CN106567702B - 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 - Google Patents
一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106567702B CN106567702B CN201510654247.XA CN201510654247A CN106567702B CN 106567702 B CN106567702 B CN 106567702B CN 201510654247 A CN201510654247 A CN 201510654247A CN 106567702 B CN106567702 B CN 106567702B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracture
- acid
- slickwater
- iii
- crack
- 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.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 40
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 40
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 113
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 93
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 70
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 36
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 31
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 24
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 23
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 8
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 238000009933 burial Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 4
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 96
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 79
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 36
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 6
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000003137 locomotive effect Effects 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 3
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- MTJGVAJYTOXFJH-UHFFFAOYSA-N 3-aminonaphthalene-1,5-disulfonic acid Chemical compound C1=CC=C(S(O)(=O)=O)C2=CC(N)=CC(S(O)(=O)=O)=C21 MTJGVAJYTOXFJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100459319 Arabidopsis thaliana VIII-2 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N hydron Chemical compound [H+] GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 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
-
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
- E21B43/283—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent in association with a fracturing process
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明涉及一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法。该方法通过深层页岩气井压裂设计时，对压裂液选取及注入方式、支撑剂的选取、簇射孔数量等工艺方法的优化设计和控制，使得人工主裂缝在延伸过程中尽可能多的开启并沟通地层中的天然裂缝；使单条裂缝延伸的更长，扩展的更宽，最终达到最大限度的提高页岩气井压裂裂缝复杂性的目的。该方法主要针对埋深大于3500m，人工主裂缝改造范围内分布含有碳酸盐矿物充填的天然裂缝，且压裂主裂缝与天然裂缝之间存在一定夹角的深层页岩气藏。本发明方法设计合理、工艺简单、便于操作、压裂施工成功率高，能有效的增加深层页岩气分段压裂裂缝体积，明显提高压裂施工效果，从而获得更大的经济效益。
Description
技术领域
本发明属于石油开采领域，涉及一种提高深层页岩气裂缝复杂性的方法。
背景技术
随着中浅层页岩气藏的勘探开发技术的不断完善，以美国为首的北美地区已开始对深层页岩气资源进行较大规模的勘探开发，并在部分页岩气区块针对深层页岩气取得了一定的开发效果。众所周知，页岩气藏具有低孔隙度、低渗透率、高地层压力等特征，对于埋深大于3500m的深层页岩气藏来说，随着埋藏深度的增加，地层温度、水平应力差、闭合压力、岩石塑性等各类参数相对于中浅层页岩气藏会大幅度增加，在压裂施工中，受上述参数影响，人工裂缝缝内净压力降低，大量开启和连通天然裂缝或使人工裂缝转向均难以实现，从而造成裂缝复杂程度较低，影响深层页岩气井的开发效果。
在页岩气藏压裂中，常用体积裂缝或者网络裂缝来评价其压裂效果。即使在页岩气压裂技术较为成熟和开发颇具规模性的北美地区，页岩气井压裂施工后形成体积裂缝或网络裂缝的几率也是很低的。近几年，我国页岩气压裂技术水平也有了大幅度的提高，但是通过对已压裂井进行压后的评估和裂缝监测，形成网络裂缝的概率也是很小的，如何在现有的技术状况下，最大程度的增加压裂裂缝的复杂性显得尤为重要。
压裂裂缝复杂性指数作为评价人工裂缝复杂性的一个较为直观的方法，现已在页岩气直井压裂中普遍应用，其主要运用微地震监测的裂缝缝宽与缝长的比，理想情况下裂缝复杂性指数为1，若形成的是常规的单一裂缝则复杂性指数接近于0。现已在该方法的基础上针对中浅层页岩气水平井提出了一套计算人工裂缝复杂性的方法，考虑了水平井分段压裂的特殊性，引入了缝高垂向延伸、缝长延伸、缝间应力干扰、缝宽非平面扩展等参数对原有的计算理论进行了修正。
由于我国深层页岩气的勘探开发还处于刚起步阶段，面对更为复杂的地质状况，急需提高人工裂缝的复杂性指数。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是针对现有技术的不足，提供一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法。该方法能够有效增大压裂裂缝体积，提高分段压裂的效果。
为此，本发明提供了一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法，其包括N段施工作业，每段施工作业包括：
步骤Ⅰ，下桥塞和射孔：在预定位置下入桥塞和射孔枪，桥塞座封后丢手，然后射孔；
步骤Ⅱ，酸预处理：向井筒内加入酸液Ⅱ进行处理，以清洗近井筒区域的污染并降低近井筒区域的裂缝弯曲摩阻；
步骤Ⅲ，造人工主裂缝：向井筒内注入滑溜水Ⅲ开启人工主裂缝；
步骤Ⅳ，沟通天然裂缝：向井筒内注入酸液Ⅳ以形成与人工主裂缝联通的天然裂缝通道；
步骤Ⅴ，扩展天然裂缝：向井筒内注入滑溜水Ⅴ以延伸天然裂缝，并扩展天然裂缝的分支缝的长度和宽度；
步骤Ⅵ，扩展人工主裂缝：向井筒内注入胶液Ⅵ扩展人工主裂缝；
步骤Ⅶ，重复重复步骤Ⅳ-Ⅵ的操作；
步骤Ⅷ，扩展人工主裂缝：向井筒内注入胶液Ⅷ扩展人工主裂缝的长度；
其中，N为正整数。
根据本发明方法，在步骤Ⅱ中，所述酸液Ⅱ的注入排量为1-2m3/min；所述酸液Ⅱ的加入量为20-30m3；所述酸液Ⅱ为盐酸和/或土酸。
在本发明的一些优选实施例中，在步骤Ⅱ中，当裂缝方向与水平井筒方位夹角<30°时，所述酸液Ⅱ为土酸。
本发明中，在步骤Ⅱ中，优选所述盐酸的浓度为15％(质量)。优选所述土酸含有15％(质量)的盐酸和1.5％(质量)HF。
根据本发明方法，在步骤Ⅳ中，所述酸液Ⅳ的黏度与滑溜水Ⅲ的黏度相当；采用阶梯升排量的方式注入酸液Ⅳ；所述酸液Ⅳ的注入量为20-30m3。
在本发明的一些实施例中，在步骤Ⅳ中，当天然裂缝多时，所述酸液Ⅳ的注入量增加5-10m3。
根据本发明方法，在步骤Ⅲ中，所述滑溜水Ⅲ的黏度为2-10mPa·s；所述滑溜水Ⅲ的注入量为200-300m3。
在本发明的一些实施例中，在步骤Ⅲ中，采用阶梯升级排量的方式注入滑溜水Ⅲ，滑溜水Ⅲ的注入排量的范围为2-14m3/min；当脆性指数>60％时，设计3-4级排量；当脆性指数<40％时，设计2-3级排量。
根据本发明方法，在步骤Ⅴ中，所述滑溜水Ⅴ的注入量为30-40m3。
在本发明的一些优选实施例中，在注入滑溜水Ⅴ的过程中，注入混合支撑剂Ⅴ，且施工砂比≥3％；所述混合支撑剂Ⅴ为两种粒径的支撑剂的混合物，其中一种粒径的范围为70-140目，另一种粒径的范围为40-70目。在混合支撑剂Ⅴ中，粒径的范围为70-140目的支撑剂的质量含量为5％-10％。所述支撑剂为粉砂和/或粉陶。
在本发明的一些实施例中，当N＝1时，在步骤Ⅰ中，采用连续油管将桥塞和射孔枪送入预定位置；当N>1时，在步骤Ⅰ中，采用滑溜水Ⅰ泵注送入桥塞和射孔枪；所述射孔为3-4簇。
在本发明的一些实施例中，在步骤Ⅵ中，所述胶液Ⅵ的黏度为滑溜水Ⅲ黏度的2-3倍。
在本发明的一些实施例中，在步骤Ⅶ中，在同一段施工作业中重复步骤Ⅳ-Ⅵ至少1次，且酸液Ⅶ、胶液Ⅶ的黏度依次增加。
在本发明的一些实施例中，在步骤Ⅶ中，在重复步骤Ⅳ时，在酸液Ⅶ进入预定裂缝位置后，停泵5-10分钟。
根据本发明方法，在步骤Ⅷ中，所述胶液Ⅷ的黏度为40-50mPa·s。
在本发明的一些优选实施例中，在步骤Ⅷ中，在注入胶液Ⅷ的过程中，注入支撑剂Ⅷ，所述支撑剂Ⅷ的粒径为30-50目；施工砂比5％-25％；所述施工砂比递增的增幅为3％。所述支撑剂Ⅷ为粉砂和/或粉陶。
具体实施方式
为使本发明更加容易理解，下面将结合实施例来详细说明本发明，这些实施例仅起说明性作用，并不局限于本发明的应用范围。
对于深层页岩气藏来说，由于埋藏较深，存在地层的闭合压力高，水力压裂过程中压裂液压力提高难度较大，从而致使人工裂缝的净压力很难达到天然裂缝张开的临界压力。由于现有地面设施和压裂材料的限制，单纯的通过增加压裂液黏度、增加施工排量等手段都无法有效的提高深层页岩气井压裂的施工压力。由此，大量开启和连通天然裂缝或使人工裂缝转向均难以实现，从而造成裂缝复杂程度较低，影响深层页岩气井的开发效果。
为了提高人工裂缝的复杂性指数，本发明的发明人做了大量的研究工作，根据修正过的裂缝复杂性计算理论，通过控制砂液比、调整压裂液黏度、提高排量、增加射孔簇数等工艺方法的调整，对人工裂缝的造缝半长、垂直缝长方向压裂液波及宽度、缝高的垂向延伸等方面进行控制，从而达到增加人工裂缝复杂性，提高人工裂缝的复杂性指数的目的。
因此，本发明涉及一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法，其包括N段施工作业，所述N为正整数。其中，每段施工作业包括步骤Ⅰ-Ⅷ。
根据本发明方法，在步骤Ⅰ中，在预定位置下入桥塞和射孔枪，桥塞座封后丢手，然后射孔，从而完成下桥塞和射孔。
在本发明的一些具体实施方式中，由于第一段施工作业(N＝1)时没有进入地层的通道，无法采用泵送方式，所以在第一段施工作业(N＝1)过程中，在步骤Ⅰ中，一般采用连续油管将桥塞和射孔枪送入预定位置；而在以后每段施工作业(N>1)中，在步骤Ⅰ中，桥塞和射孔枪则采用滑溜水Ⅰ泵注的方式送入。为了进一步扩大页岩气藏的改造体积，需要尽可能增加每段的射孔簇数来增加主裂缝的条数，例如，所述射孔可以为3-4簇。
在本发明的一些实施例中，例如，在各段施工作业实施压裂施工时，下入一个桥塞和多个射孔枪，桥塞座封后丢手，继续完成3-4簇射孔工作。
根据本发明方法，在步骤Ⅱ中，向井筒内加入酸液Ⅱ进行酸预处理，以清洗近井筒区域的污染并降低近井筒区域的裂缝弯曲摩阻。
在本发明的一些具体实施方式中，射孔完毕后，在步骤Ⅱ中，为了清洗近井筒区域的污染及降低近井筒区域内裂缝弯曲摩阻，以1-2m3/min的小排量加入20-30m3的酸液Ⅱ，即前置酸液。所述酸液Ⅱ为15％(质量)的盐酸和/或土酸[15％(质量)盐酸和1.5％(质量)HF]。
在本发明的一些优选的具体实施方式中，在步骤Ⅱ中，对裂缝方向与水平井筒方位夹角较小情况，例如<30°，近井区域裂缝的弯曲摩阻较高，例如可能>10MPa，此时，酸液Ⅱ的配方要调整，主要基于页岩的矿物组分特征进行调整，例如，可以考虑采用土酸，以溶解近井裂缝弯曲处的岩石矿物组分，增加近井裂缝宽度，从而降低近井裂缝弯曲摩阻，保证后续支撑剂段塞的顺畅进入。
根据本发明方法，在步骤Ⅲ中，向井筒内注入滑溜水Ⅲ开启人工主裂缝，从而完成初造人工主裂缝。人工裂缝开启在施工曲线上表现为升排量或排量恒定时，套压会突然下降。
在本发明的一些具体实施方式中，在步骤Ⅲ中，采用滑溜水Ⅲ造人工主裂缝：采用阶梯升排量的方式注入滑溜水Ⅲ，滑溜水Ⅲ的注入排量的范围为2-14m3/min。例如，如脆性好(即脆性指数>60％)，可设计3-4级排量，以增加裂缝开启的条数。又例如，如塑性强(脆性指数<40％)，则可设计2-3级变排量，目的是尽快将排量提高到设计值，以迅速积聚井筒压力，将不好开裂裂缝的塑性地层尽快压开。
在本发明的一些具体实施例中，在步骤Ⅲ中，所述滑溜水Ⅲ的黏度2-10mPa·s。所注入的滑溜水Ⅲ的黏度视地层情况而定，例如，如天然裂缝异常发育，可采用黏度为上述黏度范围(即2-10mPa·s)的低端值，例如2mPa·s的滑溜水Ⅲ；而如果天然裂缝不发育，则可采用黏度为上述黏度范围的高端值，例如10mPa·s的滑溜水Ⅲ。
在本发明的另一些具体实施例中，在步骤Ⅲ中，所述滑溜水Ⅲ的注入量为200-300m3。滑溜水Ⅲ的注入量(体积)的设计主要基于地层的厚度及缝高上下延伸情况，用成熟的商业模拟软件Meyer进行模拟。要求的裂缝半长达到设计最终半长的20-30％为宜。
根据本发明方法，在步骤Ⅳ中，向井筒内注入酸液Ⅳ以形成与人工主裂缝联通的天然裂缝通道，从而沟通天然裂缝。
在本发明的一些具体实施方式中，在利用滑溜水Ⅲ初造人工主裂缝完成后，在步骤Ⅳ中，向井筒内注入与滑溜水Ⅲ黏度相当的酸液Ⅳ(保证活塞式推进，避免粘滞指进效应)，由于部分天然裂缝被碳酸盐类矿物充填，且酸液Ⅳ与滑溜水Ⅲ的黏度相近，后注入的酸液Ⅳ会随即溶蚀天然裂缝中的碳酸盐岩矿物，酸岩反应时间越长，溶蚀形成的天然裂缝范围就越大。
在步骤Ⅳ中，所述酸液Ⅳ的注入量根据天然裂缝发育情况而定。在本发明的一些实施例中，例如，现场施工作业过程中，一般酸液Ⅳ的注入量为20-30m3；当天然裂缝多时可适当多注入5-10m3。
在本发明的另一些实施例中，在步骤Ⅳ中，采用阶梯升排量的方式注入酸液Ⅳ，逐渐提高排量的目的是保证后续注入的酸液Ⅳ大部分能快速运移到主裂缝的深部，否则，酸液Ⅳ都可能消耗在近井区域的裂缝范围内，难以实现远部天然裂缝改造的目的。
值得注意的是，为了保证酸液Ⅳ能在不同的人工主裂缝范围内都有机会溶蚀形成与人工主裂缝联通的天然裂缝通道，要求第一次注入的酸液Ⅳ(注入排量一般1-2m3/min)进入井底后，继以适当高的注入排量，如3-4m3/min第二次注入酸液Ⅳ，保证酸液Ⅳ在滑溜水Ⅲ造缝范围内都有机会溶蚀遇到的碳酸盐岩类矿物；自第二次注酸开始，当酸液Ⅳ进入井底后，要逐步快速提高排量，例如第三次注酸时，可设计酸液Ⅳ注入排量为5-6m3/min；第四次注酸时，可设计酸液Ⅳ注入排量8-10m3/min；如后边还有注酸阶段，排量还得进一步提高，但以不超过设计的最高排量为原则。
在本发明的一些实施例中，所述酸液Ⅳ为15％(质量)的盐酸和/或土酸[15％(质量)盐酸和1.5％(质量)HF]。
根据本发明方法，在步骤Ⅴ中，向井筒内注入滑溜水Ⅴ以延伸天然裂缝，并扩展天然裂缝的分支缝的长度和宽度，从而可以扩展天然裂缝。
在本发明的一些具体实施方式中，在酸液Ⅳ注入完毕后，在步骤Ⅴ中，继续向井筒内注入滑溜水Ⅴ，例如，所述滑溜水Ⅴ的注入量可以为30-40m3。因滑溜水Ⅴ的黏度低，容易进入由先前酸液Ⅳ形成的天然裂缝通道，继续延伸酸蚀沟通的天然裂缝，使之更长，目的是扩展天然裂缝的分支缝的长度和宽度，有利于提高裂缝的复杂性程度和提高改造体积。
在本发明的一些优选实施方式中，在步骤Ⅴ中，为了更好的支撑酸液Ⅳ形成的天然裂缝通道，在注入滑溜水Ⅴ的过程中，还要注入混合支撑剂Ⅴ，且施工砂比≥3％；所述混合支撑剂Ⅴ为两种粒径的支撑剂的混合物，其中一种粒径的范围为70-140目，另一种粒径的范围为40-70目；在混合支撑剂Ⅴ中，粒径的范围为70-140目的支撑剂的质量含量为5％-10％。所述支撑剂优选为粉砂和/或粉陶。
这样做的主要理由是，由于压裂液混注过程中所开启的不是单一宽度的裂缝系统，而是多尺度的裂缝系统；其中，既有最宽的人工主裂缝(宽度一般在10-20mm左右)，也有天然裂缝等支裂缝系统(一般宽度2-3mm)，还有与支裂缝连通的微裂缝系统(宽度一般0.1-1mm)。通过上述两种粒径的支撑剂(即粒径的范围为70-140目和粒径的范围为40-70目的两种粒径的支撑剂)混合后，所形成的混合支撑剂Ⅴ的粒径分布范围是很宽的。在多尺度裂缝系统中，微细裂缝张开后，必然吸液形成对支撑剂的抽吸力，由于缝宽最小，抽吸力也最小，必然将粒径最小的支撑剂抽吸进裂缝里，因大粒径支撑剂运动阻力也大，微细裂缝的抽吸力难以促其运移。依此类推，支缝必然吸收中等粒径支撑剂，人工主裂缝必然留下最大粒径支撑剂。只要两种粒径的支撑剂设计比例与天然裂缝的发育程度匹配，最终的结果是，小粒径的支撑剂(粒径的范围为70-140目的支撑剂)都在窄缝宽的裂缝中，既没有多余的小粒径的支撑剂在主裂缝中堵塞大粒径的支撑剂(粒径的范围为40-70目的支撑剂)间的孔隙，也不至于因小粒径支撑剂不够，使小裂缝张开，滤失增加而引发大裂缝的早期砂堵。
在本发明的一些实施例中，在混合支撑剂Ⅴ中，例如，粒径的范围为70-140目的支撑剂的质量含量为5％-10％。
在本发明的另一些实施例中，在步骤Ⅴ中，施工砂比可以为≥3％。
根据本发明方法，在步骤Ⅵ中，向井筒内注入胶液Ⅵ扩展人工主裂缝。
在本发明的一些具体实施方式中，向井筒内注入低黏度的胶液Ⅵ扩展人工主裂缝。胶液Ⅵ注入量的设计思路与步骤Ⅲ中滑溜水Ⅲ初造人工主裂缝的思路基本相似。所述胶液Ⅵ的黏度要求比步骤Ⅲ中滑溜水Ⅲ的黏度高2-3倍。
这样做的理由是，如果胶液Ⅵ的黏度与步骤Ⅲ中滑溜水Ⅲ的黏度相当，则此时注入的胶液Ⅵ会有相当一部分进入先前已形成的天然裂缝中去，因为低黏度液体易于进入小尺度的天然裂缝系统。只有把胶液Ⅵ的黏度提高到比步骤Ⅲ中滑溜水Ⅲ的黏度高2-3倍，由于黏度高，胶液Ⅵ进入小裂缝的进缝阻力大幅增加(缝宽窄，进缝阻力大)。最终结果是，低黏度的胶液Ⅵ有很大一部分用来在人工主裂缝方向继续延伸。
本发明中，对所述胶液Ⅵ没有特别的限制，所述胶液Ⅵ既可以采用本领域中常用的胶液或市售的胶液，也可以根据需要配制特定配方的胶液。在本发明的一些实施例中，例如，所述胶液Ⅵ可以包括瓜胶的水溶液和/或聚丙烯酰胺的水溶液；所述胶液Ⅵ的黏度通过调整胶液的浓度来进行调整。
根据本发明方法，在步骤Ⅶ中，重复重复步骤Ⅳ-Ⅵ的操作。
在本发明的一些实施方式中，在步骤Ⅶ中，在同一段施工作业中重复步骤Ⅳ-Ⅵ至少1次，且酸液Ⅶ、胶液Ⅶ的黏度依次增加，以实现裂缝深部的天然裂缝最大限度扩展。
在本发明的另一些实施方式中，在步骤Ⅶ中，在重复步骤Ⅳ时，在酸液Ⅶ进入预定裂缝位置后，停泵5-10分钟。
例如，在第一次注酸时，酸液Ⅶ的黏度应尽量与低黏的胶液Ⅵ的黏度相当，目的是防止酸液Ⅶ在低黏的胶液Ⅵ中产生粘滞指进效应，影响酸与胶液造缝范围内的天然裂缝通道内碳酸盐岩类矿物的反应。为确保酸岩反应效果，酸进入预定裂缝位置后(通过Meryer可定量模拟不同液体用量时的裂缝长度)，可适当停泵5-10分钟，以保证酸岩的充分反应。此时，可采用适当增加些酸用稠化剂用量来提高酸液Ⅶ的黏度，目前稠化酸的技术已相当成熟。因黏度高，稠化酸也不易进入近井地带的天然裂缝系统中，又具有缓速效应(释放氢离子速度慢)，正好利于在中远部人工主裂缝范围内起作用。在第二次注酸时，所述酸液Ⅶ的黏度为15-18mPa·s；在第三次注酸时，所述酸液Ⅶ的黏度为25-28mPa·s；在第四次注酸时，所述酸液Ⅶ的黏度为30mPa·s；依此类推，但不能超过最终的主加砂段的胶液Ⅷ的黏度。
在本发明的另一些实施方式中，在步骤Ⅶ中，在重复步骤Ⅴ时，滑溜水Ⅶ的黏度仍采用步骤Ⅲ中的滑溜水Ⅲ的黏度，滑溜水Ⅶ的注入方式与步骤Ⅴ相同。
应当注意的是，在步骤Ⅶ中，在重复步骤Ⅵ时，虽然酸液Ⅶ的黏度依次增加，但是胶液Ⅶ的黏度仍为滑溜水Ⅲ黏度的2-3倍。
在本发明的一些实施例中，所述酸液Ⅶ为15％(质量)的盐酸和/或土酸[15％(质量)盐酸和1.5％(质量)HF]。
本发明中，对所述胶液Ⅶ没有特别的限制，所述胶液Ⅶ既可以采用本领域中常用的胶液或市售的胶液，也可以根据需要配制特定配方的胶液。在本发明的一些实施例中，例如，所述胶液Ⅶ可以包括瓜胶的水溶液和/或聚丙烯酰胺的水溶液；所述胶液Ⅶ的黏度通过调整胶液的浓度来进行调整。
根据本发明方法，在步骤Ⅷ中，向井筒内注入胶液Ⅷ扩展人工主裂缝的长度，从而扩展人工主裂缝。
在本发明的一些具体实施方式中，通过上述步骤，人工主裂缝范围内连通的大部分天然裂缝已被酸蚀形成并被后续延伸及加宽，此时在步骤Ⅷ中，需注入高黏度的胶液Ⅷ，例如，所述胶液Ⅷ的黏度可以为40-50mPa·s。由于此时的胶液黏度最高，远高于前期的滑溜水、低黏胶液和酸液，难以进入到已改造过的天然裂缝中，而是会沿着主裂缝的方向继续延伸，扩展人工主裂缝的长度。
在本发明的一些优选的具体实施方式中，在注入胶液Ⅷ的过程中，以较高砂液比(亦称为砂比)携带大粒径的支撑剂Ⅷ注入，例如，所述支撑剂Ⅷ的粒径为30-50目；考虑到深井造缝宽度普遍偏低的情况，最高砂比一般25％以下，起步砂液比可为5％，也就是说，施工砂比在5％-25％范围内。该过程中所述施工砂比递增的增幅为3％，且通常采取段塞式加砂方式，以防止连续加砂一旦出现砂堵难以有效应对的不利局面。
本发明中，对所述胶液Ⅷ没有特别的限制，所述胶液Ⅷ既可以采用本领域中常用的胶液或市售的胶液，也可以根据需要配制特定配方的胶液。在本发明的一些实施例中，例如，所述胶液Ⅷ可以包括瓜胶的水溶液和/或聚丙烯酰胺的水溶液；所述胶液Ⅷ的黏度通过调整胶液的浓度来进行调整。
在本发明的一些实施例中，所述支撑剂Ⅷ优选为粉砂和/或粉陶。
本发明中，滑溜水的黏度为2-10mPa·s。滑溜水的黏度通常在步骤Ⅲ中进行选择，而步骤Ⅴ中的滑溜水Ⅴ以及步骤Ⅶ中的滑溜水Ⅶ的粘度均与步骤Ⅲ中的滑溜水Ⅲ的黏度一致。
例如，在步骤Ⅲ中，所注入的滑溜水Ⅲ的黏度视地层情况而定，例如，如天然裂缝异常发育，可采用黏度为上述黏度范围(即2-10mPa·s)的低端值，例如2mPa·s的滑溜水Ⅲ，在后续步骤中步骤Ⅴ中的滑溜水Ⅴ以及步骤Ⅶ中的滑溜水Ⅶ的粘度均与步骤Ⅲ中的滑溜水Ⅲ的黏度一致，均为2mPa·s；而如果天然裂缝不发育，则可采用黏度为上述黏度范围的高端值，例如10mPa·s的滑溜水Ⅲ，在后续步骤中步骤Ⅴ中的滑溜水Ⅴ以及步骤Ⅶ中的滑溜水Ⅶ的粘度均与步骤Ⅲ中的滑溜水Ⅲ的黏度一致，均为10mPa·s。
本发明中，对所述胶液Ⅵ、胶液Ⅶ和胶液Ⅷ没有特别的限制，所述胶液既可以采用本领域中常用的胶液或市售的胶液，也可以根据需要配制特定配方的胶液。在本发明的一些实施例中，例如，所述胶液可以包括瓜胶的水溶液和/或聚丙烯酰胺的水溶液；所述胶液的黏度通过调整胶液的浓度来进行调整。
为便于理解，本发明各步骤中所注入的物料的名称均以该物料的种类名称加所对应的步骤序号来命名，例如，酸液Ⅱ表示步骤Ⅱ注入的酸液；滑溜水Ⅴ表示步骤Ⅴ注入的滑溜水；酸液Ⅶ-1表示步骤Ⅶ第1次重复步骤Ⅳ至Ⅵ时注入的酸液；酸液Ⅶ-2表示步骤Ⅶ第2次重复步骤Ⅳ至Ⅵ时注入的酸液；以此类推。某一种类的物料在不同步骤中可能存在黏度上的差异，但是其本质上并没有改变。例如，不同步骤中的胶液的黏度可能有所不同，但是其主要成分均为瓜胶水溶液和/或聚丙烯酰胺水溶液，其黏度的差异可以通过调整浓度来实现。又例如，不同步骤中的酸液的黏度可能有所不同，但是其主要成分均为15％(质量)的盐酸和/或土酸[15％(质量)盐酸和1.5％(质量)HF]，其黏度的差异可以通过调整酸用稠化剂用量来实现。
本发明中，采用SIMFRAC微震仪进行裂缝监测。
本发明具有以下技术特点和优良效果：
本发明所提供的提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法，主要通过于深层页岩气井压裂设计时，对压裂液选取及注入方式、支撑剂的选取、簇射孔数量等工艺方法的优化设计和控制，使得人工主裂缝在延伸过程中尽可能多的开启并沟通地层中的天然裂缝，从而使单条裂缝延伸的更长，扩展的更宽，最终达到最大限度的提高页岩气井压裂裂缝复杂性的目的。本发明方法主要针对埋深大于3500m，人工主裂缝改造范围内分布含有碳酸盐矿物充填的天然裂缝，且压裂主裂缝与天然裂缝之间存在一定夹角的深层页岩气藏。本发明方法设计合理、工艺简单、便于操作、压裂施工成功率高，能有效的增加深层页岩气分段压裂裂缝体积，明显提高压裂施工效果，从而获得更大的经济效益。
实施例
实施例1：
A井为某油田某区块的一口深层页岩气预探井，目的层位为下志留龙马溪组，施工井段深度为3706.08-4738m，脆性矿物含量为53％。目的层深度大于3500m，属于深层页岩气藏，其最小水平主应力测试为85MPa，相对较高，预计施工压力较高。采用本专利提出的提高深层页岩气裂缝复杂性指数方法进行了该井的压裂施工，具体实施步骤包括：
Ⅰ、利用连续油管将射孔枪及桥塞下入至设计位置，进行分簇射孔。采取深穿透射孔，单段进行3簇射孔，孔密为20孔/m；
Ⅱ、射孔完毕后，用水力车组，小排量1.5m3/min，加入20m3的15％盐酸作为酸液Ⅱ(即前置酸液)；
Ⅲ、酸液Ⅱ(前置酸液)全部注入井后，用水力车组，使用排量6m3/min，将50m3的滑溜水Ⅲ(黏度为8mPa·s)泵入地层；继续用排量10m3/min，将150m3黏度为8mPa·s的滑溜水Ⅲ泵入地层；最后用排量12m3/min，将100m3的滑溜水Ⅲ(黏度为8mPa·s)泵入地层，使得人工主裂缝开启并延伸；
Ⅳ、本井部分天然裂缝被碳酸盐岩矿物充填，在滑溜水Ⅲ初期改造完成后，用水力车组，先使用2m3/min排量，注入10m3的酸液Ⅳ(黏度为8mPa·s)，后使用4m3/min排量，注入12m3的酸液Ⅳ(黏度为8mPa·s)，沟通天然裂缝；
Ⅴ、酸液Ⅳ注入完毕后，用水力压裂车组，以14m3/min排量注滑溜水Ⅴ40m3，同时要以5％的砂液比加入6m3混合支撑剂Ⅴ[采用70-140目粉陶与40-70目的粉陶混合注入混合支撑剂Ⅴ，40-70目的粉陶占6％(质量)]，支撑酸液和滑溜水施工所形成的裂缝通道；
Ⅵ、滑溜水Ⅴ注入完毕后，用水力压裂车组，使用排量8m3/min，将5m3胶液Ⅵ(黏度为16mPa·s)泵入地层；继续用排量12m3/min，将15m3胶液Ⅵ(黏度为16mPa·s)泵入地层，最后用排量14m3/min，将10m3胶液Ⅵ(黏度为16mPa·s)泵入地层，使形成的人工主裂缝继续沿主缝方向扩展；
Ⅶ、重复步骤Ⅳ至Ⅵ。
(1)第1次重复步骤Ⅳ至Ⅵ：
(ⅰ)胶液Ⅵ注入完毕后，用水力车组，使用6m3/min排量，注入20m3的酸液Ⅶ-1(黏度为16mPa·s)，继续沟通天然裂缝；
(ⅱ)停泵5分钟，给足充分的酸岩反应时间；
(ⅲ)酸液Ⅶ-1注入完毕后，用水力压裂车组，以14m3/min排量注滑溜水Ⅶ-1 40m3，同时要以5％的砂液比加入8m3混合支撑剂Ⅶ-1[采用70-140目与40-70目的粉陶混合注入支撑剂，70-140目的粉陶占6％(质量)]，支撑酸液和滑溜水施工所形成的裂缝通道；
(ⅳ)滑溜水Ⅶ-1注入完毕后，用水力压裂车组，使用排量8m3/min，将5m3胶液Ⅶ-1(黏度为20mPa·s)泵入地层，继续用排量12m3/min，将15m3胶液Ⅶ-1(黏度为20mPa·s)泵入地层，最后用排量14m3/min，将10m3胶液Ⅶ-1(黏度为20mPa·s)泵入地层，使形成的人工裂缝继续沿主缝方向扩展；
(2)第2次重复步骤Ⅳ至Ⅵ：
(ⅰ)本井部分天然裂缝被碳酸盐岩矿物充填，在胶液Ⅶ-1注入完毕后，用水力车组，使用8m3/min排量，注入22m3的酸液Ⅶ-2(黏度为20mPa·s)，继续沟通天然裂缝；
(ⅱ)停泵5分钟，给足充分的酸岩反应时间；
(ⅲ)酸液Ⅶ-2注入完毕后，用水力压裂车组，以14m3/min排量注滑溜水Ⅷ-2 40m3，同时要以5％的砂液比加入10m3混合支撑剂Ⅷ-2[(采用70-140目与40-70目的粉陶混合注入支撑剂，70-140目的粉陶占6％(质量)]，支撑酸液和滑溜水施工所形成的裂缝通道；
(ⅳ)滑溜水Ⅶ-2注入完毕后，用水力压裂车组，使用排量8m3/min，将5m3胶液Ⅶ-2(黏度为25mPa·s)泵入地层，继续用排量12m3/min，将15m3胶液Ⅶ-2(黏度为25mPa·s)泵入地层，最后用排量14m3/min，将10m3胶液Ⅶ-2(黏度为25mPa·s)泵入地层，使形成的人工裂缝继续沿主缝方向扩展；
Ⅷ、完成滑溜水、酸液及低黏胶液的交替注入[重复步骤Ⅳ至Ⅵ2次]后，用水力车组，注入高粘度的胶液Ⅷ(黏度46mPa·s)，段塞加砂，先以5％砂液比14m3/min排量，加入5m3的30-50目粉陶(支撑剂Ⅷ)，继续以8％砂液比14m3/min排量，加入8m3的30-50目粉陶，继续以10％砂液比14m3/min排量，加入7m3的30-50目粉陶，继续以12％砂液比14m3/min排量，加入6m3的30-50目粉陶，继续以14％砂液比14m3/min排量，加入7m3的30-50目粉陶，最后以16％砂液比14m3/min排量，加入8m3的30-50目粉陶，支撑所形成的裂缝；
Ⅸ、重复上述步骤Ⅰ至Ⅷ，完成后续各段施工作业，但后续各段施工作业桥塞和射孔枪可用滑溜水泵注送入。
采用本专利方法施工过后，用SIMFRAC微震仪进行裂缝监测，结果显示，平台上的页岩气井裂缝复杂性指数整体提高10％。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法，所述方法针对埋深大于3500m，人工主裂缝改造范围内分布含有碳酸盐矿物充填的天然裂缝，且压裂主裂缝与天然裂缝之间存在一定夹角的深层页岩气藏；其包括N段施工作业，每段施工作业包括：
步骤Ⅰ，下桥塞和射孔：在预定位置下入桥塞和射孔枪，桥塞座封后丢手，然后射孔；
步骤Ⅱ，酸预处理：向井筒内加入酸液Ⅱ进行处理，以清洗近井筒区域的污染并降低近井筒区域的裂缝弯曲摩阻；当裂缝方向与水平井筒方位夹角<30°时，所述酸液Ⅱ为土酸；
步骤Ⅲ，造人工主裂缝：向井筒内注入滑溜水Ⅲ开启人工主裂缝；在步骤Ⅲ中，采用阶梯升级排量的方式注入滑溜水Ⅲ，滑溜水Ⅲ的注入排量的范围为2-14m3/min；当脆性指数>60％时，设计3-4级排量；当脆性指数<40％时，设计2-3级排量；
步骤Ⅳ，沟通天然裂缝：向井筒内注入酸液Ⅳ以形成与人工主裂缝联通的天然裂缝通道；所述酸液Ⅳ的黏度与滑溜水Ⅲ的黏度相当；采用阶梯升排量的方式注入酸液Ⅳ；所述酸液Ⅳ的注入量为20-30m3；
步骤Ⅴ，扩展天然裂缝：向井筒内注入滑溜水Ⅴ以延伸天然裂缝，并扩展天然裂缝的分支缝的长度和宽度；在注入滑溜水Ⅴ的过程中，注入混合支撑剂Ⅴ，且施工砂比≥3％；所述混合支撑剂Ⅴ为两种粒径的支撑剂的混合物，其中一种粒径的范围为70-140目，另一种粒径的范围为40-70目；在混合支撑剂Ⅴ中，粒径的范围为70-140目的支撑剂的质量含量为5％-10％；
步骤Ⅵ，扩展人工主裂缝：向井筒内注入胶液Ⅵ扩展人工主裂缝；所述胶液Ⅵ的黏度为滑溜水Ⅲ黏度的2-3倍；
步骤Ⅶ，重复步骤Ⅳ-Ⅵ的操作；在同一段施工作业中重复步骤Ⅳ-Ⅵ至少1次，且酸液Ⅶ、胶液Ⅶ的黏度依次增加；在重复步骤Ⅳ时，在酸液Ⅶ进入预定裂缝位置后，停泵5-10分钟；
步骤Ⅷ，扩展人工主裂缝：向井筒内注入胶液Ⅷ扩展人工主裂缝的长度；
其中，N为正整数。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤Ⅱ中，所述酸液Ⅱ的注入排量为1-2m3/min；所述酸液Ⅱ的加入量为20-30m3。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤Ⅳ中，当天然裂缝多时，所述酸液Ⅳ的注入量增加5-10m3。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，在步骤Ⅲ中，所述滑溜水Ⅲ的黏度为2-10mPa·s；所述滑溜水Ⅲ的注入量为200-300m3。
5.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，在步骤Ⅴ中，所述滑溜水Ⅴ的注入量为30-40m3。
6.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，
当N＝1时，在步骤Ⅰ中，采用连续油管将桥塞和射孔枪送入预定位置；
当N>1时，在步骤Ⅰ中，采用滑溜水泵注送入桥塞和射孔枪；所述射孔为3-4簇。
7.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，在步骤Ⅷ中，所述胶液Ⅷ的黏度为40-50mPa·s。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，在注入胶液Ⅷ的过程中，注入支撑剂Ⅷ，所述支撑剂Ⅷ的粒径为30-50目；施工砂比5％-25％；所述施工砂比递增的增幅为3％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510654247.XA CN106567702B (zh) | 2015-10-10 | 2015-10-10 | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510654247.XA CN106567702B (zh) | 2015-10-10 | 2015-10-10 | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106567702A CN106567702A (zh) | 2017-04-19 |
| CN106567702B true CN106567702B (zh) | 2021-08-06 |
Family
ID=58507485
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510654247.XA Active CN106567702B (zh) | 2015-10-10 | 2015-10-10 | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106567702B (zh) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108952654B (zh) * | 2017-05-17 | 2021-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油气井压裂方法 |
| CN109113703B (zh) * | 2017-06-26 | 2021-05-18 | 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 |
| CN109209332B (zh) * | 2017-07-05 | 2021-08-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法 |
| CN109267988B (zh) * | 2017-07-18 | 2020-08-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气压裂中段塞式加砂方法 |
| CN109403942B (zh) * | 2017-08-15 | 2020-12-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定页岩气井压裂设计中滑溜水与胶液混合比的方法 |
| CN109424346A (zh) * | 2017-08-29 | 2019-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气无级变参数斜坡式注入压裂方法 |
| CN109424347B (zh) * | 2017-08-30 | 2021-02-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种常压深层页岩气体积压裂方法 |
| CN109424351B (zh) * | 2017-08-30 | 2020-12-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法 |
| CN109751027B (zh) * | 2017-11-01 | 2021-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种针对常压页岩气水平井的压裂方法 |
| CN109751025B (zh) * | 2017-11-01 | 2022-02-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法 |
| CN109751032B (zh) * | 2017-11-01 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多粒径支撑剂混合压裂方法 |
| CN107939368A (zh) * | 2017-12-04 | 2018-04-20 | 西南石油大学 | 一种提高水平井同一压裂段内水力裂缝复杂程度的实时控制方法 |
| CN109931045B (zh) * | 2017-12-18 | 2021-08-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 |
| CN109958425B (zh) * | 2017-12-22 | 2021-02-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气提高多尺度裂缝破裂的压裂方法 |
| CN109958426A (zh) * | 2017-12-26 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法 |
| CN109989737B (zh) * | 2018-01-03 | 2021-09-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种实现岩石自支撑裂缝的方法 |
| CN110344799B (zh) * | 2018-04-02 | 2022-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 |
| CN110359899B (zh) * | 2018-04-11 | 2024-01-30 | 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 |
| CN110374574A (zh) * | 2018-04-13 | 2019-10-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 直井定向井大规模压裂控制裂缝复杂程度的方法 |
| CN110608024B (zh) * | 2018-06-14 | 2021-09-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 |
| CN108984877A (zh) * | 2018-07-03 | 2018-12-11 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司石油工程技术研究院 | 一种致密储层复杂压裂裂缝形成条件的评估方法 |
| CN111287718B (zh) * | 2018-12-07 | 2022-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定射孔参数的方法、装置及存储介质 |
| CN109356558B (zh) * | 2018-12-14 | 2021-04-20 | 陕西友邦石油工程技术有限公司 | 一种单井多油层平面分支多裂缝压裂工艺 |
| CN112647913B (zh) * | 2019-10-12 | 2023-01-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种酸化压裂方法 |
| CN112647914B (zh) * | 2019-10-12 | 2023-03-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种防止套管变形的压裂方法及其应用 |
| CN113445976B (zh) * | 2020-03-25 | 2023-09-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高塑性地层的压裂方法与应用 |
| CN114059987B (zh) * | 2020-08-03 | 2024-04-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种集群式多级间隙酸化压裂方法与其应用 |
| CN114482962A (zh) * | 2020-10-27 | 2022-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种储层井段高密度泥浆钻井下的体积压裂方法及其应用 |
| CN114508335A (zh) * | 2020-11-17 | 2022-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于缝洞型油藏三维地应力场分布的多溶洞沟通模式确定方法及确定系统 |
| CN113356826B (zh) * | 2021-07-08 | 2022-02-11 | 西南石油大学 | 一种提升缝洞型储层改造效果的适度加砂增压酸压方法 |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103109039A (zh) * | 2010-05-18 | 2013-05-15 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂方法 |
| CN103306660A (zh) * | 2012-03-13 | 2013-09-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气藏水力压裂增产的方法 |
| CA2820742A1 (en) * | 2013-07-04 | 2013-09-20 | IOR Canada Ltd. | Improved hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures |
| CN103732718A (zh) * | 2011-07-29 | 2014-04-16 | 贝克休斯公司 | 滑溜水压裂的方法 |
| CN103857877A (zh) * | 2011-08-05 | 2014-06-11 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 在井内压裂多个区域的方法 |
| CN104533375A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种天然裂缝储层的压裂改造方法 |
| CN104559997A (zh) * | 2013-10-23 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气压裂用滑溜水及其制备方法 |
| CN104594869A (zh) * | 2014-08-13 | 2015-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
| CN104948154A (zh) * | 2014-03-28 | 2015-09-30 | 北京仁创科技集团有限公司 | 一种天然水压裂施工方法 |
-
2015
- 2015-10-10 CN CN201510654247.XA patent/CN106567702B/zh active Active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103109039A (zh) * | 2010-05-18 | 2013-05-15 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂方法 |
| CN103732718A (zh) * | 2011-07-29 | 2014-04-16 | 贝克休斯公司 | 滑溜水压裂的方法 |
| CN103857877A (zh) * | 2011-08-05 | 2014-06-11 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 在井内压裂多个区域的方法 |
| CN103306660A (zh) * | 2012-03-13 | 2013-09-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气藏水力压裂增产的方法 |
| CA2820742A1 (en) * | 2013-07-04 | 2013-09-20 | IOR Canada Ltd. | Improved hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures |
| CN104559997A (zh) * | 2013-10-23 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气压裂用滑溜水及其制备方法 |
| CN104948154A (zh) * | 2014-03-28 | 2015-09-30 | 北京仁创科技集团有限公司 | 一种天然水压裂施工方法 |
| CN104594869A (zh) * | 2014-08-13 | 2015-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
| CN104533375A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种天然裂缝储层的压裂改造方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 《页岩气水平井分段压裂优化设计新方法》;蒋延学等;《石油钻探技术》;20140331;第42卷(第2期);第1-6页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106567702A (zh) | 2017-04-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106567702B (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
| CN107313762B (zh) | 一种页岩水力压裂方法 | |
| CN110761765B (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
| CN109113703B (zh) | 一种深层页岩气“v”型压力曲线的压裂方法 | |
| CN109751029B (zh) | 一种深层页岩气压裂的方法 | |
| CN109838223B (zh) | 一种深层复杂页岩气的体积压裂方法 | |
| CN109751035B (zh) | 一种油气藏压裂加砂方法 | |
| CN110344799B (zh) | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 | |
| CN107965306B (zh) | 一种注酸压裂方法 | |
| CN107545088B (zh) | 一种常压页岩气水平井体积压裂方法 | |
| CN106382111B (zh) | 增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法 | |
| CN109931045B (zh) | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 | |
| CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
| CN107366530B (zh) | 一种深层页岩气藏增产方法及其应用 | |
| CN112253066B (zh) | 一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法 | |
| CN111648755B (zh) | 一种通过投球暂堵促进多簇裂缝均衡扩展的方法 | |
| CN109209332B (zh) | 一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法 | |
| CN106703775B (zh) | 一种煤层气压裂方法 | |
| CN105443100A (zh) | 一种定面射孔控制缝高的压裂方法 | |
| CN113530513B (zh) | 一种不同粒径支撑剂在多尺度裂缝中分级支撑的压裂方法 | |
| CN110529089B (zh) | 一种裸眼水平井重复压裂方法 | |
| CN112324412A (zh) | 一种体积压裂形成复杂缝网的方法 | |
| CN111827954A (zh) | 一种连续脉冲水力压裂系统及方法 | |
| CN112302605B (zh) | 一种页岩气水平井分段重复压裂的方法 | |
| CN112443305B (zh) | 一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |