CN111271043A - 一种油气井地应力扩容改造增产方法 - Google Patents
一种油气井地应力扩容改造增产方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111271043A CN111271043A CN202010191946.6A CN202010191946A CN111271043A CN 111271043 A CN111271043 A CN 111271043A CN 202010191946 A CN202010191946 A CN 202010191946A CN 111271043 A CN111271043 A CN 111271043A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- test
- reservoir
- well
- ground stress
- 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 32
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 title claims abstract description 29
- 230000009466 transformation Effects 0.000 title claims abstract description 20
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 128
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 11
- 239000002352 surface water Substances 0.000 claims description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 6
- 238000013211 curve analysis Methods 0.000 claims description 5
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 5
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 claims 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 45
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 36
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 238000010223 real-time analysis Methods 0.000 description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical class O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000009662 stress testing Methods 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000007634 remodeling Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Images
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
- 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
- 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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开了一种油气井地应力扩容改造增产方法，步骤如下：S1、现场小型裂缝诊断测试：测试油藏的地质力学特性，地质力学特性包括储层的三维主应力、渗透率、储层压力和裂缝流体效率；S2、控制注入压力在储层最小主应力之上，破裂压力之下，在进口位置采用循环水力注入和回流的方式，改善井周的地应力和孔隙压力；S3、通过改变井口注入排量，采用注入和回流的方式，在储层产生水力震荡以提高孔隙体积、扩展微裂缝，改善井周渗流环境；S4、低砂比注入，通过低砂比携带粉砂，支撑近井地带的水力改造区；S5、焖井数天。本发明的方法工艺流程简单、施工成本较低，对现场设备要求较低，适用于致密砂岩储层，页岩储层以及富含天然裂缝的储层。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发增产技术领域，特别涉及一种油气井地应力扩容改造增产方法。
背景技术
目前，国内外很多油田进入开发中晚期阶段，增产难度越来越大，面临很多难题。稠油油藏的开发方式一般为热力采油，但由于原油粘度较高，常规热采技术难以有效动用，油田面临增产稳产的要求，需通过扩大油田的生产规模实现，使得稠油蒸汽吞吐开发的矛盾逐渐暴露出来；例如稠油蒸汽吞吐井注汽压力高、SAGD井对预热周期长等典型问题严重制约着稠油资源的高效开发。其次疏松结构的砂岩油藏、薄层油气藏往往伴随着平面非均质性，油井堵塞产量降低-采不出，常规的酸化压裂增产手段见效程度差，有效期短，规模稍大又容易形成裂缝性水窜等情况。地应力扩容改造增产方法，是解决上述问题的一种有效手段。
地应力扩容改造增产方法是以高于储层最小水平主应力(Shmin)，但不超过破裂压力的循环水力注入和回流在低渗储层中产生复杂微裂缝，同时改造天然裂缝的导流能力，实现在低渗储层中的大体积油藏改造体积(SRV)的效果。扩容增产的技术原理是：通过精细控制的注入方式，利用水力扩容和震荡扩容双重作用，促使复杂张剪微裂缝的发育，形成大体积、高孔隙度、高渗透率的扩容区，从而提高岩体的渗透率，增加油藏接触面积，达到增产和增注的目的。
发明内容
本发明的目的是提供一种适合于致密砂岩储层，页岩储层以及富含天然裂缝的储层的地应力扩容改造增产方法。
本发明提供的地应力扩容改造增产方法，步骤如下：
S1、现场小型裂缝诊断测试：测试油藏的地质力学特性，地质力学特性包括储层的三维主应力、渗透率、储层压力和裂缝流体效率，并测试地应力，不同方向裂缝的闭合压力，进行岩石力学性能参数测试，开展区块地应力描述；基于储层力学性能参数和储层物性参数，定量分析地应力扩容过程储层应力-应变特征，优化设计施工压力和排量参数，同时分析油藏非均质、油藏物性对扩容影响程度。
在现场施工时，该步骤具体包括如下操作：
S11、设备调试与试压：确保压裂测试系统和地应力测试系统能够正常工作。现场试压后，稳压10-15min，检查每个节点是否出现渗漏，计算机记录试压曲线。
S12、封隔器系统地表测试：进行封隔器地表组装，确保封隔器每个部件正确安装。
S13、封隔器入井：将封隔器与钻杆相连，缓慢送入井底，在下钻过程中，每下3柱管柱需要向管柱中充入饱和盐水。
S14、地应力测试：地应力测试过程中钻杆不能移动，裸眼井的测试必须要保证井壁的稳定性，采用饱和盐水或者无固相有机盐水进行地应力测试，开始小型压裂试验时，确保地表注水压力小于最大安全工作压力的80％；对同一个测试层位做不少于4次的压裂测试，在每次压裂测试后，实时分析压降曲线，确保每次取得的裂纹闭合压力的统计方差满足测试标准。
地应力测试的具体操作如下：
S141、通过地表注水系统向封隔器加压到6-10MPa，恒压数分钟直至确认封隔器设封成功，然后将封隔器切换为注水状态。
S142、由地表注水系统向测试层位注水加压，现场实时分析压降曲线，计算岩层的初始渗透率；
S143、通过压裂系统向测试层位注水直到地层压裂，停泵开始压降，进行实时的压降曲线分析，分析出地层开裂压力，瞬时关井压力以及裂缝闭合压力。在低渗透地层中，可以通过进行回流测试，缩短取得裂缝闭合压力的时间。由现场测试工程师决定何时停泵以及是否启用回流。
通过压裂系统的调节，以阶梯排量注入，测试裂缝扩展形态，近井地带污染，裂缝重张压力；同时，在停泵后，通过回流测试地层的地应力参数以及渗透率参数。
优选的是，以10-20L/min的低排量向测试层位注水直到地层裂缝重新张开，进行实时的压降曲线分析，分析出地层开裂压力，瞬时关井压力；同时，分析出地层流体的瞬态流态，并根据瞬态流态计算出裂缝闭合压力。
S144、测试可靠性检查：该测试有6个注入/回流循环系统。第一个测试循环是常规裂缝自然漏失测试，裂缝起裂并扩展，井关闭10-15h后地表实时分析探测到了裂缝闭合；随后进行的五个测试循环是具有不同注入和回流率的回流测试，在每次压裂测试后，实时分析压降曲线，确保每次取得的裂纹闭合压力的统计方差满足测试标准。
S145、分级升压和降压测试，估算出近井周围的流体摩擦系数，为最终分析报告提供计算参数。具体操作为：从流速为0开始，以逐渐增大流速的方式向测试段注水，直到裂缝重新打开，然后逐渐降低流速，在流速降低到0后，开启回流测试，其中，流速增加和降低的速率相同。
根据上述的方法强制裂缝快速闭合，从而快速高效地取得地层的最小主应力大小。与裂缝自然闭合的小型压裂测试相比，在回流阶段形成的井底压力具有明显且可重复的裂缝闭合特征，这使得裂缝闭合压力的判断相对容易。在低渗透地层中，回流测试是快速，高效和准确的。理论分析和现场实践证明，回流辅助的地应力测试和常规小型压裂地应力测试得到相同的地层主应力。
S2、控制注水压力在储层最小主应力之上，破裂压力之下，在进口位置采用循环水力注入和回流的方式，改善井周的地应力和孔隙压力。将水(工作液)以循环式泵注入目标地层处理的方式是通过井口的交替注入和回流，实现水平段的流体震荡，改善井周的物性非均值性，清洗近井地带污染物，为产生均匀扩容区创造条件。施工工程中进行2-4次井口压降，通过现场实时分析软件，判断微压裂区的改造半径，技术标准为：改造半径大于0.5m，并且井周皮肤因子小于0。控制注入压力在储层最小主应力之上，破裂压力之下，采用循环水力注入和回流的方式，不同于常规压力注水，有效避免的薄层地层压穿现象，达到储层刺激剪切裂缝的发展和增加地层天然裂缝的导流能力，且保护储层的效果。
S3、通过改变井口注入排量，采用注入和回流的方式，在储层产生水力震荡以提高孔隙体积、扩展微裂缝，改善井周渗流环境。该步骤依靠水力提高孔隙体积、扩展微裂缝，改善井周渗流环境，独有的拱形效应可保持较长的措施有效期。
S4、低砂比携带粉砂注入，具体操作是：注入粉砂浓度不超过10％的携砂液，支撑近井地带的水力改造区。加入的粉砂作为支撑剂用于支撑近井微缝。若是长井段，则使用低粘和高粘暂堵体系交替注入。
S5、焖井数天。
与现有技术相比，本发明的有益之处在于：
(1)本发明通过高于地层最小主应力，低于地层破裂压裂的循环水力荷载或者水力震荡，在储层中产生大体积的剪切裂缝网，改造天然裂缝的导流能力，从而提高储层到井筒的导流性。通过低排量，缓慢，循环水力注入的方式来达到在储层中产生大体积油藏改造区(SRV)的目的。
(2)本发明采用低砂比携带粉砂，不同于常规压力注水改造，后期裂缝闭合，该方法有效达到支撑近井地带的水力改造区。和常规水力压裂相比，大体积促进剪切裂缝网的发育，减少水力压裂需要的支撑剂用量。
(3)本发明采用循环水力注入和回流的方式，不同于常规压力注水，有效避免的薄层地层压穿、压激现象达到储层刺激剪切裂缝的发展和增加地层天然裂缝的导流能力，且保护储层的效果，可以有效减少压穿。
(4)本发明方法的现场施工设备简单，容易实现。优化水源的利用，该工艺可以重复利用油田采出液和反排液，将采出液的处理和重复压裂有机合整。主要应用于砂岩，包含疏松砂岩，致密砂岩和致密砂砾岩地层的增产以及解堵，使用井深、井别不限，适用井型直井、斜井和水平井。
本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。
附图说明
图1、本发明实施例中提供的现场小型裂缝诊断测试图。
图2、本发明实施例中提供的地应力扩容改造施工曲线图。
图3、实施例中得到的地应力扩容改造区实时分析图。
图4、实施例中得到的地应力扩容改造效果图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
以中石油新疆油田X井为实施对象，采用本发明的地应力扩容改造增产方法进行施工，具体步骤如下：
步骤S1、结合油田生产现状分析确定X井实施地应力扩容改造，进行现场小型裂缝诊断测试(F-DFIT)，测试图如图1所示。通过现场回流辅助的DFIT测试取得油藏的地质力学特性，比如储层的三维主应力，渗透率，储层压力和裂缝流体效率等。测试地应力和不同方向裂缝的闭合压力，进行岩石力学性能参数测试，并开展区块地应力描述。基于储层力学性能参数、储层物性参数，定量分析地应力扩容过程储层应力-应变特征，进行施工压力、排量等关键参数优化设计，同时分析油藏非均质、油藏物性等对扩容影响程度。该步骤施工周期通常需要8到12小时，使用对储层无伤害的液体。具体操作如下：
第一步：设备调试与试压
确保压裂测试系统正常工作。确保压裂测试系统出口畅通，通过泵车低排量注水，确保地应力测试系统的所有传感器正常读数和采样系统正常采样。同时，确保地应力测试系统可以切换到压裂、分流、回流等不同状态，每个状态均正常工作。
连接地应力测试系统、泵车及井队地面管汇系统。关闭井口，并用高压测试地面管线的密封情况。现场试压的上限压力需要与甲方现场管理人员协商确定。试压后，稳压10分钟。检查每个节点是否出现渗漏。同时，计算机记录试压曲线。
第二步：封隔器系统地表测试
由封隔器工程师进行封隔器地表组装，确保封隔器每个部件正确安装。在封隔器中安装3套井下压力和温度传感器。其中2套传感器安装在封隔器中部注水孔位置，目的是记录井底压裂的水力压力和井底温度。1套安装在封隔器底部，目的是确保封隔器底部的密封性。每个传感器需要由测试工程师确认安装位置以及传感器标定正确。
将封隔器和钻杆相连接。将封隔器放入井下有套管处的地表附近(也可以在地表将封隔器放入和裸眼井相同直径的钢管中)，同时设置封隔器为设封状态。通过地表注水系统向封隔器加压到12MPa，由封隔器工程师测试封隔器的性能。如果发现异常，由封隔器工程师进行地表维护。完成封隔器地表测试后，将封隔器送入井下指定测试层位。对同一个测试层位做不少于4次的压裂测试，在每次压裂测试后，实时分析压降曲线，确保每次取得的裂纹闭合压力的统计方差满足测试标准。
第三步：封隔器入井
将封隔器与钻杆相连，缓慢送入井底(速率控制在每分钟1柱之内)。在下钻过程中，每下3柱管柱需要向管柱中充入饱和盐水，可以是浓度1.15g/cm3的氯化钾水溶液。测试按照从下向上的方式进行。封隔器的功能分为4级：井筒循环，关闭，压裂和设封。每级需要移动钻杆10in。现场具体操作需要根据封隔器工程师的指令进行。
第四步：地应力测试
地应力测试过程中钻杆不能移动。裸眼井的测试必须要保证井壁的稳定性。建议用现场的饱和盐水(浓度1.15g/cm3的氯化钾水溶液)进行地应力测试。在测试前，测试工程师需要向现场相关人员确认饱和盐水的密度。理论上说，为了井壁稳定性，测试可以采用钻井泥浆测试。确保封隔器的密封性能后，正式开始小型压裂试验。我们必须确保我们的地表注水压力小于最大安全工作压力的80％。
对同一个测试层位做不少于4次的压裂测试，在每次压裂测试后，实时分析压降曲线，确保每次取得的裂纹闭合压力的统计方差满足测试标准。
封隔器设封：通过地表注水系统向封隔器加压到7-8MPa，等待5分钟，由封隔器工程师确认封隔器设封成功，并将封隔器切换为注水状态。
由地表注水系统向测试层位注水加压到11-12MPa，等待5分钟，确保封隔器的密封性能。同时，现场实时分析压降曲线，计算岩层的初始渗透率。
通过压裂系统的调节，向测试层位注水(注水排量实时控制)直到地层压裂。地层压裂时在地表的采样计算机上能看到明显的压力下降。由现场测试工程师决定何时停泵开始压降。进行实时的压降曲线分析，分析出地层开裂压力，瞬时关井压力以及裂缝闭合压力。在低渗透地层中，如果不进行回流测试，需要用很长的时间才能取得裂缝闭合压力。由现场工作人和专家共同决定是否启用回流测试。
阶梯排量注入，测试裂缝扩展形态，近井地带污染，裂缝重张压力。同时，在停泵后，通过回流测试地层的地应力参数以及渗透率参数。
通过压裂系统的调节，以低排量(10升每分钟到20升每分钟)向测试层位注水直到地层裂缝重新张开(在地表的采样计算机上能看到明显压力下降)。由现场测试工程师决定何时停泵以及是否启用回流。进行实时的压降曲线分析，分析出地层开裂压力，瞬时关井压力。同时，分析出地层流体的瞬态流态，并根据瞬态流态计算出裂缝闭合压力。
测试可靠性检查：该测试有6个注入/回流循环系统，共持续1.5小时。每个测试周期的压力衰减接近静压水平，远低于预期的理论裂缝闭合压力，压力衰减足够长以保证裂缝闭合。第一个测试循环是常规裂缝自然漏失测试。裂缝起裂并扩展，井关闭14个小时后地表实时分析探测到了裂缝闭合。随后的五个循环是具有不同注入和回流率的回流测试，在每次压裂测试后，实时分析压降曲线，确保每次取得的裂纹闭合压力的统计方差满足测试标准。
分级升压和降压测试：这个测试的目的是估算近井周围的流体摩擦系数，为最终分析报告提供计算参数。从流速0开始，逐渐增加流速，以均匀流速间隔向测试段注水，直到裂缝重新打开。例如，依次按照5升/分钟、15升/分钟、25升/分钟、25升/分钟、、、，进行注水，在每个固定流速下注水10-15min，流速增加至裂缝重新打开。然后以相同均匀流速间隔降低流速。在流速降低到0后，开启回流测试。
步骤S2、低排量，循环水力井周预处理。控制注入压力在储层最小主应力之上，破裂压力之下，采用循环水力注入和回流的方式，改善井周的地应力，孔隙压力等地质力学参数，实现长射孔段井周的均质化处理，有利于扩容带(剪切裂缝带)沿着长井段的均匀发育。同时，循环水力荷载有利于均匀动用不同方向和层位的射孔炮眼，实现长射孔段的均匀动用；该步骤周期一般为12到24小时，需使用对储层无伤害的液体。得到的施工曲线图如图2所示。
步骤S3、循环水力震荡：通过井口注入排量控制，采用注入和回流的方式，在储层产生水力震荡，刺激剪切裂缝的发展和增加地层天然裂缝的导流能力。该步骤周期一般为3到5小时，需使用对储层无伤害的液体。得到的施工曲线图如图2所示。
步骤S4、低砂比支撑：通过低砂比携带粉砂，支撑近井地带的水力改造区。该步骤周期一般为1到2小时，使用少量的支撑剂和携砂液。得到的施工曲线图如图2所示。
步骤S5、进行焖井4天，即完成地应力扩容改造增产施工。
图3是地应力扩容改造区实时分析图，现场实时压降分析地应力扩容改造区大小和渗透率。
图4是地应力扩容改造效果图。可以看到，通过外部载荷，增加地层孔隙压力，孔隙度增加1.2％，地层塑性变形，开始扩容，增加地层渗流效果，大幅提高流体有效流度，达到地应力扩容改造增产效果。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，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 (8)
1.一种油气井地应力扩容改造增产方法，其特征在于，步骤如下：
S1、现场小型裂缝诊断测试：测试油藏的地质力学特性，地质力学特性包括储层的三维主应力、渗透率、储层压力和裂缝流体效率，并测试地应力，不同方向裂缝的闭合压力，进行岩石力学性能参数测试，开展区块地应力描述；基于储层力学性能参数和储层物性参数，定量分析地应力扩容过程储层应力-应变特征，优化设计施工压力和排量参数，同时分析油藏非均质、油藏物性对扩容影响程度；
S2、控制注水压力在储层最小主应力之上，破裂压力之下，在进口位置采用循环水力注入和回流的方式，改善井周的地应力和孔隙压力；施工工程中进行2-4次井口压降，通过现场实时分析软件，判断微压裂区的改造半径，技术标准为：改造半径大于0.5m，并且井周皮肤因子小于0；
S3、通过改变井口注入排量，采用注入和回流的方式，在储层产生水力震荡以提高孔隙体积、扩展微裂缝，改善井周渗流环境；
S4、低砂比携带粉砂注入，支撑近井地带的水力改造区；
S5、焖井数天。
2.如权利要求1所述的油气井地应力扩容改造增产方法，其特征在于，所述步骤S1包括如下子步骤：
S11、设备调试与试压：现场试压后，稳压10-15min，检查每个节点是否出现渗漏，计算机记录试压曲线；
S12、封隔器系统地表测试；
S13、封隔器入井；
S14、地应力测试：地应力测试过程中钻杆不能移动，裸眼井的测试必须要保证井壁的稳定性，采用饱和盐水或者无固相有机盐水进行地应力测试，开始小型压裂试验时，确保地表注水压力小于最大安全工作压力的80％；对同一个测试层位做不少于4次的压裂测试，在每次压裂测试后，实时分析压降曲线，确保每次取得的裂纹闭合压力的统计方差满足测试标准。
3.如权利要求2所述的油气井地应力扩容改造增产方法，其特征在于，步骤S14，地应力测试，具体操作如下：
S141、通过地表注水系统向封隔器加压设封，然后将封隔器切换为注水状态；
S142、由地表注水系统向测试层位注水加压，现场实时分析压降曲线，计算岩层的初始渗透率；
S143、通过压裂系统向测试层位注水直到地层压裂，停泵开始压降，进行实时的压降曲线分析，分析出地层开裂压力，瞬时关井压力以及裂缝闭合压力；
S144、测试可靠性检查：第一个测试循环是常规裂缝自然漏失测试，裂缝起裂并扩展，井关闭10-15h后地表实时分析探测到了裂缝闭合，随后进行的五个测试循环是具有不同注入和回流率的回流测试，在每次压裂测试后，实时分析压降曲线，确保每次取得的裂纹闭合压力的统计方差满足测试标准；
S145、分级升压和降压测试，估算出近井周围的流体摩擦系数。
4.如权利要求3所述的油气井地应力扩容改造增产方法，其特征在于，所述步骤S141中，通过地表注水系统向封隔器加压到6-10MPa，恒压数分钟直至确认封隔器设封成功。
5.如权利要求4所述的油气井地应力扩容改造增产方法，其特征在于，所述步骤S143中，通过压裂系统的调节，以阶梯排量注入，测试裂缝扩展形态，近井地带污染，裂缝重张压力，同时，在停泵后，通过回流测试地层的地应力参数以及渗透率参数。
6.如权利要求5所述的油气井地应力扩容改造增产方法，其特征在于，所述步骤S143中，在低渗透地层中，通过进行回流测试，缩短取得裂缝闭合压力的时间。
7.如权利要求6所述的油气井地应力扩容改造增产方法，其特征在于，所述步骤S145分级升压和降压测试的操作为：从流速0开始，以逐渐增大流速的方式向测试段注水，直到裂缝重新打开，然后逐渐降低流速，在流速降低到0后，开启回流测试，完成本层位地应力测试，其中，流速增加和降低的速率相同。
8.如权利要求1所述的油气井地应力扩容改造增产方法，其特征在于，所述步骤S4具体操作是：注入浓度不超过10％的携砂液，支撑近井地带的水力改造区，若是长井段，则使用低粘和高粘暂堵体系交替注入。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010191946.6A CN111271043B (zh) | 2020-03-18 | 2020-03-18 | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010191946.6A CN111271043B (zh) | 2020-03-18 | 2020-03-18 | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111271043A true CN111271043A (zh) | 2020-06-12 |
| CN111271043B CN111271043B (zh) | 2021-09-21 |
Family
ID=70996285
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010191946.6A Active CN111271043B (zh) | 2020-03-18 | 2020-03-18 | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111271043B (zh) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112031727A (zh) * | 2020-09-03 | 2020-12-04 | 中国石油大学(北京) | 一种压裂水平井多介质吞吐的物理模拟装置和方法 |
| CN112329345A (zh) * | 2020-11-03 | 2021-02-05 | 中国石油大学(北京) | 超稠油油砂储层微压裂改造储层连通性判断方法及系统 |
| CN112832731A (zh) * | 2021-03-02 | 2021-05-25 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种长水平段油井储层微压裂方法 |
| CN113011048A (zh) * | 2021-04-23 | 2021-06-22 | 西南石油大学 | 一种致密砾岩油藏水平井重复压裂模拟方法 |
| CN113237811A (zh) * | 2021-04-27 | 2021-08-10 | 深圳大学 | 一种原位煤层渗透率及所受采动应力的联合测试方法 |
| CN113818869A (zh) * | 2021-11-22 | 2021-12-21 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种水驱油藏注水优势通道示踪识别及扩容增产的方法 |
| CN114893162A (zh) * | 2022-03-15 | 2022-08-12 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种水平筛管井储层改造工艺方法 |
| CN115163022A (zh) * | 2022-07-14 | 2022-10-11 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于优选油井增产改造区域的系统扩容方法 |
| CN115288647A (zh) * | 2022-07-22 | 2022-11-04 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于提高油井采收率的复合扩容方法 |
Citations (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020153137A1 (en) * | 2001-02-16 | 2002-10-24 | Murtazza Ziauddin | Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir |
| US20110162849A1 (en) * | 2005-01-08 | 2011-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and System for Determining Formation Properties Based on Fracture Treatment |
| CN103835691A (zh) * | 2014-04-03 | 2014-06-04 | 北京捷贝通石油技术有限公司 | 一种自然选择甜点暂堵体积压裂方法 |
| US20150377005A1 (en) * | 2014-06-25 | 2015-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing and reactivated fracture volumes |
| CN106761650A (zh) * | 2017-03-13 | 2017-05-31 | 邹积鹏 | 油、水井多微裂缝压裂解堵技术 |
| CN106894802A (zh) * | 2015-12-18 | 2017-06-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适合于页岩气井的小型测试压裂方法 |
| US20170362935A1 (en) * | 2014-12-19 | 2017-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Workflows to address localized stress regime heterogeneity to enable hydraulic fracturing |
| CN108119113A (zh) * | 2016-11-30 | 2018-06-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 开采稠油的方法 |
| US20180266227A1 (en) * | 2015-06-03 | 2018-09-20 | Geomec Engineering Ltd. | Thermally Induced Low Flow Rate Fracturing |
| CN108590601A (zh) * | 2018-04-08 | 2018-09-28 | 西南石油大学 | 一种注水扩容膨胀施工参数优选的实验方法 |
| CN108825196A (zh) * | 2018-05-29 | 2018-11-16 | 北京捷贝通石油技术股份有限公司 | 一种筛管大斜度井的暂堵体积压裂工艺方法 |
| CN110206520A (zh) * | 2019-04-16 | 2019-09-06 | 西南石油大学 | 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 |
| CN110242266A (zh) * | 2019-07-08 | 2019-09-17 | 新疆中凌工程技术有限公司 | 一种sagd水平井组暂堵分段扩容储层改造方法 |
| CN209457930U (zh) * | 2018-12-30 | 2019-10-01 | 大庆信辰油田技术服务有限公司 | 一种水力脉冲扩容造缝用传感器 |
| US20190330975A1 (en) * | 2017-01-13 | 2019-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining Wellbore Parameters Through Analysis Of The Multistage Treatments |
| CN110439521A (zh) * | 2019-08-05 | 2019-11-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超前蓄能压裂方法 |
| CN110847881A (zh) * | 2019-12-25 | 2020-02-28 | 新疆中凌工程技术有限公司 | 鱼骨型sagd水平井扩容快速启动和储层改造结构方法 |
-
2020
- 2020-03-18 CN CN202010191946.6A patent/CN111271043B/zh active Active
Patent Citations (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020153137A1 (en) * | 2001-02-16 | 2002-10-24 | Murtazza Ziauddin | Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir |
| US20110162849A1 (en) * | 2005-01-08 | 2011-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and System for Determining Formation Properties Based on Fracture Treatment |
| CN103835691A (zh) * | 2014-04-03 | 2014-06-04 | 北京捷贝通石油技术有限公司 | 一种自然选择甜点暂堵体积压裂方法 |
| US20150377005A1 (en) * | 2014-06-25 | 2015-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing and reactivated fracture volumes |
| US20170362935A1 (en) * | 2014-12-19 | 2017-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Workflows to address localized stress regime heterogeneity to enable hydraulic fracturing |
| US20180266227A1 (en) * | 2015-06-03 | 2018-09-20 | Geomec Engineering Ltd. | Thermally Induced Low Flow Rate Fracturing |
| CN106894802A (zh) * | 2015-12-18 | 2017-06-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适合于页岩气井的小型测试压裂方法 |
| CN108119113A (zh) * | 2016-11-30 | 2018-06-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 开采稠油的方法 |
| US20190330975A1 (en) * | 2017-01-13 | 2019-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining Wellbore Parameters Through Analysis Of The Multistage Treatments |
| CN106761650A (zh) * | 2017-03-13 | 2017-05-31 | 邹积鹏 | 油、水井多微裂缝压裂解堵技术 |
| CN108590601A (zh) * | 2018-04-08 | 2018-09-28 | 西南石油大学 | 一种注水扩容膨胀施工参数优选的实验方法 |
| CN108825196A (zh) * | 2018-05-29 | 2018-11-16 | 北京捷贝通石油技术股份有限公司 | 一种筛管大斜度井的暂堵体积压裂工艺方法 |
| CN209457930U (zh) * | 2018-12-30 | 2019-10-01 | 大庆信辰油田技术服务有限公司 | 一种水力脉冲扩容造缝用传感器 |
| CN110206520A (zh) * | 2019-04-16 | 2019-09-06 | 西南石油大学 | 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法 |
| CN110242266A (zh) * | 2019-07-08 | 2019-09-17 | 新疆中凌工程技术有限公司 | 一种sagd水平井组暂堵分段扩容储层改造方法 |
| CN110439521A (zh) * | 2019-08-05 | 2019-11-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超前蓄能压裂方法 |
| CN110847881A (zh) * | 2019-12-25 | 2020-02-28 | 新疆中凌工程技术有限公司 | 鱼骨型sagd水平井扩容快速启动和储层改造结构方法 |
Non-Patent Citations (6)
| Title |
|---|
| BARCELONA, H .ET AL: "Structural model and slip-dilation tendency analysis at the Copahue geothermal system: Inferences on the reservoir geometry", 《JOURNAL OF VOLCANOLOGY AND GEOTHERMAL RESEARCH》 * |
| 曾斌等: "自然选择甜点暂堵体积重复压裂在新疆油田的成功应用", 《当代化工》 * |
| 林伯韬等: "风城陆相超稠油油砂微压裂扩容机理实验研究", 《石油钻采工艺》 * |
| 蒋廷学: "《页岩气压裂技术》", 31 December 2016, 华东理工大学出版社 * |
| 贾光亮等: "大牛地气田纤维脉冲加砂压裂工艺", 《油气井测试》 * |
| 高彦芳等: "稠油油藏SAGD微压裂阶段储层压缩系数研究——以新疆风城陆相储层重1区齐古组为例", 《石油科学通报》 * |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112031727A (zh) * | 2020-09-03 | 2020-12-04 | 中国石油大学(北京) | 一种压裂水平井多介质吞吐的物理模拟装置和方法 |
| CN112329345A (zh) * | 2020-11-03 | 2021-02-05 | 中国石油大学(北京) | 超稠油油砂储层微压裂改造储层连通性判断方法及系统 |
| CN112329345B (zh) * | 2020-11-03 | 2023-11-03 | 中国石油大学(北京) | 超稠油油砂储层微压裂改造储层连通性判断方法及系统 |
| CN112832731A (zh) * | 2021-03-02 | 2021-05-25 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种长水平段油井储层微压裂方法 |
| CN113011048A (zh) * | 2021-04-23 | 2021-06-22 | 西南石油大学 | 一种致密砾岩油藏水平井重复压裂模拟方法 |
| CN113237811A (zh) * | 2021-04-27 | 2021-08-10 | 深圳大学 | 一种原位煤层渗透率及所受采动应力的联合测试方法 |
| CN113818869A (zh) * | 2021-11-22 | 2021-12-21 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种水驱油藏注水优势通道示踪识别及扩容增产的方法 |
| CN114893162A (zh) * | 2022-03-15 | 2022-08-12 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种水平筛管井储层改造工艺方法 |
| CN114893162B (zh) * | 2022-03-15 | 2023-07-28 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种水平筛管井储层改造工艺方法 |
| CN115163022A (zh) * | 2022-07-14 | 2022-10-11 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于优选油井增产改造区域的系统扩容方法 |
| CN115288647A (zh) * | 2022-07-22 | 2022-11-04 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于提高油井采收率的复合扩容方法 |
| CN115288647B (zh) * | 2022-07-22 | 2023-05-19 | 捷贝通石油技术集团股份有限公司 | 一种用于提高油井采收率的复合扩容方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111271043B (zh) | 2021-09-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111271043B (zh) | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 | |
| Feng et al. | Review of fundamental studies on lost circulation and wellbore strengthening | |
| Nolte | Application of fracture design based on pressure analysis | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| US20190186247A1 (en) | Alternating Liquid Gas Fracturing for Enhanced Oil Recovery of Well | |
| CN105239984A (zh) | 一种煤矿井下压裂裂缝扩展控制方法 | |
| CN111219176A (zh) | 一种注水井扩容储层改造方法 | |
| Furui et al. | A comprehensive model of high-rate matrix acid stimulation for long horizontal wells in carbonate reservoirs | |
| US11753919B2 (en) | Method to improve hydraulic fracturing in the near wellbore region | |
| CN112012667A (zh) | 结合精细控压技术的试油完井一体化管柱 | |
| Frash et al. | Scale model simulation of hydraulic fracturing for EGS reservoir creation using a heated true-triaxial apparatus | |
| US11492885B2 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| US20230222272A1 (en) | A method for matrix-acid stimulation design in limited entry liners | |
| Pandey et al. | Real-time analysis of formation-face pressures in acid-fracturing treatments | |
| Gu et al. | Prediction of water channeling along cement-aquifuge interface in CBM well: Model development and experimental verification | |
| WO2019119116A1 (en) | Method for near-wellbore hydraulic fracturing | |
| Covell et al. | Hydraulic well stimulation in low-temperature geothermal areas for direct use | |
| Abass et al. | Stimulating weak formations using new hydraulic fracturing and sand control approaches | |
| Xing et al. | Numerical simulation of hydraulic fracturing stimulation enhanced geothermal system well at Utah Forge site | |
| Dahl et al. | Current water-control treatment designs | |
| RU2268356C1 (ru) | Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти | |
| Zimmermann et al. | Well test analysis after massive waterfrac treatments in a sedimentary geothermal reservoir | |
| Lucado et al. | Engineering approach to achieve the first successful multistage acid frac of a tight oil reservoir producer in Saudi Arabia | |
| RU2724705C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| Amiri | Development of a Hydro-Mechanically Coupled Approach to Estimate Potential Leakage in Carbon Storage Wells |
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 | ||
| CB02 | Change of applicant information | ||
| CB02 | Change of applicant information |
Address after: Room 807a, 8th floor, Science Park building, Southwest Petroleum University, 8 Xindu Avenue, Xindu District, Chengdu, Sichuan 610000 Applicant after: Jetbeton Petroleum Technology Group Co., Ltd Address before: 102200 room 1275, 4th floor, building 6, No. 37, Chaoqian Road, science and Technology Park, Changping District, Beijing Applicant before: BEIJING GEPETTO OIL TECHNOLOGY Co.,Ltd. |
|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |