CN112727401A - 一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法 - Google Patents
一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112727401A CN112727401A CN202011447479.5A CN202011447479A CN112727401A CN 112727401 A CN112727401 A CN 112727401A CN 202011447479 A CN202011447479 A CN 202011447479A CN 112727401 A CN112727401 A CN 112727401A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reservoir
- injecting
- volatile oil
- water
- acid
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000000341 volatile oil Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 230000009466 transformation Effects 0.000 title claims abstract description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 51
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 7
- 241000361919 Metaphire sieboldi Species 0.000 claims abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000001788 irregular Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 42
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 29
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 24
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 20
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 14
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 14
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 13
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 13
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 11
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 11
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 10
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 10
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 8
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 7
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 claims description 5
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 claims description 5
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 22
- -1 iron ion Chemical class 0.000 description 22
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 16
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229920000371 poly(diallyldimethylammonium chloride) polymer Polymers 0.000 description 12
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 12
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 12
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 12
- XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol monoethyl ether Chemical compound CCOCCOCCO XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 description 8
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 5
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005786 Flutolanil Substances 0.000 description 4
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 4
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N anhydrous diethylene glycol Natural products OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 4
- PTCGDEVVHUXTMP-UHFFFAOYSA-N flutolanil Chemical compound CC(C)OC1=CC=CC(NC(=O)C=2C(=CC=CC=2)C(F)(F)F)=C1 PTCGDEVVHUXTMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 229940049964 oleate Drugs 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 125000000373 fatty alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002715 modification method Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000011426 transformation method Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing, limiting or eliminating the deposition of paraffins or like substances
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- 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
-
- 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
Abstract
本发明公开了一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,包括水力加砂压裂与酸压施工步骤,具体包括如下步骤:注入酸液预处理近井地带,降低施工压力;注入滑溜水,降低储层温度,沟通天然裂缝;注入滑溜水压裂液携带小粒径支撑剂,促进缝长延伸,沟通微裂缝,提高远井供给半径;注入降阻酸酸液,利用降阻酸酸液的刻蚀作用,形成不规则蚓孔,提高中场裂缝导流能力;注入线性胶压裂液携带大粒径支撑剂,以提高近井地带导流能力,利于油的流动能力;顶替滑溜水后,停止泵注。本发明可以形成稳定的高导流通道,改善压降剖面,能大幅提升单位压降产油气量,适用于类似挥发性油藏储层的高效改造。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气工程领域,尤其涉及一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法。
背景技术
针对挥发性油藏,目前国内外类似油田主要采用注气和注水两种开发方式。注气将油层内原油驱替到生产井,并部分或全部保持地层压力,防止原油收缩。但采用注气方式投资太大且注入压力较高。注水开采也被广泛采用,由于挥发油粘度小,容易引起水侵,导致油气井产量递减较快,针对挥发性油藏的储层改造增产方法,目前未见公开相关专利报道。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术存在的不足提供一种能提升压降产油气量的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法。
本发明所采用的技术方案为:一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,包括水力加砂压裂与酸压施工步骤,具体包括如下步骤:
S1、注入酸液预处理近井地带,降低施工压力,解除近井污染;
S2、注入滑溜水压裂液,利用滑溜水高滤失效率来充分沟通天然裂缝,同时
降低储层温度;
S3、注入滑溜水压裂液携带小粒径支撑剂,促进缝长延伸,充分沟通并填充微裂缝,提高远井接触面积和供给半径;
S4、注入降阻酸酸液,利用降阻酸酸液的非均匀刻蚀作用,形成不规则蚓孔,提高中区裂缝导流能力,降低压力损耗;
S5、注入线性胶压裂液携带大粒径支撑剂,降低表皮系数,建立高导流通道,提高油的流动能力;
S6、顶替滑溜水后,停止泵注。
按上述技术方案,在施工之前还包括优化射孔簇数、段簇间距的步骤S0,具体为:
S01、收集储层物性、测井数据等资料;
S02、综合考虑天然裂缝方向及交切关系、区域应力场、岩石物性等参数,进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立,所建立的模型包含远井减阻水造长缝区、中间酸液刻蚀强化渗流区、近井支撑剂充填区,通过多尺度裂缝的复杂相态流动模型,模拟计算不同裂缝间距条件下应力值及应力场变化,并根据已施工井现场实际泵注进行参数及模型拟合;
S03、根据水平井所在区域水平压力差通过Intech软件模拟计算不同裂缝间距下应力值、应力场变化、诱导应力差等参数;
S04、结合油藏渗流区间相态变化规律,根据步骤S4中计算结果优化射孔簇数、段簇间距。
按上述技术方案,所述步骤S01中收集的数据资料包括声波时差、密度、自然电位、自然伽马测井曲线、储层弹性模量、水平地应力X、水平地应力Y、储层岩石泊松比、储层原始孔隙压力、储层厚度、区域地应力等。
按上述技术方案,步骤S02中,利用Fracman软件,采用Mote Carlo随机裂缝模拟、风险模拟、有限元Mesh使用和后处理输出等方法,进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立。
按上述技术方案,步骤S04中,射孔簇数的设计应满足天然裂缝能够被诱导应力差开启,段簇间距的设计应满足段间诱导压力差大于水平压力差。
按上述技术方案,步骤S1中,以排量0.5-4m3/min注入10-40m3酸液预处理地层;其中所述酸液按质量百分比计,包括15-20%盐酸(该盐酸的浓度为 20%-31%)、1-2%缓蚀剂、1-2%铁离子稳定剂、1-2%粘土稳定剂、1-2%助排剂,其余组分为水。其中,盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂、助排剂均为市售产品。
按上述技术方案,步骤S2中,以排量6-12m3/min注入滑溜水40-150m3,所述滑溜水按质量百分比计,包括0.04-0.1%降阻剂、0.3-1%防乳破乳剂、0.2-0.5%防膨剂,其余组分为水。其中,降阻剂、防膨剂为市售产品,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分按质量配比为1~3:3~1:1~2,总的浓度为30%-80%,优选50%-60%。
按上述技术方案,步骤S3中,排量12-14m3/min,采用600-800m3滑溜水注入携砂液,其中砂类型是70-140目石英砂或70-140目低密度陶粒,砂比是3~10%;其中滑溜水按质量百分比计,包括0.04-0.1%降阻剂、0.3-1%防乳破乳剂、 0.2-0.5%防膨剂,其余组分为水。其中,降阻剂、防膨剂为市售产品,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分配比为1~3:3~1:1~2,总的浓度为30%-80%,优选50%-60%。
按上述技术方案,步骤S4中,以排量12-14m3/min注入200-600m3的降阻酸酸液;其中所述降阻酸由15-20%盐酸(该盐酸的浓度为20%-31%)、0.06-0.1%酸液降阻剂、1%-2%缓蚀剂、0.5%-1%相渗改善剂,其余组分为水。其中,盐酸、缓蚀剂为市售产品,酸液降阻剂为聚乙烯吡咯烷酮与聚二烯丙基二甲基氯化铵复配物,其中聚乙烯吡咯烷酮平均分子量为70-100万,聚二烯丙基二甲基氯化铵平均分子量为45-60万,两者配比为7~8:3~2,相渗改善剂为聚氧乙烯醚、氟酰胺及碳酸钠的复配物的水溶液,各组分配比为2~4:2~1:3~1,总的浓度为40%-90%,优选50%-90%。
按上述技术方案,步骤S5中,以排量14-16m3/min,采用80-100m3线性胶压裂液注入携砂液,其中砂类型分别是40/70目低密度陶粒、30/50目低密度陶粒、20/40目低密度陶粒;砂比分别是10~14%;14~16%;10~16%;其中所述线性胶压裂液由0.2-0.3%稠化剂、0.2-0.3%交联剂、0.5-1%防乳破乳剂、0.2-0.5%渗吸驱油剂、0.05%-0.1%破胶剂,其余组分为水。其中,稠化剂、交联剂、破胶剂为市售产品,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分配比为1~3:3~1:1~2,总的浓度为30%-80%,优选50%-60%;渗吸驱油剂为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐、油酸聚氧乙烯酯及乙二醇单丁醚复配物的水溶液,各组分配比为2~3:3~2:1~2,总的浓度为50%-80%,优选60%-70%。
本发明所取得的有益效果为:
本发明针对挥发性油藏改造的需要,提出一种提升压降产油气量的储层改造增产方法。该方法充分发挥不同相态区域的针对性工艺的优势,采用前置酸液预处理近井地带,降低施工压力,解除近井污染;随后注入滑溜水压裂液,利用滑溜水高滤失效率来充分沟通天然裂缝,同时降低储层温度;之后注入滑溜水压裂液携带小粒径支撑剂,促进缝长延伸,充分沟通并填充微裂缝,提高远井接触面积和供给半径,同时防乳破乳剂可以有效中和油水界面电荷,防止油水发生乳化,减小储层伤害;再注入降阻酸酸液,酸液降阻剂可以降低酸液体系施工摩阻,利于大排量施工,促进降阻酸酸液的非均匀刻蚀作用,形成不规则蚓孔,同时相渗改善剂可以增加油相与岩石间的润湿接触角,降低油相在岩石表面的粘附力,提高中区裂缝导流能力,改善人工裂缝的渗流能力,增大储层改造体积,降低压力损耗;最后注入线性胶压裂液携带大粒径支撑剂,同时渗吸驱油剂可以提高岩石表面电荷密度,增加油相与岩石表面间的静电斥力,降低近井表皮系数,建立稳定的高导流通道,改善压降剖面,能大幅提升单位压降产油气量,适用于类似挥发性油藏储层的高效改造。
具体实施方式
下面对本发明作进一步说明。
下面结合实施例,进一步说明本发明。A井,为典型的挥发性油藏储层井,井深3850m,垂深2650m,试气段长608m,分7段改造,其中一段储层改造方法如下:
(1)收集该储层物性、测井数据等资料,包括声波时差、密度、自然电位、自然伽马测井曲线、储层弹性模量、水平地应力X、水平地应力Y、储层岩石泊松比、储层原始孔隙压力、储层厚度、区域地应力等;
(2)综合考虑天然裂缝方向及交切关系、区域应力场、岩石物性等参数,利用Fracman软件,采用Mote Carlo随机裂缝模拟、风险模拟、有限元Mesh使用和后处理输出等方法,进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立,所建立的模型包含远井减阻水造长缝区、中间酸液刻蚀强化渗流区、近井支撑剂充填区,通通过Intech软件模拟计算不同裂缝间距条件下应力值及应力场变化,进行泵注进行参数及模型拟合优化;
(3)泵注程序设计,结合油藏渗流区间相态变化规律,根据步骤(2)中数据优化泵注参数;
(4)现场施工工艺流程:以排量0.5m3/min注入10m3酸液预处理地层;其中所述酸液按质量百分比计,包括15%盐酸(该盐酸的浓度为20%)、1%缓蚀剂、 1%铁离子稳定剂、1%粘土稳定剂、1%助排剂组成,其余组分为水。其中,盐酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂、助排剂均为市售产品。
(5)以排量6m3/min注入滑溜水40m3;其中滑溜水按质量百分比计,包括0.04%降阻剂、0.3%防乳破乳剂、0.2%防膨剂,其余组分为水。其中,降阻剂、防膨剂为市售产品,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分按质量配比为1:3:1,总的浓度为50%。
(6)以排量12m3/min,采用600m3滑溜水注入携砂液,其中砂类型是70-140 目石英砂,砂比是3~10%;其中滑溜水按质量百分比计,包括0.04%降阻剂、0.3%防乳破乳剂、0.2%防膨剂,其余组分为水。其中,降阻剂、防膨剂为市售产品,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分配比为3:1:2,总的浓度为60%。
(7)以排量12m3/min注入600m3的降阻酸;其中所述降阻酸由15%盐酸(该盐酸的浓度为20%)、0.06%酸液降阻剂、1%缓蚀剂、0.5%相渗改善剂,其余组分为水。其中,酸液降阻剂为聚乙烯吡咯烷酮与聚二烯丙基二甲基氯化铵复配物,其中聚乙烯吡咯烷酮平均分子量为70万,聚二烯丙基二甲基氯化铵平均分子量为45万,两者配比为7:3,相渗改善剂为聚氧乙烯醚、氟酰胺及碳酸钠的复配物的水溶液,各组分配比为2:2:3,总的浓度为70%。
(8)以排量14m3/min,采用80m3线性胶压裂液注入携砂液,其中砂类型分别是40/70目低密度陶粒、30/50目低密度陶粒、20/40目低密度陶粒;砂比分别是10%;14%;10%;其中所述线性胶压裂液由0.2%稠化剂、0.2%交联剂、0.5%防乳破乳剂、0.2%渗吸驱油剂、0.05%破胶剂,其余组分为水。其中,稠化剂、交联剂、破胶剂为市售产品,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分配比为1:3:1,总的浓度为50%;渗吸驱油剂为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐、油酸聚氧乙烯酯及乙二醇单丁醚复配物的水溶液,各组分配比为2:3:1,总的浓度为60%。
(9)顶替100m3滑溜水后,停止泵注。
实施例2:
B井,为挥发性油藏储层井,井深3628m,垂深2400m,其中一段储层改造方法如下:
(1)收集该储层物性、测井数据等资料,包括声波时差、密度、自然电位、自然伽马测井曲线、储层弹性模量、水平地应力X、水平地应力Y、储层岩石泊松比、储层原始孔隙压力、储层厚度、区域地应力等;
(2)综合考虑天然裂缝方向及交切关系、区域应力场、岩石物性等参数,利用Fracman软件,采用Mote Carlo随机裂缝模拟、风险模拟、有限元Mesh使用和后处理输出等方法,进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立,所建立的模型包含远井减阻水造长缝区、中间酸液刻蚀强化渗流区、近井支撑剂充填区,通通过Intech软件模拟计算不同裂缝间距条件下应力值及应力场变化,进行泵注进行参数及模型拟合优化;
(3)泵注程序设计,结合油藏渗流区间相态变化规律,根据步骤(2)中数据优化泵注参数;
(4)现场施工工艺流程:以排量4m3/min注入40m3酸液预处理地层;其中所述酸液按质量百分比计,包括20%盐酸(该盐酸的浓度为31%)、2%缓蚀剂、 2%铁离子稳定剂、2%粘土稳定剂、2%助排剂组成,其余组分为水。
(5)以排量12m3/min注入滑溜水150m3;其中滑溜水按质量百分比计,包括0.1%降阻剂、1%防乳破乳剂、0.5%防膨剂,其余组分为水。其中,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分按质量配比为3:1:2,总的浓度为60%。
(6)以排量14m3/min,采用800m3滑溜水注入携砂液,其中砂类型是70-140 目低密度陶粒,砂比是3~10%;其中滑溜水按质量百分比计,包括0.1%降阻剂、 1%防乳破乳剂、0.5%防膨剂,其余组分为水。其中,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分配比为3:1:2,总的浓度为60%。
(7)以排量14m3/min注入200m3的降阻酸;其中所述降阻酸由20%盐酸(该盐酸的浓度为31%)、0.1%酸液降阻剂、2%缓蚀剂、1%相渗改善剂,其余组分为水。其中,酸液降阻剂为聚乙烯吡咯烷酮与聚二烯丙基二甲基氯化铵复配物,其中聚乙烯吡咯烷酮平均分子量为100万,聚二烯丙基二甲基氯化铵平均分子量为 60万,两者配比为8:2,相渗改善剂为聚氧乙烯醚、氟酰胺及碳酸钠的复配物的水溶液,各组分配比为4:1:1,总的浓度为60%;
(8)以排量16m3/min,采用100m3线性胶压裂液注入携砂液,其中砂类型分别是40/70目低密度陶粒、30/50目低密度陶粒、20/40目低密度陶粒;砂比分别是14%;16%;16%;其中所述线性胶压裂液由0.3%稠化剂、0.3%交联剂、1%防乳破乳剂、0.5%渗吸驱油剂、0.1%破胶剂,其余组分为水。其中,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分配比为3:1:2,总的浓度为60%;渗吸驱油剂为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐、油酸聚氧乙烯酯及乙二醇单丁醚复配物的水溶液,各组分配比为3:2:2,总的浓度为70%;
(9)顶替60m3滑溜水后,停止泵注。
实施例3:
C井,为挥发性油藏储层井,井深3720m,垂深2520m,其中一段储层改造方法如下:
(1)收集该储层物性、测井数据等资料,包括声波时差、密度、自然电位、自然伽马测井曲线、储层弹性模量、水平地应力X、水平地应力Y、储层岩石泊松比、储层原始孔隙压力、储层厚度、区域地应力等;
(2)综合考虑天然裂缝方向及交切关系、区域应力场、岩石物性等参数,利用Fracman软件,采用Mote Carlo随机裂缝模拟、风险模拟、有限元Mesh使用和后处理输出等方法,进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立,所建立的模型包含远井减阻水造长缝区、中间酸液刻蚀强化渗流区、近井支撑剂充填区,通通过Intech软件模拟计算不同裂缝间距条件下应力值及应力场变化,进行泵注进行参数及模型拟合优化;
(3)泵注程序设计,结合油藏渗流区间相态变化规律,根据步骤(2)中数据优化泵注参数;
(4)现场施工工艺流程:以排量2m3/min注入20m3酸液预处理地层;其中所述酸液按质量百分比计,包括18%盐酸(该盐酸的浓度为25%)、1.5%缓蚀剂、 1.5%铁离子稳定剂、1.5%粘土稳定剂、1.5%助排剂组成,其余组分为水。
(5)以排量10m3/min注入滑溜水100m3;其中滑溜水按质量百分比计,包括0.08%降阻剂、0.5%防乳破乳剂、0.3%防膨剂,其余组分为水。其中,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分按质量配比为2:2:2,总的浓度为60%。
(6)以排量13m3/min,采用650m3滑溜水注入携砂液,其中砂类型是70-140 目低密度陶粒,砂比是3~10%;其中滑溜水按质量百分比计,包括0.08%降阻剂、0.5%防乳破乳剂、0.3%防膨剂,其余组分为水。其中,降阻剂、防膨剂为市售产品,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分配比为2:3:2,总的浓度为70%。
(7)以排量13m3/min注入400m3的降阻酸;其中所述降阻酸由18%盐酸(该盐酸的浓度为25%)、0.08%酸液降阻剂、1.5%缓蚀剂、1.5%相渗改善剂,其余组分为水。其中,酸液降阻剂为聚乙烯吡咯烷酮与聚二烯丙基二甲基氯化铵复配物,其中聚乙烯吡咯烷酮平均分子量为80万,聚二烯丙基二甲基氯化铵平均分子量为50万,两者配比为7.5:2.5,相渗改善剂为聚氧乙烯醚、氟酰胺及碳酸钠的复配物的水溶液,各组分配比为3:2:3,总的浓度为80%。
(8)以排量15m3/min,采用85m3线性胶压裂液注入携砂液,其中砂类型分别是40/70目低密度陶粒、30/50目低密度陶粒、20/40目低密度陶粒;砂比分别是12%;15%;14%;其中所述线性胶压裂液由0.25%稠化剂、0.25%交联剂、0.8%防乳破乳剂、0.3%渗吸驱油剂、0.08%破胶剂,其余组分为水。其中,稠化剂、交联剂、破胶剂为市售产品,防乳破乳剂为烷基酚聚氧乙烯硫酸钠、氨基三亚甲基膦酸及二乙二醇乙醚的复配物的水溶液,各组分配比为2:2:2,总的浓度为60%;渗吸驱油剂为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐、油酸聚氧乙烯酯及乙二醇单丁醚复配物的水溶液,各组分配比为2:2:1,总的浓度为50%。
(9)顶替80m3滑溜水后,停止泵注。
Claims (10)
1.一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,包括水力加砂压裂与酸压施工步骤,具体包括如下步骤:
S1、注入酸液预处理近井地带,降低施工压力;
S2、注入滑溜水,降低储层温度,沟通天然裂缝;
S3、注入滑溜水压裂液携带小粒径支撑剂,促进缝长延伸,沟通微裂缝,提高远井供给半径;
S4、注入降阻酸酸液,利用降阻酸酸液的刻蚀作用,形成不规则蚓孔,提高中场裂缝导流能力;
S5、注入线性胶压裂液携带大粒径支撑剂,以提高近井地带导流能力,利于油的流动能力;
S6、顶替滑溜水后,停止泵注。
2.根据权利要求1所述的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,在施工之前还包括优化射孔簇数、段簇间距的步骤S0,具体为:
S01、收集储层物性、测井数据等资料;
S02、综合考虑天然裂缝方向及交切关系、区域应力场、岩石物性等参数,进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立,所建立的模型包含远井减阻水造长缝区、中间酸液刻蚀强化渗流区、近井支撑剂充填区,通过多尺度裂缝的复杂相态流动模型,模拟计算不同裂缝间距条件下应力值及应力场变化,并根据已施工井现场实际泵注进行参数及模型拟合;
S03、根据水平井所在区域水平压力差通过Intech软件模拟计算不同裂缝间距下应力值、应力场变化、诱导应力差等参数;
S04、结合油藏渗流区间相态变化规律,根据步骤S4中计算结果优化射孔簇数、段簇间距。
3.根据权利要求2所述的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,所述步骤S01中收集的数据资料包括声波时差、密度、自然电位、自然伽马测井曲线、储层弹性模量、水平地应力X、水平地应力Y、储层岩石泊松比、储层原始孔隙压力、储层厚度、区域地应力预测成果。
4.根据权利要求1或2所述的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,步骤S02中,利用Fracman软件,采用Mote Carlo随机裂缝模拟、风险模拟、有限元Mesh使用和后处理输出等方法,进行多尺度裂缝的复杂相态流动模型建立。
5.根据权利要求1或2所述的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,步骤S04中,射孔簇数的设计应满足天然裂缝能够被诱导应力差开启,段簇间距的设计应满足段间诱导压力差大于水平压力差。
6.根据权利要求1或2所述的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,步骤S1中,以排量0.5-4m3/min注入10-40m3酸液预处理地层;其中所述酸液按质量百分比计,包括15-20%盐酸、1-2%缓蚀剂、1-2%铁离子稳定剂、1-2%粘土稳定剂、1-2%助排剂,其余组分为水。
7.根据权利要求1或2所述的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,步骤S2中,以排量6-12m3/min注入滑溜水40-150m3,所述滑溜水按质量百分比计,包括0.04-0.1%降阻剂、0.3-1%防乳破乳剂、0.2-0.5%防膨剂,其余组分为水。
8.根据权利要求1或2所述的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,步骤S3中,排量12-14m3/min,采用600-800m3滑溜水注入携砂液,其中砂类型分别是70-140目石英砂、70-140目低密度陶粒,砂比是3~10%;其中滑溜水按质量百分比计,包括0.04-0.1%降阻剂、0.3-1%防乳破乳剂、0.2-0.5%防膨剂,其余组分为水。
9.根据权利要求1或2所述的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,步骤S4中,以排量12-14m3/min注入200-600m3的降阻酸酸液;其中所述降阻酸由15-20%盐酸、0.06-0.1%酸液降阻剂、1%-2%缓蚀剂、0.5%-1%相渗改善剂,其余组分为水。
10.根据权利要求1或2所述的适合于挥发性油藏的储层改造增产方法,其特征在于,步骤S5中,以排量14-16m3/min,采用80-100m3线性胶压裂液注入携砂液,其中砂类型分别是40/70目低密度陶粒、30/50目低密度陶粒、20/40目低密度陶粒;砂比分别是10~14%;14~16%;10~16%;其中所述线性胶压裂液由0.2-0.3%稠化剂、0.2-0.3%交联剂、0.5-1%防乳破乳剂、0.2-0.5%增效剂、0.05%-0.1%破胶剂,其余组分为水。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011447479.5A CN112727401A (zh) | 2020-12-09 | 2020-12-09 | 一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011447479.5A CN112727401A (zh) | 2020-12-09 | 2020-12-09 | 一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN112727401A true CN112727401A (zh) | 2021-04-30 |
Family
ID=75599256
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202011447479.5A Pending CN112727401A (zh) | 2020-12-09 | 2020-12-09 | 一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN112727401A (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113738328A (zh) * | 2021-09-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法 |
Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104564002A (zh) * | 2014-12-16 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法 |
CN106907137A (zh) * | 2015-12-23 | 2017-06-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法 |
CN107255027A (zh) * | 2017-07-13 | 2017-10-17 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 |
CN109113703A (zh) * | 2017-06-26 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气“v”型压力曲线的压裂方法 |
CN109958411A (zh) * | 2017-12-22 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 |
CN109977612A (zh) * | 2019-04-19 | 2019-07-05 | 高东伟 | 一种适用于加密开发页岩气井的压裂新工艺 |
CN110159243A (zh) * | 2019-05-27 | 2019-08-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 |
CN110359899A (zh) * | 2018-04-11 | 2019-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法 |
CN110792421A (zh) * | 2019-07-26 | 2020-02-14 | 大港油田集团有限责任公司 | 低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺 |
US10677961B1 (en) * | 2019-07-08 | 2020-06-09 | Southwest Petroleum University | Method for optimizing perforation parameters to maintain uniform fracture growth in multi-stage hydraulic fracturing of horizontal well |
-
2020
- 2020-12-09 CN CN202011447479.5A patent/CN112727401A/zh active Pending
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104564002A (zh) * | 2014-12-16 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法 |
CN106907137A (zh) * | 2015-12-23 | 2017-06-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法 |
CN109113703A (zh) * | 2017-06-26 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气“v”型压力曲线的压裂方法 |
CN107255027A (zh) * | 2017-07-13 | 2017-10-17 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 |
CN109958411A (zh) * | 2017-12-22 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 |
CN110359899A (zh) * | 2018-04-11 | 2019-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法 |
CN109977612A (zh) * | 2019-04-19 | 2019-07-05 | 高东伟 | 一种适用于加密开发页岩气井的压裂新工艺 |
CN110159243A (zh) * | 2019-05-27 | 2019-08-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 |
US10677961B1 (en) * | 2019-07-08 | 2020-06-09 | Southwest Petroleum University | Method for optimizing perforation parameters to maintain uniform fracture growth in multi-stage hydraulic fracturing of horizontal well |
CN110792421A (zh) * | 2019-07-26 | 2020-02-14 | 大港油田集团有限责任公司 | 低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺 |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113738328A (zh) * | 2021-09-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108009670B (zh) | 一种提高超临界二氧化碳干法压裂效果的优化设计方法 | |
CN103527163B (zh) | 一种致密储层水平井体积压裂工艺 | |
CN104989361B (zh) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 | |
CN107965306B (zh) | 一种注酸压裂方法 | |
CN110359899B (zh) | 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法 | |
CN109751035B (zh) | 一种油气藏压裂加砂方法 | |
CN109931045B (zh) | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 | |
CN106567702A (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
CN104727799A (zh) | 一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂方法 | |
CN105089603A (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
CN105089600B (zh) | 暂堵转向材料辅助水平井进行拖动式水力喷射改造的方法 | |
CN101353958A (zh) | 一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法 | |
CN107630686B (zh) | 水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法 | |
WO2013039689A9 (en) | Method for determining fracture spacing and well fracturing using the method | |
CN105041289A (zh) | 一种暂堵缝口强制平面转向形成多缝的方法 | |
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 | |
CN102952534A (zh) | 低损害型压裂液和压裂方法 | |
RU2012111318A (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
CN110259421B (zh) | 一种裂缝性的致密油藏注水补充能量方法 | |
CN106651158B (zh) | 一种超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法 | |
CN104818978A (zh) | 一种海上低渗油藏厚油层开发的一井多控方法 | |
CN103048184A (zh) | 重复压裂堵剂的突破压力的测试方法 | |
CN104389566A (zh) | 一种判定气体窜逸时间的方法 | |
CN112727401A (zh) | 一种适合于挥发性油藏的储层改造增产方法 | |
CN103048252A (zh) | 重复压裂堵剂的封堵率的测试方法 |
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: 20210430 |
|
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |