CN111350481A - 水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法 - Google Patents
水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111350481A CN111350481A CN202010303804.4A CN202010303804A CN111350481A CN 111350481 A CN111350481 A CN 111350481A CN 202010303804 A CN202010303804 A CN 202010303804A CN 111350481 A CN111350481 A CN 111350481A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing
- temporary plugging
- plugging agent
- stage
- horizontal well
- 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 38
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 131
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 42
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 41
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 29
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 14
- 230000009545 invasion Effects 0.000 claims description 9
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 claims description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 230000009194 climbing Effects 0.000 claims description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 7
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 235000021185 dessert Nutrition 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 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
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
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
本发明涉及油田压裂作业技术领域,是一种水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,按下述步骤进行:(1)笼统注水;(2)确定暂堵压裂级数;(3)计算每级压裂后的暂堵剂用量;(4)逐级压裂和注入暂堵剂。本发明所述方法用于水平井新投压裂及重复压裂改造,解决了现有水平井初次开展多簇射孔压裂时,部分射孔簇并未开启,大量剩余油并未动用的问题,相比现有常规暂堵转向压裂,对水平段改造更充分,对暂堵剂加注量计算更明确,不断实现水平井簇间及缝内暂堵转向压裂,实现水平井各段各簇的均衡改造,同时扩大了缝网波及体积,沟通更多剩余油,提高压裂效果,从而提高整个水平段储层动用程度。
Description
技术领域
本发明涉及油田压裂作业技术领域,是一种水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法。
背景技术
水平井压裂技术是低渗透、非常规油藏的主要增产技术措施,但随着开发时间的推移和生产过程中孔隙压力、支撑剂破碎、嵌入等条件的改变,水平井压后裂缝导流能力降低或失效,单井产能降低;同时多簇射孔压裂工艺受簇间应力差异及诱导应力影响,初次开展多簇射孔压裂时,部分射孔簇并未开启,大量剩余油并未动用,例如:美国巴恩奈特油田通过对100余口水平井压后产液剖面测试结果得出结论:21%的压裂簇贡献了70%的产量,29%的压裂簇低效,50%的压裂簇无效;吐哈油田前期对牛东火山岩及马中致密油水平井压裂也开展了类似相关研究,通过产液剖面测试,也得出了压裂后各簇产液量差异大的结论。为挖掘初次压裂未压开射孔簇的剩余油及老缝内剩余油,需要开展水平井重复压裂技术研究,通过压开新簇同时恢复老缝导流能力,提高单井采收率。
针对初次开展多簇射孔多段压裂增产技术的水平井重复压裂改造,结合储层特征,前期开展了笼统重复压裂技术和双封单卡拖动多段压裂技术试验,由于常规的笼统重复压裂技术主要是恢复老缝的导流能力,双封单卡拖动压裂受井筒条件制约,压裂规模受限,施工风险大,两种水平井重复压裂工艺措施有效期短,增产效果一般。
发明内容
本发明提供了一种水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,克服了上述现有技术之不足,其能有效解决水平井初次开展多簇射孔压裂时,部分射孔簇并未开启,大量剩余油并未动用的问题。
本发明的技术方案是通过以下措施来实现的:一种水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,按下述步骤进行:(1)对压裂井进行笼统注水;(2)根据初次压裂瞬时停泵压力计算延伸破裂压力以确定暂堵压裂级数;(3)根据预测压开的裂缝条数,结合裂缝尺寸计算每级压裂后的暂堵剂用量;(4)第一级压裂采用笼统压裂,在第一级压裂过程中,在携砂液中加入暂堵剂对缝内暂堵,第一级压裂顶替结束后,加注第一级暂堵剂后,再进行第二级压裂,同样在第二级压裂注入的携砂液中注入暂堵剂对缝内暂堵,同样在第二级压裂顶替结束后,加注第二级暂堵剂,以此逐级压裂和注入暂堵剂直至压裂级数达到第(2)步确定的压裂级数。
下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进:
上述第(3)步中,根据近井地带压裂后每条裂缝的缝高、缝宽、结合暂堵剂的视密度确定暂堵剂桥堵体积,计算每级压裂后的暂堵剂的用量;
暂堵剂用量计算公式:M=H×W×L×N×ρ×2;
其中,M:质量,kg;H:缝高,m;W:缝宽,m;L:暂堵剂侵入深度,m;N:预计封堵射孔簇数量;ρ:暂堵剂的视密度,kg/m3。
上述第(4)步中,第一级压裂过程中,压裂液的排量为12m3/min至16m3/min,第一级压裂顶替结束后,降低压裂液的排量至1.4m3/min至1.8m3/min后,开始加注第一级暂堵剂,第一级暂堵剂地面加注完毕后,提高压裂液排量至4m3/min至6m3/min,开始顶替第一级暂堵剂;待第一级暂堵剂推送至水平段射孔孔眼及近井地带,出现井口压力爬坡响应且压力变化平稳后,提压裂液的排量12m3/min至16m3/min,开始第二级压裂,以此方式,逐级压裂和注入各级所需暂堵剂。
上述每级压裂过程中,注入携砂液时,在砂比段为15%至25%的携砂液中加入粒径为1mm至5mm暂堵剂100kg至150kg。
上述每级压裂结束后,加注的暂堵剂采用粒径为1mm至5mm、5mm至10mm以及11mm至13mm的暂堵剂组合。
上述暂堵剂按粒径由小到大依次加注暂堵剂。
上述暂堵剂为压裂用新型转向剂DCF-1;或/和,所有暂堵剂加注速度为250kg/min至300kg/min。
本发明所述方法用于水平井新投压裂及重复压裂改造,解决了现有水平井初次开展多簇射孔压裂时,部分射孔簇并未开启,大量剩余油并未动用的问题,相比现有常规暂堵转向压裂,对水平段改造更充分,对暂堵剂加注量计算更明确,不断实现水平井簇间及缝内暂堵转向压裂,实现水平井各段各簇的均衡改造,共同贡献产量,同时扩大了缝网波及体积,沟通更多剩余油,提高压裂效果,从而提高整个水平段储层动用程度。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制,可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。本发明中所提到各种化学试剂和化学用品如无特殊说明,均为现有技术中公知公用的化学试剂和化学用品;本发明中的百分数如没有特殊说明,均为质量百分数;本发明中的溶液若没有特殊说明,均为溶剂为水的水溶液,例如,盐酸溶液即为盐酸水溶液;本发明中的常温、室温一般指15℃到25℃的温度,一般定义为25℃。
下面结合实施例对本发明作进一步描述:
实施例1:水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,按下述步骤进行:(1)对压裂井进行笼统注水;(2)根据初次压裂瞬时停泵压力计算延伸破裂压力以确定暂堵压裂级数;(3)根据预测压开的裂缝条数,结合裂缝尺寸计算每级压裂后的暂堵剂用量;(4)第一级压裂采用笼统压裂,在第一级压裂过程中,在携砂液中加入暂堵剂对缝内暂堵,第一级压裂顶替结束后,加注第一级暂堵剂后,再进行第二级压裂,同样在第二级压裂注入的携砂液中注入暂堵剂对缝内暂堵,同样在第二级压裂顶替结束后,加注第二级暂堵剂,以此逐级压裂和注入暂堵剂直至压裂级数达到第(2)步确定的压裂级数。
本实施例首先对拟压裂井进行笼统注水作业,补充地层能量的同时,消除孔隙压力对各射孔簇破裂压力的影响,再确定暂堵压裂级数,根据预测的压开的裂缝条数,结合裂缝尺寸,计算行每级压裂后的暂堵剂用量。
第一级压裂采用笼统压裂,主要恢复老缝导流能力,然后加入暂堵剂,封堵裂缝口及射孔孔眼,随着孔眼摩阻增大,使液体分流转向至高地应力低渗层,再对低渗层实施充填加砂改造,周而复始,不断实现水平井簇间及缝内暂堵转向压裂,实现水平井各段各簇的均衡改造,共同贡献产量,同时扩大了缝网波及体积,沟通更多剩余油,提高压裂效果,从而提高整个水平段储层动用程度。
水平井暂堵转向压裂分级时要充分考虑各射孔段、射孔簇的裂缝延伸压力等,储层裂缝延伸压力相近的层段可划分为一级,由高渗层到低渗层进行依次划分,层级划分越细,各簇改造越充分。
实施例2:作为上述实施例的优化,第(3)步中,根据近井地带压裂后每条裂缝的缝高、缝宽、结合暂堵剂的视密度确定暂堵剂桥堵体积,计算每级压裂后的暂堵剂的用量;
暂堵剂用量计算公式:M=H×W×L×N×ρ×2;
其中,M:质量,kg;H:缝高,m;W:缝宽,m;L:暂堵剂侵入深度,m;N:预计封堵射孔簇数量;ρ:暂堵剂的视密度,kg/m3。
实施例3:作为上述实施例的优化,第(4)步中,第一级压裂过程中,压裂液的排量为12m3/min至16m3/min,第一级压裂顶替结束后,降低压裂液的排量至1.4m3/min至1.8m3/min后,开始加注第一级暂堵剂,第一级暂堵剂地面加注完毕后,提高压裂液排量至4m3/min至6m3/min,开始顶替第一级暂堵剂;待第一级暂堵剂推送至水平段射孔孔眼及近井地带,出现井口压力爬坡响应且压力变化平稳后,提压裂液的排量12m3/min至16m3/min,开始第二级压裂,以此方式,逐级压裂和注入各级所需暂堵剂。
实施例4:作为上述实施例的优化,每级压裂过程中,注入携砂液时,在砂比段为15%至25%的携砂液中加入粒径为1mm至5mm暂堵剂100kg至150kg。
在每级压裂过程加入小粒径(粒径为1mm至5mm)暂堵剂,在裂缝中部形成缝内暂时封堵,发生缝内转向,开启更多的新裂缝,提高裂缝复杂程度,形成更复杂的裂缝网络及更大的缝网波及体积。
实施例5:作为上述实施例的优化,每级压裂结束后,加注的暂堵剂采用粒径为1mm至5mm、5mm至10mm以及11mm至13mm的暂堵剂组合,各粒径大小暂堵剂的相互充填叠加,形成高强度封堵。
实施例6:作为上述实施例5的优化,暂堵剂按粒径由小到大依次加注暂堵剂。
实施例7:作为上述实施例的优化,暂堵剂为压裂用新型转向剂DCF-1;或/和,所有暂堵剂加注速度为250kg/min至300kg/min。
压裂用新型转向剂DCF-1由北京科麦化学剂技术有限公司提供。
实施例8:该水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,先对压裂井进行笼统注水,补充地层能量、消除孔隙压力对各射孔簇破裂压力的影响后,再按照下述步骤进行。
(1)压前储层评估分析
根据初次压裂瞬时停泵压力(或裂缝延伸压力)以及新补孔段地应力确定分段级数:初次压裂瞬时停泵压力能够真实反应各段储层裂缝延伸压力、地应力及储层物性。瞬时停泵压力接近或相差不大的层段,可以认为储层的裂缝延伸压力相近,也可以推断出初次压裂时进液多少或改造的程度,初次压裂各段瞬时停泵压力如表1所示,根据PEP=PIP+PH计算初次压裂各段裂缝的延伸破裂压力,初次压裂各段裂缝的延伸破裂压力如表2所示,PEP为某一层段裂缝的延伸破裂压力值,PIP为初次压裂某一层段的瞬时停泵压力,PH为液柱压力。
对表1、表2的初次压裂瞬时停泵压力、裂缝延伸压力统计分析,将目的层段重复压裂优化为三级,分两次暂堵使液体分流转向,依次对三级进行充分重复压裂改造。
第一级:第6、7段瞬时停泵压力相近划为一级;
第二级:第1、2、3段瞬时停泵压力相近划为一级;
第三级:第4、5段瞬时停泵压力相近划为一级。
(2)每级压裂后的暂堵剂用量计算
第一级压裂结束后,从混砂车加入1mm至5mm、5mm至10mm及11mm至13mm的暂堵剂,暂堵剂加量如下,拟定每段产生1条裂缝计算暂堵剂加量,产生双翼裂缝:
暂堵剂计算公式:M=H×W×L×N×ρ×2;
(1)粒径为1mm至5mm的暂堵剂用量计算:按照模拟人工裂缝缝高30m,每一段近井地带形成2条缝、缝宽5mm计算封堵缝宽所需暂堵剂用量,粒径为1mm至5mm的侵入深度0.5m,暂堵剂堆积密度(视密度)为635kg/m3。
粒径为1mm至5mm的颗粒暂堵剂用量M1=2*30*2*0.005*0.5*635=191kg≈200kg。
(2)粒径为5mm至10mm暂堵剂用量计算:按照模拟人工裂缝缝高30m,每一段近井地带形成2条缝、缝宽8mm计算封堵缝宽所需暂堵剂用量,粒径为5mm至10mm的侵入深度0.3m,暂堵剂堆积密度635kg/m3。
粒径为5mm至10mm颗粒暂堵剂M2=2*30*2*0.008*0.25*635=152kg≈150kg。
(3)粒径为11mm至13mm暂堵剂用量计算:按照人工裂缝缝高30m,每一段近井地带形成2条缝、缝宽10mm计算封堵缝宽所需暂堵剂用量,粒径为11mm至13mm的侵入深度0.1m,暂堵剂堆积密度635kg/m3。
粒径为11mm至13mm的颗粒暂堵剂M3=2*30*2*0.01*0.1*635=76kg≈75kg。
根据计算,暂堵该层所需暂堵剂用量为:粒径为1mm至5mm颗粒暂堵剂200kg,粒径为5mm至10mm的颗粒暂堵剂150kg,粒径为11mm至13mm的颗粒暂堵剂75kg。
压裂第二级后从混砂车加入粒径为1mm至5mm、5mm至10mm及11mm至13mm的暂堵剂,暂堵剂加量如下:
(1)粒径为1mm至5mm的暂堵剂用量计算:按照人工裂缝缝高30m,每一段近井地带形成3条缝、缝宽5mm计算封堵缝宽所需暂堵剂用量,粒径为1mm至5mm的暂堵剂侵入深度0.5m,暂堵剂堆积密度635kg/m3。
粒径为1mm至5mm的暂堵剂用量M1=3*30*2*0.005*0.5*635≈285kg。
(2)粒径为5mm至10mm的暂堵剂用量计算:按照人工裂缝缝高30m,每一段近井地带形成3条缝、缝宽8mm计算封堵缝宽所需暂堵剂用量,粒径为5mm至10mm的暂堵剂的侵入深度0.28m,暂堵剂堆积密度635kg/m3。
粒径为5mm至10mm的颗粒暂堵剂M2=3*30*2*0.008*0.28*635≈250g。
(3)粒径为11mm至13mm的暂堵剂用量计算:按照人工裂缝缝高30m,每一段近井地带形成3条缝、缝宽10mm计算封堵缝宽所需暂堵剂用量,粒径为11mm至13mm的暂堵剂侵入深度0.13m,暂堵剂堆积密度635kg/m3:
粒径为11mm至13mm的M3=3*30*2*0.01*0.13*635≈150kg。
根据计算,暂堵该层所需暂堵剂用量为:粒径为1mm至5mm的颗粒暂堵剂285kg,粒径为5mm至10mm的颗粒暂堵剂256kg,粒径为11mm至13mm的颗粒暂堵剂150kg。
两级暂堵转向压裂用暂堵剂准备量如表3所示。
(3)暂堵分段重复压裂实施方案
首先对全井段进行笼统压裂,充分利用液体的自然选择,完成对破裂压力较低层段的改造,即瞬时停泵压力(或裂缝延伸压力)低的第6、7段进行充填加砂压裂(在注入携砂液过程中,按照实施例4所述要求进行)改造后,先后投入如上所述所需量粒径为1mm至5mm、5mm至10mm及11mm至13mm的暂堵剂封堵其射孔孔眼及近井筒裂缝口,孔眼摩阻增大后,液体分流转向至第二级瞬时停泵压力(或裂缝延伸压力)较高的第1、2、3段,对第二级充分压裂改造后,再先后投入如上述所需量粒径为1mm至5mm、5mm至10mm及11mm至13mm暂堵剂封堵其射孔孔眼及近井筒裂缝口,然后使液体分流转向至第三级,对第三级进行充分改造,从而达到各段均衡改造目的。压裂过程中,压裂液的排量要求控制在实施例3所述范围内。
本发明所述方法先压开PE低的层段并支撑,然后加入暂堵剂封堵已压裂层段,接着使液体转向分流至PE较高层段,以此方式,达到各段均衡改造目的。
采用本发明所述方法现场累计应用120余井次,压后平均单井增油9.5t/d。
本发明所述方法用于水平井新投压裂及重复压裂改造,解决了现有水平井初次开展多簇射孔压裂时,部分射孔簇并未开启,大量剩余油并未动用的问题,相比现有常规暂堵转向压裂,对水平段改造更充分,对暂堵剂加注量计算更明确,提高了压裂改造效果,因此应用前景广泛。其具有以下优点:
(1)实施多级压裂,实现储层的精准、精细压裂;
(2)利用液体的自然选择实现甜点针对性压裂;
(3)通过暂堵分流实现对较差储层的充分压改造,提高储层剩余油动用;
(4)暂堵剂的水化降解率高,不会对储层造成污染,影响单井增产。
以上技术特征构成了本发明的实施例,其具有较强的适应性和实施效果,可根据实际需要增减非必要的技术特征,来满足不同情况的需求。
表1初次压裂各段瞬时停泵压力
表2初次压裂各段裂缝延伸破裂压力
表3两级暂堵转向压裂用暂堵剂准备量
Claims (10)
1.一种水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于按下述步骤进行:(1)对压裂井进行笼统注水;(2)根据初次压裂瞬时停泵压力计算延伸破裂压力以确定暂堵压裂级数;(3)根据预测压开的裂缝条数,结合裂缝尺寸计算每级压裂后的暂堵剂用量;(4)第一级压裂采用笼统压裂,在第一级压裂过程中,在携砂液中加入暂堵剂对缝内暂堵,第一级压裂顶替结束后,加注第一级暂堵剂后,再进行第二级压裂,同样在第二级压裂注入的携砂液中注入暂堵剂对缝内暂堵,同样在第二级压裂顶替结束后,加注第二级暂堵剂,以此逐级压裂和注入暂堵剂直至压裂级数达到第(2)步确定的压裂级数。
2.根据权利要求1所述的水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于第(3)步中,根据近井地带压裂后每条裂缝的缝高、缝宽、结合暂堵剂的视密度确定暂堵剂桥堵体积,计算每级压裂后的暂堵剂的用量;
暂堵剂用量计算公式:M=H×W×L×N×ρ×2,
其中,M:质量,kg;H:缝高,m;W:缝宽,m;L:暂堵剂侵入深度,m;N:预计封堵射孔簇数量;ρ:暂堵剂的视密度,kg/m3。
3.根据权利要求1或2所述的水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于第(4)步中,第一级压裂过程中,压裂液的排量为12m3/min至16m3/min,第一级压裂顶替结束后,降低压裂液的排量至1.4m3/min至1.8m3/min后,开始加注第一级暂堵剂,第一级暂堵剂地面加注完毕后,提高压裂液排量至4m3/min至6m3/min,开始顶替第一级暂堵剂;待第一级暂堵剂推送至水平段射孔孔眼及近井地带,出现井口压力爬坡响应且压力变化平稳后,提压裂液的排量12m3/min至16m3/min,开始第二级压裂,以此方式,逐级压裂和注入各级所需暂堵剂。
4.根据权利要求1或2所述的水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于每级压裂过程中,注入携砂液时,在砂比段为15%至25%的携砂液中加入粒径为1mm至5mm暂堵剂100kg至150kg。
5.根据权利要求3述的水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于每级压裂过程中,注入携砂液时,在砂比段为15%至25%的携砂液中加入粒径为1mm至5mm暂堵剂100kg至150kg。
6.根据权利要求1或2或5所述的水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于每级压裂结束后,加注的暂堵剂采用粒径为1mm至5mm、5mm至10mm以及11mm至13mm的暂堵剂组合。
7.根据权利要求3所述的水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于每级压裂结束后,加注的暂堵剂采用粒径为1mm至5mm、5mm至10mm以及11mm至13mm的暂堵剂组合。
8.根据权利要求4所述的水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于每级压裂结束后,加注的暂堵剂采用粒径为1mm至5mm、5mm至10mm以及11mm至13mm的暂堵剂组合。
9.根据权利要求6或7或8所述的水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于暂堵剂按粒径由小到大依次加注暂堵剂。
10.根据权利要求1至9任意一项所述的水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法,其特征在于暂堵剂为压裂用新型转向剂DCF-1;或/和,所有暂堵剂加注速度为250kg/min至300kg/min。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202010303804.4A CN111350481B (zh) | 2020-04-17 | 2020-04-17 | 水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202010303804.4A CN111350481B (zh) | 2020-04-17 | 2020-04-17 | 水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN111350481A true CN111350481A (zh) | 2020-06-30 |
CN111350481B CN111350481B (zh) | 2022-11-22 |
Family
ID=71193465
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202010303804.4A Active CN111350481B (zh) | 2020-04-17 | 2020-04-17 | 水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN111350481B (zh) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111946321A (zh) * | 2020-09-17 | 2020-11-17 | 中国石油天然气集团有限公司 | 填砂暂堵压裂的支撑剂参数设计方法 |
CN112727426A (zh) * | 2021-02-05 | 2021-04-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种深层页岩气压裂过程实时决策方法 |
CN114562245A (zh) * | 2022-03-04 | 2022-05-31 | 博丰石油科技发展(辽宁)有限公司 | 一种精细缝控暂堵转向压裂方法 |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4951751A (en) * | 1989-07-14 | 1990-08-28 | Mobil Oil Corporation | Diverting technique to stage fracturing treatments in horizontal wellbores |
RU2561420C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-08-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ гидравлического разрыва пласта в двух параллельных горизонтальных стволах скважин |
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 |
CN107420081A (zh) * | 2017-09-08 | 2017-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实现致密非均质储层有效分压的压裂方法 |
CN107558980A (zh) * | 2017-07-18 | 2018-01-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低密度暂堵抑制缝长延伸压裂方法 |
CN107630692A (zh) * | 2017-09-07 | 2018-01-26 | 北京泰坦通源天然气资源技术有限公司 | 一种煤层气井的层内人工裂缝暂堵转向压裂方法 |
CN108119122A (zh) * | 2017-12-05 | 2018-06-05 | 北京捷贝通石油技术股份有限公司 | 一种套变复杂井分段压裂方法 |
CN108343417A (zh) * | 2018-01-31 | 2018-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井暂堵分层改造的方法和应用 |
CN109296350A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-02-01 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的缝网体积压裂方法 |
CN109458168A (zh) * | 2018-09-12 | 2019-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法 |
CN109812247A (zh) * | 2019-02-21 | 2019-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法 |
-
2020
- 2020-04-17 CN CN202010303804.4A patent/CN111350481B/zh active Active
Patent Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4951751A (en) * | 1989-07-14 | 1990-08-28 | Mobil Oil Corporation | Diverting technique to stage fracturing treatments in horizontal wellbores |
RU2561420C1 (ru) * | 2014-07-31 | 2015-08-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ гидравлического разрыва пласта в двух параллельных горизонтальных стволах скважин |
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 |
CN107558980A (zh) * | 2017-07-18 | 2018-01-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低密度暂堵抑制缝长延伸压裂方法 |
CN107630692A (zh) * | 2017-09-07 | 2018-01-26 | 北京泰坦通源天然气资源技术有限公司 | 一种煤层气井的层内人工裂缝暂堵转向压裂方法 |
CN107420081A (zh) * | 2017-09-08 | 2017-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实现致密非均质储层有效分压的压裂方法 |
CN108119122A (zh) * | 2017-12-05 | 2018-06-05 | 北京捷贝通石油技术股份有限公司 | 一种套变复杂井分段压裂方法 |
CN108343417A (zh) * | 2018-01-31 | 2018-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井暂堵分层改造的方法和应用 |
CN109458168A (zh) * | 2018-09-12 | 2019-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法 |
CN109296350A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-02-01 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的缝网体积压裂方法 |
CN109812247A (zh) * | 2019-02-21 | 2019-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高致密油水平井改造程度的射孔及压裂方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
唐鹏飞: "提高水平井段内多簇压开程度的复合暂堵技术", 《中外能源》 * |
赵明伟等: "油田转向压裂用暂堵剂研究进展", 《油田化学》 * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111946321A (zh) * | 2020-09-17 | 2020-11-17 | 中国石油天然气集团有限公司 | 填砂暂堵压裂的支撑剂参数设计方法 |
CN112727426A (zh) * | 2021-02-05 | 2021-04-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种深层页岩气压裂过程实时决策方法 |
CN114562245A (zh) * | 2022-03-04 | 2022-05-31 | 博丰石油科技发展(辽宁)有限公司 | 一种精细缝控暂堵转向压裂方法 |
CN114562245B (zh) * | 2022-03-04 | 2023-10-13 | 博丰石油科技发展(辽宁)有限公司 | 一种精细缝控暂堵转向压裂方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN111350481B (zh) | 2022-11-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN111350481B (zh) | 水平井簇间及缝内暂堵转向压裂方法 | |
CN110359899B (zh) | 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法 | |
CN107965305B (zh) | 一种分层重复压裂方法 | |
CN106437662B (zh) | 一种适用于深层页岩气水平井的混合暂堵体积压裂方法 | |
CN110761765B (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
CN109931045B (zh) | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 | |
CN106703778B (zh) | 一种页岩气提高裂缝改造体积的方法 | |
CN109751035B (zh) | 一种油气藏压裂加砂方法 | |
CN103437746A (zh) | 一种水平井多段段内多缝体积压裂方法 | |
CN107387053A (zh) | 一种大通道主裂缝与复杂缝网协同压裂的方法 | |
CN101457640A (zh) | 磨料射流井下射孔、割缝分层压裂的方法及装置 | |
CN107766637B (zh) | 精细分层改造方法 | |
CN101086210A (zh) | 一种煤层气调剖堵水技术 | |
CN109424351B (zh) | 一种深层页岩气微胶囊包裹固体酸体积压裂方法 | |
CN110344809B (zh) | 一种水平井段间多缝暂堵酸化方法 | |
CN106372377B (zh) | 一种细粉砂油层充填防砂方法 | |
CN112443306B (zh) | 一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法 | |
CN112324412A (zh) | 一种体积压裂形成复杂缝网的方法 | |
CN111594100A (zh) | 一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法及其应用 | |
CN114737940A (zh) | 一种三维井带渗流暂堵体积压裂方法 | |
CN110924900A (zh) | 一种水力-液氮复合均匀压裂煤体的方法 | |
CN104234682A (zh) | 一种适用于多、薄煤层的连续油管分层压裂方法 | |
CN107605449B (zh) | 一种用于非均质储层的投球暂堵分层压裂方法 | |
CN113217043A (zh) | 一种导水断层带突水水源的高效快速封堵方法及施工方法 | |
CN112302604B (zh) | 一种水平井分段重复压裂方法及其应用 |
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 |