CN114439444B - 储层压裂方法及设备 - Google Patents
储层压裂方法及设备 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114439444B CN114439444B CN202011224344.2A CN202011224344A CN114439444B CN 114439444 B CN114439444 B CN 114439444B CN 202011224344 A CN202011224344 A CN 202011224344A CN 114439444 B CN114439444 B CN 114439444B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- displacement
- fracturing fluid
- reservoir
- rate
- level
- 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
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 277
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 228
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 85
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 31
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 93
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 93
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 78
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 16
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 13
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 12
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K calcium;sodium;phosphate Chemical compound [Na+].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
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
-
- 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
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)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
本申请提供了一种储层压裂方法及设备,属于天然气开采领域。方法包括:采用多次向储层注入压裂液后停泵的方式,获取每次注入压裂液的过程中的排量和泵压;根据排量与泵压之间的响应关系,确定储层的难度等级;若难度等级为第一等级,则在开泵后以第一提排量速率注入压裂液,若难度等级为第二等级,则在开泵后以第二提排量速率注入压裂液,第一等级的难度小于第二等级的难度,第一提排量速率大于第二提排量速率,提排量速率是指排量增加的速率;在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂。上述方法能够在保证压裂效果的同时,减少压裂液的用量,避免对储层造成伤害。
Description
技术领域
本申请涉及天然气开采领域,特别涉及一种储层压裂方法及设备。
背景技术
在气藏开发中,储层压裂是个关键环节,是影响单井产量的决定性因素之一,其原理是向储层泵入一定粘度的高压流体,直至井下压力超过岩石强度后,在储层中形成一定长度的裂缝,以增加天然气在储层中的渗流面积,降低渗流阻力,从而提高单井产量。
储层压裂中应用的高压流体一般是高粘水溶液,但对于致密砂岩气藏而言,其本身具有低孔隙度和低渗透率的特点,高粘水溶液可能会堵塞岩石空隙,降低渗透率,从而对致密砂岩气藏的储层造成伤害。
发明内容
本申请实施例提供了一种储层压裂方法及设备,能够在保证压裂效果的同时,减少压裂液的用量,避免对储层造成伤害。所述技术方案如下:
一方面,提供了一种储层压裂方法,所述方法包括:
采用多次向储层注入压裂液后停泵的方式,获取每次注入压裂液的过程中的排量和泵压;
根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定所述储层的难度等级,所述响应关系表示泵压变化与排量变化之间的关系,所述难度等级表示所述储层中的裂缝延伸的难易度;
若所述难度等级为第一等级,则在开泵后以第一提排量速率注入所述压裂液,若所述难度等级为第二等级,则在开泵后以第二提排量速率注入所述压裂液,所述第一等级的难度小于所述第二等级的难度,所述第一提排量速率大于所述第二提排量速率,所述提排量速率是指排量增加的速率;
在所述压裂液的排量达到参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂。
在一种可能的实现方式中,所述根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定所述储层的难度等级,包括:
根据多次停泵对应的压裂液的排量和泵压,确定多次停泵对应的排量变化参数和多次停泵对应的泵压变化参数;
根据所述排量变化参数和所述泵压变化参数,确定所述储层的难度等级。
在另一种可能的实现方式中,所述根据所述排量变化参数和所述泵压变化参数,确定所述储层的难度等级,包括:
若所述泵压变化的速率小于所述排量变化的速率,则确定所述难度等级为第一等级;
若所述泵压变化的速率不小于所述排量变化的速率,则确定所述难度等级为第二等级。
在另一种可能的实现方式中,所述在所述压裂液的排量达到参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂,包括:
若所述难度等级为所述第一等级,则在所述压裂液的排量达到所述参考排量,且注入体积达到第一参考体积时,在所述压裂液中增加支撑剂;
若所述难度等级为所述第二等级,则在所述压裂液的排量达到所述参考排量,且所述注入体积达到第二参考体积时,在所述压裂液中增加支撑剂,所述第一参考体积小于所述第二参考体积。
在另一种可能的实现方式中,所述在所述压裂液的排量达到参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂,包括:
在所述压裂液的排量达到参考排量,且地层压力处于稳定状态时,在所述压裂液中增加支撑剂。
在另一种可能的实现方式中,所述在所述压裂液中增加支撑剂之后,所述方法还包括:
在所述压裂液的注入体积达到第三参考体积或者所述支撑剂的注入量达到参考注入量时停泵;
在保持所述压裂液的注入管汇不泄压的前提下,确定所述储层中的裂缝在缝宽方向上的诱导应力;
当所述诱导应力下降至小于诱导应力阈值时,或者,当所述诱导应力与静液压力之差下降至小于参考差值时,再次启泵。
在另一种可能的实现方式中,所述再次启泵之后,所述方法还包括:
若所述难度等级为第一等级,则以所述第一提排量速率注入所述压裂液,若所述难度等级为第二等级,则以所述第二提排量速率注入所述压裂液;
在所述压裂液的排量达到所述参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂。
在另一种可能的实现方式中,所述压裂液为高粘压裂液,所述储层为致密砂岩储层。
另一方面,提供了一种储层压裂设备,所述设备包括:
数据采集装置,被配置为采用多次向储层注入压裂液后停泵的方式,获取每次注入压裂液的过程中的排量和泵压;
数据处理装置,被配置为根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定所述储层的难度等级,所述响应关系表示泵压变化与排量变化之间的关系,所述难度等级表示所述储层中的裂缝延伸的难易度;
压裂液注入装置,被配置为若所述难度等级为第一等级,则在开泵后以第一提排量速率注入所述压裂液,若所述难度等级为第二等级,则在开泵后以第二提排量速率注入所述压裂液,所述第一等级的难度小于所述第二等级的难度,所述第一提排量速率大于所述第二提排量速率,所述提排量速率是指排量增加的速率;
支撑剂注入装置,被配置为在所述压裂液的排量达到参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂。
在一种可能的实现方式中,所述数据处理装置,包括:
参数获取模块,被配置为根据多次停泵对应的压裂液的排量和泵压,确定多次停泵对应的排量变化参数和多次停泵对应的泵压变化参数;
等级确定模块,被配置为根据所述排量变化参数和所述泵压变化参数,确定所述储层的难度等级。
在另一种可能的实现方式中,所述等级确定模块,被配置为若所述泵压变化的速率小于所述排量变化的速率,则确定所述难度等级为第一等级;若所述泵压变化的速率不小于所述排量变化的速率,则确定所述难度等级为第二等级。
在另一种可能的实现方式中,所述支撑剂注入装置,被配置为若所述难度等级为所述第一等级,则在所述压裂液的排量达到所述参考排量,且注入体积达到第一参考体积时,在所述压裂液中增加支撑剂;若所述难度等级为所述第二等级,则在所述压裂液的排量达到所述参考排量,且所述注入体积达到第二参考体积时,在所述压裂液中增加支撑剂,所述第一参考体积小于所述第二参考体积。
在另一种可能的实现方式中,所述支撑剂注入装置,被配置为在所述压裂液的排量达到参考排量,且地层压力处于稳定状态时,在所述压裂液中增加支撑剂。
在另一种可能的实现方式中,所述设备还包括:
停泵装置,被配置为在所述压裂液的注入体积达到第三参考体积或者所述支撑剂的注入量达到参考注入量时停泵;
诱导应力确定装置,被配置为在保持所述压裂液的注入管汇不泄压的前提下,确定所述储层中的裂缝在缝宽方向上的诱导应力;
启泵装置,被配置为当所述诱导应力下降至小于诱导应力阈值时,或者,当所述诱导应力与静液压力之差下降至小于参考差值时,再次启泵。
在另一种可能的实现方式中,所述压裂液注入装置,还被配置为再次启泵之后,若所述难度等级为第一等级,则以所述第一提排量速率注入所述压裂液,若所述难度等级为第二等级,则以所述第二提排量速率注入所述压裂液;
所述支撑剂注入装置,还被配置为再次启泵之后,在所述压裂液的排量达到所述参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂。
在另一种可能的实现方式中,所述压裂液为高粘压裂液,所述储层为致密砂岩储层。
本申请实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括:
在本申请实施例中,根据压裂液的排量与泵压之间的响应关系确定储层中裂缝延伸的难易度,在裂缝较易延伸的情况下,以较大的提排量速率注入压裂液,以增大储层的压力,能够使裂缝较快且较好地延伸。并且,以较大的提排量速率注入压裂液,则压裂液的排量达到参考排量时,对应的总的注入体积较小,减少了压裂液的用量,避免对储层造成伤害。另外,在储层裂缝较难延伸的情况下,以较小的提排量速率注入压裂液,能够保证储层压力不会增加过快,避免对注入设备造成损坏。并且,以较小的提排量速率注入压裂液,压裂液的排量达到参考排量时,对应的总的注入体积较大,能够保证储层中的裂缝在较难延伸的情况下的压裂效果。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案,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,下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例,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是本申请实施例提供的一种储层压裂方法的流程图;
图2是本申请实施例提供的一种储层压裂方法的流程图;
图3是本申请实施例提供的一种泵压与排量之间的响应关系示意图;
图4是本申请实施例提供的一种诱导应力的变化示意图;
图5是本申请实施例提供的一种诱导应力的变化示意图;
图6是本申请实施例提供的一种诱导应力的平衡状态示意图;
图7是本申请实施例提供的一种储层压裂过程中多个参数的变化示意图;
图8是本申请实施例提供的一种储层压裂设备的框图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚,下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。
本申请中提供的储层压裂方法适用于对任意储层进行压裂,例如,对致密砂岩储层进行压裂,当然,也能用于对其他储层进行压裂,本申请对此不做限制。
图1是本申请实施例提供的一种储层压裂方法的流程图。执行主体为储层压裂设备。参见图1,该实施例包括:
步骤101:采用多次向储层注入压裂液后停泵的方式,获取每次注入压裂液的过程中的排量和泵压。
步骤102:根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定储层的难度等级,响应关系表示泵压变化与排量变化之间的关系,难度等级表示储层中的裂缝延伸的难易度。
步骤103:若难度等级为第一等级,则在开泵后以第一提排量速率注入压裂液,若难度等级为第二等级,则在开泵后以第二提排量速率注入压裂液。
其中,第一等级的难度小于第二等级的难度,第一提排量速率大于第二提排量速率,提排量速率是指排量增加的速率。
步骤104:在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂。
在本申请实施例中,根据压裂液的排量与泵压之间的响应关系确定储层中裂缝延伸的难易度,在裂缝较易延伸的情况下,以较大的提排量速率注入压裂液,以增大储层的压力,能够使裂缝较快且较好地延伸。并且,以较大的提排量速率注入压裂液,则压裂液的排量达到参考排量时,对应的总的注入体积较小,减少了压裂液的用量,避免对储层造成伤害。另外,在储层裂缝较难延伸的情况下,以较小的提排量速率注入压裂液,能够保证储层压力不会增加过快,避免对注入设备造成损坏。并且,以较小的提排量速率注入压裂液,压裂液的排量达到参考排量时,对应的总的注入体积较大,能够保证储层中的裂缝在较难延伸的情况下的压裂效果。
在一种可能的实现方式中,根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定储层的难度等级,包括:
根据多次停泵对应的压裂液的排量和泵压,确定多次停泵对应的排量变化参数和多次停泵对应的泵压变化参数;
根据排量变化参数和泵压变化参数,确定储层的难度等级。
在另一种可能的实现方式中,根据排量变化参数和泵压变化参数,确定储层的难度等级,包括:
若泵压变化的速率小于排量变化的速率,则确定难度等级为第一等级;
若泵压变化的速率不小于排量变化的速率,则确定难度等级为第二等级。
在另一种可能的实现方式中,在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂,包括:
若难度等级为第一等级,则在压裂液的排量达到参考排量,且注入体积达到第一参考体积时,在压裂液中增加支撑剂;
若难度等级为第二等级,则在压裂液的排量达到参考排量,且注入体积达到第二参考体积时,在压裂液中增加支撑剂,第一参考体积小于第二参考体积。
在另一种可能的实现方式中,在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂,包括:
在压裂液的排量达到参考排量,且地层压力处于稳定状态时,在压裂液中增加支撑剂。
在另一种可能的实现方式中,在压裂液中增加支撑剂之后,方法还包括:
在压裂液的注入体积达到第三参考体积或者支撑剂的注入量达到参考注入量时停泵;
在保持压裂液的注入管汇不泄压的前提下,确定储层中的裂缝在缝宽方向上的诱导应力;
当诱导应力下降至小于诱导应力阈值时,或者,当诱导应力与静液压力之差下降至小于参考差值时,再次启泵。
在另一种可能的实现方式中,再次启泵之后,方法还包括:
若难度等级为第一等级,则以第一提排量速率注入压裂液,若难度等级为第二等级,则以第二提排量速率注入压裂液;
在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂。
在另一种可能的实现方式中,压裂液为高粘压裂液,储层为致密砂岩储层。
上述所有可选技术方案,可以采用任意结合形成本申请的可选实施例,在此不再一一赘述。
需要说明的一点是,对于非常规气藏中的致密砂岩气藏而言,其本身具有低孔隙度和低渗透率的特点,未经过储层压裂的致密砂岩储层一般不具备有工业开发价值,因此储层压裂对致密砂岩气藏的开发至关重要。而由于现阶段储层压裂应用最成熟最广泛的高压流体为高粘压裂液(一种高粘度的大分子水溶液),但大部分储层因为含有一定比例的黏土矿物而具有水敏性,即被水浸透后发生黏土水化或黏土矿物颗粒运移而致使渗透率降低的现象。对于本身就低孔隙度低渗透率的致密砂岩气藏而言,若因外来流体的侵入污染而伤害储层,进一步减低岩石基质渗透率,则会造大幅度降低改造效果。
一方面,不同于常规砂岩储层,致密砂岩储层自身的低孔低渗决定了其压裂改造思路以造长缝、大缝为主,因此对压裂液、支撑剂的需求比常规压裂要多几倍甚至十倍以上;另一方面,不同于天然裂缝等弱结构面高度发育的页岩储层,致密砂岩储层一般难以形成分支纵横交错的复杂缝网,因此需要对水平段进行多簇射孔形成多处起裂,也就是通过密切割压裂工艺,人为提高裂缝在储层中的分布数量,这无疑又进一步增加了致密砂岩储层改造对压裂液的需求量,这对具有中强—强水敏的储层十分不友好,因为大量压裂液进入低孔低渗储层后,首先是与矿物作用发生水敏,其次是长期滞留孔隙无法有效返排,均成为降低压裂改造的主要原因。因此,需要提出一种适用于致密砂岩密切割压裂工艺,既能够保证压裂液输砂量的需求,又能大幅度降低用液强度的施工方法。
图2是本申请实施例提供的一种储层压裂方法的流程图。参见图2,该实施例包括:
步骤201:储层压裂设备采用多次向储层注入压裂液后停泵的方式,获取每次注入压裂液的过程中的排量和泵压。
其中,排量是指压裂液的注入速率。停泵的次数根据需要设置,例如,将停泵次数设置为4、5或者其他数值。
可选地,压裂液为高粘压裂液,高粘压裂液是指粘度较高的压裂液,在本申请实施例中,高粘压裂液的粘度范围为18-20mPa·s。
可选地,储层为致密砂岩储层,当然,储层还能够为其他储层,本申请实施例对此不做限制。
该步骤实际上是在对储层进行小型的压裂测试,通过压裂测试获取该储层的测试数据,包括排量和泵压,后续通过步骤202则能够获知该储层中的裂缝延伸的难易程度。
在一种可能的实现方式中,每次注入压裂液的过程中的排量是设置在储层压裂设备中的,泵压是在每次注入压裂液的过程中测量的。可选地,储层压裂设备获取每次注入压裂液过程中的最大排量和最大泵压。其中,每次注入压裂液的过程中最大排量是设置的,最大泵压是每次注入压裂液的过程中测量的。
可选地,每次注入压裂液的最大排量是递增的,例如,停泵次数为3,第一次注入压裂液的最大排量为10m3/min,第二次注入压裂液的最大排量为12m3/min,第三次注入压裂液的最大排量为14m3/min。可选地,最大排量递增的量根据需要设置,例如,后一次的最大排量比前一次的最大排量增加2m3或者其他数值,本申请实施例对此不做限制。
需要说明的一点是,对于每次注入压裂液,在该次注入过程中压裂液的排量是在不断增加的,例如,压裂液的排量起初为2m3/min,并且,以3m3/min的速率增加,在排量增加到设置的最大排量时,则开始停泵。可选地,每次注入压裂液过程中,压裂液的排量增加的速率根据需要设置,上述3m3/min仅是示例性说明,本申请实施例对此不做限制。
在本申请实施例中,每次注入压裂液过程中,由于压裂液的排量增加的速率较快,能够较快达到设置的最大排量,使得每次开泵到停泵的时间较短,因此消耗的压裂液的量较少。
步骤202:储层压裂设备根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定储层的难度等级,响应关系表示泵压变化与排量变化之间的关系,难度等级表示储层中的裂缝延伸的难易度。
在储层中注入压裂液,则泵压会上升,并且,储层中裂缝延伸的难易程度不同,泵压变化对于压裂液的排量变化的响应也不同。因此,能够通过排量与泵压之间的响应关系来确定储层的难度等级。
在一种可能的实现方式中,储层压裂设备根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定储层的难度等级,包括:储层压裂设备根据多次停泵对应的压裂液的排量和泵压,确定多次停泵对应的排量变化参数和多次停泵对应的泵压变化参数;根据排量变化参数和泵压变化参数,确定储层的难度等级。
可选地,排量变化参数包括排量变化的速率,若用坐标系中的多个点表示多次注入压裂液,每个点的纵坐标的值表示每次注入压裂液的排量,则对多个点进行拟合后,得到的线条的斜率即为排量变化的速率。
可选地,泵压变化参数包括泵压变化的速率,若用坐标系中的多个点表示多次注入压裂液,每个点的纵坐标的值表示每次注入压裂液对应的泵压,则对多个点进行拟合后,得到的线条的斜率即为泵压变化的速率。
需要说明的一点是,上述步骤201中停泵的次数也能够根据需要进行调整,例如,将停泵次数设置为5,并且获取5次注入压裂液的排量和泵压之后,由于设备或者其他原因导致泵压的线性差,例如,对代表注入压裂液的多个点进行拟合后,多个点中,相连接的两个点间线段的斜率差异较大,则不利于获取拟合出的线条的斜率。在此情况下,能够通过增加停泵次数,以减小拟合出的线条的斜率的误差,从而增加获取的泵压变化参数的准确率。
在一种可能的实现方式中,储层压裂设备根据排量变化参数和泵压变化参数,确定储层的难度等级,包括:若泵压变化的速率小于排量变化的速率,储层压裂设备则确定难度等级为第一等级;若泵压变化的速率不小于排量变化的速率,储层压裂设备则确定难度等级为第二等级。其中,第一等级的难度小于第二等级的难度,第一提排量速率大于第二提排量速率。
在本申请实施例中,泵压变化的速率小于排量变化的速率表明储层中压裂液的滤失速率较大,储层中的裂缝较易延伸,而泵压变化的速率不小于排量变化的速率则表明储层中压裂液的滤失速率较小,储层中的裂缝较难延伸,在此基础上,在泵压变化的速率小于排量变化的情况下,将难度等级确定为第一等级,在泵压变化的速率不小于排量变化的情况下,将难度等级确定为第二等级,且第一等级的难度小于第二等级的难度,如此使得确定的难度等级能够准确代表储层中的裂缝延伸的难易度。
参考图3,图3为泵压与排量之间的响应关系示意图。其中,进行了四次停泵。“排量”相邻的实线为四次注入压裂液的过程中,最大排量对应的四个点连接后形成的。与该实线相邻的虚线为该实线的近似线段,示例性的,将该近似线段的斜率作为排量变化的速率。其中,y=1.7x+8.5为该近似线段的表达式,1.7代表排量变化的速率。“压力响应1”是在储层1中测量的,“压力响应2”是在储层2中测量的,“压力响应1”相邻的实线为四次注入压裂液的过程中,最大泵压对应的四个点连接后形成的。与该实线相邻的虚线为该实线的近似线段,示例性的,将该近似线段的斜率作为泵压变化的速率。其中,y=8.4x+38,8.4代表泵压变化的速率。“压力响应2”相邻的实线为四次注入压裂液的过程中,最大泵压对应的四个点连接后形成的。与该实线相邻的虚线为该实线的近似线段,示例性的,将该近似线段的斜率作为泵压变化的速率。其中,y=1.6x+48.5,1.6代表泵压变化的速率。从图3中能够看出,储层1的泵压变化的速率小于排量变化的速率,即储层1的裂缝较易延伸。储层2的泵压变化的速率大于排量变化的速率,即储层2的裂缝较难延伸。
步骤203:若难度等级为第一等级,储层压裂设备则在开泵后以第一提排量速率注入压裂液,若难度等级为第二等级,则在开泵后以第二提排量速率注入压裂液。
其中,提排量速率是指排量增加的速率。第一提排量速率大于第二提排量速率。
可选地,第一提排量速率和第二提排量速率根据需要设置,例如,第一提排量速率设置为3-4m3/min,第二提排量速率设置为2m3/min,本申请实施例对此不做限制。
在本申请实施例中,若难度等级为第一等级,则表明裂缝较易延伸,在此情况下以较大的提排量速率注入压裂液,以增大储层的压力,使得裂缝能够较快且较好地延伸,并且,以较大的提排量速率注入压裂液,则压裂液的排量达到参考排量(能够携带支撑剂对应的排量)时,对应的总的注入体积较小,减少了压裂液的用量,避免对储层造成伤害。若难度等级为第二等级,则表明裂缝较难延伸,在此情况下以较小的提排量速率注入压裂液,能够保证储层压力不会增加过快,避免对注入设备造成损坏,且以较小的提排量速率注入压裂液,压裂液的排量达到参考排量时,对应的总的注入体积较大,能够保证储层中的裂缝在较难延伸的情况下的压裂效果。
需要说明的一点是,在步骤202中,储层压裂设备还能够根据每次注入压裂液的过程中,压裂液的注入体积和停泵时泵压的下降速率,来获取储层的滤失速率。相应的,在该步骤203中,储层压裂设备可以在难度等级为第一等级,且滤失速率大于参考阈值的情况下,在开泵后以第一提排量速率注入压裂液,在难度等级为第二等级,或者滤失速率不大于参考阈值的情况下,在开泵后以第二提排量速率注入压裂液。如此能够保证在储层滤失速率较大的情况下,储层中的压力保持较大,使得裂缝较快且较好地延伸。
步骤204:储层压裂设备在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂。
可选地,支撑剂包括石英砂、玻璃球、核桃壳、铝球、陶粒等,本申请实施例对此不做限制。
在本申请实施例中,由于参考排量一般较大,在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂,则支撑剂不会因为压裂液的排量过小而在注入储层的过程中沉降,造成堵塞。
在一种可能的实现方式中,在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂,包括:若难度等级为第一等级,则在压裂液的排量达到参考排量,且注入体积达到第一参考体积时,在压裂液中增加支撑剂;若难度等级为第二等级,则在压裂液的排量达到参考排量,且注入体积达到第二参考体积时,在压裂液中增加支撑剂。其中,第一参考体积小于第二参考体积。
其中,第一参考体积和第二参考体积根据需要设置,例如,第一参考体积为一个井筒容积,第二参考体积为三个井筒容积,本申请实施例对此不做限制。
在本申请实施例中,若难度等级为第一等级则表明裂缝较易延伸,由于裂缝较易延伸,因此,在注入体积较小的情况下,在压裂液中增加支撑剂,也不会造成支撑剂对裂缝的堵塞现象,而在注入体积较小的情况下就在压裂液中增加支撑剂,能够减少对于前置液的用量,避免对储层造成损坏。其中,前置液是指未携带支撑剂前的压裂液。
在一种可能的实现方式中,储层压裂设备在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂,包括:储层压裂设备在压裂液的排量达到参考排量,且地层压力处于稳定状态时,在压裂液中增加支撑剂。
可选地,储层压裂设备在压裂液的排量达到参考排量时,测量地层压力是否稳定,若地层压力稳定,则在压裂液中增加支撑剂,若地层压力不稳定,则等到地层压力稳定时,在压裂液中增加支撑剂。由于地层压力不稳定时,在压裂液中增加支撑剂,支撑剂容易堵塞在裂缝的开口处,而无法顺利进入裂缝,从而影响储层的压裂效果,因此,本申请实施例在地层压力处于稳定状态时,在压裂液中增加支撑剂能够避免支撑剂的堵塞现象,储层压裂的效果好。
步骤205:储层压裂设备在压裂液的注入体积达到第三参考体积或者支撑剂的注入量达到参考注入量时停泵。
其中,第三参考体积根据需要设置,例如,第三参考体积为储层压裂工程所设计的总的压裂液的体积的一半。参考注入量时根据需要设置,例如,参考注入量为储层压裂工程所设计的支撑剂总量的一半。
需要说明的一点是,停泵时,储层压裂设备仅停止向储层注入压裂液,但压裂液的注入管汇不泄压。
步骤206:储层压裂设备在保持压裂液的注入管汇不泄压的前提下,确定储层中的裂缝在缝宽方向上的诱导应力。
需要说明的一点是,水平井分段压裂时,形成的初始裂缝会诱发井筒周围应力分布二次改变,产生诱导应力场。诱导应力场将会对后续裂缝起裂产生影响。其中,裂缝在缝宽方向上的诱导应力是影响后续裂缝起裂或者扩展较慢的裂缝难以进一步延伸的根本原因。
在一种可能的实现方式中,储层压裂设备获取裂缝的高度、储层在缝宽方向上的地层孔隙压力和裂缝扩展时的缝内净压力,根据裂缝的高度、储层在缝宽方向上的地层孔隙压力和裂缝扩展时的缝内净压力,获取裂缝在缝宽方向上的诱导应力。可选地,通过下述公式(1)获取裂缝在缝宽方向上的诱导应力。
其中,σx为在缝宽方向上的诱导应力,p为裂缝扩展时的缝内净压力,h为裂缝的高度,ppx为储层在缝宽方向上的地层孔隙压力,L为储层中任意一点距离裂缝中心处的距离。
可选地,根据需要设置L的值,本申请实施例对此不做限制。可选地,其中,储层在缝宽方向上的地层孔隙压力根据储层的滤失速率获取。
步骤207:当诱导应力下降至小于诱导应力阈值时,或者,当诱导应力与静液压力之差下降至小于参考差值时,储层压裂设备再次启泵。
由于储层中压裂液的逐渐滤失,停泵时间越长,在缝宽方向上的诱导应力越小,当诱导应力下降至一定范围,则能够再次启泵。
参考图4,图4为一种诱导应力的变化示意图。其中,间距为距离裂缝中心处的距离。距离裂缝中心处的距离越大,诱导应力越小。σx为在缝宽方向上的诱导应力,从三个坐标图中能够看出,停泵时间越长,诱导应力越小。
参考图5,图5为另一种诱导应力的变化示意图。其中,每条曲线代表一个时间点下,距离裂缝中心处不同距离的点的诱导应力。对于任一时间点,能够看出诱导应力随着距离裂缝中心处的距离增加而变小。对于任一个距离,能够看出诱导应力随着停泵时长的增加而变小。
参考图6,图6为一种诱导应力的平衡状态示意图。其中,z坐标轴的方向为缝高方向,y坐标轴的方向为缝长方向,x坐标轴的方向为缝宽方向,h代表裂缝的高度,σz为在缝高方向上的诱导应力,σx为在缝宽方向上的诱导应力,σy(图中未示出)为在缝长方向上的诱导应力,三个方向上的诱导应力保持平衡。
可选地,当诱导应力下降至小于诱导应力阈值时,或者,当诱导应力与静液压力之差下降至小于参考差值时,储层压裂设备再次启泵。
其中,诱导应力阈值根据需要设置,本申请实施例对此不做限制。参考差值根据需要设置,例如,参考差值为8Mpa或者为其他数值,本申请实施例对此不做限制。
在本申请实施例中,由于压裂液的注入一方面会不断增加地层压力,另一方面,在密切割压裂工艺中,由于射孔簇间距很短,一般在8~12米左右,因此裂缝的相互挤压会形成不可忽视的缝间干扰效应,造成后续裂缝或者扩展较慢的裂缝难以进一步延伸,形成裂缝间竞争性进液,造成裂缝在储层中的不均匀延伸,甚至部分射孔孔眼不能按预期开启裂缝。而在储层压裂的过程中,中途停泵,并且注入管汇不泄压,等待缝宽方向上的诱导应力逐渐下降,并且下降至小于诱导应力阈值或者小于诱导应力与静液压力之差时,再次启泵,能够缓解裂缝间的相互挤压,改善相邻射孔簇的进液情况,避免裂缝竞争性进液,达到多条裂缝共同在储层中均匀延伸的目的,储层压裂的效果好。
在一种可能的实现方式中,再次启泵后,若难度等级为第一等级,储层压裂设备则以第一提排量速率注入压裂液,若难度等级为第二等级,储层压裂设备则以第二提排量速率注入压裂液;在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂。实现方式与上述步骤203-204的实现方式类似,此处不再赘述。
需要说明的一点是,本申请实施例提供的储层压裂方法能够在保证施工顺利的前提下优化压裂液用量,将前置液量用量由原来占压裂液总量的20%,降低至10%,从根本上解决因压裂液注入过多导致的储层水锁或水相圈闭伤害。
参考图7,图7为对一储层中的气井进行压裂得到的多个参数的变化示意图。其中,套管压力等于泵压,排出排量为压裂液的排量,砂浓度为所用的支撑剂“砂”的浓度。该气井压裂施工前的开井压力(即静液压力)为14MPa,通过本申请实施例提供的方法,在前置液阶段采用高粘压裂液(粘度范围为18~20mPa·s),进行4次瞬时停泵测试,并且每次注入压裂液的过程中最高排量逐次提升,分别为10m3/min,12m3/min,14m3/min,15m3/min,对应的最高泵压分别为54MPa,50MPa,55MPa,62MPa,判断储层中的裂缝较易延伸,并且从每次瞬时停泵测试中压裂液的注入体积和泵压的下降速率来看,地层存在一定滤失能力。为了保证人工裂缝持续延伸,需要在存在滤失的前提下保持一定净压力,因此采用快速提排量的方案,提排量速率平均为3.7m3/min,最高设计排量16m3/min,包含瞬时停泵测试在内的累计前置液用量141.3m3,占总液量1850m3的7%,大大降低了前置液用量。正式加砂后的起始加砂浓度为60kg/m3,支撑剂规格为70/140目石英砂。
该井在压裂液的注入体积达1060.7m3,加砂96.8t时中途停泵。在停泵时长达200分钟时,缝宽方向上的诱导应力下降至22MPa,与静液压力之差为8MPa,判定已达到重新启泵的条件,再次启泵后考虑到前期施工已有相当数量的人工裂缝形成,后续砂堵风险较小,因此再次启泵后前置液用量仅为63.8m3,占总液量的3.4%,同时后续提排量速率为3.1m3/min,砂浓度快速由60kg/m3提升至480kg/m3,并在施工后期尾追40/70目覆膜石英砂,最高砂浓度540kg/m3。
在本申请实施例中,根据压裂液的排量与泵压之间的响应关系确定储层中裂缝延伸的难易度,在裂缝较易延伸的情况下,以较大的提排量速率注入压裂液,以增大储层的压力,能够使裂缝较快且较好地延伸。并且,以较大的提排量速率注入压裂液,则压裂液的排量达到参考排量时,对应的总的注入体积较小,减少了压裂液的用量,避免对储层造成伤害。另外,在储层裂缝较难延伸的情况下,以较小的提排量速率注入压裂液,能够保证储层压力不会增加过快,避免对注入设备造成损坏。并且,以较小的提排量速率注入压裂液,压裂液的排量达到参考排量时,对应的总的注入体积较大,能够保证储层中的裂缝在较难延伸的情况下的压裂效果。
图8是本申请实施例提供的一种储层压裂设备的框图。参见图8,该设备包括:
数据采集装置801,被配置为采用多次向储层注入压裂液后停泵的方式,获取每次注入压裂液的过程中的排量和泵压;
数据处理装置802,被配置为根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定储层的难度等级,响应关系表示泵压变化与排量变化之间的关系,难度等级表示储层中的裂缝延伸的难易度;
压裂液注入装置803,被配置为若难度等级为第一等级,则在开泵后以第一提排量速率注入压裂液,若难度等级为第二等级,则在开泵后以第二提排量速率注入压裂液,第一等级的难度小于第二等级的难度,第一提排量速率大于第二提排量速率,提排量速率是指排量增加的速率;
支撑剂注入装置804,被配置为在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂。
在一种可能的实现方式中,数据处理装置802,包括:
参数获取模块,被配置为根据多次停泵对应的压裂液的排量和泵压,确定多次停泵对应的排量变化参数和多次停泵对应的泵压变化参数;
等级确定模块,被配置为根据排量变化参数和泵压变化参数,确定储层的难度等级。
在另一种可能的实现方式中,等级确定模块,被配置为若泵压变化的速率小于排量变化的速率,则确定难度等级为第一等级;若泵压变化的速率不小于排量变化的速率,则确定难度等级为第二等级。
在另一种可能的实现方式中,支撑剂注入装置804,被配置为若难度等级为第一等级,则在压裂液的排量达到参考排量,且注入体积达到第一参考体积时,在压裂液中增加支撑剂;若难度等级为第二等级,则在压裂液的排量达到参考排量,且注入体积达到第二参考体积时,在压裂液中增加支撑剂,第一参考体积小于第二参考体积。
在另一种可能的实现方式中,支撑剂注入装置804,被配置为在压裂液的排量达到参考排量,且地层压力处于稳定状态时,在压裂液中增加支撑剂。
在另一种可能的实现方式中,设备还包括:
停泵装置,被配置为在压裂液的注入体积达到第三参考体积或者支撑剂的注入量达到参考注入量时停泵;
诱导应力确定装置,被配置为在保持压裂液的注入管汇不泄压的前提下,确定储层中的裂缝在缝宽方向上的诱导应力;
启泵装置,被配置为当诱导应力下降至小于诱导应力阈值时,或者,当诱导应力与静液压力之差下降至小于参考差值时,再次启泵。
在另一种可能的实现方式中,压裂液注入装置803,还被配置为再次启泵之后,若难度等级为第一等级,则以第一提排量速率注入压裂液,若难度等级为第二等级,则以第二提排量速率注入压裂液;
支撑剂注入装置804,还被配置为再次启泵之后,在压裂液的排量达到参考排量时,在压裂液中增加支撑剂。
在另一种可能的实现方式中,压裂液为高粘压裂液,储层为致密砂岩储层。
在本申请实施例中,根据压裂液的排量与泵压之间的响应关系确定储层中裂缝延伸的难易度,在裂缝较易延伸的情况下,以较大的提排量速率注入压裂液,以增大储层的压力,能够使裂缝较快且较好地延伸。并且,以较大的提排量速率注入压裂液,则压裂液的排量达到参考排量时,对应的总的注入体积较小,减少了压裂液的用量,避免对储层造成伤害。另外,在储层裂缝较难延伸的情况下,以较小的提排量速率注入压裂液,能够保证储层压力不会增加过快,避免对注入设备造成损坏。并且,以较小的提排量速率注入压裂液,压裂液的排量达到参考排量时,对应的总的注入体积较大,能够保证储层中的裂缝在较难延伸的情况下的压裂效果。
需要说明的是:上述实施例提供的储层压裂设备在进行储层压裂时,仅以上述各功能模块的划分进行举例说明,实际应用中,可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成,即将储层压裂设备的内部结构划分成不同的功能模块,以完成以上描述的全部或者部分功能。另外,上述实施例提供的储层压裂设备与储层压裂方法实施例属于同一构思,其具体实现过程详见方法实施例,这里不再赘述。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例的全部或部分步骤可以通过硬件来完成,也可以通过程序来程序代码相关的硬件完成,所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中,上述提到的存储介质可以是只读存储器,磁盘或光盘等。
以上所述仅为本申请的可选实施例,并不用以限制本申请,凡在本申请的精神和原则之内,所作的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种储层压裂方法,其特征在于,所述方法包括:
采用多次向储层注入压裂液后停泵的方式,获取每次注入压裂液的过程中的排量和泵压;
根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定所述储层的难度等级,所述响应关系表示泵压变化与排量变化之间的关系,所述难度等级表示所述储层中的裂缝延伸的难易度;
若所述难度等级为第一等级,则在开泵后以第一提排量速率注入所述压裂液,若所述难度等级为第二等级,则在开泵后以第二提排量速率注入所述压裂液,所述第一等级的难度小于所述第二等级的难度,所述第一提排量速率大于所述第二提排量速率,所述提排量速率是指排量增加的速率;
在所述压裂液的排量达到参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂;
所述根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定所述储层的难度等级,包括:
根据多次停泵对应的压裂液的排量和泵压,确定多次停泵对应的排量变化参数和多次停泵对应的泵压变化参数;
根据所述排量变化参数和所述泵压变化参数,确定所述储层的难度等级;
所述根据所述排量变化参数和所述泵压变化参数,确定所述储层的难度等级,包括:
若所述泵压变化的速率小于所述排量变化的速率,则确定所述难度等级为第一等级;
若所述泵压变化的速率不小于所述排量变化的速率,则确定所述难度等级为第二等级。
2.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述在所述压裂液的排量达到参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂,包括:
若所述难度等级为所述第一等级,则在所述压裂液的排量达到所述参考排量,且注入体积达到第一参考体积时,在所述压裂液中增加支撑剂;
若所述难度等级为所述第二等级,则在所述压裂液的排量达到所述参考排量,且所述注入体积达到第二参考体积时,在所述压裂液中增加支撑剂,所述第一参考体积小于所述第二参考体积。
3.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述在所述压裂液的排量达到参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂,包括:
在所述压裂液的排量达到参考排量,且地层压力处于稳定状态时,在所述压裂液中增加支撑剂。
4.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述在所述压裂液中增加支撑剂之后,所述方法还包括:
在所述压裂液的注入体积达到第三参考体积或者所述支撑剂的注入量达到参考注入量时停泵;
在保持所述压裂液的注入管汇不泄压的前提下,确定所述储层中的裂缝在缝宽方向上的诱导应力;
当所述诱导应力下降至小于诱导应力阈值时,或者,当所述诱导应力与静液压力之差下降至小于参考差值时,再次启泵。
5.根据权利要求4所述的方法,其特征在于,所述再次启泵之后,所述方法还包括:
若所述难度等级为第一等级,则以所述第一提排量速率注入所述压裂液,若所述难度等级为第二等级,则以所述第二提排量速率注入所述压裂液;
在所述压裂液的排量达到所述参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂。
6.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述压裂液为高粘压裂液,所述储层为致密砂岩储层。
7.一种储层压裂设备,其特征在于,所述设备包括:
数据采集装置,被配置为采用多次向储层注入压裂液后停泵的方式,获取每次注入压裂液的过程中的排量和泵压;
数据处理装置,被配置为根据获取到的排量与泵压之间的响应关系,确定所述储层的难度等级,所述响应关系表示泵压变化与排量变化之间的关系,所述难度等级表示所述储层中的裂缝延伸的难易度;
压裂液注入装置,被配置为若所述难度等级为第一等级,则在开泵后以第一提排量速率注入所述压裂液,若所述难度等级为第二等级,则在开泵后以第二提排量速率注入所述压裂液,所述第一等级的难度小于所述第二等级的难度,所述第一提排量速率大于所述第二提排量速率,所述提排量速率是指排量增加的速率;
支撑剂注入装置,被配置为在所述压裂液的排量达到参考排量时,在所述压裂液中增加支撑剂;
参数获取模块,被配置为根据多次停泵对应的压裂液的排量和泵压,确定多次停泵对应的排量变化参数和多次停泵对应的泵压变化参数;
等级确定模块,被配置为根据所述排量变化参数和所述泵压变化参数,确定所述储层的难度等级,若所述泵压变化的速率小于所述排量变化的速率,则确定所述难度等级为第一等级;若所述泵压变化的速率不小于所述排量变化的速率,则确定所述难度等级为第二等级。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011224344.2A CN114439444B (zh) | 2020-11-05 | 2020-11-05 | 储层压裂方法及设备 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011224344.2A CN114439444B (zh) | 2020-11-05 | 2020-11-05 | 储层压裂方法及设备 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN114439444A CN114439444A (zh) | 2022-05-06 |
CN114439444B true CN114439444B (zh) | 2024-03-01 |
Family
ID=81361818
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202011224344.2A Active CN114439444B (zh) | 2020-11-05 | 2020-11-05 | 储层压裂方法及设备 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN114439444B (zh) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
CN104533375A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种天然裂缝储层的压裂改造方法 |
CN107558979A (zh) * | 2016-06-30 | 2018-01-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩体积压裂的方法 |
CN109252843A (zh) * | 2017-07-11 | 2019-01-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 油气藏测试压裂方法和油气藏压裂方法 |
CN111104724A (zh) * | 2018-10-10 | 2020-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂缝内总净压力评估方法 |
-
2020
- 2020-11-05 CN CN202011224344.2A patent/CN114439444B/zh active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
CN104533375A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种天然裂缝储层的压裂改造方法 |
CN107558979A (zh) * | 2016-06-30 | 2018-01-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩体积压裂的方法 |
CN109252843A (zh) * | 2017-07-11 | 2019-01-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 油气藏测试压裂方法和油气藏压裂方法 |
CN111104724A (zh) * | 2018-10-10 | 2020-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂缝内总净压力评估方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN114439444A (zh) | 2022-05-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106382111B (zh) | 增加页岩气压裂裂缝复杂性的方法 | |
CN112240191B (zh) | 一种页岩气压裂加砂方法 | |
CN109751025B (zh) | 一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法 | |
CN105604534A (zh) | 用于煤层气储层增产的水力波及压裂工艺方法 | |
CN110984949B (zh) | 一种页岩连续式加砂压裂工艺 | |
CN104109528A (zh) | 一种稳砂解堵酸化液及其制备方法 | |
CN113513295B (zh) | 一种提高段内多簇裂缝均匀延伸和支撑的方法 | |
CN104675371A (zh) | 一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法 | |
CN106761644A (zh) | 一种页岩压裂过程中控制压力异常上升的处理方法 | |
CN111927423B (zh) | 一种页岩加砂压裂停泵压裂转向方法 | |
CN109751033A (zh) | 一种针对致密砂岩油藏的压裂方法 | |
CN111472730B (zh) | 大段多簇压裂的射孔方案确定方法 | |
CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
CN113216923A (zh) | 一种提高缝网支撑效果的页岩气压裂造缝和加砂交替工艺 | |
CN114439444B (zh) | 储层压裂方法及设备 | |
CN112832731B (zh) | 一种长水平段油井储层微压裂方法 | |
CN102562024B (zh) | 一种优化均匀铺置浓度的压裂设计方法 | |
CN112302605B (zh) | 一种页岩气水平井分段重复压裂的方法 | |
CN114757029B (zh) | 海上长水平井α-β波多级降排充填施工模拟方法及系统 | |
CN115081352B (zh) | 深水高温高压疏松砂岩端部脱砂工艺设计优化方法及装置 | |
CN111413206B (zh) | 水击压力波信号模拟系统 | |
CN110671089B (zh) | 一种压裂充填工艺参数优化设计方法 | |
CN113250653A (zh) | 注水井的酸化方法 | |
Yuan et al. | Optimization of temporary plugging parameters under rough fractures | |
RU2304704C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором |
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 |