CN111827950B - 一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺 - Google Patents

一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺 Download PDF

Info

Publication number
CN111827950B
CN111827950B CN202010710589.XA CN202010710589A CN111827950B CN 111827950 B CN111827950 B CN 111827950B CN 202010710589 A CN202010710589 A CN 202010710589A CN 111827950 B CN111827950 B CN 111827950B
Authority
CN
China
Prior art keywords
liquid
solution
fracturing
particles
fluid
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
CN202010710589.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN111827950A (zh
Inventor
刘化普
温庆志
史胜龙
房堃
张东晓
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.)
Qingdao Dadi Institute Of New Energy Technologies
Original Assignee
Qingdao Dadi Institute Of New Energy Technologies
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 Qingdao Dadi Institute Of New Energy Technologies filed Critical Qingdao Dadi Institute Of New Energy Technologies
Priority to CN202010710589.XA priority Critical patent/CN111827950B/zh
Publication of CN111827950A publication Critical patent/CN111827950A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111827950B publication Critical patent/CN111827950B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

本发明提供一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺，包括以下步骤：在制造裂缝的同时，现场制备可固化液A液与低密度携带液B液，以及高密度中顶液B＇液；造缝完成后，立即将A液和B液混合，并将A/B混合液和B＇液脉冲式地注入地层，直至压裂结束；向井筒中注入顶替液，将A/B混合液、B＇液，全部顶替进地层，然后停泵、关井、憋压40～180min。A液和B液的混合方式为：将A液喷射进B液中，喷射口位于B液的液面之下，A液在B液中形成均匀分布的厘米级液体颗粒。本发明能够缩减A液的用量，对B液的悬浮性和携带性进一步改善，导流能力进一步增强；且有利于清洗井壁或油管，避免了挂壁性，降低施工风险。

Description

一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺
技术领域
本发明属于石油工业油气田开发技术领域，涉及一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺。
背景技术
针对低渗透油气藏储层的特性，目前常用水力压裂方式开发，通过水力压裂形成高导流能力的裂缝，从而改变储层渗流能力，达到增产效果。
目前的水力压裂开发技术首先通过前置液压开地层裂缝，然后注入含有固体支撑剂的携砂液。裂缝闭合后，通过携砂液携带的固体支撑剂起到支撑裂缝的作用，支撑剂由于密度高，裂缝闭合后，大多支撑剂铺置底部，形成砂堤，不利于裂缝有效高度的扩展，且支撑剂用量大、成本高，成本占到压裂施工的1/3,甚至更高。此外注入固体支撑剂施工过程易出现砂堵风险，砂堵一旦发生，轻者需冲砂、洗井作业，影响压裂施工进程，重者造成井筒报废，引起千万甚至上亿经济损失。针对常规压裂技术存在的问题，中国专利文献CN105971579A公开了一种相变压裂液施工工艺，但是其相变材料用量达30％～70％，相变压裂液用量大，势必造成成本高，难以获得更高的经济效益，且相变后相变材料易出现成块儿、成片状分布，容易堵塞裂缝，形成的小颗粒堆积也不具有无限导流能力。
中国专利文献201510115027.X(CN104727801A)公开一种应用支撑剂密度差异实现大通道的压裂工艺，采用高低中密度支撑剂同时注入地层的压裂工艺。但是该工艺是针对常规固体支撑剂通道压裂技术，该种压裂方法需要注入固体支撑剂颗粒，其中纤维的作用主要用来聚集支撑剂颗粒，但是这种作用形成的支撑剂团，在裂缝闭合压力下容易被压散变形，从而导致原有形成的通道率下降，这也是常规通道压裂技术普遍存在的问题。且该专利中所述高、中、低密度是固体支撑剂的密度，是为了利用支撑剂的密度不同，获得密度剖面，提高裂缝铺置高度，从而增加裂缝控制面积。不同类型的固体支撑剂与纤维组合以后，极易造成砂堵炮眼的可能，因此为了防止砂堵风险，常选用脉冲注入方式，。该专利中高、中、低密度固相支撑剂势必也会造成材料成本的提高，三种密度支撑剂施工过程工艺也相对复杂，且支撑剂铺置的效果，远不如单一低密度支撑剂铺置效果。
发明内容
本发明为了解决现有技术中固体支撑剂效果差、易出现堵砂，现有相变压裂液施工工艺中相变材料用量大、成本高，易造成地层伤害，不具有高速通道压裂效果，且没有针对液体自支撑压裂液的有效压裂施工工艺的问题，提供一种液体自支撑技术实现高速通道的脉冲式压裂施工工艺。现有压裂技术所压出的裂缝存在无法完全铺置支撑剂，裂缝缝高、缝长无法有效延伸，微裂缝及次生裂缝也难以铺置支撑剂，裂缝控制面积受到极大限制的问题。而本发明工艺所用液体自支撑压裂液无需固相支撑剂，将压裂液注入裂缝后，压裂液可固化体系在压裂液中成悬浮分散的厘米级液体颗粒。固化后，形成的厘米级固体颗粒均匀填充在裂缝中，促进裂缝缝高、缝长的延伸，形成厘米级高速渗流通道，获得较高的导流能力，提高泄油面积，提高采收率。此外，液体可固化液用量少，成本低，压裂施工过程保持液态，流动性高，施工简单，不存在砂堵风险。液体自支撑压裂液与施工工艺应该相辅相成，互相搭配使用，才能发挥其优势。
为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺，包括以下步骤：
(1)配制B1液：将重量份为100份的常规压裂液、1～5份密度调节剂和0～4份表面活性剂混合均匀后，得到B1液；
配制高密度中顶液B＇液：将重量份为100份的常规压裂液，25～40份密度调节剂、0～4份表面活性剂混合均匀后，得到B＇液；
(2)制造裂缝：向需要压裂的油气井注入常规压裂液，当高于地层破裂压力时，地层被压开裂缝；
(3)在制造裂缝的同时，现场制备A液与B液，将重量份为100份树脂，0～20份稀释剂，0.1～0.5份悬浮分散剂混合均匀后，加入20～40份固化剂混合得到A液；将B1液与0～1份交联剂，0.1～0.5份悬浮分散剂混合均匀得到B液；
(4)造缝完成后，立即将A液和B液混合，并将A/B混合液和B＇液脉冲式地注入地层，直至压裂结束；
(5)向井筒中注入顶替液，将A/B混合液、B＇液，全部顶替进地层，然后停泵、关井、憋压40～180min。
待A液在B液中固化后，形成厘米级颗粒，均匀铺置在裂缝中，颗粒间形成高导流能力通道。
上述工艺适用的地层温度是60～160℃。
优选的，步骤(4)中A液和B液的混合方式为：将A液通过喷射口喷射进B液中，喷射口位于B液的液面之下，A液在B液中形成均匀分布的厘米级液体颗粒；
步骤(5)中顶替液为油田常用顶替液，无特殊要求。顶替液主要是为了将A/B混合液顶替进地层，体积一般为1个井筒体积，用量需根据油管尺寸、井深进行计算。
优选的，步骤(3)中，A液与B液的质量比为1：1.5～9；A液与B＇液的质量比为1：1.5～9。A/B混合液、B＇液注入裂缝的总量与按照裂缝设计几何尺寸体积计算。
优选的，步骤(4)中所述的A/B液和B＇液脉冲注入的脉冲时间为10s～180s。所述脉冲时间，是注入A/B混合液与B＇液的间隔时间。例如脉冲时间30s，即注入A/B混合液30s，再注入B＇液30s，循环往复注入。
优选的，步骤(4)中可以是多个喷射口，喷射口均匀分布。优选的，喷射口的直径为0.5mm～3mm。
优选的，A液、B液混合完成后的20分钟内将A/B混合液全部的注入井内，进一步优选的，A液、B液的混合过程和A/B混合液的注入过程在现场施工过程中是一个连续不断的施工过程，即随混和随注入。
步骤(4)中A液的喷射压力和喷射速度根据施工排量设计，假设施工排量为Vm3/min，那么A液喷射速度为V*A/(A+B)m3/min，本领域技术人员可根据排量选择合适的高压泵。优选的，A液喷射压力为0.2MPa～0.5MPa。
优选的，所述A液中的树脂为环氧树脂，包括双酚A型环氧树脂E-44，双酚A型环氧树脂E-51、双酚F型环氧树脂，多酚型缩水甘油醚环氧树脂中的一种或多种。
优选的，所述A液中的稀释剂包括乙醇、丙酮、甲乙酮、环己酮、甲苯、二甲苯、正丁醇、正丁基缩水甘油醚、苯基缩水甘油醚、环氧丙烷邻甲苯基醚中的一种。稀释剂的主要作用为：降低环氧树脂粘度、提高流动性，促进树脂液分散。
优选的，所述A液中的固化剂包括三亚乙基四胺，三乙烯四胺，三亚乙基三胺，邻苯二甲酸酐，顺丁烯二酸酐，咪唑类固化剂中的一种。固化剂的主要作用为使环氧树脂固化。
优选的，所述A液和B液中的悬浮分散剂为亲水性纤维材料。所述亲水性纤维材料为低密度纤维(密度为0.95～1.1g/cm3，碱含量小于0.8％，抗拉强度大于600MPa)，A液中所用亲水性纤维材料直径10～20μm，长度1～5mm。B液中所用亲水性纤维材料的直径为10～20μm，长度5～12mm。所述亲水性纤维材料为在市面购置的纤维材料，包括改性聚丙烯纤维、聚乙烯醇纤维中的一种或两种。其中，改性聚丙烯纤维为聚丙烯纤维经过表面改性处理后得到，纤维改性方法为常规方法，改性方法参考文献：刘中伟,张炉青,仇凯,等.聚丙烯纤维的表面改性研究[J].山东化工,2015,044(006):31-33,38。
在A液与B液的混合过程中，由于喷射混合会产生微小液滴，A液中的悬浮分散剂对各小液滴之间具有一定的牵扯作用，从而能够促进小液滴聚并，能促进树脂液成团成簇状存在，保证厘米级大颗粒形成；并能防止固化颗粒、压裂过程中产生的碎屑回流等。B液中悬浮分散剂有利于提高A液喷射入B液后形成的水包油液体颗粒的悬浮性，也有利于在注入过程中厘米级固体颗粒分散。B液中的纤维通过与A液液体颗粒的物理碰撞约束颗粒的运动，该约束作用受到纤维取向、纤维浓度和长度的影响。在A液液体颗粒固化形成厘米级固体颗粒的过程中，A液液体颗粒与B液中的纤维不断碰撞，碰撞使得纤维发生运动，纤维之间相互作用增强、接触数量增多，多根纤维相互接触形成网状结构，大大降低A液液体颗粒的运动速度。将A液颗粒外围受到的常规压裂液的曳力，传递到内部，提高了A液厘米级颗粒的稳定性。
如果A液中悬浮分散剂含量过少，不利于A液大颗粒的形成；若纤维量过多，则A液流动性变差，难以将A液喷射进B液中。
如果B液中纤维量过少，则起不到悬浮分散作用，A液大颗粒易沉降，过多时，成本升高，且施工压力升高，甚至堵塞炮眼。
B液需要在压裂施工过程中进行配制，如果提前配制，由于悬浮分散剂和交联剂的作用，会使B液粘度大幅度升高，造成摩阻升高，施工压力上升。
配制A液时，首先将树脂体系与稀释剂混合，主要是为了稀释树脂液，提高流动性，易于后续A液配制，易于向B液中喷射，降低施工压力。A液需要在现场配制，尤其是固化剂，需要在施工时实时加入，可以防止A液在施工前固化造成材料浪费，如果压裂出现不可预知的情况停止施工时，避免A液浪费，从而减少成本损失。
A液、B液的混合过程与压裂施工过程同步进行。压裂完成后，立即将混合均匀的A液通过泵车，喷射进B液中，得到混合液，然后立即将混合液，通过高压泵车注进地层。特别的，搅拌均匀的A液一定要喷射进B液中，且A/B混合液无需搅拌，直接泵入地层。若将A液和B液同时注入地层，A液固化后容易成块、成片分布，不仅用量大，成本高，成片、成块的连续固化还有可能堵塞裂缝、粘接岩石孔隙，造成严重地层伤害。成块、成片的固化体渗透率低，固化体之间也没有充足的连通孔隙，该种连续注入的施工工艺也无法获得高速通道导流能力，无法实现高导流能力通道压裂。若在施工时先注A液后注入B液，A液不分散，不具有通道压裂效果，且易造成堵塞，施工风险大。若A液和B采用常规方法搅拌混合，则会形成小颗粒，无法形成厘米级大颗粒，不具有高速通道压裂效果。
优选的，所述常规压裂液为胍胶压裂液、滑溜水压裂液、乳液压裂液、聚丙烯酰胺溶液、黄原胶溶液。主要为增稠剂，提高流体粘度，减缓颗粒沉降速度。
优选的，B液中所述的交联剂为胍胶压裂液常用硼酸类交联剂，比如硼砂、有机硼、有机锆等油田常用交联剂。交联剂主要为了使胍胶压裂液增粘，控制压裂液粘度，使用其他压裂液时无需加入交联剂。
优选的，B液和B＇液中所述密度调节剂为氯化钠、氯化钾、溴化钠、溴化钾、溴化锌、溴化钙中的一种或几种，用量根据所需压裂液密度调节。密度调节剂主要作用为了调节压裂液密度，提高A液固化颗粒悬浮性，提高可携带性，有利于颗粒圆度、球度的提高。
所述表面活性剂为油田常用表面活性剂，添加表面活性剂能够进一步提高厘米级固体颗粒的分散性。
B液和B＇液中油田常用的表面活性剂如下：
(1)阴离子表面活性剂：硬脂酸，十二烷基苯磺酸钠；
(2)阳离子表面活性剂：季铵化物；
(3)两性离子表面活性剂：十二烷基二甲基氧化胺。
优选的，将混合均匀的A液通过泵车，喷射进B液中。
专利CN105971579A中M液为非相变液体，N液为相变液体，N液与本发明A液作用类似，都属于可固化液体，但是本发明A液配方为树脂类固化体系，在市场上可直接购置相关材料，且A液配制过程简单，材料易获得；N液是由多种化学物质反应得出，与A液配方完全不同，其配制过程复杂，材料用量多，且用到多种有毒试剂，实验室合成防护要求高。M液非相变材料与本发明B液类似，但是二者作用不同，该专利中M液通过返排，其占有的通道最后形成油气流动通道。此种施工工艺不适用于本发明所述的压裂液，本发明B液为携带液，需要将A液均匀喷射进B液中，油气孔道不用通过B液流通返排获得，由于A液在B中是颗粒状存在，固化后成厘米级颗粒，且均匀悬浮，所到之处均可实现有效支撑裂缝，厘米级颗粒与颗粒之间大孔隙构成高导流能力渗流通道，具有高速通道压裂效果。且本发明要求B液具有一定粘度，不能使用清水或者盐水代替，且B液中需要加入悬浮分散剂，悬浮分散剂的加入，可降低A液液体颗粒和固化后的固体颗粒的沉降速度，提高分散性。
B液主要作用为携带液，B液需加入悬浮分散剂纤维材料。B＇液为中顶液，密度较高，无需加入悬浮分散剂纤维材料与交联剂。B＇液的加入，由于不含纤维材料与交联剂，粘度大幅度下降，有助于缩减施工压力，提高施工安全性。此外在地层中，B液与B＇液充分混合，有利于提高A/B混合液密度，减缓A液固化颗粒沉降，提高悬浮分散性能，有利于缝高的延伸，提高了裂缝控制面积。此外B＇液的注入，降低A液挂壁性，减少甚至清除A液树脂对井筒的挂壁效应，进一步降低施工风险。
本发明提出的液体自支撑变密度脉冲式压裂施工工艺是针对液体自支撑技术的施工工艺，施工过程是不含固相支撑剂的，从而100％避免了砂堵风险，且液体自支撑技术实现通道压裂的原理也不是传统的通道压裂依靠纤维形成的网状结构，实现支撑剂颗粒聚集，而是依靠可固化液体体系，固化后形成的厘米级固体颗粒，依靠单独分散的厘米级固体颗粒，支撑厘米级裂缝，厘米级固体颗粒与颗粒间孔隙提供厘米级渗流通道。此外本发明所提到的变密度脉冲式注入方式，首先变密度是改变的携带液体B液的密度，不同密度的压裂液现场施工时是提前配制的，不影响施工进程，不同密度的压裂液也是通过密度调节剂无机盐来调节的，材料成本也会大幅度下降，本发明低密度液体，主要是为了可固化液A液的悬浮分散，有利于将可固化A液喷射出的厘米级液体颗粒携带进地层，而高密度液体是不含纤维材料与交联剂，粘度大幅度下降，有助于缩减施工压力，此外在地层中，低密度液体与高密度液体充分混合，可以提高A/B混合液密度，进一步减缓A液固化颗粒沉降速度，提高悬浮性能，更有利于缝高的延伸，从而缩减了A液的用量，降低了成本，又增加了固化颗粒分散性，提高了裂缝控制面积。此外脉冲式注入过程中，高密度、低粘度的液体有利于清洗井壁或油管，避免了挂壁性，降低施工风险。
本发明的有益效果：
(1)本发明所用液体自支撑压裂液无需固相支撑剂，改变现有常规压裂方式，节省了固相支撑剂的成本，减少施工工艺，避免了固相支撑剂带来的砂堵风险，此外，液体注入，减少施工压力，降低施工风险、减少压裂车组用量，进一步缩减成本。
(2)本发明所用液体自支撑压裂液形成的厘米级固化颗粒抗压强度高，厘米级固体颗粒抗变形能力强，避免了传统低密度支撑剂容易被压实的缺陷。
(3)本发明所用液体自支撑压裂液相变体系A液用量少，用较少的A液体系，可以获得全面的裂缝支撑，既缩减压裂成本，又提高了裂缝控制面积。
(4)本发明所用液体自支撑压裂液可形成均匀悬浮分散的厘米级固体颗粒，均匀悬浮分散的厘米级颗粒由于裂缝有效缝高的扩展，且颗粒形成厘米级裂缝缝宽，厘米级颗粒与颗粒之间厘米级孔隙，形成无限高导流能力渗流通道，降低渗流阻力。压裂液所到之处均可形成有效支撑，进一步扩大裂缝控制面积，提高产量。
(5)本发明所用液体自支撑压裂液与本发明的施工工艺相辅相成，结合使用，能进一步发挥其优势。变密度脉冲式的注入法，能够对B液的悬浮性和携带性进一步改善，可进一步缩减A液的用量，从而减少材料成本，实现地下裂缝全面支撑，颗粒与颗粒间缝隙更大，导流能力进一步增强，实现低投入，高效益的成本优势。此外脉冲式注入过程中，高密度、低粘度的液体有利于清洗井壁或油管，避免了挂壁性，降低施工风险。
附图说明
图1是实验1平板缝中完全固化前颗粒分布示意图；
图2是实验1固化后形成的厘米级大颗粒；
图3是实验2平板缝中固化后厘米级颗粒分布图；
图4是实验3固化后形成的液体自支撑效果；
图5是实验4固化后形成的液体自支撑效果；
图6是实验7固化后形成的液体自支撑效果；
图7是实施例1平板缝中完全固化前颗粒分布示意图；
图8为本发明压裂液压裂工艺和其他施工工艺的导流能力对比图。
具体实施方式
首先，采用一般实验室方法评价本发明所用压裂液固化形成的厘米级颗粒铺置情况及抗压强度，包括以下步骤：
(1)根据相似准则，设计平板裂缝尺寸，准备符合相似准则要求的亚克力板平板模型，将平板模型置于水浴锅中；
(2)采用均匀搅拌的方式配制B液；
(3)采用均匀搅拌的方式配制A液，在树脂或树脂稀释液中加入悬浮分散剂混合，再加入固化剂混合均匀；
(4)将A液喷射进B液中，喷射后无需搅拌，A液在B液中形成分布均匀的厘米级液体颗粒；
(5)将A液、B液混合后的20min内将A、B混合液通过微量泵泵入平板裂缝模型，打开水浴锅，设置温度为模拟地层温度，实验过程确保注入裂缝后，水浴锅再开始升温，模拟压裂液注入地层升温过程；
(6)A/B混合液注入裂缝后，观测混合液在平板缝中的运移规律，记录实验现象，等待颗粒固化，记录固化后实验结果；
(7)固化结束后，将固化颗粒分离，通过振动筛分选颗粒，记录粒径范围，并进行抗压强度测试。
实验1.一种液体自支撑高速通道压裂液，将双酚A型环氧树脂E-51质量40g与改性聚丙烯纤维0.04g混合均匀，然后加入三亚乙基四胺固化剂8g混匀，得到A液；将胍胶压裂液500g，有机硼交联剂0.5g，氯化钾20g，改性聚丙烯纤维0.5g混合均匀得到B液。按照质量比为1:10取上述A液与B液。将A液喷射进B液中，然后将混合液注入平板裂缝，模拟地层温度60℃，固化时间60min。
平板缝中实验示意图如图1所示。固化后形成厘米级颗粒，颗粒均匀分散在裂缝中，颗粒间形成厘米级孔隙。实验结果示意图如图1所示。实验结束后，分离出固化颗粒，恒温箱干燥24h，通过振动筛分选颗粒，分选颗粒粒径范围如表1所示，形成的厘米级大颗粒见图2所示。
表1
目数范围 0～5目 5～10目 10～20目
百分比 52.36％ 45.56％ 2.08％
由表1数据可知，液体自支撑高速通道压裂液所形成的的固化颗粒粒径大多在10目以下，颗粒粒径远大于20～40目的常规支撑剂。大颗粒固化颗粒保证了裂缝宽度，提高了导流能力。
重复以上实验，获得足够量的固化颗粒，将分选出的5～10目、10～20目的固化颗粒按照支撑剂抗压强度评价标准进行强度测试。由于0～5目固化颗粒粒径较大，无相关标准测试抗压强度，利用支撑剂测试标准不能精确表示其性能，且只要5～10目、10～20目颗粒满足强度要求，说明材料本身没有问题，足以证明0～5目固化颗粒满足要求，对于0～5目颗粒，即使存在破碎情况，由于其粒径较大，仍能保持高速通道导流能力。测试结果如下表2所示。
表2
Figure BDA0002596394760000101
通过强度测试可知，固化形成的大颗粒满足支撑剂强度要求。特别的，形成的大粒径固化颗粒由于粒径范围远远超过常规支撑剂，存在部分破碎，并不影响导流能力，破碎形成残渣也会被加入的纤维材料捕获，避免造成地层伤害。
实验2.一种液体自支撑高速通道压裂液，取双酚A型环氧树脂E-51与双酚F型环氧树脂按照质量比3:1混合均匀，共计60g，加入丙酮稀释剂7g混合均匀后加入聚乙烯醇纤维0.2g混匀，然后加入邻苯二甲酸酐15g得到A液；取乳液压裂液750g，氯化钾40g，聚乙烯醇纤维1.2g混合均匀得到B液。按照质量比1:19取上述A液与B液，将A液喷射进B液中，然后将混合液注入平板裂缝，模拟地层温度90℃，固化时间30min。固化后形成厘米级颗粒，颗粒均匀分散在裂缝中，颗粒间形成厘米级孔隙。实验结果示意图如图3所示。实验结束后，分离出固化颗粒，恒温箱干燥24h，通过振动筛分选颗粒，分选颗粒粒径范围如表下表3所示。
表3
目数范围 0～5目 5～10目 10～20目
百分比 50.28％ 48.26％ 1.36％
由上表数据可知，液体自支撑高速通道压裂液所形成的固化颗粒粒径大多在10目以下，颗粒粒径远大于20～40目的常规支撑剂。大颗粒固化颗粒保证了裂缝宽度，提高了导流能力。重复以上实验，获得足够量的固化颗粒，将分选出的5～10目、10～20目的固化颗粒按照支撑剂抗压强度评价标准进行强度测试。测试结果如下表4所示。
表4
Figure BDA0002596394760000102
Figure BDA0002596394760000111
通过强度测试可知，固化形成的大颗粒满足支撑剂强度要求。特别的，形成的大粒径固化颗粒由于粒径范围远远超过常规支撑剂，存在部分破碎，并不影响导流能力，破碎形成残渣也会被加入的纤维材料捕获，避免造成地层伤害。证明出本发明的可行性。
实验3.一种液体自支撑压裂液，取双酚A型环氧树脂E-51与双酚F型环氧树脂按照质量比3:1混合，共计60g，加入丙酮稀释剂7g，加入邻苯二甲酸酐15g混合均匀后得到A液；取乳液压裂液750g，氯化钾40g，聚乙烯醇纤维1.2g混合均匀，得到B液。按照质量比为1:19取A液、B液，将A液喷射进B液中，然后将混合液注入平板裂缝，模拟地层温度80℃，固化时间60min。实验结果如图4所示，由于A液中无悬浮分散剂，在A液和B液混合过程中产生的小颗粒液滴难以聚并，从而造成小颗粒较多，大颗粒含量下降，且固化后，部分颗粒发生沉降。
实验4.一种液体自支撑压裂液，取双酚A型环氧树脂E-51与双酚F型环氧树脂按照质量比3:1混合，共计60g，加入丙酮稀释剂7g混合均匀后，再加入聚乙烯醇纤维0.2g混匀，最后加入邻苯二甲酸酐15g混合均匀后得到A液；取乳液压裂液750g，氯化钾40g混合均匀，得到B液。按照质量比为1:10取A液、B液，采用实施例中的注入方式，将A液喷射进B液中，然后将混合液注入平板裂缝，模拟地层温度80℃，固化时间60min。实验结果如图5所示，由于B液中未加入悬浮分散剂，造成大颗粒悬浮性差，A液固化后形成的大颗粒沉降现象明显，不利于大颗粒在裂缝中全面铺置，不利于裂缝控制面积的提高。
由实验3和实验4可知，形成均匀分布的大颗粒的主要原因是A液中含有纤维类悬浮分散剂，使得在A液和B混合过程中产生的小液滴进行聚并，生成大颗粒液体，再B液中长纤维悬浮分散剂的作用下，使得生成的大颗粒液体均匀、悬浮分散；A液与B液采用喷射的混合方式主要是为了避免常规搅拌混合使形成的液体颗粒过小。
实验5.一种液体自支撑压裂液，取双酚A型环氧树脂E-51与双酚F型环氧树脂按照质量比3:1混合均匀，共计60g，加入丙酮稀释剂7g混合均匀后加入聚乙烯醇纤维0.2g混匀，然后加入邻苯二甲酸酐15g得到A液；取乳液压裂液750g，氯化钾40g，聚乙烯醇纤维1.2g混合均匀得到B液。按照质量比1:2取上述A液与B液，将A液喷射进B液中，然后将混合液注入平板裂缝，模拟地层温度90℃，固化时间30min。结果发现，A液在B液中分散性较差，注入过程A液出现块状粘接，不利于颗粒分散，且由于A液含量较高，提高了经济成本。
实验6.一种液体自支撑压裂液，取双酚A型环氧树脂E-51与双酚F型环氧树脂按照质量比3:1混合均匀，共计60g，加入丙酮稀释剂7g混合均匀后加入改性聚乙烯醇纤维0.2g混匀，然后加入邻苯二甲酸酐15g得到A液；取乳液压裂液750g，氯化钾40g，改性聚乙烯醇纤维1.2g混合均匀得到B液。按照质量比1:25取上述A液与B液，将A液喷射进B液中，然后将混合液注入平板裂缝，模拟地层温度90℃，固化时间30min。结果发现，由于A液含量较少，形成的厘米级大颗粒数量太少，无法全面支撑裂缝。
实验7.一种液体自支撑压裂液，取双酚A型环氧树脂E-51与双酚F型环氧树脂按照质量比3:1混合，共计60g，加入丙酮稀释剂7g混合均匀后，再加入聚乙烯醇纤维0.2g混匀，最后加入邻苯二甲酸酐15g混合均匀后得到A液；取乳液压裂液750g，氯化钾40g，聚乙烯醇纤维1.2g混合均匀，得到B液。按照质量比为1:19取A液、B液，采用专利文献CN105971579A中的注入方式将A/B液同时注入的方式进行实验，观测实验结果。实验结果如图6所示。由实验结果分析可得，由于实验没有采用喷射方式，A液无法在B液中均匀分散，注入过程A液出现块状粘接，块状粘接的出现，不利于颗粒分散，不利于缝长、缝高的延伸，支撑效果大幅度下降，还有可能堵塞孔隙，造成地层伤害，无法实现通道压裂效果。此种注入方式，易出现粘接块状物，粘接导流室，造成仪器损坏。
以下模拟本发明现场施工方式对本发明工艺进行进一步的说明，但不仅限于此。下述实施例中所述试验方法，如无特殊说明，为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得。
实施例1：
一种液体自支撑高速通道压裂液脉冲式压裂工艺，包括以下步骤：
(1)配制B1液：将重量份为100份的胍胶压裂液、3份氯化钾混合均匀，得到B1液；
配制高密度中顶液B＇液：将重量份为100份的胍胶压裂液，30份氯化钾混合均匀，得到B＇液；
(2)制造裂缝：利用专利CN110725675A公开的缝网模拟装置模拟裂缝；
(3)在制造裂缝的同时，现场制备A液与B液：采用100重量份双酚A型环氧树脂E-51，10份乙醇稀释剂混合均匀后，加入0.1份聚乙烯醇纤维混合，然后加入25份三亚乙基四胺固化剂混合，得到A液；将上述B1液与0.3份有机硼交联剂交联剂，0.2份聚乙烯醇纤维混合均匀得到B液。
(4)造缝完成后，立即将A液和B液混合，并将A/B混合液和B＇液脉冲式地注入平板缝中；
A液和B液混合方式：使用螺杆泵模拟高压泵将A液通过若干喷射口喷射进B液中，喷射口位于B液的液面之下；平板缝置于恒温箱中，设定地层温度80℃。喷射压力为：0.2Mpa；喷射口直径为：1mm。A液用量500g，B液用量4500g，B＇液用量4500g；脉冲时间为：30s。
(5)向平板缝中中注入顶替液，然后停泵，60min。记录实验结果。
通过专利CN110725675A公开的缝网模拟装置及方法，固化颗粒铺置情况，测试固化颗粒强度及粒径范围。
颗粒在平板缝中的分布示意图如图7所示。由图7分析可得，A液大颗粒均匀悬浮在平板裂缝中，说明固化颗粒在裂缝中可全面铺置，自支撑压裂液所到之处，均能够实现全面有效支撑，促进次生裂缝及微裂缝发挥导流能力有效性，提高裂缝铺置高度。实验结束后，清洗设备，分离出固化颗粒，恒温箱干燥24h，通过振动筛分选颗粒，分选颗粒粒径范围如表5所示。
表5
目数范围 0～5目 5～10目 10～20目
百分比 53.36％ 44.51％ 2.13％
由表5数据可知，液体自支撑高速通道压裂液所形成的固化颗粒粒径大多在10目以下，颗粒粒径远大于20～40目的常规支撑剂。大颗粒固化颗粒保证了裂缝宽度，提高了导流能力。
将分选出的5～10目、10～20目的固化颗粒按照支撑剂抗压强度评价标准进行强度测试。测试结果如下表6所示。
表6
支撑剂目数 52MPa压实状态/破碎率 69MPa压实状态/破碎率 86MPa压实状态/破碎率
5～10目 无压实/0.56％ 无压实/2.68％ 无压实/11.24％
10～20目 无压实/0.78％ 无压实/3.82％ 无压实/12.24％
通过强度测试可知，固化形成的大颗粒满足支撑剂强度要求。特别的，形成的大粒径固化颗粒由于粒径范围远远超过常规支撑剂，存在部分破碎，并不影响导流能力，破碎形成残渣也会被加入的纤维材料捕获，避免造成地层伤害。
实施例2：
为了进一步验证本发明的适用性，以地面露头岩块作为实验材料，利用岩心导流能力模拟装置模拟现场施工过程。采用2组实验进行对比，一组采用变密度脉冲式注入液体自支撑压裂工艺，一组采用连续单一注入A/B混合液自支撑压裂工艺。
其中，变密度脉冲式液体自支撑压裂液配方为，A液：树脂(双酚A型环氧树脂E-51与双酚F型环氧树脂按照质量比1:1复配)，丙酮稀释剂，三亚乙基四胺固化剂，聚乙烯醇纤维按照质量比100:8:20:0.1进行配制。B液：乳液压裂液，氯化钠，聚乙烯醇纤维按照质量比100:3:0.2进行配制。B＇液：乳液压裂液，密度调节剂(氯化钾与氯化钠按照质量比1:1混合)按照质量比为100:30进行配制。其中A液用量200g，B液用量1000g，B＇液用量1000g。
连续注入组液体自支撑压裂液配方为A液：双酚A型环氧树脂E-51与双酚F型环氧树脂按照1:1复配，丙酮稀释剂，三亚乙基四胺固化剂，聚乙烯醇纤维按照质量比100:8:20:0.1进行配制。B液乳液压裂液氯化钾与氯化钠混合密度调节剂，聚乙烯醇纤维按照100:15:0.2进行配制，A液用量250g，B液用量1950g。
露头岩板尺寸为8cm×5cm×1.75cm，将两块岩板放入岩心夹持器，模拟压裂施工过程，模拟地层温度100℃。实验过程：变密度脉冲式注入组，采用脉冲式注入施工工艺过程，将A液喷射进B液中，然后通过螺杆泵，将A/B混合液注入模拟装置，然后注入B＇液中顶液顶替，A/B混合液、B＇液脉冲式交替注入，最后，注顶替液，将A/B混合液、B＇液全部顶替进岩板中，憋压40min后泄压，改变裂缝闭合压力测试裂缝导流能力。
连续注入组将A液喷射进B液中，然后通过螺杆泵，将A/B混合液注入模拟装置，注顶替液，将混合液全部顶替进岩板中，憋压40min后泄压。由导流能力测试结果图8可知，变密度脉冲式液体自支撑通道压裂导流能力大于连续注入组，且变密度脉冲式通道压裂A液用量小于连续注入组的A液用量，说明本发明的变密度脉冲式液体自支撑压裂技术可进一步提高导流能力，且能缩减可固化液体A液的用量，该工艺具有低投入，高效益的成本优势。

Claims (10)

1.一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺，其特征在于，包括以下步骤：
（1）配制B1液：将重量份为100份的常规压裂液、1~5份密度调节剂和0~4份表面活性剂混合均匀后，得到B1液；
配制高密度中顶液B＇液：将重量份为100份的常规压裂液，25~40份密度调节剂、0~4份表面活性剂混合均匀后，得到B＇液；
（2）制造裂缝：向需要压裂的油气井注入常规压裂液，当高于地层破裂压力时，地层被压开裂缝；
（3）在制造裂缝的同时，现场制备A液与B液，将重量份为100份树脂，0~20份稀释剂，0.1~0.5份悬浮分散剂混合均匀后，加入20~40份固化剂混合得到A液；将B1液与0~1份交联剂，0.1~0.5份悬浮分散剂混合均匀得到B液；
（4）造缝完成后，将A液和B液混合得到A/B混合液，并将A/B混合液和B＇液脉冲式地注入地层，直至压裂结束；A液和B液的混合方式为：将A液喷射进B液中，喷射口位于B液的液面之下，A液在B液中形成均匀分布的厘米级液体颗粒；
（5）向井筒中注入顶替液，将A/B混合液、B＇液，全部顶替进地层，然后停泵、关井、憋压40~180min。
2.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，步骤（3）中，A液与B液的质量比为1：1.5~9；A液与B＇液的质量比为1：1.5~9。
3.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，步骤（4）中所述的A/B液和B＇液脉冲注入的脉冲时间为10s~180s。
4.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，所述A液中的树脂为环氧树脂，包括双酚A型环氧树脂E-44、双酚A型环氧树脂E-51、双酚F型环氧树脂、多酚型缩水甘油醚环氧树脂中的一种或多种。
5.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，所述A液中的稀释剂包括乙醇、丙酮、甲乙酮、环己酮、甲苯、二甲苯、正丁醇、正丁基缩水甘油醚、苯基缩水甘油醚、环氧丙烷邻甲苯基醚中的一种；所述A液中的固化剂包括三亚乙基四胺，三乙烯四胺，三亚乙基三胺，邻苯二甲酸酐，顺丁烯二酸酐，咪唑类固化剂中的一种。
6.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，所述A液和B液中的悬浮分散剂为亲水性纤维材料，A液中所用亲水性纤维材料的直径为10~20μm，长度为1~5mm；B液中所用亲水性纤维材料的直径为10~20μm，长度为5~12mm。
7.根据权利要求6所述的工艺，其特征在于，所述亲水性纤维材料包括改性聚丙烯纤维、聚乙烯醇纤维中的一种或两种。
8.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，所述常规压裂液为胍胶压裂液、滑溜水压裂液、乳液压裂液、聚丙烯酰胺溶液、黄原胶溶液中的一种；
B液中所述的交联剂为胍胶压裂液常用硼酸类交联剂，包括硼砂、有机硼、有机锆中的一种；
B液和B＇液中所述密度调节剂为氯化钠、氯化钾、溴化钠、溴化钾、溴化锌、溴化钙中的一种或几种。
9.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于，所述表面活性剂包括硬脂酸、十二烷基苯磺酸钠、季铵化物、十二烷基二甲基氧化胺中的一种。
10.根据权利要求1~9任一项所述的工艺，其特征在于，所述工艺适用的地层温度是60~160℃。
CN202010710589.XA 2020-07-22 2020-07-22 一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺 Active CN111827950B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010710589.XA CN111827950B (zh) 2020-07-22 2020-07-22 一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010710589.XA CN111827950B (zh) 2020-07-22 2020-07-22 一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111827950A CN111827950A (zh) 2020-10-27
CN111827950B true CN111827950B (zh) 2022-02-22

Family

ID=72924701

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010710589.XA Active CN111827950B (zh) 2020-07-22 2020-07-22 一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111827950B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114542040B (zh) * 2022-02-25 2024-04-26 山西蓝焰煤层气集团有限责任公司 一种连续脉冲水力压裂系统

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105971579B (zh) * 2016-07-07 2018-05-08 赵立强 一种相变水力压裂工艺
CN106190086B (zh) * 2016-07-07 2019-02-05 赵立强 一种用于相变压裂的相变压裂液体系
US11008507B2 (en) * 2017-02-09 2021-05-18 Saudi Arabian Oil Company Nanoparticle-enhanced resin coated frac sand composition
US11421144B2 (en) * 2017-02-27 2022-08-23 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed release of resin curing agent
US10513915B2 (en) * 2017-11-30 2019-12-24 Saudi Arabian Oil Company Consolidated material to equalize fluid flow into a wellbore
CN108587029B (zh) * 2018-03-28 2020-09-08 中国石油天然气股份有限公司 一种相变材料液及其所形成的固相支撑剂
CN109723423B (zh) * 2019-03-07 2021-04-13 西南石油大学 一种利用相变材料支撑裂缝前缘的复合酸压方法
CN110593838B (zh) * 2019-09-24 2022-01-11 中国海洋石油集团有限公司 一种两相温度响应相变压裂工艺

Also Published As

Publication number Publication date
CN111827950A (zh) 2020-10-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111718703A (zh) 一种液体自支撑高速通道压裂液及实验方法
CN111706311B (zh) 一种液体自支撑高速通道压裂施工工艺
US10851290B2 (en) Methods and compositions for use of proppant surface chemistry and internal porosity to consolidate proppant particulates
CA2931183C (en) Clusters of micron-and nano-sized proppant for use in subterranean operations
RU2432454C2 (ru) Способ стабилизации рыхлых пластов для борьбы с выносом песков
CA2694099C (en) A method to enhance proppant conductivity from hydraulically fractured wells
CN103015944A (zh) 完善固结差的地层的方法
US20240309743A1 (en) Compositions and methods for use of proppant surface chemistry to improve proppant consolidation and flowback control
US20040154796A1 (en) Methods of preventing gravel loss in through-tubing vent-screen well completions
RU2747957C1 (ru) Способ гидроразрыва с использованием текучей среды с низкой вязкостью с низкой скоростью осаждения проппанта
CN206888968U (zh) 一种模拟水平井多段分簇压裂支撑剂分流与展布的实验仪器
CN111827950B (zh) 一种实现液体自支撑高速通道的脉冲式压裂施工工艺
CN105672970A (zh) 一种实现水平井段内暂堵转向多缝压裂的方法
CN106543996A (zh) 一种酸化暂堵转向剂及其使用方法
CN109681179B (zh) 一种形成差异化刻蚀的酸压工艺方法
US11447690B2 (en) Enhancing propped fracture conductivity in subterranean wells
CN116241226A (zh) 一种多孔柱状压裂方法及其液相支撑材料和应用
US11802235B2 (en) Self propping surfactant for well stimulation
Li et al. Laboratory evaluations of fiber-based treatment for in-depth profile control
CN105219370A (zh) 一种多功能的储层改造液及其制备方法
US11118107B2 (en) Method of using micro-particle amorphous silicate in well stimulation
AU2016269415B2 (en) Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations
CN210665403U (zh) 用于测试暂堵剂富集及沉降运移性能的试验装置
CN112410001B (zh) 上浮剂及用于控制压裂裂缝穿层扩展的高强度上浮剂隔板工艺
CN114479792A (zh) 一种封堵剂、油基钻井液及制备方法和钻井方法

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