CN109723423A - 一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法 - Google Patents
一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109723423A CN109723423A CN201910171008.7A CN201910171008A CN109723423A CN 109723423 A CN109723423 A CN 109723423A CN 201910171008 A CN201910171008 A CN 201910171008A CN 109723423 A CN109723423 A CN 109723423A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- change material
- reservoir
- fracturing fluid
- phase
- liquid
- 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
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 239000012782 phase change material Substances 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 78
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 abstract description 16
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 5
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- HLLSOEKIMZEGFV-UHFFFAOYSA-N 4-(dibutylsulfamoyl)benzoic acid Chemical compound CCCCN(CCCC)S(=O)(=O)C1=CC=C(C(O)=O)C=C1 HLLSOEKIMZEGFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- ing And Chemical Polishing (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明公开了一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,包括以下步骤:注入前置压裂液,将储层压开形成水力裂缝,同时,还使储层温度降低至逆向相变材料的相变温度T以下;注入液态逆向相变材料与压裂液的混合液体,填充部分水力裂缝空间;注入酸液,对水力裂缝进行刻蚀,酸液还继续流动进入储层更深处;注入顶替液,使酸液全部进入水力裂缝;持续关井直到储层温度恢复到相变温度T以上,逆向相变材料变为固态,对水力裂缝的前缘进行支撑;开井,泄压,让注入的前置压裂液、压裂液、酸液、顶替液返排。本方法注入的各液体不含固相颗粒,减少设备磨损;逆向相变材料注入时为液体,在升温固化之后对裂缝前缘进行有效支撑。
Description
技术领域
本发明涉及一种油气井酸压方法,特别涉及一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法。
背景技术
近年来,随着工业和经济的快速发展,我们对能源的需求量越来越大,其中石油、天然气作为最重要的两种能源,在经济社会发展过程中起到了关键性的作用。在此背景下,油气勘探开发工业迅猛发展,目前油气开发正在由浅层、低温储层逐渐向油气资源更加丰富的深层、高温储层发展,这给酸压等油气田增产改造手段带来了极大的挑战。在深层、高温环境下,酸液与储层岩石之间的反应速度加快,酸蚀裂缝长度受限,裂缝前缘难以形成有效导流能力,严重制约了油气藏开发效果。
为了提高酸压有效缝长,研究人员从工艺、材料等方面提出了相应的解决办法。
工艺方面:申请号为201810039017 .6的专利文献公开了一种用于提高裂缝导流能力的压裂方法,通过交替注入两种不同黏度的压裂液(低粘度液体不携砂,高粘度液体拌纤维携砂),低粘度压裂液在裂缝中冲击带有支撑剂的高粘度纤维压裂液,形成多条低粘液流,并将高粘度纤维压裂液中的支撑剂打散成一系列不连续的砂团而形成一种指进现象,实现支撑剂在裂缝内非均匀铺置。该技术与常规压裂的区别是所形成的裂缝由众多像桥墩一样的支柱支撑,支柱与支柱之间形成畅通的通道,油气通过高导流通道流动,不受支撑剂渗透性影响,改变了裂缝导流能力方式,提高了油气渗流能力;申请号为201611213401.0的文献公开了一种提高裂缝有效支撑缝长的压裂方法,通过油管将水力喷砂器下放至目的层段,将水力喷砂器对准预设的油层位置,以160-220m/s的速度进行喷砂射孔,再以超过4m3/min的排量向地层交替注入滑溜水、携砂液,进行压裂施工,能够在一定程度上增加裂缝有效长度。
材料方面:申请号为201310153193.X的文献公开了一种缓速低伤害酸液体系,该体系能够在高温环境下有效缓速,提高酸液有效作用距离,增加裂缝远端导流能力;申请号为201510751382.6的文献公开了一种能够实现碳酸盐岩储层酸压深穿透的自生酸体系,该酸液体系在高温碳酸盐岩储层条件下逐渐产生盐酸,减少了注入过程中酸液对管柱的腐蚀,可提高酸液在碳酸盐岩储层的作用距离,从而能够对储层深部进行改造。
现有方法能够在一定程度上增加酸压裂缝远端导流能力,提高酸液有效作用距离,但是还存在以下问题:注入的携砂液含有固体颗粒支撑剂,对设备磨损较大;携砂液必须满足携砂要求,粘度较高,注入压力较大,注入困难;支撑剂具有一定的尺寸,裂缝前缘缝宽较小,支撑剂难以进入,不能充分铺满裂缝前缘;通过改善酸液性能提高的酸液有效作用距离有限,在高温油气储层中使用效果不明显。
发明内容
本发明的发明目的在于:为了降低施工难度,增加酸压有效作用距离,提高裂缝前缘导流能力,本发明提出一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,利用逆向相变材料,在地层温度升高过程中,使液态相变材料自动生成固体颗粒,支撑裂缝前缘,达到提高裂缝前缘导流能力的目的。
本发明采用的技术方案是这样的:
一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,包括以下步骤:
(1)选定逆向相变材料;
该材料的相变温度为T,20℃ < T < 储层温度,该材料在20℃的常温下呈现液态,在高于20℃的油气储层温度下吸热升温,一旦达到或高于相变温度T,将从液态变成固态且不至于在储层压力条件下破碎。
(2)注入前置压裂液;
以高于储层岩石破裂压力的注入压力向储层注入前置压裂液,前置压裂液将储层压开形成水力裂缝,同时,前置压裂液还使储层温度降低至逆向相变材料的相变温度T以下。
(3)注入液态逆向相变材料与压裂液的混合液体。
将液态逆向相变材料与压裂液的混合液体注入储层中,填充部分水力裂缝空间;在这里注入两种材料的混合液体的原因在于,防止逆向相变材料固化后彻底堵塞裂缝,堵塞后就没有油气流动通道,酸压就不能达到目的,使用混合液体之后,逆向相变材料固化,形成支撑,而压裂液在酸压施工结束后返排,让出的空间就是油气流动通道。
(4)注入酸液;
将酸液注入储层中,对第(2)步中形成的水力裂缝进行刻蚀,刻蚀后所形成的沟槽作为油气流动通道,酸液还继续流动进入储层更深处,对液态逆向相变材料与压裂液形成的混合液体进行顶替;第(2)步形成的水力裂缝壁面是光滑的,如果不注入酸液对裂缝壁面进行刻蚀,在酸压施工结束后裂缝会闭合,而使用酸液之后,能够对裂缝壁面进行不均匀的刻蚀,形成刻蚀沟槽,即使裂缝闭合,也能形成一定的油气流动通道。
但是,酸液在刻蚀裂缝时逐渐消耗,一般来说只能到到20-40m的刻蚀长度,超过40m的裂缝远端就不能得到刻蚀,所以,利用了相变材料对裂缝远端进行支撑,防止裂缝闭合后在裂缝远端无法形成油气流动通道。
由于逆向相变材料成本高于酸液,所以不全使用逆向相变材料支撑远端、近端裂缝。酸液在裂缝中以自由流动的形式流动,在酸液与液态逆向相变材料、压裂液混合液交界面可能形成混合带,在顶替过程中,裂缝可能继续延伸,长度变长。
(5)注入顶替液;
将顶替液注入储层中,使第(4)步中所注入酸液全部进入水力裂缝;顶替液与酸液可能混合形成混合带,但是大部分顶替液、酸液是以段塞的形式存在。
(6)持续关井一段时间,直到储层温度恢复到逆向相变材料的相变温度T以上,在此温度条件下,逆向相变材料发生相变,由液态转变为固态,对水力裂缝的前缘进行支撑。
(7)开井,泄压,让注入的前置压裂液、压裂液、酸液、顶替液返排,压裂液返排后让出的空间作为油气流动通道。
固态的逆向相变材料支撑裂缝前缘防止裂缝闭合,不能再液化排出回收,只能从液态变成固态,不能再从固态变为液态。裂缝前缘(即远离井筒的裂缝前端)依靠固态逆向相变材料支撑,裂缝近端依靠酸液的不均匀刻蚀形成的沟槽支撑,被支撑的裂缝就是油气流动通道。
作为优选,第(2)步中,所述前置压裂液为胍胶压裂液或聚丙烯酰胺压裂液,以及其他可以用于造缝的高分子压裂液。
作为优选,第(3)步中,所述压裂液为聚丙烯酰胺压裂液。
作为优选,第(4)步中,所述酸液为盐酸或氢氟酸。
作为优选,第(5)步中,所述顶替液为柴油、氯化铵溶液或氯化钾溶液。
作为优选,第(6)步中,关井时间为10-30min。
综上所述,由于采用了上述技术方案,本发明的有益效果是:
1、注入的所有液体均不含固相颗粒,减少了对注液设备的磨损;
2、注入液不需要携带支撑剂,粘度较低,注入压力低,注入简单;
3、逆向相变材料注入时为液体,所以能够顺利进入缝宽较小的裂缝前缘,并在升温固化之后对裂缝前缘进行有效支撑;
4、裂缝前缘依靠逆向相变材料形成的固相颗粒支撑,不需要以酸液刻蚀的方式形成支撑,间接提高有效作用距离。
附图说明
图1是利用本发明方法形成的人工裂缝示意图;
图2是本发明方法中所用逆向相变材料的相态与储层温度的关系示意图。
具体实施方式
下面结合附图,对本发明作详细的说明。
实施例:
如图1所示,一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,包括以下步骤:
(1)选定逆向相变材料;
该材料的相变温度为T,20℃ < T < 储层温度,该材料在20℃的常温下呈现液态,在高于20℃的油气储层温度下吸热升温,一旦达到或高于相变温度T,将从液态变成固态且不至于在储层压力条件下破碎。
(2)注入前置压裂液;
以高于储层岩石破裂压力的注入压力向储层注入前置压裂液,前置压裂液将储层压开形成水力裂缝,同时,前置压裂液还使储层温度降低至逆向相变材料的相变温度T以下。
(3)注入液态逆向相变材料与压裂液的混合液体;
将液态逆向相变材料与压裂液的混合液体注入储层中,填充部分水力裂缝空间。
(4)注入酸液;
将酸液注入储层中,对第(2)步中形成的水力裂缝进行刻蚀,刻蚀后所形成的沟槽作为油气流动通道,酸液还继续流动进入储层更深处,对液态逆向相变材料与压裂液形成的混合液体进行顶替。
(5)注入顶替液;
将顶替液注入储层中,使第(4)步中所注入酸液全部进入水力裂缝。
(6)持续关井一段时间,直到储层温度恢复到逆向相变材料的相变温度T以上,在此温度条件下,逆向相变材料发生相变,由液态转变为固态,对水力裂缝的前缘进行支撑。
(7)开井,泄压,让注入的前置压裂液、压裂液、酸液、顶替液返排,压裂液返排后让出的空间作为油气流动通道。
作为优选,第(2)步中,所述前置压裂液为胍胶压裂液或聚丙烯酰胺压裂液,以及其他可以用于造缝的高分子压裂液。
第(1)步中,所述逆向相变材料可以采用专利申请号为201610534192.3、名称为“一种用于相变压裂的相变压裂液体系”的发明专利文献中公开的相变材料,但不限于此材料。
第(3)步中,所述压裂液为聚丙烯酰胺压裂液。
第(4)步中,所述酸液为盐酸或氢氟酸。
第(5)步中,所述顶替液为柴油、氯化铵溶液或氯化钾溶液。
第(6)步中,关井时间为10-30min。
Claims (6)
1.一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,其特征在于包括以下步骤:
(1)选定逆向相变材料;
该材料的相变温度为T,20℃ < T < 储层温度,该材料在20℃的常温下呈现液态,在高于20℃的油气储层温度下吸热升温,一旦达到或高于相变温度T,将从液态变成固态且不至于在储层压力条件下破碎;
(2)注入前置压裂液;
以高于储层岩石破裂压力的注入压力向储层注入前置压裂液,前置压裂液将储层压开形成水力裂缝,同时,前置压裂液还使储层温度降低至逆向相变材料的相变温度T以下;
(3)注入液态逆向相变材料与压裂液的混合液体;
将液态逆向相变材料与压裂液的混合液体注入储层中,填充部分水力裂缝空间;
(4)注入酸液;
将酸液注入储层中,对第(2)步中形成的水力裂缝进行刻蚀,刻蚀后所形成的沟槽作为油气流动通道,酸液还继续流动进入储层更深处,对液态逆向相变材料与压裂液形成的混合液体进行顶替;
(5)注入顶替液;
将顶替液注入储层中,使第(4)步中所注入酸液全部进入水力裂缝;
(6)持续关井一段时间,直到储层温度恢复到逆向相变材料的相变温度T以上,在此温度条件下,逆向相变材料发生相变,由液态转变为固态,对水力裂缝的前缘进行支撑;
(7)开井,泄压,让注入的前置压裂液、压裂液、酸液、顶替液返排,压裂液返排后让出的空间作为油气流动通道。
2.根据权利要求1所述的一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,其特征在于:第(2)步中,所述前置压裂液为胍胶压裂液或聚丙烯酰胺压裂液。
3.根据权利要求1所述的一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,其特征在于:第(3)步中,所述压裂液为聚丙烯酰胺压裂液。
4.根据权利要求1所述的一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,其特征在于:第(4)步中,所述酸液为盐酸或氢氟酸。
5.根据权利要求1所述的一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,其特征在于:第(5)步中,所述顶替液为柴油、氯化铵溶液或氯化钾溶液。
6.根据权利要求1所述的一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法,其特征在于:第(6)步中,关井时间为10-30min。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201910171008.7A CN109723423B (zh) | 2019-03-07 | 2019-03-07 | 一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201910171008.7A CN109723423B (zh) | 2019-03-07 | 2019-03-07 | 一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN109723423A true CN109723423A (zh) | 2019-05-07 |
CN109723423B CN109723423B (zh) | 2021-04-13 |
Family
ID=66302003
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201910171008.7A Expired - Fee Related CN109723423B (zh) | 2019-03-07 | 2019-03-07 | 一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN109723423B (zh) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111706311A (zh) * | 2020-07-22 | 2020-09-25 | 青岛大地新能源技术研究院 | 一种液体自支撑高速通道压裂施工工艺 |
CN111827950A (zh) * | 2020-07-22 | 2020-10-27 | 青岛大地新能源技术研究院 | 一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺 |
CN113513296A (zh) * | 2020-04-10 | 2021-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩断溶体储层内定向井的增产方法 |
CN114059974A (zh) * | 2021-11-17 | 2022-02-18 | 北京大学 | 海域水合物藏径向井复合液固相变材料的防砂方法、装置及实验方法 |
CN114607341A (zh) * | 2022-04-12 | 2022-06-10 | 西南石油大学 | 暂堵转向压裂方法及油气开采方法 |
CN115263266A (zh) * | 2022-07-29 | 2022-11-01 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法 |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2866004A1 (en) * | 2013-11-07 | 2015-05-07 | Kim HODGSON | Apparatus and method of using an inline electrical conductivity monitor |
US20150218439A1 (en) * | 2014-02-04 | 2015-08-06 | Conocophillips Company | Cryogenic acid frack |
CN105971579A (zh) * | 2016-07-07 | 2016-09-28 | 赵立强 | 一种相变水力压裂工艺 |
CN106190086A (zh) * | 2016-07-07 | 2016-12-07 | 赵立强 | 一种用于相变压裂的相变压裂液体系 |
US20170114624A1 (en) * | 2015-10-23 | 2017-04-27 | Ely and Associates Corporation | Method for Re-Stimulating Wells with Hydraulic Fractures |
US20170137704A1 (en) * | 2013-08-19 | 2017-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and Methods for Stimulating Reservoirs Using Fluids Containing Nano/Micro Heat Transfer Elements |
CN107965306A (zh) * | 2016-10-20 | 2018-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种注酸压裂方法 |
CN108561111A (zh) * | 2018-03-28 | 2018-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种相变压裂方法 |
CN208330327U (zh) * | 2018-05-29 | 2019-01-04 | 西南石油大学 | 一种可视化模拟化学压裂相变材料自支撑分布的实验装置 |
-
2019
- 2019-03-07 CN CN201910171008.7A patent/CN109723423B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20170137704A1 (en) * | 2013-08-19 | 2017-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and Methods for Stimulating Reservoirs Using Fluids Containing Nano/Micro Heat Transfer Elements |
CA2866004A1 (en) * | 2013-11-07 | 2015-05-07 | Kim HODGSON | Apparatus and method of using an inline electrical conductivity monitor |
US20150218439A1 (en) * | 2014-02-04 | 2015-08-06 | Conocophillips Company | Cryogenic acid frack |
US20170114624A1 (en) * | 2015-10-23 | 2017-04-27 | Ely and Associates Corporation | Method for Re-Stimulating Wells with Hydraulic Fractures |
CN105971579A (zh) * | 2016-07-07 | 2016-09-28 | 赵立强 | 一种相变水力压裂工艺 |
CN106190086A (zh) * | 2016-07-07 | 2016-12-07 | 赵立强 | 一种用于相变压裂的相变压裂液体系 |
CN107965306A (zh) * | 2016-10-20 | 2018-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种注酸压裂方法 |
CN108561111A (zh) * | 2018-03-28 | 2018-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种相变压裂方法 |
CN208330327U (zh) * | 2018-05-29 | 2019-01-04 | 西南石油大学 | 一种可视化模拟化学压裂相变材料自支撑分布的实验装置 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
罗志锋 等: "前置液酸压缝内酸液指进数值模拟", 《油气藏评价与开发》 * |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113513296A (zh) * | 2020-04-10 | 2021-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩断溶体储层内定向井的增产方法 |
CN111706311A (zh) * | 2020-07-22 | 2020-09-25 | 青岛大地新能源技术研究院 | 一种液体自支撑高速通道压裂施工工艺 |
CN111827950A (zh) * | 2020-07-22 | 2020-10-27 | 青岛大地新能源技术研究院 | 一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺 |
CN111706311B (zh) * | 2020-07-22 | 2022-02-22 | 青岛大地新能源技术研究院 | 一种液体自支撑高速通道压裂施工工艺 |
CN114059974A (zh) * | 2021-11-17 | 2022-02-18 | 北京大学 | 海域水合物藏径向井复合液固相变材料的防砂方法、装置及实验方法 |
CN114607341A (zh) * | 2022-04-12 | 2022-06-10 | 西南石油大学 | 暂堵转向压裂方法及油气开采方法 |
CN115263266A (zh) * | 2022-07-29 | 2022-11-01 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法 |
CN115263266B (zh) * | 2022-07-29 | 2023-02-21 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层的逆序酸压方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN109723423B (zh) | 2021-04-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109723423A (zh) | 一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法 | |
CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
CA2349234C (en) | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production | |
CN102492412B (zh) | 一种压裂前置液 | |
CN106640000B (zh) | 稠油油藏蒸汽驱深部封窜可膨胀石墨堵剂体系及注入方法 | |
CN105089603A (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
WO2013062750A1 (en) | Methods and compositions for sand control in injection wells | |
CN109372489B (zh) | 一种通过自聚性支撑剂实现高速通道的方法 | |
CN110552656B (zh) | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 | |
CN111810109B (zh) | 一种潮汐式铺砂压裂方法 | |
CN108728075A (zh) | 一种液态及超临界二氧化碳的增粘体系 | |
CN106188403A (zh) | 一种高温高盐油藏防co2气窜堵剂及其制备方法 | |
CN102182421A (zh) | 水平井液体桥塞分段堵水方法 | |
CN109751033A (zh) | 一种针对致密砂岩油藏的压裂方法 | |
CN101915079A (zh) | 一种堵解一体化增产工艺 | |
CN106753299A (zh) | 一种稀油井选择性堵水剂及其制备方法与应用 | |
CA2791420C (en) | Methods and compositions for sand control in injection wells | |
CN107246257B (zh) | 非均质储层酸化改造方法 | |
Hao et al. | Using starch graft copolymer gel to assist the CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a water channeling reservoir | |
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 | |
RU2483201C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин | |
Mai et al. | Mechanisms of Heavy Oil Recovery by Low Rate Waterflooding | |
CN110965962B (zh) | 封存气井复产解封方法 | |
CN117211748A (zh) | 一种利用相变材料支撑裂缝的复合超临界二氧化碳压裂方法 | |
CN116291307B (zh) | 一种油气井双液法堵漏方法 |
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 | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20210413 |
|
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |