CN111827954A - 一种连续脉冲水力压裂系统及方法 - Google Patents

一种连续脉冲水力压裂系统及方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111827954A
CN111827954A CN201910311962.1A CN201910311962A CN111827954A CN 111827954 A CN111827954 A CN 111827954A CN 201910311962 A CN201910311962 A CN 201910311962A CN 111827954 A CN111827954 A CN 111827954A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fracturing fluid
continuous pulse
viscosity
fracturing
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.)
Granted
Application number
CN201910311962.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111827954B (zh
Inventor
刘合
张劲
王文军
孟思炜
张广明
杨清海
薛振乾
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.)
Petrochina Co Ltd
Original Assignee
Petrochina 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 Petrochina Co Ltd filed Critical Petrochina Co Ltd
Priority to CN201910311962.1A priority Critical patent/CN111827954B/zh
Publication of CN111827954A publication Critical patent/CN111827954A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111827954B publication Critical patent/CN111827954B/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
    • 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
    • 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
    • C09K8/84—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
    • 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
    • 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
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • C09K8/905—Biopolymers
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/10—Geothermal energy

Abstract

本发明提供了一种连续脉冲水力压裂系统及方法，该方法包括(1)在井底对目标产层段进行间断射孔，以形成间隔排列的紧密射孔簇；(2)以连续脉冲形式将高粘度压裂液注入地层，以形成主裂缝；再以连续脉冲形式将低粘度压裂液注入地层，沟通主裂缝周围的微裂缝，形成缝网；(3)造缝结束后，依次向地层中注入低粘度压裂液携砂液、低粘度压裂液，以对所述微裂缝加砂；再依次向地层中注入高粘度压裂液携砂液、高粘度压裂液，以对所述主裂缝加砂。本发明所提供的该连续脉冲水力压裂方法可以提高裂缝的稳定性，延长增产时间，同时具有成本低，增产效果明显，工艺简单，使用安全可靠等特点。

Description

一种连续脉冲水力压裂系统及方法
技术领域
本发明涉及一种连续脉冲水力压裂系统及方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
脉冲压裂技术俗称“爆炸压裂”，19世纪60年代爆炸法采油技术产生以来，至今已历经150余年的发展历程。作为低渗油藏储层的压裂改造措施，爆炸增产技术主要发展形成了以下几种技术：井内爆炸、核爆炸、高能气体压裂、爆炸松动及复合压裂技术等。在150余年的发展历程中，爆炸法激励油层历经井内爆炸与核爆炸以及高能气体压裂及爆炸松动技术等阶段，取得了一定的增产效果与成就。但就其改造规模而言，基本只限于近井地带，若要扩大其压裂作用区域，有必要与水力压裂技术进行联作以对储层进行大规模的压裂改造。
连续脉冲水力压裂是利用高压脉冲水射流的压力脉冲特性、自激振荡特性、冲击破碎特性对储层进行压裂，增大储层暴露面积，提高采收率。在脉冲水力压裂操作过程中，以足以将所述储层的地层压裂并产生裂缝的压力和速率来泵送包含支撑剂的水力压裂流体，主要通过前置流体阶段、支撑剂流体阶段以及后置流体阶段来实现。
普通脉冲水力压裂技术相对于爆炸压裂将改造规模扩大，增大了泄油面积，提高了产量，但是其改造裂缝缝长有限，面对非常规储层，改造范围过小，无法充分开发储层。
因此，提供一种连续脉冲水力压裂系统及方法已经成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的一个目的在于提供一种连续脉冲水力压裂方法。
本发明的另一个目的在于提供一种连续脉冲水力压裂系统。
为了实现以上目的，一方面，本发明提供了一种连续脉冲水力压裂方法，其中，所述连续脉冲水力压裂方法包括：
(1)在井底对目标产层段进行间断射孔，以形成间隔排列的紧密射孔簇；
(2)以连续脉冲形式(连续脉冲冲击波形式)将高粘度压裂液注入地层，以形成主裂缝；再以连续脉冲形式将低粘度压裂液注入地层，沟通主裂缝周围的微裂缝(造次生微裂缝)，形成缝网；
(3)造缝结束后，依次向地层中注入低粘度压裂液携砂液、低粘度压裂液，以对所述微裂缝加砂；再依次向地层中注入高粘度压裂液携砂液、高粘度压裂液，以对所述主裂缝加砂。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述射孔簇的簇间距为15-25m，射孔簇中射孔距离为16孔/米。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述射孔簇的簇间距为20m。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述高粘度压裂液包括粘度为50-100mPa·s。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述高粘度压裂液包括胍胶类压裂液、聚合物压裂液、高粘交联冻胶压裂液。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述聚合物压裂液包括聚丙烯酰胺。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，高粘度压裂液携砂液中所用的压裂液的粘度与所述高粘度压裂液的粘度的比为1-5:1。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，高粘度压裂液携砂液中的支撑剂的粒径为40-70目。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述支撑剂包括陶粒。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述低粘度压裂液包括粘度为5-10mPa·s。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述低粘度压裂液包括线性胶压裂液、二氧化碳压裂液、滑溜水、清洁压裂液、表活剂压裂液。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，低粘度压裂液携砂液中所用的压裂液的粘度与所述低粘度压裂液的粘度的比为1-5:1。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，低粘度压裂液携砂液中的支撑剂的粒径为40-70目。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述支撑剂包括陶粒。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，步骤(2)造缝过程中所用的低粘度压裂液，与步骤(3)加砂过程所用低粘度压裂液携砂液中的低粘度压裂液以及加砂过程中所用的低粘度压裂液可以相同也可以不同，本领域技术人员可以根据现场作业需要选择经济、且粘度合适的压裂液即可。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，步骤(2)造缝过程中所用的高粘度压裂液，与步骤(3)加砂过程所用高粘度压裂液携砂液中的高粘度压裂液以及加砂过程中所用的高粘度压裂液可以相同也可以不同，本领域技术人员可以根据现场作业需要选择经济、且粘度合适的压裂液即可。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，所用的压裂液需要具有低造壁、高滤失、高扩散、高能量的特点。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述连续脉冲的频率为0.01-35Hz。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述连续脉冲的峰值强度为20-80MPa。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述低粘度压裂液携砂液的注入时间与对所述微裂缝进行加砂的总时间的比为0.44-0.57，所述低粘度压裂液的注入时间与对所述微裂缝进行加砂的总时间的比为0.43-0.56。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，优选地，所述高粘度压裂液携砂液的注入时间与对所述主裂缝进行加砂的总时间的比为0.44-0.57，所述高粘度压裂液的注入时间与对所述主裂缝进行加砂的总时间的比为0.43-0.56。
根据本发明具体实施方案，该连续脉冲水力压裂方法包括：在对所述主裂缝加砂后重复步骤(2)-步骤(3)，以继续进行造缝及加砂的操作。
其中，本领域技术人员可以根据现场作业需要合理确定步骤(2)-步骤(3)的重复次数，只要保证可以实现本发明的目的即可。通常情况下，在对所述主裂缝加砂后，需要停泵一段时间(如40-60min)再继续重复步骤(2)-步骤(3)。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法步骤(3)中，间歇加砂过程中所用高/低粘度压裂液携砂液用于支撑裂缝、高/低粘度压裂液主要用于顶替携砂液，形成更好的铺置效果，其次也有一定的造缝作用。
在本发明所提供的该连续脉冲水力压裂方法中，可以通过改变连续脉冲的频率和强度形成连续冲击波来冲击储层，使得储层微裂缝得以开启，继而形成复杂缝网，扩大裂缝波及的体积，提高改造效果，还可以降低施工风险；
此外，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，根据储层特点采用变排量、交替泵注，将压裂液通过可调频水力连续脉冲装置以冲击波形式注入并进行造缝；通过改变脉冲频率和强度形成连续冲击波来维持井内压力，使其无法及时释放，从而继续产生新裂缝，进而实现以较低排量形成复杂缝网，降低施工风险。
其中，本发明中可以通过在地面调节向地层中所注入的压裂液的排量及压力来改变连续脉冲的强度，且本领域技术人员均知晓如何通过在地面调节向地层中所注入的压裂液的排量及压力来改变连续脉冲的强度。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂方法中，首先，以连续脉冲形式(连续脉冲冲击波形式)将高粘度压裂液注入地层，以形成主裂缝；再以连续脉冲形式将低粘度压裂液注入地层，沟通主裂缝周围的微裂缝(造次生微裂缝)，形成缝网；造缝结束后，依次向地层中注入低粘度压裂液携砂液、低粘度压裂液，以对所述微裂缝加砂；再依次向地层中注入高粘度压裂液携砂液、高粘度压裂液，以对所述主裂缝加砂。
本发明提供的该方法以连续脉冲冲击形式将压裂液注入地层，并结合使用间歇式铺砂，其中，造缝过程中所用的压裂液通过泵液装置和传液管线注入到可调频水力连续脉冲装置中，改变脉冲频率和强度，脉冲压力叠加在水力压力上，加强致裂造缝的效果；进而形成了一条主裂缝和多条微裂缝(包括分支裂缝及次生裂缝)并存的复杂缝网系统(该缝网系统的示意图如图5所示)，充分提高了裂缝导流能力，增大了储层采收率。
本发明中采用该种间歇式加砂方式可以使支撑剂在裂缝中分散波浪式铺置(见图2所示)，形成稳定且没有支撑剂的流动通道(因本申请中使用了独特的间断射孔方式，见图3所示及间歇式加砂方式，使得支撑剂颗粒可以固结成团，从而可在支撑剂充填层内形成高导流能力通道，见图4所示)，使得油气在支撑剂间的通道内流动而不是在传统的支撑剂充填层中流动，该种间歇式加砂方式通过增加人工裂缝的导流能力及有效缝长从而提高了油气产量。
另一方面，本发明还提供了一种用于实现所述的连续脉冲水力压裂方法的连续脉冲水力压裂系统，其中，所述连续脉冲水力压裂系统包括：电缆装置、泵液装置及可调频水力连续脉冲装置，所述可调频水力连续脉冲装置位于油管内，且其与油管之间存在空隙；所述电缆装置通过电缆与所述可调频水力连续脉冲装置固定连接，用以控制该可调频水力连续脉冲装置在油管中的位置；
所述泵液装置通过传液管线与该油管相连，用以将目标液体注入油管中。
根据本发明具体实施方案，在所述的连续脉冲水力压裂系统中，所述可调频水力连续脉冲装置为本领域使用的常规设备，如可以为中国专利申请CN107024393A或者CN103196762A中所提供的装置，该可调频水力连续脉冲装置具有振源结构简单，功率大；能量利用率高；有效作用距离长；现场施工方便；对油水井无特殊要求，选井范围广；作业费用低；对油层和环境无污染；调频范围大，频率精准可控等特点。同时，本发明所提供的该连续脉冲水力压裂系统还可实现密封-压裂-解封一体化作业。而本领域现有的泵源水力脉冲发生装置的结构复杂且成本高，仅适用于煤矿井下脉动注水，不适用于远距离井管压裂。
根据本发明具体实施方案，所述连续脉冲水力压裂系统的工作原理为：该可调频水力连续脉冲装置通过油管下入油井，对准目的油层；地面的泵液装置对该可调频水力连续脉冲装置的活塞产生高压，当压力达到脉冲装置启动压力时，装置被打开，形成高压射流从水力喷射口射出，作用于目的油层；高压液体排出后油管内形成负压，活塞在高压弹簧的作用下，回复原位；地面向油管持续泵液，升高脉冲装置活塞上部压力，使装置周而复始地工作，并通过该可调频水力连续脉冲装置的调频口控制活塞密闭区的压力，产生可变频的连续水力冲击波。
本发明所提供的该连续脉冲水力压裂方法可以提高裂缝的稳定性，延长增产时间，同时具有成本低，增产效果明显，工艺简单，使用安全可靠等特点。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例1所提供的连续脉冲水力压裂系统的结构示意图；
图2为本发明间歇式加砂注入地面工艺程序示意图；
图3为本发明间歇式加砂所用井底射孔方案与本领域常规射孔方案的对比示意图；
图4为本发明间歇式加砂支撑示意图；
图5为本发明连续脉冲水力压裂方法所得压裂缝网系统的示意图；
图6A为本发明实施例2中脉冲频率为9Hz时用RFPA2D FLOW模拟的裂缝形态图；
图6B为本发明实施例2中三轴物模(真三轴实验)裂缝经压裂实验后岩样裂缝扩展情况效果图；
图7A为本发明实施例3中脉冲频率为6Hz时用RFPA2D FLOW模拟的裂缝形态图；
图7B为本发明实施例3中三轴物模裂缝经压裂实验后岩样裂缝扩展情况效果图；
图8A为本发明实施例4中脉冲频率为3Hz时用RFPA2D FLOW模拟的裂缝形态图；
图8B为本发明实施例4中三轴物模裂缝经压裂实验后岩样裂缝扩展情况效果图；
图9A为本发明对比例中利用ABAQUS有限元软件模拟的简单加压(支撑剂和压裂液混合均匀连续泵注)后的裂缝效果图；
图9B为本发明实施例2中(脉冲频率为9Hz)利用ABAQUS有限元软件模拟的连续脉冲加压后的裂缝效果图；
图10A为本发明具体实施方式中所提供的采用间歇式加砂处理后可视裂缝模拟平板的铺砂情况示意图；
图10B为图10A的局部放大示意图；
图11A为本发明具体实施方式中所提供的采用简单加砂处理后可视裂缝模拟平板的铺砂情况示意图；
图11B为图11A的局部放大示意图。
主要附图标号说明：
1、可调频水力连续脉冲装置；
1.1、水力喷射口；
1.2、调频口；
2、泵液装置；
3、电缆装置；
4、电缆；
5、传液管线；
6、油管。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种连续脉冲水力压裂系统，其中，所述连续脉冲水力压裂系统的结构示意图如图1所示，从图1中可以看出，该连续脉冲水力压裂系统包括：电缆装置3、泵液装置2及可调频水力连续脉冲装置1，所述可调频水力连续脉冲装置1位于油管6内，且其与油管6之间存在空隙；所述电缆装置3通过电缆4与所述可调频水力连续脉冲装置1固定连接，用以控制该可调频水力连续脉冲装置1在油管6中的位置；
所述泵液装置2通过传液管线5与该油管6相连，用以将目标液体注入油管6中。
本实施例所提供的该连续脉冲水力压裂系统的工作原理为：该可调频水力连续脉冲装置通过油管下入油井，对准目的油层；地面的泵液装置对该可调频水力连续脉冲装置的活塞产生高压，当压力达到脉冲装置启动压力时，装置被打开，形成高压射流从水力喷射口1.1射出，作用于目的油层；高压液体排出后油管内形成负压，活塞在高压弹簧的作用下，回复原位；地面向油管持续泵液，升高脉冲装置活塞上部压力，使装置周而复始地工作，并通过该可调频水力连续脉冲装置的调频口1.2控制活塞密闭区的压力，产生可变频的连续水力冲击波。
实施例2
本实施例提供了一种连续脉冲水力压裂方法，其中，该方法是利用实施例1提供的连续脉冲水力压裂系统实现的，该连续脉冲水力压裂方法具体包括以下步骤：
A、制备岩样：将较大的煤岩(煤岩样品为山西省沁水盆地安泽区块的3#煤)切割成300x300x300mm的立方体，放入专用模具(本领域使用的常规设备)防止破碎，周围用水泥填充。在垂直层理方向的试件中部钻孔，用环氧树脂胶固定钢管，模拟井筒，下部留有10mm的裸眼井段。
B、施加围压：三轴加载模拟围压，垂向应力为12MPa，水平应力分别为10MPa和5MPa。
C、前置液造缝：室温下，以连续脉冲形式将高粘度压裂液(高粘交联冻胶压裂液)以20mL/min的速度注入地层，脉冲泵注10min以形成主裂缝；于10℃下，再以连续脉冲形式将低粘度压裂液(低粘二氧化碳压裂液)以20mL/min的速度注入地层，脉冲泵注10min，沟通主裂缝周围的微裂缝，形成缝网；其中，该阶段控制脉冲频率为9Hz，峰值强度8MPa。
D、加砂阶段，间歇式加砂(支撑剂采用40/70目陶粒)：
步骤(1)：关闭脉冲装置，以30mL/min的速度先向地层中注入二氧化碳压裂液携砂液，共注入10min，再注入纯液态二氧化碳压裂液，共注入10min，以对所述微裂缝加砂。步骤(1)中注入温度为10℃，二氧化碳压裂液携砂液中所用二氧化碳压裂液的粘度以及纯液态二氧化碳压裂液的粘度均为3mPa·s。
步骤(2)：再以30mL/min的速度先向地层中注入高粘交联冻胶压裂液携砂液，共注入10min，再注入高粘交联冻胶压裂液，共注入10min，以对所述主裂缝加砂。步骤(2)中注入温度为20℃，高粘交联冻胶压裂液携砂液所用高粘交联冻胶压裂液的粘度以及纯高粘交联冻胶压裂液的粘度均为40mPa·s。
E、重复步骤D的步骤(1)、步骤(2)各两次，最后拆卸岩样，观察岩石裂缝扩展情况。
本实施例中，采用RFPA2D FLOW模拟的实施例中所得裂缝的形态图如图6A所示；三轴物模(真三轴实验)裂缝经压裂实验后的岩样裂缝扩展情况效果图如图6B所示；本实施例2中利用ABAQUS有限元软件模拟的连续脉冲加压后的裂缝效果图如图9B所示。
实施例3
本实施例提供了一种连续脉冲水力压裂方法，其中，该方法是利用实施例1提供的连续脉冲水力压裂系统实现的，该连续脉冲水力压裂方法具体包括以下步骤：
A、制备岩样：将较大的煤岩(煤岩样品为山西省沁水盆地安泽区块的3#煤)切割成300x300x300mm的立方体，放入专用模具(本领域使用的常规设备)防止破碎，周围用水泥填充。在垂直层理方向的试件中部钻孔，用环氧树脂胶固定钢管，模拟井筒，下部留有10mm的裸眼井段。
B、施加围压：三轴加载模拟围压，垂向应力为12MPa，水平应力分别为10MPa和5MPa。
C、前置液造缝：室温下，以连续脉冲形式将高粘度压裂液(高粘交联冻胶压裂液)以20mL/min的速度注入地层，脉冲泵注10min以形成主裂缝；于10℃下，再以连续脉冲形式将低粘度压裂液(低粘二氧化碳压裂液)以20mL/min的速度注入地层，脉冲泵注10min，沟通主裂缝周围的微裂缝，形成缝网；其中，该阶段控制脉冲频率为6Hz，峰值强度8MPa。
D、加砂阶段，间歇式加砂(支撑剂采用40/70目陶粒)：
步骤(1)：关闭脉冲装置，以30mL/min的速度先向地层中注入二氧化碳压裂液携砂液，共注入10min，再注入纯液态二氧化碳压裂液，共注入10min，以对所述微裂缝加砂。步骤(1)中注入温度为10℃，二氧化碳压裂液携砂液中所用二氧化碳压裂液的粘度以及纯液态二氧化碳压裂液的粘度均为3mPa·s。
步骤(2)：再以30mL/min的速度先向地层中注入高粘交联冻胶压裂液携砂液，共注入10min，再注入高粘交联冻胶压裂液，共注入10min，以对所述主裂缝加砂。步骤(2)中注入温度为20℃，高粘交联冻胶压裂液携砂液所用高粘交联冻胶压裂液的粘度以及纯高粘交联冻胶压裂液的粘度均为40mPa·s。
E、重复步骤D的步骤(1)、步骤(2)各两次，最后拆卸岩样，观察岩石裂缝扩展情况。
本实施例中，采用RFPA2D FLOW模拟的实施例中所得裂缝的形态图如图7A所示；三轴物模(真三轴实验)裂缝经压裂实验后的岩样裂缝扩展情况效果图如图7B所示。
实施例4
本实施例提供了一种连续脉冲水力压裂方法，其中，该方法是利用实施例1提供的连续脉冲水力压裂系统实现的，该连续脉冲水力压裂方法具体包括以下步骤：
A、制备岩样：将较大的煤岩(煤岩样品为山西省沁水盆地安泽区块的3#煤)切割成300x300x300mm的立方体，放入专用模具(本领域使用的常规设备)防止破碎，周围用水泥填充。在垂直层理方向的试件中部钻孔，用环氧树脂胶固定钢管，模拟井筒，下部留有10mm的裸眼井段。
B、施加围压：三轴加载模拟围压，垂向应力为12MPa，水平应力分别为10MPa和5MPa。
C、前置液造缝：室温下，以连续脉冲形式将高粘度压裂液(高粘交联冻胶压裂液)以20mL/min的速度注入地层，脉冲泵注10min以形成主裂缝；于10℃下，再以连续脉冲形式将低粘度压裂液(低粘二氧化碳压裂液)以20mL/min的速度注入地层，脉冲泵注10min，沟通主裂缝周围的微裂缝，形成缝网；其中，该阶段控制脉冲频率为3Hz，峰值强度8MPa。
D、加砂阶段，间歇式加砂(支撑剂采用40/70目陶粒)：
步骤(1)：关闭脉冲装置，以30mL/min的速度先向地层中注入二氧化碳压裂液携砂液，共注入10min，再注入纯液态二氧化碳压裂液，共注入10min，以对所述微裂缝加砂。
步骤(1)中注入温度为10℃，二氧化碳压裂液携砂液中所用二氧化碳压裂液的粘度以及纯液态二氧化碳压裂液的粘度均为3mPa·s。
步骤(2)：再以30mL/min的速度先向地层中注入高粘交联冻胶压裂液携砂液，共注入10min，再注入高粘交联冻胶压裂液，共注入10min，以对所述主裂缝加砂。
步骤(2)中注入温度为20℃，高粘交联冻胶压裂液携砂液所用高粘交联冻胶压裂液的粘度以及纯高粘交联冻胶压裂液的粘度均为40mPa·s。
E、重复步骤D的步骤(1)、步骤(2)各两次，最后拆卸岩样，观察岩石裂缝扩展情况。
本实施例中，采用RFPA2D FLOW模拟的实施例中所得裂缝的形态图如图8A所示；三轴物模(真三轴实验)裂缝经压裂实验后的岩样裂缝扩展情况效果图如图8B所示。
对比例1
本实施例提供了一种连续脉冲水力压裂方法，其中，该方法是利用实施例1提供的连续脉冲水力压裂系统实现的，该连续脉冲水力压裂方法具体包括以下步骤：
A、制备岩样：将较大的煤岩(煤岩样品为山西省沁水盆地安泽区块的3#煤)切割成300x300x300mm的立方体，放入专用模具(本领域使用的常规设备)防止破碎，周围用水泥填充。在垂直层理方向的试件中部钻孔，用环氧树脂胶固定钢管，模拟井筒，下部留有10mm的裸眼井段。
B、施加围压：三轴加载模拟围压，垂向应力为12MPa，水平应力分别为10MPa和5MPa。
C、前置液造缝：室温下，将高粘度压裂液(高粘交联冻胶压裂液)以20mL/min的速度注入地层，泵注10min以形成主裂缝；于10℃下，再将低粘度压裂液(低粘二氧化碳压裂液)以20mL/min的速度注入地层，泵注10min，沟通主裂缝周围的微裂缝，形成缝网。
D、加砂阶段，间歇式加砂(支撑剂采用40/70目陶粒)：
步骤(1)：关闭脉冲装置，以30mL/min的速度先向地层中注入二氧化碳压裂液携砂液，共注入10min，再注入纯液态二氧化碳压裂液，共注入10min，以对所述微裂缝加砂。
步骤(1)中注入温度为10℃，二氧化碳压裂液携砂液中所用二氧化碳压裂液的粘度以及纯液态二氧化碳压裂液的粘度均为3mPa·s。
步骤(2)：再以30mL/min的速度先向地层中注入高粘交联冻胶压裂液携砂液，共注入10min，再注入高粘交联冻胶压裂液，共注入10min，以对所述主裂缝加砂。
步骤(2)中注入温度为20℃，高粘交联冻胶压裂液携砂液所用高粘交联冻胶压裂液的粘度以及纯高粘交联冻胶压裂液的粘度均为40mPa·s。
E、重复步骤D的步骤(1)、步骤(2)各两次，最后拆卸岩样，观察岩石裂缝扩展情况。
本对比例1中利用ABAQUS有限元软件模拟的不采用连续脉冲加压后的裂缝效果图如图9A所示。
对比图6A-图6B、图7A-图7B以及图8A-图8B后可以看出，图6A-图6B中，脉冲频率为9Hz所得到的裂缝存在多方向起裂，且扩展过程生产分支缝和微裂缝；图7A-图7B以及图8A-图8B中，随着脉冲频率的降低，微裂缝(包括分支裂缝及次生裂缝)的复杂程度降低。另，图9A-图9B所提供的数值模拟图也可以证明随着脉冲频率的降低，微裂缝的复杂程度降低，即图9B中所示的裂缝效果更为复杂。由此足可以说明脉冲频率能影响压裂效果。
为了进一步验证本发明所采用的间歇式加砂的优越性，申请人采用本领域常规使用的可视裂缝模拟系统，进行间歇式加砂和简单加砂的铺砂分布实验，实验具体包括以下步骤：
间歇式加砂：
1)在混砂罐中配制高粘度胍胶压裂液，其粘度达到100mPa·s；然后加入以一定比例分散的纤维。
其中，向压裂液中加入纤维，后续作业过程中该纤维可以与支撑剂颗粒进行缠绕包裹，形成较大的团状支撑填充柱，流体从团状支撑填充柱之间流过时通道宽度会变得大，铺砂效果更好。
2)打开输送泵，以2.4m3/h排量向可视裂缝模拟平板(本领域常规设备)的模拟裂缝中注入步骤1)配制得到的含纤维的压裂液，循环充满裂缝模型，时间共1h。
3)继续注入步骤1)配制得到的含纤维的压裂液，共1h，期间每隔15s利用加砂装置将支撑剂(40/70陶粒)泵入裂缝模型。如此间歇式的加入支撑剂，1h后对可视裂缝模拟平板的铺砂情况进行拍摄，铺砂情况示意图分别如图10A及图10B所示。
简单加砂：
1)在混砂罐中配制高粘度胍胶压裂液，其粘度达到100mPa·s；然后加入以一定比例分散的纤维。
其中，向压裂液中加入纤维，后续作业过程中该纤维可以与支撑剂颗粒进行缠绕包裹，形成较大的团状支撑填充柱，流体从团状支撑填充柱之间流过时通道宽度会变得大，铺砂效果更好。
2)打开输送泵，以2.4m3/h排量向可视裂缝模拟平板(本领域常规设备)的模拟裂缝中注入步骤1)配制得到的含纤维的压裂液，循环充满裂缝模型，时间共1h。
3)继续注入步骤1)配制得到的含纤维的压裂液共1h，期间前30min利用加砂装置将支撑剂(40/70目陶粒)泵入裂缝模型，后30min停止加砂。结束后，对可视裂缝模拟平板的铺砂情况进行拍摄，铺砂情况示意图分别如图11A及图11B所示。
图10A及图11A中，白色部分为压裂液，黑色部分为支撑剂铺砂层。从局部放大后的图10B中可以看出，砂堤呈分散波浪式分布，内部的裂缝通道较为明显，表明间歇式加砂过程导流能力更高。而从局部放大后的图11B中可以看出，支撑剂很紧密，这种简单加砂形成了连续性较差的空隙通道，导流效果不够理想。
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。

Claims (20)

1.一种连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述连续脉冲水力压裂方法包括：
(1)在井底对目标产层段进行间断射孔，以形成间隔排列的紧密射孔簇；
(2)以连续脉冲形式将高粘度压裂液注入地层，以形成主裂缝；再以连续脉冲形式将低粘度压裂液注入地层，沟通主裂缝周围的微裂缝，形成缝网；
(3)造缝结束后，依次向地层中注入低粘度压裂液携砂液、低粘度压裂液，以对所述微裂缝加砂；再依次向地层中注入高粘度压裂液携砂液、高粘度压裂液，以对所述主裂缝加砂。
2.根据权利要求1所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述射孔簇的簇间距为15-25m，射孔簇中射孔距离为16孔/米。
3.根据权利要求2所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述射孔簇的簇间距为20m。
4.根据权利要求1所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述高粘度压裂液包括粘度为50-100mPa·s。
5.根据权利要求4所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述高粘度压裂液包括胍胶类压裂液、聚合物压裂液、高粘交联冻胶压裂液。
6.根据权利要求5所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述聚合物压裂液包括聚丙烯酰胺。
7.根据权利要求1所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，高粘度压裂液携砂液中所用的压裂液的粘度与所述高粘度压裂液的粘度的比为1-5:1。
8.根据权利要求1，4-7任一项所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，高粘度压裂液携砂液中的支撑剂的粒径为40-70目。
9.根据权利要求8所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述支撑剂包括陶粒。
10.根据权利要求1所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述低粘度压裂液包括粘度为5-10mPa·s。
11.根据权利要求10所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述低粘度压裂液包括线性胶压裂液、二氧化碳压裂液、滑溜水、清洁压裂液、表活剂压裂液。
12.根据权利要求1所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，低粘度压裂液携砂液中所用的压裂液的粘度与所述低粘度压裂液的粘度的比为1-5:1。
13.根据权利要求1，10-12任一项所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，低粘度压裂液携砂液中的支撑剂的粒径为40-70目。
14.根据权利要求13所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述支撑剂包括陶粒。
15.根据权利要求1所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述连续脉冲的频率为0.01-35Hz。
16.根据权利要求1或15所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述连续脉冲的峰值强度为20-80MPa。
17.根据权利要求1所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述低粘度压裂液携砂液的注入时间与对所述微裂缝进行加砂的总时间的比为0.44-0.57，所述低粘度压裂液的注入时间与对所述微裂缝进行加砂的总时间的比为0.43-0.56。
18.根据权利要求1所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，所述高粘度压裂液携砂液的注入时间与对所述主裂缝进行加砂的总时间的比为0.44-0.57，所述高粘度压裂液的注入时间与对所述主裂缝进行加砂的总时间的比为0.43-0.56。
19.根据权利要求1所述的连续脉冲水力压裂方法，其特征在于，该方法还包括：在对所述主裂缝加砂后重复步骤(2)-步骤(3)，以继续进行造缝及加砂的操作。
20.一种用于实现权利要求1-19任一项所述的连续脉冲水力压裂方法的连续脉冲水力压裂系统，其特征在于，所述连续脉冲水力压裂系统包括：电缆装置、泵液装置及可调频水力连续脉冲装置，所述可调频水力连续脉冲装置位于油管内，且其与油管之间存在空隙；所述电缆装置通过电缆与所述可调频水力连续脉冲装置固定连接，用以控制该可调频水力连续脉冲装置在油管中的位置；
所述泵液装置通过传液管线与该油管相连，用以将目标液体注入油管中。
CN201910311962.1A 2019-04-18 2019-04-18 一种连续脉冲水力压裂系统及方法 Active CN111827954B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910311962.1A CN111827954B (zh) 2019-04-18 2019-04-18 一种连续脉冲水力压裂系统及方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910311962.1A CN111827954B (zh) 2019-04-18 2019-04-18 一种连续脉冲水力压裂系统及方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111827954A true CN111827954A (zh) 2020-10-27
CN111827954B CN111827954B (zh) 2023-04-25

Family

ID=72915220

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910311962.1A Active CN111827954B (zh) 2019-04-18 2019-04-18 一种连续脉冲水力压裂系统及方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111827954B (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112453047A (zh) * 2020-11-04 2021-03-09 中国石油大学(北京) 一种浅层污染土壤的增渗方法
CN114575818A (zh) * 2022-03-31 2022-06-03 中国石油大学(北京) 基于气液驱动脉冲的压裂方法
CN115217457A (zh) * 2021-04-21 2022-10-21 中国石油化工股份有限公司 一种与目标层同频的谐振脉冲压力波压裂方法及系统

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103306659A (zh) * 2013-07-04 2013-09-18 中国石油大学(华东) 一种实现超高导流能力的压裂工艺
CN105317415A (zh) * 2014-06-23 2016-02-10 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 缝网压裂工艺方法
CN107024393A (zh) * 2017-05-19 2017-08-08 中南大学 低渗储层可调频脉冲水力压裂改造装置
CN107387053A (zh) * 2017-06-13 2017-11-24 北京大学 一种大通道主裂缝与复杂缝网协同压裂的方法
US20180306014A1 (en) * 2015-10-22 2018-10-25 Hilliburton Energy Services, Inc. Enhancing propped complex fracture networks in subterranean formations
CN109424346A (zh) * 2017-08-29 2019-03-05 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气无级变参数斜坡式注入压裂方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103306659A (zh) * 2013-07-04 2013-09-18 中国石油大学(华东) 一种实现超高导流能力的压裂工艺
CN105317415A (zh) * 2014-06-23 2016-02-10 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 缝网压裂工艺方法
US20180306014A1 (en) * 2015-10-22 2018-10-25 Hilliburton Energy Services, Inc. Enhancing propped complex fracture networks in subterranean formations
CN107024393A (zh) * 2017-05-19 2017-08-08 中南大学 低渗储层可调频脉冲水力压裂改造装置
CN107387053A (zh) * 2017-06-13 2017-11-24 北京大学 一种大通道主裂缝与复杂缝网协同压裂的方法
CN109424346A (zh) * 2017-08-29 2019-03-05 中国石油化工股份有限公司 一种深层页岩气无级变参数斜坡式注入压裂方法

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112453047A (zh) * 2020-11-04 2021-03-09 中国石油大学(北京) 一种浅层污染土壤的增渗方法
CN115217457A (zh) * 2021-04-21 2022-10-21 中国石油化工股份有限公司 一种与目标层同频的谐振脉冲压力波压裂方法及系统
CN114575818A (zh) * 2022-03-31 2022-06-03 中国石油大学(北京) 基于气液驱动脉冲的压裂方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN111827954B (zh) 2023-04-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107387053B (zh) 一种大通道主裂缝与复杂缝网协同压裂的方法
CN106567702B (zh) 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法
CN108009670B (zh) 一种提高超临界二氧化碳干法压裂效果的优化设计方法
CN108661617B (zh) 一种增加高温地层人工缝网复杂程度的压裂方法
CN103306660B (zh) 一种页岩气藏水力压裂增产的方法
CN109751029B (zh) 一种深层页岩气压裂的方法
CN101575983B (zh) 煤矿井下定向压裂增透消突方法及压裂增透消突装置
CN101457640B (zh) 磨料射流井下射孔、割缝分层压裂的方法
CN105275446A (zh) 一种体积压裂改造方法
CN110761765B (zh) 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法
CN108952655B (zh) 一种常压页岩气筛管完井水力喷射体积压裂方法
CN109931045B (zh) 一种双缝系统的自支撑酸压方法
CN111827954B (zh) 一种连续脉冲水力压裂系统及方法
CN110344799B (zh) 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法
CN108180004A (zh) 一种水平井自然选择甜点暂堵体积重复压裂方法
US20150204171A1 (en) Carbon dioxide energy storage and enhanced oil recovery
CN109209332B (zh) 一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法
RU2298650C1 (ru) Способ гидравлической обработки угольного пласта
CN112253066A (zh) 一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法
CN110056353A (zh) 煤矿巷道内坚硬顶板水平井水力喷射分段压裂的方法
CN112253073A (zh) 一种深部低渗储层阶跃式脉冲循环暂堵复杂缝网压裂方法
CN112324412A (zh) 一种体积压裂形成复杂缝网的方法
CN108952654B (zh) 一种油气井压裂方法
CN114737940A (zh) 一种三维井带渗流暂堵体积压裂方法
CN105201478A (zh) 油气井缝网体系压裂工艺

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