CN111636855B - 一种t型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺 - Google Patents

一种t型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺 Download PDF

Info

Publication number
CN111636855B
CN111636855B CN202010520575.1A CN202010520575A CN111636855B CN 111636855 B CN111636855 B CN 111636855B CN 202010520575 A CN202010520575 A CN 202010520575A CN 111636855 B CN111636855 B CN 111636855B
Authority
CN
China
Prior art keywords
fracturing
risk
seam
perforation
shaped seam
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
CN202010520575.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111636855A (zh
Inventor
马收
刘明明
杨红蕾
李强
李奕涵
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.)
Sinofts Oil Gas Yield Increase Technology Services Co ltd
Original Assignee
Sinofts Oil Gas Yield Increase Technology Services Co ltd
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 Sinofts Oil Gas Yield Increase Technology Services Co ltd filed Critical Sinofts Oil Gas Yield Increase Technology Services Co ltd
Priority to CN202010520575.1A priority Critical patent/CN111636855B/zh
Publication of CN111636855A publication Critical patent/CN111636855A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111636855B publication Critical patent/CN111636855B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • 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
    • 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
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • 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
    • 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure

Abstract

一种T型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺，属于油气田水力压裂技术领域。一种T型缝形成风险现场判别的方法，包括以下步骤：(1)首段射孔采用单段射孔方式，射孔长度1‑3m；(2)开展小型压裂测试和压力降落分析，压力降落测试时间达到小型压裂施工时间的1.5‑2.0倍以上；(3)计算停泵压力梯度和压裂液滤失系数；(4)若停泵压力梯度大于0.023MPa/m，且压裂液滤失系数较基质滤失系数高1‑2个数量级，则T型缝形成风险高。对于T型缝形成风险高的矿场，通过优化射孔方式与压裂参数来提高造缝效率，尽可能形成垂直缝，避免形成大量水平缝与T型缝，对于提高页岩气井产能有重要意义。

Description

一种T型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺
技术领域
本发明属于油气田水力压裂技术领域，主要涉及一种T型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺。
背景技术
过去十年来，水力压裂技术已成为页岩油气开发的关键技术，专家学者对页岩油气压裂工艺与裂缝形态的研究也越来越重视。水力压裂裂缝与地层弱层理面连接会形成特殊的裂缝延伸和展布，这会影响裂缝在垂向的扩展，在裂缝遇到层理面后延水平方向延伸，形成T型缝或逆T型缝。T型缝的存在降低了水力压裂裂缝的有效高度，裂缝形态复杂、滤失大、缝宽窄，常规射孔方式和加砂工艺适应性差，对水平井产能有重大不利影响。目前，国内外缺少判别现场施工中是否容易形成T型缝的方法，也缺乏相应压裂工艺的研究。
人们迫切需要一种能够现场判别是否容易形成T型缝的方法，同时根据判别结果采取针对性的压裂工艺，尽可能避免在压裂过程中形成T型缝，对于已经形成T型缝的矿场，尽量降低T型缝的不良影响。
发明内容
本发明提供了一种T型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺，用于现场施工前判别水力压裂形成的裂缝形态，判别是否容易形成T型缝；同时根据判别结果采取针对性的压裂工艺，包括射孔方案优化、T型缝压裂参数优化等。
发明人经过大量研究发现，T型缝的形成与地层层理、高角度天然裂缝发育情况、断层性质息息相关：当压裂层位于逆断层区域内，此时为挤压状态，储层层理发育，压裂时易沿着水平层理和高角度裂缝延伸，形成T型缝。发明人经过大量探索发现，裂缝形态主要与地层应力有关，停泵压力梯度作为地层应力的一种压力响应，可以作为判断T型缝形成的重要依据。此外，由于T型裂缝与常规垂直缝形态不同，尤其是滤失系数增大，缝宽变窄，易造成沉砂和砂堵，使得T型缝内支撑剂运移和沉降规律不同，压裂工艺也需要针对性地调整和优化。
基于上述研究和探索，发明人设计了一种T型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺，主要通过停泵压力梯度来判别T型缝形成风险高低，对于层理发育的页岩气储层(T型缝形成风险高)，通过优化射孔方式与压裂参数来提高造缝效率，尽可能形成垂直缝，避免形成大量的水平缝与T型缝，对于提高页岩气井产能有重要意义。具体技术方案如下。
一种T型缝形成风险现场判别的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)首段射孔采用单段射孔方式，射孔长度1-3m；
(2)开展小型压裂测试和压力降落分析，压力降落测试时间要达到小型压裂施工时间的1.5-2.0倍以上，以确保储层有效闭合；
(3)计算停泵压力梯度和压裂液滤失系数；
(4)将计算结果与判别基准比较，确定T型缝形成风险高低。
在一些具体实施方案中，步骤(4)所述判别基准为：停泵压力梯度大于0.023MPa/m，且压裂液滤失系数较基质滤失系数高1-2个数量级，满足则T型缝形成风险高。
一种压裂工艺，其特征在于，采用前述方法判别T型缝形成风险，形成风险低则采用常规压裂工艺，形成风险高则采用下述工艺：
(5)优化后续射孔方案：采用定向射孔方式，采用垂直方向0度或180度相位射孔，控制射孔簇数为1-3簇，控制裂缝起裂方向沿垂向延伸，尽量避免沟通水平层理形成水平缝；
(6)重复步骤(2)～(4)，若优化后续射孔方案后T型缝形成风险低则采用常规压裂工艺，形成风险高则根据小型压裂测试数据计算地层滤失系数和造缝效率、缝宽，进一步优化压裂工艺。
在一些具体实施方案中，步骤(6)所述进一步优化压裂工艺，具体为：若滤失系数较常规数值大1-2倍，采用降滤工艺，泵注200-260目硅粉降滤，提高造缝效率。
在一些具体实施方案中，步骤(6)所述进一步优化压裂工艺，具体为：若缝宽窄，则泵注高粘液体(粘度100-160mPa·s)进行扩缝，控制加砂浓度。
在一些具体实施方案中，步骤(6)所述进一步优化压裂工艺，具体为：采用缝内暂堵工艺，选择混合型暂堵剂对形成的T型缝水平层理进行封堵。进一步地，混合型暂堵剂的粒径范围分为大、中、小三类，大颗粒粒径在4-20目，中颗粒粒径在20-40目，小颗粒粒径在70-100目。利用混合粒径，可以实现对裂缝的有效封堵，迫使新的压裂裂缝沿最大主应力扩展形成垂直主裂缝。
在一些具体实施方案中，步骤(6)所述进一步优化压裂工艺，具体为：优化排量设计，施工时采用变排量，由小到大逐步增加排量；同时，利用小型压裂测试得到的闭合压力和天然裂缝开启压力，计算施工的最大排量，减少高排量时天然裂缝开启的问题。推荐排量控制在8-10m3/min，避免较高排量下出现更多的T型裂缝。
本发明提供的一种T型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺，能够现场判别T型缝形成风险高低，通过优化射孔方式与加砂压裂工艺来提高造缝效率，尽可能形成垂直缝，避免形成大量的水平缝与T型缝，对于提高页岩气井产能有重要意义。
具体实施方式
以下对本发明做进一步说明。
本发明主要由以下步骤构成：
1、T型缝形成风险判别：首段射孔采用单段射孔方式，射孔长度1-3m。开展小型压裂测试和压力降落分析，压力降测试时间要达到小型压裂施工时间的1.5-2.0倍以上，以确保储层有效闭合。计算停泵压力梯度和压裂液滤失系数。一般来说，压裂裂缝总是垂直于最小主应力方向。垂向压力梯度在0.023MPa/m左右，若小型压裂时停泵压力梯度大于0.023MPa/m，且压裂液滤失系数较基质滤失高1-2个数量级，则判断地层易产生水平T型缝，若停泵压力梯度小于0.023MPa/m，则判断地层产生常规垂向裂缝。
2、T型缝形成风险高的优化后续射孔方案：采用定向射孔方式，主要采用垂直方向0度或180度相位射孔，控制射孔簇数为1-3簇，控制裂缝起裂方向沿垂向延伸，尽量避免沟通水平层理形成水平缝。
3、射孔方案优化后优选压裂工艺：在定向射孔后，再进行一次小型压裂测试前进行小型压裂测试和压力降落分析，计算停泵压力梯度和压力降落分析。若停泵压力梯度小于0.023MPa/m，则采用常规加砂压裂工艺，若停泵压力梯度大于0.023MPa/m，且压裂液滤失系数较基质滤失高1-2个数量级，则对加砂压裂工艺进行优化，确保不脱砂。
4、优化T型缝加砂压裂工艺：通过小型压裂测试数据计算地层虑失系数和效率、缝宽等，具体措施如下：①若滤失系数较常规数值大1-2倍，采用降滤工艺，泵注200-260目硅粉来进行降滤，提高造缝效率。②若缝宽窄，则泵注高粘液体(100-160mPa·s)进行扩缝，控制加砂浓度。③采用缝内暂堵工艺，选择混合型暂堵剂对形成的T型缝水平层理进行封堵。混合型暂堵剂的粒径范围分为大、中、小三类，大颗粒粒径在4-20目，中颗粒粒径在20-40目，小颗粒粒径在70-100目。利用混合粒径，可以实现对裂缝的有效封堵，迫使新的压裂裂缝沿最大主应力扩展形成垂直主裂缝。④排量优化设计，施工时采用变排量，由小到大进行排量的逐步增加。同时，利用小型压裂测试得到的闭合压力和天然裂缝开启压力，计算最大施工排量，减少高排量时天然裂缝开启的问题。推荐排量控制在8-10m3/min，避免较高排量下出现更多的T型裂缝。

Claims (4)

1.一种基于T型缝形成风险现场判别的压裂工艺，其特征在于，包括以下步骤：
（1）首段射孔采用单段射孔方式，射孔长度1-3m；
（2）开展小型压裂测试和压力降落分析，压力降落测试时间达到小型压裂施工时间的1.5倍以上；
（3）计算停泵压力梯度和压裂液滤失系数；
（4）将计算结果与判别基准比较，确定T型缝形成风险高低；所述判别基准为：停泵压力梯度大于0.023MPa/m，且压裂液滤失系数较基质滤失系数高1-2个数量级，满足则T型缝形成风险高；
形成风险低则采用常规压裂工艺，形成风险高则采用下述工艺：
（5）优化后续射孔方案：采用定向射孔方式，采用垂直方向0度或180度相位射孔，控制射孔簇数为1-3簇，控制裂缝起裂方向沿垂向延伸；
（6）重复步骤（2）~（4），若优化后续射孔方案后T型缝形成风险低则采用常规压裂工艺，形成风险高则根据小型压裂测试数据计算地层滤失系数和造缝效率、缝宽，进一步优化压裂工艺；
所述进一步优化压裂工艺，具体为：若缝宽窄，则泵注高粘液体进行扩缝，控制加砂浓度；采用缝内暂堵工艺，选择混合型暂堵剂对形成的T型缝水平层理进行封堵；优化排量设计，施工时采用变排量，由小到大逐步增加排量；利用小型压裂测试得到的闭合压力和天然裂缝开启压力，计算施工的最大排量。
2.根据权利要求1所述的压裂工艺，其特征在于，所述高粘液体粘度为100-160mPa•s。
3.根据权利要求1所述的压裂工艺，其特征在于，所述混合型暂堵剂的粒径范围分为大、中、小三类，大颗粒粒径在4-20目，中颗粒粒径在20-40目，小颗粒粒径在70-100目。
4.根据权利要求1所述的压裂工艺，其特征在于，排量控制在8-10m3/min。
CN202010520575.1A 2020-06-10 2020-06-10 一种t型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺 Active CN111636855B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010520575.1A CN111636855B (zh) 2020-06-10 2020-06-10 一种t型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010520575.1A CN111636855B (zh) 2020-06-10 2020-06-10 一种t型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111636855A CN111636855A (zh) 2020-09-08
CN111636855B true CN111636855B (zh) 2022-05-13

Family

ID=72327906

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010520575.1A Active CN111636855B (zh) 2020-06-10 2020-06-10 一种t型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111636855B (zh)

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3933205A (en) * 1973-10-09 1976-01-20 Othar Meade Kiel Hydraulic fracturing process using reverse flow

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2999222B1 (fr) * 2012-12-12 2014-12-05 IFP Energies Nouvelles Procede d'evaluation et de selection d'une strategie de recuperation amelioree d'hydrocarbures pour reservoirs fractures
RS64824B1 (sr) * 2014-06-05 2023-12-29 Geoquest Systems Bv Metoda za poboljšani dizajn hidraulične visine preloma u podzemnoj laminiranoj steni
CN106894802B (zh) * 2015-12-18 2020-05-15 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
CN107524432B (zh) * 2016-06-21 2019-07-02 中国石油化工股份有限公司 一种压裂施工中的实时调参方法
US20190094397A1 (en) * 2017-09-25 2019-03-28 Real Time Geomechanics, Llc Surface detection and location of microseismic events and earthquakes without the use of a velocity model
CN109838223B (zh) * 2017-11-28 2021-06-22 中国石油化工股份有限公司 一种深层复杂页岩气的体积压裂方法
CN108952677A (zh) * 2018-07-25 2018-12-07 西安石油大学 一种适合于页岩气井的小型测试压裂方法
CN110134984B (zh) * 2019-03-06 2021-09-14 中国石油化工股份有限公司 一种页岩压裂过程中复杂裂缝扩展影响因素的分析方法
CN110056336B (zh) * 2019-05-31 2020-01-07 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

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3933205A (en) * 1973-10-09 1976-01-20 Othar Meade Kiel Hydraulic fracturing process using reverse flow

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
深层页岩气水力裂缝起裂与扩展试验及压裂优化设计;陈作等;《石油钻探技术》;20200416(第03期);全文 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN111636855A (zh) 2020-09-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110761765B (zh) 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法
CN107965305B (zh) 一种分层重复压裂方法
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
CN108412477B (zh) 一种体积压裂中间歇式部分封堵缝中造缝的方法
US5036920A (en) Gravel pack well completion with auger-screen
CN110134984B (zh) 一种页岩压裂过程中复杂裂缝扩展影响因素的分析方法
CN110608024A (zh) 一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法
CN109931045B (zh) 一种双缝系统的自支撑酸压方法
CA2831500C (en) System and method for improved propped fracture geometry for high permeability reservoirs
CN112417644B (zh) 水平井多段多簇极限限流压裂工艺设计方法
CN112324412A (zh) 一种体积压裂形成复杂缝网的方法
CN111594100B (zh) 一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法及其应用
CN110984939B (zh) 一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺
CN111911127B (zh) 一种压裂加砂方法
CN111636855B (zh) 一种t型缝形成风险现场判别的方法及相应压裂工艺
CN111927423B (zh) 一种页岩加砂压裂停泵压裂转向方法
CN112963132A (zh) 一种致密油水平井大井组整体压裂优化设计方法
CN112443306B (zh) 一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法
CN114183117A (zh) 一种用于多层砂岩底水气藏的加砂方法及其应用
CN112324410A (zh) 一种老井裂缝同步重复压裂增产方法
CN113445976A (zh) 一种高塑性地层的压裂方法与应用
CN115126467B (zh) 一种长井段碳酸盐岩储层立体酸压方法
CN113586026B (zh) 一种磁响应清洁压裂液智能压裂方法
Herianto et al. Productivity Analysis of Frac-pack Completion in M Well with Sand Problem Indication and High Permeability Formation
CN111271039B (zh) 压裂过程中减小井间裂缝干扰的方法

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