CN112302612A - 同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 - Google Patents
同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112302612A CN112302612A CN202011143302.6A CN202011143302A CN112302612A CN 112302612 A CN112302612 A CN 112302612A CN 202011143302 A CN202011143302 A CN 202011143302A CN 112302612 A CN112302612 A CN 112302612A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sand
- fracturing
- fluid
- target interval
- oil
- 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.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims description 15
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 95
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 92
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 79
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 67
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 55
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 49
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 20
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 106
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 14
- 238000009491 slugging Methods 0.000 claims description 2
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims 2
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 20
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 9
- 238000002513 implantation Methods 0.000 abstract description 8
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 57
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 25
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 6
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000037452 priming Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000010206 sensitivity analysis Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- 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
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)
- Revetment (AREA)
Abstract
本发明公开了一种同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,包括如下步骤:获取实施井目的层段的储层参数;按照泵注施工程序向目标层段依次泵入前置液和携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂;按照泵注施工程序向目标层段泵入暂堵剂以实施裂缝封堵转向;按照泵注施工程序向目标层段泵入携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂;本发明提出的技术方案的有益效果是:通过在压裂液中植入驱油剂,使暂堵转向压裂和三次采油一体化施工,提升了生物驱油剂的植入深度和广度、沟通剩余油区、实现三次采油的增产效果;同时通过采用大排量、低砂比的压裂工艺,可大幅提高裂缝网络的复杂程度、增大裂缝波及体积、提高转向压裂效果。
Description
技术领域
本发明涉及压裂技术领域,尤其是涉及一种同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法。
背景技术
低渗透油气藏储集层地质条件复杂、增产改造效果较差,目前国内外通过水平井钻井和水力压裂技术开发低渗透油气藏,增加裂缝与储集层的接触面积,以达到经济高效开发低渗油藏的目的。为了提高低渗油藏压裂改造效果,需要更先进的技术配合水力压裂进一步提高油气的采收率,例如段内多缝分段压裂、压裂三采一体化等技术手段,这已成为国内外勘探开发的重点。不论是常规直井改造压裂,或是非常规水平井段内多缝分段压裂,都需要利用暂堵剂进行压裂转向,使压裂液产生的新裂缝沿着与以前人工或天然裂缝不同的方向起裂和延伸,将新压开的裂缝转向至未改造区域或改造不充分的区域,从而建立新的油气渗流通道和改变油气层流体渗流驱替规律,获得单井有效改造体积,以提高低渗储层的改造效果。
常规的三次采油技术包括:化学驱,气驱、热力驱、微生物驱、分子膜驱等,其中微生物驱三次采油技术具有成本低、施工方便、应用范围广、不损害地层及施工设备、不污染环境等优点。常规的微生物三次采油施工方法主要有:单井吞吐、微生物水驱、微生物循环驱、微生物水压裂以及微生物与其它采油措施,如聚合物驱、三元复合驱、表面活性剂等复配。
目前转向压裂和三次采油作为两种提高油藏采收率的施工是分开进行的,一般是先实施转向压裂,再进行三次采油施工,施工周期长,投入过程繁杂、且伴有物料浪费和环境污染的问题。转向压裂造成的如暂堵剂解堵不彻底、压裂液水锁效应等,会影响后续生物驱油剂的注入深度和广度,影响驱油效果,降低油藏储层三次采油的采收率,同时转向压裂采用高砂比常规水力压裂产生的裂缝复杂程度低,波及体积小,沟通的油气藏体积有限,存在压后初产低、产量递减快、稳产期短等问题。
发明内容
有鉴于此,有必要提供一种能提高施工效率、增强生物驱油剂的注入深度和广度、增强驱油效果、提高三次采油的采收率、提高单井产量的压裂方法。
一种同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,包括如下步骤:
获取实施井目的层段的储层参数,以确定可实施暂堵转向压裂的目标层段、压裂参数及泵注施工程序,其中,所述压裂参数至少包括施工排量,所述施工排量不小于6m3/min;
按照泵注施工程序向目标层段依次泵入前置液和携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂;
按照泵注施工程序向目标层段泵入暂堵剂以实施裂缝封堵转向;
按照泵注施工程序向目标层段泵入携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂,其中,所述携砂液的砂比不大于15%;
按照泵注施工程序向目标层段泵入顶替液,以完成压裂施工。
优选地,所述前置液为滑溜水压裂液,所述滑溜水压裂液用于在压裂初始阶段对储层进行造缝和打段塞,所述携砂液为含有支撑剂的滑溜水压裂液,所述顶替液为不含有支撑剂的滑溜水压裂液。
优选地,所述滑溜水压裂液的粘度为1.0~3.0mPa·s。
优选地,所述生物驱油剂为HE-BIO生物驱油剂,所述暂堵剂为MP-1型压裂用水溶性暂堵剂。
优选地,所述向目标层段泵入顶替液,以完成压裂施工的步骤之后,还包括如下步骤:对所述实施井进行闷井。
优选地,闷井持续的时间为15~20天。
优选地,所述按照泵注施工程序向目标层段依次泵入前置液和携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂的步骤中,所述前置液的注入量占所述压裂液的总注入量的30%~50%。
优选地,所述按照泵注施工程序向目标层段依次泵入前置液和携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂的步骤中包括如下步骤:向目标层段注入前置液,在注入150-180m3前置液后,交替加入40/70目石英砂打段塞,砂比从2%开始并以1%的增幅依次提高到7%;向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以三级台阶式增加,分多次注入,其中石英砂为40/70目;向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以四级台阶式增加,分多次注入,其中石英砂为20/40目。所述向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以三级台阶式增加,分多次注入的步骤中,第一次注入的携砂液的砂比以6%-7%-8%的三级台阶式递增,第二次注入的携砂液的砂比以7%-8%-9%的三级台阶式递增,第三次注入的携砂液的砂比以三级8%-9%-10%的台阶式递增。
优选地,所述向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以四级台阶式增加,分多次注入的步骤中,第一次注入的携砂液的砂比以6%-7%-8%-9%的四级台阶式递增;第二次注入的携砂液的砂比以7%-8%-9%-10%的四级台阶式递增;第三次注入的携砂液的砂比以8%-9%-10%-11%的四级台阶式递增。
与现有技术相比,本发明提出的技术方案的有益效果是:通过在压裂液中植入驱油剂,使暂堵转向压裂和三次采油一体化施工,既提升了生物驱油剂的植入深度和广度、沟通剩余油区、实现三次采油的增产效果,提高了单井产量,还能降低转向压裂的施工风险、降低施工投入,提高施工效率,同时,还能克服转向压裂造成的如暂堵剂解堵不彻底、压裂液水锁效应等对驱油效果的影响;同时,通过采用大排量、低砂比的压裂工艺,可大幅提高裂缝网络的复杂程度、增大裂缝波及体积、提高转向压裂效果。
附图说明
图1是本发明提供的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法的一实施例的流程示意图;
图2为本发明提供的一种同步注入驱油剂的滑溜水暂堵转向体积压裂方法一较佳实施例输出的裂缝形态图;
图3为本发明提供的一种同步注入驱油剂的滑溜水暂堵转向体积压裂方法一较佳实施例的压裂施工及闷井压力曲线图。
具体实施方式
下面结合附图来具体描述本发明的优选实施例,其中,附图构成本申请一部分,并与本发明的实施例一起用于阐释本发明的原理,并非用于限定本发明的范围。
为了验证本发明的可行性,选择了鄂尔多斯盆地白音查干凹陷的一口评价井作为实施井。对该实施井采用本发明提供的一种同步植入驱油剂的滑溜水暂堵转向体积压裂方法进行压裂设计及施工,请参照图1,压裂设计及施工包括以下几个步骤:
S1、获取实施井目的层段的储层参数,以确定可实施暂堵转向压裂的目标层段、压裂参数及泵注施工程序,其中,储层参数包括岩石矿物参数、岩石薄片定量分析数据、敏感性分析数据、流体性质数据、生产数据等;所述压裂参数至少包括施工排量,所述施工排量不小于6m3/min,从而相较于常规的水力压裂具有更大的施工排量,以提高压裂液的造缝效果。
可实施暂堵转向压裂的目标层段主要是根据再施工条件、可开采余量及产出成本进行确定,此为现有技术,对此不再赘述。
泵注施工程序通常需要运用压裂设计软件,本实施例中,压裂设计软件为FracproPT,按照大液量大排量低砂比滑溜水体积压裂方法设置泵注程序表。
S2、按照泵注施工程序向目标层段依次泵入前置液和携砂液,同时,向目标层段分阶段注入生物驱油剂,其中,所述前置液的注入量占所述压裂液的总注入量的30%~50%,从而相较于常规的水力压裂具有更大的前置液占比,以提高压裂液的造缝能力。
S3、按照泵注施工程序向目标层段泵入暂堵剂以实施裂缝封堵转向。
S4、按照泵注施工程序向目标层段泵入携砂液,同时,向目标层段分阶段注入生物驱油剂,其中,所述携砂液的砂比不大于15%,从而相较于常规的水力压裂具有更小的砂比,以继续扩展支撑转向后的裂缝,并实现对裂缝缝口的支撑。
S5、按照泵注施工程序向目标层段泵入顶替液,以完成压裂施工。
S6、对所述实施井进行闷井,优选的实施例中,闷井持续的时间为15~20天,之后按测压降、控制放喷、彻底反洗井,起出压裂管柱、油管探砂面等完成常规作业,在此不再赘述。
本发明提供的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法的原理如下:采用大液量、大排量、大前置液、低砂比、低粘度、间断柱状台阶式加砂工艺和植入生物驱油剂的综合作用,同时采用高效暂堵剂实施压裂转向,即驱油剂-滑溜水暂堵转向体积压裂新理念新技术,现场实施简单成本相对低廉,不仅补偿生产造成的压力和流体亏空,补充低压层地层能量,且液体击穿而接触到沟通新的油藏,有效的增大与储层的接触面积和储层改造体积、降低油水界面张力和原油粘度、达到了暂堵转向体积压裂-增能-增产的目的。
优选地,所述前置液为滑溜水压裂液,所述滑溜水压裂液用于在压裂初始阶段对储层进行造缝和打段塞。
优选地,所述携砂液为含有支撑剂的滑溜水压裂液。
优选地,所述顶替液为不含有支撑剂的滑溜水压裂液。
优选地,所述滑溜水压裂液的粘度为1.0~3.0mPa·s。
优选地,所述生物驱油剂为HE-BIO生物驱油剂。
优选地,所述暂堵剂为MP-1型压裂用水溶性暂堵剂。
上述滑溜水压裂液、HE-BIO生物驱油剂和MP-1型压裂用水溶性暂堵剂均为荆州市现代石油科技发展有限公司的专利产品。
本实施例中,完钻井深1635.0m,完钻层位阿尔善组,人工井底1615.5m,联入4.52m,最大井斜3.6°/148.5°/1411.70m,地层温度49℃(估算),地层压力16MPa(估算),孔隙度5.6%,含油饱和度2.8%,渗透率0.16×10-3um2,综合解释砂砾岩干层,依据该井的录井、测井数据及本井相关地质资料,通过对地层评估分析,认为本层物质基础较差,压后效果难以保证,存在较大地质风险。具体工艺方案为:
(1)采取卡封分层,合层压裂的压裂方式;
(2)采用大液量,大排量,低砂比,大前置液的暂堵转向体积压裂,不仅提高了改造体积,且补充了地层能量。
(3)采用小粒径和变粒径支撑剂,以满足复杂多级裂缝充填及支撑。
(4)采用12%稀盐酸对清除射孔堵塞,疏通射孔孔眼,解除近井地带污染,降低孔眼阻力和破裂压力。
(5)采用压裂-暂堵转向-压裂-闷井-排液-采油施工工艺,以达到最佳的压裂驱油效果。压裂后闷井15~20天,进一步提高压裂改造效果。
本实施例中,选取压裂井段1562.4~1585.0m作为可实施暂堵转向压裂的目标层段,具体地,采用同径、水力喷砂射孔,射孔有效射穿套管和水泥环及地层,射孔穿透深度达到400mm以上,射孔避开套管接箍。
本实施例中,压裂设计软件Fracpro PT的模拟参数表如表1所示,泵注程序表如表2所示,压裂设计软件Fracpro PT模拟出的裂缝形态图如图2所示:
表1软件模拟裂缝参数表
设计缝长(m) | 175 | 施工排量(m<sup>3</sup>/min) | 6 |
所需预前置液体积(m<sup>3</sup>) | 13 | 所需前置液总体积(m<sup>3</sup>) | 525 |
所需携砂液总体积(m<sup>3</sup>) | 739 | 所需支撑剂总体积(m<sup>3</sup>) | 40.2 |
暂堵剂(20-120目)(Kg) | 300 | 生物驱油剂(m<sup>3</sup>) | 2.0 |
所需顶替液体积(m<sup>3</sup>) | 40 | 平均裂缝总高(m) | 15.1 |
井壁处裂缝最大宽度(cm) | 0.68 | 井壁处裂缝高度(m) | 40.5 |
表2泵注程序表
本实施例中,请参照表2,步骤S2分三个阶段进行,具体步骤包括:
第一阶段:向目标层段注入前置液,在注入150-180m3前置液后,开始交替加入40/70目石英砂打段塞,砂比从2%开始并以1%的增幅依次提高到7%。优选地,在第一阶段的前100m3前置液注入的同时按0.5%的比例植入生物驱油剂。
第二阶段:向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以三级台阶式增加,分多次注入,其中石英砂为40/70目。优选地,携砂液注入40/70目石英砂分三次,其中,第一次注入的携砂液的砂比以6%-7%-8%的三级台阶式递增;第二次注入的携砂液的砂比以7%-8%-9%的三级台阶式递增;第三次注入的携砂液的砂比以三级8%-9%-10%的台阶式递增。
第三阶段:向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以四级台阶式增加,分多次注入,其中石英砂为20/40目。优选地,携砂液注入20/40目石英砂分三次,其中,第一次注入的携砂液的砂比以6%-7%-8%-9%的四级台阶式递增;第二次注入的携砂液的砂比以7%-8%-9%-10%的四级台阶式递增;第三次注入的携砂液的砂比以8%-9%-10%-11%的四级台阶式递增。在第三阶段的后100m3携砂液注入的同时按0.5%的比例植入生物驱油剂。
优选地,在所述步骤S2前还应先以0.5m3/min的排量用5m3滑溜水压裂液把井筒灌满,再以0.5~1m3/min的排量用8m312%稀盐酸清除射孔堵塞,疏通射孔孔眼,解除近井地带污染,降低孔眼阻力和破裂压力。
所述步骤S2的第一阶段主要以进一步扩展前置液造缝中已形成的微裂缝系统并加以小粒径支撑剂(40/70目的石英砂)尽可能实现对各种小尺度微裂缝系统的充填,同时能消除孔眼和近井摩阻,沟通和饱和近井段天然裂缝。所述第二阶段、第三阶段通过大排量滑溜水压裂液产生的满足裂缝半长及缝宽继续扩展所需的净压力,彻底压开远井主裂缝并沟通次生裂缝与微天然裂缝,并且在每一次加砂过程中都分级提升砂比,第三阶段同时选用大粒径支撑剂(20/40目的石英砂),以支撑逐渐扩展的裂缝体系。
本实施例中,请参照表2,所述步骤S3的具体步骤包括:向目标层段注入粉末暂堵剂300Kg,暂堵剂直接在混砂槽中注入。优选地,暂堵剂采用20~120目的MP-1型压裂用水溶性暂堵剂,从而实现缝内暂堵转向,造分支缝、微裂缝并通过多条裂缝的缝间干扰,进一步增加裂缝的复杂性。
本实施例中,请参照表2,所述步骤S4的具体步骤包括:向目标层段交替注入含有20/40目石英砂的携砂液,携砂液的砂比以四级或六级台阶式增加,分多次注入。
优选地,第一次注入的携砂液的砂比按7%-9%-11%-13%的四级台阶式递增;第二次注入的携砂液的砂比以8%-9%-10%-12%的四级台阶式递增;第三次注入的携砂液的砂比按9%-10%-11%-13%的四级台阶式递增,第四次注入的携砂液的砂比按10%-11%-12%-14%的四级台阶式递增,第五次注入的携砂液的砂比按12%-13%-14%-15%-16%-8%的六级台阶式递增,直到完成全部支撑剂的注入。
携砂液注入完成后,向目标层段注入40m3的顶替液,完成全部主压裂施工。
优选地,在第四阶段的前100m3和后100m3携砂液注入的同时按0.5%的比例植入生物驱油剂。
在完成暂堵转向后,继续以大液量及多级台阶式砂比交替压裂模式,继续扩展支撑转向后的裂缝,并实现对裂缝缝口的支撑,最终形成复杂的网络体积裂缝,获得更大的储层改造体积,同时把生物驱油剂扩展到全部裂缝中,有效降低油水表面张力及原油粘度,并且对油砂有很好的清洗效果,并且在闷井过程中,HE-BIO生物驱油剂可在油藏中原地生成二氧化碳,从而进一步提高驱油效果。
按照泵注程序表对实施井完成了压裂施工,施工顺利;压前注入清孔酸液,可达到了疏通炮眼,沟通地层的目的,降低了施工摩阻,保证了后续施工的正常进行;通过高排量注入低粘度滑溜水压裂液,形成了多缝多网络裂缝,增大了改造体积,采用不同粒径支撑剂实现多级裂缝的有效充填。压后G函数分析表明(请参照图3),裂缝复杂化目的达到,净压力11.81MPa,有利于克服水平两向应力差,实现了裂缝转向。拟合储层压力较原始压力增加了5.07MPa,表明大液量注入起到了一定蓄能作用。压后返排时尽管井口压力落零,还能够出液,表明供液能力达到较大改善。
综上所述,本发明的有益效果如下:
(1)通过在压裂液中植入驱油剂,使暂堵转向压裂和三次采油一体化施工,既提升了生物驱油剂的植入深度和广度、沟通剩余油区、实现三次采油的增产效果,提高了单井产量,还能降低转向压裂的施工风险、降低施工投入,提高施工效率,同时,还能克服转向压裂造成的如暂堵剂解堵不彻底、压裂液水锁效应等对驱油效果的影响;
(2)通过采用大液量、大排量、大前置液、低砂比、间断柱状多级台阶式加砂工艺和植入生物驱油剂的综合作用,不仅补偿生产造成的压力和流体亏空,补充低压层地层能量,且液体击穿而接触到沟通新的油藏,有效的增大与储层的接触面积和储层改造体积、降低油水界面张力和原油粘度、达到了暂堵转向体积压裂-增能-增产的目的。
以上所述仅为本发明较佳的具体实施方式,但本发明的保护范围并不局限于此,任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内,可轻易想到的变化或替换,都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,包括如下步骤:
获取实施井目的层段的储层参数,以确定可实施暂堵转向压裂的目标层段、压裂参数及泵注施工程序,其中,所述压裂参数至少包括施工排量,所述施工排量不小于6m3/min;
按照泵注施工程序向目标层段依次泵入前置液和携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂;
按照泵注施工程序向目标层段泵入暂堵剂以实施裂缝封堵转向;
按照泵注施工程序向目标层段泵入携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂,其中,所述携砂液的砂比不大于15%;
按照泵注施工程序向目标层段泵入顶替液,以完成压裂施工。
2.根据权利要求1所述的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,所述前置液为滑溜水压裂液,所述滑溜水压裂液用于在压裂初始阶段对储层进行造缝和打段塞,所述携砂液为含有支撑剂的滑溜水压裂液,所述顶替液为不含有支撑剂的滑溜水压裂液。
3.根据权利要求2所述的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,所述滑溜水压裂液的粘度为1.0~3.0mPa·s。
4.根据权利要求1所述的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,所述生物驱油剂为HE-BIO生物驱油剂,所述暂堵剂为MP-1型压裂用水溶性暂堵剂。
5.根据权利要求1所述的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,所述向目标层段泵入顶替液,以完成压裂施工的步骤之后,还包括如下步骤:对所述实施井进行闷井。
6.根据权利要求5所述的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,闷井持续的时间为15~20天。
7.根据权利要求1所述的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,所述按照泵注施工程序向目标层段依次泵入前置液和携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂的步骤中,所述前置液的注入量占所述压裂液的总注入量的30%~50%。
8.根据权利要求1所述的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,所述按照泵注施工程序向目标层段依次泵入前置液和携砂液,同时,向目标层段注入生物驱油剂的步骤中包括如下步骤:
向目标层段注入前置液,在注入150-180m3前置液后,交替加入40/70目石英砂打段塞,砂比从2%开始并以1%的增幅依次提高到7%;
向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以三级台阶式增加,分多次注入,其中石英砂为40/70目;
向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以四级台阶式增加,分多次注入,其中石英砂为20/40目。
9.根据权利要求8所述的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,所述向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以三级台阶式增加,分多次注入的步骤中,第一次注入的携砂液的砂比以6%-7%-8%的三级台阶式递增,第二次注入的携砂液的砂比以7%-8%-9%的三级台阶式递增,第三次注入的携砂液的砂比以三级8%-9%-10%的台阶式递增。
10.根据权利要求1所述的同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法,其特征在于,所述向目标层段交替注入携砂液,携砂液的砂比以四级台阶式增加,分多次注入的步骤中,第一次注入的携砂液的砂比以6%-7%-8%-9%的四级台阶式递增;第二次注入的携砂液的砂比以7%-8%-9%-10%的四级台阶式递增;第三次注入的携砂液的砂比以8%-9%-10%-11%的四级台阶式递增。
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011143302.6A CN112302612A (zh) | 2020-10-23 | 2020-10-23 | 同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 |
US16/952,704 US11408264B2 (en) | 2020-10-23 | 2020-11-19 | Volumetric fracturing method of temporarily plugging and diverting through functional slick water with oil displacement agent injected simultaneously |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011143302.6A CN112302612A (zh) | 2020-10-23 | 2020-10-23 | 同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN112302612A true CN112302612A (zh) | 2021-02-02 |
Family
ID=74326794
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202011143302.6A Pending CN112302612A (zh) | 2020-10-23 | 2020-10-23 | 同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11408264B2 (zh) |
CN (1) | CN112302612A (zh) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114439392A (zh) * | 2022-01-24 | 2022-05-06 | 延长油田股份有限公司南泥湾采油厂 | 驱油型滑溜水洗井解堵施工方法 |
CN115163020A (zh) * | 2022-07-01 | 2022-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺 |
CN115992683A (zh) * | 2023-03-22 | 2023-04-21 | 北京石油化工学院 | 地层注液增能与暂堵转向协同压裂方法、装置及存储介质 |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114790882B (zh) * | 2022-04-29 | 2023-09-08 | 中国石油大学(北京) | 一种重复压裂生产方法 |
CN115354987B (zh) * | 2022-09-14 | 2024-01-19 | 贵州大学 | 一种矿井突水治理方法 |
CN115199238B (zh) * | 2022-09-15 | 2022-11-25 | 四川省贝特石油技术有限公司 | 一种用于气藏开采的微细暂堵剂投放控制方法及系统 |
CN115524459B (zh) * | 2022-11-04 | 2023-03-03 | 中国石油大学(华东) | 评价暂堵压裂暂堵材料运移封堵性能的装置及实验方法 |
CN115653559A (zh) * | 2022-11-07 | 2023-01-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种水平井簇间暂堵实现各簇均匀改造的压裂方法 |
CN115653560A (zh) * | 2022-11-11 | 2023-01-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种水平井单上封管柱填砂分段压裂实施方法 |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101608542A (zh) * | 2009-06-30 | 2009-12-23 | 东营盛世石油科技有限责任公司 | 一种生物酶压裂返排液回收驱油及解堵工艺 |
CN103912249A (zh) * | 2013-01-09 | 2014-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种向地层中输送微生物的方法 |
CN105756634A (zh) * | 2016-04-22 | 2016-07-13 | 中国石油大学(北京) | 多级压裂水平井缝间间隔注水吞吐采油方法 |
CN106837274A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂将驱油剂注入油层提高采收率的方法 |
US20170350222A1 (en) * | 2016-06-06 | 2017-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and Methods for Fracturing a Subterranean Formation |
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 |
CN109594959A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-04-09 | 东北石油大学 | 一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 |
CN110593841A (zh) * | 2019-10-16 | 2019-12-20 | 荆州市现代石油科技发展有限公司 | 一种转向压裂用水溶性暂堵剂的在线加注装置和暂堵方法 |
CN110685656A (zh) * | 2019-10-11 | 2020-01-14 | 长江大学 | 一种低渗透油藏压裂三采一体化施工方法 |
CN110805419A (zh) * | 2019-10-11 | 2020-02-18 | 长江大学 | 一种大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法 |
CN111322052A (zh) * | 2019-12-12 | 2020-06-23 | 大庆油田有限责任公司 | 一种利用压裂将驱油剂和封堵剂注入厚油层驱洗低含水部位、封堵强水洗条带的方法 |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3818990A (en) * | 1973-01-29 | 1974-06-25 | Halliburton Co | Method for controlling movement of liquids and solids through a subterranean fracture |
US4157116A (en) * | 1978-06-05 | 1979-06-05 | Halliburton Company | Process for reducing fluid flow to and from a zone adjacent a hydrocarbon producing formation |
US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US11111766B2 (en) * | 2012-06-26 | 2021-09-07 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of improving hydraulic fracture network |
US11047232B2 (en) * | 2013-12-31 | 2021-06-29 | Biota Technology, Inc | Microbiome based systems, apparatus and methods for the exploration and production of hydrocarbons |
US10161235B2 (en) * | 2016-06-03 | 2018-12-25 | Enhanced Production, Inc. | Hydraulic fracturing in highly heterogeneous formations by resisting formation and/or sealing micro-fractures |
US10954767B2 (en) * | 2017-07-21 | 2021-03-23 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University | Methods for temporary fracture isolation |
US11441068B2 (en) * | 2018-08-27 | 2022-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid sand treatment optimization |
US20210148221A1 (en) * | 2019-11-18 | 2021-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rate control sequence for diversion treatment |
-
2020
- 2020-10-23 CN CN202011143302.6A patent/CN112302612A/zh active Pending
- 2020-11-19 US US16/952,704 patent/US11408264B2/en active Active
Patent Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101608542A (zh) * | 2009-06-30 | 2009-12-23 | 东营盛世石油科技有限责任公司 | 一种生物酶压裂返排液回收驱油及解堵工艺 |
CN103912249A (zh) * | 2013-01-09 | 2014-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种向地层中输送微生物的方法 |
CN105756634A (zh) * | 2016-04-22 | 2016-07-13 | 中国石油大学(北京) | 多级压裂水平井缝间间隔注水吞吐采油方法 |
US20170350222A1 (en) * | 2016-06-06 | 2017-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and Methods for Fracturing a Subterranean Formation |
CN106837274A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂将驱油剂注入油层提高采收率的方法 |
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 |
CN109594959A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-04-09 | 东北石油大学 | 一种提高老油田薄差储层采收经济效率的压裂驱油方法 |
CN110685656A (zh) * | 2019-10-11 | 2020-01-14 | 长江大学 | 一种低渗透油藏压裂三采一体化施工方法 |
CN110805419A (zh) * | 2019-10-11 | 2020-02-18 | 长江大学 | 一种大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法 |
CN110593841A (zh) * | 2019-10-16 | 2019-12-20 | 荆州市现代石油科技发展有限公司 | 一种转向压裂用水溶性暂堵剂的在线加注装置和暂堵方法 |
CN111322052A (zh) * | 2019-12-12 | 2020-06-23 | 大庆油田有限责任公司 | 一种利用压裂将驱油剂和封堵剂注入厚油层驱洗低含水部位、封堵强水洗条带的方法 |
Non-Patent Citations (6)
Title |
---|
王建军: "暂堵剂裂缝转向工艺在低渗储层中的应用", 《当代化工研究》 * |
王建军: "暂堵剂裂缝转向工艺在低渗储层中的应用", 《当代化工研究》, no. 11, 12 March 2018 (2018-03-12) * |
蒋建方等: "绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用", 《天然气工业》, vol. 39, no. 12, 26 December 2019 (2019-12-26) * |
蔡卓林等: "暂堵转向结合高排量体积重复压裂技术", 《断块油气田》 * |
蔡卓林等: "暂堵转向结合高排量体积重复压裂技术", 《断块油气田》, vol. 27, no. 05, 30 September 2020 (2020-09-30), pages 661 - 665 * |
谢桂学: "脱砂压裂技术", vol. 1, 中国石油大学出版社, pages: 39 - 43 * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114439392A (zh) * | 2022-01-24 | 2022-05-06 | 延长油田股份有限公司南泥湾采油厂 | 驱油型滑溜水洗井解堵施工方法 |
CN115163020A (zh) * | 2022-07-01 | 2022-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺 |
CN115163020B (zh) * | 2022-07-01 | 2024-06-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油蓄能驱油控压造缝压裂工艺 |
CN115992683A (zh) * | 2023-03-22 | 2023-04-21 | 北京石油化工学院 | 地层注液增能与暂堵转向协同压裂方法、装置及存储介质 |
CN115992683B (zh) * | 2023-03-22 | 2023-07-04 | 北京石油化工学院 | 地层注液增能与暂堵转向协同压裂方法、装置及存储介质 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US11408264B2 (en) | 2022-08-09 |
US20220127942A1 (en) | 2022-04-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN112302612A (zh) | 同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 | |
CN110761765B (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
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 | |
CN102865060B (zh) | 一种页岩油藏水力压裂支撑剂量的确定方法 | |
CN107545088B (zh) | 一种常压页岩气水平井体积压裂方法 | |
CN106593389B (zh) | 一种采用永久性堵剂实现高角度天然裂缝油藏的压裂方法 | |
CN107255027A (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
CN104963671B (zh) | 一种大斜度从式井储层的压裂改造方法 | |
CN110984939B (zh) | 一种水平井超级缝网暂堵体积压裂的工艺 | |
CN110805419A (zh) | 一种大液量大排量大前置液低砂比滑溜水体积压裂方法 | |
CN105484719A (zh) | 一种采用多尺度可溶球封堵缝口提高多簇起裂有效性的方法 | |
CN110344809B (zh) | 一种水平井段间多缝暂堵酸化方法 | |
CN112324412A (zh) | 一种体积压裂形成复杂缝网的方法 | |
CN102678098A (zh) | 层状水淹枯竭油井堵疏结合的挖潜增产方法 | |
CN112443306A (zh) | 一种深层页岩气井增大裂缝复杂性的控压压裂方法 | |
CN107461182B (zh) | 分层压裂防砂方法 | |
CN112253074A (zh) | 一种深层水平井压裂提高桥塞泵送效率的方法 | |
CN113309502B (zh) | 一种增大深层页岩气储层改造体积的压裂方法 | |
CN112814641A (zh) | 一种储层的压裂方法 | |
CN112709561A (zh) | 一种低压致密泥灰岩储层改造方法 | |
RU2616016C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных коллекторов | |
CN116220622B (zh) | 利用人工储层开发水合物的开采系统及方法 | |
CN112832718B (zh) | 一种深层页岩气开发方法 | |
RU2171368C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором | |
CN116084906B (zh) | 一种小规模砂体油藏增能提采工艺 |
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 | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210202 |