CN116838309A - 一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法 - Google Patents
一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116838309A CN116838309A CN202310707487.6A CN202310707487A CN116838309A CN 116838309 A CN116838309 A CN 116838309A CN 202310707487 A CN202310707487 A CN 202310707487A CN 116838309 A CN116838309 A CN 116838309A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- concentration
- fracturing fracture
- carbonate reservoir
- effective length
- 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.)
- Granted
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 225
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 230000007774 longterm Effects 0.000 claims abstract description 38
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 15
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 13
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 abstract description 3
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 9
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 6
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
本发明公开了一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，包括以下步骤：S1：计算酸液流经酸压裂缝缝长方向上各点处的酸液浓度，并绘制关系曲线；S2：计算酸压裂缝长期导流能力测试实验所需的注酸流量、酸液用量以及模拟同离子效应需添加的氯化钙用量；S3：制作岩板；S4：依次开展酸液浓度逐级减小的酸压裂缝长期导流能力测试实验，直至长期导流能力降为0D·cm，获得此时对应的临界酸浓度；S5：在关系曲线中找到临界酸浓度对应的x轴上的距离值，该距离值的2倍即为目标碳酸盐岩储层酸压裂缝的有效长度。本发明能够准确地测定碳酸盐岩储层酸压裂缝的有效长度，为碳酸盐岩储层酸压方案制定、设计优化、现场实施和改造效果评价提供更为准确的指导。
Description
技术领域
本发明涉及石油工程技术领域，特别涉及一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法。
背景技术
我国的碳酸盐岩油气资源丰富，近年来先后在四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地相继发现了大型—中型海相碳酸盐岩油气田，展现了巨大的勘探开发前景。
酸化压裂作为一种主要的增产改造措施为碳酸盐岩油气藏的勘探突破与高效开发提供了有力的技术支撑。酸化压裂是在高于岩石破裂压力下将酸注入地层，在地层内形成裂缝，通过酸液对裂缝壁面物质的不均匀溶蚀形成高导流能力的裂缝，加快油气由地层流入井筒的速度，进而提高油气井产量。酸化压裂的增产效果取决于酸压裂缝的有效长度与导流能力。准确预测酸压裂缝的有效长度与导流能力，对指导酸化压裂设计，提升酸化压裂增产效果具有重要意义。
其中，酸压裂缝导流能力是酸蚀裂缝宽度与渗透率的乘积，可通过室内实验测得。酸压裂缝有效长度是指酸压施工结束裂缝闭合后仍然具有导流能力的裂缝段长，现场施工时通常采用微地震监测数据进行粗略估算，但微地震监测仅能获得酸压过程中的动态缝长，导致酸压裂缝的有效长度被高估。
而现有实验测试方法，例如CN112983372A公开的一种酸蚀裂缝有效长度的实验测试方法，其认为只要酸液对裂缝壁面有溶蚀作用，施工结束裂缝闭合后就一定会有导流能力，实际上在酸液消耗的末期对岩石的刻蚀能力十分有限，裂缝闭合后这些刻蚀程度不够的裂缝壁面会被压平丧失导流能力，显然该方法会高估酸压裂缝的有效长度。又如CN113671148A公开的一种酸蚀裂缝有效长度的实验测试方法，其利用酸液浓度值首次低于预定浓度阀值时的岩板模拟的裂缝的出口处对应的裂缝长度确定酸蚀裂缝的有效长度，然而，在该方法中所述预定浓度阀值仅依靠工程经验确定该值为鲜酸浓度的10％，导致预测结果可能并不准确。
综上所述，现有的碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度预测方法均不能准确地预测碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度。因此，亟需一种能够准确测定碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度的测定方法，为碳酸盐岩储层酸压方案制定、设计优化、现场实施和改造效果评价提供指导依据。
发明内容
针对上述问题，本发明旨在提供一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，结合酸压裂缝有效长度的定义，考虑酸压裂缝有效长度段内导流能力不为零的本质要求，实现对碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度的准确测定。
本发明的技术方案如下：
一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，包括以下步骤：
S1：计算酸液流经酸压裂缝缝长方向上各点处的酸液浓度，并以各点与酸液入口的距离为x轴，以酸液浓度为y轴绘制关系曲线；
S2：设计酸压裂缝长期导流能力测试实验，计算实验所需的注酸流量、酸液用量以及模拟同离子效应需添加的氯化钙用量；
S3：获取目标碳酸盐岩储层的岩样，并制成酸压裂缝长期导流能力测试实验所需的岩板；
S4：在模拟目标碳酸盐岩储层真实温度与闭合压力条件下，依次开展酸液浓度逐级减小的酸压裂缝长期导流能力测试实验，直至长期导流能力降为0D·cm，此时所述长期导流能力为0D·cm所对应的酸液浓度即为临界酸浓度；
S5：以所述临界酸浓度为纵坐标值，在所述关系曲线中绘制一条与x轴平行的直线，该直线与所述关系曲线交点对应的x轴上的距离值的2倍即为目标碳酸盐岩储层酸压裂缝的有效长度。
作为优选，步骤S1中，酸液流经酸压裂缝缝长方向上各点处的酸液浓度通过下式进行计算：
式中：Cx为x点处酸液浓度，％；C0为鲜酸浓度，％；n为项数；S为无因次数群；Lx为x点处与酸液入口的距离，m；h为动态裂缝高度，m；Qf为现场施工注酸排量，m3/min；为动态裂缝的平均缝宽，m；DH+为H+有效传质系数，m2/min。
作为优选，步骤S2中，所述注酸流量通过下式进行计算：
式中：Q为实验注酸流量，mL/min；we为实验缝宽，m；he为实验缝高，m。
作为优选，步骤S2中，所述酸液用量通过下式进行计算：
式中：V为实验酸液用量，mL；t为现场施工注酸时间，min；tx为酸液到达裂缝中x点所需时间，min；LCx为酸液从鲜酸浓度降低至待测试酸液浓度所流过的裂缝距离，m；CL为酸液滤失系数，m/min1/2。
作为优选，步骤S2中，所述模拟同离子效应需添加的氯化钙用量通过下式进行计算：
式中：m为氯化钙的质量，g；Cdc为待测试酸液浓度，％；ρ为酸液密度，g/cm3。
作为优选，步骤S4中，开展酸压裂缝长期导流能力测试实验时，酸液浓度依次采用10％、8％、6％、4％、2％。
本发明的有益效果是：
本发明结合酸压裂缝有效长度的定义，考虑酸压裂缝有效长度段内导流能力不为零的本质要求，实现了对碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度的准确测定；本发明的原理可靠，准确度高，操作性强，可为碳酸盐岩储层酸压方案制定、设计优化、现场实施和改造效果评价提供更为准确的指导。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术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发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为一个具体实施例的距离-浓度关系曲线结果示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的技术特征可以相互结合。需要指出的是，除非另有指明，本申请使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。本发明公开使用的“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。
本发明提供一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，包括以下步骤：
S1：计算酸液流经酸压裂缝缝长方向上各点处的酸液浓度，并以各点与酸液入口的距离为x轴，以酸液浓度为y轴绘制关系曲线。
在一个具体的实施例中，酸液流经酸压裂缝缝长方向上各点处的酸液浓度通过下式进行计算：
式中：Cx为x点处酸液浓度，％；C0为鲜酸浓度，％；n为项数；S为无因次数群；Lx为x点处与酸液入口的距离，m；h为动态裂缝高度，m；Qf为现场施工注酸排量，m3/min；为动态裂缝的平均缝宽，m；DH+为H+有效传质系数，m2/min。
S2：设计酸压裂缝长期导流能力测试实验，计算实验所需的注酸流量、酸液用量以及模拟同离子效应需添加的氯化钙用量。
在一个具体的实施例中，所述注酸流量通过下式进行计算：
式中：Q为实验注酸流量，mL/min；we为实验缝宽，m；he为实验缝高，m。
所述酸液用量通过下式进行计算：
式中：V为实验酸液用量，mL；t为现场施工注酸时间，min；tx为酸液到达裂缝中x点所需时间，min；LCx为酸液从鲜酸浓度降低至待测试酸液浓度所流过的裂缝距离(通过步骤S1获得的关系曲线进行确定)，m；CL为酸液滤失系数，m/min1/2。
所述模拟同离子效应需添加的氯化钙用量通过下式进行计算：
式中：m为氯化钙的质量，g；Cdc为待测试酸液浓度，％；ρ为酸液密度，g/cm3。
S3：获取目标碳酸盐岩储层的岩样，并制成酸压裂缝长期导流能力测试实验所需的岩板。
在一个具体的实施例中，制作所述岩板时，将其制作成尺寸为176×36.5×20mm的实验用标准岩板，且所述岩板的表面平整无裂缝。
S4：在模拟目标碳酸盐岩储层真实温度与闭合压力条件下，依次开展酸液浓度逐级减小的酸压裂缝长期导流能力测试实验，直至长期导流能力降为0D·cm，此时所述长期导流能力为0D·cm所对应的酸液浓度即为临界酸浓度。
在本步骤中，随着酸浓度降低，酸蚀裂缝沟槽逐渐变浅，在长时间的高闭合压力作用下，裂缝面凸点逐渐破碎导致酸蚀裂缝沟槽消失，导流能力降为0D·cm，从而可确定出长期导流能力等于0D·cm所对应的临界酸浓度。需要说明的是，本发明所述的长期导流能力是指在指定闭合压力持续作用大于等于48h后的导流能力，持续时间越长，导流能力的测试结果越符合实际工况，如此获得的临界酸浓度越精确。
在开展酸压裂缝长期导流能力测试实验时，包括酸蚀裂缝实验和长期导流能力测试两个阶段。具体的，先将步骤S3制成的岩板放入导流室中，然后以步骤S2计算获得的注酸流量、酸液用量以及模拟同离子效应需添加的氯化钙用量进行酸蚀实验等效模拟酸压裂缝形貌，随后开展长期导流能力测试。
在一个具体的实施例中，开展长期导流能力测试时，所述长期导流能力测试的方法可参考石油天然气行业标准压裂SY/T6302-2019《压裂支撑剂导流能力测试方法》。但需要注意的是，本发明测试长期导流能力时，不需要在两块岩板中间填充支撑剂。
可选地，开展酸压裂缝长期导流能力测试实验时，酸液浓度依次采用10％、8％、6％、4％、2％。需要说明的是，本实施例的酸液浓度仅为一个优选的实施例酸液浓度，使用本发明时，也可采用其他步长减小酸液浓度，从而获得临界酸浓度，步长越小，获得的临界酸浓度也精确。
S5：以所述临界酸浓度为纵坐标值，在所述关系曲线中绘制一条与x轴平行的直线，该直线与所述关系曲线交点对应的x轴上的距离值的2倍即为目标碳酸盐岩储层酸压裂缝的有效长度。
在一个具体的实施例中，以塔河油田碳酸盐岩油井THX为例，采用本发明所述碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，测试20％浓度的地面交联酸在其中的酸压裂缝有效长度，具体包括以下步骤：
(1)获取本实施例的相关基础参数
在本实施例中，地层闭合压力为50MPa，地层温度120℃，该区块酸压部分参数如表1所示：
表1酸压部分参数
(2)绘制距离-浓度关系曲线
根据公式(1)-(2)计算酸液流经酸压裂缝缝长方向上各点处的酸液浓度，然后以各点与酸液入口的距离为x轴，以酸液浓度为y轴绘制关系曲线，结果如图1所示。
(3)设计酸压裂缝长期导流能力测试实验
根据公式(3)-(6)计算酸蚀裂缝实验所需的注酸流量、酸液用量以及模拟同离子效应需添加的氯化钙用量，结果如表2所示：
表2酸蚀裂缝实验基础参数
| 酸液浓度(％) | 10 | 8 | 6 | 4 | 2 |
| 注酸流量(mL/min) | 456 | 456 | 456 | 456 | 456 |
| 酸液用量(mL) | 6539 | 6158 | 5469 | 4104 | 211 |
| 氯化钙质量(g) | 1130 | 1277 | 1323 | 1134 | 680 |
(4)制作岩板
获取目标碳酸盐岩储层的现场岩样，并将其切割制作成尺寸为176×36.5×20mm的实验用标准岩板，切割好的岩板要求表面平整无裂缝，每组测试实验需使用两块岩板。
(5)开展酸压裂缝长期导流能力测试实验
根据表2中的参数方案，在温度为120℃、闭合压力为50MPa的条件下，依次开展酸浓度为10％、8％、6％、4％、2％的酸压裂缝长期导流能力测试实验，确定长期导流能力等于0D·cm所对应的临界酸浓度。当长期导流能力降为0D·cm后，不再开展更低酸浓度条件下的测试实验。在本实施例中，长期导流能力是指在指定闭合压力持续作用48h后的导流能力，测试结果表明目标区块酸压裂缝长期导流能力降为0D·cm时对应的临界酸浓度为4％。
(6)目标碳酸盐岩储层酸压裂缝的有效长度
以4％的临界酸浓度为纵坐标，在图1的关系曲线中绘制一条水平线，该水平线与关系曲线相交的点对应的x轴上裂缝距离为60m，由此获得本实施例的酸压裂缝有效长度为120m。
为进一步验证本发明的实施效果，将其与已公开的实验测试方法进行对比。基于本实施例中的实验测试结果，采用CN112983372A中公开的实验测试方法评估本实施例中酸压裂缝有效长度大于120m，因为酸浓度降为4％时对岩板仍具有微弱的溶蚀能力，在闭合应力长时间作用下裂缝壁面被压平，长期导流能力降为零。采用CN113671148A中公开的实验测试方法，即将鲜酸浓度的10％视为临界酸浓度，按此原则推算本实施例中临界酸浓度为2％，查看图1可知酸压裂缝有效长度约为180m(90m×2)。结合酸压裂缝有效长度的定义可知，上述两种方法均高估了酸压裂缝的有效长度。
综上所述，本发明能够更准确地测定碳酸盐岩储层酸压裂缝的有效长度。与现有技术相比，本发明具有显著的进步。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (6)
1.一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1：计算酸液流经酸压裂缝缝长方向上各点处的酸液浓度，并以各点与酸液入口的距离为x轴，以酸液浓度为y轴绘制关系曲线；
S2：设计酸压裂缝长期导流能力测试实验，计算实验所需的注酸流量、酸液用量以及模拟同离子效应需添加的氯化钙用量；
S3：获取目标碳酸盐岩储层的岩样，并制成酸压裂缝长期导流能力测试实验所需的岩板；
S4：在模拟目标碳酸盐岩储层真实温度与闭合压力条件下，依次开展酸液浓度逐级减小的酸压裂缝长期导流能力测试实验，直至长期导流能力降为0D·cm，此时所述长期导流能力为0D·cm所对应的酸液浓度即为临界酸浓度；
S5：以所述临界酸浓度为纵坐标值，在所述关系曲线中绘制一条与x轴平行的直线，该直线与所述关系曲线交点对应的x轴上的距离值的2倍即为目标碳酸盐岩储层酸压裂缝的有效长度。
2.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，其特征在于，步骤S1中，酸液流经酸压裂缝缝长方向上各点处的酸液浓度通过下式进行计算：
式中：Cx为x点处酸液浓度，％；C0为鲜酸浓度，％；n为项数；S为无因次数群；Lx为x点处与酸液入口的距离，m；h为动态裂缝高度，m；Qf为现场施工注酸排量，m3/min；为动态裂缝的平均缝宽，m；DH+为H+有效传质系数，m2/min。
3.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，其特征在于，步骤S2中，所述注酸流量通过下式进行计算：
式中：Q为实验注酸流量，mL/min；Qf为现场施工注酸排量，m3/min；we为实验缝宽，m；he为实验缝高，m；为动态裂缝的平均缝宽，m；h为动态裂缝高度，m。
4.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，其特征在于，步骤S2中，所述酸液用量通过下式进行计算：
式中：V为实验酸液用量，mL；Q为实验注酸流量，mL/min；t为现场施工注酸时间，min；tx为酸液到达裂缝中x点所需时间，min；we为实验缝宽，m；为动态裂缝的平均缝宽，m；h为动态裂缝高度，m；LCx为酸液从鲜酸浓度降低至待测试酸液浓度所流过的裂缝距离，m；CL为酸液滤失系数，m/min1/2；Qf为现场施工注酸排量，m3/min。
5.根据权利要求1所述的碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，其特征在于，步骤S2中，所述模拟同离子效应需添加的氯化钙用量通过下式进行计算：
式中：m为氯化钙的质量，g；C0为鲜酸浓度，％；Cdc为待测试酸液浓度，％；ρ为酸液密度，g/cm3；V为实验酸液用量，mL。
6.根据权利要求1-5中任意一项所述的碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法，其特征在于，步骤S4中，开展酸压裂缝长期导流能力测试实验时，酸液浓度依次采用10％、8％、6％、4％、2％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310707487.6A CN116838309B (zh) | 2023-06-15 | 2023-06-15 | 一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310707487.6A CN116838309B (zh) | 2023-06-15 | 2023-06-15 | 一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116838309A true CN116838309A (zh) | 2023-10-03 |
| CN116838309B CN116838309B (zh) | 2024-03-19 |
Family
ID=88160856
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310707487.6A Active CN116838309B (zh) | 2023-06-15 | 2023-06-15 | 一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116838309B (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103792334A (zh) * | 2013-12-27 | 2014-05-14 | 西南石油大学 | 一种预测缝洞型碳酸盐岩酸蚀蚓孔宽度的方法 |
| CN109611067A (zh) * | 2019-01-04 | 2019-04-12 | 西南石油大学 | 深层石灰岩储层酸压酸液有效作用距离的数值计算方法 |
| RU2695411C1 (ru) * | 2018-08-24 | 2019-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения геометрии трещин при гидроразрыве пласта (грп) |
| CN110397430A (zh) * | 2019-07-08 | 2019-11-01 | 西南石油大学 | 一种预测碳酸盐岩前置液酸压裂缝导流能力分布的方法 |
| CN111197476A (zh) * | 2020-01-08 | 2020-05-26 | 西南石油大学 | 一种考虑复杂滤失介质的酸压裂缝体刻蚀形态计算方法 |
| CN112287533A (zh) * | 2020-10-21 | 2021-01-29 | 西南石油大学 | 一种裂缝性碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力计算方法 |
| CN113671148A (zh) * | 2020-05-14 | 2021-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种酸蚀裂缝有效长度的实验测试方法 |
| CN114278266A (zh) * | 2021-12-29 | 2022-04-05 | 西南石油大学 | 一种确定就地条件下酸蚀填砂裂缝有效缝长的方法 |
-
2023
- 2023-06-15 CN CN202310707487.6A patent/CN116838309B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103792334A (zh) * | 2013-12-27 | 2014-05-14 | 西南石油大学 | 一种预测缝洞型碳酸盐岩酸蚀蚓孔宽度的方法 |
| RU2695411C1 (ru) * | 2018-08-24 | 2019-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения геометрии трещин при гидроразрыве пласта (грп) |
| CN109611067A (zh) * | 2019-01-04 | 2019-04-12 | 西南石油大学 | 深层石灰岩储层酸压酸液有效作用距离的数值计算方法 |
| CN110397430A (zh) * | 2019-07-08 | 2019-11-01 | 西南石油大学 | 一种预测碳酸盐岩前置液酸压裂缝导流能力分布的方法 |
| CN111197476A (zh) * | 2020-01-08 | 2020-05-26 | 西南石油大学 | 一种考虑复杂滤失介质的酸压裂缝体刻蚀形态计算方法 |
| CN113671148A (zh) * | 2020-05-14 | 2021-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种酸蚀裂缝有效长度的实验测试方法 |
| CN112287533A (zh) * | 2020-10-21 | 2021-01-29 | 西南石油大学 | 一种裂缝性碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力计算方法 |
| CN114278266A (zh) * | 2021-12-29 | 2022-04-05 | 西南石油大学 | 一种确定就地条件下酸蚀填砂裂缝有效缝长的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116838309B (zh) | 2024-03-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Williams et al. | Design of acid fracturing treatments | |
| US10480314B2 (en) | Well treatment | |
| WO2018121046A1 (zh) | 实验确定碳酸盐岩油气藏酸压裂缝导流能力分布的方法 | |
| CN112343587B (zh) | 一种特低渗透油藏优势渗流通道识别表征方法 | |
| Nelson | An experimental study of fracture permeability in porous rock | |
| US8838427B2 (en) | Method for determining the closure pressure of a hydraulic fracture | |
| WO2016018672A1 (en) | Well treatment with digital core analysis | |
| CN107526891B (zh) | 一种聚合物驱大孔道油藏试井分析方法 | |
| CA3080938C (en) | Fracture length and fracture complexity determination using fluid pressure waves | |
| US20170107796A1 (en) | Methods and systems for determining acidizing fluid injection rates | |
| CN110967287A (zh) | 一种复合暂堵转向材料组合配比的优化实验方法 | |
| CN110439518B (zh) | 三元复合驱替效果定量化评价方法 | |
| Liu et al. | Acid-etched fracture length and conductivity experiments with relayed large-scale rock plates | |
| CN110361302A (zh) | 一种测定混凝土氯离子扩散系数的方法 | |
| CN108868731A (zh) | 一种裂缝性储层酸压动态综合滤失系数的计算方法 | |
| CN113484216A (zh) | 一种评估致密砂岩气藏水相返排率及合理返排压差的方法 | |
| CN111734394B (zh) | 一种确定致密油藏压裂井不定常流井底压力的方法 | |
| Kong et al. | Experimental evaluation and optimization of improved conductivity of gelling acid etched fractures in deep, low-permeability reservoirs | |
| RU2547850C2 (ru) | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки (бско) добывающих скважин в карбонатных коллекторах | |
| CN116838309B (zh) | 一种碳酸盐岩储层酸压裂缝有效长度测定方法 | |
| Gou et al. | Effect of Acid Type on Acid-Etched Fracture Surface Morphology and Conductivity along the Fracture | |
| Wang et al. | The influence of fracture surface morphology on nonuniform etching in limestone acid fracturing | |
| CN106203699A (zh) | 一种粗糙裂缝初始导流能力的预测方法 | |
| CN112502685B (zh) | 一种考虑热效应的碳酸盐岩储层交替酸压级数优选方法 | |
| CN112345436B (zh) | 酸蚀裂缝导流能力分布测试方法 |
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 |