;
(3)计算各井组的注入量分配系数,并根据所述注入量分配系数劈分区块的总提液注入量,得到各井组的提液注入量;
其中所述注入量分配系数为井组内各生产井在该井组的增油量之和与区块的总增油量之比,即:
在式(I)中,Ki为井组i的注入量分配系数;Qoi为井组i中各生产井在该井组的增油量之和,m3;n为井组总数;
其中所述各井组的提液注入量计算方法为:
Qi=QI·Ki (II)
式(II)中,Qi为井组i的提液注入量,m3/d;QI为区块总提液注入量,m3/d;
(4)根据注采平衡原理得到各井组的提液产出量,各井组的总提液产出量与注入量相等,即:
(III)
Qp=Qi
式(III)中,Qp为井组i的提液产出量,m3/d;
(5)计算注采井间的动态关联系数,并根据注采井间动态关联系数劈分各井组的提液产出量,得到各生产井在该井组获得的提液产出量;
所述注采井间动态关联系数计算方法属于现有技术,具体参见参考文献:Alejandro A.,Larry W.L.Inferring interwell connectivity only from well-ratefluctuations in waterfloods.SPE Reservoir Evaluation&Engineering,2003,6(1):6-16;
其中,所述各生产井在某一井组的产液量计算方法为:
式(IV)中,Qij为井组i中第j口井的产液量;Qi为井组i的提液注入量,m3/d;为该井组i中所有生产井与注入井之间动态关联系数的平均值;Cij为井组i中第j口井的动态关联系数;m为井组i中生产井总数,口;
(6)生产井在其所属的各井组获得的提液产出量之和即为该生产井的最终提液产出量。
2.根据权利要求1所述一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法,其特征在于,所述步骤(2)中,根据生产井在各井组中所处的位置将其增油量劈分至所属的各个井组的方法为:所述生产井属于N个井组,则所述生产井的劈分系数为1/N,则该生产井劈分至各井组的增油量分别为:该生产井的增油量与劈分系数1/N的乘积。
3.根据权利要求1所述一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法,其特征在于,所述步骤(2)中,监测区块井网中各生产井注化学剂结束时的增油量,其监测时间是从注入化学剂开始到采取提液措施时为止。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201510066462.8A CN104632160B (zh) | 2015-02-09 | 2015-02-09 | 一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201510066462.8A CN104632160B (zh) | 2015-02-09 | 2015-02-09 | 一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN104632160A true CN104632160A (zh) | 2015-05-20 |
CN104632160B CN104632160B (zh) | 2016-03-23 |
Family
ID=53211339
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201510066462.8A Active CN104632160B (zh) | 2015-02-09 | 2015-02-09 | 一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN104632160B (zh) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106499370A (zh) * | 2016-08-22 | 2017-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井组同步分注分采的分层采油井各层段产液量计算方法及装置 |
CN106777651A (zh) * | 2016-12-09 | 2017-05-31 | 北京源博科技有限公司 | 注采平衡原理的油水井产量劈分方法 |
CN106812508A (zh) * | 2015-12-01 | 2017-06-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于多因素的提高海上油田层间动用率的水井调配方法 |
CN107816339A (zh) * | 2017-09-11 | 2018-03-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水开发方法和装置 |
CN111810118A (zh) * | 2020-07-06 | 2020-10-23 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种快速定量评价油井提液改善开发效果的方法 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011106287A1 (en) * | 2010-02-25 | 2011-09-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Salt-tolerant anionic surfactant compositions for enhanced or improved oil recovery (eor or ior) applications |
CN102876313A (zh) * | 2012-10-26 | 2013-01-16 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 疏水缔合聚合物—复合表面活性剂二元复合驱体系及方法 |
-
2015
- 2015-02-09 CN CN201510066462.8A patent/CN104632160B/zh active Active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011106287A1 (en) * | 2010-02-25 | 2011-09-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Salt-tolerant anionic surfactant compositions for enhanced or improved oil recovery (eor or ior) applications |
CN102876313A (zh) * | 2012-10-26 | 2013-01-16 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 疏水缔合聚合物—复合表面活性剂二元复合驱体系及方法 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
杨美华: "孤东油田三四区二元驱综合调整技术研究", 《内江科技》 * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106812508A (zh) * | 2015-12-01 | 2017-06-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于多因素的提高海上油田层间动用率的水井调配方法 |
CN106812508B (zh) * | 2015-12-01 | 2019-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于多因素的提高海上油田层间动用率的水井调配方法 |
CN106499370A (zh) * | 2016-08-22 | 2017-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井组同步分注分采的分层采油井各层段产液量计算方法及装置 |
CN106777651A (zh) * | 2016-12-09 | 2017-05-31 | 北京源博科技有限公司 | 注采平衡原理的油水井产量劈分方法 |
CN107816339A (zh) * | 2017-09-11 | 2018-03-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水开发方法和装置 |
CN111810118A (zh) * | 2020-07-06 | 2020-10-23 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种快速定量评价油井提液改善开发效果的方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN104632160B (zh) | 2016-03-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104632160B (zh) | 一种考虑井间差异的二元复合驱后续水驱阶段的提液方法 | |
CN105626006B (zh) | 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法 | |
CN105587298B (zh) | 多流管模式的水驱油井含水率反演方法 | |
CN100419208C (zh) | 非均质油层多段塞等流度聚能平行同步驱油方法 | |
CN103939066B (zh) | 一种一注多采井组定注水量确定油井产液量的方法 | |
CN104989341B (zh) | 一种确定低渗透油藏有效驱替注采井距的方法 | |
CN100999992B (zh) | 稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱方法 | |
CN102704902B (zh) | 一种天然气水合物的开采方法 | |
CN103867169A (zh) | 气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法 | |
CN103321621B (zh) | 稠油楔形粘度段塞驱油方法 | |
CN107060705B (zh) | 一种co2驱油藏气窜通道动态反演方法 | |
CN108571305A (zh) | 一种促进致密气井水力裂缝面微裂缝创生的高温热激法 | |
CN102434137A (zh) | 超低界面张力耦合式空气泡沫驱油方法 | |
CN101139920A (zh) | 二元复合封堵水平井底水工艺方法 | |
CN104514531A (zh) | 一种三低砂岩油藏用双液法调剖堵水方法 | |
CN105937388A (zh) | 一种致密砂岩油藏的一体化开发方法 | |
CN103244087A (zh) | 一种低渗透油藏调剖堵水选井决策方法 | |
CN104847320A (zh) | 超深层低渗稠油强化降粘方法 | |
CN102418506A (zh) | 一种提高原油采收率化学驱注入方法 | |
CN107035348B (zh) | 一种油田调剖用多因素分析选井方法及装置 | |
CN111749733A (zh) | 一种连通老腔改建储气库的方法 | |
CN108729893A (zh) | 一种提高稠油油藏采收率的泡沫复合冷采方法 | |
CN104895538A (zh) | 一种提高强水敏稠油油藏采收率的方法 | |
CN103678920B (zh) | 适用于超低渗透油藏颗粒堵剂用量的计算方法 | |
CN102650206A (zh) | 一种提高非均质油层采收率的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant |