CN110206520A - 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 - Google Patents
一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110206520A CN110206520A CN201910304277.6A CN201910304277A CN110206520A CN 110206520 A CN110206520 A CN 110206520A CN 201910304277 A CN201910304277 A CN 201910304277A CN 110206520 A CN110206520 A CN 110206520A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- water injection
- injection well
- minute
- discharge capacity
- 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
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 109
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 109
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 23
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 title claims abstract description 20
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 title claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 66
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 6
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 abstract description 6
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 5
- 208000014674 injury Diseases 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 2
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明属于石油勘探开发增注技术领域，具体而言，涉及一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，包括以下步骤：S1、基于极限排量，建立测试压前吸水指数的工序，计算注水井压前吸水指数，绘制注水井压前吸水指示曲线；S2、根据吸水指数与极限排量，将压裂工作液以台阶式递增泵注入目标地层，绘制压裂施工曲线图；S3、根据压裂施工曲线图，判断微压裂破裂点，出现破裂点后停泵；S4、测试注水井压后吸水指数，绘制注水井压后吸水指示曲线，对比注水井压前吸水指示曲线，评价注水井微压裂效果。本发明的有益效果：节约了酸化解堵的材料费用、淡水运输费用，对于海上水井低成本高效增注具有重要意义；解除近井伤害带效果明显。
Description
技术领域
本发明涉及一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，属于石油勘探开发增注技术领域。
背景技术
海上油田注水过程由于种种原因会导致储层受到伤害，采用酸化解堵措施可以在一定程度解除伤害而恢复注水能力。但酸化解堵有效期随着重复酸化次数的增加而降低，进而又需要更加频繁的解堵作业才能满足油田开发“注够水”的要求。针对重复酸化有效期短、酸化费用高的严峻现状，提出注水井“微压裂解堵增注”的技术方法。
微压裂解堵增注技术方法是通过注入不添加支撑剂的液体介质在井筒附近储层形成微裂缝后即停止压裂的短时间压裂技术(破裂特征出现即停止压裂)。解堵增注的技术原理是：微压裂裂缝穿过注水井近井伤害带，依靠岩层的张开和/或剪切滑移作用形成具有一定导流能力的人工短裂缝，从而改变近井筒周围注入流体流动方式，大幅度解除注水过程形成的储层伤害影响，实现恢复和提高注水井注水能力的增注目的。
发明内容
针对现有技术中存在的不足，本发明提供了一种成本低廉、方法简单、解除近井伤害带效果明显的海上油田注水井微压裂增注工艺方法
本发明的技术方案如下：
一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、基于极限排量，建立测试压前吸水指数的工序，计算注水井压前吸水指数，绘制注水井压前吸水指示曲线；
S2、根据吸水指数与极限排量，将压裂工作液以台阶式递增泵注入目标地层，绘制压裂施工曲线图；
S3、根据压裂施工曲线图，判断微压裂破裂点，出现破裂点后停泵；
S4、测试注水井压后吸水指数，绘制注水井压后吸水指示曲线，对比注水井压前吸水指示曲线，评价注水井微压裂效果。
进一步的，所述S1中极限排量由岩石破裂压力与工程条件确定，所述测试压前吸水指数的工序为测量压裂前吸水指数时控制最大注入排量不高于极限排量的0.85-0.9倍，保证测试吸水破面时未压破地层。
进一步的，所述S2中将压裂工作液以台阶式递增泵注入目标地层的步骤如下：注入初始排量为当前注入速度量，在压力增长幅度小于1.0MPa/min时，使排量台阶式递增到极限注入排量，其中在任意时刻的注入排量达到极限注入排量时停止继续提高排量；注入微压裂工作液时控制的最高施工压力应小于井口限压而高于破裂压力，以确保压开地层。
进一步的，所述S3中微压裂破裂点是根据压裂施工曲线图来判断，其中微压裂破裂点的特征是排量为最高排量，且稳定不变，泵压急剧下降，下降点则为微压裂破裂点，出现破裂点后立即停泵。
进一步的，所述S3中压裂工作液的介质为淡水。
进一步的，所述S3中压裂工作液的介质为海水。
进一步的，所述S4中测试注水井压后吸水指数在改变注水井3-5次工作制度后测试。
本发明的有益效果为：
1、本发明压裂工作液的介质采用海上平台获取的海水，通过相对高速注入形成穿透近井伤害带解堵替代采用成本更高的酸化解除近井伤害带，实现恢复和提高注水井注水能力的增注目的，节约了酸化解堵的材料费用、淡水运输费用，从而节约成本，对于海上水井低成本高效增注具有重要意义。
2、本发明通过岩心破裂压力和工程条件来确定的极限排量，注入过程采用阶梯式注入，且最高施工压力小于井口限压而高于破裂压力，使得确保平台安全的前提下，能后压开地层解除近井伤害带，效果明显。
3、该发明主要应用于海上水井增注，也可以应用于陆地油田水井微破裂增注。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施方式的技术方案，下面将对实施方式中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它相关的附图。
图1本发明提供的配水器水嘴节流压力损失图；
图2本发明提供的微压裂前吸水指示曲线；
图3本发明提供的微压裂施工曲线图；
图4本发明提供的微压裂后吸水指示曲线；
图5本发明提供的微压裂前吸水指示曲线与微压裂后吸水指示曲线对比图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，包括以下步骤：
S1、基于极限排量，建立测试压前吸水指数的工序，计算注水井压前吸水指数，绘制注水井压前吸水指示曲线；
所述极限排量由岩石破裂压力与工程条件确定，所述测试压前吸水指数的工序为测量压裂前吸水指数时控制最大注入排量不高于极限排量的0.85-0.9倍，保证测试吸水破面时未压破地层。
S2、根据吸水指数与极限排量，将压裂工作液以台阶式递增泵注入目标地层，绘制压裂施工曲线图；
所述将压裂工作液以台阶式递增泵注入目标地层的步骤如下：注入初始排量为当前注入速度量，在压力增长幅度小于1.0MPa/min时，使排量台阶式递增到极限注入排量，其中在任意时刻的注入排量达到极限注入排量时停止继续提高排量；注入微压裂工作液时控制的最高施工压力应小于井口限压而高于破裂压力，以确保压开地层。
S3、根据压裂施工曲线图，判断微压裂破裂点，出现破裂点后停泵；
所述S3微压裂破裂点是根据压裂施工曲线图来判断，其中微压裂破裂点的特征是排量为最高排量，且稳定不变，泵压急剧下降，下降点则为微压裂破裂点，出现破裂点后立即停泵；其中压裂工作液的介质为淡水或海水
S4、测试注水井压后吸水指数，绘制注水井压后吸水指示曲线，对比注水井压前吸水指示曲线，评价注水井微压裂效果。
所述S4测试注水井压后吸水指数在改变注水井3-5次工作制度后测试。
实施例：
本发明以中海石油(中国)有限公司渤南海上油田X井为实施例，具体步骤如下：
如图1所示，结合油田生产现状分析确定X井实施微压裂，并根据油藏条件、井身结构与地层破裂压力及工程条件确定极限注入排量为Qmax＝0.5m3/min、井口限压30MPa。
如图2所示，改变注水井工作制度(要求注水速度远小于极限注入排量以便不压破地层)得到注水压力与注水速度(排量)的关系，计算吸水指数。
如图3所示，由低到高逐级增加注水速度(排量)，并计量压力-排量关系，对应于排量恒定而压力明显下降的点为破裂点；停泵，即停止向井内注入微压裂工作液。
如图4所示，改变注水井工作制度(要求注水压力小于破裂压力得到注水压力与注水速度(排量)的关系计算微压裂后吸水指数。
如图5所示，基于微压裂前后吸水指数曲线的斜率变化，专业技术人员分析增注效果。
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (7)
1.一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、基于极限排量，建立测试压前吸水指数的工序，计算注水井压前吸水指数，绘制注水井压前吸水指示曲线；
S2、根据吸水指数与极限排量，将压裂工作液以台阶式递增泵注入目标地层，绘制压裂施工曲线图；
S3、根据压裂施工曲线图，判断微压裂破裂点，出现破裂点后停泵；
S4、测试注水井压后吸水指数，绘制注水井压后吸水指示曲线，对比注水井压前吸水指示曲线，评价注水井微压裂效果。
2.根据权利要求1所述的一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，其特征在于，所述S1中极限排量由岩石破裂压力与工程条件确定，所述测试压前吸水指数的工序为测量压裂前吸水指数时控制最大注入排量不高于极限排量的0.85-0.9倍，保证测试吸水破面时未压破地层。
3.根据权利要求1所述的一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，其特征在于，所述S2中将压裂工作液以台阶式递增泵注入目标地层的步骤如下：注入初始排量为当前注入速度量，在压力增长幅度小于1.0MPa/min时，使排量台阶式递增到极限注入排量，其中在任意时刻的注入排量达到极限注入排量时停止继续提高排量；注入微压裂工作液时控制的最高施工压力应小于井口限压而高于破裂压力，以确保压开地层。
4.根据权利要求1所述的一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，其特征在于，所述S3中微压裂破裂点是根据压裂施工曲线图来判断，其中微压裂破裂点的特征是排量为最高排量，且稳定不变，泵压急剧下降，下降点则为微压裂破裂点，出现破裂点后立即停泵。
5.根据权利要求1所述的一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，其特征在于，所述S3中压裂工作液的介质为淡水。
6.根据权利要求1所述的一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，其特征在于，所述S3中压裂工作液的介质为海水。
7.根据权利要求1所述的一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法，其特征在于，所述S4中测试注水井压后吸水指数在改变注水井3-5次工作制度后测试。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910304277.6A CN110206520B (zh) | 2019-04-16 | 2019-04-16 | 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910304277.6A CN110206520B (zh) | 2019-04-16 | 2019-04-16 | 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110206520A true CN110206520A (zh) | 2019-09-06 |
| CN110206520B CN110206520B (zh) | 2020-01-24 |
Family
ID=67785489
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910304277.6A Expired - Fee Related CN110206520B (zh) | 2019-04-16 | 2019-04-16 | 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110206520B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111219176A (zh) * | 2020-01-09 | 2020-06-02 | 成都合信恒泰工程技术有限公司 | 一种注水井扩容储层改造方法 |
| CN111271043A (zh) * | 2020-03-18 | 2020-06-12 | 北京捷贝通石油技术股份有限公司 | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103244097A (zh) * | 2013-05-16 | 2013-08-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 中深煤层控制多裂缝压裂方法 |
| CN107762475A (zh) * | 2017-11-16 | 2018-03-06 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种页岩储层压裂前水化诱导预处理和评判方法 |
| US10030491B2 (en) * | 2013-11-15 | 2018-07-24 | Nexen Energy Ulc | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores |
| CN108830020A (zh) * | 2018-07-12 | 2018-11-16 | 西南石油大学 | 一种基于热流固耦合理论的模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法 |
| CN108952660A (zh) * | 2018-07-12 | 2018-12-07 | 西南石油大学 | 一种模拟注水井水压驱动裂缝延伸动态的方法 |
-
2019
- 2019-04-16 CN CN201910304277.6A patent/CN110206520B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103244097A (zh) * | 2013-05-16 | 2013-08-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 中深煤层控制多裂缝压裂方法 |
| US10030491B2 (en) * | 2013-11-15 | 2018-07-24 | Nexen Energy Ulc | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores |
| CN107762475A (zh) * | 2017-11-16 | 2018-03-06 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种页岩储层压裂前水化诱导预处理和评判方法 |
| CN108830020A (zh) * | 2018-07-12 | 2018-11-16 | 西南石油大学 | 一种基于热流固耦合理论的模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法 |
| CN108952660A (zh) * | 2018-07-12 | 2018-12-07 | 西南石油大学 | 一种模拟注水井水压驱动裂缝延伸动态的方法 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111219176A (zh) * | 2020-01-09 | 2020-06-02 | 成都合信恒泰工程技术有限公司 | 一种注水井扩容储层改造方法 |
| CN111219176B (zh) * | 2020-01-09 | 2020-09-04 | 成都合信恒泰工程技术有限公司 | 一种注水井扩容储层改造方法 |
| CN111271043A (zh) * | 2020-03-18 | 2020-06-12 | 北京捷贝通石油技术股份有限公司 | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 |
| CN111271043B (zh) * | 2020-03-18 | 2021-09-21 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110206520B (zh) | 2020-01-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN106014346B (zh) | 一种速度管柱配套柱塞气举排水采气方法及装置 | |
| CN101787864B (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
| CN106837274B (zh) | 一种利用压裂将驱油剂注入油层提高采收率的方法 | |
| CN104989361A (zh) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 | |
| CN106401554A (zh) | 油气井超临界二氧化碳非密闭加砂压裂系统及方法 | |
| CN105041288A (zh) | 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 | |
| CN104632123A (zh) | 一种超低压井堵漏方法 | |
| CN104879113A (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合酸压方法 | |
| CN106321046B (zh) | 一种低透气性煤层井下水砂压裂瓦斯抽采方法 | |
| CN109653707A (zh) | 一种裂缝性油气藏油气井充填封隔体颗粒降水增油方法 | |
| CN106639971A (zh) | 一种射孔炮眼高承压封堵方法 | |
| CN107066769A (zh) | 适用于超深层裂缝型碳酸盐岩储层的高效酸化设计方法 | |
| CN110439521A (zh) | 一种超前蓄能压裂方法 | |
| CN110206520A (zh) | 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 | |
| CN102587873A (zh) | 一种水平井二氧化碳吞吐控水增油方法 | |
| CN102926701B (zh) | 一种连续混配型堵水工艺方法 | |
| CN104251131A (zh) | 一种煤层气井解堵性二次压裂方法 | |
| CN107893648A (zh) | 稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法 | |
| CN104632124A (zh) | 一种污染严重的深井砂岩储层封堵方法 | |
| CN101915079A (zh) | 一种堵解一体化增产工艺 | |
| CN106479462A (zh) | 一种堵剂及其制备方法及油井套管堵漏封窜方法 | |
| CN113175316A (zh) | 一种封堵井下或地下老裂缝的新方法 | |
| CN105569605A (zh) | 一种提高低渗透裂缝型油藏油井化学堵水成功率的方法 | |
| CN112112619A (zh) | 一种页岩气井下岩层水力压裂方法及其设备 |
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 | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20200124 Termination date: 20210416 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |