CN116044360A - 压裂方法 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种压裂方法，包括：获取井筒的目标压裂井段信息；向井筒内投入暂堵剂组合，以封堵井筒的射孔炮眼，其中，暂堵剂组合包括暂堵球和多种预设粒径的暂堵颗粒；向前置液内加入暂堵粉末；向井筒内注入前置液；根据多个预设阶段，分别向携砂液内加入支撑剂和/或暂堵粉末，其中，支撑剂的密度为1g/cm3至1.05g/cm3；按照多个预设阶段，依次向井筒内注入携砂液，其中，携砂液内使用的压裂液为添加表面活性剂的目的层生产水；根据目标压裂井段信息，按照多个预设排量，依次向井筒内注入顶替液。以实现提供了一种低伤害、高强度的压裂工艺，提高压裂增产效果的同时，使用处理后达标的生产污水代替常规压裂液，有效降低成本，减轻了压裂液对地层的伤害。
Description
技术领域
本申请涉及油田压裂作业技术领域，尤其是涉及到一种压裂方法。
背景技术
相关技术中，油气井压裂技术主要是指水力压裂技术，它主要使用于低渗、低产的油气田开采。具体地，油气井压裂技术就是在石油开发的过程中，通过地面的高压泵，将具有一定粘度的压裂液挤注到低渗透储层之中的技术。然而，现有技术中采用常规压裂液进行储层压裂存在以下问题：第一、在压裂过程中，裂缝沿最大主应力方向起裂，形成复杂缝网较难；第二、压裂液进入地层，对地层伤害较大，影响压裂效果；第三、返排过程中，支撑剂随压裂液返排出裂缝，裂缝支撑效果进一步变差；第四，常规支撑剂沉降速度快，仅能实现近井地带支撑，影响压裂效果。由于上述问题的存在，使得现场施工时，往往无法取得预期压裂效果。
发明内容
有鉴于此，本申请提供了一种压裂方法。
根据本申请的一个方面，提供了一种压裂方法，包括：
获取井筒的目标压裂井段信息；
向井筒内投入暂堵剂组合，以封堵井筒的射孔炮眼，其中，暂堵剂组合包括暂堵球和多种预设粒径的暂堵颗粒；
向前置液内加入暂堵粉末；
向井筒内注入前置液；
根据多个预设阶段，分别向携砂液内加入支撑剂和/或暂堵粉末，其中，支撑剂的密度为1g/cm3至1.05g/cm3；
按照多个预设阶段，依次向井筒内注入携砂液，其中，携砂液内使用的压裂液为添加表面活性剂的目的层生产水；
根据目标压裂井段信息，按照多个预设排量，依次向井筒内注入顶替液。
可选地，目标压裂井段信息包括射孔炮眼的数量，向井筒内投入暂堵剂组合，以封堵井筒的射孔炮眼之前，还包括：
根据射孔炮眼的数量，确定暂堵球的第一加量，其中，第一加量为射孔炮眼的数量的二倍；
根据第一加量和暂堵颗粒的预设粒径，确定暂堵颗粒的第二加量。
可选地，根据第一加量和暂堵颗粒的预设粒径，确定暂堵颗粒的第二加量的步骤，具体包括：
若暂堵颗粒的预设粒径等于3mm，则第二加量为：第一加量/2×5.59；
若暂堵颗粒的预设粒径小于1mm，则第二加量为：第一加量/2×7.35。
可选地，目标压裂井段信息包括储层渗透率，向前置液内加入暂堵粉末之前，还包括：
根据储层渗透率，确定暂堵粉末的第三加量；
若储层渗透率＞50mD，则第三加量为前置液用量的1％；
若10mD≤储层渗透率≤50mD，则第三加量为前置液用量的0.5％；
若1mD≤储层渗透率＜10mD，则第三加量为前置液用量的0.1％。
可选地，按照多个预设阶段，分别向携砂液内加入暂堵粉末和/或支撑剂的步骤，具体包括：
根据第一预设阶段，向携砂液内加入暂堵粉末和支撑剂；
根据第二预设阶段，向携砂液内加入暂堵粉末和100目支撑剂；
根据第三预设阶段，向携砂液内加入暂堵粉末和40/70目以及20/40目的混合支撑剂；
根据第四预设阶段，向携砂液内加入20/40目支撑剂。
可选地，目标压裂井段信息包括裂缝体积，根据目标压裂井段信息，按照多个预设排量，依次向井筒内注入顶替液的步骤，具体包括：
以3m3/min的排量向井筒内注入5倍裂缝体积的顶替液；
以2m3/min的排量向井筒内注入3倍裂缝体积的顶替液；
以1m3/min的排量向井筒内注入1倍裂缝体积的顶替液。
可选地，前置液的注入排量为15m3/min至20m3/min。
可选地，第一预设阶段对应的携砂液内支撑剂和暂堵粉末的质量比为2：1。
可选地，暂堵球的密度为0.999g/cm3；
暂堵颗粒的密度为1.02g/cm3。
可选地，压裂液中表面活性剂的含量为0.05％。
借由上述技术方案，本申请提供的一种压裂方法，为油气井压裂提供了一种低伤害、高强度压裂工艺，在实时压裂过程中，使用压裂体系为添加表面活性剂的处理达标的目的层生产水，配合超低密度支撑剂，在保证支撑剂强度的情况下降低了支撑剂密度，从而降低了支撑剂对泵送和压裂液性能的要求，降低成本。进一步地，能够在储层中形成复杂裂缝网络，并对其进行有效支撑，提高压裂增产效果，在适应地层的同时，减轻了压裂液对地层的伤害，为油田产生巨大的经济效益。
上述说明仅是本申请技术方案的概述，为了能够更清楚了解本申请的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本申请的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本申请的具体实施方式。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本申请的进一步理解，构成本申请的一部分，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。在附图中：
图1示出了本申请实施例提供的一种压裂方法的流程示意图；
图2示出了本申请实施例提供的另一种压裂方法的流程示意图。
具体实施方式
下文中将参考附图并结合实施例来详细说明本申请。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
在本实施例中提供了一种压裂方法，如图1所示，该方法包括：
步骤101，获取井筒的目标压裂井段信息；
步骤102，向井筒内投入暂堵剂组合，以封堵井筒的射孔炮眼，其中，暂堵剂组合包括暂堵球和多种预设粒径的暂堵颗粒；
步骤103，向前置液内加入暂堵粉末；
步骤104，向井筒内注入前置液；
步骤105，根据多个预设阶段，分别向携砂液内加入支撑剂和/或暂堵粉末，其中，支撑剂的密度为1g/cm3至1.05g/cm3；
步骤106，按照多个预设阶段，依次向井筒内注入携砂液，其中，携砂液内使用的压裂液为添加表面活性剂的目的层生产水；
步骤107，根据目标压裂井段信息，按照多个预设排量，依次向井筒内注入顶替液。
本申请实施例提供了一种压裂方法，具体地，在实施压裂过程中，根据井筒的目标压裂井段信息，投入一定比例的可溶性暂堵球和暂堵颗粒作为暂堵剂组合封堵已压裂井段的射孔炮眼。其后，在前置液中添加可溶性暂堵粉末以降低压裂液滤失量，采用大排量注入前置液在近井地带造立体缝网。进一步地，根据不同预设阶段，在携砂液中添加超低密度支撑剂和/或暂堵粉末，通过两者配合使用，并按照多个预设阶段依次向井筒中注入携砂液，实现了在对裂缝进行制成的同时，降低压裂液滤失量，在储层中造长缝并对裂缝尾端进行支撑。
需要说明的是，现有技术中使用的常规支撑剂密度较高，再使用过程中不仅对压裂设备磨损大，还需使用高粘度携砂液，并且在地层裂缝中快速沉降，容易生成沙堤，导致有效支撑裂缝短。基于上述问题，本申请提出了采用超低密度支撑剂，通过选用密度范围在1g/cm3至1.05g/cm3之间的超低密度支撑剂，与常规支撑剂相比，超低密度支撑剂在裂缝中单层分布，铺砂浓度低，能够使裂缝保持长期良好的导流能力；此外，采用生产污水代替常规压裂液，降低成本，同时，减少了对地层的伤害，减少设备磨损。而且因其密度接近于水，其沉降速度最低，可以有效避免支撑剂在裂缝中的沉降，增强裂缝导流能力，有效提高导流率。
可选地，目的层生产水为对采出液处理达标后的生产污水，具体地，按照《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准对采出液进行处理，以使处理后的生产污水符合标准。
进一步地，现有技术中，携砂液所使用的常规压裂液主要由高分子化合物组成，例如胍胶滑溜水压裂液、胍胶压裂液等，这类压裂液需要添加多种添加剂，使其费用占压裂施工费用的比例非常大，且进入地层后对储层伤害较大。基于上述问题，本申请提出了采用添加少量表面活性剂的处理后达标的目的层生产水作为压裂液体系。通过使用处理后达标的生产污水代替常规压裂液，无需加入多种添加剂，有效降低成本，同时，进入地层后不会对储层造成伤害，使得该压裂液无需返排，避免裂缝中支撑剂随压裂液返排运移出裂缝。进一步地，压裂液采用添加0.05％的小分子降阻剂的处理后达标的目的层生产水，配伍性好，沿程摩阻低。且不同温度、矿化度、压力条件下，目的层生产水密度会有所不同，例如，在20℃-70℃条件下，压裂液的密度处在1.06g/cm3-1.10g/cm3范围内，使用的超低密度支撑剂密度通常为1.05g/cm3，使得支撑剂密度略低于压裂液密度，在流动条件下，该压裂液能够将超低密度支撑剂运移至裂缝深处，流速降低后，支撑剂能够完成沉降堆积，支撑裂缝。
进一步地，在顶替液注入时，根据目标压裂井段信息控制顶替液用量，并按照预设排量逐渐降低注入速度，使得压开裂缝慢慢闭合，固定裂缝内支撑剂，确保支撑剂支撑效果，更好地保证压裂效果。
本申请实施例为油气井压裂提供了一种低伤害、高强度压裂工艺，在实时压裂过程中，使用压裂体系为添加表面活性剂的处理达标的目的层生产水，配合超低密度支撑剂，在保证支撑剂强度的情况下降低了支撑剂密度，从而降低了支撑剂对泵送和压裂液性能的要求，降低施工成本。进一步地，能够在储层中形成复杂裂缝网络，并对其进行有效支撑，提高压裂增产效果，在适应地层的同时，减轻了压裂液对地层的伤害，为油田产生巨大的经济效益。
进一步的，作为上述实施例具体实施方式的细化和扩展，为了完整说明本实施例的具体实施过程，提供了另一种压裂方法，如图2所示，该方法包括：
步骤201，获取井筒的目标压裂井段信息。
在对目标压裂位置进行施工过程中，获取井筒内目标压裂井段信息，进而根据目标压裂井段信息，确定储层物质条件，进而结合裂缝扩展延展规律来确定压裂液类型、压裂液量、前置液比例等多项压裂参数，使得整个裂缝系统能够扩展到更大范围，以实现充分造缝，确保造缝体积最大限度地覆盖有效的储层厚度。
步骤202，根据射孔炮眼的数量，确定暂堵球的第一加量，其中，第一加量为射孔炮眼的数量的二倍。
步骤203，根据第一加量和暂堵颗粒的预设粒径，确定暂堵颗粒的第二加量。
对于步骤202-203，使用暂堵球和多预设粒径尺寸的暂堵颗粒配合使用作为暂堵剂组合，来封堵射孔炮眼。其中，使用暂堵球的第一加量为需暂堵射孔炮眼数量的二倍。在确定暂堵球的使用数量后，根据暂堵球的第一加量和预先确定的待使用的暂堵颗粒的粒径，来确定每种预设粒径下暂堵颗粒的第二加量。具体地，对于预设粒径为3mm的暂堵颗粒，其对应的第二加量为暂堵球的第一加量/2×5.59g；对于预设粒径为小于1mm的暂堵颗粒，其对应的第二加量为暂堵球的第一加量/2×7.35g。通过将暂堵球、粒径为3mm的暂堵颗粒以及粒径小于1mm的暂堵颗粒配合使用作为暂堵剂组合，确保形成滤失量极低的致密泥饼，以实现更好地封堵储层中大小不等的不规则炮眼，达到更好的封堵效果。
可选地，暂堵球的使用密度为0.999g/cm3；暂堵颗粒的使用密度为1.02g/cm3。
步骤204，根据储层渗透率，确定暂堵粉末的第三加量。
步骤205，向前置液内加入暂堵粉末。
步骤206，向井筒内注入前置液。
对于步骤204-206，在向井筒内注入前置液之前，先向前置液中添加科日可溶性暂堵粉末，并根据储层物性确定暂堵粉末加量，以降低压裂液动态滤失速率。
具体地，不同储层渗透率对应的暂堵粉末加量不同，若储层渗透率＞50mD，则暂堵粉末的第三加量为前置液用量的1％；若10mD≤储层渗透率≤50mD，则暂堵粉末的第三加量为前置液用量的0.5％；若1mD≤储层渗透率＜10mD，则暂堵粉末的第三加量为前置液用量的0.1％。
进一步地，向井筒内注入包含暂堵粉末的前置液，具体地，使用15m3/min至20m3/min大排量注入前置液，有效提高压裂液造缝能力，以实现在近井地带3m范围内形成立体缝网。
需要说明的是，压裂过程中，压裂液的最高设计排量可以根据压裂规模大小确定，本申请在此不做具体限定。
可选地，前置造缝过程中，前置液的用量为压裂过程中最高设计排量的20％。
步骤207，根据第一预设阶段，向携砂液内加入暂堵粉末和支撑剂。
步骤208，根据第二预设阶段，向携砂液内加入暂堵粉末和100目支撑剂。
步骤209，根据第三预设阶段，向携砂液内加入暂堵粉末和40/70目以及20/40目的混合支撑剂。
步骤210，根据第四预设阶段，向携砂液内加入20/40目支撑剂。
步骤211，按照多个预设阶段，依次向井筒内注入携砂液。
对于步骤207-211，在携砂液加砂过程中，按照四个预设阶段，逐次向井筒中注入携砂液以支撑地层中的裂缝并对地层进行压裂。此外，在向井筒中注入携砂液之前，根据预设的不同阶段，分别向携砂液中添加暂堵粉末和/或支撑剂，以改善裂缝导流能力。
可选地，携砂液的用量为压裂过程中最高设计排量的70％，其中，携砂液四个预设阶段的用量可以平均分配。
具体地，携砂液加砂第一预设阶段中添加支撑剂和暂堵粉末，以降低压裂液滤失量，支撑并对近井地带3m范围内裂缝网络进行暂堵，为后续注入携砂液造长缝做准备。可选地，第一阶段中支撑剂和暂堵粉末的组合加量为携砂液第一阶段用量的5％，其中，支撑剂和暂堵粉末的质量比为2：1。
进一步地，携砂液加砂第二预设阶段中添加支撑剂和暂堵粉末，以降低压裂液滤失量，提高压裂液造长缝能力。需要说明的是，第二预设阶段中添加的支撑剂的粒径为100目，通过使用100目小直径支撑剂对裂缝尾端进行支撑。可选地，第二预设阶段中支撑剂加量为携砂液在第二预设阶段用量的20％；第二预设阶段中暂堵粉末加量与前置液中暂堵粉末加量方式相同，即若储层渗透率＞50mD，则暂堵粉末的加量为携砂液用量的1％；若10mD≤储层渗透率≤50mD，则暂堵粉末的加量为携砂液用量的0.5％；若1mD≤储层渗透率＜10mD，则暂堵粉末的加量为携砂液用量的0.1％。
进一步地，携砂液加砂第三预设阶段中添加支撑剂和暂堵粉末，以实现携砂液在造长缝的同时，能够对裂缝中部进行支撑。需要说明的是，携砂液中添加支撑剂为40/70目和20/40目混合支撑剂，两种支撑剂的质量比为：40/70目：20/40目＝1：2。可选地，第三预设阶段中混合支撑剂加量为携砂液在第三预设阶段用量的25％；第三预设阶段中暂堵粉末加量与前置液中暂堵粉末加量方式相同，即若储层渗透率＞50mD，则暂堵粉末的加量为携砂液用量的1％；若10mD≤储层渗透率≤50mD，则暂堵粉末的加量为携砂液用量的0.5％；若1mD≤储层渗透率＜10mD，则暂堵粉末的加量为携砂液用量的0.1％。
进一步地，携砂液加砂第四预设阶段中添加支撑剂，以实现对裂缝根部进行支撑，保证压裂效果。需要说明的是，第四预设阶段中支撑剂加量为携砂液在第四预设阶段用量的30％。可选地，第四预设阶段中添加的支撑剂的粒径为20/40目。
通过上述方式，经过多个阶段的加砂施工，逐步地、稳定地进行扩缝，支撑裂缝，最终形成具有优异的导流能力的裂缝。进一步地，在携砂液加砂的不同阶段通过使用三种不同粒径的支撑剂，使得支撑剂在近井裂缝地带充分填充并支撑，提高近井地带裂缝的导流能力。此外，通过设置支撑剂在携砂液中所占体积比逐次增大，避免由于支撑剂在开始时注入过多而完全堵塞地层内的流体通道而导致的井口压力急剧上升，保证施工安全，同时还避免由于支撑剂注入不足而导致新生裂缝重新闭合的情况，从而提高施工效率。
可选地，支撑剂的密度范围为1g/cm3-1.05g/cm3，即支撑剂为超低密度(ULW)支撑剂，该支撑剂在69MPa条件下破碎率为0％，酸溶蚀率为0.05％，玻璃化温度为155℃以上，分解温度为390℃以上，这些条件使得本申请限定的支撑剂在相同条件下长期导流能力约为石英砂支撑剂的6倍，进而使得压裂后产量大幅度增长。进一步地，压裂液密度处在1.06g/cm3至1.10g/cm3范围内，支撑剂密度略低于压裂液密度，在流动条件下，该压裂液能够将ULW运移至裂缝深处，流速降低后，支撑剂能够完成沉降堆积，支撑裂缝。
步骤212，以3m3/min的排量向井筒内注入5倍裂缝体积的顶替液。
步骤213，以2m3/min的排量向井筒内注入3倍裂缝体积的顶替液。
步骤214，以1m3/min的排量向井筒内注入1倍裂缝体积的顶替液。
对于步骤212-214，在前置液造缝和携砂液注入后，首先以3m3/min排量注入5倍裂缝体积顶替液后，降低顶替液注入速度为2m3/min，注入3倍裂缝体积顶替液后，再次降低顶替液注入速度为原注入速度的1m3/min，再注入1倍裂缝体积顶替液后停止注入。
通过上述方式，在顶替液注入过程中，不断降低注入速度，能够使地层裂缝逐渐闭合，将裂缝内支撑剂固定在裂缝内，达到固定支撑剂的目的，更好的保证压裂效果。
可选地，压裂液中表面活性剂的含量为0.05％，其中，表面活性剂可以为OP-10，磺酸盐等。通过使用的压裂液体系为添加小分子降阻剂(0.05％)的处理后达标的目的层生产水，使得压裂液进入地层后不会对储层造成伤害，因此，该压裂液无需返排。通过使用目的层生产水作为压裂液，一方面，避免裂缝中支撑剂随压裂液返排运移出裂缝；另一方面，目的地生产水容易获取、无需加入多种添加剂成本低、配伍性好且沿程摩阻低，降低了压裂施工成本。
可选地，前置液和顶替液使用的压裂液均为目的层生产水
本领域技术人员可以理解附图只是一个优选实施场景的示意图，附图中的模块或流程并不一定是实施本申请所必须的。本领域技术人员可以理解实施场景中的装置中的模块可以按照实施场景描述进行分布于实施场景的装置中，也可以进行相应变化位于不同于本实施场景的一个或多个装置中。上述实施场景的模块可以合并为一个模块，也可以进一步拆分成多个子模块。
上述本申请序号仅仅为了描述，不代表实施场景的优劣。以上公开的仅为本申请的几个具体实施场景，但是，本申请并非局限于此，任何本领域的技术人员能思之的变化都应落入本申请的保护范围。
Claims (10)
1.一种压裂方法，其特征在于，包括：
获取井筒的目标压裂井段信息；
向所述井筒内投入暂堵剂组合，以封堵所述井筒的射孔炮眼，其中，所述暂堵剂组合包括暂堵球和多种预设粒径的暂堵颗粒；
向前置液内加入暂堵粉末；
向所述井筒内注入所述前置液；
根据多个预设阶段，分别向携砂液内加入支撑剂和/或所述暂堵粉末，其中，所述支撑剂的密度为1g/cm3至1.05g/cm3；
按照所述多个预设阶段，依次向所述井筒内注入所述携砂液，其中，所述携砂液内使用的压裂液为添加表面活性剂的目的层生产水；
根据所述目标压裂井段信息，按照多个预设排量，依次向所述井筒内注入顶替液。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标压裂井段信息包括所述射孔炮眼的数量，所述向所述井筒内投入暂堵剂组合，以封堵所述井筒的射孔炮眼之前，还包括：
根据所述射孔炮眼的所述数量，确定所述暂堵球的第一加量，其中，所述第一加量为所述射孔炮眼的所述数量的二倍；
根据所述第一加量和所述暂堵颗粒的预设粒径，确定所述暂堵颗粒的第二加量。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述第一加量和所述暂堵颗粒的预设粒径，确定所述暂堵颗粒的第二加量的步骤，具体包括：
若所述暂堵颗粒的预设粒径等于3mm，则所述第二加量为：所述第一加量/2×5.59；
若所述暂堵颗粒的预设粒径小于1mm，则所述第二加量为：所述第一加量/2×7.35。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标压裂井段信息包括储层渗透率，所述向前置液内加入暂堵粉末之前，还包括：
根据所述储层渗透率，确定所述暂堵粉末的第三加量；
若所述储层渗透率＞50mD，则所述第三加量为前置液用量的1％；
若10mD≤所述储层渗透率≤50mD，则所述第三加量为所述前置液用量的0.5％；
若1mD≤所述储层渗透率＜10mD，则所述第三加量为所述前置液用量的0.1％。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述按照多个预设阶段，分别向携砂液内加入所述暂堵粉末和/或支撑剂的步骤，具体包括：
根据第一预设阶段，向所述携砂液内加入所述暂堵粉末和所述支撑剂；
根据第二预设阶段，向所述携砂液内加入所述暂堵粉末和100目支撑剂；
根据第三预设阶段，向所述携砂液内加入所述暂堵粉末和40/70目以及20/40目的混合支撑剂；
根据第四预设阶段，向所述携砂液内加入20/40目支撑剂。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标压裂井段信息包括裂缝体积，所述根据所述目标压裂井段信息，按照多个预设排量，依次向所述井筒内注入顶替液的步骤，具体包括：
以3m3/min的排量向所述井筒内注入5倍裂缝体积的所述顶替液；
以2m3/min的排量向所述井筒内注入3倍裂缝体积的所述顶替液；
以1m3/min的排量向所述井筒内注入1倍裂缝体积的所述顶替液。
7.根据权利要求1至5中任一项所述的方法，其特征在于，
前置液的注入排量为15m3/min至20m3/min。
8.根据权利要求1至5中任一项所述的方法，其特征在于，
所述第一预设阶段对应的所述携砂液内支撑剂和暂堵粉末的质量比为2：1。
9.根据权利要求1至5中任一项所述的方法，其特征在于，
暂堵球的密度为0.999g/cm3；
暂堵颗粒的密度为1.02g/cm3。
10.根据权利要求1至5中任一项所述的方法，其特征在于，
压裂液中表面活性剂的含量为0.05％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211508306.9A CN116044360A (zh) | 2022-11-28 | 2022-11-28 | 压裂方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211508306.9A CN116044360A (zh) | 2022-11-28 | 2022-11-28 | 压裂方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116044360A true CN116044360A (zh) | 2023-05-02 |
Family
ID=86128387
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202211508306.9A Pending CN116044360A (zh) | 2022-11-28 | 2022-11-28 | 压裂方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116044360A (zh) |
-
2022
- 2022-11-28 CN CN202211508306.9A patent/CN116044360A/zh active Pending
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