CN109098707A - 砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法、砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法 - Google Patents
砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法、砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109098707A CN109098707A CN201710476807.6A CN201710476807A CN109098707A CN 109098707 A CN109098707 A CN 109098707A CN 201710476807 A CN201710476807 A CN 201710476807A CN 109098707 A CN109098707 A CN 109098707A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sand
- oil reservoir
- network pressure
- straight well
- body oil
- 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.)
- Granted
Links
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 86
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 40
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims abstract description 25
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims abstract description 25
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 37
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 36
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 33
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 5
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 claims description 4
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000001046 rapid expansion of supercritical solution Methods 0.000 description 5
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- BVPWJMCABCPUQY-UHFFFAOYSA-N 4-amino-5-chloro-2-methoxy-N-[1-(phenylmethyl)-4-piperidinyl]benzamide Chemical compound COC1=CC(N)=C(Cl)C=C1C(=O)NC1CCN(CC=2C=CC=CC=2)CC1 BVPWJMCABCPUQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000167854 Bourreria succulenta Species 0.000 description 1
- 241001269238 Data Species 0.000 description 1
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 description 1
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 description 1
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 description 1
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000011505 plaster Substances 0.000 description 1
- 208000010787 postorgasmic illness syndrome Diseases 0.000 description 1
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 1
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000009418 renovation Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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
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)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明涉及一种砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法、砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法。砂砾岩体油藏的直井缝网压艺的适应性评价方法是通过首先确定岩石脆性矿物比例、岩石脆性指数、水平应力差异系数、地层天然裂缝发育状况；当岩石脆性矿物比例≥40％、岩石脆性指数≥40％、水平应力差异系数≤0.25、地层天然裂缝发育状况为总体较为发育时，砂砾岩体油藏的直井具备缝网压裂的地质条件。本发明的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂工艺的适应性评价方法，为砂砾岩体油藏的直井采用缝网压裂提供判断依据，能避免对于砂砾岩体油藏的直井盲目选择缝网压裂而导致压裂成功率低与有效率低的问题，实现砂砾岩体油藏的高效开发。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发的水力压裂技术领域，特别是涉及一种砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法、砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法。
背景技术
砂砾岩属于复成分砂岩，以不同粒径级配的砂岩颗粒为主，成分成熟度低，碎屑颗粒较大。砾岩的填隙物主要为泥级细杂基(包括灰泥、云泥、粘土泥基)和砂级、粉砂级粗杂基；胶结物以碳酸盐为主，少量绿泥石和黄铁矿。砾岩的结构成熟度较低，以砾石为骨架的孔隙空间全部或部分被砂级颗粒充填，而在由砂粒组成的孔隙中，又被粘土杂基充填，构成复杂的双模态或复模态结构；常见正粒序、反粒序递变层理，其层面上常见冲刷构造和叠复冲刷构造。
砂砾岩油藏主要为砂砾沉积物滑塌再搬运而形成的近岸水下扇沉积，由于砂砾岩体具有近物源、厚度大、相变快的特点，表现出沉积类型多样，空间展布复杂，油藏层性差，非均质性强的储层特征。在砂砾岩储层的压裂改造中，由于其复杂的地质特性使该类地层的压裂存在有效率低的特点。近几年，国内针对复杂油气藏的改造技术不断取得突破，但对于砂砾岩储层的压裂改造却没有针对性的工艺技术。
发明内容
本发明的目的是提供一种砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，可以实现砂砾岩体油藏的高效开发。
本发明还提供了一种砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法。
为了实现以上目的，本发明的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法所采用的技术方案是：
一种砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，确定砂砾岩体油藏的直井的岩石脆性矿物比例、岩石脆性指数、水平应力差异系数、地层天然裂缝发育状况；当所述岩石脆性矿物比例≥40％、岩石脆性指数≥40％、水平应力差异系数≤0.25、地层天然裂缝发育状况为总体较为发育时，砂砾岩体油藏的直井具备缝网压裂的地质条件；判断地层天然裂缝发育状况为总体较为发育，包括以下条件：
a)裂缝发育程度大于岩石完整性系数；
b)岩石稳定性系数小于等于3；
c)岩石剩余剪应力大于等于0；
d)岩石破裂率大于等于0.25。
在判断地层天然裂缝发育状况时，可以采用SAOR储层地应力分析软件进行分析判断。在SAOR储层地应力分析软件中输入储层自然伽马、岩石声波时差、岩石泥质含量、岩石密度、岩石有效孔隙度等具体测井数据得出裂缝发育程度、岩石完整性系数、岩石稳定系数、岩石剩余剪应力、岩石破裂率。
SAOR储层地应力分析主要是通过测井数据进行计算相关结果，常规测井数据完全可以满足该软件需求，对于测井数据的要求并不严格，比如说地应力大小的计算，可以通过自然伽马计算，也可以通过声波时差计算。
本发明的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，为砂砾岩体油藏的直井采用缝网压裂提供判断依据，可以避免对于砂砾岩体油藏的直井盲目选择缝网压裂而导致压裂成功率低与有效率低的问题，实现砂砾岩体油藏的高效开发。
所述岩石脆性矿物包含石英和长石。进一步的，所述岩石脆性矿物包括石英、长石和碳酸盐岩。
所述脆性系数定量计算公式为：
YM_BRIT＝(YMS_C-1)/(8-1)×100 (1-1)，
PR_BRIT＝(PR_C-0.4)/(0.15-0.4)×100 (1-2)，
BRIT＝(YM_BRIT+PR_BRIT)/2 (1-3)，
式中：YMS_C为综合测定的杨氏模量，104MPa；PR_C为综合测定的泊松比，无量纲；YM_BRIT为归一化的杨氏模量，无量纲；PR_BRIT为归一化的泊松比，无量纲；BRIT为脆性系数，％。
所述水平应力差异系数计算公式为：
S＝(X-Y)/X
式中：S为水平应力差异系数，无量纲；X为水平最大主应力，MPa；Y为水平最小主应力，MPa。
本发明的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法所采用的技术方案为：
一种砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，包括以下步骤：
1)选择可实施缝网压裂的井和层：确定砂砾岩体油藏的直井的岩石脆性矿物比例、岩石脆性指数、水平应力差异系数、地层天然裂缝发育状况；当所述岩石脆性矿物比例≥40％、岩石脆性指数≥40％、水平应力差异系数≤0.25、地层天然裂缝发育状况为总体较为发育时，砂砾岩体油藏的直井具备缝网压裂的地质条件；判断地层天然裂缝发育状况为总体较为发育，包括以下条件：
a)裂缝发育程度大于岩石完整性系数；
b)岩石稳定性系数小于等于3；
c)岩石剩余剪应力RESS大于等于0；
d)岩石破裂率大于等于0.25；
据此，选择可实施缝网压裂的井和层；
2)优化缝网压裂工艺参数：
A)优选射孔井段与射孔参数；
B)优选压裂施工泵序及压裂施工参数；
C)优选暂堵剂；
3)按照步骤2)中优选的缝网压裂工艺参数进行压裂施工。
在判断地层天然裂缝发育状况时，可以采用SAOR储层地应力分析软件进行分析判断。在SAOR储层地应力分析软件中输入储层自然伽马、岩石声波时差、岩石泥质含量、岩石密度、岩石有效孔隙度等具体测井数据得出裂缝发育程度、岩石完整性系数、岩石稳定系数、岩石剩余剪应力、岩石破裂率。
步骤1)中，所述脆性系数定量计算公式为：
YM_BRIT＝(YMS_C-1)/(8-1)×100 (1-1)，
PR_BRIT＝(PR_C-0.4)/(0.15-0.4)×100 (1-2)，
BRIT＝(YM_BRIT+PR_BRIT)/2 (1-3)，
式中：YMS_C为综合测定的杨氏模量，104MPa；PR_C为综合测定的泊松比，无量纲；YM_BRIT为归一化的杨氏模量，无量纲；PR_BRIT为归一化的泊松比，无量纲；BRIT为脆性系数，％。
所述水平应力差异系数计算公式为：
S＝(X-Y)/X
式中：S为水平应力差异系数，无量纲；X为水平最大主应力，MPa；Y为水平最小主应力，MPa。
步骤2)A)中，所述射孔井段为1～3个。所述射孔参数包括孔密：12～20孔/m、射孔方位与水平最大主应力方向夹角：30～60°、两个射孔段的射孔方位夹角：90°。射孔厚度0.2～2.0m。
步骤2)B)中，所述压裂施工泵序包括前置液阶段的段塞数量及液量、段塞支撑剂粒径及浓度、携砂液用量和携砂液支撑剂粒径。优选的，段塞数量为1～3个、段塞支撑剂粒径为0.425～0.85mm或0.212～0.45mm，段塞支撑剂浓度为50～170kg/m3，携砂液用量为60～350m3，携砂液支撑剂粒径为0.425～0.85mm。
步骤2)B)中，所述优选压裂施工参数包括压裂液用量、支撑剂用量、施工排量和携砂液砂比。所述压裂液用量为80～500m3，支撑剂总用量为10～100m3，施工排量为2～5m3/min，平均携砂液砂比为15％～25％。
步骤2)C)中，所述暂堵剂需要满足以下条件：60℃下8小时内在压裂液破胶液中完全溶解；暂堵增压≥8MPa。暂堵剂的加入量依据室内的暂堵剂评价实验确定。优选的，暂堵剂加入量为20～100kg。在泵入暂堵剂前将暂堵剂与原胶液混合后，然后低排量注入地层。
进一步优选的，所述暂堵剂为水溶性暂堵剂。水溶性暂堵剂为水溶性转向压裂暂堵剂SAK-6。所述水溶性转向压裂暂堵剂SAK-6为市售品，由北京石大奥德有限公司生产。
步骤2)中，所述压裂分析软件为Fracpro PT软件或E-StimPlan软件或Meyer软件。
本发明的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，通过对砂砾岩体油藏进行适应性评价，进而采用定向射孔技术、缝内暂堵技术和支撑剂段塞技术，增加缝内净压力，强制裂缝转向，形成缝网系统，相较于常规砂砾岩体油藏压裂改造，能够增大裂缝的导流能力，可以获得更长的压裂有效期和更高的油气产量。
附图说明
图1为实施例1的春A井裂缝预测成果图；比例尺为1:200；
其中，YMOD——杨氏模量，104MPa；
POIS——泊松比，无量纲；
KV——岩石完整性系数，无量纲；
RF——裂缝发育程度，无量纲；
RG——岩石稳定系数，无量纲；
RESS——剩余剪应力，MPa；
FII——岩石破裂率，无量纲；
SH——泥质含量，％；
POR——孔隙度，无量纲。
具体实施方式
以下结合具体实施方式对本发明的技术方案作进一步说明。
具体实施方式中各实施例采用的暂堵剂为水溶性转向压裂暂堵剂SAK-6，由北京石大奥德科技有限公司生产。
实施例1
本实施例的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，以春光油田春A井为例进行实验：
春A井是春光油田一口开发直井，岩性为灰褐色油斑砂砾岩。由沉积岩粘土矿物总量和常见矿物X射线衍射定量分析，储层中石英、长石含量为68.5％，碳酸盐岩含量为7.2％，总矿物脆性含量为75.7％≥40％。
由岩石力学实验确定岩石弹性模量为33.8GPa，泊松比为0.2，计算得岩石脆性指数为57％≥40％。由地应力实验确定目标层主应力值，水平最大主应力为18.68MPa，水平最小主应力为14.56MPa，则应力差异系数为0.22≤0.25。使用SAOR储层地应力分析软件输入储层自然伽马、岩石声波时差、岩石泥质含量、岩石密度、岩石有效孔隙度等具体测井数据得出岩石完整性系数、裂缝发育程度、岩石稳定系数、剩余剪应力、岩石破裂率。计算结果如图1，裂缝发育程度RF大于岩石完整性系数KV；岩石稳定系数RG＝2.6<3；岩石剩余剪应力RESS＝38.6MPa>0MPa；岩石破裂率FII＝0.31>0.25，可判断春A井地层天然裂缝发育状况为总体较为发育。从上述数据可以看出，该井具备形成压裂缝网的地质条件。
本实施例的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，以春A井为例进行实验，包括以下步骤：
1)优选缝网压裂工艺参数：结合Meyer压裂分析软件模拟计算，优化射孔参数、优选压裂施工泵序及压裂施工参数、优选暂堵剂：
A)优选射孔井段和射孔参数
在储层内选择2个射孔井段，按照以下参数进行射孔：射孔井段为866.6-878.2m，880.2-883.6m，孔密为16孔/m，射孔厚度1.5m、使射孔方位与水平最大主应力方向呈45°夹角、两个射孔段的射孔方位夹角：90°。
B)优选压裂施工泵序及压裂施工参数
根据Meyer压裂分析软件模拟计算，优选出压裂施工泵序及压裂施工参数，分别见表1和表2。
表1压裂施工泵注程序
表2实施例1的压裂施工参数
| 压裂液总用量，m<sup>3</sup> | 182.8 |
| 支撑剂总用量，m<sup>3</sup> | 23.3 |
| 施工排量，m<sup>3</sup>/min | 3.0 |
| 平均携砂液砂比，％ | 21.4 |
| 前置液段塞数量，个 | 2 |
| 前置液段塞液量，m<sup>3</sup> | 50 |
| 段塞支撑剂粒径，mm | 0.425～0.85 |
| 段塞支撑剂浓度，kg/m<sup>3</sup> | 51-85 |
| 携砂液液量，m<sup>3</sup> | 105 |
| 携砂液支撑剂粒径为，mm | 0.425～0.85 |
C)优选暂堵剂
根据室内暂堵剂评价实验，确定暂堵剂加入量为50kg，暂堵剂在混砂罐内与原胶液混合后，低排量注入地层。
2)按照步骤1)B)中优选的压裂施工泵序进行压裂施工：泵注前置液以及前置液段塞、泵注暂堵剂、泵注携砂液、泵注顶替液的泵注方式均为一般常规方法。
实验时，该井施工过程中投入暂堵剂之后，井口施工压力上升5.5MPa，证明暂堵成功，裂缝已被强制转向；该井压裂施工后初期日产油5.0t，生产动态稳定，证明压裂施工后渗流方式发生改变，形成了缝网体系。
实施例2
本实施例的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，在实施例1的基础上以春光油田春B井为例进行实验：
春B井是春光油田一口开发直井，总矿物脆性含量为78％≥40％，岩石脆性指数为49％≥40％，水平应力差异系数为0.2≤0.25。使用SAOR储层地应力分析软件得出裂缝发育程度RF大于岩石完整性系数KV；岩石稳定系数RG＝0.1<3；岩石剩余剪应力RESS＝50MPa>0MPa；岩石破裂率FII＝3.0>0.25，可判断春B井地层天然裂缝发育状况为总体较为发育。从上述数据可以看出，该井具备形成压裂缝网的地质条件。
本实施例的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，以春B井为例进行实验，包括以下步骤：
1)优选缝网压裂工艺参数：结合E-StimPlan压裂分析软件模拟计算，优选射孔井段和射孔参数、优选压裂施工泵序及压裂施工参数、优选暂堵剂：
A)优选射孔井段和射孔参数；
在储层内选择1个射孔井段，按照以下参数进行射孔：孔密为20孔/m，射孔厚度2.0m、使射孔方位与水平最大主应力方向呈30°夹角。
B)优选压裂施工泵序及压裂施工参数；
根据E-StimPlan压裂分析软件模拟计算，优选出压裂施工泵序及压裂施工参数，压裂施工参数见表3。
表3实施例2的压裂施工泵序及压裂施工参数
C)优选暂堵剂；
根据室内暂堵剂评价实验，确定暂堵剂加入量为20kg，暂堵剂在混砂罐内与原胶液混合后，低排量注入地层。
2)按照步骤1)B)中优选的压裂施工泵序进行压裂施工：采用泵注前置液以及前置液段塞、泵注暂堵剂、泵注携砂液、泵注顶替液的方式将压裂液以及暂堵剂泵注入油井，该泵注方式为一般常规方法。
实验时，该井压裂施工后初期日产油3.8t，生产动态稳定，证明压裂施工后渗流方式发生改变，形成了缝网体系。
实施例3
本实施例的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，在实施例1的基础上以春光油田春B井为例进行实验：
春B井是春光油田一口开发直井，总矿物脆性含量为78％≥40％，岩石脆性指数为49％≥40％，水平应力差异系数为0.2≤0.25。使用SAOR储层地应力分析软件得出裂缝发育程度RF大于岩石完整性系数KV；岩石稳定系数RG＝0.1<3；岩石剩余剪应力RESS＝50MPa>0MPa；岩石破裂率FII＝3.0>0.25，可判断春B井地层天然裂缝发育状况为总体较为发育。从上述数据可以看出，该井具备形成压裂缝网的地质条件。
本实施例的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，以春B井为例进行实验，包括以下步骤：
步骤(1)优选缝网压裂工艺参数：结合Fracpro PT压裂分析软件模拟计算，优选射孔井段和射孔参数、优选压裂施工泵序及压裂施工参数、优选暂堵剂：
A)优选射孔井段和射孔参数；
在储层内选择3个射孔井段，按照以下参数进行射孔：孔密为12孔/m，射孔厚度0.2m、使射孔方位与水平最大主应力方向呈30°夹角、相邻射孔段的射孔方位夹角：90°。
B)优选压裂施工泵序及压裂施工参数；
根据Fracpro PT压裂分析软件模拟计算，优选出压裂施工泵序及压裂施工参数，压裂施工参数见表4。
表4实施例3的压裂施工泵序及压裂施工参数
| 压裂液总用量，m<sup>3</sup> | 500 |
| 支撑剂用量，m<sup>3</sup> | 100 |
| 施工排量，m<sup>3</sup>/min | 5.0 |
| 平均携砂液砂比，％ | 25 |
| 前置液段塞数量，个 | 3 |
| 前置液段塞液量，m<sup>3</sup> | 180 |
| 段塞支撑剂粒径，mm | 0.425～0.85 |
| 段塞支撑剂浓度，kg/m<sup>3</sup> | 170 |
| 携砂液液量，m<sup>3</sup> | 390 |
| 携砂液支撑剂粒径为，mm | 0.425～0.85 |
C)优选暂堵剂；
根据室内暂堵剂评价实验，确定暂堵剂加入量为100kg，暂堵剂在混砂罐内与原胶液混合后，低排量注入地层。
2)按照步骤1)B)中的压裂施工泵序进行压裂施工：采用泵注前置液以及前置液段塞、泵注暂堵剂、泵注携砂液、泵注顶替液的方式将压裂液以及暂堵剂泵注入油井，该泵注方式为一般常规方法。
实验时，该井压裂施工后初期日产油8.2t，生产动态稳定，证明压裂施工后渗流方式发生改变，形成了缝网体系。
Claims (9)
1.一种砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，其特征在于：确定砂砾岩体油藏的直井的岩石脆性矿物比例、岩石脆性指数、水平应力差异系数、地层天然裂缝发育状况；当所述岩石脆性矿物比例≥40％、岩石脆性指数≥40％、水平应力差异系数≤0.25、地层天然裂缝发育状况为总体较为发育时，砂砾岩体油藏的直井具备缝网压裂的地质条件；判断地层天然裂缝发育状况为总体较为发育，包括以下条件：
a)裂缝发育程度大于岩石完整性系数；
b)岩石稳定性系数小于等于3；
c)岩石剩余剪应力大于等于0；
d)岩石破裂率大于等于0.25。
2.根据权利要求1所述的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，其特征在于：所述岩石脆性矿物包含石英和长石。
3.根据权利要求1所述的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，其特征在于：所述岩石脆性指数计算公式为：
YM_BRIT＝(YMS_C-1)/(8-1)×100 (1-1)，
PR_BRIT＝(PR_C-0.4)/(0.15-0.4)×100 (1-2)，
BRIT＝(YM_BRIT+PR_BRIT)/2 (1-3)，
式中：YMS_C为综合测定的杨氏模量，104MPa；PR_C为综合测定的泊松比，无量纲；YM_BRIT为归一化的杨氏模量，无量纲；PR_BRIT为归一化的泊松比，无量纲；BRIT为脆性系数，％。
4.根据权利要求1所述的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法，其特征在于：所述水平应力差异系数计算公式为：
S＝(X-Y)/X
式中：S为水平应力差异系数，无量纲；X为水平最大主应力，MPa；Y为水平最小主应力，MPa。
5.一种砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，其特征在于：包括以下步骤：
1)选择可实施缝网压裂的井和层：确定砂砾岩体油藏的直井的岩石脆性矿物比例、岩石脆性指数、水平应力差异系数、地层天然裂缝发育状况；当所述岩石脆性矿物比例≥40％、岩石脆性指数≥40％、水平应力差异系数≤0.25、地层天然裂缝发育状况为总体较为发育时，砂砾岩体油藏的直井具备缝网压裂的地质条件；判断地层天然裂缝发育状况为总体较为发育，包括以下条件：
a)裂缝发育程度大于岩石完整性系数；
b)岩石稳定性系数小于等于3；
c)岩石剩余剪应力大于等于0；
d)岩石破裂率大于等于0.25；
据此，选择可实施缝网压裂的井和层；
2)优化缝网压裂工艺参数：
A)优选射孔井段与射孔参数；
B)优选压裂施工泵序及压裂施工参数；
C)优选暂堵剂；
3)按照步骤2)中优选的缝网压裂工艺参数进行压裂施工。
6.根据权利要求5所述的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，其特征在于：步骤2)A)中，所述射孔参数包括孔密：12～20孔/m、射孔方位与水平最大主应力方向夹角：30～60°、两个射孔段的射孔方位夹角：90°。
7.根据权利要求5所述的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，其特征在于：步骤2)B)中，所述压裂施工泵序包括段塞数量及液量、段塞支撑剂粒径及浓度、携砂液用量和携砂液支撑剂粒径。
8.根据权利要求5所述的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，其特征在于：步骤2)B)中，所述压裂施工参数包括压裂液用量、支撑剂用量、施工排量和携砂液砂比。
9.根据权利要求5所述的砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法，其特征在于：步骤2)C)中，所述暂堵剂为水溶性暂堵剂。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710476807.6A CN109098707B (zh) | 2017-06-21 | 2017-06-21 | 砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法、砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710476807.6A CN109098707B (zh) | 2017-06-21 | 2017-06-21 | 砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法、砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109098707A true CN109098707A (zh) | 2018-12-28 |
| CN109098707B CN109098707B (zh) | 2022-02-11 |
Family
ID=64796159
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710476807.6A Active CN109098707B (zh) | 2017-06-21 | 2017-06-21 | 砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法、砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109098707B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111123358A (zh) * | 2019-12-02 | 2020-05-08 | 中国矿业大学(北京) | 水力压裂人工裂缝预测方法、装置、设备和存储介质 |
| CN112085305A (zh) * | 2019-06-13 | 2020-12-15 | 中国石油天然气集团有限公司 | 评价储层缝网性能的方法及装置 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070256830A1 (en) * | 2003-07-25 | 2007-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and an apparatus for evaluating a geometry of a hydraulic fracture in a rock formation |
| WO2008033770A1 (en) * | 2006-09-12 | 2008-03-20 | Services Petroliers Schlumberger | Discriminating natural fracture- and stress-induced sonic anisotropy using a combination of image and sonic logs |
| US20090235729A1 (en) * | 2008-03-21 | 2009-09-24 | Barthelemy Jean-Francois | Method of estimating the fracture density in a rock medium |
| US20130284438A1 (en) * | 2010-12-22 | 2013-10-31 | Maurice B. Dusseault | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| CN104153768A (zh) * | 2014-07-04 | 2014-11-19 | 中国海洋石油总公司 | 一种评价花岗岩储层储集性能的方法 |
| CN105041287A (zh) * | 2015-07-23 | 2015-11-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高低渗致密砂岩油气井产能的纤维暂堵转向压裂方法 |
| US20150362623A1 (en) * | 2014-06-12 | 2015-12-17 | Westerngeco, Llc | Joint inversion of attributes |
| CN106294890A (zh) * | 2015-05-12 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种砂砾岩油藏压裂裂缝控制设计方法 |
-
2017
- 2017-06-21 CN CN201710476807.6A patent/CN109098707B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070256830A1 (en) * | 2003-07-25 | 2007-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and an apparatus for evaluating a geometry of a hydraulic fracture in a rock formation |
| WO2008033770A1 (en) * | 2006-09-12 | 2008-03-20 | Services Petroliers Schlumberger | Discriminating natural fracture- and stress-induced sonic anisotropy using a combination of image and sonic logs |
| US20090235729A1 (en) * | 2008-03-21 | 2009-09-24 | Barthelemy Jean-Francois | Method of estimating the fracture density in a rock medium |
| US20130284438A1 (en) * | 2010-12-22 | 2013-10-31 | Maurice B. Dusseault | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| US20150362623A1 (en) * | 2014-06-12 | 2015-12-17 | Westerngeco, Llc | Joint inversion of attributes |
| CN104153768A (zh) * | 2014-07-04 | 2014-11-19 | 中国海洋石油总公司 | 一种评价花岗岩储层储集性能的方法 |
| CN106294890A (zh) * | 2015-05-12 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种砂砾岩油藏压裂裂缝控制设计方法 |
| CN105041287A (zh) * | 2015-07-23 | 2015-11-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高低渗致密砂岩油气井产能的纤维暂堵转向压裂方法 |
Non-Patent Citations (13)
| Title |
|---|
| XIAN SHI等: "A new method for rock brittleness evaluation in tight oil formation from conventional logs and petrophysical data", 《JPSE》 * |
| XIAOXUAN XU等: "A united model for predicting pressure wave speeds in oil and ga", 《JPSE》 * |
| 于忠友: "DY砂砾岩油藏重复压裂技术界限研究", 《西部探矿工程》 * |
| 刘之的等: "基于岩石力学参数评价火山岩裂缝发育程度", 《天然气工业》 * |
| 刘之的等: "致密储层可压裂性测井评价方法研究", 《测井技术》 * |
| 周林帅: "储层地应力分析软件研发及应用", 《石化技术》 * |
| 唐勇等: "苏53区块裸眼水平井段内多裂缝体积压裂实践与认识", 《石油钻采工艺》 * |
| 岳喜伟等: "岩石力学参数对裂缝发育程度的影响", 《地质力学学报》 * |
| 张大飞: "苏里格致密砂岩气藏直井缝网压裂适应性研究", 《西安文理学院学报》 * |
| 张宏芩等: "屏蔽暂堵压裂工艺在新疆砾岩油藏二次开发试验中的应用", 《价值工程》 * |
| 赵向原等: "致密储层脆性特征及对天然裂缝的控制作用――以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储层为例", 《石油与天然气地质》 * |
| 邓强等: "影响低渗透砂砾岩油藏初期产能的地质因素――以克拉玛依油田五3中区克下组油藏为例", 《油气地质与采收率》 * |
| 高建武: "鄂尔多斯盆地南泥湾地区古构造应力场模拟与裂缝储层有利区分析", 《延安大学学报(自然科学版)》 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112085305A (zh) * | 2019-06-13 | 2020-12-15 | 中国石油天然气集团有限公司 | 评价储层缝网性能的方法及装置 |
| CN111123358A (zh) * | 2019-12-02 | 2020-05-08 | 中国矿业大学(北京) | 水力压裂人工裂缝预测方法、装置、设备和存储介质 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109098707B (zh) | 2022-02-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108316908B (zh) | 一种密切割高砂量暂堵的暂堵体积压裂工艺技术 | |
| CN104100252B (zh) | 一种水平井多级水力压裂物理模拟方法 | |
| CN105952432B (zh) | 一种超低渗致密油藏体积压裂水平井准自然能量开发交错布井方法 | |
| CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
| CN107705215B (zh) | 一种页岩储层重复压裂选井选段方法 | |
| CN108825196B (zh) | 一种筛管大斜度井的暂堵体积压裂工艺方法 | |
| CN109751025B (zh) | 一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法 | |
| CN105952429A (zh) | 陆相页岩气缝网压裂参数优选方法 | |
| CN107654215B (zh) | 一种把煤层气井改造为煤系气井的方法 | |
| CN109424347B (zh) | 一种常压深层页岩气体积压裂方法 | |
| CN107780913B (zh) | 一种水平井筒穿越多层的常压页岩气体积压裂方法 | |
| CN110984939B (zh) | 一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺 | |
| CN109958426A (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法 | |
| CN112211608A (zh) | 一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法 | |
| CN108952654B (zh) | 一种油气井压裂方法 | |
| CN113738335B (zh) | 一种适用于块状纯页岩油藏的缝控一体化体积压裂方法 | |
| RU2683453C1 (ru) | Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов | |
| CN112943185A (zh) | 一种基于超临界二氧化碳前置预压裂的复合压裂工艺 | |
| CN109424351B (zh) | 一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法 | |
| CN108952668B (zh) | 一种常压页岩气藏储层的压裂方法 | |
| CN112324412A (zh) | 一种体积压裂形成复杂缝网的方法 | |
| CN106372377B (zh) | 一种细粉砂油层充填防砂方法 | |
| CN109098707A (zh) | 砂砾岩体油藏的直井缝网压裂的适应性评价方法、砂砾岩体油藏的直井缝网压裂方法 | |
| Li et al. | True triaxial physics simulations and process tests of hydraulic fracturing in the Da’anzhai section of the Sichuan Basin tight oil reservoir | |
| CN109751018A (zh) | 一种针对常压页岩气体体积压裂的施工方法 |
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 |