CN115060757A - 一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法 - Google Patents
一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115060757A CN115060757A CN202210741712.3A CN202210741712A CN115060757A CN 115060757 A CN115060757 A CN 115060757A CN 202210741712 A CN202210741712 A CN 202210741712A CN 115060757 A CN115060757 A CN 115060757A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- shale
- fluid
- filter
- polytetrafluoroethylene tube
- matrix
- 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
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 49
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 20
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000009738 saturating Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 8
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 17
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
- G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
- G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- Immunology (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本发明涉及一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,包括:用配制好的脱气原油饱和页岩岩心;将聚四氟乙烯管垂直放置,下端安装过滤器,向其中填充支撑剂,将岩心放入聚四氟乙烯管中,用支撑剂填满管内空隙,紧贴支撑剂层再安装过滤器,过滤器为具有相同内径和壁厚的聚四氟乙烯管,上下端面固定过滤网,筛孔尺寸小于支撑剂直径;对聚四氟乙烯管及过滤器加热,使其收缩,从而固定岩心和支撑剂,形成裂缝基质样品组合;将该样品组合包覆氟橡胶套,水平放置于岩心夹持器内;将岩心夹持器放置于核磁共振仪中,进行核磁信号测试。本发明通过模拟页岩储层压裂后的地层环境,对储层中流体饱和度进行在线监测,有效指导非常规油气资源的开发。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发工程领域,具体涉及一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度的在线监测实验方法。
背景技术
目前,随着油气资源量的需求不断增加,常规油气资源日益枯竭,非常规油气成为了重要的接替资源,但大多数非常规储层为低孔低渗储层,难以高效开发。近年来,水力压裂技术是提高低渗储层产量的主要手段,利用水力压裂技术对页岩储层进行油气开采已取得显著成效。通过室内实验来模拟页岩储层开采过程对指导现场作业意义重大。但不同类型的孔缝介质组合具有不同的渗流特征和流动机理,表现出不同的产能特征,基质和压裂裂缝的耦合模式不同,对产能的影响也不同,因此页岩储层中流体在基质与裂缝间的渗流特征十分复杂,现有的室内实验难以准确还原出储层流体在不同耦合模式下的裂缝与基质中的渗流特征,并且难以对储层流体中的饱和度进行在线监测,所得出的实验结果及相关结论代表性差,对现场指导意义不大。
实用新型专利“页岩流体饱和度测试装置”(CN211505503U)通过反应容器、加热组件、冷凝组件和收集组件的共同作用,计量出页岩内含有的油、水。发明专利“一种饱和页岩孔隙流体分离及饱和度计算的实验方法”(CN106525688B)通过核磁共振岩心实验与岩心重量监测相补充的测试手段对页岩岩心中流体饱和度进行测量。发明专利“一种页岩油含油饱和度井场快速评价方法”(CN111505041B)通过对刚出桶岩心进行四次一维核磁共振测量来获取页岩油总孔隙度和含油饱和度。现有的测试页岩储层流体饱和度的装置及方法均没有考虑到不同耦合模式的裂缝与基质对测试结果的影响,导致实验结果准确性较差或与现场实际情况不相符合。
页岩储层十分致密,渗透率极低,常通过水力压裂技术进行开采,运用数值模拟的手段进行该过程的研究较为常见,由于缺乏能准确模拟实际压裂过程的物理模型,所以运用数值模拟的方法所建立的模型代表性较差,且十分耗时,得出的相关结论通常与现场情况出入较大,可靠性不高。通过室内实验进行物理过程的模拟虽能更加准确地代表现场作业过程,但现有的实验方法尚不能实现对页岩压裂裂缝与页岩基质组合的准确模拟,储层中流体的饱和度难以监测,所以研发一种能较好代表页岩储层进行压裂后且能在线监测流体饱和度的装置或方法十分重要。
发明内容
本发明的目的在于提供一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,该方法原理可靠,操作简便,通过模拟页岩储层进行压裂后的地层环境,实现对不同耦合模式的压裂裂缝与基质的准确还原,利用核磁共振技术(NMR)对储层中流体的饱和度进行在线监测,对开发非常规油气资源,具有重要的指导意义。
为达到以上技术目的,本发明采用以下技术方案。
一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,依次包括以下步骤:
(1)将已经清洗并烘干的页岩岩心放入中间容器中,调节压力至地层条件,通过驱替泵,用配制好的脱气原油饱和页岩岩心;
(2)将聚四氟乙烯管垂直放置,下端安装一过滤器,向其中填充厚度为h0的支撑剂,将直径小于聚四氟乙烯管内径的页岩岩心放入聚四氟乙烯管中,用支撑剂填满聚四氟乙烯管和岩心之间的空隙,使其在岩心上端面和聚四氟乙烯管上端面之间形成厚度为h0的支撑剂层,紧贴支撑剂层再安装一过滤器,所述过滤器为具有相同内径和壁厚的聚四氟乙烯管,上下端面固定一层过滤网,过滤网的筛孔尺寸小于支撑剂的直径;
(3)将热风枪风口温度调至330℃后,对聚四氟乙烯管及过滤器加热,使其收缩,从而固定岩心和支撑剂,形成裂缝基质样品组合,模拟储层中页岩压裂裂缝与基质耦合体系;
(4)将该样品组合包覆氟橡胶套,过滤器的外端面除外,然后将其水平放置于岩心夹持器内;
(5)将岩心夹持器放置于核磁共振仪中,岩心夹持器的入口端连接目的流体中间容器和注射泵,出口端连接回压泵和分离器,两端设置压力表,岩心夹持器还同时连接热交换器和围压泵,所述压力表、热交换器和核磁共振仪均连接数据处理器;
(6)进行核磁信号测试,在线监测页岩储层中流体饱和度。
所述在线监测页岩储层中流体饱和度,过程如下:
对岩心夹持器抽真空后,启动注射泵,用目的流体建立内压,用围压泵建立围压,启动回压泵加回压,启动热交换器,将岩心夹持器温度升高至地层温度,让岩心夹持器中的裂缝与基质浸泡在充满目的流体的环境中;进行核磁信号测试,通过数据处理器结合流体T2图谱,得到岩心夹持器中裂缝与基质内的流体饱和度。
所述支撑剂可以为玻璃珠、石英砂、陶粒等颗粒。
所述目的流体为提高页岩油采收率的工作流体,如CO2、干气、氮气或表面活性剂溶液。
所述过滤器的作用就是防止支撑剂颗粒进入连接管线,同时允许目的流体进出。
与现有技术相比,本发明具有以下有益效果:
(1)本发明能够在室内模拟深部地层温压环境,使用现场压裂支撑剂结合真实地应力情况,还原水力压裂后压裂裂缝与页岩基质的匹配特征;
(2)根据需要设置轴向压力和围压,大大方便了页岩油开发提高采收率实验的计量,具有费用低、使用方便、测试周期短的特点;
(3)通过对页岩储层中流体饱和度进行在线监测,能够定量描述基质与裂缝中原油饱和度的变化。
附图说明
图1为本发明裂缝基质样品组合的结构示意图。
图中:1-核磁共振仪;2-聚四氟乙烯管;3-氟橡胶套;4-岩心夹持器;5-页岩岩心;6-过滤器;7-陶粒。
图2为进行页岩储层中流体饱和度在线监测流程示意图。
图3为利用NMR监测页岩储层中流体的T2图谱。
具体实施方式
下面根据附图和实例进一步说明本发明,以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚,本发明不限于具体实施方式的范围,对本技术领域的普通技术人员来讲,只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内,均在保护之列。
参看图1、图2、图3。
实施例
针对一个周期的页岩油在线吞吐实验进行描述。
一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,流程如下:
(1)将已经清洗好并烘干的1英寸页岩岩心放入中间容器中,调节压力至地层条件;
(2)启动驱替泵,用配制好的死油(98℃下MMP为16MPa)进行加压饱和岩心,当压力升至70MPa时,维持该压力72h;
(3)取出岩心,进行核磁测试,结合图3-(a)的T2谱峰面积可得到此时岩心的含油饱和度为12%;
(4)在1.5英寸聚四氟乙烯管2的一端安装聚四氟乙烯过滤器6并将其垂直放置,向过滤器上填充四目的陶粒7,填充厚度为6mm;
(5)将页岩岩心5放入装有陶粒的聚四氟乙烯管并使其居中,再使用陶粒填充环空,形成厚度为6mm的上端面,并在上端面安装聚四氟乙烯过滤器,最后将热风枪风口温度调至330℃对聚四氟乙烯管加热使其收缩用于固定陶粒,形成所需的1.5英寸裂缝基质样品组合;
(6)在该样品组合外安装氟橡胶套3将压裂裂缝-基质系统与围压流体隔离,将其置于岩心夹持器4内,然后整个装置被安装于核磁共振仪1中;
(7)抽真空完成后,启动注射泵,用CO2建内压至40MPa,围压加压至44MPa,回压加压至40MPa,启动热交换器,将夹持器温度升高至98℃,让装置中的裂缝与基质浸泡在充满CO2的环境中,浸泡时间为72h;
(8)进行核磁信号测试,结合图3-(b)的T2谱峰面积,得到此时夹持器中基质的含油饱和度为3%,裂缝中的含油饱和度为9%;
(9)打开注射泵用CO2在40MPa回压条件下进行驱替,可采出因CO2浸泡由基质流入裂缝中的油;
(10)当出口端不出油时,驱替完成,再次进行核磁信号测试,结合图3-(c)的T2谱峰面积,得到此时夹持器中基质的含油饱和度为3%,由于驱替压力远大于最小混相压力,此周期过程中裂缝中的油已被全部驱出;
(11)重复步骤(7)~(10),直至通过核磁测试的信号不再变化时停止。
Claims (6)
1.一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,依次包括以下步骤:
(1)将已经清洗并烘干的页岩岩心放入中间容器中,调节压力至地层条件,用配制好的脱气原油饱和页岩岩心;
(2)将聚四氟乙烯管垂直放置,下端安装一过滤器,向其中填充厚度为h0的支撑剂,将直径小于聚四氟乙烯管内径的页岩岩心放入聚四氟乙烯管中,用支撑剂填满聚四氟乙烯管和岩心之间的空隙,使其在岩心上端面和聚四氟乙烯管上端面之间形成厚度为h0的支撑剂层,紧贴支撑剂层再安装一过滤器,所述过滤器为具有相同内径和壁厚的聚四氟乙烯管,上下端面固定一层过滤网,过滤网的筛孔尺寸小于支撑剂的直径;
(3)将热风枪风口温度调至330℃后,对聚四氟乙烯管及过滤器加热,使其收缩,从而固定岩心和支撑剂,形成裂缝基质样品组合,模拟储层中页岩压裂裂缝与基质耦合体系;
(4)将该样品组合包覆氟橡胶套,过滤器的外端面除外,然后将其水平放置于岩心夹持器内;
(5)将岩心夹持器放置于核磁共振仪中,岩心夹持器的入口端连接目的流体中间容器和注射泵,出口端连接回压泵和分离器,两端设置压力表,岩心夹持器还同时连接热交换器和围压泵,所述压力表、热交换器和核磁共振仪均连接数据处理器;
(6)进行核磁信号测试,在线监测页岩储层中流体饱和度。
2.如权利要求1所述的一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,其特征在于,所述在线监测页岩储层中流体饱和度,过程如下:
对岩心夹持器抽真空后,启动注射泵,用目的流体建立内压,用围压泵建立围压,启动回压泵加回压,启动热交换器,将岩心夹持器温度升高至地层温度,让岩心夹持器中的裂缝与基质浸泡在充满目的流体的环境中;进行核磁信号测试,通过数据处理器结合流体T2图谱,得到岩心夹持器中裂缝与基质内的流体饱和度。
3.如权利要求1所述的一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,其特征在于,所述支撑剂为玻璃珠、石英砂或陶粒。
4.如权利要求1所述的一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,其特征在于,所述过滤器防止支撑剂颗粒进入连接管线,同时允许流体进出。
5.如权利要求2所述的一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,其特征在于,所述目的流体为提高页岩油采收率的工作流体。
6.如权利要求5所述的一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法,其特征在于,所述工作流体为CO2、干气、氮气或表面活性剂溶液。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210741712.3A CN115060757A (zh) | 2022-06-28 | 2022-06-28 | 一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210741712.3A CN115060757A (zh) | 2022-06-28 | 2022-06-28 | 一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115060757A true CN115060757A (zh) | 2022-09-16 |
Family
ID=83205425
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202210741712.3A Pending CN115060757A (zh) | 2022-06-28 | 2022-06-28 | 一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115060757A (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN116297618A (zh) * | 2023-03-14 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 一种饱和活油页岩饱和度核磁在线监测实验方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106290714A (zh) * | 2015-06-26 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种裂缝性储层物理模拟方法 |
CN112505084A (zh) * | 2020-11-30 | 2021-03-16 | 中国石油大学(华东) | 一种注气提高页岩油可动性的评价模型、评价方法、应用 |
CN114109326A (zh) * | 2020-08-25 | 2022-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 裂缝性致密油藏物理模型及其应用 |
CN116297618A (zh) * | 2023-03-14 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 一种饱和活油页岩饱和度核磁在线监测实验方法 |
-
2022
- 2022-06-28 CN CN202210741712.3A patent/CN115060757A/zh active Pending
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106290714A (zh) * | 2015-06-26 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种裂缝性储层物理模拟方法 |
CN114109326A (zh) * | 2020-08-25 | 2022-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 裂缝性致密油藏物理模型及其应用 |
CN112505084A (zh) * | 2020-11-30 | 2021-03-16 | 中国石油大学(华东) | 一种注气提高页岩油可动性的评价模型、评价方法、应用 |
CN116297618A (zh) * | 2023-03-14 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 一种饱和活油页岩饱和度核磁在线监测实验方法 |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN116297618A (zh) * | 2023-03-14 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 一种饱和活油页岩饱和度核磁在线监测实验方法 |
CN116297618B (zh) * | 2023-03-14 | 2023-11-14 | 西南石油大学 | 一种饱和活油页岩饱和度核磁在线监测实验方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11009443B2 (en) | Method for dynamic imbibition capacity of shale | |
WO2019095800A1 (zh) | 裂缝性页岩气水两相流动裂缝导流能力评价装置及方法 | |
CN106896043B (zh) | 真三轴应力下模拟起裂及评价裂缝渗流的装置 | |
CN108801870B (zh) | 一种可模拟地层条件下储层岩石渗吸的实验装置和方法 | |
CN109632510B (zh) | 一种预测水化损伤页岩强度的方法 | |
CN105756674B (zh) | 模拟地层条件的裂缝—基质耦合流动损害评价装置与方法 | |
CN102608011B (zh) | 裂缝—孔隙(孔洞)型储层岩心束缚水的确定与建立方法 | |
CN110595953B (zh) | 一种页岩混合润湿性的实验测试装置及方法 | |
CN110924933A (zh) | 一种动态模拟页岩压裂缝网可视化实验方法 | |
CN105840187A (zh) | 致密性油藏水平井分段压裂产能计算方法 | |
CN210834567U (zh) | 一种页岩混合润湿性实验测试装置 | |
CN109374495A (zh) | 一种页岩强制渗吸能力的实验测试装置及方法 | |
CN106153856A (zh) | 一种含裂缝泥页岩稳定性评价装置及方法 | |
CN206020213U (zh) | 岩石含气量测定装置 | |
CN104535727B (zh) | 一种水力加砂压裂系统 | |
CN112858367B (zh) | 一种测定储层温压环境下岩石毛细管压力的方法及装置 | |
CN105804738A (zh) | 一种泥页岩井壁稳定及完整性可视化评价装置 | |
CN109025948A (zh) | 一种酸携砂压裂系统和方法 | |
CN115060757A (zh) | 一种页岩压裂裂缝与基质内流体饱和度在线监测方法 | |
CN115263286A (zh) | 一种水平井压裂后焖-排-产一体化物理模拟装置和方法 | |
CN113047826A (zh) | 一种智能可释放示踪剂产液剖面测试实验装置及方法 | |
CN113484216A (zh) | 一种评估致密砂岩气藏水相返排率及合理返排压差的方法 | |
CN207516210U (zh) | 一种模拟地层条件下孔隙度和渗透率测试装置 | |
CN105717255B (zh) | 复合溶剂浸泡吞吐循环实验装置与模拟开采方法 | |
CN108918683B (zh) | 一种超临界二氧化碳压裂相变的声发射检测方法 |
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 |