CN114427414A - 一种提高盐间泥质白云岩油藏压裂有效期的方法及其应用 - Google Patents
一种提高盐间泥质白云岩油藏压裂有效期的方法及其应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114427414A CN114427414A CN202010971331.5A CN202010971331A CN114427414A CN 114427414 A CN114427414 A CN 114427414A CN 202010971331 A CN202010971331 A CN 202010971331A CN 114427414 A CN114427414 A CN 114427414A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- viscosity
- proppant
- fracturing
- sand
- salt
- 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 83
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 34
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 title claims abstract description 34
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 title abstract description 13
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 title abstract description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 95
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 89
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 66
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 66
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 53
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 26
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 15
- 235000021185 dessert Nutrition 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 7
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 52
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 23
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 10
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 4
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 28
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 241000237536 Mytilus edulis Species 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 235000020638 mussel Nutrition 0.000 description 4
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- -1 physical properties Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 3
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241001415846 Procellariidae Species 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 230000009189 diving Effects 0.000 description 2
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000033764 rhythmic process Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
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
-
- 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
Abstract
本发明公开了一种提高盐间泥质白云岩油藏压裂有效期的方法及其应用，所述方法包括：造缝阶段注酸并进行裂缝顶底端封堵作业；变黏度变排量交替注入酸压施工；抗盐清洁聚合物压裂液加砂施工。本发明通过造缝阶段的全程酸液交替注入，超低密度支撑剂和高密度支撑剂的混合应用封堵裂缝顶底部，实施精细控缝高，使裂缝仅在储层范围内延伸，避免了盐岩层的溶解和蠕动，减少了压后井筒液体的结垢堵塞，同时能形成分支缝，扩大改造体积；采用抗盐压裂液或酸液携砂，提高支撑剂有效铺置，提高裂缝导流能力，实现了储层内泥质白云岩的有效改造，并避免隔层盐岩的溶解和蠕变，提高了盐间泥质白云岩的产量和有效期。
Description
技术领域
本发明属于压裂领域，尤其涉及泥质白云岩油藏压裂改造技术领域，更具体地涉及一种适用于盐间泥质白云岩储层压裂的新方法。
背景技术
目前，世界范围内，盐间泥质白云岩油藏国内外罕见，而在中国石化江汉油田潜江构造，分布着大量的盐间泥质白云岩油藏，且储量丰富，白云石含量最高达到42.23％-67.64％，石英含量7.71％-10.14％，储层总体上呈现出“高碳酸盐、低石英、低黏土矿物”的特点。储层厚度一般在10m左右，纵向上呈片状多层叠置，且横向分布稳定。而上下隔层都为氯化钠盐岩，纯度在90％以上，厚度在10m～20m左右，且隔层的横向分布也相对稳定。
该类储层常采用注水溶解盐岩、酸化或加砂压裂进行改造，且面临着诸多难题，即使进行改造了，压后初期具有一定的效果，但产量递减较快，一般有效期都只有3～6个月。
主要问题在于此类储层的上下隔层为盐岩层，而盐岩层具有很强的塑性和蠕变性，压裂过程中若裂缝延伸到盐岩层，会使得大量的盐岩溶解，溶解后的大量盐岩水溶液在流动过程中，可能在裂缝及井筒内结垢，造成裂缝或井筒的堵塞，给后期生产造成严重影响。
即使采用抗盐压裂液，盐岩溶解及结垢减弱，但因盐岩层的强蠕变性特征，在泥质白云岩储层裂缝生产过程中，由于井底流压的降低，蠕变的盐岩会逐渐进入储层裂缝中，不用结晶就直接呈固体状堵塞于所形成的裂缝中。因裂缝的孔隙体积与上下盐岩的体积相比太小，即使后期大量注水溶解裂缝内盐岩，也是难以长期持续溶解大量因蠕变进入裂缝的盐岩，使得压裂后效果差且产量递减快。因此，需要研究提出一种新的能提高盐间白云岩压裂有效期的新方法，以解决上述局限性。
目前国内外还没有见到关于盐间泥质白云岩或盐间页岩油压裂相关的文献和专利，参考资料较少。关于致密砂岩或碳酸盐岩储层控缝高压裂的文献较多，但主要集中于采用酸预处理、小排量或变排量、低黏压裂液等常规技术，而对于全程采用酸液，且裂缝延伸过程中采用超低密度支撑剂和高密度支撑剂用于封堵缝高顶底端方法未见文献和专利报道。
专利CN110318673A公开了径向水平井开采盐间页岩油方法，其中提供了一种径向钻井方法提高盐间页岩油产量，主要通过在生产套管上钻导向孔，使用射流喷嘴通过喷射管在导向孔位置喷射水射流，在目标储层形成径向通道，然后将射流喷嘴与喷射管脱离，将自悬浮支撑剂注入形成的径向通道，起到增产作用。但该专利所提供的方法不是压裂方法，只是一种提高储层接触面积方法，只能在所形成的径向通道里铺置支撑剂，与储层的接触面积小，与压裂所形成的裂缝面积相比差距较大，且加入的支撑剂少。
发明内容
在现有技术中，盐岩具有很强的塑性和蠕变性，压裂过程中若裂缝延伸到盐岩层，会使得大量的盐岩溶解，溶解后的大量盐岩水溶液在流动过程中，可能在裂缝及井筒内结垢，造成裂缝或井筒的堵塞，给后期生产造成严重影响。即使采用抗盐压裂液，盐岩溶解及结垢减弱，但因盐岩层的强蠕变性特征，在泥质白云岩储层裂缝生产过程中，由于井底流压的降低，蠕变的盐岩会逐渐进入储层裂缝中，不用结晶就直接呈固体状堵塞于所形成的裂缝中。因裂缝的孔隙体积与上下盐岩的体积相比太小，即使后期大量注水溶解裂缝内盐岩，也是难以长期持续溶解大量因蠕变进入裂缝的盐岩，使得压裂后效果差且产量递减快。
为了克服现有技术中存在的问题，本发明提供了一种提高盐间白云岩压裂有效期的方法，在所述方法中全程采用酸液，且裂缝延伸过程中采用超低密度支撑剂和高密度支撑剂用于封堵裂缝高顶底端，进而精细控制缝高防止其延伸至盐岩层，且能够提高裂缝改造体积和导流能力，提高压后初期产量及稳产期。
本发明的目的之一在于提供一种提高盐间白云岩压裂有效期的方法，包括：
(I)造缝阶段注酸并进行裂缝顶底端封堵作业；
(II)变黏度变排量交替注入酸压施工；
(III)抗盐压裂液加砂施工。
在一种优选的实施方式中，在步骤(I)中，先注入10mPa.s～15mPa.s的低黏度酸液40m3～50m3，再注入携带混合支撑剂的10mPa.s～15mPa.s的低黏度酸液进行酸压作业，其中，所述混合支撑剂包括超低密度支撑剂和高密度支撑剂。
其中，在步骤(I)中，不用常规的酸预处理流程，而用液量更大的注酸作业。酸类型及配方的确定，基于步骤1)岩心，根据配伍性及酸岩溶蚀率确定。
在进一步优选的实施方式中，所述超低密度支撑剂的粒径为70～140目、视密度为0.85～1.1g/cm3，，所述高密度支撑剂的粒径为70～140目、视密度为3.3g/cm3；优选地，在所述混合支撑剂中，超低密度支撑剂和高密度支撑剂的用量比为(0.8～1.2):1，优选为1.2:1。
其中，在裂缝扩展过程中采用超低密度支撑剂和高密度支撑剂相结合的方法封堵裂缝顶端和底端，控制裂缝向上向下延伸。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(I)中，所述酸压作业采用连续加砂模式进行，砂液比按2％～4％～6％～8％，每个砂液比的液量按15m3～20m3，排量取优化最大排量的70％～80％。
其中，超低密度支撑剂除了在裂缝顶部封堵外，也有一部分会运移到主裂缝的端部进行封堵。但考虑到缝高封堵后，缝长方向上仍需要继续延伸，因此需实时调节超低密度支撑剂的加入时机及用量。在裂缝端部的超低密度支撑剂铺置浓度应超过1kg/m2，且在垂向上的铺置浓度差异应小于0.1kg/m2～0.2kg/m2，且铺置的长度应超过2m，以增加封堵的稳定性。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤(I)中先注入所述低黏度酸液时，排量取优化最大排量的40％～60％，优选为2m3/min～3m3/min；和/或，在步骤(I)中进行所述酸压作业时，排量取优化最大排量的70％～80％。
其中，施工排量也可以根据需要，及井口压力特征实时调整，一般不能出现明显的破裂压力为依据。
在一种优选的实施方式中，在步骤(II)中，采用80mPa.s～90mPa.s的高黏度酸液和10mPa.s～15mPa.s的低黏度酸液交替注入2～4级。
其中，每级注入包括低黏度酸液及高黏度酸液注入。
在进一步优选的实施方式中，在每级注入时，所述低黏度酸液和所述高黏度酸液的液量均分别为40m3～50m3。
其中，为降低滤失，每级注入中，先注入高黏度酸液，然后注入低黏度酸液，以利用黏滞指进效应，及沟通延伸小微尺度裂缝并溶蚀碳酸盐岩矿物组分，形成相应的支裂缝系统。
在一种优选的实施方式中，在步骤(II)中，在所述交替注入结束后，注入携带超低密度支撑剂的10mPa.s～15mPa.s的低黏度酸液，主要用来封堵主裂缝的端部，其中，所述超低密度支撑剂的粒径为40～70目、视密度为0.85～1.1g/cm3。
其中，考虑到前期的酸作用，可能形成了部分支裂缝，可将上述超低密度支撑剂的粒径适当放大，如40目～70目，以增加其运动惯性，便于运移到主裂缝端部。该阶段不用混合密度支撑剂，只用超低密度支撑剂。
在进一步优选的实施方式中，在步骤(II)中注入携带超低密度支撑剂的酸液时，砂液比为3％～6％～9％，每段砂液比的体积为40m3～50m3。
其中，可依据井口施工压力的变化(压力上升速度在1MPa/min左右)对砂液比和施工排量进行调整。
在一种优选的实施方式中，步骤(III)如下进行，先注入携带70目～140目支撑剂的低黏度抗盐压裂液进行加砂施工，再注入携带40目～70目的中黏度抗盐压裂液进行加砂施工，最后注入携带20目～40目的中黏度抗盐压裂液进行加砂施工。
优选地，所述抗盐压裂液为抗盐清洁聚合物压裂液。
其中，抗盐压裂液因含饱和的氯化钠，等离子效应使之遇到顶底部的盐岩遮挡层时不发生溶解效应或溶解的比例非常小。且造缝阶段已将裂缝动态缝宽进行了一定程度的放大，加上白云岩储层酸蚀裂缝的相对均匀性，采用低伤害抗盐压裂液可以提高施工砂液比和加砂强度。同样，高黏度酸液与高含氯化钠的盐岩也无法进行离子置换的化学反应，可作为携砂液。
在进一步优选的实施方式中，所述低黏度抗盐压裂液的黏度为20mPa.s～30mPa.s，所述中黏度抗盐压裂液的黏度为40mPa.s～50mPa.s，所述高黏度抗盐压裂液的黏度为80mPa.s～90mPa.s。
其中，步骤(III)的主体参数参照优化结果。为增加支裂缝中导流能力，加砂的前期，加入70目～140目支撑剂，携带的压裂液黏度也相对较低，如20mPa.s～30mPa.s，以利于进入尺度相对较小的支裂缝中。然后加入40目～70目及20目～40目支撑剂，对应的压裂液黏度也要逐渐增大，如40mPa.s～50mPa.s及80mPa.s～90mPa.s。
在更进一步优选的实施方式中，在步骤(III)中，70目～140目支撑剂、40目～70目支撑剂和20目～40目支撑剂的用量比为1:(0.8～1.2):(1.8～2.2)，优选为1:1:2。
其中，为防止万一小粒径支撑剂滞留于主裂缝中对主裂缝导流能力的降低，在加20目～40目支撑剂时采用的高黏度压裂液，也有一个额外的好处是将滞留于主裂缝中的小粒径支撑剂卷走带到主裂缝的端部。
虽然主裂缝的端部因封堵而没有液体流动，但随着压裂液的持续注入，如万一在主裂缝的中远端产生支裂缝系统，同样可在主裂缝中产生往前走的动力。
在一种优选的实施方式中，在步骤(III)所述加砂施工中，加砂过程中任选地伴注可溶性纤维或采用悬浮支撑剂。
在进一步优选的实施方式中，可溶性纤维的拌注比例为所注入携砂液的0.1％～1％，所述悬浮支撑剂的密度为0.85～0.95g/cm3、粒径为70～140目。优选地，所述悬浮支撑剂的用量为15％～20％。
其中，具体比例可结合实际支撑剂及施工砂液比下的沉降实验确定；也可以采用自悬浮支撑剂，此支撑剂的密度一般为中等。
本发明目的之二在于提供一种本发明目的之一所述提高盐间白云岩压裂有效期的方法在盐间泥质白云岩储层压裂施工中的应用。
本发明目的之三在于提供一种用于盐间泥质白云岩储层的压裂方法，包括以下步骤：
1)关键储层及隔层参数的评价；
2)地质工程甜点评价及段簇射孔位置确定；
3)裂缝参数优化；
4)压裂施工参数的优化；
5)下桥塞及射孔联作作业；
6)采用本发明目的之一所述方法进行作业；
7)顶替作业；
8)其它段的压裂作业，重复步骤5)～步骤7)，直到将所有段施工完为止；
9)钻塞，按常规的流程及参数执行；
10)关井等候；
11)返排、测试及正常生产。
在一种优选的实施方式中，在步骤1)中，对储层及上下隔层，都要录取包括岩性及矿物组分、物性、含油性、岩石力学及三向地应力、天然裂缝特征等参数。主要应用目的层及隔层的取心进行室内测试得到，要考虑模拟地层条件进行测试。储层与隔层在横向上的展布特征，要基于井间的测录井数据进行综合对比分析。
其中，考虑到不可能对所有的储层及隔层取心，因此，要对取心井段的岩心实验结果及对应的测井解释结果建立转换关系，这样，没取心井段，通过测井解释结果与上述建立的转换关系，可以同样获取类似取心的实验结果。
在一种优选的实施方式中，在步骤2)中，在步骤1)基础上，按常规方法分别计算地质甜点及工程甜点，然后按等权重方法计算综合甜点指标。段簇位置确定，按段长50m～80m确定，段内各射孔簇的综合甜点差异小于20％。且段与段间的距离一般在20m～30m为宜，以降低段间应力干扰效应。
在一种优选的实施方式中，在步骤3)中，在步骤1)基础上，应用常用的商业模拟软件PETREL建立目的层及隔层在水平段长度范围内，与水平井筒的横向波及500m范围内的精细地质模型，然后将地质模型结果导入压裂井产量动态预测的常用商业模拟软件ECLIPSE中，根据等效导流能力的方法(为减少模拟工作量，将裂缝宽度放大一定的倍数后，按比例缩小裂缝内支撑剂的渗透率，使它们的乘积，即裂缝的导流能力保持不变)设置不同尺度的水力裂缝，然后按正交设计方法，模拟不同的缝长、导流能力、缝间距下的压后产量动态，从中优选压后产量相对最大或经济净现值最大的裂缝参数系统，为最优的裂缝参数系统。上述裂缝参数系统，包括主裂缝及支裂缝系统。
在一种优选的实施方式中，在步骤4)中，应用上述GOFHER商业模拟软件，同样按正交设计方法，模拟不同压裂施工参数下(不同黏度、总液量及不同黏度的液量、支撑剂体积及不同粒径的支撑剂比例、砂液比及加砂注入程序等)裂缝几何尺寸及导流能力的变化。从中优选能获得步骤3)中优化的裂缝参数对应的压裂施工参数，即为优化的压裂施工参数系统。
在一种优选的实施方式中，在步骤5)中，一段不下桥塞，下油管或连续油管携带射孔枪及管串。其余段采用泵送方式下桥塞及射孔联作管串。桥塞座封后，丢手，按预定射孔位置逐步上提射孔枪射孔。换主压裂注入流程。
在一种优选的实施方式中，在步骤7)中，按地面管线及井筒容积的105％～110％设计顶替液量。
在进一步优选的实施方式中，在步骤7)中，顶替的前30％～40％采用80mPa.s～90mPa.s的高黏度压裂液，以防止水平井筒的沉砂效应，再采用2mPa.s～3mPa.s的低黏度压裂液，排量采用步骤4)优化的最大排量。
在一种优选的实施方式中，在步骤10)中，具体关井时间，结合步骤1)岩心及抗盐压裂液破胶液的浸泡及孔隙度的变化结果确定。
其中，加砂结束后适当关井一段时间，利用加砂阶段携砂液的破胶后的滤液，在不同尺度裂缝附近进一步溶蚀目的层中的盐矿物组分(目的层内含4％左右的盐岩组分)。具体关井时间，要结合目的层岩心与实际应用的压裂液破胶后的滤液进行实验确定。通过关井，进一步溶蚀目的层内的盐岩矿物组分，扩大目的层的孔隙度及渗透率，为改善原油向不同尺度裂缝里的流动能力，提供了可能。
在本发明中，通过造缝阶段的全程酸液交替注入，超低密度支撑剂和高密度支撑剂的混合应用封堵裂缝顶底部，实施精细控缝高，使裂缝仅在储层范围内延伸，避免了盐岩层的溶解和蠕动，减少了压后井筒液体的结垢堵塞，同时能形成分支缝，扩大改造体积；采用抗盐压裂液或酸液携砂，提高支撑剂有效铺置，提高裂缝导流能力，实现了储层内泥质白云岩的有效改造，并避免隔层盐岩的溶解和蠕变，提高了盐间泥质白云岩的产量和有效期。
综上所述，本发明的主要发明思路为：
(1)造缝阶段精细控制缝高在储层内延伸。考虑到上下隔层为蠕变性极强的盐岩，一旦缝高突破到隔层的盐岩中，哪怕只突破0.1m都将带来灾难性后果。必须精细控制缝高，使裂缝尽可能贯穿泥质白云岩的储层厚度，但又不至于延伸到上下盐岩隔层。
与常用的低排量低黏度压裂液控缝高技术不同，本发明一方面采用低排量低黏度酸液和中高排量高黏度酸液交替注入方式精细控缝高。具体做法是采用同一种酸用稠化剂，低黏度酸液不加交联剂，高黏度酸液加入交联剂。低黏度酸液注入目的是降低储层破裂压力从而降低初始缝高。另一种方面采用定面射孔技术，即在水平井筒的纵向平面进行射孔，便于穿透水平的层状白云岩。本发明造缝阶段全程用酸，主要目的是在造缝的同时，通过酸与储层岩石的大面积长时间接触和反应，大幅度降低岩石强度，在净压力一定的前提下，易于实现裂缝的转向和改造体积的增加。
为了精细控制逢高延伸，先精细评价泥质白云岩储层内的纵向地应力剖面，考虑到泥质白云岩内部也呈分层性，不同小层岩性略有变化，因此，解释的目的层内各小层的地应力也是有变化的。以此为基础，可用裂缝扩展商业软件GOFHER模拟缝高扩展过程中井口施工压力的变化，并反过来以井口施工压力控制缝高的延伸。井口施工压力的控制，主要通过调节排量及压裂液黏度等参数进行控制。
即使综合采用上述两种方法，依然不能保证能够精细控制缝高在储层内延伸，如目的层顶部有3m左右含油性较好的相对较纯的小层，一旦压开，因小层内几乎无应力遮挡效应，可能快速起裂并与上边的盐岩隔层连通。同样地，目的层下部也可能有类似的小层，如1m左右。为此，在裂缝扩展过程中可采用超低密度支撑剂和高密度支撑剂相结合的方法封堵裂缝顶端和底端，控制裂缝向上向下延伸。具体可基于上述GOFHER软件的精细分层模拟结果，在缝高达到目的层厚度50％左右时，采用低黏度的酸液携带粒径70目～140目的超低密度支撑剂(视密度1.05g/cm3，体积密度0.6g/cm3～0.7g/cm3)和高密度支撑剂(视密度3.3g/cm3以上，体积密度1.8g/cm3以上)的混合支撑剂，混合比为超低密度与高密度最优选为1.2:1。一般要求缝宽是支撑剂平均粒径的3～6倍，且在高度上的封堵长度在0.5m左右。超低密度支撑剂除了在裂缝顶部封堵外，也有一部分会运移到主裂缝的端部进行封堵。但考虑到缝高封堵后，缝长方向上仍需要继续延伸，因此需实时调节超低密度支撑剂的加入时机及用量。在裂缝端部的超低密度支撑剂铺置浓度应超过1kg/m2，且在垂向上的铺置浓度差异应小于0.1kg/m2～0.2kg/m2，且铺置的长度应超过2m，以增加封堵的稳定性。
(2)携砂阶段采用抗盐压裂液或酸液。抗盐压裂液因含饱和的氯化钠，等离子效应使之遇到顶底部的盐岩遮挡层时不发生溶解效应或溶解的比例非常小。且造缝阶段已将裂缝动态缝宽进行了一定程度的放大，加上白云岩储层酸蚀裂缝的相对均匀性，采用低伤害抗盐压裂液可以提高施工砂液比和加砂强度。同样，高黏度酸液与高含氯化钠的盐岩也无法进行离子置换的化学反应，可作为携砂液。具体抗盐压裂液酸液配方，需结合目的层岩心进行实验确定。
(3)施工过程中预防砂堵。缝高精确控制的基础上，为避免早期砂堵，加砂过程中可以伴注可溶性纤维，拌注比例一般0.1％～1％，具体比例可结合实际支撑剂及施工砂液比下的沉降实验确定；也可以采用自悬浮支撑剂，此支撑剂的密度一般为中等，不会影响强度及最终的导流能力；同时在加砂中后期逐渐提排量。考虑到造缝时排量已控制得相对较好，加砂中后期的裂缝几何尺寸又相对较大，逐步提排量不会引起缝高的再次失控。
(4)控缝高的基础上，提高主裂缝及分支裂缝的导流能力。在避免砂堵的情况下，尽可能提高砂液比及相对大粒径支撑剂用量，以达到提高主裂缝的导流能力目的。
若能产生分支缝，需要提高其导流能力，并与主裂缝间能高效连通。因造缝阶段全程采用酸液，一方面可降低岩石的强度，在同等的施工条件下，易于产生分支缝；另一方面在造缝过程中采用黏度比达6倍以上的不同黏度酸交替注入，低黏度酸还具有沟通及溶蚀潜在天然裂缝及其中的碳酸盐岩矿物组分，也可因此形成支裂缝系统；最后因通过不同酸的刻蚀效应，在一定程度上增大了主裂缝及可能形成的支裂缝的动态缝宽，也利于提高砂液比和/或用大粒径支撑剂进行施工，进而提高不同尺度裂缝的导流能力。
在本发明中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。在下文中，各个技术方案之间原则上可以相互组合而得到新的技术方案，这也应被视为在本文中具体公开。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：本发明所提出的用于盐间泥质白云岩提高有效期的压裂方法，为精细控缝高使裂缝仅在储层内延伸提供了实施方案，并在提高改造体积和导流能力上进行了设计考虑，按此方法进行压裂施工，能有效避免裂缝压开盐岩层，减少盐岩溶解或蠕变至储层范围内，并可有效提高裂缝导流能力和改造体积，提高压后初期产量及稳产期。
附图说明
图1示出本发明所述用于盐间白云岩的压裂方法的流程示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在以下具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，由此而形成的技术方案属于本说明书原始公开内容的一部分，同时也落入本发明的保护范围。
实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。
【实施例1】
X井是江汉油田一口评价水平井，完井方式为套管完井，构造位置为潜江凹陷蚌湖向斜南斜坡，完钻层位为潜34-10韵律，水平井A靶点垂深3153m，B靶点垂深3333m，水平段长500m，主要目的是评价潜江凹陷蚌湖向斜潜34-10韵产能。该井储层岩性为富碳纹层状泥质白云岩为主，方解石25.97％，白云石24.46％，石英+长石13.41％，粘土25.14％，盐类4.03％。上下隔层为盐岩层，储层厚度10m，上隔层厚度20m，下隔层厚度10m，储隔层应力差较大，能够起到较好的阻隔作用。储层压力系数1.06-1.16，储层温度为112℃。
该井具体实施步骤如下：
1)关键储层参数评估
对储层及上下隔层，都要录取包括岩性及矿物组分、物性、含油性、岩石力学及三向地应力、天然裂缝特征等参数。主要应用目的层及隔层的取心进行室内测试得到，要考虑模拟地层条件进行测试。
2)完井方式确定及分段分簇位置确定
该井采用套管完井方式，采用常规方法确定地质甜点及工程甜点后，再基于等权重方法确定了最终的综合甜点指标。最终确定压裂4段。
3)裂缝参数优化
在步骤1)基础上，结合了邻井资料，建立了X井的Petrel模型，将建模结果导入关于X井的Eclipse模型中，并按等效导流能力方法设置了水力支撑裂缝参数。按正交设计方法，模拟不同的裂缝参数条件下(支撑半缝长、导流能力、缝间距等)的压后产量动态，由压后产量相对最高或经济净现值最大值对应的裂缝参数系统，即为最佳的裂缝参数。结合优化结果，最终得到最优裂缝参数为压裂段数为4段，裂缝半长161m，缝高10m以内，导流能力22D.cm。
4)压裂施工参数优化
应用裂缝扩展模拟商业软件Gohfer模拟得到步骤3)所需裂缝参数的施工排量为3m3/min～5m3/min，所用低黏酸液黏度为10mPa.s～15mPa.s，所用高黏酸液黏度为80mPa.s～90mPa.s，携砂液用抗盐压裂液黏度为20mPa.s～90mPa.s，每段用液量为300～400m3，每段支撑剂用量为30m3～40m3，平均砂液比18％。
5)下桥塞及射孔联作作业
第一段压裂前已下入油管携带射孔枪及管串进行射孔。其余段采用泵送方式下桥塞及射孔联作管串。桥塞座封后，丢手，按预定射孔位置逐步上提射孔枪射孔后进入压裂施工程。
6)造缝阶段注酸并进行裂缝顶底端封堵作业
第一段压裂施工，采用2m3/min排量注入黏度10mPa.s的低黏度酸液50m3。然后，按思路1)的要求，采用4m3/min排量向酸液中加入超低密度与高密度的混合支撑剂进行裂缝顶底封堵。施工采用连续加砂模式进行，砂液比按2％～4％～6％～8％进行，此阶段共注入黏度10mPa.s的低黏度酸液100m3，加入支撑剂5m3。
7)变黏度变排量交替注入酸压施工
先注入黏度为80mPa.s的高黏度酸液，再注入黏度为10mPa.s的低黏酸液，如此交替注入三次，排量为3m3/min～4m3/min～5m3/min。共注入低黏酸液60m3，高黏酸液60m3。交替注入完成后，再次注入上述10mPa.s低黏度酸携带40～70目超低密度支撑剂，用来封堵主裂缝缝长方向的端部。砂液比为3％～6％～9％，共注入酸液60m3，加入支撑剂3.6m3。
8)抗盐压裂液加砂施工
采用黏度为20mPa.s的抗盐清洁聚合物压裂液加砂施工，加砂的前期，加入70目～140目支撑剂，随后采用黏度为40mPa.s及80mPa.s的抗盐压裂液然携带40目～70目及20目～40目支撑剂进行加砂，三种支撑剂的比例为1:1:2，此阶段共加入支撑剂28m3，用抗盐压裂液80m3。
9)顶替作业
按地面管线及井筒容积的110％进行顶替，共顶替液量28m3。顶替过程中先采用黏度80mPa.s的高黏度压裂液顶替10m3，以防止水平井筒的沉砂效应。然后，采用黏度20mPa.s的低黏度压裂液顶替至施工结束。顶替排量为5m3/min。
10)其它段的压裂作业，重复步骤5)～步骤9)，直到将所有段施工完为止。
11)钻塞，按常规的流程及参数执行。
12)关井等候。具体关井时间，结合步骤1)岩心及抗盐压裂液破胶液的浸泡及孔隙度的变化结果确定。
13)返排、测试及正常生产，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
与邻井相比，采用本发明所述方法产量提高47％，有效期提高1年以上。
【实施例2】
Y井是江汉油田一口开发水平井，完井方式为套管完井，构造位置为潜江凹陷蚌湖向斜南斜坡，完钻层位为潜34-10韵律，水平井A靶点垂深3019.6m，B靶点垂深3176.3m，水平段长800m，主要目的是在前期评价的基础上，开展潜江凹陷蚌湖向斜潜34-10韵律新工艺新技术的试验性应用。该井储层岩性为富碳纹层状泥质白云岩为主，方解石23.44％，白云石29.52％，石英+长石19.78％，粘土21.3％，盐类6.03％。上下隔层为盐岩层，储层厚度7.6m，上隔层厚度17m，下隔层厚度12m，储隔层应力差较大，能够起到较好的阻隔作用。储层压力系数1.06-1.16，储层温度为109℃。
该井具体实施步骤如下：
1)关键储层参数评估
对储层及上下隔层，都要录取包括岩性及矿物组分、物性、含油性、岩石力学及三向地应力、天然裂缝特征等参数。主要应用目的层及隔层的取心进行室内测试得到，要考虑模拟地层条件进行测试。
2)完井方式确定及分段分簇位置确定
该井采用套管完井方式，采用常规方法确定地质甜点及工程甜点后，再基于等权重方法确定了最终的综合甜点指标。最终确定压裂8段。
3)裂缝参数优化
在步骤1)基础上，结合了邻井资料，建立了Y井的Petrel模型，将建模结果导入关于Y井的Eclipse模型中，并按等效导流能力方法设置了水力支撑裂缝参数。按正交设计方法，模拟不同的裂缝参数条件下(支撑半缝长、导流能力、缝间距等)的压后产量动态，由压后产量相对最高或经济净现值最大值对应的裂缝参数系统，即为最佳的裂缝参数。结合优化结果，最终得到最优裂缝参数为压裂段数为8段，裂缝半长141m，缝高8m以内，导流能力21D.cm。
4)压裂施工参数优化
应用裂缝扩展模拟商业软件Gohfer模拟得到步骤3)所需裂缝参数的施工排量为2m3/min～4m3/min，所用低黏酸液黏度为10mPa.s～15mPa.s，所用高黏酸液黏度为80mPa.s～90mPa.s，携砂液用抗盐压裂液黏度为20mPa.s～90mPa.s，每段用液量为300～400m3，每段支撑剂用量为30m3～40m3，平均砂液比18％。
5)下桥塞及射孔联作作业
第一段压裂前已下入油管携带射孔枪及管串进行射孔。其余段采用泵送方式下桥塞及射孔联作管串。桥塞座封后，丢手，按预定射孔位置逐步上提射孔枪射孔后进入压裂施工程。
6)造缝阶段注酸并进行裂缝顶底端封堵作业
第一段压裂施工，采用3m3/min排量注入黏度15mPa.s的低黏度酸液50m3。然后，按思路1)的要求，采用4m3/min排量向酸液中加入超低密度与高密度的混合支撑剂进行裂缝顶底封堵。施工采用连续加砂模式进行，砂液比按2％～4％～6％～8％进行，此阶段共注入黏度15mPa.s的低黏度酸液100m3，加入支撑剂5m3。
7)变黏度变排量交替注入酸压施工
先注入黏度为90mPa.s的高黏度酸液，再注入黏度为15mPa.s的低黏酸液，如此交替注入三次，排量为3m3/min～4m3/min～5m3/min。共注入低黏酸液60m3，高黏酸液60m3。交替注入完成后，再次注入上述15mPa.s低黏度酸携带40～70目超低密度支撑剂，用来封堵主裂缝缝长方向的端部。砂液比为3％～6％～9％，共注入酸液60m3，加入支撑剂3.6m3。
8)抗盐压裂液加砂施工
采用黏度为30mPa.s的抗盐清洁聚合物压裂液加砂施工，加砂的前期，在加入70目～140目支撑剂的同时伴注可溶性纤维200kg，随后采用黏度为50mPa.s及90mPa.s的抗盐压裂液然携带40目～70目及20目～40目支撑剂进行加砂，三种支撑剂的比例为1:1:2，此阶段共加入支撑剂28m3，用抗盐压裂液80m3。
9)顶替作业
按地面管线及井筒容积的110％进行顶替，共顶替液量28m3。顶替过程中先采用黏度90mPa.s的高黏度压裂液顶替10m3，以防止水平井筒的沉砂效应。然后，采用黏度15mPa.s的低黏度压裂液顶替至施工结束。顶替排量为5m3/min。
10)其它段的压裂作业，重复步骤5)～步骤9)，直到将所有段施工完为止。
11)钻塞，按常规的流程及参数执行。
12)关井等候。具体关井时间，结合步骤1)岩心及抗盐压裂液破胶液的浸泡及孔隙度的变化结果确定。
13)返排、测试及正常生产，参照常规流程及参数执行，在此不赘。
与邻井相比，采用本发明所述方法产量提高38％，有效期提高1年以上。
以上结合具体实施方式和范例性实例对本发明进行了详细说明，不过这些说明并不能理解为对本发明的限制。本领域技术人员理解，在不偏离本发明精神和范围的情况下，可以对本发明技术方案及其实施方式进行多种等价替换、修饰或改进，这些均落入本发明的范围内。本发明的保护范围以所附权利要求为准。
Claims (12)
1.一种提高盐间白云岩压裂有效期的方法，包括：
(I)造缝阶段注酸并进行裂缝顶底端封堵作业；
(II)变黏度变排量交替注入酸压施工；
(III)抗盐压裂液加砂施工。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤(I)中，先注入10mPa.s～15mPa.s的低黏度酸液40m3～50m3，再注入携带混合支撑剂的10mPa.s～15mPa.s的低黏度酸液进行酸压作业，其中，所述混合支撑剂包括超低密度支撑剂和高密度支撑剂。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述超低密度支撑剂的粒径为70～140目、视密度为0.85～1.1g/cm3，优选1.05g/cm3，所述高密度支撑剂的粒径为70～140目、视密度为3.3g/cm3；优选地，在所述混合支撑剂中，超低密度支撑剂和高密度支撑剂的用量比为(0.8～1.2):1，更优选1.2:1。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，
在步骤(I)中，所述酸压作业采用连续加砂模式进行，砂液比按2％～4％～6％～8％，每个砂液比的液量按15m3～20m3，排量取优化最大排量的70％～80％；和/或
在步骤(I)中先注入所述低黏度酸液时，排量取优化最大排量的40％～60％，优选为2m3/min～3m3/min；和/或
在步骤(I)中进行所述酸压作业时，排量取优化最大排量的70％～80％。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤(II)中，采用80mPa.s～90mPa.s的高黏度酸液和10mPa.s～15mPa.s的低黏度酸液交替注入2～4级；优选地，在每级注入时，所述低黏度酸液和所述高黏度酸液的液量均分别为40m3～50m3。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，在步骤(II)中，在所述交替注入结束后，注入携带超低密度支撑剂的10mPa.s～15mPa.s的低粘酸液，所述超低密度支撑剂的粒径为40～70目、视密度为0.85～1.1g/cm3；优选的，在步骤(II)中注入携带超低密度支撑剂的酸液时，砂液比为3％～6％～9％，每段砂液比的体积为40m3～50m3。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(III)如下进行，先注入携带70目～140目支撑剂的低黏度抗盐压裂液进行加砂施工，再注入携带40目～70目的中黏度抗盐压裂液进行加砂施工，最后注入携带20目～40目的中黏度抗盐压裂液进行加砂施工。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，
所述低黏度抗盐压裂液的黏度为20mPa.s～30mPa.s；和/或
所述中黏度抗盐压裂液的黏度为40mPa.s～50mPa.s；和/或
所述高黏度抗盐压裂液的黏度为80mPa.s～90mPa.s；和/或
70目～140目支撑剂、40目～70目支撑剂和20目～40目支撑剂的用量比为1:(0.8～1.2):(1.8～2.2)。
9.根据权利要求1～8之一所述的方法，其特征在于，在步骤(III)所述加砂施工中，任选地伴注可溶性纤维或采用悬浮支撑剂；优选地，可溶性纤维的拌注比例为所注入携砂液的0.1％～1％，悬浮支撑剂的密度为0.85～0.95g/cm3、粒径为70～140目；优选地，所述悬浮支撑剂的用量为总支撑剂用量的15％～20％。
10.权利要求1～9之一所述提高盐间白云岩压裂有效期的方法在盐间泥质白云岩储层压裂施工中的应用。
11.一种用于盐间泥质白云岩储层的压裂方法，包括以下步骤：
1)关键储层及隔层参数的评价；
2)地质工程甜点评价及段簇射孔位置确定；
3)裂缝参数优化；
4)压裂施工参数的优化；
5)下桥塞及射孔联作作业；
6)采用权利要求1～10之一所述方法进行作业；
7)顶替作业；
8)其它段的压裂作业，重复步骤5)～步骤7)，直到将所有段施工完为止；
9)钻塞；
10)关井等候；
11)返排、测试及正常生产。
12.根据权利要求11所述的压裂方法，其特征在于，在步骤7)中，按地面管线及井筒容积的105％～110％设计顶替液量；优选地，顶替的前30％～40％采用80mPa.s～90mPa.s的高黏度压裂液，以防止水平井筒的沉砂效应，再采用2mPa.s～3mPa.s的低黏度压裂液，排量采用步骤4)优化的最大排量。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010971331.5A CN114427414A (zh) | 2020-09-16 | 2020-09-16 | 一种提高盐间泥质白云岩油藏压裂有效期的方法及其应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010971331.5A CN114427414A (zh) | 2020-09-16 | 2020-09-16 | 一种提高盐间泥质白云岩油藏压裂有效期的方法及其应用 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114427414A true CN114427414A (zh) | 2022-05-03 |
Family
ID=81309833
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010971331.5A Pending CN114427414A (zh) | 2020-09-16 | 2020-09-16 | 一种提高盐间泥质白云岩油藏压裂有效期的方法及其应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114427414A (zh) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103756664A (zh) * | 2014-01-21 | 2014-04-30 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 页岩气压裂液用稠化剂、压裂液及其制备方法与应用 |
| 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 |
| CN109751035A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油气藏压裂加砂方法 |
| CN109763806A (zh) * | 2017-11-09 | 2019-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法 |
| CN109931045A (zh) * | 2017-12-18 | 2019-06-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 |
| RU2720717C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| CN111236906A (zh) * | 2018-11-29 | 2020-06-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法 |
| CN111305807A (zh) * | 2018-12-12 | 2020-06-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法 |
| CN111592870A (zh) * | 2020-05-25 | 2020-08-28 | 辽宁石油化工大学 | 复合清洁压裂液、制备方法及其在油气田压裂中的应用 |
-
2020
- 2020-09-16 CN CN202010971331.5A patent/CN114427414A/zh active Pending
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103756664A (zh) * | 2014-01-21 | 2014-04-30 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 页岩气压裂液用稠化剂、压裂液及其制备方法与应用 |
| 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 |
| CN109751035A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油气藏压裂加砂方法 |
| CN109763806A (zh) * | 2017-11-09 | 2019-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气多尺度支撑剂充填的体积压裂方法 |
| CN109931045A (zh) * | 2017-12-18 | 2019-06-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 |
| CN111236906A (zh) * | 2018-11-29 | 2020-06-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种常压或深层页岩气主裂缝深部封堵提高裂缝复杂性的方法 |
| CN111305807A (zh) * | 2018-12-12 | 2020-06-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气多簇射孔时提高造缝高度的压裂方法 |
| RU2720717C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины |
| CN111592870A (zh) * | 2020-05-25 | 2020-08-28 | 辽宁石油化工大学 | 复合清洁压裂液、制备方法及其在油气田压裂中的应用 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 刘建坤等: "碳酸盐岩储层多级交替酸压技术研究", 石油钻探技术, vol. 45, no. 1, 25 January 2017 (2017-01-25), pages 104 - 111 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106567702B (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
| CN110608024B (zh) | 一种深层页岩气提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 | |
| CN110761763B (zh) | 一种水平井重复压裂的方法 | |
| CN110761765B (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
| CN110159243B (zh) | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 | |
| CN109751029B (zh) | 一种深层页岩气压裂的方法 | |
| CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
| CN106246150B (zh) | 一种油田压裂改造方法 | |
| CN109931045B (zh) | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 | |
| CN110344799B (zh) | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 | |
| CN107255027A (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN112211608A (zh) | 一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法 | |
| CN111911122A (zh) | 一种页岩气加密井未波及区的压裂方法 | |
| CN112324412A (zh) | 一种体积压裂形成复杂缝网的方法 | |
| CN113530513A (zh) | 一种不同粒径支撑剂在多尺度裂缝中分级支撑的压裂方法 | |
| CN112443305B (zh) | 一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法 | |
| CN112302605B (zh) | 一种页岩气水平井分段重复压裂的方法 | |
| CN114427414A (zh) | 一种提高盐间泥质白云岩油藏压裂有效期的方法及其应用 | |
| CN113445976B (zh) | 一种高塑性地层的压裂方法与应用 | |
| CN111946317B (zh) | 提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法 | |
| CN113818854B (zh) | 一种超深碳酸盐岩储层提高导流能力的复合酸压方法及应用 | |
| RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек | |
| CN114183117A (zh) | 一种用于多层砂岩底水气藏的加砂方法及其应用 | |
| CN114607334A (zh) | 陆相页岩气储层压裂方法 | |
| Hao et al. | A Novel Fracturing Technology with Significant Downward Propagation of Fracture in Ultra-deep Reservoir |
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 |