CN106837284A - 一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法 - Google Patents
一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106837284A CN106837284A CN201611231534.0A CN201611231534A CN106837284A CN 106837284 A CN106837284 A CN 106837284A CN 201611231534 A CN201611231534 A CN 201611231534A CN 106837284 A CN106837284 A CN 106837284A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- low
- fracturing fluid
- oil
- fracturing
- 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.)
- Pending
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 47
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract description 42
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 13
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 claims description 13
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 claims description 13
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 11
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 10
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 6
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 2
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 2
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000010148 water-pollination 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
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)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明属于低渗透油藏压裂、化学吞吐采油技术领域，具体涉及一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，包括如下步骤：向目标井注入压裂液进行压裂施工；压裂施工结束后，压裂液所产生的压裂液破胶液不返排，关闭井口进行闷井；闷井结束后，打开井口进行开采；开采后的油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。大幅度提高低渗透油藏原油采收率，解决了压裂作业现场地面返排液处理难的问题。
Description
技术领域
本发明属于低渗透油藏压裂、化学吞吐采油技术领域，具体涉及一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法。
背景技术
压裂技术作为低渗透油气田高效开发的关键技术已在国内众多油田普及应用，满足了低渗透及超低渗透油气田增产改造的需求。随着压裂技术的不断进步，近年来在压裂液体系方面涌现了大量新型的压裂液体系，如清洁压裂液、低伤害压裂液、无水压裂液等，进一步降低压裂液破胶液体系对储层造成的伤害，提高压裂改造效果。随着新形势下对油气田开发环保要求的不断提高，实现油气田绿色开发是当前油气田开发面临的新的挑战。由于压裂施工结束后，产生了大量的返排液，该压裂返排液目前并无经济有效的处理方法，因此对地面返排液处理制造了巨大的困难。
化学吞吐提高稠油油藏原油采收率技术已经在胜利油田、辽河油田开展了应用，并取得了良好的提高原油采收率效果。
最新的研究成果表明，如果压裂液破胶液具有与原油间界面张力达到超低，且能将亲油的岩石表面转变为亲水性表面等特性，则该破胶液具有自发渗吸驱油提高原油采收率的作用。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术中低渗透油藏原油采收率低，压裂作业现场地面返排液处理难的问题。
为此，本发明提供了一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，包括如下步骤：向目标井注入压裂液进行压裂施工；压裂施工结束后，压裂液所产生的压裂液破胶液不返排，关闭井口进行闷井；闷井结束后，打开井口进行开采；开采后的油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。
所述目标井为直井、定向井或水平井。
所述压裂液为水基清洁压裂液、液态二氧化碳、液化石油气压裂液、油基压裂液。
所述压裂液对岩心基质渗透率损害率≤25％；破胶液与原油间界面张力小于1×10-2mN/m。
所述压裂液对岩心基质渗透率损害率≤20％；
所述的该闷井时间取决于压裂施工结束后，关井压力与地层压力的平衡情况以及压裂液破胶液自发渗吸驱油效率，所述的关井压力与地层压力的平衡情况为关井后井内压力不再变化，以及压裂液破胶液自发渗吸驱油效率达到90％闷井结束。
所述压裂液为水基清洁压裂液，水基清洁压裂液产生的压裂液破胶液自发渗吸驱油效率达到90％的时间即为闷井时间。
本发明的有益效果：本发明提供的这种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，包括如下步骤：向目标井注入压裂液进行压裂施工；压裂施工结束后，压裂液所产生的压裂液破胶液不返排，关闭井口进行闷井；闷井结束后，打开井口进行开采；开采后的油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。该种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法发挥了破胶液降低油水间界面张力、自发渗吸驱油的作用，大幅度提高低渗透油藏原油采收率，压裂液破胶液、地层采出水与原油同时采出，油水混合物在联合站进行集中统一脱水处理，消除了压裂作业现场地面返排液处理难题。
以下结合实施例对本发明做进一步详细说明。
具体实施方式
实施例1：
一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，其特征在于：包括如下步骤：向目标井注入压裂液进行压裂施工；压裂施工结束后，压裂液所产生的压裂液破胶液不返排，关闭井口进行闷井；闷井结束后，打开井口进行开采；开采后的油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。本发明将压裂施工与化学吞吐作业相结合，提出了压裂施工结束后，压裂液破胶液不立即返排，而是通过关闭井口闸门进行闷井，发挥破胶液降低油水间界面张力、自发渗吸驱油的作用，来大幅度提高低渗透油藏原油采收率；闷井时间结束后，打开井口进行开采，破胶液、地层采出水与原油同时采出，进入集输管网，油水混合物在联合站进行集中统一脱水处理，消除了压裂作业现场地面返排液处理难题，实现油气田统一、高效、绿色开发的目标。
实施例2：
在实施例1的基础上，本发明所述的提高渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法在施工前，要先确定压裂液破胶液与原油、地层流体、岩石之间的各项性能符合如下性能要求：a、所述压裂液为水基清洁压裂液、液态二氧化碳、液化石油气压裂液、油基压裂液，所述压裂液对岩心基质渗透率损害率≤25％，优选压裂液对岩心基质渗透率损害率≤20％，绿色环保；b、所述破胶液与地层流体、岩石配伍性良好，在储层条件下不会对储层造成伤害，破胶液与原油间界面张力小于1×10-2mN/m时；破胶液能将亲油的岩石表面转变为亲水性表面，可以自发渗吸驱油，确定破胶液自发渗吸驱油效率的最佳时间；c、所述的该闷井时间取决于压裂施工结束后，关井压力与地层压力的平衡情况以及压裂液破胶液自发渗吸驱油效率，所述的关井压力与地层压力的平衡情况为关井后井内压力不再变化，以及压裂液破胶液自发渗吸驱油效率达到90％闷井结束。
1)选用的压裂液体系为水基清洁压裂液体系。水基清洁压裂液主要由表面活性剂与水组成，与传统胍胶、聚合物等水基压裂液相比，清洁压裂液分子量小(600-1000)，表面活性剂完全水溶，不含水不溶物，压裂液破胶后无残渣该压裂液破胶液与原油间的界面张力可以小于1×10-2mN/m，能将亲油的石英表面转变为弱亲水表面，同时对亲水的石英表面的润湿性影响很小，自发渗吸驱油效率达到90％的最佳时间为5天。
确定目标油藏内一口目标井，对该井进行加砂压裂施工，施工结束后压裂液不返排，关闭井口闸门，进行闷井5天后，打开井口进行开采，油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。
2)选用的压裂液体系为液态二氧化碳。液态二氧化碳全部由CO2组成，无水相、快返排、无残渣，完全避免了常规水基压裂液中的水相侵入对油气层的伤害，尤其适合强水敏、强水锁油气层的压裂增产；可使裂缝面和导流床保持清洁高效；利用超临界状态的CO2分子对储层吸附甲烷分子具有置换特性，可促进煤层气、页岩气藏中甲烷的解析，提高增产效果，该液态二氧化碳与原油可以混相，降低原油的粘度，同时当储层温度、压力发生变化时，液态二氧化碳气化，体积膨胀，将混相液体携带出油层，实现提高原油采收率的目的。
确定目标油藏内一口目标井，对该井进行加砂压裂施工，施工结束后压裂液不返排，关闭井口闸门，进行闷井。实时监测井口压力变化情况，计算井底压力，当井底压力基本恢复到油藏原始压力时，打开井口进行开采，油水二氧化碳混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水、脱气处理。
3)选用的压裂液体系为液化石油气压裂液、油基压裂液。液化石油气压裂液、油基压裂液主要由液化石油、原油组成，不含水，压裂液组分本身来源于油层，与地层配伍性好，适合强水敏、强水锁油气层。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，其特征在于：包括如下步骤：
1)向目标井注入压裂液进行压裂施工；
2)压裂施工结束后，压裂液所产生的破胶液不返排，关闭井口进行闷井；
3)闷井结束后，打开井口进行开采；
4)开采后的油水混合物进入集输管线，在联合站进行集中统一脱水处理。
2.如权利要求1所述的提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，其特征在于：所述目标井为直井、定向井或水平井。
3.如权利要求1所述的提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，其特征在于：所述压裂液为水基清洁压裂液、液态二氧化碳、液化石油气压裂液、油基压裂液。
4.如权利要求3所述的提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，其特征在于：所述压裂液对岩心基质渗透率损害率≤25％；破胶液与原油间界面张力小于1×10-2mN/m。
5.如权利要求4所述的提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，其特征在于：所述压裂液对岩心基质渗透率损害率≤20％。
6.如权利要求1-5中任意一项所述的提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法，其特征在于：所述的该闷井时间取决于压裂施工结束后，关井压力与地层压力的平衡情况以及压裂液破胶液自发渗吸驱油效率，所述的关井压力与地层压力的平衡情况为关井后井内压力不再变化，且压裂液破胶液自发渗吸驱油效率达到90％闷井结束。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201611231534.0A CN106837284A (zh) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | 一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201611231534.0A CN106837284A (zh) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | 一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106837284A true CN106837284A (zh) | 2017-06-13 |
Family
ID=59115306
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201611231534.0A Pending CN106837284A (zh) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | 一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106837284A (zh) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108424760A (zh) * | 2018-04-23 | 2018-08-21 | 中国石油大学(华东) | 一种适用于致密油储层的co2敏感的压裂-排驱体系及其制备方法与应用方法 |
| CN109884269A (zh) * | 2019-02-02 | 2019-06-14 | 中国石油大学(北京) | 岩心自发渗吸采收率预测方法及系统 |
| CN110643343A (zh) * | 2019-10-10 | 2020-01-03 | 西南石油大学 | 一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用 |
| CN110791277A (zh) * | 2019-11-14 | 2020-02-14 | 西安石油大学 | 一种油田用不返排可转化为驱油剂的压裂液及其制备方法 |
| CN111636921A (zh) * | 2020-05-29 | 2020-09-08 | 中国石油大学(华东) | 一种利用低渗特低渗地层储存原油的方法 |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3827498A (en) * | 1971-09-03 | 1974-08-06 | Dow Chemical Co | Fluid loss additive |
| US4817714A (en) * | 1987-08-14 | 1989-04-04 | Mobil Oil Corporation | Decreasing total fluid flow in a fractured formation |
| US5341876A (en) * | 1993-05-10 | 1994-08-30 | Mobil Oil Corporation | Below fracture pressure pulsed gel injection method |
| CN103756662A (zh) * | 2013-11-28 | 2014-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多功能不返排表面活性剂压裂液 |
| CN103939078A (zh) * | 2014-03-27 | 2014-07-23 | 上海井拓石油开发技术有限公司 | 等流度驱油与压裂一体化技术 |
| CN104265258A (zh) * | 2014-09-03 | 2015-01-07 | 雷春娣 | 一种压裂辅助火烧油层吞吐开采稠油的方法 |
| CN104847317A (zh) * | 2014-02-13 | 2015-08-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 超深层低渗稠油油藏提高采收率的方法 |
| CN105134158A (zh) * | 2015-08-26 | 2015-12-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种补充致密油储层地层能量的压裂方法 |
| CN105604535A (zh) * | 2016-02-26 | 2016-05-25 | 北京石油化工学院 | 一种海上油田油气水集输系统及方法 |
-
2016
- 2016-12-28 CN CN201611231534.0A patent/CN106837284A/zh active Pending
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3827498A (en) * | 1971-09-03 | 1974-08-06 | Dow Chemical Co | Fluid loss additive |
| US4817714A (en) * | 1987-08-14 | 1989-04-04 | Mobil Oil Corporation | Decreasing total fluid flow in a fractured formation |
| US5341876A (en) * | 1993-05-10 | 1994-08-30 | Mobil Oil Corporation | Below fracture pressure pulsed gel injection method |
| CN103756662A (zh) * | 2013-11-28 | 2014-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多功能不返排表面活性剂压裂液 |
| CN104847317A (zh) * | 2014-02-13 | 2015-08-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 超深层低渗稠油油藏提高采收率的方法 |
| CN103939078A (zh) * | 2014-03-27 | 2014-07-23 | 上海井拓石油开发技术有限公司 | 等流度驱油与压裂一体化技术 |
| CN104265258A (zh) * | 2014-09-03 | 2015-01-07 | 雷春娣 | 一种压裂辅助火烧油层吞吐开采稠油的方法 |
| CN105134158A (zh) * | 2015-08-26 | 2015-12-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种补充致密油储层地层能量的压裂方法 |
| CN105604535A (zh) * | 2016-02-26 | 2016-05-25 | 北京石油化工学院 | 一种海上油田油气水集输系统及方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 穆剑主编: "《油气田节能监测工作手册》", 30 August 2013, 北京：石油工业出版社 * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108424760A (zh) * | 2018-04-23 | 2018-08-21 | 中国石油大学(华东) | 一种适用于致密油储层的co2敏感的压裂-排驱体系及其制备方法与应用方法 |
| CN109884269A (zh) * | 2019-02-02 | 2019-06-14 | 中国石油大学(北京) | 岩心自发渗吸采收率预测方法及系统 |
| CN110643343A (zh) * | 2019-10-10 | 2020-01-03 | 西南石油大学 | 一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用 |
| CN110643343B (zh) * | 2019-10-10 | 2022-03-29 | 西南石油大学 | 一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用 |
| CN110791277A (zh) * | 2019-11-14 | 2020-02-14 | 西安石油大学 | 一种油田用不返排可转化为驱油剂的压裂液及其制备方法 |
| CN111636921A (zh) * | 2020-05-29 | 2020-09-08 | 中国石油大学(华东) | 一种利用低渗特低渗地层储存原油的方法 |
| CN111636921B (zh) * | 2020-05-29 | 2022-04-05 | 中国石油大学(华东) | 一种利用低渗特低渗地层储存原油的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106837284A (zh) | 一种提高低渗透油藏采收率的压裂吞吐联作方法 | |
| CN103740353B (zh) | 一种复合解堵剂及致密砂岩油藏压裂投产水平井复合解堵方法 | |
| CN102168545B (zh) | 连续油管超临界co2喷射压裂方法 | |
| CN106050213B (zh) | 一种砂岩储层自转向分流酸化方法 | |
| WO2017028559A1 (zh) | 非常规油气层渗透性水泥石压裂开采方法 | |
| CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN105041289B (zh) | 一种暂堵缝口强制平面转向形成多缝的方法 | |
| CN107255027A (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN106194145A (zh) | 一种多级暂堵深度网络酸压方法 | |
| CN111396017B (zh) | 一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法 | |
| CN101353958A (zh) | 一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法 | |
| RU2679027C2 (ru) | Использование силицидов щелочных металлов в работах по извлечению нефти из месторождений после применения технологии chops | |
| CN108049855A (zh) | 一种适用于砂岩储层改造的多氢酸施工工艺 | |
| CN106401554A (zh) | 油气井超临界二氧化碳非密闭加砂压裂系统及方法 | |
| CN110159239B (zh) | 一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法 | |
| CN105985762B (zh) | 一种压裂液及其制备方法 | |
| CN104806219B (zh) | 油气储层增渗解堵装置及其增渗解堵方法 | |
| CN111622709A (zh) | 一种薄隔层稠油油藏下层水堵水方法及使用的堵水剂体系 | |
| CN112746833A (zh) | 低渗透油藏化学剂与二氧化碳复合混相压裂方法 | |
| CN110591685B (zh) | 一种原位自生微泡沫的转向酸化液及酸化转向方法和应用 | |
| CN105715242B (zh) | 不加砂超低温过冷冷缩热胀造缝纳米压裂技术 | |
| CN113187459B (zh) | 一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法 | |
| CN104927830A (zh) | 防水锁压裂液及其制备方法 | |
| CN109294544A (zh) | 非氧化型聚合物化学解堵破胶剂及其制备方法 | |
| CN108913115B (zh) | 一种低伤害复合压裂液及应用方法 |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20170613 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |