CN107664020A - 底水油藏水平井堵水的方法 - Google Patents
底水油藏水平井堵水的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107664020A CN107664020A CN201610607257.2A CN201610607257A CN107664020A CN 107664020 A CN107664020 A CN 107664020A CN 201610607257 A CN201610607257 A CN 201610607257A CN 107664020 A CN107664020 A CN 107664020A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- horizontal well
- water
- well
- blocking agent
- bottom water
- 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 117
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims description 46
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 7
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 4
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims description 4
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 7
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 3
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation 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
- 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
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)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明提供一种底水油藏水平井堵水的方法,该底水油藏水平井堵水的方法包括:步骤1,分析水平井的投产层位、完井方式及前期生产情况,分析目前存在的问题;步骤2,分析水平井的构造和轨迹特征,寻找高含水的原因,确定水平井的出水点;步骤3,确定治理思路,根据水平井的出水特征选取最佳的治理方法;步骤4,根据确定的治理方案,对方案进行优化。该底水油藏水平井堵水的方法可填补底水油藏水平井开发高含水后治理作业困难的问题,而且具有方法简单、可操作性强、有效实用等特点,因而具有很好的推广使用价值。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域,特别是涉及到一种底水油藏水平井堵水的方法。
背景技术
对于水平井开采的底水油藏,受储层条件和目前工艺技术的制约,在开发过程中,临界生产压差和临界产量都较小,超过临界值,很容易引发底水锥进,导致高含水。一旦底水“脊进”突破,水平井见水后,含水上升迅速,产油量很快下降,产量损失大,另一方面堵水作业困难。
然而目前,水平井开发底水油藏是很重要的一种提高底水油藏采收率的方法。其具有以下几点优势:①可以将变“采油点”变为“采油线”,变“锥”进为“脊”进,减缓底水锥进;②接触面积增加,可有效提高储量动用程度,产能较直井得以提高;③水平井的生产压差相对较小。所以研究底水油藏水平井开采见水后的堵水方式就尤为重要。为此我们发明了一种新的底水油藏水平井堵水的方法,解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种通过采用二段塞复合封堵方式来实现封堵高渗条带,降低油井含水,从而提高底水油藏采收率的方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现:底水油藏水平井堵水的方法,该底水油藏水平井堵水的方法包括:步骤1,分析水平井的投产层位、完井方式及前期生产情况,分析目前存在的问题;步骤2,分析水平井的构造和轨迹特征,寻找高含水的原因,确定水平井的出水点;步骤3,确定治理思路,根据水平井的出水特征选取最佳的治理方法;步骤4,根据确定的治理方案,对方案进行优化。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现:
在步骤3中,根据底水能量的强弱确定使用单一堵剂还是复合堵剂,根据井的完井方式确定堵剂的颗粒大小以及封堵的方式。
步骤4包括堵剂的选择、注入压力的控制、施工排量的控制以及堵剂用量的计算。
在步骤4中,选择堵剂时,考虑水平井封堵效果、堵剂稳定性、经济性要求,确定堵剂的类型。
在步骤4中,控制注入压力时,结合地层破裂压力及现场设备及管线承压能力及可能出现的异常压力波动,设计最高限压。
在步骤4中,控制施工排量时,根据注入速度对地层污染、堵剂性能、施工时间的影响,以及结合堵剂配制、输送的供应能力,确定施工注入排量。
在步骤4中,计算堵剂用量时,对于堵剂的用量通常采用经验公式以及矿场经验,底水水平井堵水堵剂用量采用半椭球体概念模型计算:
式中:
V—堵剂用量,m3;
k—高渗透条带比例;
h—井筒至水层厚度;
L—出水段长度,m;
—有效孔隙度;
r—堵剂推出半径,m。
本发明中的底水油藏水平井堵水的方法,通过采用二段塞复合封堵方式来实现封堵高渗条带,降低油井含水,现场应用结果证明,该底水油藏水平井堵水的方法降低油井含水的效果明显,日产油水平增加,大大提高了底水油藏采收率。该底水油藏水平井堵水的方法可填补底水油藏水平井开发高含水后治理作业困难的问题,而且具有方法简单、可操作性强、有效实用等特点,因而具有很好的推广使用价值。
附图说明
图1为本发明的底水油藏水平井堵水的方法的一具体实施例的流程图;
图2为本发明的一具体实施例中沾5-平3井井位部署的示意图;
图3为本发明的一具体实施例中沾5-平3井剖面图;
图4为本发明的一具体实施例中堵剂放置示意图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂,下文特举出较佳实施例,并配合附图所示,作详细说明如下。
如图1所示,图1为本发明的底水油藏水平井堵水的方法的流程图。
在步骤101,分析水平井的投产层位、完井方式及前期生产情况,分析目前存在的问题;
在步骤102,分析水平井的构造和轨迹特征,寻找高含水的原因,确定水平井的出水点;
在步骤103,确定治理思路,根据水平井的出水特征选取最佳的治理方法;先是根据底水能量的强弱确定使用单一堵剂还是复合堵剂,后根据井的完井方式确定堵剂的颗粒大小以及封堵的方式;
在步骤104,根据确定的治理方案,对方案进行优化。主要包括堵剂的选择、注入压力的控制、施工排量的控制以及堵剂用量的计算:
(1)堵剂选择
考虑水平井封堵效果、堵剂稳定性、经济性等要求,确定堵剂的类型。
(2)注入压力控制
结合地层破裂压力及现场设备及管线承压能力及可能出现的异常压力波动,设计最高限压。
(3)施工排量控制
根据注入速度对地层污染、堵剂性能、施工时间的影响,以及结合堵剂配制、输送的供应能力,确定施工注入排量。
(4)堵剂用量计算
半椭圆球体法计算:对于堵剂的用量通常采用经验公式以及矿场经验,底水水平井堵水堵剂用量采用半椭球体概念模型计算:
式中:
V—堵剂用量,m3;
k—高渗透条带比例;
h—井筒至水层厚度;
L—出水段长度,m;
—有效孔隙度;
r—堵剂推出半径,m。
以下为应用本发明的一具体实施例:
在步骤1中,分析水平井的投产层位、完井方式及前期生产情况。
(1)油井概况
沾5-平3为太平油田沾5块的水平开发井,井位部署如图2所示。该井2007年5月完钻井深1501m,生产层位Ng41,套管射孔完井,新投精密滤砂管防砂。50℃时地面脱气原油粘度9409.71mPa.s,储层属于具有底水、高孔高渗稠油油藏。
(2)生产情况:该井2007年6月新投冷采,累计生产2166天,累油4661t,累产水24921t。采用57泵举升,泵挂748.94m,生产参数57*5*0.5-1.5,地层能量充足,动液面初期最大297m,后期动液面上升,一般小于100m;初期含水较低(41.9%),目前含水率97.4%。初期生产水平15.6*9*41.9%,后期.8*0.3*97.4%,生产高含水。
(3)存在问题:该井高含水有两个突出变化,一是2008.6月进行提液,液量由12.8t/d提到16.2t/d,综合含水率由42.9%突升到62.6%;二是2009.6月在液量比较稳定的情况下,含水率由78%上升到89.4%。
在步骤2中,分析水平井的构造和轨迹特征,寻找高含水的原因,确定水平井的出水点。
(1)该井所属油藏为一底水油藏,且底水能量充足、活跃,随着生产时间延长底水极易锥进;
(2)该井主要依靠底水能量进行采油,由于原油粘度较高,水驱过程流度比较大,容易造成底水锥进;
(3)如图3沾5-平3井剖面图显示,水平段B靶附近底部有边水;
(4)测井解释水平段B靶附近含水饱和度41.3%,是上部的1.6倍,进一步说明水平段B靶附近是主要出水层段。
该井由于底水锥进造成的高含水问题,严重制约着油井开发效果,如不及时治理,可能导致水窜通道进一步扩大,生产低效甚至全水。
在步骤3中,确定治理思路,根据水平井的出水特征选取最佳的治理方法。
(1)该井底水能量较强,含水上升较快,根据经验,针对此类状况,氮气泡沫调剖由于封堵压差较小,适应性较差。并且单一堵剂难以满足封堵底水的要求,因此采用二段塞复合封堵方式。
(2)由于该井射孔后采取精密微孔滤砂筛管防砂完井,常规颗粒类堵剂难以通过筛管,此外由于筛管和井壁间存在环空,管内封隔方式对堵剂的定位注入意义不大,因此要求堵剂通过性好,封堵方式采用笼统封堵。
(3)根据完井测井解释结果及油井剖面图分析,初步判断水平段B靶附近是主要出水层段,因此,为提高堵水效果,建议堵水后留塞(塞面1380m)。
(4)由于油汽流度比较大,注蒸汽吞吐容易诱使底水锥进加剧,并且油层条件下(55℃、溶解油汽比取15)活油粘度在1500mPa·s左右,油藏中的原油能够流动到井筒,因此,建议堵水后冷采。
在步骤4中,根据确定的治理方案,对方案进行优化。
(1)堵剂选择
考虑水平井封堵效果、堵剂稳定性、经济性等要求,二段塞复合封堵中深部堵剂选择流动性强、注入性好的冻胶类堵剂;近井段塞选择具有较高强度和较好注入性的无机分散体系。
(2)注入压力控制
结合馆陶组地层破裂压力及现场设备及管线承压能力及可能出现的异常压力波动,设计最高限压18MPa。
(3)施工排量控制
根据注入速度对地层污染、堵剂性能、施工时间的影响,以及结合堵剂配制、输送的供应能力,设计施工注入排量以10~20m3/h为宜。
(4)堵剂用量计算
半椭圆球体法计算:对于堵剂的用量通常采用经验公式以及矿场经验,底水水平井堵水堵剂用量采用半椭球体概念模型计算:
式中:
V—堵剂用量,m3;
k—高渗透条带比例,取值30%;h—井筒至水层厚度,12m(有效厚度15m);
L—出水段长度,81.8m;
—有效孔隙度,33.9%;
r—堵剂推出半径,10m。
A、高渗透条带比例K:由于缺乏测井解释数据,按照堵水经验,高渗条带比例,取值30%。
B、封堵半径:由于该井2008.6月提液后含水大幅度上升,说明底水突破。底水突破前产液3363t,作为底水突破时的地层产液量,由于储层属于高孔高渗储层,水平段整体贡献较高,按高渗带贡献率22%计算,高渗带产出液756方,取值760方,依此作为堵剂用量。
根据半椭圆球体法计算,井筒至水层厚度12m,设计封堵体系用量730m3,则封堵半径14m。堵剂放置示意图见图4,不同段塞堵剂用量见表1,
表1不同段塞堵剂用量
段塞 | 段塞1 | 段塞2 | 顶替液 | 合计 |
用量,m3 | 700 | 30 | 30 | 760 |
其中:
段塞一:选择冻胶类堵水剂共计700m3,段塞半径14m,凝胶厚度8.6m,距水平段井筒3.4m,充分保证了注汽过程温度对凝胶的影响(借鉴注汽过程数值模拟的温度场发育状况)。该堵剂具有良好的注入性,在地层深部形成第一道挡水屏障;
段塞二:无机分散体系30m3,以残渣含量低,油层保护性好的清洁携砂液作为载体注入地层,该堵剂具有较高强度和较好的注入性,形成第二道屏障,对外防止底水内侵,对内防止入井液、蒸汽冲刷和窜流,隔离温度场在堵剂进入通道的发育;
顶替液:为保证凝胶颗粒堵剂进入高渗条带,减少油层污染,提高堵水后生产效果,挤入堵剂后采用清洁携砂液顶替,顶替用量30m3推出半径1.5m。
Claims (7)
1.底水油藏水平井堵水的方法,其特征在于,该底水油藏水平井堵水的方法包括:
步骤1,分析水平井的投产层位、完井方式及前期生产情况,分析目前存在的问题;
步骤2,分析水平井的构造和轨迹特征,寻找高含水的原因,确定水平井的出水点;
步骤3,确定治理思路,根据水平井的出水特征选取最佳的治理方法;
步骤4,根据确定的治理方案,对方案进行优化。
2.根据权利要求1所述的底水油藏水平井堵水的方法,其特征在于,在步骤3中,根据底水能量的强弱确定使用单一堵剂还是复合堵剂,根据井的完井方式确定堵剂的颗粒大小以及封堵的方式。
3.根据权利要求1所述的底水油藏水平井堵水的方法,其特征在于,步骤4包括堵剂的选择、注入压力的控制、施工排量的控制以及堵剂用量的计算。
4.根据权利要求3所述的底水油藏水平井堵水的方法,其特征在于,在步骤4中,选择堵剂时,考虑水平井封堵效果、堵剂稳定性、经济性要求,确定堵剂的类型。
5.根据权利要求3所述的底水油藏水平井堵水的方法,其特征在于,在步骤4中,控制注入压力时,结合地层破裂压力及现场设备及管线承压能力及可能出现的异常压力波动,设计最高限压。
6.根据权利要求3所述的底水油藏水平井堵水的方法,其特征在于,在步骤4中,控制施工排量时,根据注入速度对地层污染、堵剂性能、施工时间的影响,以及结合堵剂配制、输送的供应能力,确定施工注入排量。
7.根据权利要求3所述的底水油藏水平井堵水的方法,其特征在于,在步骤4中,计算堵剂用量时,对于堵剂的用量通常采用经验公式以及矿场经验,底水水平井堵水堵剂用量采用半椭球体概念模型计算:
式中:
V—堵剂用量,m3;
k—高渗透条带比例;
h—井筒至水层厚度;
L—出水段长度,m;
—有效孔隙度;
r—堵剂推出半径,m。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201610607257.2A CN107664020B (zh) | 2016-07-28 | 2016-07-28 | 底水油藏水平井堵水的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201610607257.2A CN107664020B (zh) | 2016-07-28 | 2016-07-28 | 底水油藏水平井堵水的方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN107664020A true CN107664020A (zh) | 2018-02-06 |
CN107664020B CN107664020B (zh) | 2020-02-04 |
Family
ID=61115057
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201610607257.2A Active CN107664020B (zh) | 2016-07-28 | 2016-07-28 | 底水油藏水平井堵水的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN107664020B (zh) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109057746A (zh) * | 2018-08-01 | 2018-12-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种筛管水平井的堵水方法 |
CN109184615A (zh) * | 2018-08-15 | 2019-01-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种砂砾岩油藏油井选择性堵水方法及应用 |
CN109653707A (zh) * | 2019-01-29 | 2019-04-19 | 安东柏林石油科技(北京)有限公司 | 一种裂缝性油气藏油气井充填封隔体颗粒降水增油方法 |
CN110552656A (zh) * | 2019-08-19 | 2019-12-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1560428A (zh) * | 2004-02-25 | 2005-01-05 | 石油大学(华东) | 一种用于底水油藏堵水的决策方法 |
CN102182421A (zh) * | 2011-03-30 | 2011-09-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井液体桥塞分段堵水方法 |
CN102587858A (zh) * | 2012-03-09 | 2012-07-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 对缝洞型油藏进行堵水的方法 |
US20120292031A1 (en) * | 2011-05-19 | 2012-11-22 | Scott Gregory Nelson | Hydraulic fracturing methods and well casing plugs |
CN105525890A (zh) * | 2015-11-24 | 2016-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于筛管完井水平井堵水的方法 |
-
2016
- 2016-07-28 CN CN201610607257.2A patent/CN107664020B/zh active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1560428A (zh) * | 2004-02-25 | 2005-01-05 | 石油大学(华东) | 一种用于底水油藏堵水的决策方法 |
CN102182421A (zh) * | 2011-03-30 | 2011-09-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井液体桥塞分段堵水方法 |
US20120292031A1 (en) * | 2011-05-19 | 2012-11-22 | Scott Gregory Nelson | Hydraulic fracturing methods and well casing plugs |
CN102587858A (zh) * | 2012-03-09 | 2012-07-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 对缝洞型油藏进行堵水的方法 |
CN105525890A (zh) * | 2015-11-24 | 2016-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于筛管完井水平井堵水的方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
李亮等: "碎屑岩水平井选择性堵水工艺及其适应性分析", 《长江大学学报(自然科学版)理工》 * |
陈仁保主编: "《水平井采油技术》", 31 December 2012, 北京:海洋出版社 * |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109057746A (zh) * | 2018-08-01 | 2018-12-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种筛管水平井的堵水方法 |
CN109184615A (zh) * | 2018-08-15 | 2019-01-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种砂砾岩油藏油井选择性堵水方法及应用 |
CN109184615B (zh) * | 2018-08-15 | 2021-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种砂砾岩油藏油井选择性堵水方法及应用 |
CN109653707A (zh) * | 2019-01-29 | 2019-04-19 | 安东柏林石油科技(北京)有限公司 | 一种裂缝性油气藏油气井充填封隔体颗粒降水增油方法 |
WO2020155861A1 (zh) * | 2019-01-29 | 2020-08-06 | 安东柏林石油科技(北京)有限公司 | 一种裂缝性油气藏油气井充填封隔体颗粒降水增油方法 |
CN109653707B (zh) * | 2019-01-29 | 2023-11-07 | 安东柏林石油科技(北京)有限公司 | 一种裂缝性油气藏油气井充填封隔体颗粒降水增油方法 |
US11898414B2 (en) | 2019-01-29 | 2024-02-13 | Anton Bailin Oilfield Technology (Beijing) Co., Ltd | Method for filling oil-gas well of fractured oil-gas reservoir with isolation particles to reduce water and increase oil production |
CN110552656A (zh) * | 2019-08-19 | 2019-12-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 |
CN110552656B (zh) * | 2019-08-19 | 2021-09-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN107664020B (zh) | 2020-02-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103362538B (zh) | 煤层割缝致裂压抽交变抽采瓦斯方法 | |
CN107664020A (zh) | 底水油藏水平井堵水的方法 | |
CN107066769B (zh) | 适用于超深层裂缝型碳酸盐岩储层的高效酸化设计方法 | |
CN104962263B (zh) | 中深层油藏水平分支井化学封隔暂堵剂及堵水方法 | |
CN101315025A (zh) | 一种盐岩溶腔储气库的建造方法 | |
CN107575207A (zh) | 一种预测油田水驱波及半径的方法 | |
CN103189596A (zh) | 用于减少气井内积液的向上的排放孔 | |
CN105422055B (zh) | 一种协同开发天然气、水溶气和天然气水合物的系统 | |
CN206860155U (zh) | 一种煤系气u型井钻进及压裂结构 | |
CN107705215A (zh) | 一种页岩储层重复压裂选井选段方法 | |
US11136865B2 (en) | Integrated construction method of fracturing and tertiary oil recovery for low-permeability reservoir | |
CN108756831A (zh) | 一种自适应型水平井控水完井结构 | |
CN101126314A (zh) | 泡沫段塞分流酸化工艺 | |
CN205743868U (zh) | 碳酸盐岩油藏雾化酸增产系统 | |
CN104405349A (zh) | 利用多段高压水射流提高底水油藏水驱开发效果的方法 | |
CN104100237B (zh) | 一种煤层气井的排采方法 | |
CN107130122A (zh) | 一种地浸采铀矿山强化浸出方法 | |
CN104847302A (zh) | 一种稠油油藏压锥堵水方法 | |
CN105822264A (zh) | 天然气水合物层钻井井筒水合物动态分解位置检测方法 | |
US20240117714A1 (en) | Method for increasing crude oil production by co2 storage in aquifer and dumpflooding | |
CN104612752A (zh) | 防砂充填装置 | |
CN203960941U (zh) | 一种承压水取水井 | |
CN113505489A (zh) | 一种深层凝析气藏开采方法 | |
CN108798607B (zh) | 一种水平井分段射孔开发非均质天然气水合物藏的方法 | |
CN204729127U (zh) | 防砂充填装置 |
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 |