CN111980655A - 一种用于碳酸盐储层的改造方法 - Google Patents
一种用于碳酸盐储层的改造方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111980655A CN111980655A CN201910423220.8A CN201910423220A CN111980655A CN 111980655 A CN111980655 A CN 111980655A CN 201910423220 A CN201910423220 A CN 201910423220A CN 111980655 A CN111980655 A CN 111980655A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- injection
- reservoir
- injected
- injecting
- 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
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 10
- 238000002715 modification method Methods 0.000 title claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 73
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims abstract description 25
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 41
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 3
- XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M dodecyltrimethylammonium bromide Chemical group [Br-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 3
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 claims 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 9
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 4
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 3
- 238000011426 transformation method Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
本发明提出了一种用于碳酸盐储层的改造方法，包括多次向储层内的连通通道内注入稠化酸以与储层的岩石发生化学反应而形成酸蚀通道，并且在相邻次的注入稠化酸之间向储层内注入暂堵液体以封堵上一次注入稠化酸所形成的酸蚀通道，该方法能实现对不同储层区域的搞糟，有利于提高油气开采。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发储层改造技术领域，具体涉及一种用于碳酸盐储层的改造方法。
背景技术
酸化压裂是国内外低渗透油气田应用的主要增产增注措施之一。但是，由于储层尤其是碳酸盐储层非均质性强，常规的酸化、压裂工艺改造范围有限。还有，随着生产时间的延长，早期形成的人工裂缝逐渐闭合或水淹。从而使得油气产量不理想。
从而，需要发明一种用于碳酸盐储层的改造方法以提高油气产量。
发明内容
针对现有技术中所存在的上述技术问题的部分或者全部，本发明提出了一种用于碳酸盐储层的改造方法。该改造方法通过酸化转向，利用暂堵液体对前期改造产生的人工裂缝进行暂堵，改变新裂缝延伸方向，达到沟通距离井筒较近储集体的目的，从而有利于连通不同区域储层的储集体进一步提高油气产量，具有良好应用潜力和市场价值。
根据本发明，提出了一种用于碳酸盐储层的改造方法，包括多次向储层内的连通通道内注入稠化酸以与储层的岩石发生化学反应而形成酸蚀通道，并且在相邻次的注入稠化酸之间向储层内注入暂堵液体以封堵上一次注入稠化酸所形成的酸蚀通道。
在一个实施例中，以4-8m3/min的排量注入稠化酸，并且各次以相同的排量注入稠化酸。
在一个实施例中，在注入稠化酸的过程中，监测注入压力，如果在注入4倍井筒体积的量之前，注入的压力降不小于5MPa时，可以停止注入稠化酸。
在一个实施例中，暂堵液体包括架桥剂、充填剂和水，其中，所述架桥剂的质量百分比为0.5～0.8％，充填剂的质量百分比为2～4％。
在一个实施例中，所述架桥剂为淀粉接枝丙烯酸盐，和/或所述充填剂为十二烷基三甲基溴化铵。
在一个实施例中，以1-1.5m3/min的排量注入暂堵液体，在注入过程中，待注入压力上涨至少10MPa后，停止注入。
在一个实施例中，注入的稠化酸包括质量百分比为20％的浓盐酸、质量百分比为4％的聚丙烯酰胺稠化剂。
在一个实施例中，在注入稠化酸和注入封堵液体之间还需要向储层内注入隔离液体，所隔离液体可以为瓜胶压裂液。
在一个实施例中，各次以1.5-3m3/min的排量注入4-8m3量的隔离液体。
在一个实施例中，注入两次稠化酸，并且在第二次注入稠化酸后，以4-8m3/min的排量注入顶替液，所注入的顶替液的量为井筒容积的1倍。
与现有技术相比，本发明的优点在于，该方法通过多次向储层内注入稠化酸以形成酸蚀通道，而在相邻的注入稠化酸的过程中向地层中泵送暂堵液体使得上一次形成的酸蚀通道被暂堵，后续注入的稠化酸不会对已经封堵的酸蚀通道重复酸蚀，而是进入其余未反应的储层区域进行酸岩反应，从而实现了对不同储层区域的改造，有利于油田生产及原油开采，提高生产效率，节省成本。另外，本发明的改造方法既可以应用于新建油气井，以提高储层的连通的效率，还可以应用于既有的油气井，以改善储层的连通效率。
具体实施方式
本发明涉及一种用于碳酸盐储层的改造方法。
该改造方法中，需要多次向储层内的连通通道内注入稠化酸以与储层的岩石发生化学反应而形成酸蚀通道，并且在相邻次的注入稠化酸之间向储层内注入暂堵液体以封堵上一次注入稠化酸所形成的酸蚀通道。
从而，该方法通过多次向储层内注入稠化酸以形成酸蚀通道，而在相邻的注入稠化酸的过程中向地层中泵送暂堵液体使得上一次形成的酸蚀通道被暂堵，后续注入的稠化酸不会对已经封堵的酸蚀通道重复酸蚀，而是进入其余未反应的储层区域进行酸岩反应，从而实现了对不同储层区域的改造，扩大的改造的范围，并有利于沟通心的储集体，最终有利于油田生产及原油开采，提高生产效率，节省成本。
需要说明的是，该改造方法不仅可以应用于套管井，还可以应用于裸眼井。在应用于裸眼井的过程中，连通通道指自然形成在储层中的岩石缝隙。在应用于套管井的过程中，该改造方法可以适用于新建油气井，也可以适用于既有的需要改造的油气井。并且，在应用与套管井的过程中，连通通道是指射孔形成在储层内的通道。也就是说，对于新建油气井，在向储层内注入稠化酸之前，需要先进行射孔操作，以在储层内形成连通通道，有助于稠化酸能更深入的进入到储层，有效沟通。对于需要改造的油气井，可以根据实际工况补射或者不重新射孔。
在对储层进行改造过程中，可以进行多次注入稠化酸的操作，例如，两次、三次或者更多次。下面以进行两次注入稠化酸为例进行说明。
不论裸眼井或者套管井，已具有连通通道的前提下，向储层内注入稠化酸以与储层的岩石发生化学反应，形成酸蚀通道。优选地，稠化酸由质量百分比为20％的浓盐酸、质量百分比为4％的聚丙烯酰胺稠化剂和水组成。并且，在泵送过程中，以4-8m3/min的排量注入。在注入过程中，监测注入压力，当注入压力降不小于5MPa时，可以停止注入稠化酸。如果注入过程中，压力降没有达到5MPa，则在注入4倍井筒体积的量后停止注入。从而，通过上述第一次注入稠化酸操作在储层内形成了酸蚀通道。
接着，向储层内注入隔离液体，用于隔离之前注入的稠化酸和后注入的暂堵液体。优选地，隔离液体为瓜胶压裂液。具体地，在注入隔离液体过程中，采用的注入排量为1.5-3m3/min，而注入的量为4-8m3。也就是说，隔离液体通过低排量的方式注入到地层中，以有效阻隔后注入的暂堵液体和先注入的稠化酸，防止暂堵液体和稠化酸直接接触而发生化学反应，以有助于提高暂堵效果和用料的经济性。通过该步骤能够有效隔离酸液和后续注入的暂堵液，为暂堵液的注入降低难度，提高暂堵液作用的有效性，并能有效降低暂堵液的用量规模。
再接着，向储层内注入暂堵液体以阶段性封堵已经形成的酸蚀通道。优选地，暂堵液体由架桥剂、充填剂和水组成。其中，所述架桥剂的质量百分比为0.5～0.8％，充填剂的质量百分比为2～4％，余量为水。进一步优选地，架桥剂为淀粉接枝丙烯酸盐。充填剂为十二烷基三甲基溴化铵。在施工过程中，以1-1.5m3/min注入暂堵液体，以保证封堵效果。待施工注入压力上涨至少10MPa后，可停止注入暂堵剂。通过实验证实，上述的暂堵液体是一种高封堵强度、高耐温性能、低伤害性能暂堵液体。具体地，上述暂堵液体的强度大于21MPa，耐温能力大于140℃，并且对储层伤害率小于5％。通过该步骤有效地封堵了前期步骤形成的裂缝。
再然后，向储层内第二次注入稠化酸以与暂堵储层之外的其它区域发生化学反应，形成新的酸蚀通道。该步骤中使用的稠化酸可以与之前步骤中使用的稠化酸相同。并且在注入过程中，所采用的注入排量也与之前所采用的注入排量相同，这样可以保证酸式通道的有效扩展，并且有助于通过监测压力值判断稠化酸是否进入了未反应的储层区域。停止注入稠化酸的判断规则以及所需要注入稠化酸的量与前步骤中相同或类似。通过该步骤有效地实现了改造区域的变化，也就是实现了在第1次酸蚀通道基础上，扩大改造范围，形成新的改造区域。
最后，向井筒内注入顶替液以将井筒内的液体顶入储层。并且，以4-8m3/min的排量注入顶替液，所注入的顶替液的量为井筒容积的1倍。
上述方法利用酸液进入储层形成酸蚀通道，之后，通过泵送暂堵液体使得所形成的酸蚀通道被暂堵，后续泵送进入的稠化酸不会对已经封堵的酸蚀通道重复酸蚀，而是进入其余未反应的储层区域进行酸岩反应，从而实现了对不同储层区域的酸化改造，有利于连通不同区域储层的储集体，为油田生产及原油开采提高生产效率，节省成本。
以上仅为本发明的优选实施方式，但本发明保护范围并不局限于此，任何本领域的技术人员在本发明公开的技术范围内，可容易地进行改变或变化，而这种改变或变化都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求书的保护范围为准。
Claims (10)
1.一种用于碳酸盐储层的改造方法，其特征在于，包括多次向储层内的连通通道内注入稠化酸以与储层的岩石发生化学反应而形成酸蚀通道，并且在相邻次的注入稠化酸之间向储层内注入暂堵液体以封堵上一次注入稠化酸所形成的酸蚀通道。
2.根据权利要求1所述的改造方法，其特征在于，以4-8m3/min的排量注入稠化酸，并且各次以相同的排量注入稠化酸。
3.根据权利要求1或2所述的改造方法，其特征在于，在注入稠化酸的过程中，监测注入压力，如果在注入4倍井筒体积的量之前，注入的压力降不小于5MPa时，可以停止注入稠化酸。
4.根据权利要求1到3中任一项所述的改造方法，其特征在于，暂堵液体包括架桥剂、充填剂和水，其中，所述架桥剂的质量百分比为0.5～0.8％，充填剂的质量百分比为2～4％。
5.根据权利要求4所述的改造方法，其特征在于，所述架桥剂为淀粉接枝丙烯酸盐，和/或所述充填剂为十二烷基三甲基溴化铵。
6.根据权利要求4或5所述的改造方法，其特征在于，以1-1.5m3/min的排量注入暂堵液体，在注入过程中，待注入压力上涨至少10MPa后，停止注入。
7.根据权利要求1到6中任一项所述的改造方法，其特征在于，注入的稠化酸包括质量百分比为20％的浓盐酸、质量百分比为4％的聚丙烯酰胺稠化剂。
8.根据权利要求1到7中任一项所述的改造方法，其特征在于，在注入稠化酸和注入封堵液体之间还需要向储层内注入隔离液体，所隔离液体可以为瓜胶压裂液。
9.根据权利要求8所述的改造方法，其特征在于，以1.5-3m3/min的排量注入4-8m3量的隔离液体。
10.根据权利要求1到9中任一项所述的方法，其特征在于，注入两次稠化酸，并且在第二次注入稠化酸后，以4-8m3/min的排量注入顶替液，所注入的顶替液的量为井筒容积的1倍。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910423220.8A CN111980655A (zh) | 2019-05-21 | 2019-05-21 | 一种用于碳酸盐储层的改造方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910423220.8A CN111980655A (zh) | 2019-05-21 | 2019-05-21 | 一种用于碳酸盐储层的改造方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111980655A true CN111980655A (zh) | 2020-11-24 |
Family
ID=73435863
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910423220.8A Pending CN111980655A (zh) | 2019-05-21 | 2019-05-21 | 一种用于碳酸盐储层的改造方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111980655A (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4883124A (en) * | 1988-12-08 | 1989-11-28 | Mobil Oil Corporation | Method of enhancing hydrocarbon production in a horizontal wellbore in a carbonate formation |
| CN105089603A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-11-25 | 中国石油大学(北京) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 |
| CN105178929A (zh) * | 2015-09-29 | 2015-12-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种非均质储层屏蔽酸化工艺方法 |
| CN105257272A (zh) * | 2015-09-24 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法 |
| US10100245B1 (en) * | 2017-05-15 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing acid fracture conductivity |
| CN109296350A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-02-01 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的缝网体积压裂方法 |
| CN109575893A (zh) * | 2017-09-28 | 2019-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 碳酸盐岩酸压转向用暂堵流体 |
| CN109762543A (zh) * | 2019-02-20 | 2019-05-17 | 中国石油大学(华东) | 一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂及其制备方法 |
-
2019
- 2019-05-21 CN CN201910423220.8A patent/CN111980655A/zh active Pending
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4883124A (en) * | 1988-12-08 | 1989-11-28 | Mobil Oil Corporation | Method of enhancing hydrocarbon production in a horizontal wellbore in a carbonate formation |
| CN105089603A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-11-25 | 中国石油大学(北京) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 |
| CN105257272A (zh) * | 2015-09-24 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法 |
| CN105178929A (zh) * | 2015-09-29 | 2015-12-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种非均质储层屏蔽酸化工艺方法 |
| US10100245B1 (en) * | 2017-05-15 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing acid fracture conductivity |
| CN109575893A (zh) * | 2017-09-28 | 2019-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 碳酸盐岩酸压转向用暂堵流体 |
| CN109296350A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-02-01 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的缝网体积压裂方法 |
| CN109762543A (zh) * | 2019-02-20 | 2019-05-17 | 中国石油大学(华东) | 一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂及其制备方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 张兰芳等: "陕北下古生界低渗储层酸压改造技术研究", 《石油天然气学报（江汉石油学院学报）》 * |
| 李彦林等: "延长下古生界白云岩储层酸压工艺技术室内研究", 《非常规油气》 * |
| 范耀等: "就地稠化酸转向系统在注水井中的应用", 《国外油田工程》 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9738824B2 (en) | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation | |
| CN106223922B (zh) | 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺 | |
| CN107255027B (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN112175596B (zh) | 用于深层油气储层缝内高效封堵压裂的暂堵剂及其制备方法、以及大缝高压裂工艺 | |
| CN110159243B (zh) | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 | |
| CN104962263B (zh) | 中深层油藏水平分支井化学封隔暂堵剂及堵水方法 | |
| CN110656920B (zh) | 一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法 | |
| CN107806337A (zh) | 页岩气藏水平井选择性逐簇压裂工艺 | |
| CN110593806B (zh) | 一种大剂量多段塞的堵水方法 | |
| CN108301818A (zh) | 一种无工具封隔水平井高效分段压裂方法 | |
| CN109236259A (zh) | 一种调整注水井平面水驱矛盾的压裂方法 | |
| CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
| CN110439503B (zh) | 一种裂缝性低渗透油藏多段塞油井选择性堵水方法 | |
| CN105649625A (zh) | 一种高低压分区致裂增渗式煤层注水方法 | |
| CN111980655A (zh) | 一种用于碳酸盐储层的改造方法 | |
| CN109505570A (zh) | 一种改善多轮次层内自生co2调驱效果的方法 | |
| CN111663930B (zh) | 一种浅层致密油藏水平缝的压裂方法 | |
| CN110439528B (zh) | 一种用于低渗非均质碳酸盐岩气藏的二氧化碳酸压方法 | |
| CN113123772B (zh) | 一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法 | |
| CN111764867B (zh) | 利用蜂窝状混凝土封堵剂抑制地热储层中流体漏失的方法 | |
| CN112983374A (zh) | 一种液体桥塞带压作业方法 | |
| CN113638725A (zh) | 一种用于断溶体储层的酸压方法 | |
| CN111946317A (zh) | 提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法 | |
| CN114059987B (zh) | 一种集群式多级间隙酸化压裂方法与其应用 | |
| CN111502628A (zh) | 一种低渗油藏压裂完井水平井分段控水酸化方法 |
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: 20201124 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |