CN110454131A - 一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法 - Google Patents
一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110454131A CN110454131A CN201910762296.3A CN201910762296A CN110454131A CN 110454131 A CN110454131 A CN 110454131A CN 201910762296 A CN201910762296 A CN 201910762296A CN 110454131 A CN110454131 A CN 110454131A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- slug
- dosage
- crack
- unit
- fill
- 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
- 238000005474 detonation Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 title claims abstract description 25
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 78
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000003721 gunpowder Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000003814 drug Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 166
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 36
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 claims description 36
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 36
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 27
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 27
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 20
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N guanidine group Chemical group NC(=N)N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 8
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 6
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 claims description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 6
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 4
- GDDNTTHUKVNJRA-UHFFFAOYSA-N 3-bromo-3,3-difluoroprop-1-ene Chemical group FC(F)(Br)C=C GDDNTTHUKVNJRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 3
- KCWDJXPPZHMEIK-UHFFFAOYSA-N isocyanic acid;toluene Chemical group N=C=O.N=C=O.CC1=CC=CC=C1 KCWDJXPPZHMEIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- IYDGMDWEHDFVQI-UHFFFAOYSA-N phosphoric acid;trioxotungsten Chemical group O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.O=[W](=O)=O.OP(O)(O)=O IYDGMDWEHDFVQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 3
- 229960003656 ricinoleic acid Drugs 0.000 claims description 3
- FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N ricinoleic acid Natural products CCCCCCC(O[Si](C)(C)C)CC=CCCCCCCCC(=O)OC FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GBLPOPTXAXWWPO-UHFFFAOYSA-N 8-methylnonyl nonanoate Chemical group CCCCCCCCC(=O)OCCCCCCCC(C)C GBLPOPTXAXWWPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 abstract description 7
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 206010067265 Heterotaxia Diseases 0.000 description 1
- 208000002128 Heterotaxy Syndrome Diseases 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-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
- 208000011934 Situs ambiguus Diseases 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 n-nonanoic acid isodecyl Ester Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- FBUKVWPVBMHYJY-UHFFFAOYSA-N noncarboxylic acid Natural products CCCCCCCCC(O)=O FBUKVWPVBMHYJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 201000006869 visceral heterotaxy Diseases 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C06—EXPLOSIVES; MATCHES
- C06B—EXPLOSIVES OR THERMIC COMPOSITIONS; MANUFACTURE THEREOF; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS EXPLOSIVES
- C06B23/00—Compositions characterised by non-explosive or non-thermic constituents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C06—EXPLOSIVES; MATCHES
- C06B—EXPLOSIVES OR THERMIC COMPOSITIONS; MANUFACTURE THEREOF; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS EXPLOSIVES
- C06B23/00—Compositions characterised by non-explosive or non-thermic constituents
- C06B23/007—Ballistic modifiers, burning rate catalysts, burning rate depressing agents, e.g. for gas generating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C06—EXPLOSIVES; MATCHES
- C06B—EXPLOSIVES OR THERMIC COMPOSITIONS; MANUFACTURE THEREOF; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS EXPLOSIVES
- C06B33/00—Compositions containing particulate metal, alloy, boron, silicon, selenium or tellurium with at least one oxygen supplying material which is either a metal oxide or a salt, organic or inorganic, capable of yielding a metal oxide
- C06B33/12—Compositions containing particulate metal, alloy, boron, silicon, selenium or tellurium with at least one oxygen supplying material which is either a metal oxide or a salt, organic or inorganic, capable of yielding a metal oxide the material being two or more oxygen-yielding compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- E21B43/263—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using explosives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
本发明涉及一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，包括以下步骤：(1)前置液泵注，起裂扩展裂缝；(2)爆燃固体颗粒药携砂液泵注，将固体颗粒药携带充填裂缝；(3)前顶替液段塞泵注，将携砂液顶替入缝，用以分隔引爆液和携砂液；(4)引爆液段塞泵注，用以引爆缝内固体颗粒药；(5)后顶替液段塞。本发明将引爆颗粒药与固体颗粒火药一起注入缝内，随后利用液体引爆液，段塞挤入裂缝，与引爆颗粒药发生反应，从而释放能量引爆充满裂缝的固体颗粒火药，可大规模增加裂缝复杂程度，与常规水力压裂比较，其为裂缝内部支撑剂的爆燃压裂，其可在主裂缝两侧激发若干随机裂缝，形成三维体积改造，大幅提高压裂改造效果。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于石油、天然气储层压裂改造中水力裂缝内充填式爆燃聚能体积压裂，属于油田压裂技术领域。
背景技术
油气田进入中、后期之后，产量下降明显甚至停产，亟需采取某种措施改善地层的渗透性，而当前采用的改造储层的水力压裂和酸化技术存在诸多限制，导致开发效果不明显。层内爆燃压裂技术的提出有效解决了此类问题。在火药选择上，液体火药虽然在燃爆有效作用时间、作业成本等指标上有优势，但较固体火药来说，液体火药运输更为复杂、配置流程繁琐、在压裂施工中对操作和点火的安全要求高，所以应用范围有限。
利用水力压裂方式在压裂层中形成一定长度、高度和宽度的水力裂缝，然后将爆燃药压入主裂缝中，以不损坏井筒、套管的原则引爆爆燃药。爆炸有两个阶段：第一阶段利用爆炸产生的冲击波对水力裂缝壁面岩石进行破碎，产生一定数量的微裂缝，同时爆炸产生的岩石碎屑可支撑裂缝，所以不需要泵送支撑剂。第二阶段利用爆炸产生的气体对冲击波产生的微裂缝进行扩展延伸，形成相互连通的裂缝网，有效地沟通了地层中的天然裂缝，扩大了油层泄流面积，提高了地层的渗透性。
将固体式的颗粒药压入目的层的主裂缝中，接着对颗粒药进行层内引爆。传统的井筒内引爆技术引爆位置不明确，不能完全引爆裂缝内的炸药，而且对井筒造成一定程度的损害。因而为了提高颗粒药在层内的利用率，为此特设计发明了一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂工艺。
发明内容
针对现有技术的不足，为了利用水力压裂在地层中造出水力裂缝后，将颗粒药压入目的层的主裂缝中，并通过一定的引爆方式使颗粒药大量爆炸，提高颗粒药的利用率，同时保证施工的安全性及对井筒、套管的保护，本发明提供一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法。
本发明的技术方案如下：
一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，该方法包括以下步骤：
(1)前置液泵注，起裂扩展裂缝；
(2)爆燃固体颗粒药携砂液泵注，将固体颗粒药携带充填裂缝；
(3)前顶替液段塞泵注，将携砂液顶替入缝，用以分隔引爆液和携砂液；
(4)引爆液段塞泵注，用以引爆缝内固体颗粒药；
(5)后顶替液段塞。
优选的，步骤(1)中，前置液成分为胍胶压裂液，粘度为60-100mPa.s。其用量根据裂缝设计规模和裂缝扩展模拟进行计算确定。
优选的，步骤(2)中，携砂液为可自破胶交联胍胶压裂液。
优选的，步骤(2)中，所述的固体颗粒药包括颗粒火药和铝粉。其用量根据目标井压裂层的储层特性和裂缝几何参数确定。
进一步优选的，步骤(2)中，所述颗粒火药的原料按重量百分比包括：氧化剂65％～72％，增塑剂2％～8％，燃烧剂10％～14％，粘结剂12％～16％，固化剂0.5％～1.5％，交联剂0.5％～1.5％，降速剂1.25％～2.5％；所述铝粉为表面包覆有石蜡包覆层的铝粉，铝粉粒度不大于400目。
进一步优选的，步骤(2)中，所述氧化剂为高氯酸铵和硫酸铵，增塑剂为壬酸异癸酯，燃烧剂为铝粉，粘结剂为聚氨基甲酸酯，固化剂为二异氰酸甲苯，交联剂为单蓖麻油酸甘油酯，降速剂为磷钨酸。
进一步优选的，步骤(2)中，固体颗粒药的用量包括颗粒火药的用量和铝粉的用量，其中颗粒火药用量计算分为触发段塞内、触发段塞外两部分；
计算依据为颗粒火药与铝粉的质量比1：(1.0～2.0)、储层特性和裂缝几何参数，固体颗粒药的用量为：m＝(L*W*H)*(1-φ)*ρ1*C，其中：W为裂缝宽度，单位为m；H为裂缝高度，单位为m；φ为裂缝孔隙度，单位为％；ρ1为固体颗粒药的密度，单位为g/cm3；L为固体颗粒药的铺置长度，单位为m；1)当计算触发段塞内颗粒火药用量和铝粉的用量时，L＝触发段塞段的长度，2)当计算触发段塞外颗粒火药用量时，L＝裂缝长度-触发段塞内的长度；
C为比例系数，1)当计算触发段塞内颗粒火药用量时，根据颗粒火药与铝粉的质量比1：(1.0～2.0)计算，C为1/[1+(1.0～2.0)]，2)当计算触发段塞外颗粒火药用量时，C为1，3)当计算铝粉的用量时，C为(1.0～2.0)/[1+(1.0～2.0)]；m为固体颗粒药的用量，单位为t。
优选的，步骤(3)中，前顶替液的注入量为目标井井筒体积的28％-35％。
优选的，步骤(4)中，所述的引爆液为NaOH溶液，其注入量根据NaOH溶液与触发段塞孔隙体积的体积比、NaOH溶液中的氢氧化钠的质量百分比浓度确定；其泵注压力自固体颗粒药全部顶替入缝后，改为低于裂缝闭合压力条件下泵注，防止固体颗粒药的堆积。
进一步优选的，步骤(4)中，所述NaOH溶液与触发段塞孔隙体积的体积比为(2.0～3.0)：1，NaOH溶液中的氢氧化钠的质量百分比浓度不小于35％；NaOH溶液的注入量为：VNaOH＝L*W*H*φ*(2.0～3.0)，其中：L＝触发段塞段的长度，单位为m；W为裂缝宽度，单位为m；H为裂缝高度，单位为m；φ为裂缝孔隙度，单位为％；VNaOH为NaOH溶液的注入量，单位为m3；所需氢氧化钠的质量为：mNaOH＝VNaOH*A*ρ2，其中：A为NaOH溶液中的氢氧化钠的质量百分比浓度，单位为％；ρ2为NaOH溶液的密度，单位为g/cm3；mNaOH为氢氧化钠的质量，单位为t。
优选的，步骤(5)中，后顶替液段塞包括两部分：一是先以目标井井筒体积的50％-55％用量大排量注入，将引爆液顶替入缝，泵注压力Pf＞1.1σh；二是再以引爆液的用量小排量注入，保证引爆液全部被顶替入缝，并推进至触发段塞段内，泵注压力Pf＜0.8σh，其中σh为裂缝张启压力，将引爆液全部顶替到裂缝内。
本发明的有益效果在于：
1.该工艺依托水力压裂携砂入缝的工艺方法，将支撑剂替换为固体火药颗粒，实现了高能火药的缝内疏松和稳定加持，从而实现了裂缝内部的爆燃压裂改造。
2.本发明的技术方案可大规模增加裂缝复杂程度。与常规水力压裂比较，其为裂缝内部支撑剂的爆燃压裂，其可在主裂缝两侧激发若干随机裂缝，形成三维体积改造，大幅提高压裂改造效果。本发明将引爆颗粒药与固体颗粒火药一起注入缝内，随后利用液体引爆液，段塞挤入裂缝，与引爆颗粒药发生反应，从而释放能量引爆充满裂缝的固体颗粒火药。利用固体颗粒药在井筒内爆燃，形成爆燃裂缝，其裂缝穿透深度可达常规酸化的10倍以上，并在深穿透主裂缝两侧形成支裂缝网络。
3.利用本发明的技术方案，铝粉泵注的范围仅为2～5m，大大节约了用量，通过包覆有石蜡层的铝粉与NaOH溶液剧烈反应，放出的热量可直接引爆颗粒药与铝粉组成的爆燃体系，操作方便且经济有效。
附图说明
图1是本发明的施工流程框图。
图2是目标井充填式爆燃聚能压裂工艺施工过程中的结构剖面图。
图3是目标井充填式爆燃聚能压裂工艺施工过程中的结构俯视图。
图4是目标井充填式爆燃聚能压裂工艺施工后的结构俯视图。
其中：1、井筒套管；2、生产管柱；3、后顶替液；4、引爆液；5、射孔孔眼；6、铝粉；7、颗粒火药；8、触发段塞段；9、人工井底；10、前置液；11、隔离液；12、天然裂缝；13、爆炸产生的微裂缝。
具体实施方式
下面通过实施例并结合附图对本发明做进一步说明，但不限于此。
实施例1：
如图1、图2所示的一种油气层压裂改造中缝内充填式爆燃聚能体积压裂工艺，采用缝内充填的方式向目标井所处的压裂储层内压入爆燃体系。其步骤如下：
一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，该方法包括以下步骤：
(1)前置液泵注，起裂扩展裂缝；前置液成分为胍胶压裂液，粘度为60-100mPa.s。其用量根据裂缝设计规模和裂缝扩展模拟进行计算确定。
(2)爆燃固体颗粒药携砂液泵注，将固体颗粒药携带充填裂缝；携砂液为可自破胶交联胍胶压裂液。所述的固体颗粒药包括颗粒火药和铝粉。其用量根据目标井压裂层的储层特性和裂缝几何参数确定。
所述颗粒火药的原料按重量百分比包括：氧化剂68％，增塑剂6％，燃烧剂10％，粘结剂12.5％，固化剂0.5％，交联剂0.5％，降速剂2.5％；所述铝粉为表面包覆有石蜡包覆层的铝粉，铝粉粒度不大于400目。
所述氧化剂为高氯酸铵和硫酸铵，增塑剂为壬酸异癸酯，燃烧剂为铝粉，粘结剂为聚氨基甲酸酯，固化剂为二异氰酸甲苯，交联剂为单蓖麻油酸甘油酯，降速剂为磷钨酸。
固体颗粒药的用量包括颗粒火药的用量和铝粉的用量，其中颗粒火药用量计算分为触发段塞内、触发段塞外两部分；
计算依据为颗粒火药与铝粉的质量比1：(1.0～2.0)、储层特性和裂缝几何参数，固体颗粒药的用量为：m＝(L*W*H)*(1-φ)*ρ1*C，其中：W为裂缝宽度，单位为m；H为裂缝高度，单位为m；φ为裂缝孔隙度，单位为％；ρ1为固体颗粒药的密度，单位为g/cm3；L为固体颗粒药的铺置长度，单位为m；1)当计算触发段塞内颗粒火药用量和铝粉的用量时，L＝触发段塞段的长度，2)当计算触发段塞外颗粒火药用量时，L＝裂缝长度-触发段塞内的长度；
C为比例系数，1)当计算触发段塞内颗粒火药用量时，根据颗粒火药与铝粉的质量比1：(1.0～2.0)计算，C为1/[1+(1.0～2.0)]，2)当计算触发段塞外颗粒火药用量时，C为1，3)当计算铝粉的用量时，C为(1.0～2.0)/[1+(1.0～2.0)]；m为固体颗粒药的用量，单位为t。
(3)前顶替液段塞泵注，将携砂液顶替入缝，用以分隔引爆液和携砂液；前顶替液的注入量为目标井井筒体积的28％。
(4)引爆液段塞泵注，用以引爆缝内固体颗粒药；所述的引爆液为NaOH溶液，其注入量根据NaOH溶液与触发段塞孔隙体积的体积比、NaOH溶液中的氢氧化钠的质量百分比浓度确定；其泵注压力自固体颗粒药全部顶替入缝后，改为低于裂缝闭合压力条件下泵注，防止固体颗粒药的堆积。
所述NaOH溶液与触发段塞孔隙体积的体积比为(2.0～3.0)：1，NaOH溶液中的氢氧化钠的质量百分比浓度不小于35％；NaOH溶液的注入量为：VNaOH＝L*W*H*φ*(2.0～3.0)，其中：L＝触发段塞段的长度，单位为m；W为裂缝宽度，单位为m；H为裂缝高度，单位为m；φ为裂缝孔隙度，单位为％；VNaOH为NaOH溶液的注入量，单位为m3；所需氢氧化钠的质量为：mNaOH＝VNaOH*A*ρ2，其中：A为NaOH溶液中的氢氧化钠的质量百分比浓度，单位为％；ρ2为NaOH溶液的密度，单位为g/cm3；mNaOH为氢氧化钠的质量，单位为t。
(5)后顶替液段塞。后顶替液段塞包括两部分：一是以目标井井筒体积的55％用量大排量注入，泵注压力Pf＞1.1σh；二是以引爆液的用量小排量注入，泵注压力Pf＜0.8σh，其中σh为裂缝张启压力，将引爆液全部顶替到裂缝内。
本实施例中，所述目标井的基本参数，详见表1：
表1目标井基础数据
根据压裂层位的裂缝几何参数，计算出裂缝总体积为V＝60×7.2×0.02m3＝8.64m3，设定裂缝孔隙度为30％。
本实施例中，所述颗粒火药与铝粉的质量比为1：2，即比例系数C取值为2，颗粒火药的密度为1.7g/cm3，铝粉的密度为1.4g/cm3，铝粉用量仅设计2m的距离，即触发段塞内的长度取值为2，火药用量计算分为触发段塞外、内两部分，概算出火药的用量为概算出铝粉的用量为
本实施例中，所述NaOH溶液与触发段塞孔隙体积的体积比为2：1，NaOH溶液中的氢氧化钠的质量百分比浓度为35％，密度为1.38g/cm3，则NaOH溶液注入量为VNaOH＝7.2×2×0.02×30％×2m3＝0.17m3，所需氢氧化钠的质量为mNaOH＝0.17×35％×1.38t＝0.08t。
本实施例中，所述目标井1内的井筒(也称为套管)体积为
本实施例中，步骤3中所述隔离液的注入量为6m3，步骤5中所述后顶替液的注入量为12m3。
实际使用时，可根据具体需要，对所述隔离液和所述顶替液的注入量进行相应的调整。
实施例2
一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其步骤如实施例1所述，所不同的是，步骤(2)中颗粒火药与铝粉的质量比是1：1。
实施例3
一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其步骤如实施例1所述，所不同的是，步骤(3)中前顶替液的注入量为目标井井筒体积的35％。
实施例4
一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其步骤如实施例1所述，所不同的是，步骤(4)中NaOH溶液与触发段塞孔隙体积的体积比为3.0：1。
实施例5
一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其步骤如实施例1所述，所不同的是，步骤(5)中后顶替液段塞先以目标井井筒体积的50％用量大排量注入。
Claims (10)
1.一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)前置液泵注，起裂扩展裂缝；
(2)爆燃固体颗粒药携砂液泵注，将固体颗粒药携带充填裂缝；
(3)前顶替液段塞泵注，将携砂液顶替入缝，用以分隔引爆液和携砂液；
(4)引爆液段塞泵注，用以引爆缝内固体颗粒药；
(5)后顶替液段塞。
2.根据权利要求1所述的缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，步骤(1)中，前置液成分为胍胶压裂液，粘度为60-100mPa.s。
3.根据权利要求1所述的缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，步骤(2)中，携砂液为可自破胶交联胍胶压裂液。
4.根据权利要求1所述的缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，步骤(2)中，所述的固体颗粒药包括颗粒火药和铝粉。
5.根据权利要求4所述的缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，步骤(2)中，所述颗粒火药的原料按重量百分比包括：氧化剂65％～72％，增塑剂2％～8％，燃烧剂10％～14％，粘结剂12％～16％，固化剂0.5％～1.5％，交联剂0.5％～1.5％，降速剂1.25％～2.5％；所述铝粉为表面包覆有石蜡包覆层的铝粉，铝粉粒度不大于400目；
优选的，步骤(2)中，所述氧化剂为高氯酸铵和硫酸铵，增塑剂为壬酸异癸酯，燃烧剂为铝粉，粘结剂为聚氨基甲酸酯，固化剂为二异氰酸甲苯，交联剂为单蓖麻油酸甘油酯，降速剂为磷钨酸。
6.根据权利要求4所述的缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，步骤(2)中，固体颗粒药的用量包括颗粒火药的用量和铝粉的用量，其中颗粒火药用量计算分为触发段塞内、触发段塞外两部分；
固体颗粒药的用量为：m＝(L*W*H)*(1-φ)*ρ1*C，其中：W为裂缝宽度，单位为m；H为裂缝高度，单位为m；φ为裂缝孔隙度，单位为％；ρ1为固体颗粒药的密度，单位为g/cm3；L为固体颗粒药的铺置长度，单位为m；1)当计算触发段塞内颗粒火药用量和铝粉的用量时，L＝触发段塞段的长度，2)当计算触发段塞外颗粒火药用量时，L＝裂缝长度-触发段塞内的长度；
C为比例系数，1)当计算触发段塞内颗粒火药用量时，根据颗粒火药与铝粉的质量比1：(1.0～2.0)计算，C为1/[1+(1.0～2.0)]，2)当计算触发段塞外颗粒火药用量时，C为1，3)当计算铝粉的用量时，C为(1.0～2.0)/[1+(1.0～2.0)]；m为固体颗粒药的用量，单位为t。
7.根据权利要求1所述的缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，步骤(3)中，前顶替液的注入量为目标井井筒体积的28％-35％。
8.根据权利要求1所述的缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，步骤(4)中，所述的引爆液为NaOH溶液；其泵注压力自固体颗粒药全部顶替入缝后，改为低于裂缝闭合压力条件下泵注。
9.根据权利要求8所述的缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，步骤(4)中，所述NaOH溶液与触发段塞孔隙体积的体积比为(2.0～3.0)：1，NaOH溶液中的氢氧化钠的质量百分比浓度不小于35％；NaOH溶液的注入量为：VNaOH＝L*W*H*φ*(2.0～3.0)，其中：L＝触发段塞段的长度，单位为m；W为裂缝宽度，单位为m；H为裂缝高度，单位为m；φ为裂缝孔隙度，单位为％；VNaOH为NaOH溶液的注入量，单位为m3；所需氢氧化钠的质量为：mNaOH＝VNaOH*A*ρ2，其中：A为NaOH溶液中的氢氧化钠的质量百分比浓度，单位为％；ρ2为NaOH溶液的密度，单位为g/cm3；mNaOH为氢氧化钠的质量，单位为t。
10.根据权利要求1所述的缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法，其特征在于，步骤(5)中，后顶替液段塞包括两部分：一是先以目标井井筒体积的50％-55％用量大排量注入，泵注压力Pf＞1.1σh；二是再以引爆液的用量小排量注入，泵注压力Pf＜0.8σh，其中σh为裂缝张启压力，将引爆液全部顶替到裂缝内。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910762296.3A CN110454131B (zh) | 2019-08-19 | 2019-08-19 | 一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910762296.3A CN110454131B (zh) | 2019-08-19 | 2019-08-19 | 一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110454131A true CN110454131A (zh) | 2019-11-15 |
| CN110454131B CN110454131B (zh) | 2021-06-18 |
Family
ID=68487362
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910762296.3A Active CN110454131B (zh) | 2019-08-19 | 2019-08-19 | 一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110454131B (zh) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111396014A (zh) * | 2020-03-16 | 2020-07-10 | 中国石油大学(北京) | 薄互层储层改造方法、装置和设备 |
| CN112012713A (zh) * | 2020-08-18 | 2020-12-01 | 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 | 一种爆燃压裂酸化选层作业方法 |
| CN113294134A (zh) * | 2021-05-31 | 2021-08-24 | 中国矿业大学 | 一种水力压裂与甲烷原位燃爆协同致裂增透方法 |
| CN114718539A (zh) * | 2022-05-12 | 2022-07-08 | 中国石油大学(华东) | 一种多轮次甲烷层内原位燃爆压裂方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105201483A (zh) * | 2015-09-22 | 2015-12-30 | 中北大学 | 环保型井下压裂地层方法 |
| CN106382110A (zh) * | 2015-09-17 | 2017-02-08 | 中国石油大学(北京) | 一种用于层内爆炸压裂的点火球及压裂施工方法 |
| US20170204713A1 (en) * | 2008-12-01 | 2017-07-20 | Geodynamics, Inc. | Method for the Enhancement and Stimulation of Oil and Gas Production in Shales |
| CN108955404A (zh) * | 2018-07-12 | 2018-12-07 | 北方斯伦贝谢油田技术（西安）有限公司 | 一种油气井射孔压裂用超能装药及制备方法 |
-
2019
- 2019-08-19 CN CN201910762296.3A patent/CN110454131B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20170204713A1 (en) * | 2008-12-01 | 2017-07-20 | Geodynamics, Inc. | Method for the Enhancement and Stimulation of Oil and Gas Production in Shales |
| CN106382110A (zh) * | 2015-09-17 | 2017-02-08 | 中国石油大学(北京) | 一种用于层内爆炸压裂的点火球及压裂施工方法 |
| CN105201483A (zh) * | 2015-09-22 | 2015-12-30 | 中北大学 | 环保型井下压裂地层方法 |
| CN108955404A (zh) * | 2018-07-12 | 2018-12-07 | 北方斯伦贝谢油田技术（西安）有限公司 | 一种油气井射孔压裂用超能装药及制备方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 居迎军等: "油气井化学反应气动力深穿透热解堵试验研究", 《辽宁化工》 * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111396014A (zh) * | 2020-03-16 | 2020-07-10 | 中国石油大学(北京) | 薄互层储层改造方法、装置和设备 |
| CN111396014B (zh) * | 2020-03-16 | 2021-07-23 | 中国石油大学(北京) | 薄互层储层改造方法、装置和设备 |
| CN112012713A (zh) * | 2020-08-18 | 2020-12-01 | 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 | 一种爆燃压裂酸化选层作业方法 |
| CN112012713B (zh) * | 2020-08-18 | 2022-06-21 | 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 | 一种爆燃压裂酸化选层作业方法 |
| CN113294134A (zh) * | 2021-05-31 | 2021-08-24 | 中国矿业大学 | 一种水力压裂与甲烷原位燃爆协同致裂增透方法 |
| WO2022252591A1 (zh) * | 2021-05-31 | 2022-12-08 | 中国矿业大学 | 一种水力压裂与甲烷原位燃爆协同致裂增透方法 |
| CN114718539A (zh) * | 2022-05-12 | 2022-07-08 | 中国石油大学(华东) | 一种多轮次甲烷层内原位燃爆压裂方法 |
| CN114718539B (zh) * | 2022-05-12 | 2024-01-02 | 中国石油大学(华东) | 一种多轮次甲烷层内原位燃爆压裂方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110454131B (zh) | 2021-06-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110454131A (zh) | 一种缝内充填式爆燃聚能体积压裂方法 | |
| WO2022252591A1 (zh) | 一种水力压裂与甲烷原位燃爆协同致裂增透方法 | |
| CN103352684B (zh) | 化学物理复合爆破压裂器及其制造方法 | |
| CN109098695B (zh) | 一种基于二氧化碳爆破技术的射孔压裂一体化装置及方法 | |
| CN110965979B (zh) | 一种径向小井眼内深部燃爆压裂方法 | |
| CA3046917C (en) | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations | |
| CN107152303A (zh) | 一种低透气高瓦斯煤层被掩护巷高效爆破卸压抽采的方法 | |
| CN103148748B (zh) | 一种可调承压膨胀塑胶管深孔爆破控制方法 | |
| CN114876434B (zh) | 一种页岩气储层缝内甲烷原位燃爆压裂方法 | |
| CN113898330B (zh) | 一种水平井裸眼段甲烷原位射孔燃爆压裂一体化装置及方法 | |
| CN114278270B (zh) | 甲烷原位控制燃爆压裂方法及其装置 | |
| CN201531261U (zh) | 套管井爆燃压裂装置 | |
| CN111397451B (zh) | 一种露天矿高台阶大孔径缓冲爆破方法 | |
| CN114718539B (zh) | 一种多轮次甲烷层内原位燃爆压裂方法 | |
| CN101619654A (zh) | 一种水平井脉冲压裂加砂装置 | |
| CN102052066B (zh) | 用于提高复合射孔压裂效果的动态封压方法及其装置 | |
| CN104975838A (zh) | 一种可阻止高能气体压裂预存裂缝闭合的方法 | |
| CN115057753B (zh) | 一种低渗油田原位燃爆压裂用液体炸药及其应用 | |
| CN110344806B (zh) | 一种小井眼爆炸造缝辅助水力压裂方法 | |
| CN201531256U (zh) | 用于提高复合射孔压裂效果的动态封压装置 | |
| CN108756845A (zh) | 一种扩容增量爆燃压裂方法 | |
| CN109186390A (zh) | 露天深孔爆破水间隔-耦合装药爆破方法及专用水柱袋 | |
| CN112502684A (zh) | 油气储层改造工艺及造复杂裂缝的方法和自爆炸式支撑剂 | |
| CN102381914B (zh) | 一种制备油田层内爆炸起爆微型球体的药粉 | |
| CN105064972B (zh) | 一种用于油气田储层的液体火药胶囊压裂弹及应用其的工艺 |
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 | ||
| EE01 | Entry into force of recordation of patent licensing contract | ||
| EE01 | Entry into force of recordation of patent licensing contract |
Application publication date: 20191115 Assignee: SHANDONG SHIDA OILFIELD TECHNICAL SERVICES Co.,Ltd. Assignor: CHINA University OF PETROLEUM (EAST CHINA) Contract record no.: X2022370000010 Denomination of invention: A method of deflagration shaped energy volume fracturing with filling in the fracture Granted publication date: 20210618 License type: Common License Record date: 20220630 |