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页岩气开采压裂技术_图文

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页岩 开采 技术 图文
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页岩气开采压裂技术摘 要:我国页岩气资源丰富但由于页岩地层渗透率很低,页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量,而水力压裂是页岩气开发的核心技术之一。在研究水力压裂技术开发页岩气原理的基础上,剖析了国外的应用实例,分析了各种水力压裂技术( 多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂以及同步压裂技术)的特点和适用性, 探讨了天然裂缝系统和压裂液配制在水力压裂中的作用。关键词:水力压裂 页岩气开采 压裂液0 前言自 1947 年美国进行第 1 次水力压裂以来,经过 50 多年的发展,水力压裂技术从理论研究到现场实践都取得了惊人的发展。如裂缝扩展模型从二维发展到拟三维和全三维; 压裂井动态预测模型从电模拟图版和稳态流模型发展到三维三相不稳态模型,且可考虑裂缝导流能力随缝长和时间的变化、裂缝中的相渗曲线和非达西流效应及储层的应力敏感性等因素的影响; 压裂液从原油和清水发展到低、中、高温系列齐全的优质、低伤害、具有延迟交联作用的胍胶有机硼和清洁压裂液体系;支撑剂从天然石英砂发展到中、高强度人造陶粒,并且加砂方式从人工加砂发展到混砂车连续加砂;压裂设备从小功率水泥车发展到 1000 型压裂车和 2000 型压裂车;单井压裂施工从小规模、低砂液比发展到超大型、高砂液比压裂作业;压裂应用的领域从特定的低渗油气藏发展到特低渗和中高渗油气藏(有时还有防砂压裂)并举。同时, 从开发井压裂拓宽到探井压裂,使压裂技术不但成为油气藏的增产增注手段,如今也成为评价认识储层的重要方法。1 国内外现状水力压裂技术自 1947 年在美国堪萨斯州试验成功至今近半个世纪了,作为油井的主要增产措施正日益受到世界各国石油工作者的重视和关注,其发展过程大致可分以下几个阶段:60 年代中期以前, 以研究适应浅层的水平裂缝为主这一时期我国主要以油井解堵为目的开展了小型压裂试验。60 年代中期以后, 随着产层加深, 以研究垂直裂缝为主。这一时期的压裂目的是解堵和增产, 通常称之为常规压裂。这一时期,我国进入工业性生产实用阶段,发展了滑套式分层压裂配套技术。70 年代,进入改造致密气层的大型水力压裂时期。这一时期,我国在分层压裂技术的基础上,发展了适应高含水量所需的蜡球选择性压裂工艺,以及化学堵水与压裂配套的综合改造技术。80 年代,进入对低渗油藏改造时期。压裂规模从加液量只有 830砂量 2857t,裂缝长一公里多,耗资 110 万美元以上的大型水力压裂。其工业技术在很多方面都得到了发展,除主要用于压裂低渗透油层来提高原油和天然气产量之外, 水力压裂还可用于包括水源井、注水井等辅助井。还可对二次采油方案的生产井和注水井进行压裂;压裂干热岩层的生产井和注水井,从干热岩层中获得地热能量。在进行大型压裂之前进行小型试验压裂, 确定被压裂层及周围地层的应力梯度。这一时期我国发展了适用于低渗透、薄油层多层改造的限流法完井压裂和投球法多层压裂技术 [1]。20 世纪 90 年代以来, 美国、 加拿大等北美国家页岩气勘探取得成效, 开发技术趋于成熟。据测算,全球页岩气资源量约为 456×1012其中美国的页岩气资源量接近 30×1012岩气的勘探开发使美国天然气储量增加了 40%。2010 年美国页岩气产量接近1000×108约占美国当年天然气总产量的 20% , 页岩气已经成为美国主力气源之一。国内页岩气的勘探开发尚处于起步阶段,但是发展迅速。目前已经在中国渤海湾及松辽、 四川和吐哈等盆地发现了高含有机炭的页岩。据预测,中国页岩气潜在资源量大于 30×1012发潜力巨大。页岩储层具有低孔特征和极低的基质渗透率,因此压裂是页岩气开发的主体技术。目前, 北美页岩气逐渐形成了以水平井套管完井、分簇射孔、快速可钻式桥塞封隔、大规模滑溜水或“滑溜水+ 线性胶”分段压裂、同步压裂为主,以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂主体技术。了解北美地区页岩气储层特点和开发技术, 加快技术研发和应用力度,尽快形成和配套适应我国页岩气压裂技术应用的基础理论与技术系列,对于加快我国页岩气勘探开发步伐有着重要的现实意义。2 压裂技术的分类目前常用的压裂技术有清水压裂技术、重复压裂技术、水平井分段压裂技术以及同步压裂技术。其中水平井分段压裂技术是目前美国页岩气快速发展最关键的技术,而清水压裂技术以其低成本等优势具有广阔的发展前景。页岩储层厚度薄,渗透率低,水平井加多级压裂是目前美国页岩气开发应用最广泛的方式。目前常用的技术有多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂和同步压裂等。在美国页岩气开发中使用过的储层改造技术还有氮气泡沫压裂和大型水力压裂, 氮气泡沫压裂目前还使用在某些特殊条件的页岩压裂作业中,大型水力压裂由于成本太高, 对地层伤害大已经停止使用。页岩气水力压裂技术特点及适用性见表 1。表 1 平井分段压裂技术水平井分段压裂技术广泛运用于页岩气开采中,水平井分段压裂利用封隔器或桥塞分隔各段,然后逐段压裂,在每个井筒中压开多条裂缝,它通常分为三个阶段:先将前置液(无支撑剂)泵入储层,然后将含有一定浓度支撑剂(通常为砂)的压裂液泵入储层,最后使用更高浓度的支撑剂压裂液进行压裂。依此类推,相继泵入数量不定的压裂液到储层,同时泵入比之前浓度更高的支撑剂,直到达到要求。通常还可以通过使用桥塞、封隔器以及连续管等工具辅助压裂,利用水平井分段压裂技术可以增大水平井的导流能力,提高水平井产能。多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂的技术。多级压裂能够根据储层的含气性特点对同一井眼中不同位置地层进行分段压裂,其主要作业方式有连续油管压裂和滑套完井两种。多级压裂技术是页岩气水力压裂的主要技术,在美国页岩气生产井中,有 85%的井是采用水平井和多级压裂技术结合的方式开采,增产效果显著。美国 司在 岩中的部分开发井采用了 5~7 段式的分段压裂,页岩气单井最大初始产量达到 04m3/d,最大最终产量达 04m3/d。多级压裂的特点是多段压裂和分段压裂,它可以在同一口井中对不同的产层进行单独压裂。多级压裂增产效率高,技术成熟,适用于产层较多,水平井段较长的井(图 1)。页岩储层不同层位含气性差异大,多级压裂能够充分利用储层的含气性特点使压裂层位最优化。在常规油气开发中,多级压裂已经是一个成熟的技术,国内有很多成功应用的实例。多级压裂技术用于我国的页岩气开发有一定的技术基础,是可行的压裂技术。技术名称 技术特点 适用性多级压裂 多段压裂, 分段压裂。技术成熟, 使用广 产层较多, 水平井段长的井清水压裂 减阻水为压裂液主要成分,成本低,但携砂能力有限 适用于天然裂缝系统发育的井水力喷射压裂 定位准确,无需机械封隔,节省作业时间 尤其适用于裸眼完井的生产井重复压裂 通过重新打开裂缝或裂缝重新取向增产 对老井和产能下降的井均可使用同步压裂 多口井同时作业,节省作业时间且效果好于依次压裂 井眼密度大,井位距离近氮气泡沫压裂 地层伤害小、滤失低、携砂能力强 水敏性地层和埋深较浅的井大型水力压裂 使用大量凝胶,完井成本高,地层伤害大 对储层无特别要求, 适用广泛图 1 滑套观井多级压裂作业图下面介绍一套水平井裸眼分段压裂酸化工具。水平井裸眼分段压裂酸化工具是用于水平裸眼井分段压裂酸化作业的一种井下工具,它采用机械封隔的方式将水平裸眼井段各储层分隔开来,有效解决了水平井各层段均匀布液和改造的技术难题,从根本上解决了制约水平井规模化应用的关键技术瓶颈。根据水平井裸眼完井分段改造工艺技术要求和工具管柱结构特点的需要,设计了分隔裸眼井段各储层的裸眼封隔器、在套管内悬挂管串的悬挂封隔器、防止发生井喷的回压阀、实现封隔器坐封和暂时封堵储层的自封式坐封球座,以及为第一施工井段提供通道的压差滑套、沟通油套环空的反打开循环滑套、用于分段施工转层的投球滑套和用于井筒的备用磨铣器等井下工具。工具管柱结构如图 2 所示,管柱分两次下入,首先用钻杆带悬挂封隔器、裸眼封隔器、投球滑套、压差滑套、自封式坐封球座、回压阀等工具管串下到预定位置,坐封丢手后起出送入钻杆;再下入油管带反打开循环滑套、水力锚和回接密封插管,将回接密封插管插入悬挂封隔器回接筒内,组成水平井分段压裂完井管柱。直接憋压打开压差滑套对第一段进行改造施工,第二段及以后施工井段通过投球憋压开启投球滑套进行施工。  图 2 水平井裸眼完分段改造工具管柱结构示意图1 —引鞋;2 —筛管;3 —回压阀;4 —自封式坐封球座;5 —压差滑套;6 —裸眼封隔器;7 — 31/2管;8 —投球滑套Ⅰ;9 —投球滑套Ⅱ;10 —投球滑套Ⅲ;11 —投球滑套Ⅳ;12 —悬挂封隔器;13 —水力锚;14 —水压裂技术清水压裂技术水力压裂是一种储层增产技术用于产生更密集的裂缝网络形成额外的渗透率使气体能更容易流向井中从而生产出大量地层天然气,水力压裂技术的不断改进使之成为一项在特殊地层区域布置裂缝网络的非常复杂的工程过程,水力压裂处理方法针对目标页岩设置了专门的参数,包括:厚度局部应力条件压缩性和刚性局部条件,用于计算机模型来设计具体地点的水力压裂处理过程,并优化新裂缝页岩气藏和它们之间要进行压裂的间隔都很厚,所以将水力压裂分为几个阶段往往更加有效每一个阶段都重点对储层的一个连贯部分进行处理每个工作阶段都孤立于井内,从而使压裂设备的所有容量可用于单个储层单元,这可以在垂直或水平井中收到良好效果,在对一口井不论是水平井还是直井实施压裂措施之前通常会进行一系列的测试,以确保井井口设备和压裂设备的正常工作,并经得起压裂措施的压力和泵率表面设备经过测试后,水力压裂过程便首先开始泵入岩石酸常常是用盐酸来清理,可能被钻井泥浆和水泥封堵的近井地带,下一步是清水压裂即采用添加一定减阻剂的清水作为压裂液,这种压裂液的主要成分是水以及很少量的减阻剂黏土稳定剂和表面活性剂。清水压裂在低渗透气藏中能取得更好的效果,而且该技术已经成为开发如得克萨斯州页岩气田等的主要开采手段,该技术在不减产的前提下,能节约左右的成本,而且清水压裂也很少需要清理且可提供更长的裂缝,并将压裂支撑剂运到远至裂缝网络,经过第一次水栓后,作业者将大量带有少许细砂的清水压入井中开始压裂过程,随后使用大量带粗砂支撑剂的清水使裂缝靠近井筒开窗处,最后一步是冲刷过程将支撑剂从设备和井筒开窗处移除出去冲刷,之后下一步的处理阶段就从新的孔洞开始,这些孔洞都具有其自身特定的储层参数,包括:厚度局部应力压缩性和刚度这个阶段的压裂,需严密监控通过压裂井与井,不论是水平井还是直井之间的间隔区域作业者能够进行调整,从而适应页岩气储层的局部变化,其中包括:岩性自然分裂刚度的变化和应力状态的变化。压裂的具体过程是通过模拟设备来确定的工程师和地质学家可以操纵模拟器并评估其对裂缝高度长度和定位方向的影响从模拟系统获得的推测数据,可以用于监测和评价压裂工作的结果,同时,还可以通过微地震测绘的方式来进行实时控制这种技术可以在孔洞的东西和南北方向上找到断裂终端进而沿着轨迹找到它们开始的源头,尤其重要的是在垂直方向上的裂缝的增长,作业者会格外关注这种裂缝以确保这些裂缝没有偏移出页岩储层和邻近水域,因为这种裂缝会降低页岩气井的经济效益在压裂处理过程中,作业者会在水砂混合物中加入大量化学剂,每一种化合物都会起到一定的工程作用,例如,降低黏度或细菌的生长或储层表面的生物污染不同的盆地、不同的工程承包商所用的压裂液的组成都是不同的任何成分的毒性,例如,酸都会因泵入液体的稀释和酸与地下岩石的反应而大大降低。力喷射压裂水力喷射压裂是用高速和高压流体携带砂体进行射孔, 打开地层与井筒之间的通道后, 提高流体排量,从而在地层中打开裂缝的水力压裂技术( 图 3) 。当页岩储层发育较多的天然裂缝时, 如果用常规的方式对裸眼井进行压裂, 大而裸露的井壁表面会使大量流体损失, 从而影响增产效果。水力喷射压裂能够在裸眼井中不使用密封元件而维持较低的井筒压力, 迅速、准确地压开多条裂缝。2005 年,水力喷射压裂技术第一次使用在美国 岩中,作业者使用水力喷射环空压裂工艺对 岩中的 53 口井进行了压裂,其中 26 口井取得了技术和经济上的成功,有 21 口井被认定为技术成功。图 3 水力喷射压裂原理图水力喷射压裂原理图水力喷射压裂能够用于水平井的分段压裂,不受完井方式的限制, 尤其适用在裸眼完井的井眼中,但是受到压裂井深和加砂规模的限制。水力喷射压裂在国内油气开发中的应用时间不长, 主要依靠国外公司提供技术服务, 压裂成本高。由于页岩井眼井壁坍塌情况严重,一般使用套管完井, 再加上水力喷射压裂技术在国内的应用并不成熟, 且成本较高。因此该技术在我国页岩气开发起步时期适用性不强,日后的推广有待于技术的进步和经验的成熟。图 4 为水力喷射器工具。图 4 复压裂重复压裂是指当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有的支撑剂因时间关系损坏或质量下降,导致气体产量大幅下降时,采用压裂工艺对气井经行重新压裂增产的工艺。页岩气井初始压裂后,经过一段时间的生产,井眼周围的应力会发生变化,重复压裂能够重新压裂裂缝或使裂缝重新取向,使页岩气井产能恢复到初始状态甚至更高(图 5)。美国 岩在 1995 年前广泛使用凝胶压裂,1997 年开始发展清水压裂,作业者对先前使用冻胶压裂增产产量下降的井使用清水压裂重新改造,改进处理液回收工作流程,气井产量明显提高, 部分井产量甚至超过了初次压裂时的产量。图 5 重复压裂中裂缝重新取向原理重复压裂适用于天然裂缝发育、层状和非均质地层,在页岩气开发后期当初始压裂效果下降时或初始压裂方式效果不理想的情况下对储层重新压裂,对产量相对较高的井同样适用。重复压裂不是一种新的压裂技术, 而是压裂作业的一种工艺 ,其关键在于候选井的选择。国内对重复压裂工艺有较多的研究和实践,可以作为我国页岩气开发中后期储层改造的措施。3 压裂液压裂液技术由于水基压裂液具有黏度高、携砂能力强、滤失量小、摩阻低、成本低、环境保护性能好等优点,因此被广泛采用。据统计,国内外 70%的压裂施工采用水基压裂液,5%采用油基压裂液,25%采用气体及其它压裂液体系。水压裂液清水压裂液(阻剂十黏土防膨剂+助排剂)具有配方简单、添加剂种类少、成本低、容易进行质量控制等特点,适宜采用边配边注施工工艺。清水压裂液(图 6)黏度低、滤失量高,在低渗透储层形成的裂缝相对较长、较窄,然而由于清水压裂液的损害程度远低于冻胶压裂液,因此清水压裂形成的裂缝仍具有相对较高的导流能力,加上成本只有冻胶压裂液的 40%~60%,故仍具较高的经济效益。在高渗透储层中,清水压裂比冻胶压裂产生的裂缝短,但高渗层施工的主要目的是解除近井损害,故清水压裂在高渗层同样也能满足施工的要求。近年来,国内外已经在低渗透油气藏中成功地应用了清水压裂技术,并作了大量的实验和理论研究工作 [2]。清水的高滤失性使其造缝效率较低,需提高排量来补偿液体的滤失,故对泵注有较高要求;同时其携砂能力差,不能保持相对较宽的裂缝宽度,影响了该压裂液的应用和增产效果。为减少清水的高滤失量、低黏度、携砂差的不利影响,提出了冻胶与滑溜水联合的混合清水压裂技术。该技术首先泵送滑溜水以便形成长裂缝,随后泵送交联凝胶前置液,最后泵送粒径为 石英砂支撑剂和交联凝胶。混合压裂获得的有效裂缝半长比交联凝胶压裂或清水压裂获得的有效裂缝半长要长,具有广泛的发展和应用空间 [3可见,改性清水压裂液使其具有较好的携砂性能和较低的滤失量、完善清水压裂技术及相关工具和材料(支撑剂等) ,将明显提高清水压裂技术的适用范围和增产效果。损害压裂液压裂液在压裂增产成功率和有效率中起着至关重要的作用,而其低损害性能可最大程度地提高增产效果。就目前工艺技术而言,降低压裂液的损害主要从降滤失、高返排和高配伍性等方面入手。朱鸿亮等研究的由复合表面活性剂和复合黏土稳定剂组成的低损害压裂预前置液的平均损害率仅为 使用该压裂液在现场进行了的 10 井次压裂施工,使文 23 井和户部寨气田的施工成功率和压裂效果明显增加[5]。刁素等开发了一套高效返排新技术(液氮助排+纤维防砂+优化放喷) ,并在川西油田的4 口井中进行了先导性试验,施工成功率为 100%,24 h 内的返排率均在 65%以上,并且返排中未见出砂现象 [6]。黄禹忠等针对川西低渗致密气藏压裂工艺突出表现出的压裂液损害大、压裂后返排效果差等问题,以降低稠化剂浓度和优选添加剂为手段,研制形成了低浓度稠化压裂液体系,该压裂液的稠化剂浓度较过去常规压裂液下降了 20%,残渣下降了 16%,成本下降了 10%[7]。图 6 高温清洁压裂液随着常规浅层油气资源的不断减少,钻井和压裂的目的层不断向深层、致密、高温方向发展,传统低温压裂液已经不能满足深层高温致密地层的压裂需要,抗高温低损害清洁压裂液由此应运而生。7裂液在常温及 120 ℃高温下各项性能良好,其交联机理是:在较低的 7度下,会生成胶束,7度增加后,由于正、负离子浓度增加,受 子挤压而改变溶液的黏度,压成胶束,使压裂液成为黏弹性液体。破胶液体系是在压裂液中加入 2%煤油,20 便可以破胶,使体系黏度降到 0。该抗高温清洁压裂液不用交联剂,不用破胶剂,携砂能力强,返排率高,对岩石裂缝无损害 [8]。裂液体系由表面活性剂组成,不含高分子量聚合物,其增稠性能由特殊的表面活性剂分子和助剂来实现。室内实验表明,该压裂液在 100 ℃下,以 170 h 后,黏度仍在 100 s 以上。当温度升高到 130℃,以 170 h 后,黏度仍在 50 s 以上 [9]。因为该体系不含高分子量聚合物,故极大地降低了其对缝孔界面的损害,增加了高温、低渗储层的压裂成功率和有效率。4 水力压裂在页岩气开采中存在的问题及解决方法页岩是沉积岩的一种其界定是通过岩石的颗粒大小等级来决定的,比如砂岩是由砂质粒度大小的颗粒组成的,琐碎沉积岩页岩是由粘土粒级的颗粒组成的,真正的页岩是比较容易产生裂缝的片状矿物,比如云母的重新组合就很容易引起页岩水平方向上的裂缝,但是,与页岩同等粒度级别的碎屑岩就不容易产生裂缝。上述的岩石并不是从矿物角度命名的它们的,矿物含量变化比较大,大量的脆性矿物的存在会影响,页岩储层的质量特别是石英的存在含石英的页岩比含粘土和碳酸盐岩矿物的岩石更加容易产生裂缝。平井压裂力学计算在页岩气的开采过程中为了扩大泄气面积一般采用水平井分段压裂的方法来增加气体产量水平井的分段压裂设计中裂缝受到原地应力的影响为了产生多级裂缝其水平井井筒方位与最小水平应力方向一致水平井井壁应力分布如下:(1)(2))((3)Pa;z;μ因次。而垂向应力的大小直接决定着页岩开裂后裂缝的形状在计算过程中我们一般不用上述公式(3)来计算而采用下式:;(4)垂向有效应力的计算就成为:(5)1(式中g/;bm/s 2;1(m。在这种情况下最小应力为水平方向如果没有横向应变的存在那么最小水平用小应力用有效垂向应力表示为: (6)力压裂裂缝的形成和延伸需要考虑应力强度缝长缝宽缝高压裂液在裂缝中的流速以及地层温度裂缝抗张强度因素的影响等诸多因素。即裂缝的流体压力只要满足以下标准裂缝就可以延伸:;(7)p)式中Pa;Pa;)时裂缝从空隙压力最大处破裂裂缝为垂直方向 最小有效应力则成为水平方向上的主应力在垂直方向上裂缝开始从页岩储层的高空隙压力区域向低空隙压力区域和低渗透区域延伸 [10] 页岩储层裂缝延伸存在的问题及几点解决建议页岩气在开采过程中决定页岩储层井筒的供气能力主要有下面 5 个主要因素决定,渗透率、厚度储层压力、储层流体粘度及供气半径、其它次要影响因素有井眼流压、井眼半径及钻井、完井和敏感参数所影响的井壁参数。而在页岩气开采过程中必不可少的选择力压裂的目的是在人工的作用下在储层内诱导最大的接触面积,在井眼内产生一系列相对高效流动通道。而页岩气储层水力压裂过程中又存在一定的问题:(1)页岩为层状且容易产生裂缝,所以页岩压裂从一个射孔孔眼开裂将形成如树根状的多条裂缝,故页岩气水力压裂过程中需要大量的压裂液,如图 7;图 7 页岩岩心和裂缝形状(2)由于其裂缝的形状为网格状故裂缝延伸长度就受到了限制,与常规裂缝缝长相比起裂缝的长度就断的多,如图 8;图 8 页岩裂缝与常规裂缝长度对比(3)页岩气的气井一般为水平井,且为多段水平井采取分段压裂的方法对其进行增产改造,分段数多压裂过程中压裂液一般上万方,所以其成本较高;(4)页岩气在储层中以吸附状和少数游离态存在没有大的储气圈闭,所以页岩气井一般产能比较低,所以必须进行大型的压裂沟通各个储气孔提高页岩气井产能,到目前为止酸化在页岩的增产改造方面效果甚微,因此水力压裂成为其增长的必然选择,如图 9;图 9 页岩裂缝与页岩气圈闭5 结论1、页岩气开采应主要依托长段水平井进行,在页岩中按有利于裂缝网络的形成要求 , 低成本打成井眼规则的无(低)伤害的长段水平井(含分支井)系列配套技术是其关键和难点;2、为了加快国内页岩气资源的开发利用,早日实现工业开采,有必要借鉴国外页岩气勘探开发的先进经验和技术,选择有实力的国外公司开展页岩气的合作开发;3、总的说来,我国现在尚并不具备对页岩气进行工业化开采的技术条件,需要国家及有关部门不断加大科研力度,对页岩气的开发开展和加强基础和理论及其应用研究,尽早攻克技术难关,形成适合中国地质条件、环境条件等页岩气勘探、开发系列配套技术。参考文献:[1] 杨秀夫,刘希圣,陈 勉,陈志喜, 国内外水力压裂技术现状及发展趋势,钻采工艺[J],1998,4(21):212] 王素兵,郭静,]. 钻采工艺 ,2005,28(4):493]岩储层的开发[J]007,23(2):374], . 0 ]. 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