CN109695440A - 一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法 - Google Patents
一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109695440A CN109695440A CN201910065971.7A CN201910065971A CN109695440A CN 109695440 A CN109695440 A CN 109695440A CN 201910065971 A CN201910065971 A CN 201910065971A CN 109695440 A CN109695440 A CN 109695440A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- viscosity
- glutinous
- oil soluble
- crude
- 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
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000005065 mining Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 21
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000003556 assay Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 7
- 238000013019 agitation Methods 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 claims 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 claims 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 18
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000002513 implantation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 241000406668 Loxodonta cyclotis Species 0.000 description 1
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
- G06F2119/06—Power analysis or power optimisation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geometry (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Devices Affording Protection Of Roads Or Walls For Sound Insulation (AREA)
Abstract
本发明公开了一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，包括如下步骤：步骤S1、在室内分析评价油溶性降黏剂的降黏方式对原油降黏效果的影响，确定降黏剂的注入方式；步骤S2、确定油溶性降黏剂注入量；步骤S3、根据注入流体在储层中的渗流特征理论确定闷井时间；步骤S4、综合步骤S1‑S3确定的各个施工参数，即形成油溶性降黏剂的施工参数。本发明是针对化学降黏技术中的油溶性降黏剂，围绕其施工工艺技术手段建立的一套作用方法，将理论与实际相结合，用于指导矿场的化学降黏技术的施工应用，填补了矿场化学降黏技术施工工艺设计中缺少的理论基础。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，特别涉及一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法。
背景技术
油田的生产开发中，化学降黏技术可以应用于稠油油藏冷采吞吐生产、可以应用于油管降黏举升、可以应用于油管降黏运输，可以说是一门应用很广的技术手段。
对于降黏剂的施工应用中，包括注入方式、注入浓度、注入半径、闷井时间等参数都是影响工艺效果的重要参数。不同参数对降黏剂作用效果影响不容：(1)注入方式的影响，主要有恒速注入和恒压注入，不同的注入速度/压力对其降黏剂在地层中的渗流影响显著，过快的注入速度导致降黏剂体系容易往高渗区域窜流，过低的注入速度难以促使降黏剂与原油的有效混合；(2)注入浓度的影响，降黏剂的应用浓度直接影响降黏效果；(3)注入半径就是降黏剂地层的降黏范围，根据其作用不同降黏半径范围不同，在常规的施工应用中为了控制作用效果，往往不会太长，都是控制在近井范围内；(4)闷井时间的影响，闷井主要是为保证降黏剂与原油的有效混合降黏，矿场应用中通常1-5天的一个范围。
这些应用参数均是在该项技术的应用初期，工程师凭借经验开展的试验性研究获得的相关应用参数，以后各大油田矿场借鉴相关经验技术，进行自己目标矿场的施工工艺设计，并没有太多的理论基础奠定施工工艺技术。
发明内容
本发明的目的是针对化学降黏技术中的油溶性降黏剂，提供一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，将理论与实际相结合，用于指导矿场的化学降黏技术的施工应用。
本发明的油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，包括如下步骤：
步骤S1、在室内分析评价油溶性降黏剂的降黏方式对原油降黏效果的影响，确定降黏剂的注入方式。降黏方式是指降黏剂与原油接触的作用方式和作用强度对降黏效果的影响，如果降黏剂的降黏效果需要搅动混合才能有效降黏，那么注入方式应该采用高压恒压注入；如果降黏剂的降黏效果无需搅动就能够快速降黏，那么注入方式可采用较缓和的恒速注入。具体实验操作步骤为：S11、S11、将从待施工油藏取得的脱气脱水后原油样品放入黏度计的盛装罐中，并将原油温度预热至与待施工油藏温度相同，然后测定原油黏度，待黏度稳定不变后滴加入油溶性降黏剂，无需搅动使降黏剂与原油自然接触混合反应，每间隔数分钟后测定原油的黏度值，记录原油黏度随时间的变化；S12、另取一份相同量的原油放入黏度计的盛装罐中进行预热至与待施工油藏温度相同，然后测定原油黏度，待黏度稳定不变后，取出原油，向原油中加入油溶性降黏剂，开启搅拌，每间隔1分钟测定原油黏度，记录原油黏度随搅拌时间的变化；S13、对比步骤S11和S12得出的原油黏度变化情况，选取降黏效果好的降黏方式，即确定降黏剂的注入方式
步骤S2、确定油溶性降黏剂注入量：包括如下步骤：
S21、计算施工半径R
通过稠油储层渗流原理分析其地层在未降黏前的原油流动阻力建立压力梯度公式，通过非稳态法获得目标区块的压力梯度公式(1)，
式中，K是渗透率、μ是黏度；
根据降黏前原油的渗透率K1和黏度μ1，计算出压力梯度根据降黏后原油的渗透率K2和黏度μ2，计算出压力梯度然后根据公式(2)计算出R；
S22、计算油溶性降黏剂注入量V，计算公式(3)如下，式中φ是测得的油藏孔隙率，
V＝πR2φ (3)。
步骤S3、根据注入流体在储层中的渗流特征理论确定闷井时间。通过监控井底流压的变化来确定闷井时间，当降黏剂注入地层后开始闷井，井底压力在趋于平稳后闷井结束，即为闷井时间。
步骤S4、综合步骤S1-S3确定的各个施工参数，即形成油溶性降黏剂的施工参数。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
本发明的油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，填补了矿场化学降黏技术施工工艺设计中缺少的理论基础，针对化学降黏技术中的油溶性降黏剂，围绕其施工工艺技术手段建立的一套作用方法，将理论与实际相结合，用于指导矿场的化学降黏技术的施工应用。
本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。
附图说明
图1、油溶性降黏剂点滴接触的降黏作用曲线。
图2、不同搅拌时间后的油溶性降黏效果曲线。
图3、原油黏度对其在地层条件下的流动阻力影响.
