CN110905472A - 确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法 - Google Patents

确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN110905472A
CN110905472A CN201911036571.XA CN201911036571A CN110905472A CN 110905472 A CN110905472 A CN 110905472A CN 201911036571 A CN201911036571 A CN 201911036571A CN 110905472 A CN110905472 A CN 110905472A
Authority
CN
China
Prior art keywords
temporary plugging
time
composite
plugging
real
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
Application number
CN201911036571.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN110905472B (zh
Inventor
张庆
李彦超
沈建国
何封
邓才
刘子平
杨亚东
肖剑锋
冯强
蒋海
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China National Petroleum Corp
CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co Ltd
Original Assignee
China National Petroleum Corp
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China National Petroleum Corp filed Critical China National Petroleum Corp
Priority to CN201911036571.XA priority Critical patent/CN110905472B/zh
Publication of CN110905472A publication Critical patent/CN110905472A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN110905472B publication Critical patent/CN110905472B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing 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

Abstract

本发明公开了一种确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,涉及非常规页岩油气储层改造技术领域。本发明的实时转向压裂方法通过使用包括可溶暂堵球、暂堵颗粒的复合暂堵体系,实现射孔孔眼、不同尺度裂缝的暂堵,同时综合地质参数、施工压力、微地震实时监测等数据分析,形成复合暂堵材料加入量、加入时机与加入频次的实时优化,实现水平段均匀改造,提高压裂缝网复杂性。

