CN111502593B - 一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法 - Google Patents

一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111502593B
CN111502593B CN202010554093.8A CN202010554093A CN111502593B CN 111502593 B CN111502593 B CN 111502593B CN 202010554093 A CN202010554093 A CN 202010554093A CN 111502593 B CN111502593 B CN 111502593B
Authority
CN
China
Prior art keywords
temporary plugging
crack
plugging agent
phase
fracture
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.)
Active
Application number
CN202010554093.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111502593A (zh
Inventor
罗志锋
吴林
赵立强
张楠林
程龙
谢耀增
姚志广
贾宇成
邓艺平
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.)
Southwest Petroleum University
Original Assignee
Southwest Petroleum University
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 Southwest Petroleum University filed Critical Southwest Petroleum University
Priority to CN202010554093.8A priority Critical patent/CN111502593B/zh
Publication of CN111502593A publication Critical patent/CN111502593A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111502593B publication Critical patent/CN111502593B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

本发明公开了一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法，包括以下步骤：获取目标井的油藏参数；优化裂缝参数及施工参数；确定暂堵前已压裂缝的裂缝形态参数；确定应力场转向临界净压力；计算暂堵剂暂堵带用量；计算暂堵剂混相带用量；计算暂堵剂总用量。本发明将相变暂堵剂用量的确定由主观判断上升到了定量化计算，针对相变暂堵剂的特点，将暂堵带用量和混相带用量均考虑在内，计算结果比较准确；同时，本发明能够在保证暂堵转向压裂成功实施的前提下，减少相变暂堵剂不必要的浪费，做到了降本增效。

Description

一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法。
背景技术
我国非常规致密油气资源丰富，但由于其储层物性较差，必须经过压裂改造才能获得经济产能。常规压裂仅能形成对称双翼裂缝，在储层物性较好的常规油气藏中可以获得较好的增产效果，但不能满足非常规致密油气藏增产的需求。而缝内暂堵转向压裂是先采用常规压裂方式在地层中形成主裂缝，然后加入特定暂堵剂对主裂缝实施缝内暂堵，人为提升主裂缝内流体净压力，并开启主裂缝周围天然裂缝或储层弱面以及实现水力裂缝的转向，从而形成主缝和支缝相结合的复杂裂缝网络，扩大储层改造体积，可有效提高非常规致密油气井的产量。
目前现场应用广泛的暂堵剂主要有颗粒类暂堵、纤维类暂堵剂、冻胶类暂堵剂等，但由于这些暂堵剂承压性能不好，不适用于高地应力差的储层。因此，高承压的相变暂堵剂逐渐受到石油工作者的重视。相变暂堵剂常温条件下为液体，进入裂缝后，在物理刺激（温度）下形成类似固态的超分子材料，从而达到封堵承压的效果。新的裂缝产生后，随着裂缝中温度进一步升高，固态超分子材料又转变为液态，施工结束后，返排至地面。
由于相变暂堵剂为新生的暂堵剂类型，目前现场应用过程中，相变暂堵剂的用量主要依靠主观判断，没还有上升到定量的阶段。因此。有必要寻求一种比较精确的相变暂堵剂用量确定方法。
发明内容
本发明的目的就是针对现有技术存在的不足，提供一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法，用于解决现有相变暂堵剂用量依靠主观判断而导致的用量不准确等问题。
本发明解决上述技术问题所采用的技术方案包括以下内容：
一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法，包括以下步骤：
S1.获取目标井的油藏参数；
S2.优化裂缝参数及施工参数；
S3.确定暂堵前已压裂缝的裂缝形态参数；
S4.确定应力场转向临界净压力；
S5.计算暂堵剂暂堵带用量；
S6.计算暂堵剂混相带用量；
S7.计算暂堵剂总用量。
进一步地，所述步骤S1中油藏参数包括孔隙度、渗透率、含油饱和度、储层厚度、地层压力、地层温度、地应力参数、流体性质参数、岩石力学参数。
进一步地，所述步骤S4中确定应力场转向临界净压力的方法为：
（1）裂缝内净压力取值为1MPa；
（2）计算裂缝诱导最大主应力、诱导最小主应力，并进一步计算叠加诱导最大主应力、诱导最小主应力后的水平应力差；
（3）判断过井眼垂直于裂缝长度方向上的水平应力差是否包含负值；
（4）不包含负值则裂缝内净压力增大1MPa，并重复步骤（2）、（3），包含负值则裂缝内净压力为应力场转向临界净压力P netc 。
进一步地，所述计算裂缝诱导最大主应力、诱导最小主应力的方程为：
Figure 82435DEST_PATH_IMAGE002
Figure 400153DEST_PATH_IMAGE004
其中，
Figure 742272DEST_PATH_IMAGE006
、
Figure 263383DEST_PATH_IMAGE008
分别为裂缝在第i个基质单元上的诱导最小主应力、诱导最大主应力，MPa；
Figure 467094DEST_PATH_IMAGE010
、
Figure 124471DEST_PATH_IMAGE012
、
Figure 621181DEST_PATH_IMAGE014
、
Figure 629588DEST_PATH_IMAGE016
为第j个裂缝单元对第i个基质单元的边界应力影响系数，MPa/m；
Figure 657497DEST_PATH_IMAGE018
、
Figure 966119DEST_PATH_IMAGE020
分别为第j个裂缝单元的切向、法向位移不连续量，m。
进一步地，所述步骤S5中暂堵带用量计算公式为：
Figure 915620DEST_PATH_IMAGE022
其中，V 1为暂堵带用量，m3，η为暂堵剂体积收缩因子，取1.3；L为暂堵长度，m；W为暂堵位置处的裂缝宽度，m；H为暂堵位置处的裂缝高度，m。
进一步地，计算暂堵长度的拟合公式为：
Figure 660591DEST_PATH_IMAGE024
其中，L为暂堵长度，m；P netc 为应力场转向临界净压力，MPa。
进一步地，所述步骤S6中混相带用量计算公式为：
Figure 455372DEST_PATH_IMAGE026
其中，V 2为混相带用量，m3，η为暂堵剂体积收缩因子，取1.3；N为混相带控制单元总数，m；
Figure 103653DEST_PATH_IMAGE028
为混相带第k个控制单元中相变暂堵剂的体积分数，无量纲；l k 为混相带第k个控制单元的网格长度，m；W为暂堵位置处的裂缝宽度，m；h k 为混相带第k个控制单元的网格高度，m。
进一步地，控制单元中相变暂堵剂的体积分数通过求解以下控制方程获得：
Figure 692897DEST_PATH_IMAGE030
其中，
Figure 659585DEST_PATH_IMAGE032
为相变暂堵剂的体积分数，无量纲；t为时间，s；
Figure 992478DEST_PATH_IMAGE034
为二维速度矢量，m/s。
本发明的有益效果是：
本发明将相变暂堵剂用量的确定由主观判断上升到了定量化计算，针对相变暂堵剂的特点，将暂堵带用量和混相带用量均考虑在内，计算结果比较准确；同时，本发明能够在保证暂堵转向压裂成功实施的前提下，减少相变暂堵剂不必要的浪费，做到了降本增效。
附图说明
图1是本发明的整体流程示意图。
图2是不同支撑裂缝长度下的累计产油量。
图3是不同裂缝导流能力下的累计产油量。
图4是最优施工参数下不同裂缝长度对应的裂缝宽度。
图5是过井眼垂直于裂缝长度方向上在不同裂缝内净压力下的水平应力差。
图6是混相带中不同位置处的相变暂堵剂的体积分数。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明进行详细说明，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。
一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法，包括以下步骤：
S1.获取目标井的油藏参数；
S2.优化裂缝参数及施工参数；
S3.确定暂堵前已压裂缝的裂缝形态参数；
S4.确定应力场转向临界净压力；
S5.计算暂堵剂暂堵带用量；
S6.计算暂堵剂混相带用量；
S7.计算暂堵剂总用量。
本发明的整体流程见图1。
步骤S1中油藏参数包括孔隙度、渗透率、含油饱和度、储层厚度、地层压力、地层温度、地应力参数、流体性质参数、岩石力学参数。
步骤S4中确定转向临界净压力的方法为：
（1）裂缝内净压力取值为1MPa；
（2）计算裂缝诱导最大主应力、诱导最小主应力，并进一步计算叠加诱导最大主应力、诱导最小主应力后的水平应力差；
（3）判断过井眼垂直于裂缝长度方向上的水平应力差是否包含负值；
（4）不包含负值则裂缝内净压力增大1MPa，并重复步骤（2）、（3），包含负值则裂缝内净压力为应力场转向临界净压力P netc 。
计算裂缝诱导应力的方程为：
Figure 226757DEST_PATH_IMAGE002
Figure 252481DEST_PATH_IMAGE004
其中，
Figure 988356DEST_PATH_IMAGE006
、
Figure 108628DEST_PATH_IMAGE008
分别为裂缝在第i个基质单元上的诱导最小主应力、诱导最大主应力，MPa；
Figure 200343DEST_PATH_IMAGE010
、
Figure 396969DEST_PATH_IMAGE012
、
Figure 72670DEST_PATH_IMAGE014
、
Figure 747365DEST_PATH_IMAGE016
为第j个裂缝单元对第i个基质单元的边界应力影响系数，MPa/m；
Figure 739592DEST_PATH_IMAGE018
、
Figure 120501DEST_PATH_IMAGE020
分别为第j个裂缝单元的切向、法向位移不连续量，m。
步骤S5中暂堵带用量计算公式为：
Figure 299810DEST_PATH_IMAGE035
其中，V 1为暂堵带用量，m3，η为暂堵剂体积收缩因子，取1.3；L为暂堵长度，m；W为暂堵位置处的裂缝宽度，m；H为暂堵位置处的裂缝高度，m。
计算暂堵长度的拟合公式为：
Figure 293042DEST_PATH_IMAGE024
其中，L为暂堵长度，m；P netc 为应力场转向临界净压力，MPa。
步骤S6中混相带用量计算公式为：
Figure 405355DEST_PATH_IMAGE026
其中，V 2为混相带用量，m3，η为暂堵剂体积收缩因子，取1.3；N为混相带控制单元总数，m；
Figure 943783DEST_PATH_IMAGE028
为混相带第k个控制单元中相变暂堵剂的体积分数，无量纲；l k 为混相带第k个控制单元的网格长度，m；W为暂堵位置处的裂缝宽度，m；h k 为混相带第k个控制单元的网格高度，m。
控制单元中相变暂堵剂的体积分数通过求解以下控制方程获得：
Figure 141547DEST_PATH_IMAGE030
其中，
Figure 643197DEST_PATH_IMAGE036
为相变暂堵剂的体积分数，无量纲；t为时间，s；
Figure 62546DEST_PATH_IMAGE034
为二维速度矢量，m/s。
在一个具体的实施例中，目标井为W18-4井，属于低渗透的致密油井，为了对储层进行充分改造提高产能，有必要对储层进行缝内暂堵转向压裂。相变暂堵剂缝内的暂堵位置为距缝口3/4裂缝长度处，计算相变暂堵剂的用量。
S1.获取目标井的油藏参数
目标层段厚度为30m，平均地层压力为30MPa，温度为90℃，渗透率为1.9mD，孔隙度为8.3%，含油饱和度为65%，原油黏度为4mPa•s，水平最大主应力为55MPa，水平最小主应力50MPa，泊松比为18800MPa，泊松比为0.25。
S2.优化裂缝参数及施工参数
优化裂缝参数：在MEYER软件中输入相应基础参数，分析不同支撑裂缝长度及裂缝导流能力对2年累产量影响。不同支撑裂缝长度下的累计产油量见图2，不同裂缝导流能力下的累计产油量见图3。从图2、图3中可以看出，随着支撑裂缝长度、裂缝导流能力的不断增加，累计产油量不断增加，但当支撑裂缝长度达到100m、裂缝导流能力达到300mD.m后，累计产油量增幅很小，故为最优裂缝参数。
优化施工参数：在MEYER软件中以裂缝参数优化结果（支撑裂缝长度100m、裂缝导流能力300mD.m）为目标对施工参数进行优化，得到最优液量为200m3、最优排量为4m3/min、最优平均砂比为20%。
S3.确定暂堵前已压裂缝的裂缝形态参数
以最优施工参数（液量200m3、排量4m3/min、平均砂比20%）为限制，进行压裂泵注程序设计，在MEYER软件中模拟最优施工参数下的暂堵前已压裂缝的裂缝形态，得到了不同裂缝长度对应的裂缝宽度，见图4。由于暂堵位置距缝口3/4裂缝长度，而裂缝总长度100m，故暂堵位置在裂缝长度为75m处。从图4可知，当裂缝长度为75m时，裂缝宽度为8.5mm。而裂缝高度应等于目标层段厚度，为30m。
综上，暂堵位置处的裂缝宽度为8.5mm，暂堵位置处的裂缝高度为30m。
S4.确定应力场转向临界净压力
为方便离散求解，基质模型大小为400m×400m，网格大小为4m×4m，共10000个网格；同时，将裂缝划分了为200个网格。
首先计算了裂缝内净压力为1MPa时的裂缝诱导最大主应力、诱导最小主应力，并进一步计算了叠加诱导最大主应力、诱导最小主应力后的水平应力差，但过井眼垂直于裂缝长度方向上的水平应力差不包含负值（见图5净压力1MPa曲线）。
以1MPa为间隔，增大裂缝内净压力继续计算水平应力差，当裂缝内净压力达到7MPa时，过井眼垂直于裂缝长度方向上的水平应力差已经包含负值（见图5净压力7MPa曲线），故应力场转向临界净压力为7MPa。
S5.计算暂堵剂暂堵带用量
确定暂堵长度：
Figure 506297DEST_PATH_IMAGE038
，故暂堵带长度为2.57m。
计算暂堵剂暂堵带用量：
Figure 673580DEST_PATH_IMAGE040
。
S6.计算暂堵剂混相带用量
压裂液密度为1200kg/m3，黏度为70mPa•s，相变暂堵剂密度为1020kg/m3，黏度为40mPa•s，二者之间界面张力为0.2mN/m，相变暂堵剂的注入排量为2m3/min。
将压裂液与相变暂堵剂的混相带，沿着裂缝长度方向上取6m，且网格长度为0.1m；裂缝高度（30m）均加入计算，且网格高度为1m；裂缝宽度方向上仅一个网格。故，将混相带划分为了1800个控制单元。计算得到混相带中不同位置处的相变暂堵剂的体积分数见图6。
通过求和，进一步得到暂堵剂的混相带用量为2.76m3。
S7.计算暂堵剂总用量。
暂堵剂总用量为暂堵带用量与混相带用量之和，计算得到总用量约为4.5m3。
本发明将相变暂堵剂用量的确定由主观判断上升到了定量化计算，针对相变暂堵剂的特点，将暂堵带用量和混相带用量均考虑在内，计算结果比较准确；同时，本发明能够在保证暂堵转向压裂成功实施的前提下，减少相变暂堵剂不必要的浪费，做到了降本增效。
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做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 (3)

1.一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1.获取目标井的油藏参数；
S2.优化裂缝参数及施工参数；
S3.确定暂堵前已压裂缝的裂缝形态参数；
S4.确定应力场转向临界净压力，具体步骤如下：
（1）裂缝内净压力取值为1MPa；
（2）计算裂缝诱导最大主应力、诱导最小主应力，并进一步计算叠加诱导最大主应力、诱导最小主应力后的水平应力差；
（3）判断过井眼垂直于裂缝长度方向上的水平应力差是否包含负值；
（4）不包含负值则裂缝内净压力增大1MPa，并重复步骤（2）、（3），包含负值则裂缝内净压力为应力场转向临界净压力P netc ；
S5.计算暂堵剂暂堵带用量，具体方法如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE002
其中，V 1为暂堵带用量，m3，η为暂堵剂体积收缩因子，取1.3；L为暂堵长度，m；W为暂堵位置处的裂缝宽度，m；H为暂堵位置处的裂缝高度，m；
S6.计算暂堵剂混相带用量，具体方法如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE004
其中，V 2为混相带用量，m3，η为暂堵剂体积收缩因子，取1.3；N为混相带控制单元总数，m；
Figure DEST_PATH_IMAGE006
为混相带第k个控制单元中相变暂堵剂的体积分数，无量纲；l k 为混相带第k个控制单元的网格长度，m；W为暂堵位置处的裂缝宽度，m；h k 为混相带第k个控制单元的网格高度，m；
S7.计算暂堵剂总用量。
2.根据权利要求1所述的一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法，其特征在于，步骤S5中计算暂堵长度的拟合公式为：
Figure DEST_PATH_IMAGE008
其中，L为暂堵长度，m；P netc 为应力场转向临界净压力，MPa。
3.根据权利要求1所述的一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法，其特征在于，步骤S6中控制单元中相变暂堵剂的体积分数通过求解以下控制方程获得：
Figure DEST_PATH_IMAGE010
其中，
Figure DEST_PATH_IMAGE012
为相变暂堵剂的体积分数，无量纲；t为时间，s；
Figure DEST_PATH_IMAGE014
为二维速度矢量，m/s。
CN202010554093.8A 2020-06-17 2020-06-17 一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法 Active CN111502593B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010554093.8A CN111502593B (zh) 2020-06-17 2020-06-17 一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010554093.8A CN111502593B (zh) 2020-06-17 2020-06-17 一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111502593A CN111502593A (zh) 2020-08-07
CN111502593B true CN111502593B (zh) 2020-11-06

Family

ID=71868780

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010554093.8A Active CN111502593B (zh) 2020-06-17 2020-06-17 一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111502593B (zh)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112065351B (zh) * 2020-08-25 2021-09-17 中国石油大学(北京) 水力裂缝内暂堵体信息的一体化确定方法、装置、设备
CN111946321B (zh) * 2020-09-17 2022-11-29 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
CN112418489A (zh) * 2020-11-05 2021-02-26 中国石油天然气股份有限公司 一种天然气井修井暂堵剂用量神经网络预测方法
CN114592823A (zh) * 2020-12-04 2022-06-07 中国石油天然气股份有限公司 暂堵转向材料用量的确定方法及应用
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
CN112855106A (zh) * 2021-01-21 2021-05-28 西南石油大学 固体暂堵剂转向压裂的施工方法
CN115434658A (zh) * 2021-06-02 2022-12-06 中国石油天然气股份有限公司 封堵材料用量确定方法、装置、设备及存储介质
CN113468831B (zh) * 2021-07-19 2023-07-21 西南石油大学 一种压裂缝内暂堵材料用量设计方法
CN114607341B (zh) * 2022-04-12 2023-07-14 西南石油大学 暂堵转向压裂方法及油气开采方法
CN116084902A (zh) * 2022-11-16 2023-05-09 西南石油大学 一种暂堵剂加量的优化方法

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7380600B2 (en) * 2004-09-01 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
CN105909226B (zh) * 2016-04-22 2018-07-10 中国石油天然气股份有限公司 一种通过循环应力压裂提高缝网复杂程度的方法
CN106869896B (zh) * 2017-04-26 2018-05-08 西南石油大学 一种低渗透油气藏直井体积压裂储层改造体积预测方法
CN107090282B (zh) * 2017-05-18 2019-12-13 北京世纪中星能源技术有限公司 一种混合型暂堵剂及其暂堵剂混合物、暂堵方法和应用
CN109372466B (zh) * 2018-10-10 2020-10-27 中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司 利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法
CN110685657B (zh) * 2019-10-21 2021-08-17 中国石油化工股份有限公司 一种转向压裂用暂堵颗粒用量计算方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN111502593A (zh) 2020-08-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111502593B (zh) 一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法
CN111322050B (zh) 一种页岩水平井段内密切割暂堵压裂施工优化方法
CN110685657B (zh) 一种转向压裂用暂堵颗粒用量计算方法
CN109025942A (zh) 一种致密气藏斜井压裂不规则多裂缝的产量计算方法
Jinzhou et al. Simulation of complex fracture networks influenced by natural fractures in shale gas reservoir
CN103590824A (zh) 经过多段压裂改造后的致密气藏水平井的产能计算方法
CN107301306A (zh) 用于致密砂岩气藏压裂水平井的动态无阻流量预测方法
CN104594872A (zh) 一种优化致密气藏压裂水平井裂缝导流能力的方法
CN109033674A (zh) 一种靶向压裂酸化井裂缝参数优化方法
CN110984949B (zh) 一种页岩连续式加砂压裂工艺
CN108416160A (zh) 一种优化脉冲纤维加砂压裂参数的方法
CN105317407B (zh) 一种特高含水期表外储层的开发方法
CN109577929B (zh) 一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法
CN107609258A (zh) 一种页岩重复压裂转向裂缝起裂压力的计算方法
CN108460203A (zh) 页岩油藏循环注气油井产量分析方法及其应用
Liao et al. Investigation on the influence of multiple fracture interference on hydraulic fracture propagation in tight reservoirs
CN104989385B (zh) 基于表皮系数计算的高温高压油气直井射孔参数优化方法
CN106321051A (zh) 一种用于优化多段压裂水平井网络裂缝参数的方法
El Sgher et al. The Stress Shadowing Impact on the Production Performance of Marcellus Shale
CN103048184A (zh) 重复压裂堵剂的突破压力的测试方法
CN106022626A (zh) 一种水驱油藏定位调堵水驱拟前缘的计算方法
CN107247816B (zh) 一种稠油油藏开展冷采化学降粘最远施工半径的判定方法
CN114186440B (zh) 一种地质-工程“双轨制”页岩可压性综合评价方法
CN116028774A (zh) 一种页岩压裂楔形裂缝网络中支撑剂运移参数的计算方法
CN103048253A (zh) 重复压裂堵剂的基质渗透率的测试方法

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