CN109594959A - 一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 - Google Patents
一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109594959A CN109594959A CN201811282517.9A CN201811282517A CN109594959A CN 109594959 A CN109594959 A CN 109594959A CN 201811282517 A CN201811282517 A CN 201811282517A CN 109594959 A CN109594959 A CN 109594959A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure break
- oil
- reservoir
- flooding method
- displacement
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 128
- 238000003306 harvesting Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 142
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 41
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 33
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000013589 supplement Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000011026 diafiltration Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 74
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 14
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 14
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 11
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 8
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 8
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 7
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 6
- HJUFTIJOISQSKQ-UHFFFAOYSA-N fenoxycarb Chemical compound C1=CC(OCCNC(=O)OCC)=CC=C1OC1=CC=CC=C1 HJUFTIJOISQSKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 claims description 6
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 6
- 230000008676 import Effects 0.000 claims description 5
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 5
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 2
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 136
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 32
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 32
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 229910002056 binary alloy Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 235000009827 Prunus armeniaca Nutrition 0.000 description 1
- 244000018633 Prunus armeniaca Species 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000003475 lamination Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000006210 lotion Substances 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 239000011206 ternary composite Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes 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
- 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
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)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法。本发明所述方法在油藏评价和剩余油描述的基础上，针对性地设计压裂措施工艺方案，采取精细控制压裂技术，在短时间内高强度地向地层注入压裂驱油剂，具有良好压裂性能和驱洗效果的压裂驱油剂在压开地层生成裂缝同时大量渗滤进入地层，既增加地层能量，又可高效驱洗地层剩余油，进而大幅度提高薄差油层的采收率。本发明所述方法将储层改造、能量补充和化学驱洗结合为一体，能够实现综合提高采收率，合理优化压裂中的施工参数和压裂驱油剂性能，形成“压裂‑注入‑驱洗”一体化新型提高采收率的技术，实现储层改造技术与油藏开发一体化的有机结合，提高老油田薄差储层采收的经济效率。
Description
技术领域
本发明涉及一种提高老油田薄差储层采收率的压裂驱油方法，特别涉及一种结合储层改造、能量补充和化学驱洗于一体的综合提高采收率方法，属于油气田开发技术领域。
背景技术
当前，我国石油产量大部分来自老油田，老油田剩余储量相当可观，剩余油挖潜空间巨大，可预见的未来一段时间内，老油田仍将是石油供给的主力。进入高采出程度和高含水阶段的老油田的经济有效开发将成为中国石油界面临的重大挑战，因此，不断探索新技术提高老油田的采收率是符合现实需要的选择。老油田剩余油挖潜的对象已转变为薄差油层，薄差储层指储层厚度小、物性较差的储层，是高含水、高采出程度老油田剩余储量挖潜的主力油层。薄差储层的工业化开发已摸索多年，当前开发条件下薄差油层整体动用状况仍有待提高，相当部分的薄差储层通过传统的二次采油、三次采油技术难以有效开发。
长期注水开发、调整的注入水冲洗和化学驱提高采收率技术中的二元及三元复合化学剂作用下，老油田薄差储层的物性条件、流体性质及剩余油分布状况已与常规油藏差异巨大，在常规油藏中取得了较好效果的提高采收率技术的应用受限，无法取得预期的提高采收率效果。常规酸化、压裂等储层改造技术实施难度大，措施成本高，提高采收率幅度有限；常规压裂裂缝控制范围有限，注采端难以建立有效的驱替关系；常规压裂液地层滤失控制难度大，压裂液堵塞或伤害地层，影响措施效果；薄差储层非均质性强，物性差异大，粘土含量高，常规能量补充方式无法受效；薄差储层微观特征复杂，孔喉半径小，适用的高效率驱洗剂的研制具有一定的难度，常规化学驱洗作用有限。
综上所述，单一常规提高采收率技术及几种技术的简单结合，不能够解决目前老油田薄差储层的问题。适用于薄差储层的新的提高采收率方法是解决老油田提高采收率领域问题的关键。
发明内容
为了解决背景技术中所提到的技术问题，本发明提供一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法，该方法在油藏评价和剩余油描述的基础上，针对性地设计压裂措施工艺方案，采取精细控制压裂技术，在短时间内高强度地向地层注入压裂驱油剂，具有良好压裂性能和驱洗效果的压裂驱油剂在压开地层生成裂缝同时大量渗滤进入地层，即增加地层能量，又可高效驱洗地层剩余油，进而大幅度提高薄差油层的采收率，该方法是一种结合了储层改造、能量补充和化学驱洗于一体的综合提高采收经济效率方法。
本发明的技术方案是：该种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤一，确定压裂驱油方法的目的层；本步骤通过如下路径实现：
首先利用油田静态资料进行储层分类，完成储层评价，明确薄差储层的纵向分布；然后结合油田动态资料，分析薄差储层中剩余油位置，最终确定剩余油富集的薄差储层即为实施所述压裂驱油方法的目的层；
其中，所述油田静态资料包括油藏基本数据、构造要素数据、储层性质数据、流体性质数据、砂岩分组数据和沉积单元数据；老油田动态资料包括注入井采出井生产数据、措施效果数据、开发综合数据、化学驱开发数据和油田监测数据；
步骤二，确定实施所述压裂驱油方法的裂缝参数；本步骤通过如下路径实现：
根据步骤一中确定的实施所述压裂驱油方法的目的层的剩余油分布位置，以裂缝沟通剩余油富集部位为目标，结合现有井网井距条件，计算裂缝半长与注采井距之间的最佳比值，确定实施所述压裂驱油方法的裂缝参数；其中，裂缝参数包括裂缝半长；
步骤三，确定实施所述压裂驱油方法的支撑剂；本步骤通过如下路径实现：首先根据步骤二中确定的实施所述压裂驱油方法的裂缝参数，计算裂缝参数对应的压裂改造体积，进而确定改造体积所需的支撑剂用量；然后根据实施所述压裂驱油方法的低粘度压裂驱油剂可携带及裂缝充填要求，确定适用的支撑剂的种类和密度；最后开展不同粒径或粒径组合支撑剂性能的室内评价对比实验，以导流能力为指标，确定支撑剂的粒径或粒径组合；
步骤四：确定实施所述压裂驱油方法的施工参数；本步骤通过如下路径实现：
首先将通过步骤一所确定的压裂驱油的目的层的构造特征数据、岩石力学参数和储层物性及流体性质数据导入ABAQUS有限元模拟平台，建立压裂驱油的目的层中裂缝的有限元模型并开展数值模拟；进而建立实施所述压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版；根据压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，满足压裂驱油方法的裂缝参数的需求的施工参数即确定为压裂驱油方法的候选施工参数；然后基于压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，将压裂驱油的目的层的静态资料和动态资料数据导入ECLIPSE油藏数值模拟软件，建立含有裂缝的压裂驱油的目的层的油藏数值模型并开展数值模拟，模拟压裂驱油方法的候选施工参数下裂缝的泄流范围，对应的压裂驱油剂向地层中的渗滤量即为压裂驱油方法的注入总液量；最后将压裂驱油方法的注入总液量对应的候选压裂驱油方法的施工参数确定为压裂驱油方法的施工参数；其中，实施所述压裂驱油方法的施工参数包括注入排量和注入总液量；
步骤五，确定实施所述压裂驱油方法的压裂驱油剂；本步骤通过如下路径实现：
首先利用薄差储层天然岩芯，开展不同配方的压裂驱油剂的岩芯伤害实验、敏感性测试和配伍性实验，以压裂驱油剂与薄差储层特性匹配为指标，初步筛选出适用于实施所述压裂驱油方法的压裂驱油剂配方；然后在压裂驱油剂配方初步筛选的基础上，开展不同配方的压裂驱油剂的驱油效率测试，以驱油效率为指标，根据测试结果进一步筛选压裂驱油剂配方；最后开展粘度测定和流变实验，评价不同配方的压裂驱油剂的黏度性能，明确压裂驱油剂的造缝性能；综合以上测试结果筛选并最终确定压裂驱油方法的压裂驱油剂配方；其中，确定的压裂驱油剂需要与薄差储层特性匹配，且具有造缝性能和驱油能力；
步骤六，确定实施所述压裂驱油方法的焖井时间；本步骤通过如下路径实现：
首先利用改进后的流体渗滤方程，计算步骤四中确定的压裂驱油方法的施工参数下压裂驱油方法的目的层的能量增加趋势；然后建立不同能量补充状况的油藏数值模型，利用ECLIPSE油藏数值模拟软件模拟得到不同焖井时间对应的生产动态数据；最后以压裂驱油后生产动态数据稳定同时提高采收率幅度高为指标，确定压裂驱油方法的焖井时间；
其中，所述生产动态数据包括初期日产量、平均日产量、累计产量和含水饱和度；
步骤七：按照步骤四所确定的实施所述压裂驱油方法的施工参数，向步骤一所确定的实施所述压裂驱油方法的目的层注入通过步骤五所确定的压裂驱油剂和通过步骤三所确定的支撑剂，并按照步骤六所确定的焖井时间进行焖井，最终完成提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油。
在以上方案基础上，给出如下优选方案：
步骤二中，所述裂缝半长的计算公式为Lf =dr，优选地，裂缝半长与注采井距之间的最佳比值r取值为1/3，即裂缝半长Lf =d/3；其中，r为裂缝半长与注采井距之间的最佳比值；d为注采井距，单位为m；Lf为裂缝半长，单位为m。
所述步骤三中的支撑剂为超低密度陶粒，密度为1150kg/m3。
步骤四中的压裂驱油的注入排量范围在3m3/min-5m3/min之间，压裂驱油的注入总液量范围在1000m3-5000m3之间。
步骤五中的压裂驱油剂为碱与表面活性剂的二元复合体系，压裂驱油剂中碱为碳酸钠，表面活性剂为石油磺酸盐，水为处理后采出水；所述压裂驱油剂的配方按体积百分比为碱1.2%，表面活性剂0.5%，水为98.3%。
步骤六中所述的基于非达西渗流方程改进得到流体渗滤方程，计算不同改造规模下不同裂缝半长的储层改造效果及地层能量增加趋势，优选的，改进的流体渗滤方程为Q=[(KeqA)/μefL](P-λ)，Keq=K[1-1/(a+b▽P)]，μef=cH(φKf 2/K)d；其中，Q为产量，单位为m3/d；Keq为等效渗透率，单位为10-3μm2；A为裂缝泄流面积，单位为m2；L为渗滤距离，单位为m；μef为有效流体黏度，MPa·s；P为生产压差，单位为MPa；λ为启动压力，单位为MPa；K为初始渗透率，单位为10-3μm2；▽P为压力梯度，单位为MPa/m；a,b,c,d为系数，可通过实验测试并回归得到；H为稠度系数；φ为孔隙度；Kf为压裂驱油后岩芯渗透率，单位为10-3μm2。
本发明具有如下有益效果：本发明的压裂驱油方法是结合了储层改造、能量补充和化学驱洗于一体的综合提高采收率方法，基本原理可靠，通过精细控制压裂改造薄差储层、提高整体储层渗流能力，同时将大量压裂驱油剂注入于地层，实现地层增能和驱油的目的，将压裂、注入和驱洗有机结合。
在本发明提供的压裂驱油方法中使用了一种具有良好压裂性能和驱洗效果的压裂驱油剂，将大量压裂驱油剂压入地层，实现了压裂和注入的一体化施工作业，提高作业效率，同时降低施工成本。
本发明提供的压裂驱油方法通过压裂大排量注入和焖井制度联合促使体系滞留于地层中，起到大幅度补充地层能量的作用。
本发明提供的压裂驱油方法中采用的压裂驱油剂具有良好压裂性能和驱洗效果，可以改变岩石润湿性，使薄差储层岩石转变为水湿，同时可使油水相对渗透率发生变化，形成有利流度比，提高波及系数，起到提高驱油效率的作用。在本发明的上述提高老油田薄差储层采收率的压裂驱油方法中，压裂驱油改造后平均地层压力可增加至原始地层压力的1.03-1.29倍。
附图说明：
图1为老油田薄差储层压裂驱油方法示意图；
图2为压裂驱油用支撑剂粒径组合优化结果；
图3为压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版；
图4为不同压裂驱油剂的驱油效率对比图；
图5为压裂驱油剂作用下薄差储层岩石润湿反转示意图；
图6为压裂驱油薄差储层中油水相对渗透率的变化图；
图7为不同压裂驱油规模能量补充状况对比结果图；
图8为压裂驱油焖井时间优化结果示意图；
图9为实施例中压裂驱油井的生产动态图。
具体实施方式：
下面结合附图对本发明作进一步说明：
老油田薄差储层物性差且剩余油分布零散，本发明针对薄差储层常规提高采收率技术不受效和开采产量递减快的特点，提供具有良好压裂性能和驱洗效果的压裂驱油剂，将储层改造、后期开采补充地层能量和化学驱洗提高开采效果为一体。压裂过程中短时间大排量、大规模注入压裂驱油剂补充地层能量，通过压裂后人工裂缝增加渗流通道，合理优化压裂中的施工参数和压裂驱油剂性能，提高压裂改造效果及压裂后的整体开发效果。
为了对本发明的发明目的、技术特征和有益效果有更加清楚的理解，现结合附图及实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种提高老油田薄差储层采收率的压裂驱油方法在大庆长垣油田典型薄差储层的应用，X1井是位于大庆长垣杏树岗油田杏一区的一口二次加密油井，1993年投产后历经水驱、限流法压裂增产、聚合物驱和三元复合驱，截至本发明提供的一种提高老油田薄差储层采收率的压裂驱油方法应用前，全井射开砂岩厚度42.4m，有效厚度8.5m，综合含水为93.8%，日产液22.9t，日产油1.4t，呈现典型老油田的高含水高采出程度特征，适用于本发明提供的提高老油田薄差储层采收率的压裂驱油方法。老油田薄差储层压裂驱油方法示意图如图1所示。应用中X1井的压裂驱油方法包括以下步骤：
步骤一：确定X1井的压裂驱油的目的层为SIII4层。
步骤一中，首先利用X1井的油藏基本数据、构造要素数据、储层性质数据、流体性质、砂岩分组数据和沉积单元数据等开发静态数据进行储层分类，给出储层分类指标界限，将X1井纵向钻遇的储层划分出主力油层和薄差储层，明确纵向上薄差油层的分布位置，储层评价结果表明X1井的薄差储层纵向上依次为SII5-7层、SII10-13层、SIII4层、SIII9+10层和GI1-3层。然后结合X1井的注入采出井数据、措施效果数据、开发综合数据、化学驱开发数据和油田监测数据等开发动态数据，分析X1井的薄差储层的开发状况，开发状况差的薄差储层剩余油储量大，分析结果表明，X1井的SIII4层为典型的薄差储层，且层内剩余油富集，则最终确定X1井的SIII4层为压裂驱油的目的层位。老油田薄差储层压裂驱油方法示意图如图1所示。
步骤二：确定X1井的SIII4层的压裂驱油的裂缝半长为50m。步骤二中，当前X1井组注采井距平均为152m，SIII4层压裂驱油的裂缝半长为注采井距的1/3，即裂缝半长应为50m。
步骤三：确定压裂驱油方法的支撑剂用量为39m3，支撑剂为超低密度陶粒，支撑剂密度为1150kg/m3，支撑剂的粒径确定为20-40目和30-50目粒径组合。步骤三中，首先利用压裂改造体积的计算公式计算得到SⅢ4层50m裂缝半长需求下压裂改造体积为39m3，确定压裂驱油方法的支撑剂用量为39m3。裂缝改造体积的计算公式为Vf=πLf 2h/2，其中，Vf为压裂改造体积，单位为m3；Lf为裂缝半长，单位为m；h为裂缝高度，单位为m。然后根据压裂驱油方法的低粘度压裂驱油剂可携带及裂缝充填要求，确定X1井压裂驱油方法使用支撑剂为超低密度陶粒，超低密度陶粒的密度为1150kg/m3，低粘度的压裂驱油剂可携带超低密度陶粒到裂缝内，实现裂缝全充填，形成有效裂缝支撑剖面。最后开展支撑剂性能室内评价实验，以导流能力为指标，确定X1井的SIII4层适用的支撑剂的粒径。支撑剂的粒径确定为20-40目和30-50目粒径组合，室内实验结果表明20-40目和30-50目粒径组合初始为导流能力34.53μm2•cm，50h后导流能力仍维持30μm2•cm左右，且粒径组合的导流能力强于20-40目和30-50目粒径单独适用。所选压裂驱油用支撑剂粒径组合优化结果如图2。
步骤四：确定X1井的SIII4层的压裂驱油的注入排量为4m3/min，注入总液量为3150 m3。
步骤四中，首先将X1井的SIII4层的构造特征数据、岩石力学参数和储层物性及流体性质数据导入ABAQUS有限元模拟平台，建立X1井的SIII4层中裂缝的有限元模型并开展数值模拟，进而建立压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版如图3所示。根据压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，裂缝半长大于50m对应的施工参数即可确定为压裂驱油方法的候选施工参数。然后基于压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，将X1井的SIII4层的静态资料和动态资料数据导入ECLIPSE油藏数值模拟软件，建立含有50m半长的裂缝的X1井的SIII4层的油藏数值模型并开展数值模拟，模拟压裂驱油方法的候选施工参数下裂缝的泄流范围，对应的压裂驱油剂体系向地层中的渗滤量为3150 m3，即压裂驱油方法的注入总液量为3150 m3。最后在压裂驱油方法的候选施工参数中确定X1井的SIII4层的压裂驱油的注入排量为4m3/min，注入总液量为3150 m3。
步骤五：确定压裂驱油方法的压裂驱油剂体系配方为配比按体积百分比为碳酸钠1.2%，石油磺酸盐0.5%，处理后采出水为98.3%。
步骤五中，首先利用X1井的薄差储层天然岩芯，开展老油田常用的表面活性剂、聚合物与表面活性剂二元体系、碱与表面活性剂二元体系和碱与聚合物与表面活性剂三元复合体系等驱油剂配方的岩芯伤害实验、敏感性测试和配伍性实验，以压裂驱油剂与薄差储层特性匹配为指标，初步筛选适用于压裂驱油方法的压裂驱油剂配方为新型弱碱及磺酸盐阴离子表面活性剂二元体系、强碱及磺酸盐阴离子表面活性剂二元体系和磺酸盐阴离子表面活性剂。然后在压裂驱油剂配方初步筛选的基础上，开展不同配方的压裂驱油剂的驱油效率测试，以为驱油效率为指标，根据测试结果进一步筛选压裂驱油剂配方。不同压裂驱油剂的驱油效率对比图如图4所示。配方一为新型弱碱及磺酸盐阴离子表面活性剂二元体系，配方二为强碱及磺酸盐阴离子表面活性剂二元体系，配方三为磺酸盐阴离子表面活性剂。配方一的驱油效率在最短的模拟时间内达到平衡，且驱油效率稳定为55%左右；配方二驱油效率平衡所需模拟时间长，且驱油效率低于配方一；配方三驱油效率在20天的模拟时间平衡在30%左右。优选得到压裂驱油剂为新型弱碱及磺酸盐阴离子表面活性剂二元体系，压裂驱油剂中碱为碳酸钠，表面活性剂为石油磺酸盐，水为处理后采出水。压裂驱油剂组成及配比按体积百分比为碱1.2%，表面活性剂0.5%，水为98.3%。新型弱碱及磺酸盐阴离子表面活性剂二元体系组成的压裂驱油剂，兼具减低界面张力和润湿反转作用，压裂驱油剂作用下薄差储层岩石润湿反转示意图如图5所示。压裂驱油剂注入薄差储层改变相渗作用，压裂驱油剂与储层特性相匹配，具有造缝性能，且具有驱油能力。压裂驱油薄差储层中油水相对渗透率的变化图如图6所示。最后开展粘度测定和流变实验，评价不同配方的压裂驱油剂的黏度性能，明确压裂驱油剂的造缝性能。综合以上测试结果筛选并最终确定压裂驱油方法的压裂驱油剂配方为配比按体积百分比为碳酸钠1.2%，石油磺酸盐0.5%，处理后采出水为98.3%。
步骤六：确定压裂驱油方法的焖井时间为25天。
步骤六中，首先利用改进后的流体渗滤方程，计算步骤四中确定的压裂驱油方法的施工参数下压裂驱油方法的目的层的能量增加趋势。基于非达西渗流方程改进得到改进的流体渗滤方程，改进的流体渗滤方程为Q=[(KeqA)/μefL](P-λ)，Keq=K[1-1/(a+b▽P)]，μef=cH(φKf 2/K)d。其中，Q为产量，单位为m3/d；Keq为等效渗透率，单位为10-3μm2；A为裂缝泄流面积，单位为m2；L为渗滤距离，单位为m；μef为有效流体黏度，MPa·s；P为生产压差，单位为MPa；λ为启动压力，单位为MPa；K为初始渗透率，单位为10-3μm2；▽P为压力梯度，单位为MPa/m；a,b,c,d为系数，可通过实验测试得到；H为稠度系数；φ为孔隙度；Kf为压驱后岩芯渗透率，单位为10-3μm2。计算X1井不同压裂驱油施工参数下不同半长裂缝的储层改造效果及地层能量的增加趋势。不同压裂驱油规模能量补充状况对比结果图如图7所示。结果表明，压裂驱油方法中通过压裂注入压裂驱油剂液量越大，地层压力提高幅度越高。压裂驱油改造后平均地层压力增加至原始地层压力的1.03-1.29倍。注入压裂驱油剂1000m3时，平均地层压力上升0.41MPa，为原始地层压力1.03倍。通过压裂注入压裂驱油剂2000m3时，平均地层压力上升1.29MPa，为原始地层压力1.09倍。注入压裂驱油剂3000m3时，平均地层压力上升2.46MPa，为原始地层压力1.17倍。注入压裂驱油剂4000m3时，平均地层压力上升3.53MPa，为原始地层压力1.25倍。注入压裂驱油剂5000m3时，平均地层压力上升4.17MPa，为原始地层压力1.29倍。然后建立不同能量补充状况的油藏数值模型，利用ECLIPSE油藏数值模拟软件模拟得到不同焖井时间对X1井压裂驱油后的生产动态状况，对比压后体系进入地层的驱洗提高采收率效果，确定X1井压裂驱油的焖井时间，压裂驱油焖井时间优化结果示意图如图8所示。结果表明，随着焖井时间的增加，初期日产油量呈现上升的趋势，焖井15天以后，基本上升趋势变缓，焖井25天以后趋于平衡，因此确定压裂驱油的焖井时间为25天。
按照4m3/min的注入排量，向X1井的SIII4层注入3150 m3的体积百分比为碳酸钠1.2%，石油磺酸盐0.5%，处理后采出水为98.3%的压裂驱油剂和39m3的密度为1150kg/m3且20-40目和30-50目粒径组合的超低密度陶粒，并焖井25天，最终完成X1井的SIII4层的压裂驱油。
步骤七中，X1井完成SIII4层的压裂驱油并焖井25天后开井，测得日产液量大幅度提升至平均50.6t/d，平均日产油5.54t，平均日增油4.41t，含水下降7%左右，压裂驱油X1井的生产动态图如图9所示。
采用本实施例提供的上述提高老油田薄差储层采收率的压裂驱油方法，对比常规注水开发后期提液补充地层能量技术，使用本发明的方法油气采收率提高5.5%-8%。
采用本实施例提供的上述提高老油田薄差储层采收率的压裂驱油方法，对比常规水驱后压裂改造效果，使用本发明的方法油气采收率提高3.5%-5%。
采用本实施例提供的上述提高老油田薄差储层采收率的压裂驱油方法，对比常规水驱后注入化学药剂方法，使用本发明的方法油气采收率提高3%-4%。
Claims (6)
1.一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤一，确定压裂驱油方法的目的层；本步骤通过如下路径实现：
首先利用油田静态资料进行储层分类，完成储层评价，明确薄差储层的纵向分布；然后结合油田动态资料，分析薄差储层中剩余油位置，最终确定剩余油富集的薄差储层即为实施所述压裂驱油方法的目的层；
其中，所述油田静态资料包括油藏基本数据、构造要素数据、储层性质数据、流体性质数据、砂岩分组数据和沉积单元数据；老油田动态资料包括注入井采出井生产数据、措施效果数据、开发综合数据、化学驱开发数据和油田监测数据；
步骤二，确定实施所述压裂驱油方法的裂缝参数；本步骤通过如下路径实现：
根据步骤一中确定的实施所述压裂驱油方法的目的层的剩余油分布位置，以裂缝沟通剩余油富集部位为目标，结合现有井网井距条件，计算裂缝半长与注采井距之间的最佳比值，确定实施所述压裂驱油方法的裂缝参数；其中，裂缝参数包括裂缝半长；
步骤三，确定实施所述压裂驱油方法的支撑剂；本步骤通过如下路径实现：首先根据步骤二中确定的实施所述压裂驱油方法的裂缝参数，计算裂缝参数对应的压裂改造体积，进而确定改造体积所需的支撑剂用量；然后根据实施所述压裂驱油方法的低粘度压裂驱油剂可携带及裂缝充填要求，确定适用的支撑剂的种类和密度；最后开展不同粒径或粒径组合支撑剂性能的室内评价对比实验，以导流能力为指标，确定支撑剂的粒径或粒径组合；
步骤四：确定实施所述压裂驱油方法的施工参数；本步骤通过如下路径实现：
首先将通过步骤一所确定的压裂驱油的目的层的构造特征数据、岩石力学参数和储层物性及流体性质数据导入ABAQUS有限元模拟平台，建立压裂驱油的目的层中裂缝的有限元模型并开展数值模拟；进而建立实施所述压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版；根据压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，满足压裂驱油方法的裂缝参数的需求的施工参数即确定为压裂驱油方法的候选施工参数；然后基于压裂驱油方法的施工参数与裂缝参数的关系图版，将压裂驱油的目的层的静态资料和动态资料数据导入ECLIPSE油藏数值模拟软件，建立含有裂缝的压裂驱油的目的层的油藏数值模型并开展数值模拟，模拟压裂驱油方法的候选施工参数下裂缝的泄流范围，对应的压裂驱油剂向地层中的渗滤量即为压裂驱油方法的注入总液量；最后将压裂驱油方法的注入总液量对应的候选压裂驱油方法的施工参数确定为压裂驱油方法的施工参数；其中，实施所述压裂驱油方法的施工参数包括注入排量和注入总液量；
步骤五，确定实施所述压裂驱油方法的压裂驱油剂；本步骤通过如下路径实现：
首先利用薄差储层天然岩芯，开展不同配方的压裂驱油剂的岩芯伤害实验、敏感性测试和配伍性实验，以压裂驱油剂与薄差储层特性匹配为指标，初步筛选出适用于实施所述压裂驱油方法的压裂驱油剂配方；然后在压裂驱油剂配方初步筛选的基础上，开展不同配方的压裂驱油剂的驱油效率测试，以驱油效率为指标，根据测试结果进一步筛选压裂驱油剂配方；最后开展粘度测定和流变实验，评价不同配方的压裂驱油剂的黏度性能，明确压裂驱油剂的造缝性能；综合以上测试结果筛选并最终确定压裂驱油方法的压裂驱油剂配方；其中，确定的压裂驱油剂需要与薄差储层特性匹配，且具有造缝性能和驱油能力；
步骤六，确定实施所述压裂驱油方法的焖井时间；本步骤通过如下路径实现：
首先利用改进后的流体渗滤方程，计算步骤四中确定的压裂驱油方法的施工参数下压裂驱油方法的目的层的能量增加趋势；然后建立不同能量补充状况的油藏数值模型，利用ECLIPSE油藏数值模拟软件模拟得到不同焖井时间对应的生产动态数据；最后以压裂驱油后生产动态数据稳定同时提高采收率幅度高为指标，确定压裂驱油方法的焖井时间；
其中，所述生产动态数据包括初期日产量、平均日产量、累计产量和含水饱和度；
步骤七：按照步骤四所确定的实施所述压裂驱油方法的施工参数，向步骤一所确定的实施所述压裂驱油方法的目的层注入通过步骤五所确定的压裂驱油剂和通过步骤三所确定的支撑剂，并按照步骤六所确定的焖井时间进行焖井，最终完成提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油。
2.根据权利要求1所述的一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法，其特征在于：
步骤二中，所述裂缝半长的计算公式为Lf =dr，优选地，裂缝半长与注采井距之间的最佳比值r取值为1/3，即裂缝半长Lf =d/3；其中，r为裂缝半长与注采井距之间的最佳比值；d为注采井距，单位为m；Lf为裂缝半长，单位为m。
3.根据权利要求1或2所述的一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法，其特征在于：所述步骤三中的支撑剂为超低密度陶粒，密度为1150kg/m3。
4.根据权利要求3所述的一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法，其特征在于：步骤四中的压裂驱油的注入排量范围在3m3/min-5m3/min之间，压裂驱油的注入总液量范围在1000m3-5000m3之间。
5.根据权利要求4所述的一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法，其特征在于：步骤五中的压裂驱油剂为碱与表面活性剂的二元复合体系，压裂驱油剂中碱为碳酸钠，表面活性剂为石油磺酸盐，水为处理后采出水；所述压裂驱油剂的配方按体积百分比为碱1.2%，表面活性剂0.5%，水为98.3%。
6.根据权利要求5所述的一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法，其特征在于：步骤六中所述的基于非达西渗流方程改进得到流体渗滤方程，计算不同改造规模下不同裂缝半长的储层改造效果及地层能量增加趋势，优选的，改进的流体渗滤方程为Q=[(KeqA)/μefL](P-λ)，Keq=K[1-1/(a+b▽P)]，μef=cH(φKf 2/K)d；其中，Q为产量，单位为m3/d；Keq为等效渗透率，单位为10-3μm2；A为裂缝泄流面积，单位为m2；L为渗滤距离，单位为m；μef为有效流体黏度，MPa·s；P为生产压差，单位为MPa；λ为启动压力，单位为MPa；K为初始渗透率，单位为10-3μm2；▽P为压力梯度，单位为MPa/m；a,b,c,d为系数，可通过实验测试并回归得到；H为稠度系数；φ为孔隙度；Kf为压裂驱油后岩芯渗透率，单位为10-3μm2。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811282517.9A CN109594959B (zh) | 2018-10-31 | 2018-10-31 | 一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811282517.9A CN109594959B (zh) | 2018-10-31 | 2018-10-31 | 一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109594959A true CN109594959A (zh) | 2019-04-09 |
| CN109594959B CN109594959B (zh) | 2021-02-05 |
Family
ID=65958203
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811282517.9A Active CN109594959B (zh) | 2018-10-31 | 2018-10-31 | 一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109594959B (zh) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110566169A (zh) * | 2019-09-19 | 2019-12-13 | 大庆油田有限责任公司 | 一种砂岩油藏断层附近采油井注入大剂量驱油液后返吐措施的选井选层方法 |
| CN110630237A (zh) * | 2019-09-27 | 2019-12-31 | 大庆油田有限责任公司 | 一种压裂井压前培养和压后保护的方法图版及其使用方法 |
| CN110671082A (zh) * | 2019-09-19 | 2020-01-10 | 大庆油田有限责任公司 | 一种砂岩油藏薄差油层注水井注入大剂量驱油液后井组的调整方法 |
| CN110748331A (zh) * | 2019-11-15 | 2020-02-04 | 西安石油大学 | 一种不返排压裂-驱油一体化油田增产方法 |
| CN111222252A (zh) * | 2020-01-20 | 2020-06-02 | 东北石油大学 | 一种用于低饱和度油藏油水两相压后产能预测方法及系统 |
| CN111810143A (zh) * | 2020-08-19 | 2020-10-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层三元复合驱受效段识别方法及单井受效程度判别方法 |
| CN112302608A (zh) * | 2020-10-23 | 2021-02-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法 |
| CN112302612A (zh) * | 2020-10-23 | 2021-02-02 | 长江大学 | 同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 |
| CN113187458A (zh) * | 2021-05-31 | 2021-07-30 | 新疆正通石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂前置液将驱油剂注入油层提高采收率的方法 |
| CN114687719A (zh) * | 2020-12-31 | 2022-07-01 | 杰瑞能源服务有限公司 | 页岩气压裂方法 |
| CN116084906A (zh) * | 2023-03-21 | 2023-05-09 | 西南石油大学 | 一种小规模砂体油藏增能提采工艺 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5036917A (en) * | 1989-12-06 | 1991-08-06 | Mobil Oil Corporation | Method for providing solids-free production from heavy oil reservoirs |
| CN105114038A (zh) * | 2015-08-04 | 2015-12-02 | 太原理工大学 | 一种提高地面钻井抽采老空区煤层气抽采量的系统及方法 |
| CN105134158A (zh) * | 2015-08-26 | 2015-12-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种补充致密油储层地层能量的压裂方法 |
| CN105927198A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法 |
| CN106837274A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂将驱油剂注入油层提高采收率的方法 |
| CN106958437A (zh) * | 2017-05-16 | 2017-07-18 | 东北石油大学 | 一种油井压裂提高采收率新方法 |
-
2018
- 2018-10-31 CN CN201811282517.9A patent/CN109594959B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5036917A (en) * | 1989-12-06 | 1991-08-06 | Mobil Oil Corporation | Method for providing solids-free production from heavy oil reservoirs |
| CN105114038A (zh) * | 2015-08-04 | 2015-12-02 | 太原理工大学 | 一种提高地面钻井抽采老空区煤层气抽采量的系统及方法 |
| CN105134158A (zh) * | 2015-08-26 | 2015-12-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种补充致密油储层地层能量的压裂方法 |
| CN105927198A (zh) * | 2016-04-27 | 2016-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏老井补能与压裂增产一体化的重复改造方法 |
| CN106837274A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂将驱油剂注入油层提高采收率的方法 |
| CN106958437A (zh) * | 2017-05-16 | 2017-07-18 | 东北石油大学 | 一种油井压裂提高采收率新方法 |
Cited By (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110566169A (zh) * | 2019-09-19 | 2019-12-13 | 大庆油田有限责任公司 | 一种砂岩油藏断层附近采油井注入大剂量驱油液后返吐措施的选井选层方法 |
| CN110671082A (zh) * | 2019-09-19 | 2020-01-10 | 大庆油田有限责任公司 | 一种砂岩油藏薄差油层注水井注入大剂量驱油液后井组的调整方法 |
| CN110630237A (zh) * | 2019-09-27 | 2019-12-31 | 大庆油田有限责任公司 | 一种压裂井压前培养和压后保护的方法图版及其使用方法 |
| CN110630237B (zh) * | 2019-09-27 | 2022-03-22 | 大庆油田有限责任公司 | 一种压裂井压前培养和压后保护的方法图版及其使用方法 |
| CN110748331A (zh) * | 2019-11-15 | 2020-02-04 | 西安石油大学 | 一种不返排压裂-驱油一体化油田增产方法 |
| CN111222252A (zh) * | 2020-01-20 | 2020-06-02 | 东北石油大学 | 一种用于低饱和度油藏油水两相压后产能预测方法及系统 |
| CN111222252B (zh) * | 2020-01-20 | 2023-05-12 | 东北石油大学 | 一种用于低饱和度油藏油水两相压后产能预测方法及系统 |
| CN111810143A (zh) * | 2020-08-19 | 2020-10-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层三元复合驱受效段识别方法及单井受效程度判别方法 |
| CN111810143B (zh) * | 2020-08-19 | 2023-05-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层三元复合驱受效段识别方法及单井受效程度判别方法 |
| CN112302608A (zh) * | 2020-10-23 | 2021-02-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法 |
| CN112302612A (zh) * | 2020-10-23 | 2021-02-02 | 长江大学 | 同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 |
| CN112302608B (zh) * | 2020-10-23 | 2023-02-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于立体压裂井网的水平井压前注入流体开发方法 |
| CN114687719A (zh) * | 2020-12-31 | 2022-07-01 | 杰瑞能源服务有限公司 | 页岩气压裂方法 |
| CN114687719B (zh) * | 2020-12-31 | 2024-05-14 | 杰瑞能源服务有限公司 | 页岩气压裂方法 |
| CN113187458A (zh) * | 2021-05-31 | 2021-07-30 | 新疆正通石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂前置液将驱油剂注入油层提高采收率的方法 |
| CN116084906B (zh) * | 2023-03-21 | 2023-10-31 | 西南石油大学 | 一种小规模砂体油藏增能提采工艺 |
| CN116084906A (zh) * | 2023-03-21 | 2023-05-09 | 西南石油大学 | 一种小规模砂体油藏增能提采工艺 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109594959B (zh) | 2021-02-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109594959A (zh) | 一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 | |
| CN109612896A (zh) | 含裂缝的真实砂岩岩心物理模拟及驱油效果评价方法 | |
| CN106246150B (zh) | 一种油田压裂改造方法 | |
| CN105952427B (zh) | 一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法 | |
| CN104750896B (zh) | 一种缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟方法 | |
| CN106437674A (zh) | 仿水平井注水开发井网适配方法 | |
| Li et al. | A comprehensive review of deep coalbed methane and recent developments in China | |
| CN105952429A (zh) | 陆相页岩气缝网压裂参数优选方法 | |
| Bondino et al. | Tertiary polymer flooding in extra-heavy oil: an investigation using 1D and 2D experiments, core scale simulation and pore-scale network models | |
| CN107965305A (zh) | 一种分层重复压裂方法 | |
| CN105317407B (zh) | 一种特高含水期表外储层的开发方法 | |
| Li et al. | Study on the mechanisms of refracturing technology featuring temporary plug for fracturing fluid diversion in tight sandstone reservoirs | |
| CN109653721A (zh) | 一种浅层低压低渗透油藏压裂增能驱油一体化工艺方法 | |
| CN104879102A (zh) | 一种薄互层碳酸盐岩底水油藏co2吞吐实验测试方法 | |
| CN108179999A (zh) | 对比二氧化碳-泡沫驱驱替阶段的方法与装置 | |
| CN208137906U (zh) | 一种暂堵转向性能评价用真三轴试验装置 | |
| CN107130952B (zh) | 一种三级复合石油增产方法 | |
| CN107561244A (zh) | 一种裂缝三维尺寸可控的缝网‐基质双重介质模型及其制备方法 | |
| CN103048184A (zh) | 重复压裂堵剂的突破压力的测试方法 | |
| CN108952654A (zh) | 一种油气井压裂方法 | |
| CN101074600B (zh) | 岩心解剖微观分析方法 | |
| CN109611051A (zh) | 一种优势渗流通道的压裂封堵方法 | |
| Gao et al. | Effect of pressure pulse stimulation on imbibition displacement within a tight sandstone reservoir with local variations in porosity | |
| CN109522619A (zh) | 一种低渗油田周期采油方法 | |
| Guo et al. | Multi-stage and multi-well fracturing and induced stress evaluation: An experiment study |
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 |