Description

确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法
技术领域
本发明涉及非常规页岩油气储层改造技术领域,更具体地说涉及一种确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法。
背景技术
北美非常规页岩油气的成功商业开发,改造了世界能源格局。国内先后成立了长宁-威远、昭通、涪陵等国家级页岩气示范区,中石油集团将大港油田、新疆油田、吐哈油田和长庆油田列为页岩油开发重要示范区。非常规页岩储层超低孔隙度、超低渗透率,水平井与体积压裂技术助推了该类储层的商业开发。随着水平井钻井技术的进步,有效借助体积压裂技术,形成复杂裂缝网络成为提高页岩油气井产能的关键。
然而,由于页岩储层不同尺度天然裂缝发育、岩石力学非均质性影响,较难实现水平井段均匀改造。同时受限于天然裂缝预测模型与精度、压裂缝网预测可靠性等影响,较难实现压裂前压裂方案与参数优化的高度针对性与有效性。尤其是在套管变形、有效孔眼较少等复杂情况下,如何选择合理的分段压裂技术,如何综合地质参数、施工压力、微地震实时监测等数据分析,开展基于复合暂堵体系的实时转向压裂技术对于实现水平段均匀改造,提高压裂裂缝网络复杂性是至关重要的,该技术的成功实施可以为非常规页岩油气藏经济高效开发提供技术保障。
发明内容
为了克服上述现有技术中存在的缺陷和不足,本发明提供了一种确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,本发明的发明目的在于提高水平段改造针对性与均匀性,弥补实时压裂技术相关领域技术空白,提高水平段改造缝网复杂性,实现水平段均匀改造。本发明的实时转向压裂方法通过使用包括可溶暂堵球、暂堵颗粒的复合暂堵体系,实现射孔孔眼、不同尺度裂缝的暂堵,同时综合地质参数、施工压力、微地震实时监测等数据分析,形成复合暂堵材料加入量、加入时机与加入频次的实时优化,实现水平段均匀改造,提高压裂缝网复杂性。
为了克服上述现有技术中存在的问题,本发明是通过下述技术方案实现的:
确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:包括以下步骤:
复合暂堵效果实时评价步骤,所述复合暂堵效果实时评价步骤包括施工压力评价子步骤和微地震事件覆盖率评价子步骤;所述施工压力评价子步骤具体是指,根据压裂施工压力曲线,实时评价转向压力、停泵压力和有效孔眼数;由暂堵转向压力、液体密度、释放系数、射孔孔眼直径和总泵注排量确定有效孔眼数;所述微地震事件覆盖率评价子步骤具体是指,根据暂堵前后微地震事件点三维空间坐标的分布,对比暂堵后微地震事件的三维空间坐标分布变化,实现定性的暂堵转向效果评价;
暂堵参数实时优化步骤,所述暂堵参数实时优化步骤包括可溶暂堵球直径确定子步骤、可溶暂堵颗粒与石英砂复合使用设计子步骤和暂堵时机确定子步骤;所述可溶暂堵球直径确定子步骤中,根据支撑剂浓度、累积泵注时间和孔眼流体流速确定孔眼直径的变化规律,再根据孔眼直径的变化规律确定可溶暂堵球直径;所述可溶暂堵颗粒与石英砂复合使用设计子步骤包括粒径选择子步骤和用量选择子步骤,所述粒径选择子步骤中,根据室内不同缝宽下暂堵颗粒暂堵能力评价试验,获得不同压裂缝宽与可溶暂堵颗粒粒径中值的比值,从而确定可溶暂堵颗粒的粒径;根据可溶暂堵颗粒不同排列方式下多孔介质最小孔隙内径,确定石英砂的粒径,石英砂的粒径小于或等于可溶暂堵颗粒不同排列方式下多孔介质最小孔隙内径;所述用量选择子步骤中,包括可溶暂堵球、暂堵颗粒与石英砂复配用量,可溶暂堵球的用量是根据有效孔眼数评价与实际总孔眼摩阻而确定的;暂堵颗粒与石英砂复配的用量是由裂缝体积确定暂堵体积,由暂堵体积和暂堵颗粒形成的孔隙体积确定石英砂的体积,从而确定暂堵颗粒与石英砂复配的用量;所述暂堵时机确定子步骤包括暂堵球投放时机确定和暂堵颗粒投放时机确定,暂堵球投放时机是由射孔簇的开启效率、水平改造设计规模和当前施工排量确定的;暂堵颗粒的投放时机是由井间距、某时刻微地震监测解释裂缝半长、微地震现场解释的滞后时间和实际水力裂缝与事件点解释结果的特征关系确定的。
所述施工压力评价子步骤包括转向压力分析和有效孔眼数预测。
所述转向压力分析具体是指,根据压裂施工压力曲线,在复合暂堵材料泵送排量Q一定的情况下,获得施工压力变化值△p,即为暂堵转向压力;所述暂堵转向压力△p具体是指,投放暂堵剂前后的施工排量均为Q,投放前稳定施工压力为pt1,投放后施工压力稳定为pt2,则暂堵转向压力△p=pt2-pt1
所述有效孔眼数预测,具体是指:在施工前期,进行至少两个不同排量q1、q2下的泵注阶段,其对应的不同井口压力分别为p1、p2,不同液体摩阻分别为:△pHPG-1、△pHPG-2;不同的射孔孔眼摩阻为△ppf-1、△ppf-2,不同的近井摩阻为△pnear-1、△pnear-2,液柱压力为固定值pl,则有:
p1+pl-△pHPG-1-△ppf-1-△pnear-1=p2+pl-△pHPG-2-△ppf-2-△pnear-2
近似认为△pnear-1=△pnear-2,则有:
p1-△pHPG-1-△ppf-1=p2-△pHPG-2-△ppf-2
△ppf-2-△ppf-1=p2-p1+△pHPG-1-△pHPG-2
若△p=p2-p1+△pHPG-1-△pHPG-2,则有,有效孔数计算公式为:
Figure BDA0002251658080000031
式中,Dp为射孔孔眼直径,C为释放系数,ρ为液体密度,n为有效孔眼数。
所述射孔孔眼摩阻为
Figure BDA0002251658080000032
式(1),式中,q表示总泵注排量,ρ为液体密度,n为有效孔眼数,Dp为射孔孔眼直径,C为释放系数;
液体摩阻计算:
Figure BDA0002251658080000035
式(2),式中,△pHPG表示压裂液的沿程摩阻,
Figure BDA0002251658080000036
表示降阻率,△p0表示清水的沿程摩阻;
清水沿程摩阻△pw的计算,首先进行流态的判别,即
Figure BDA0002251658080000033
式中,Re为雷诺数,v为流态流速,d表示管柱内径,ρ为流体密度,μ为流体粘度;若Re≤2000,则判定为层流;若Re>2000则判定为紊流;根据流态计算摩阻系数,即
Figure BDA0002251658080000034
式中,f为摩阻系数;对于层流,a=16,b=1.0;对于紊流,a=(log10n+3.93)/50,b=(1.75-log10n)/7,对于牛顿流体,n=1,则清水沿程摩阻的计算为
Figure BDA0002251658080000041
式中,L表示管柱长度。
所述释放系数C表示射孔孔眼形状对摩阻的影响,其取值范围为0.65-0.90。
所述降阻率
Figure BDA0002251658080000044
的取值范围为0.3-0.35。
所述微地震事件覆盖率评价子步骤中,应用概率分布函数F(Xi,Yi,Zi)评价微地震事件点(Xi,Yi,Zi)在空间的概率分布;若改造段的三维空间区域为{X1~X2,Y1~Y2,Z1~Z2},则可以根据微地震事件点在上述改造段区间的概率函数F(Xi,Yi,Zi)分布情况,评价复合暂堵效果。
所述可溶暂堵球直径确定子步骤中,孔眼直径Dp的动态变化可表示为Dp(C,v,t)=αCv2t,式中,C为支撑剂浓度,t为累积泵注时间,α为系数,v为孔眼流体流速,则孔眼流体流速表示为
Figure BDA0002251658080000042
式中,Q为泵注排量,Np为射孔孔眼个数,Dpi为初始射孔孔径;可溶暂堵球直径Db表示为:
Db=1.2~1.3Dp(C,v,t)。
所述不同压裂缝宽与可溶暂堵颗粒粒径中值Dd的比值α的取值范围是2.5-4。
所述可溶暂堵球用于射孔孔眼的暂堵,其用量优化首先根据有效孔数N,评价实际总孔眼摩阻Neff*△ppf,可溶暂堵球的用量需满足总孔眼摩阻Neff*△ppf大于或等于水平改造段内最小水平主应力差△σ。
所述暂堵颗粒与石英砂复配使用实现远端裂缝暂堵,实现压裂转向,其用量优化方法如下:
根据PKN模型,获得平均裂缝宽度模型,
Figure BDA0002251658080000043
式中,H为裂缝高度,Pnet为缝内净压力;裂缝体积为V,裂缝暂堵所需暂堵材料体积Vd,需满足Vd≥V;结合裂缝所需暂堵材料体积Vd,同时参考暂堵颗粒形成的孔隙体积Vdp,则复配使用的石英砂的体积Vsand,需要满足Vsand≥Vdp;Vdp≈φV,φ可以根据不同暂堵颗粒排列方式获得相应的孔隙度范围。
所述暂堵颗粒排列方式包括立方体排列和/或四面体排列方式。
所述暂堵球投放时机确定中,根据DTS/DAS监测结果,首先判断射孔簇是否有效开启,即判断是否有流体运移至监测处的射孔位置;应用DTS/DAS监测即可计算改造段簇效率η,即
Figure BDA0002251658080000051
其中nf为DTS/DAS监测有流体运移或有温度变化的射孔簇数,Nc为改造段的总簇数;暂堵球的投入时机tbD依据射孔簇的开启效率η、水平段改造设计规模Lq和当前施工排量Q计算得到:tbD=η×Lq/Q。
所述暂堵颗粒投放时机确定中,应用微地震监测技术获取因水力裂缝扩展或天然裂缝激活诱发的事件点信息,系列事件点的三维时空分布反馈得到当前水力裂缝的扩展形态及尺寸参数,暂堵颗粒投放时机为
Figure BDA0002251658080000052
式中,tbS为开始投入暂堵颗粒的时间,Swell为井间距的一般,xfs为tS时刻微地震监测解释裂缝半长,λ为实际水力裂缝与事件点解释结果的特征关系,tD为微地震现场解释的滞后时间。
与现有技术相比,本发明所带来的有益的技术效果表现在:
1、本发明原理可靠,设计合理,效果显著,可应用本发明的方法及步骤大幅增加水力裂缝的复杂程度,有效遏制井间干扰及压窜等的不利影响,快速提升页岩水平段的改造效果;
2、本发明的复合暂堵体系在效果评价方面,具有评价数据易得,计算方法易行,可根据压裂施工实时评价暂堵措施的效果及指导后续暂堵作业;
3、本发明的复合暂堵体系在暂堵参数实时优化方面,既考虑了不同暂堵材料用量优化,又完善了不同材料暂堵时机优化,形成了全方位、立体化的暂堵设计方法;
4、本发明的暂堵设计理念新颖,思路清晰,方法便捷,实施步骤具有良好的可操作性,特别适宜页岩大规模压裂现场推广应用。
具体实施方式
下面对本发明的技术方案作出进一步详细地阐述。
实施例1
本实施例提供了一种确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法。旨在提高水平段改造缝网复杂性,实现水平段均匀改造。实时转向压裂技术通过使用包括可溶暂堵球、暂堵颗粒的复合暂堵体系,实现射孔孔眼、不同尺度裂缝的暂堵,同时综合地质参数、施工压力、微地震实时监测等数据分析,形成复合暂堵材料加入量、加入时机与加入频次的实时优化,实现水平段均匀改造,提高压裂缝网复杂性。实时转向压裂技术主要包括:复合暂堵效果实时评价方法与暂堵参数实时优化技术。
(1)复合暂堵效果实时评价方法:主要包括施工压力评价方法、微地震事件覆盖率评价方法等。
①施工压力评价方法主要是根据压裂施工压力曲线,实时评价转向压力、停泵压力与有效孔眼数等关键参数。
A.转向压力分析
根据压裂施工压力曲线,在复合暂堵材料泵送排量Q一定的情况下,获得施工压力变化值△p,即为暂堵转向压力,△p的大小决定了裂缝扩展转向幅度;对比暂堵前后两次施工的瞬时停泵压力pt1,pt2的差异,可以进一步评价暂堵转向情况;
B.有效孔眼数预测
假设射孔形状为短的圆柱形通道,则射孔孔眼摩阻表示为
Figure BDA0002251658080000061
q表示总泵注排量,ρ为液体密度,n为有效孔眼数,Dp为射孔孔眼直径,C为释放系数,表明射孔孔眼形状对摩阻的影响(0.65~0.90)。
液体摩阻计算:
Figure BDA0002251658080000062
式(2),式中,△pHPG表示压裂液的沿程摩阻,
Figure BDA0002251658080000063
表示降阻率,△p0表示清水的沿程摩阻;
清水沿程摩阻△pw的计算,首先进行流态的判别,即
Figure BDA0002251658080000071
式中,Re为雷诺数,v为流态流速,d表示管柱内径,ρ为流体密度,μ为流体粘度;若Re≤2000,则判定为层流;若Re>2000则判定为紊流;摩阻系数的计算:
Figure BDA0002251658080000072
f为摩阻系数;对于层流,a=16,b=1.0;对于紊流,a=(log10n+3.93)/50,b=(1.75-log10n)/7,对于牛顿流体,n=1,清水沿程摩阻的计算:
Figure BDA0002251658080000073
式中,L表示管柱长度。
有效孔数的计算:
在施工前期,进行至少两个不同排量(q1、q2)下的泵注阶段,其对应的不同井口压力分别为p1、p2;不同液体摩阻分别为:△pHPG-1、△pHPG-2;不同的射孔孔眼摩阻为△ppf-1、△ppf-2;不同的近井摩阻为:△pnear-1、△pnear-2;液柱压力为固定值:pl。则有,
p1+pl-△pHPG-1-△ppf-1-△pnear-1=p2+pl-△pHPG-2-△ppf-2-△pnear-2
(3),近似认为△pnear-1=△pnear-2,则有,
p1-△pHPG-1-△ppf-1=p2-△pHPG-2-△ppf-2
△ppf-2-△ppf-1=p2-p1+△pHPG-1-△pHPG-2 (4)
若△p=p2-p1+△pHPG-1-△pHPG-2,则有,有效孔数计算公式为:
Figure BDA0002251658080000074
②微地震事件覆盖率评价方法
根据复合暂堵前后微地震事件点三维空间坐标(Xi,Yi,Zi)的分布,对比暂堵后微地震事件的三维空间坐标(Xi,Yi,Zi)分布变化,实现定性的暂堵转向效果评价。目的是增加一种定性评价暂堵转向效果的评价方法,具体实施是通过事件点在三维空间分布的概率函数变化来实现,如暂堵后概率分布函数F较暂堵前大则说明暂堵有效。后续暂堵参数实时优化会参考微地震事件覆盖率的结果。在暂堵参数实时优化步骤中,出现了微地震监测技术,就是依据本步骤的效果评价得出的。
应用概率分布函数F(Xi,Yi,Zi)评价微地震事件点(Xi,Yi,Zi)在空间的概率分布。假设改造段三维空间区域为{X1~X2,Y1~Y2,Z1~Z2},则可以根据微地震事件点在上述改造段区间的概率函数F(Xi,Yi,Zi)分布情况,评价复合暂堵效果。
(2)暂堵参数实时优化技术:主要包括可溶暂堵球直径、暂堵颗粒粒径与用量、暂堵时机等3个参数设计技术。
①可溶暂堵球直径设计方法
可溶暂堵球的直径主要根据射孔孔眼直径的大小,但随压裂液一起泵入的支撑剂会对射孔孔眼造成磨蚀,射孔孔眼壁面由于支撑剂的磨蚀,造成孔眼直径Dp增大;孔眼入口处边缘由于支撑剂磨蚀而变得更加圆滑,同时孔眼形状发生变化,造成流量系数(Kd)增长。流量系数(Kd)反映了射孔孔眼入口处形状对压裂液流动及孔眼摩阻的影响。Crump等的实验显示,随压裂液一起泵入的支撑剂会对射孔孔眼造成磨蚀破坏,而这种孔眼磨蚀现象主要由两种不同的机理构成:①射孔孔眼壁面由于支撑剂的磨蚀缓慢破坏,造成孔眼直径Dp增大;②孔眼入口处边缘由于支撑剂磨蚀而变得更加圆滑,造成流量系数(Kd)的快速增长,实验数据显示,对于完好的孔眼Kd=0.5~0.6,而对于入口处完全磨蚀的孔眼Kd=0.95。结合实验结果获得Dp动态变化公式:
Dp(C,v,t)=αCv2t (6)
式中,C为支撑剂浓度,t为累积泵注时间,上述参数通过实际压裂参数检测获得。α为系数,由室内实验获得。v为孔眼流体流速,根据以下公式获得:
Figure BDA0002251658080000081
式中,Q为泵注排量,Np为射孔孔眼个数,Dpi为初始射孔孔径,上述资料可以根据施工方案获得。
可溶暂堵球直径Db优选:
Db=1.2~1.3Dp(C,v,t) (8)。
②可溶暂堵颗粒与石英砂复合使用设计方法
为实现缝内有效暂堵转向,采用可溶暂堵颗粒与石英砂复合使用的方法,提高裂缝复合封堵的有效性。
A.粒径优选
根据室内不同缝宽下暂堵颗粒暂堵能力评价实验(即在室内进行试验,然后确定压裂缝宽与可溶暂堵颗粒粒径的函数关系,然后根据该函数关系,确定可溶暂堵颗粒的粒径),获得不同压裂缝宽w与可溶暂堵颗粒粒径中值Dd比值α,α可以通过室内实验获得,其取值范围一般为2.5~4。根据可溶暂堵颗粒不同排列方式下多孔介质最小孔隙内径为dl,石英砂粒径选择标准:
Dd≤dl (9)
当石英砂粒径满足上述关系式即可以满足暂堵颗粒形成多孔介质孔隙暂堵。
B.用量优选
暂堵材料用量优化包括可溶暂堵球、暂堵颗粒与石英砂复配用量优化,其中暂堵球主要实现射孔孔眼暂堵,其用量优化首先根据有效孔数N,评价实际总孔眼摩阻Neff*△ppf,为保证总孔眼摩阻Neff*△ppf≥水平改造段内最小水平主应力差△σ,需要对射孔孔眼进行一定的暂堵,以增加孔眼摩阻。
暂堵颗粒与石英砂复配使用主要是实现远端裂缝暂堵,实现压裂转向。其用量优化方法如下:
根据PKN模型,获得平均裂缝宽度模型,如下式所示:
Figure BDA0002251658080000091
式中,H为裂缝高度,根据微地震解释获得;Pnet为缝内净压力,通过压裂分析获得。
假设远端暂堵裂缝的平均宽度为
Figure BDA0002251658080000092
裂缝高度为H,裂缝体积为V,则裂缝暂堵所需暂堵材料体积Vd,满足Vd≥V。
结合裂缝所需暂堵体积Vd,同时参考暂堵颗粒形成的孔隙体积Vdp,则复配使用的石英砂的体积Vsand,需要满足以下条件:
Vsand≥Vdp (11)
式中,Vdp为暂堵颗粒形成的孔隙体积,单位是m3;Vdp≈φV,φ可以根据不同暂堵颗粒排列方式(立方体排列、四面体排列等方式)获得相应的孔隙度范围。
③暂堵时机设计方法
A暂堵球投放时机优选
针对矿场使用DTS/DAS监测技术,DTS能够有效监测孔眼处温度变化,其最高工作温度达到300℃,精确到0.1℃,分辨度为0.01℃。DAS可以有效识别流体密度、流体运移等。根据DTS/DAS监测结果,首先判断射孔簇是否有效开启,即判断是否有流体运移至监测处的射孔位置。应用DTS/DAS监测即可计算改造段簇效率η:
Figure BDA0002251658080000101
其中,nf为DTS/DAS监测有流体运移或有温度变化的射孔簇数,Nc为改造段的总簇数。
暂堵球的投入时机tbD可依据射孔簇的开启效率η、水平段改造设计规模Lq、当前施工排量Q计算得到:
tbD=η×Lq/Q (13)
式中,tbD即开始投入暂堵球的时间。
B暂堵颗粒投放时机优选
针对现场应用微地震监测技术,该技术能够很好地展示因水力裂缝扩展或天然裂缝激活诱发的事件点信息,系列事件点的三维时空分布能够反馈当前水力裂缝的扩展形态及尺寸参数。但是该项监测技术解释存在一定的滞后性,且事件点较水力裂缝范围更广。其滞后的时间可以根据设备性能给出,实际水力裂缝与事件点解释结果的特征关系可由实验得到。则有防止井间裂缝干扰的暂堵颗粒最佳投放时间为:
Figure BDA0002251658080000111
式中,tbS即开始投入暂堵颗粒的时间,Swell为井间距的一半,xfs为tS时刻微地震监测解释裂缝半长,λ为实际水力裂缝与事件点解释结果的特征关系,由实验得到,tD微地震现场解释的滞后时间,由设备性能给出。
实施例2
作为本发明有益较佳实施例,本实施例公开了一种基于复合暂堵体系的实时转向压裂技术,具体实施步骤主要包括:复合暂堵效果实时评价与暂堵参数实时优化技术两方面。
(1)复合暂堵效果实时评价方法实例主要包括施工压力评价方法、微地震事件覆盖率评价方法。
①转向压力实例
在W区块页岩气E1井第i段压裂过程中,投放暂堵剂前后的施工排量均为Q1m3/min,投放前稳定施工压力为pt1MPa,投放后施工压力稳定为pt2MPa,暂堵转向压力为(pt2-pt1)MPa。
②有效孔眼数预测实例
假设射孔形状为短的圆柱形通道,则射孔孔眼摩阻为:
Figure BDA0002251658080000112
液体摩阻计算:
Figure BDA0002251658080000113
清水沿程摩阻△pw的计算:
对于紊流,a=(log10n+3.93)/50,b=(1.75-log10n)/7,对于牛顿流体,n=1。清水沿程摩阻的计算:
Figure BDA0002251658080000114
有效孔数的计算:
进行至少两个不同排量(q1、q2)下的泵注阶段,液柱压力为固定值:pl。则有p1+pl-△pHPG-1-△ppf-1-△pnear-1=p2+pl-△pHPG-2-△ppf-2-△pnear-2,近似认为△pnear-1=△pnear-2,则有:p1-△pHPG-1-△ppf-1=p2-△pHPG-2-△ppf-2;△ppf-2-△ppf-1=p2-p1+△pHPG-1-△pHPG-2
若△p=p2-p1+△pHPG-1-△pHPG-2,则有,有效孔数计算公式为:
Figure BDA0002251658080000121
③微地震事件覆盖率评价实例
复合暂堵前后微地震事件点在改造段三维空间区域的分布为{X1~X2,Y1~Y2,Z1~Z2},微地震事件点在上述改造段区间的概率函数F(Xi,Yi,Zi),复合暂堵效果与暂堵前后概率函数F(Xi,Yi,Zi)分布变化紧密相关,暂堵效率计算公式为:
ηs=∫△F(xi,yi,zi)dv (4)。
(2)暂堵参数实时优化实例:主要包括可溶暂堵球直径、暂堵颗粒粒径与用量、暂堵时机等3个参数设计技术。
①可溶暂堵球直径设计实例
可溶暂堵球的直径主要考虑射孔孔眼直径的大小、支撑剂磨蚀影响,结合实验结果获得Dp动态变化公式:
Dp(C,v,t)=αCv2t (5)
式中,C为支撑剂浓度,t为累积泵注时间,上述参数通过实际压裂参数检测获得。α为系数,由室内实验获得。v为孔眼流体流速,根据以下公式获得:
Figure BDA0002251658080000122
式中,Q为泵注排量,Np为射孔孔眼个数,Dpi为初始射孔孔径大小,上述资料可以根据施工方案获得。
可溶暂堵球直径Db优选:
Db=1.2~1.3Dp(C,v,t) (7)。
②可溶暂堵颗粒与石英砂复合使用设计实例
为实现缝内有效暂堵转向,采用可溶暂堵颗粒与石英砂复合使用的方法,提高裂缝复合封堵的有效性。
A.粒径优选
根据室内不同缝宽下暂堵颗粒暂堵能力评价实验,获得不同压裂缝宽w与可溶暂堵颗粒粒径中值Dd比值α,其取值范围一般为2.5~4。根据可溶暂堵颗粒不同排列方式下多孔介质最小孔隙内径为dl,石英砂粒径选择标准:
Dd≤dl (8)。
B.用量优选
暂堵材料用量优化包括可溶暂堵球、暂堵颗粒与石英砂复配用量优化,其中暂堵球主要实现射孔孔眼暂堵,其用量优化首先根据有效孔数N,评价实际总孔眼摩阻Neff*△ppf,则有:
Neff*△ppf≥△σH-h (9)。
暂堵颗粒与石英砂复配使用主要是实现远端裂缝暂堵,实现压裂转向。其用量优化实例如下:
根据PKN模型,获得平均裂缝宽度模型,如下式所示:
Figure BDA0002251658080000131
假设远端暂堵裂缝的平均宽度为
Figure BDA0002251658080000132
裂缝高度为H,裂缝半长xf,根据微地震解释获得,则有裂缝体积为V,则裂缝暂堵所需暂堵材料体积Vd≥裂缝体积V。
结合裂缝所需暂堵体积Vd,同时参考暂堵颗粒形成的孔隙体积Vdp,则复配使用的石英砂的体积Vsand,需要满足以下条件:
Vsand≥Vdp (11)
式中,Vdp为暂堵颗粒形成的孔隙体积,单位为m3;Vdp≈φV,φ可以根据不同暂堵颗粒排列方式(立方体排列、四面体排列等方式)获得相应的孔隙度范围。
③暂堵时机设计实例
A暂堵球投放时机优选
根据DTS/DAS监测结果,首先判断射孔簇是否有效开启,即判断是否有流体运移至监测处的射孔位置。应用DTS/DAS监测即可计算改造段簇效率η:
Figure BDA0002251658080000141
暂堵球的投入时机tbD可依据射孔簇的开启效率η、水平段改造设计规模Lq和当前施工排量Q计算得到:
tbD=η×Lq/Q (13)
式中,tbD即开始投入暂堵球的时间。
B暂堵颗粒投放时机优选
由于微地震监测技术解释存在一定的滞后性,且事件点较水力裂缝范围更广,则有防止井间裂缝干扰的暂堵颗粒最佳投放时间为:
Figure BDA0002251658080000142
式中,tbS即开始投入暂堵颗粒的时间,Swell为井间距的一半,xfs为tS时刻微地震监测解释裂缝半长,λ为实际水力裂缝与事件点解释结果的特征关系,由实验得到,tD微地震现场解释的滞后时间,由设备性能给出。

Claims (10)

1.确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:包括以下步骤:
复合暂堵效果实时评价步骤,所述复合暂堵效果实时评价步骤包括施工压力评价子步骤和微地震事件覆盖率评价子步骤;所述施工压力评价子步骤具体是指,根据压裂施工压力曲线,实时评价转向压力、停泵压力和有效孔眼数;由暂堵转向压力、液体密度、释放系数、射孔孔眼直径和总泵注排量确定有效孔眼数;所述微地震事件覆盖率评价子步骤具体是指,根据暂堵前后微地震事件点三维空间坐标的分布,对比暂堵后微地震事件的三维空间坐标分布变化,实现定性的暂堵转向效果评价;
暂堵参数实时优化步骤,所述暂堵参数实时优化步骤包括可溶暂堵球直径确定子步骤、可溶暂堵颗粒与石英砂复合使用设计子步骤和暂堵时机确定子步骤;所述可溶暂堵球直径确定子步骤中,根据支撑剂浓度、累积泵注时间和孔眼流体流速确定孔眼直径的变化规律,再根据孔眼直径的变化规律确定可溶暂堵球直径;所述可溶暂堵颗粒与石英砂复合使用设计子步骤包括粒径选择子步骤和用量选择子步骤,所述粒径选择子步骤中,根据室内不同缝宽下暂堵颗粒暂堵能力评价试验,获得不同压裂缝宽与可溶暂堵颗粒粒径中值的比值,从而确定可溶暂堵颗粒的粒径;根据可溶暂堵颗粒不同排列方式下多孔介质最小孔隙内径,确定石英砂的粒径,石英砂的粒径小于或等于可溶暂堵颗粒不同排列方式下多孔介质最小孔隙内径;所述用量选择子步骤中,包括可溶暂堵球、暂堵颗粒与石英砂复配用量,可溶暂堵球的用量是根据有效孔眼数评价实际总孔眼摩阻,实际总孔眼摩阻大于或等于水平改造段内最小水平主应力差而确定的;暂堵颗粒与石英砂复配的用量是由裂缝体积确定暂堵体积,由暂堵体积和暂堵颗粒形成的孔隙体积确定石英砂的体积,从而确定暂堵颗粒与石英砂复配的用量;所述暂堵时机确定子步骤包括暂堵球投放时机确定和暂堵颗粒投放时机确定,暂堵球投放时机是由射孔簇的开启效率、水平改造设计规模和当前施工排量确定的;暂堵颗粒的投放时机是由井间距、某时刻微地震监测解释裂缝半长、微地震现场解释的滞后时间和实际水力裂缝与事件点解释结果的特征关系确定的。
2.如权利要求1所述的确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:所述施工压力评价子步骤包括转向压力分析和有效孔眼数预测;
所述转向压力分析具体是指,根据压裂施工压力曲线,在复合暂堵材料泵送排量Q一定的情况下,获得施工压力变化值△p,即为暂堵转向压力;所述暂堵转向压力△p具体是指,投放暂堵剂前后的施工排量均为Q,投放前稳定施工压力为pt1,投放后施工压力稳定为pt2,则暂堵转向压力△p=pt2-pt1
所述有效孔眼数预测,具体是指:在施工前期,进行至少两个不同排量q1、q2下的泵注阶段,其对应的不同井口压力分别为p1、p2,不同液体摩阻分别为:△pHPG-1、△pHPG-2;不同的射孔孔眼摩阻为△ppf-1、△ppf-2,不同的近井摩阻为△pnear-1、△pnear-2,液柱压力为固定值pl,则有:
p1+pl-△pHPG-1-△ppf-1-△pnear-1=p2+pl-△pHPG-2-△ppf-2-△pnear-2
近似认为△pnear-1=△pnear-2,则有:
p1-△pHPG-1-△ppf-1=p2-△pHPG-2-△ppf-2
△ppf-2-△ppf-1=p2-p1+△pHPG-1-△pHPG-2
若△p=p2-p1+△pHPG-1-△pHPG-2,则有,有效孔数计算公式为:
Figure FDA0002251658070000021
式中,Dp为射孔孔眼直径,C为释放系数,ρ为液体密度,n为有效孔眼数。
3.如权利要求2所述的确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:所述射孔孔眼摩阻为
Figure FDA0002251658070000022
式(1),式中,q表示总泵注排量,ρ为液体密度,n为有效孔眼数,Dp为射孔孔眼直径,C为释放系数;
液体摩阻计算:
Figure FDA0002251658070000023
式(2),式中,△pHPG表示压裂液的沿程摩阻,
Figure FDA0002251658070000024
表示降阻率,△p0表示清水的沿程摩阻;
清水沿程摩阻△pw的计算,首先进行流态的判别,即
Figure FDA0002251658070000031
式中,Re为雷诺数,v为流态流速,d表示管柱内径,ρ为流体密度,μ为流体粘度;若Re≤2000,则判定为层流;若Re>2000则判定为紊流;根据流态计算摩阻系数,即
Figure FDA0002251658070000032
式中,f为摩阻系数;对于层流,a=16,b=1.0;对于紊流,a=(log10n+3.93)/50,b=(1.75-log10n)/7,对于牛顿流体,n=1,则清水沿程摩阻的计算为
Figure FDA0002251658070000033
式中,L表示管柱长度。
4.如权利要求1所述的确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:所述微地震事件覆盖率评价子步骤中,应用概率分布函数F(Xi,Yi,Zi)评价微地震事件点(Xi,Yi,Zi)在空间的概率分布;若改造段的三维空间区域为{X1~X2,Y1~Y2,Z1~Z2},则可以根据微地震事件点在上述改造段区间的概率函数F(Xi,Yi,Zi)分布情况,评价复合暂堵效果。
5.如权利要求1所述的确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:所述可溶暂堵球直径确定子步骤中,孔眼直径Dp的动态变化可表示为Dp(C,v,t)=αCv2t,式中,C为支撑剂浓度,t为累积泵注时间,α为系数,v为孔眼流体流速,则孔眼流体流速表示为
Figure FDA0002251658070000034
式中,Q为泵注排量,Np为射孔孔眼个数,Dpi为初始射孔孔径;可溶暂堵球直径Db表示为:
Db=1.2~1.3Dp(C,v,t)。
6.如权利要求1所述的确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:所述不同压裂缝宽与可溶暂堵颗粒粒径中值Dd的比值α的取值范围是2.5-4。
7.如权利要求1所述的确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:所述可溶暂堵球用于射孔孔眼的暂堵,其用量优化首先根据有效孔数N,评价实际总孔眼摩阻Neff*△ppf,可溶暂堵球的用量需满足总孔眼摩阻Neff*△ppf大于或等于水平改造段内最小水平主应力差△σ。
8.如权利要求1所述的确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:所述暂堵颗粒与石英砂复配使用实现远端裂缝暂堵,实现压裂转向,其用量优化方法如下:
根据PKN模型,获得平均裂缝宽度模型,
Figure FDA0002251658070000041
式中,H为裂缝高度,Pnet为缝内净压力;裂缝体积为V,裂缝暂堵所需暂堵材料体积Vd,需满足Vd≥V;结合裂缝所需暂堵材料体积Vd,同时参考暂堵颗粒形成的孔隙体积Vdp,则复配使用的石英砂的体积Vsand,需要满足Vsand≥Vdp;Vdp≈φV,φ可以根据不同暂堵颗粒排列方式获得相应的孔隙度范围。
9.如权利要求1所述的确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:所述暂堵球投放时机确定中,根据DTS/DAS监测结果,首先判断射孔簇是否有效开启,即判断是否有流体运移至监测处的射孔位置;应用DTS/DAS监测即可计算改造段簇效率η,即
Figure FDA0002251658070000042
其中nf为DTS/DAS监测有流体运移或有温度变化的射孔簇数,Nc为改造段的总簇数;暂堵球的投入时机tbD依据射孔簇的开启效率η、水平段改造设计规模Lq和当前施工排量Q计算得到:tbD=η×Lq/Q。
10.如权利要求1所述的确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法,其特征在于:所述暂堵颗粒投放时机确定中,应用微地震监测技术获取因水力裂缝扩展或天然裂缝激活诱发的事件点信息,系列事件点的三维时空分布反馈得到当前水力裂缝的扩展形态及尺寸参数,暂堵颗粒投放时机为
Figure FDA0002251658070000043
式中,tbS为开始投入暂堵颗粒的时间,Swell为井间距的一般,xfs为tS时刻微地震监测解释裂缝半长,λ为实际水力裂缝与事件点解释结果的特征关系,tD为微地震现场解释的滞后时间。
CN201911036571.XA 2019-10-29 2019-10-29 确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法 Active CN110905472B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911036571.XA CN110905472B (zh) 2019-10-29 2019-10-29 确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911036571.XA CN110905472B (zh) 2019-10-29 2019-10-29 确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN110905472A true CN110905472A (zh) 2020-03-24
CN110905472B CN110905472B (zh) 2021-10-22

Family

ID=69814761

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201911036571.XA Active CN110905472B (zh) 2019-10-29 2019-10-29 确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110905472B (zh)

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111878051A (zh) * 2020-07-31 2020-11-03 中国石油天然气集团有限公司 一种页岩储层控缝匀扩压裂方法
CN111879668A (zh) * 2020-04-30 2020-11-03 中国石油天然气股份有限公司 暂堵球性能确定方法和装置
CN111929170A (zh) * 2020-08-11 2020-11-13 成都劳恩普斯科技有限公司 一种压裂酸化用暂堵材料承压性能评价装置及评价方法
CN113533680A (zh) * 2020-04-16 2021-10-22 中国石油化工股份有限公司 一种用于模拟井下暂堵压裂实验的实验装置及方法
CN113550728A (zh) * 2021-08-26 2021-10-26 中国石油大学(北京) 暂堵评价方法及装置
CN113971378A (zh) * 2021-10-27 2022-01-25 西南石油大学 一种深层页岩气水平井缝口转向压裂暂堵球粒径优选方法
CN114075974A (zh) * 2020-08-20 2022-02-22 中国石油天然气股份有限公司 暂堵转向压裂方法、装置、控制设备以及存储介质
CN114526039A (zh) * 2020-11-06 2022-05-24 中国石油化工股份有限公司 一种用于射孔井的复合暂堵参数设计方法及系统
CN114592840A (zh) * 2020-12-04 2022-06-07 中国石油天然气股份有限公司 暂堵压裂方法及其应用
CN114607332A (zh) * 2020-12-04 2022-06-10 中国石油天然气股份有限公司 二维多簇裂缝地质模型及其构建方法、暂堵转向材料加入时机的确定方法与应用
CN115199238A (zh) * 2022-09-15 2022-10-18 四川省贝特石油技术有限公司 一种用于气藏开采的微细暂堵剂投放控制方法及系统

Citations (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007042759A1 (en) * 2005-10-07 2007-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures
US7921912B2 (en) * 2006-08-10 2011-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Non-acid acidizing methods and compositions
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
CN104535715A (zh) * 2014-12-02 2015-04-22 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 一种裂缝颗粒转向剂暂堵能力评价装置与方法
CN104727798A (zh) * 2015-03-30 2015-06-24 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 一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法
CN105275442A (zh) * 2015-10-29 2016-01-27 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 一种老井重复改造体积压裂工艺
CN106223922A (zh) * 2016-08-26 2016-12-14 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺
CN106437662A (zh) * 2016-10-26 2017-02-22 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 一种适用于深层页岩气水平井的混合暂堵体积压裂方法
WO2017052499A1 (en) * 2015-09-21 2017-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Real-time control of diverters
CN107542443A (zh) * 2016-06-29 2018-01-05 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气直探井压裂方法
CN107806337A (zh) * 2017-11-16 2018-03-16 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 页岩气藏水平井选择性逐簇压裂工艺
CN108612508A (zh) * 2018-04-24 2018-10-02 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法
CN108829945A (zh) * 2018-05-29 2018-11-16 西南石油大学 一种基于压裂施工压力实时评估增产改造体积方法
CN109977612A (zh) * 2019-04-19 2019-07-05 高东伟 一种适用于加密开发页岩气井的压裂新工艺
CN110056336A (zh) * 2019-05-31 2019-07-26 西南石油大学 一种页岩气缝网压裂施工压力曲线自动诊断方法
US20190249516A1 (en) * 2018-02-13 2019-08-15 Parsley Energy, Inc. Low pressure reservoir composite plug drill out
CN110210144A (zh) * 2019-06-05 2019-09-06 西南石油大学 一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法
CN110374569A (zh) * 2019-07-22 2019-10-25 中国石油大学(北京) 一种致密储层均匀改造方法及系统

Patent Citations (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007042759A1 (en) * 2005-10-07 2007-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures
US7921912B2 (en) * 2006-08-10 2011-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Non-acid acidizing methods and compositions
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
CN104535715A (zh) * 2014-12-02 2015-04-22 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 一种裂缝颗粒转向剂暂堵能力评价装置与方法
CN104727798A (zh) * 2015-03-30 2015-06-24 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 一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法
WO2017052499A1 (en) * 2015-09-21 2017-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Real-time control of diverters
CN105275442A (zh) * 2015-10-29 2016-01-27 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 一种老井重复改造体积压裂工艺
CN107542443A (zh) * 2016-06-29 2018-01-05 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气直探井压裂方法
CN106223922A (zh) * 2016-08-26 2016-12-14 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺
CN106437662A (zh) * 2016-10-26 2017-02-22 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 一种适用于深层页岩气水平井的混合暂堵体积压裂方法
CN107806337A (zh) * 2017-11-16 2018-03-16 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 页岩气藏水平井选择性逐簇压裂工艺
US20190249516A1 (en) * 2018-02-13 2019-08-15 Parsley Energy, Inc. Low pressure reservoir composite plug drill out
CN108612508A (zh) * 2018-04-24 2018-10-02 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法
CN108829945A (zh) * 2018-05-29 2018-11-16 西南石油大学 一种基于压裂施工压力实时评估增产改造体积方法
CN109977612A (zh) * 2019-04-19 2019-07-05 高东伟 一种适用于加密开发页岩气井的压裂新工艺
CN110056336A (zh) * 2019-05-31 2019-07-26 西南石油大学 一种页岩气缝网压裂施工压力曲线自动诊断方法
CN110210144A (zh) * 2019-06-05 2019-09-06 西南石油大学 一种暂堵剂促进水平井压裂裂缝均匀扩展的优化设计方法
CN110374569A (zh) * 2019-07-22 2019-10-25 中国石油大学(北京) 一种致密储层均匀改造方法及系统

Non-Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
CHAD SENTERS等: "A Diagnostic Evaluation of Refracturing Techniques", 《SPE》 *
J.. HUANG等: "Improving Diversion Efficiency in Re-Fracturing by Using Engineered Solid Particulate Diverters", 《SPE》 *
万仁溥 等: "《采油技术手册 第9分册 压裂酸化工艺技术》", 31 January 1998 *
光新军,王敏生: "北美页岩油气重复压裂关键技术及建议", 《石油钻采工艺》 *
王旭庄: "西区油田志丹区块二次压裂工艺技术研究", 《延安大学学报(自然科学版)》 *
苏良银,庞鹏,达引朋,李向平,吕宝强,李转红: "低渗透油田暂堵重复压裂堵剂用量优化与现场试验", 《断块油气田》 *
董志刚,李黔: "段内暂堵转向缝网压裂技术在页岩气水平复杂井段的应用", 《钻采工艺》 *
隋阳,刘德基,刘建伟,蒋明,刘建辉,张宁县: "低成本致密油层水平井重复压裂新方法--以吐哈油田马56区块为例", 《石油钻采工艺》 *

Cited By (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113533680A (zh) * 2020-04-16 2021-10-22 中国石油化工股份有限公司 一种用于模拟井下暂堵压裂实验的实验装置及方法
CN111879668A (zh) * 2020-04-30 2020-11-03 中国石油天然气股份有限公司 暂堵球性能确定方法和装置
CN111879668B (zh) * 2020-04-30 2023-09-26 中国石油天然气股份有限公司 暂堵球性能确定方法和装置
CN111878051B (zh) * 2020-07-31 2022-05-06 中国石油天然气集团有限公司 一种页岩储层控缝匀扩压裂方法
CN111878051A (zh) * 2020-07-31 2020-11-03 中国石油天然气集团有限公司 一种页岩储层控缝匀扩压裂方法
CN111929170A (zh) * 2020-08-11 2020-11-13 成都劳恩普斯科技有限公司 一种压裂酸化用暂堵材料承压性能评价装置及评价方法
CN111929170B (zh) * 2020-08-11 2023-08-15 成都劳恩普斯科技有限公司 一种压裂酸化用暂堵材料承压性能评价装置及评价方法
CN114075974A (zh) * 2020-08-20 2022-02-22 中国石油天然气股份有限公司 暂堵转向压裂方法、装置、控制设备以及存储介质
CN114075974B (zh) * 2020-08-20 2023-07-25 中国石油天然气股份有限公司 暂堵转向压裂方法、装置、控制设备以及存储介质
CN114526039A (zh) * 2020-11-06 2022-05-24 中国石油化工股份有限公司 一种用于射孔井的复合暂堵参数设计方法及系统
CN114592840A (zh) * 2020-12-04 2022-06-07 中国石油天然气股份有限公司 暂堵压裂方法及其应用
CN114607332A (zh) * 2020-12-04 2022-06-10 中国石油天然气股份有限公司 二维多簇裂缝地质模型及其构建方法、暂堵转向材料加入时机的确定方法与应用
CN114592840B (zh) * 2020-12-04 2023-10-27 中国石油天然气股份有限公司 暂堵压裂方法及其应用
CN113550728A (zh) * 2021-08-26 2021-10-26 中国石油大学(北京) 暂堵评价方法及装置
CN113971378B (zh) * 2021-10-27 2022-08-02 西南石油大学 一种深层页岩气水平井缝口转向压裂暂堵球粒径优选方法
CN113971378A (zh) * 2021-10-27 2022-01-25 西南石油大学 一种深层页岩气水平井缝口转向压裂暂堵球粒径优选方法
CN115199238B (zh) * 2022-09-15 2022-11-25 四川省贝特石油技术有限公司 一种用于气藏开采的微细暂堵剂投放控制方法及系统
CN115199238A (zh) * 2022-09-15 2022-10-18 四川省贝特石油技术有限公司 一种用于气藏开采的微细暂堵剂投放控制方法及系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN110905472B (zh) 2021-10-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110905472B (zh) 确定基于复合暂堵体系的实时转向压裂参数的方法
Lian et al. A study on casing deformation failure during multi-stage hydraulic fracturing for the stimulated reservoir volume of horizontal shale wells
CN104989361B (zh) 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法
WO2016000090A1 (zh) 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法
CN109209333B (zh) 页岩气多井群高效开采间距优化方法
CN107545088B (zh) 一种常压页岩气水平井体积压裂方法
CN104533375A (zh) 一种天然裂缝储层的压裂改造方法
CN108829945A (zh) 一种基于压裂施工压力实时评估增产改造体积方法
CN111140226B (zh) 一种提高裂缝导流能力的方法
CN110805421B (zh) 一种地震能量监测指导暂堵剂加入的页岩气压裂改造方法
CN112417644B (zh) 水平井多段多簇极限限流压裂工艺设计方法
CN109751025A (zh) 一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法
CN106651158B (zh) 一种超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法
US3818990A (en) Method for controlling movement of liquids and solids through a subterranean fracture
CN108828190A (zh) 一种裂缝性致密砂岩油气藏的裂缝模拟方法
CN111368463A (zh) 一种水平井穿层压裂设计方法
CN114592840B (zh) 暂堵压裂方法及其应用
CN113947041A (zh) 一种页岩储层压裂缝网络扩展流动一体化模拟方法
CN111911128B (zh) 一种高构造应力常压页岩气体积压裂方法
CN113236219B (zh) 一种适用于多套高陡碎粒煤层的煤层气压裂方法
Zhang et al. Staged fracturing of horizontal wells in continental tight sandstone oil reservoirs: a case study of Yanchang Formation in Western Ordos Basin, China
CN114427425A (zh) 一种薄互层穿层压裂方法及其应用
CN115841083A (zh) 确定注水井压驱配注量的方法
CN114607334A (zh) 陆相页岩气储层压裂方法
CN106404631B (zh) 致密油压裂缝网油水两相导流能力测试系统及测试方法

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