图4、闷井过程的井底流压变化。
图5、降黏剂注入前后两次施工的注入压力对比。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步的详细说明，以令本领域技术人员参照说明书文字能够据以实施。
应当理解，本文所使用的诸如“具有”、“包含”以及“包括”术语并不配出一个或多个其它元件或其组合的存在或添加。
本发明方法以某油田区块的应用油溶性降黏剂为蒸汽吞吐施工降低注入压力的实际应用作为实施应用例。其包括以下步骤：
步骤S1、对于矿场需求应用的油溶性降黏剂在室内进行降黏方式对降黏效果分析评价。降黏方式的研究是通过室内实验完成，油溶性降黏剂采用的是由原料α-烯烃和丙烯酸酯合成的共聚物。具体实验步骤如下：(1)将约57mL的原油放入Blookfield黏度计的盛装罐中进行预热至52℃，然后采用32#转子测定原油黏度，待黏度稳定不变后滴加7ml的降黏剂，无需搅动使降黏剂与原油自然接触混合反应，分别在加入降黏剂后3min、5min、10min、15min、20min时测定原油的黏度值，记录原油黏度随时间的变化，绘制粘度随时间的变化曲线图，见图1。(2)将约57mL的原油放入Blookfield黏度计的盛装罐中进行预热至52℃，然后采用32#转子测定原油黏度，待黏度稳定不变后，取出原油，向原油中加入7ml的降黏剂，开启搅拌，搅拌1min时测定原油黏度，后续每间隔1min测定一次原油黏度，然后绘制原油粘度随搅拌时间的变化曲线图，见图2。由图1和图2可以看出，油溶性降黏剂通过接触就可以改性原油黏度，从而达到降黏原油的目的；通过一定搅拌以后降黏效果进一步增强，但是增强幅度并不明显，也就是说油溶性降黏剂对原油的降黏不需要多大的注入速度，因此，可以采用常规的恒定8-12m3/h的速度平稳注入降黏剂。
步骤S2、具体包括如下步骤：
S21、计算施工半径R
通过稠油储层渗流原理分析其地层在未降黏前的原油流动阻力建立压力梯度公式，通过非稳态法获得目标区块的压力梯度公式(1)，
式中，K是渗透率、μ是黏度，
在目前的油藏条件下，渗透率K1＝3800mD，原油黏度μ1＝6000mPa·s，计算得出即每一米会有0.2MPa的流动阻力(见图3)；降黏后原油黏度降低90％，即降黏后的黏度600mPa·s，计算出降黏后的流动阻力梯度为有效降低后续蒸汽的注入压力1MPa，施工半径R应该为1/(0.2-0.016)＝5m；
S22、计算油溶性降黏剂注入量V，将R＝5m，测得的油藏孔隙率φ＝35％，带入公式(3)中，V＝πR2φ＝3.14×52×0.35＝27m3。
由上述计算可以得出降黏剂的用量如表1所示。
表1、降黏剂的用量
| 处理半径R/m | 5 |
| 孔隙度φ/％ | 35 |
| 注入量V/m<sup>3</sup> | 27 |
步骤S3、闷井时间的确定，是根据注入流体在储层中的渗流特征理论判断，通过监控井底流压的变化，当降黏剂注入地层后开始闷井，井底压力在趋于平稳后闷井结束，井底流压在降黏剂注入地层后的变化特征见图4。那么降黏剂的闷井时间在20h左右即可。
步骤S4、综合步骤S1、S2、S3得出的施工参数形成的油溶性降黏剂施工应用方法是用恒定速度8-12m3/h注入降黏剂27m3，闷井时间是20h。后续蒸汽注入过程中压力整体下降低1-1.5MPa，见图5。
综上所述，本发明从油溶性的降黏特征及影响因素出发，提供了一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，将理论与实际相结合，指导油溶性降黏剂的矿场实际应用，填补了矿场化学降黏技术施工工艺设计中缺少的理论基础，从而使油溶性降黏剂的应用效果达到最佳。
尽管本发明的实施方案已公开如上，但其并不仅仅限于说明书和实施方式中所列运用。它完全可以被适用于各种适合本发明的领域。对于熟悉本领域的人员而言，可容易地实现另外的修改。因此在不背离权利要求及等同范围所限定的一般概念下，本发明并不限于特定的细节和这里示出与描述的图例。
Claims (5)
1.一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤S1、在室内分析评价油溶性降黏剂的降黏方式对原油降黏效果的影响，确定降黏剂的注入方式；
步骤S2、确定油溶性降黏剂注入量；
步骤S3、根据注入流体在储层中的渗流特征理论确定闷井时间；
步骤S4、综合步骤S1-S3确定的各个施工参数，即形成油溶性降黏剂的施工参数。
2.如权利要求1所述的油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，其特征在于，所述步骤S1中，降黏方式是指降黏剂与原油接触的作用方式和作用强度对降黏效果的影响，如果降黏剂的降黏效果需要搅动混合才能有效降黏，那么注入方式应该采用高压恒压注入，增强流体与原油的相互作用；如果降黏剂的降黏效果无需搅动就能够快速降黏，那么注入方式可采用较缓和的恒速注入。
3.如权利要求2所述的油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，其特征在于，所述步骤S1具体为：S11、将从待施工油藏取得的脱气脱水后原油样品放入黏度计的盛装罐中，并将原油温度预热至与待施工油藏温度相同，然后测定原油黏度，待黏度稳定不变后滴加入油溶性降黏剂，无需搅动使降黏剂与原油自然接触混合反应，每间隔数分钟后测定原油的黏度值，记录原油黏度随时间的变化；S12、另取一份相同量的原油放入黏度计的盛装罐中进行预热至与待施工油藏温度相同，然后测定原油黏度，待黏度稳定不变后，取出原油，向原油中加入油溶性降黏剂，开启搅拌，每间隔1分钟测定原油黏度，记录原油黏度随搅拌时间的变化；S13、对比步骤S11和S12得出的原油黏度变化情况，选取降黏效果好的降黏方式，即确定降黏剂的注入方式。
4.如权利要求1所述的油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，其特征在于，所述步骤S2包括如下步骤：
S21、计算施工半径R
通过稠油储层渗流原理分析其地层在未降黏前的原油流动阻力建立压力梯度公式，通过非稳态法获得目标区块的压力梯度公式(1)，
式中，K是渗透率、μ是黏度；
根据降黏前原油的渗透率K1和黏度μ1，计算出压力梯度根据降黏后原油的渗透率K2和黏度μ2，计算出压力梯度然后根据公式(2)计算出R；
S22、计算油溶性降黏剂注入量V，计算公式(3)如下，式中φ是测得的油藏孔隙率，
V＝πR2φ (3)。
5.如权利要求1所述的油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法，其特征在于，所述步骤S3中，通过监控井底流压的变化来确定闷井时间，当降黏剂注入地层后开始闷井，井底压力在趋于平稳后闷井结束，即为闷井时间。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910065971.7A CN109695440B (zh) | 2019-01-24 | 2019-01-24 | 一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910065971.7A CN109695440B (zh) | 2019-01-24 | 2019-01-24 | 一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109695440A true CN109695440A (zh) | 2019-04-30 |
| CN109695440B CN109695440B (zh) | 2019-10-22 |
Family
ID=66234291
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910065971.7A Active CN109695440B (zh) | 2019-01-24 | 2019-01-24 | 一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109695440B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115678526A (zh) * | 2021-07-30 | 2023-02-03 | 东营汇聚丰石油科技有限公司 | 一种油基降粘剂制备方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102080523A (zh) * | 2011-01-06 | 2011-06-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 蒸汽与油溶性降粘剂复合吞吐采油方法 |
| CN104265282A (zh) * | 2014-07-29 | 2015-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井降黏剂降黏效果的评价方法及装置 |
| CN104747148A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-07-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 薄浅层超稠油水平井、降黏剂、氮气辅助蒸汽吞吐方法 |
| CN106194133A (zh) * | 2016-07-20 | 2016-12-07 | 西南石油大学 | 一种化学降粘施工范围的确定方法 |
| CN107247816A (zh) * | 2016-07-20 | 2017-10-13 | 西南石油大学 | 一种稠油油藏开展冷采化学降粘最远施工半径的判定方法 |
| CN107729587A (zh) * | 2016-08-12 | 2018-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 考虑降粘剂注入的数值模拟方法 |
-
2019
- 2019-01-24 CN CN201910065971.7A patent/CN109695440B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102080523A (zh) * | 2011-01-06 | 2011-06-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 蒸汽与油溶性降粘剂复合吞吐采油方法 |
| CN104265282A (zh) * | 2014-07-29 | 2015-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井降黏剂降黏效果的评价方法及装置 |
| CN104747148A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-07-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 薄浅层超稠油水平井、降黏剂、氮气辅助蒸汽吞吐方法 |
| CN106194133A (zh) * | 2016-07-20 | 2016-12-07 | 西南石油大学 | 一种化学降粘施工范围的确定方法 |
| CN107247816A (zh) * | 2016-07-20 | 2017-10-13 | 西南石油大学 | 一种稠油油藏开展冷采化学降粘最远施工半径的判定方法 |
| CN107729587A (zh) * | 2016-08-12 | 2018-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 考虑降粘剂注入的数值模拟方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 王学忠等: "水平井、氮气及降黏剂辅助蒸汽吞吐技术――以准噶尔盆地春风油田浅薄层超稠油为例", 《石油勘探与开发》 * |
| 许国晨等: "底水稠油油藏水平井二氧化碳吞吐研究", 《特种油气藏》 * |
| 邹桂华等: "CDJZ稠油降粘剂在吉林油田的应用研究", 《化学研究与应用》 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115678526A (zh) * | 2021-07-30 | 2023-02-03 | 东营汇聚丰石油科技有限公司 | 一种油基降粘剂制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109695440B (zh) | 2019-10-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Roodhart | Fracturing fluids: fluid-loss measurements under dynamic conditions | |
| CN103969160B (zh) | 高温高压泡沫液体动滤失检测系统及其检测方法 | |
| CN107795310B (zh) | 水平井分段压裂效果长期实时跟踪方法 | |
| CN103940715B (zh) | 岩石天然渗流能力模拟实验方法 | |
| CN107389396A (zh) | 实现分注分采的层内非均质岩心的制作方法及其实验方法 | |
| CN110242271B (zh) | 一种底水气层的控水压裂增产方法 | |
| CN105334142B (zh) | 一种用于模拟盾构泥膜形成的实验装置 | |
| CN109695440B (zh) | 一种油溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法 | |
| CN105258840B (zh) | 一种测定注采井间二氧化碳最佳混相压力及混相区域的方法 | |
| CN1676873A (zh) | 高温高压式油井水泥浆凝结仪及其凝结时间的测量方法 | |
| CN106644734A (zh) | 真三轴水力压裂试验机及其试验方法 | |
| CN103710011B (zh) | 改性聚丙烯酰胺调剖体系以及其制备方法和使用方法 | |
| CN108868716A (zh) | 一种用于评价co2乳液对油藏驱替效果的系统及方法 | |
| CN108150149A (zh) | 一种应力敏感储层产水气井动态反演方法 | |
| CN107402286A (zh) | 一种聚合物微球岩心内缓膨性能测试实验方法 | |
| CN107402290A (zh) | 研究co2驱过程中原油中沥青质沉淀对储层物性及开发效果影响的实验方法 | |
| CN111291919B (zh) | 重复压裂油气井产量数据处理方法及装置 | |
| CN105938084B (zh) | 一种化学渗吸剂渗透性能评价方法 | |
| Ito et al. | The effect of operating pressure on the growth of the steam chamber detected at the Hangingstone SAGD project | |
| CN109903821A (zh) | 一种水溶性降黏剂矿场施工参数的确定方法 | |
| CN207586208U (zh) | 近井带暂堵室内模拟实验装置 | |
| CN104131813B (zh) | 一种非常规气藏地层参数的获取方法及系统 | |
| CN103808630A (zh) | 测试压裂液流变参数的方法 | |
| CN114112828B (zh) | 微支撑剂铺置浓度选择方法 | |
| CN114151041B (zh) | 一种弱胶结水合物储层模拟井筒构建装置及方法 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |