CN115199252A - 一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法 - Google Patents
一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115199252A CN115199252A CN202210634205.XA CN202210634205A CN115199252A CN 115199252 A CN115199252 A CN 115199252A CN 202210634205 A CN202210634205 A CN 202210634205A CN 115199252 A CN115199252 A CN 115199252A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- construction
- fracturing
- fracture
- stress environment
- rock
- 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
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000011426 transformation method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 29
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000010438 granite Substances 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 5
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 claims description 4
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 2
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 3
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 31
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 29
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000010808 liquid waste Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000005206 flow analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Abstract
一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，包括：酸液处理，在近井地带使用酸液进行溶蚀；胶液压裂造主缝，在压裂前期采用较高排量的胶液施工快速形成具有一定长度的裂缝系统主体框架；滑溜水剪切压裂，通过采用较低排量的滑溜水施工，在主裂缝系统周围逐渐产生剪切压裂；通过监测手段判断施工效果，对压裂施工进行调整，解决裂缝系统扩展过程中，主裂缝和分支裂缝相比形态不均衡的问题；在已改造的缝网基础上，采取一定方量的循环软压裂施工促使微裂纹产生和扩展，进一步增加已改造区域的复杂程度和渗透能力；最后进行放喷试验，应用放喷数据进行试井分析对改造效果进行评价，提供相对准确的渗透率和控制半径等数据。
Description
技术领域
本发明属于能源开采技术领域，特别是一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法。
背景技术
干热岩地热资源是一种亟待开发的清洁可再生能源。自上世纪70年代以来，以美国为主的几个发达国家逐步开始场地试验，证明了开发技术的可行性，但是到目前为止，实现干热岩的经济性开发仍有许多技术问题需要探索攻关。随着“双碳”目标的提出，包括干热岩资源在内的各种清洁可再生能源开发越来越受到重视，其开发技术的创新对于我国能源安全和环境保护有着非常重要的意义。
目前开发干热岩地热资源的主要手段是通过构建EGS增强型地热系统来进行，其中的核心环节即是通过水力压裂手段改造地层，形成具有一定规模和换热能力的人工裂隙网络，作为多井注采换热的基础。因此，干热岩热储改造形成的裂缝系统应具备一定的规模和换热能力，具体来说，就是人工缝网应有足够的长宽高尺寸，同时裂缝系统足够复杂且具有良好的过流能力，这对压裂改造工艺的探索提出了诸多挑战。拉张构造应力场为构造应力场中较为常见的一种，相比于挤压型应力环境，其开发方面的主要特点是同等条件下裂缝开启相对容易，诱发地震风险相对小，为安全稳妥地提高施工排量提供了一定的可操作空间。国际上进行干热岩储层改造大多是采用小排量剪切压裂的方式来进行，使裂缝壁面产生剪切错动现象和自支撑效果，从而达到人工热储的改造目的，施工同时会配合使用微地震监测方法，对地下岩石破裂信号进行监测和实时显示，从而起到指示压裂位置的作用。但由于场地复杂条件的限制，单一采用剪切压裂的方法难以完全达到改造目的，需要引入各种工艺措施辅助施工。但不同工艺的实施目的、实施方法、实施条件、使用规模、效果判断等问题需要仔细选择、合理安排，协调推进。针对上述问题，目前亟需设计一套有效的解决方案。
发明内容
本发明的目的是提供一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，其可以分步骤地实现降低地层破裂压力、扩展最大缝长、裂缝系统复杂化、缝网扩展模式调整、缝网改造增效和开发效果评价，逐步达成改造目标，可以精准控制施工规模，既能达到改造目的又不造成液量浪费。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，包括下列步骤：
步骤一，压裂正式施工前，根据酸岩反应实验，对酸液体系类型进行准备和配制，使用酸液对井筒和近井地带进行处理，解除井筒污染，降低破裂压力，并在近井地带裂缝壁面形成差异性溶蚀，形成自支撑效果；
步骤二，在施工开始阶段，在注入井以第一排量加入第一方量的胶液进行压裂，减小压裂液滤失，快速达到目标缝长，形成裂缝系统的主体框架；
步骤三，在裂缝系统的主体框架基础上，以第二排量进行第二方量的滑溜水施工，利用剪切压裂和热破裂的原理，增加裂缝系统的改造宽度和复杂程度，使裂缝在非优势方向逐步得到扩展；
步骤四，结合监测手段对施工效果进行评价，针对主裂缝和分支裂缝相比形态不均衡的问题，对施工进行调整：若人工缝网出现近井改造复杂性较好而远端扩展不足的情况，采用间隔注入多段胶液段塞，促使裂缝向远端扩展的方式，增加裂缝系统扩展长度；反之若出现裂缝系统过于单一，非优势方向复杂程度不足的情况，则利用暂堵剂采用暂堵转向的方式封堵主裂缝，促使其他方向的细小裂缝起裂扩展，扩大人工裂缝系统的改造宽度和复杂程度；通过以上调整形成均匀缝网；
步骤五，变恒定排量施工为交替循环的波动排量施工，利用循环软压裂的原理，促使已改造裂缝系统中，微裂纹产生和扩展，增加微裂隙的密度和范围，进一步增加人工缝网的复杂程度和渗透能力；
步骤六，压裂施工结束后，制定放喷制度和数据录取方法，取准各项数据后使用试井方法进行分析，得出渗透率、改造缝长和控制半径的数据，对改造范围和导流能力做出评价。
进一步的，所述步骤一中，干热岩的岩性为花岗岩，花岗岩地层的酸液处理采用主体酸为8％HF+8％HCL的土酸体系；或者干热岩的岩性为碳酸盐岩，碳酸盐岩的地层酸液处理采用主体酸为15％的盐酸体系。
进一步的，所述步骤二中，所述第一排量为5-7m3/min，所述胶液的粘度为20-100mPa·s，所述第一方量为500-1000m3，所述目标缝长为400m以上。
进一步的，所述步骤三中，所述第二排量为3-5m3/min，所述滑溜水的粘度为1-10mPa·s，所述第二方量大于3000m3，所述改造宽度高于200m，步骤三的剪切压裂通常是3000m3以上滑溜水压裂液连续施工。。
进一步的，所述步骤四中，所述监测手段为微地震监测和电磁法监测，其中微地震监测是干热岩压裂过程中必备的监测手段，其原理是通过监测地下岩石破裂产生的能量信号，指示压裂施工的改造位置；
所述间隔注入多段胶液段塞的排量为4-5m3/min，单段胶液用量为100m3，胶液段塞之间的间隔液量为500-1000m3；
所述暂堵剂类型为颗粒型缝间暂堵剂，其中粗细颗粒比为5:2，暂堵剂投入时的泵注排量在1-2m3/min，暂堵剂投入完毕后提排量到3-5m3/min并开始以稳定排量施工。
进一步的，所述步骤五中，排量的波动幅度为稳定施工排量的五分之一，波动方式为稳定排量施工1小时后降排量，随后同样的时间间隔恢复排量，反复进行同样的过程7-8次。
进一步的，所述步骤六中，放喷制度遵循石油行业放喷施工及数据录取标准，放喷时间满足录取压力及流量数据点100个以上，随后关井测压力恢复。
所述泵注工艺方法是针对全阶段的压裂过程，但施工总规模和各独立步骤的施工规模应紧密结合实时监测结果进行调整，并严格遵循现场诱发地震风险管理。使用此方法进行储层改造，应根据测试压裂分析结果，对现场可达到的施工排量的做好预测。
上述的方法中，经过步骤一，可以基本解除井筒附近由于钻井造成的井中污染，同时在井筒附近形成一定距离的酸液溶蚀，显著降低地层的破裂压力，为快速建立施工目标排量创造了条件。经过步骤二，可以充分发挥胶液这种压裂液滤失低，扩展缝长强的特点，在施工初期以较少的施工液量快速达到改造目标缝长，克服剪切压裂下裂缝系统长度增长困难，液体效率低的问题。经过步骤三，可以在胶液形成的裂缝系统的主体框架下，通过大液量的滑溜水剪切压裂，造成裂缝的剪切破裂和热破裂，显著增加改造裂缝系统的宽度和内部复杂程度，使原有过于单一且换热能力不足的裂缝系统出现明显的性质转变，初步达到人工热储的要求。经过步骤四，可以修正以上三步改造施工过程中遗留的问题，解决裂缝系统扩展不足或远端裂缝密度过低，和主裂缝系统导流能力过强造成的宽度不足复杂程度不足，这两种主裂缝框架和后续改造分支裂缝不平衡的问题，完成缝网总体改造目标。经过步骤五，可以使缝网系统中微裂缝的数量和规模进一步增加，增强其内部尤其是近井地带的渗透率和换热面积，对改造效果形成强化作用。经过步骤六，可以对改造范围及其渗透率进行分析，对施工效果做一个相对合理的评价。通过以上多液性、分层次、变排量、多工艺、缓停泵的施工方式，可以分步骤在拉张应力场的干热岩储层中，构建起具备良好换热性能和导流能力的剪切拉张型人工缝网，为后期的循环试验和发电工程打下基础。
本发明的有益效果是：本发明拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，通过酸液处理、胶液扩缝、剪切压裂、施工调整、循环软压裂、放喷分析等一系列衔接紧密的措施方法，可以分步骤地实现降低地层破裂压力、扩展最大缝长、裂缝系统复杂化、缝网扩展模式调整、缝网改造增效和开发效果评价，逐步达成改造目标。施工前根据前期地质资料和测试压裂结果使用压裂专用软件如Fracpro进行计算，施工过程中紧密结合微震监测结果，进行实时调整，合理控制施工进程，精准控制施工规模，既能达到改造目的又不造成液量浪费。
附图说明
图1是本发明拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法的施工步骤流程图。
图2是本发明拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法利用FRACPRO软件的模拟结果。
图3是本发明拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法利用微地震监测的图形。
图4是本发明拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法的循环软压裂排量变化示意图。
具体实施方式
以下将以具体实施例结合附图来说明本发明的结构和所欲达到的技术效果，但所选用的实施例仅用于说明解释，并非用以限制本发明的范围。
在本发明的一具体实施方式中，干热岩热储岩性为花岗岩，经酸岩反应试验筛选的酸液为主体酸液成分“8％HF+8％HCL”的土酸，压裂段深度4100-4300m，封隔器下入位置3000m，设计两层压裂段长度150m，设计注采井距420m。
如图1所示，本发明拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法包含以下步骤：
步骤1，为了解除钻井产生的储层污染和产生一定范围的近井溶蚀效果，在正式压裂施工前注土酸40m3，顶替100m3至近井地带；
步骤2，如图2所示，压裂前使用Fracpro压裂软件进行模拟，模拟缝长420m左右需要以6m3/min的排量注入800m3粘度90mPa·s的胶液，实际施工至800m3微震监测结果显示缝长不足，因此补充胶液用量至1000m3，随后监测显示缝长430m左右，停止胶液施工，转变压裂液体系；
步骤3，以5m3/min的排量注滑溜水进行压裂，施工液量2000m3，如图3所示，通过观察微震事件点分布，发现主裂缝进液能力过强，分支裂缝扩展不明显，裂缝系统宽度和复杂程度不足；
步骤4，降施工排量至1.5m3/min，投入缝间颗粒暂堵剂300kg，并以此排量施工300m3，微震监测显示主裂缝被封堵，分支方向微裂缝逐步扩展，随后以2小时为间隔分两步提排量至4.5m3/min，以稳定排量施工8000m3，逐渐形成了改造效果较好的裂缝系统；
步骤5，如图4所示，以4.5m3/min排量为基准，1小时为间隔，0.5m3/min排量为变化幅度开展循环软压裂施工，连续施工12小时，实时监测微震点密度和能量有明显上升，判断裂缝系统复杂程度增加；
步骤6，制定合理放喷制度并使用KAPPA软件进行数据分析。
与目前的储层改造方法相比，本发明拥有以下有优点：
(1)丰富了干热岩剪切压裂方法，在施工初期采用胶液扩展裂缝工艺配合主体施工，以较小的液量，快速形成具备目标缝长条件的裂缝系统的主体框架；
(2)施工主体坚持低排量低粘度大液量的剪切压裂施工方法，保证了改造范围和复杂程度，另一方面针对前期形成的主裂缝系统和剪切压裂裂缝系统扩展不平衡的问题，设计有针对性的施工调整进行解决；
(3)丰富了循环软压裂工艺的使用方法，利用其产生并扩展微裂隙的特性扩大已改造范围的缝网渗透能力和复杂程度，起到压裂效果强化的作用；
(4)扩展了石油行业试井分析的使用范围，将其应用于原始地层不含水的干热岩储层，评价改造效果。
本发明是以所述的权利要求所限定的。但基于此，本领域的普通技术人员可以做出种种显然的变化或改动，都应在本发明的主要精神和保护范围之内。
Claims (7)
1.一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，其特征在于，包括下列步骤：
步骤一，压裂正式施工前，根据酸岩反应实验，对酸液体系类型进行准备和配制，使用酸液对井筒和近井地带进行处理，解除井筒污染，降低破裂压力，并在近井地带裂缝壁面形成差异性溶蚀，形成自支撑效果；
步骤二，在施工开始阶段，在注入井以第一排量加入第一方量的胶液进行压裂，减小压裂液滤失，快速达到目标缝长，形成裂缝系统的主体框架；
步骤三，在裂缝系统的主体框架基础上，以第二排量进行第二方量的滑溜水施工，利用剪切压裂和热破裂的原理，增加裂缝系统的改造宽度和复杂程度，使裂缝在非优势方向逐步得到扩展；
步骤四，结合监测手段对施工效果进行评价，针对主裂缝和分支裂缝相比形态不均衡的问题，对施工进行调整：若人工缝网出现近井改造复杂性较好而远端扩展不足的情况，采用间隔注入多段胶液段塞，促使裂缝向远端扩展的方式，增加裂缝系统扩展长度；反之若出现裂缝系统过于单一，非优势方向复杂程度不足的情况，则利用暂堵剂采用暂堵转向的方式封堵主裂缝，促使其他方向的细小裂缝起裂扩展，扩大人工裂缝系统的改造宽度和复杂程度；通过以上调整形成均匀缝网；
步骤五，变恒定排量施工为交替循环的波动排量施工，利用循环软压裂的原理，促使已改造裂缝系统中，微裂纹产生和扩展，增加微裂隙的密度和范围，进一步增加人工缝网的复杂程度和渗透能力；
步骤六，压裂施工结束后，制定放喷制度和数据录取方法，取准各项数据后使用试井方法进行分析，得出渗透率、改造缝长和控制半径的数据，对改造范围和导流能力做出评价。
2.根据权利要求1所述的拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，其特征在于：所述步骤一中，干热岩的岩性为花岗岩，花岗岩地层的酸液处理采用主体酸为8％HF+8％HCL的土酸体系；或者干热岩的岩性为碳酸盐岩，碳酸盐岩的地层酸液处理采用主体酸为15％的盐酸体系。
3.根据权利要求1所述的拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，其特征在于：所述步骤二中，所述第一排量为5-7m3/min，所述胶液的粘度为20-100mPa·s，所述第一方量为500-1000m3，所述目标缝长为400m以上。
4.根据权利要求1所述的拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，其特征在于：所述步骤三中，所述第二排量为3-5m3/min，所述滑溜水的粘度为1-10mPa·s，所述第二方量大于3000m3，所述改造宽度高于200m。
5.根据权利要求1所述的拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，其特征在于：所述步骤四中，所述监测手段为微地震监测和电磁法监测；
所述间隔注入多段胶液段塞的排量为4-5m3/min，单段胶液用量为100m3，胶液段塞之间的间隔液量为500-1000m3；
所述暂堵剂类型为颗粒型缝间暂堵剂，其中粗细颗粒比为5:2，暂堵剂投入时的泵注排量在1-2m3/min，暂堵剂投入完毕后提排量到3-5m3/min并开始以稳定排量施工。
6.根据权利要求1所述的拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，其特征在于：所述步骤五中，排量的波动幅度为稳定施工排量的五分之一，波动方式为稳定排量施工1小时后降排量，随后同样的时间间隔恢复排量，反复进行同样的过程7-8次。
7.根据权利要求1所述的拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法，其特征在于：所述步骤六中，放喷制度遵循石油行业放喷施工及数据录取标准，放喷时间满足录取压力及流量数据点100个以上，随后关井测压力恢复。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210634205.XA CN115199252A (zh) | 2022-06-07 | 2022-06-07 | 一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210634205.XA CN115199252A (zh) | 2022-06-07 | 2022-06-07 | 一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115199252A true CN115199252A (zh) | 2022-10-18 |
Family
ID=83575371
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210634205.XA Pending CN115199252A (zh) | 2022-06-07 | 2022-06-07 | 一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115199252A (zh) |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB8504496D0 (en) * | 1984-07-17 | 1985-03-27 | Perlman W | Coal seam fracing method |
| CA1228471A (en) * | 1984-08-23 | 1987-10-27 | Warren L. Nehmer | Methods for acidizing subterranean formations and gelled acid compositions |
| US20130284438A1 (en) * | 2010-12-22 | 2013-10-31 | Maurice B. Dusseault | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| GB201510115D0 (en) * | 2015-06-10 | 2015-07-22 | Dolan Peter And Harper Timothy R And Hargrave Martyn F M | Method and apparatus for reservoir analysis and fracture design in a rock layer |
| CN104989361A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-10-21 | 中国石油大学(北京) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 |
| CN106321053A (zh) * | 2015-07-01 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油气井增产方法 |
| CN107446566A (zh) * | 2016-05-31 | 2017-12-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于深层页岩气水平井压裂的前置酸液及酸预处理方法 |
| 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 |
| CN109751037A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法 |
| CN109958426A (zh) * | 2017-12-26 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法 |
| CN114458267A (zh) * | 2020-10-21 | 2022-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种干热岩热储改造中防止走滑断裂滑移的方法和应用 |
| CN114458266A (zh) * | 2020-10-21 | 2022-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高干热岩热储改造人工裂缝复杂性的方法及其应用 |
-
2022
- 2022-06-07 CN CN202210634205.XA patent/CN115199252A/zh active Pending
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB8504496D0 (en) * | 1984-07-17 | 1985-03-27 | Perlman W | Coal seam fracing method |
| CA1228471A (en) * | 1984-08-23 | 1987-10-27 | Warren L. Nehmer | Methods for acidizing subterranean formations and gelled acid compositions |
| US20130284438A1 (en) * | 2010-12-22 | 2013-10-31 | Maurice B. Dusseault | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| GB201510115D0 (en) * | 2015-06-10 | 2015-07-22 | Dolan Peter And Harper Timothy R And Hargrave Martyn F M | Method and apparatus for reservoir analysis and fracture design in a rock layer |
| CN106321053A (zh) * | 2015-07-01 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油气井增产方法 |
| CN104989361A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-10-21 | 中国石油大学(北京) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 |
| CN107446566A (zh) * | 2016-05-31 | 2017-12-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于深层页岩气水平井压裂的前置酸液及酸预处理方法 |
| CN109751037A (zh) * | 2017-11-01 | 2019-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种常压页岩气藏高频变排量体积压裂方法 |
| CN109958426A (zh) * | 2017-12-26 | 2019-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性的压裂方法 |
| 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 |
| CN114458267A (zh) * | 2020-10-21 | 2022-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种干热岩热储改造中防止走滑断裂滑移的方法和应用 |
| CN114458266A (zh) * | 2020-10-21 | 2022-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高干热岩热储改造人工裂缝复杂性的方法及其应用 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 陈作等: "干热岩热储体积改造技术研究与实验", 石油钻探技术, vol. 48, no. 6, pages 82 - 87 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| 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 | |
| CN111271043B (zh) | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 | |
| CN109931045B (zh) | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 | |
| CN105604534A (zh) | 用于煤层气储层增产的水力波及压裂工艺方法 | |
| Michael | Hydraulic fractures from non-uniform perforation cluster spacing in horizontal wells: Laboratory testing on transparent gelatin | |
| Norbeck et al. | Commercial-scale demonstration of a first-of-a-kind enhanced geothermal system | |
| Gong et al. | Research status and development trend of key technologies for enhanced geothermal systems | |
| RU2424425C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах | |
| CN113743037B (zh) | 一种低渗透油藏注水诱导动态裂缝变导流能力计算方法 | |
| CN113027441B (zh) | 一种水力裂缝全支撑的加砂压裂的优化设计方法 | |
| Wu et al. | Fracture spacing in horizontal well multi-perforation fracturing optimized by heat extraction | |
| Ren et al. | Experimental and numerical simulation study of hydraulic fracture propagation during coalbed methane development | |
| Miao et al. | Development status and prospect of staged fracturing technology in horizontal wells | |
| CN113513295B (zh) | 一种提高段内多簇裂缝均匀延伸和支撑的方法 | |
| CN115199252A (zh) | 一种拉张构造应力环境下的干热岩直井储层改造方法 | |
| CN108222821B (zh) | 一种适用于中低温地热井的成井工艺 | |
| CN113743036B (zh) | 一种低渗-致密油藏注水诱导动态裂缝条带模型计算方法 | |
| CN114961668A (zh) | 一种裂隙型干热岩储层双斜井分段调控强化采热方法 | |
| Xing et al. | Numerical simulation of hydraulic fracturing stimulation enhanced geothermal system well at Utah Forge site | |
| Xiao et al. | Production decline analysis and hydraulic fracture network interpretation method for shale gas with consideration of fracturing fluid flowback data | |
| CN115324542B (zh) | 低渗透致密油藏水平井多井缝间注水采油方法和系统 | |
| Wang et al. | Generation mechanism and influencing factors of fracture networks during alternate fracturing in horizontal wells | |
| Huang et al. | Study on the coalbed methane development under high In Situ stress, large buried depth, and low permeability reservoir in the Libi Block, Qinshui Basin, China | |
| CN116545125B (zh) | 通过地层已有原始地层裂缝进行储能和释能的方法及系统 | |
| Liu et al. | Optimization of multi-cluster fracturing model under the action of induced stress in horizontal wells |
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 |