CN114622884A - 一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用 - Google Patents
一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114622884A CN114622884A CN202011450087.4A CN202011450087A CN114622884A CN 114622884 A CN114622884 A CN 114622884A CN 202011450087 A CN202011450087 A CN 202011450087A CN 114622884 A CN114622884 A CN 114622884A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing
- full
- stratum
- pump
- slickwater
- 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 53
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims description 68
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 claims description 51
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 235000015110 jellies Nutrition 0.000 claims description 14
- 239000008274 jelly Substances 0.000 claims description 14
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 6
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims 1
- 230000008093 supporting effect Effects 0.000 abstract description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 235000021185 dessert Nutrition 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 3
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000027648 face development Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229920013818 hydroxypropyl guar gum Polymers 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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
本发明提供了一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用。该方法包括步骤：(1)获取地层天然裂缝发育程度的相关参数；(2)依据所述相关参数判断地层天然裂缝的发育程度，选择与所述发育程度相匹配的支撑剂注入方式；(3)向地层注入顶替液，完成压裂施工。该方法能实现简单主缝或复杂裂缝下裂缝全支撑和全裂缝有效导流的目的。
Description
技术领域
本发明涉及油气井增产改造领域，具体涉及一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用。
背景技术
页岩气、页岩油等非常规油气已成为我国油气增储上产的重要组成部分，压裂技术是实现该类油气藏有效动用的必要手段。以页岩气为例，页岩储层具有天然裂缝发育、层理发育和脆性高等特点，具备形成复杂裂缝系统条件，现场实践通过微地震、示踪剂等物理化学手段验证页岩压裂能够沟通天然裂缝、层理缝构建复杂裂缝系统，裂缝具有多尺度特征。以砂岩致密气为例，通过室内大型三维裂缝扩展物模实验发现对于不含天然裂缝等弱面的砂岩储层，即使水平主应力差为0，裂缝形态以简单双翼缝，裂缝形态复杂程度较低，但是对于裂缝远-中-近区域裂缝宽度具有多尺度特征，同时在常规泵注过程中采用先小后大的支撑剂铺置流程，但是受限于滑溜水较差的携砂能力，在滑溜水携带大粒径支撑剂时，主要以近距离铺置为主，输送距离较短，导致裂缝中端支撑效果较差，有效支撑缝长较短。因此，如何实现多尺度裂缝全部有效支撑成为压裂改造面临的主要难题之一。页岩气藏清水压裂形成的缝网中存在大量非支撑剂充填裂缝，粗糙裂缝面的剪切错位是主要的导流机理，点状支撑下的导流能力在高闭合应力下保持能力极差，如果未发生剪切滑移即使裂缝具有一定粗糙度，导流能力也极低无法满足需求。(邹雨时、张士诚等，页岩压裂剪切裂缝形成条件极其导流能力研究，科学技术与工程，2013年第13卷18期，5152-5157)。
因此，提供一种油气井多尺度裂缝全支撑压裂方法成为本领域亟待解决的技术问题。
发明内容
为了解决上述问题，本发明的目的在于提供一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法。该方法根据大规模注入滑溜水形成的复杂裂缝系统下多尺度裂缝的尺寸差异，进行分级支撑，从而实现复杂裂缝系统下多尺度裂缝的全支撑。
本发明的另一个目的在于提供所述油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法的应用。
为达上述目的，一方面，本发明提供了一种多尺度裂缝全支撑压裂方法，包括以下步骤：(1)获取地层天然裂缝发育程度的相关参数；(2)依据所述相关参数判断地层天然裂缝的发育程度，选择与所述发育程度相匹配的压裂液体系的注入方式；若所述地层天然裂缝被判断为发育，则注入方式选择滑溜水、具有液固转换功能的段塞、线性胶或冻胶、携带支撑剂的线性胶或冻胶相结合注入的方式；若所述地层天然裂缝被判断为不发育，则注入方式选择滑溜水和线性胶相结合注入的方式；(3)向地层注入顶替液，完成压裂施工。
根据本发明的一些具体实施方案，步骤(1)中，所述相关参数是通过向地层泵入滑溜水，然后停泵测压降获取的；优选地，所述相关参数包括井底破裂压力与停泵压力比值、停泵后压降速率和G函数曲线特征；进一步优选地，所述滑溜水的泵入量为50-100m3；进一步优选地，所述泵的排量要求是单个射孔孔眼流量为0.25-0.3m3/min；；进一步优选地，停泵时间不低于30min；进一步优选地，按质量百分比计，所述滑溜水包括如下组分：0.8％降阻剂、2％粘土稳定剂、1％破乳剂、2％驱油剂，余量为水。
上述方法中，可以利用Fracpro压裂分析软件对压降数据进行分析。
上述方法中，利用泵入滑溜水进行测试压裂，停泵测压降，主要目的为利用不同类型储层压后液体滤失差异来判断裂缝发育情况，对于裂缝发育的储层，人工裂缝系统较为复杂，改造体积更大，控制基质程度更高，所以停泵后液体滤失速率更快。
根据本发明的一些具体实施方案，当停泵后压降速率大于0.5MPa/min，井底破裂压力与停泵压力比近似等于1，且通过压裂软件解释G函数曲线呈现凸形，则判断所述地层天然裂缝发育。
根据本发明的一些具体实施方案，步骤(2)中，若所述地层天然裂缝被判断为发育，则注入方式具体包括以下步骤：步骤A1：向地层注入滑溜水；步骤A2：向地层泵注具有液固转换功能的段塞；步骤A3：注入顶替液，然后停泵关井并监控井口压力；步骤A4：向地层泵注携带支撑剂的滑溜水；步骤A5：向地层泵注线性胶或冻胶；步骤A6：向地层注入携带支撑剂的线性胶或冻胶。
上述方法中，针对天然裂缝、层理等弱面发育的储层，在裂缝网络形成机理研究中发现，弱面发育是形成复杂裂缝的必要条件。前置液阶段使用滑溜水大排量注入，主要基于滑溜水低粘高穿透性能的特点，实现对天然裂缝的激活沟通造复杂缝网，大排量注入以保证缝内能够建立足够的净压力促使裂缝正常延伸。
根据本发明的一些具体实施方案，步骤A2中，所述段塞为自支撑压裂液液体段塞，优选地，所述自支撑压裂液液体段塞的使用量是10-30m3；进一步优选地，所述自支撑压裂液液体段塞的粘度在实际地层温度下小于10mpa.s，所述自支撑压裂液液体段塞是在停泵45min以后开始固化形成离散的颗粒，固化完成时间不超过4h。自支撑压裂液是一种温控材料，在常温下是一种无固相的液体，随着温度升高逐步固化形成具有一定抗压强度的颗粒。
根据本发明的一些具体实施方案，步骤A3中停泵关井时间需根据步骤A2中的段塞固化时间优化确定；该固化时间由缝内温度场分布和室内实验数据共同决定，优选地，所述固化时间为1-3h，关井过程需监控井口压力变化来判断裂缝闭合情况。
上述方法中，基于形成的复杂裂缝网络由于分流作用，沟通的天然裂缝开度较低，支撑剂很难进入天然裂缝实现有效支撑，选择采用具有液固就地转化功能的自支撑压裂液液体段塞，通过压裂高压注入和停泵后液体滤失双重机制使其进入天然裂缝，通过停泵一定时间待其固化形成具有一定抗压强度的离散颗粒，从而实现天然裂缝端部的有效支撑。根据本发明的一些具体实施方案，步骤A4中，所述支撑剂的尺寸为200目。采用200目的微细支撑剂主要用来支撑比天然裂缝开度大一些的微细裂缝，同时采用具有高渗透性的滑溜水在大排量下携带。
根据本发明的一些具体实施方案，步骤A6中的支撑剂的尺寸选自40-70目和30-50目中的一种或两种组合。所述支撑剂尺寸为中小粒径，用于充填主缝；最后携砂阶段选择其中30-50目支撑剂充填缝口。本发明在注入时可以选择多粒径支撑剂的组合，采用粒径从大到小的注入方式。
上述方法中，在实现微细裂缝支撑以后，采用中粘度的线性胶或者高粘的冻胶造主缝，具体用量根据井网结构优化。
根据本发明的一些具体实施方案，步骤(2)中，若所述地层天然裂缝被判断为不发育，人工裂缝以简单双翼缝为主的储层，则注入方式具体包括以下步骤；步骤B1：向地层注入滑溜水；步骤B2：向地层注入携带支撑剂的滑溜水；步骤B3：向地层注入携带支撑剂的线性胶。
上述方法中，针对天然裂缝不发育储层，压裂形成简单双翼缝，裂缝横向远-中-近位置裂缝宽度具有多尺度效应，由于滑溜水携砂性能较差，支撑剂沉降速率快，铺置过程以砂堤形式逐级铺置。传统携砂模式会导致近井以小粒径为主，中部以大粒径、远断无支撑的情况，有效支撑缝长较短。基于上述问题，提出先使用滑溜水输送中大粒径支撑填充裂缝近、中位置，然后利用线性胶携带小粒径支撑填充远端裂缝，实现全裂缝支撑和全裂缝有效导流。
根据本发明的一些具体实施方案，当井底破裂压力与停泵压力比近似大于1.05，压降速率小于0.5MPa/min且G函数曲线呈现线性特征则被判断为不发育。根据本发明的一些具体实施方案，所述步骤A1或步骤B1中，所述滑溜水的注液强度在水平井压裂和直井压裂过程中是不同的；其中在水平井压裂过程中，所述滑溜水的注液强度为25-45m3/m，在直井压裂过程中，所述滑溜水的注液强度为50-80m3/m；所述滑溜水的注液强度依据井距、缝间距和导流能力需求优化，井距和缝间距越大用液强度越高。
根据本发明的一些具体实施方案，步骤B2中，所述支撑剂的尺寸为40-70目或30-50目。
根据本发明的一些具体实施方案，步骤B3中的支撑剂的尺寸为70-140目。根据本发明的一些具体实施方案，所使用的滑溜水浓度根据具体的降阻剂体系进行优化，所述滑溜水的降阻率>70％。
根据本发明的一些具体实施方案，所述支撑剂根据目标储层深度及有效闭合应力考量选自石英砂或陶粒中的一种或两种组合。
根据本发明的一些具体实施方案，所述线性胶或冻胶中的稠化剂选自瓜胶、聚合物、纤维素、黄原胶和表面活性剂中的一种，根据目标储层特征进行优选。
根据本发明的一些具体实施方案，所述步骤(3)中的顶替液选自滑溜水、线性胶、活性水和冻胶中的一种或两种以上的组合。
另一方面，本发明还提供了上述全支撑压裂方法在非常规油气井增产改造中的应用。
本发明的有益效果：
本发明提供了一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用。该方法根据大规模注入滑溜水形成的复杂裂缝系统下多尺度裂缝的尺寸差异，进行分级支撑，从而能够实现简单主缝或复杂裂缝下裂缝全支撑和全裂缝有效导流的目的。
附图说明
图1为本发明实施例1的缝网系统下多尺度裂缝全支撑示意图；
图2为本发明实施例1的测试压裂施工曲线图；
图3为本发明实施例1的测试压裂软件解释G函数曲线特征图；
图4为本发明实施例1的主压裂施工曲线图。
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油气井多尺度裂缝全支撑压裂方法，通过该方法形成的多尺度裂缝支撑示意图如图1所示。
A井为某油田某区块一口页岩油先导试验井，目标改造段岩心为白云质页岩，施工井段3780.00-3796.00m/16m，地层温度115℃，压力系数1.3，发育高角度天然裂缝，层理发育，脆性指数78％，水平地应力6MPa。采用本发明提出的多尺度裂缝全支撑压裂方法进行了压裂方案设计及现场先导试验，具体实施方法为：
步骤1：在纵向跨度16m的目标改造段内共有3个甜点小层，甜点层厚度10m，只对甜点层进行射孔，采用簇式射孔方式，总射孔厚度4m，孔密16孔/m，总射孔数为64孔，按照1/2有效进液孔数计算施工排量8-10m3/min。
步骤2：为了满足大排量施工的要求，本井采用5-1/2in套管注入的管柱结构，能够满足的施工排量可达到10m3/min。
步骤3：由于改造对象为页岩油储层，物性极差，对液体伤害要求较高；岩石润湿性为油湿，且压后采取焖井流程，要求压裂流体不仅具有造缝功能，而且具有润湿反转和强化渗吸置换功能。因此，优化了二套压裂液体系：
滑溜水原料组成(质量比)：0.8％降阻剂+2％粘土稳定剂+1％破乳剂+2％驱油剂，余量为水。
低浓度羟丙基瓜胶冻胶原料组成(质量比)：0.35％羟丙基瓜胶+2.0％防膨剂+0.15％杀菌剂+0.12％碳酸钠+0.3％破乳剂，交联比：100:0.3，余量为水。
步骤4：在主压裂之前，采用80m3滑溜水进行测试压裂，排量达到10m3/min后开始阶梯降直至停泵，停泵后测压降45min，该测试压裂试工曲线图如图2所示。利用Fracpro压裂分析软件对测试压裂获取的阶梯降排量和压降数据分析，分析表明目标储层裂缝延伸压力梯度0.0153MPa/m，闭合压力梯度0.0144MPa/m，压降速率达0.65MPa/min，且G函数呈多裂缝特征，判断该储层天然裂缝发育，且人工裂缝系统较复杂，该测试压裂软件解释G函数曲线特征图如图3所示。
步骤5：依据步骤4测试压裂结果，优选复杂裂缝系统下的多尺度裂缝全支撑压裂工艺，该主压裂施工曲线图如图4所示，主压裂具体步骤如下：步骤①：以10m3/min的排量注入450m3滑溜水；步骤②：向地层以10m3/min的排量泵注25m3具有液固就地转换功能的液体段塞，泵注完成后停泵；步骤③：注入顶替液45m3，顶替液为冻胶5m3、线性胶10m3和滑溜水30m3的组合方式，顶替完成后停泵2.5h待滤失并固化离散，实时监控井口压力；步骤④：向地层以10m3/min的排量泵注携带200目陶粒支撑剂的滑溜水，砂比为3％-8％，200目陶粒总砂量10m3，段塞式加砂方式，滑溜水用量240m3；步骤⑤：向地层以8m3/min的排量泵注冻胶60m3；步骤⑥：向地层注入携带40/70目陶粒支撑剂的冻胶，40/70目陶粒40m3，砂比10％-20％，连续加砂方式，冻胶用量260m3。
步骤6：注入顶替液43m3，完成压裂施工，其中顶替液为冻胶(5m3)、线性胶(10m3)和滑溜水(28m3)的组合方式。
本井压后5mm油嘴日产油51.2m3，油压24.5MPa，较常规压裂技术产量提高3.2倍，稳产时间提高近2倍。
Claims (18)
1.一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法，其中，包括以下步骤：
(1)获取地层天然裂缝发育程度的相关参数；
(2)依据所述相关参数判断地层天然裂缝的发育程度，选择与所述发育程度相匹配的压裂液体系的注入方式；若所述地层天然裂缝被判断为发育，则注入方式选择滑溜水、具有液固转换功能的段塞、线性胶或冻胶、携带支撑剂的线性胶或冻胶相结合注入的方式；
若所述地层天然裂缝被判断为不发育，则注入方式选择滑溜水和线性胶相结合注入的方式；
(3)向地层注入顶替液，完成压裂施工。
2.根据权利要求1所述的全支撑压裂方法，其中，步骤(1)中，所述相关参数是通过向地层泵入滑溜水，然后停泵测压降获取的；优选地，所述相关参数包括井底破裂压力与停泵压力比值、停泵后压降速率和G函数曲线特征；进一步优选地，所述滑溜水的泵入量为50-100m3；进一步优选地，泵的排量要求是单个射孔孔眼流量为0.25-0.3m3/min；进一步优选地，停泵时间不低于30min；进一步优选地，按质量百分比计，所述滑溜水包括如下组分：0.8％降阻剂、2％粘土稳定剂、1％破乳剂、2％驱油剂，余量为水。
3.根据权利要求2所述的全支撑压裂方法，其中，当停泵后压降速率大于0.5MPa/min，井底破裂压力与停泵压力比近似等于1，且通过压裂软件解释G函数曲线呈现凸形，则判断所述地层天然裂缝发育。
4.根据权利要求1所述的全支撑压裂方法，其中，步骤(2)中，若所述地层天然裂缝被判断为发育，则注入方式具体包括以下步骤：
步骤A1：向地层注入滑溜水；
步骤A2：向地层泵注具有液固转换功能的段塞；
步骤A3：注入顶替液，然后停泵关井；
步骤A4：向地层泵注携带支撑剂的滑溜水；
步骤A5：向地层泵注线性胶或冻胶；
步骤A6：向地层注入携带支撑剂的线性胶或冻胶。
5.根据权利要求4所述的全支撑压裂方法，其中，步骤A2中，所述段塞为自支撑压裂液液体段塞；优选地，所述自支撑压裂液液体段塞的使用量是10-30m3；进一步优选地，所述自支撑压裂液液体段塞的粘度小于10mPa·s。
6.根据权利要求4所述的全支撑压裂方法，其中，步骤A3中的停泵关井时间需根据步骤A2中的段塞固化时间确定；优选地，所述固化时间为1-3h。
7.根据权利要求4所述的全支撑压裂方法，其中，步骤A4中，所述支撑剂的尺寸为200目。
8.根据权利要求4所述的全支撑压裂方法，其中，步骤A6中的支撑剂的尺寸选自40-70目和30-50目中的一种或两种的组合。
9.根据权利要求1所述的全支撑压裂方法，其中，步骤(2)中，若所述地层天然裂缝被判断为不发育，则支撑剂注入方式具体包括以下步骤：
步骤B1：向地层注入滑溜水；
步骤B2：向地层注入携带支撑剂的滑溜水；
步骤B3：向地层注入携带支撑剂的线性胶。
10.根据权利要求9所述的全支撑压裂方法，其中，当井底破裂压力与停泵压力比近似大于1.05，压降速率小于0.5MPa/min且G函数曲线呈现线性特征则被判断为不发育。
11.根据权利要求4或9所述的全支撑压裂方法，其中，步骤A1或步骤B1中，所述滑溜水的注液强度在水平井压裂和直井压裂过程中是不同的；其中在水平井压裂过程中，所述滑溜水的注液强度为25-45m3/m，在直井压裂过程中，所述滑溜水的注液强度为50-80m3/m。
12.根据权利要求9所述的全支撑压裂方法，其中，步骤B2中，所述支撑剂的尺寸为40-70目或30-50目。
13.根据权利要求9所述的全支撑压裂方法，其中，步骤B3中的支撑剂的尺寸为70-140目。
14.根据权利要求1-13任一项所述的全支撑压裂方法，其中，所述滑溜水的降阻率大于70％。
15.根据权利要求1-14任一项所述的全支撑压裂方法，其中，所述支撑剂选自石英砂或陶粒中的一种或两种组合。
16.根据权利要求1-15任一项所述的全支撑压裂方法，其中，所述线性胶或冻胶中的稠化剂选自瓜胶、聚合物、纤维素、黄原胶和表面活性剂中的一种。
17.根据权利要求1所述的全支撑压裂方法，其中，步骤(3)中的顶替液选自滑溜水、线性胶、活性水中的一种或两种以上的组合。
18.根据权利要求1-17任一项所述的全支撑压裂方法在非常规油气井增产改造中的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011450087.4A CN114622884A (zh) | 2020-12-11 | 2020-12-11 | 一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011450087.4A CN114622884A (zh) | 2020-12-11 | 2020-12-11 | 一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114622884A true CN114622884A (zh) | 2022-06-14 |
Family
ID=81895346
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011450087.4A Pending CN114622884A (zh) | 2020-12-11 | 2020-12-11 | 一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114622884A (zh) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130284438A1 (en) * | 2010-12-22 | 2013-10-31 | Maurice B. Dusseault | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| 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 |
| CN105332685A (zh) * | 2015-11-13 | 2016-02-17 | 西南石油大学 | 一种提高煤层复杂裂缝支撑效果的支撑剂多级铺置方法 |
| AR105069A1 (es) * | 2015-08-12 | 2017-09-06 | Prostim Labs Llc | Composición fluida, sistema y método de fractura basado en hidrocarburos |
| CN109751025A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法 |
| CN110219635A (zh) * | 2018-03-01 | 2019-09-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种全尺度裂缝支撑方法 |
-
2020
- 2020-12-11 CN CN202011450087.4A patent/CN114622884A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130284438A1 (en) * | 2010-12-22 | 2013-10-31 | Maurice B. Dusseault | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| 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 |
| AR105069A1 (es) * | 2015-08-12 | 2017-09-06 | Prostim Labs Llc | Composición fluida, sistema y método de fractura basado en hidrocarburos |
| CN105332685A (zh) * | 2015-11-13 | 2016-02-17 | 西南石油大学 | 一种提高煤层复杂裂缝支撑效果的支撑剂多级铺置方法 |
| CN109751025A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高深层页岩气全尺度裂缝支撑体积的压裂方法 |
| CN110219635A (zh) * | 2018-03-01 | 2019-09-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种全尺度裂缝支撑方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 赵贤正等: "富油凹陷二次勘探复杂储层油气藏改造模式――以冀中坳陷、二连盆地为例", 石油钻采工艺, vol. 38, no. 6, 20 November 2016 (2016-11-20), pages 823 - 831 * |
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 | |
| CN104989361B (zh) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 | |
| CN102925133B (zh) | 用于控制裂缝延伸高度的压裂液和压裂方法 | |
| CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN110761765B (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
| CN106246150B (zh) | 一种油田压裂改造方法 | |
| CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
| CN105041288A (zh) | 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 | |
| US20130105157A1 (en) | Hydraulic Fracturing Method | |
| CN112253066B (zh) | 一种深层页岩气提高裂缝复杂性和改造体积的方法 | |
| CN105317417B (zh) | 一种中高阶煤层气储层的压裂方法 | |
| CN112240191A (zh) | 一种页岩气压裂加砂方法 | |
| CN102587873A (zh) | 一种水平井二氧化碳吞吐控水增油方法 | |
| CN111236913A (zh) | 致密油藏水平井逆混合压裂泵注方法 | |
| CN104265254A (zh) | 深层超稠油多段塞注油溶性降粘剂和液态co2采油工艺方法 | |
| CN112324412A (zh) | 一种体积压裂形成复杂缝网的方法 | |
| CN112541287A (zh) | 疏松砂岩压裂充填防砂增产调剖一体化设计方法 | |
| CN108952654B (zh) | 一种油气井压裂方法 | |
| CN114059980B (zh) | 一种页岩储层压裂方法 | |
| CN111911128B (zh) | 一种高构造应力常压页岩气体积压裂方法 | |
| CN114622884A (zh) | 一种油气井多尺度裂缝的全支撑压裂方法和应用 | |
| CN112324413B (zh) | 一种提高注入井注入量的化学施工方法 | |
| CN113445976B (zh) | 一种高塑性地层的压裂方法与应用 | |
| Hao et al. | A Novel Fracturing Technology with Significant Downward Propagation of Fracture in Ultra-deep Reservoir | |
| CN114183117A (zh) | 一种用于多层砂岩底水气藏的加砂方法及其应用 |
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 |