CN117432382B - 一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法 - Google Patents
一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117432382B CN117432382B CN202311456279.XA CN202311456279A CN117432382B CN 117432382 B CN117432382 B CN 117432382B CN 202311456279 A CN202311456279 A CN 202311456279A CN 117432382 B CN117432382 B CN 117432382B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- core
- time
- soaking
- reservoir
- shale oil
- 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
- 238000002791 soaking Methods 0.000 title claims abstract description 66
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 11
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 6
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 5
- 238000012163 sequencing technique Methods 0.000 claims description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 15
- 230000036571 hydration Effects 0.000 abstract description 11
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- 238000002247 constant time method Methods 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000035784 germination Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 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
- 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)
- 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)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明公开了一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间的确定方法，该方法将饱和原油的岩心在储层条件下进行油水置换实验，综合分析不同水化时间下油水置换实验中岩心质量的变化和水化增渗+CT扫描实验中岩心裂缝孔隙度的变化，通过绘制不同浸泡时间下的岩心重量增加量曲线和新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量曲线，选择两曲线交点对应的浸泡时间为建议的最佳焖井时间，并通过对比单位体积岩心在各自优选焖井时间点的累计岩心质量增重，评价不同岩心所在层位的增产潜力。本发明采用上述一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法，可准确评价多套页岩油储层的增产潜力，并指导制定最优焖井时间。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发工程技术领域，尤其是涉及一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法。
背景技术
体积压裂是页岩油藏实现高效开发的关键技术手段。现场实践表明，页岩油井体积压裂施工结束后适当焖井，有利于提升油井产量。然而，目前焖井时间的确定主要基于工程经验，缺乏理论依据。焖井时间过短可能导致增产效果不佳，而时间过长则可能对储层造成严重损害。因此，确定最佳焖井时间对于高效开发页岩油藏具有重要意义。
目前，一种常用的焖井时间确定方法是根据目标区块已压裂页岩油井的压后焖井时间与产量数据优选获得。然而，由于页岩油藏非均质性强，各井间储层特征差异大，即使相邻井位，彼此间数据的参考性也不强。另一种常用方法是开展页岩水化作用实验，根据水化增渗效果来确定最优焖井时间。然而，页岩油藏焖井增产机理异常复杂，需要综合考虑水化增渗和油水置换等多重因素影响。
此外，我国页岩油藏大多采用水平井体积压裂的模式进行开发，长达数千米的水平井段可能同时穿透了多套页岩油储层，如何有效评价水平井段不同位置储层的增产潜力也是长期困扰本领域技术人员的一项难题。
综上所述，亟需开发一种简单高效的页岩油藏体积压裂增产潜力评价与压后焖井时间确定方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法，可准确评价多套页岩油储层的增产潜力，并指导制定最优焖井时间。
为实现上述目的，本发明提供了一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法，包括以下步骤：
S1获取目标储层井下岩心，清洗并加工成岩心柱，两端面保持平整；
S2将步骤S1的岩心柱在储层温度、压力下进行饱和油处理；
S3将经饱和油处理后的岩心柱进行CT扫描实验，结合数字岩心技术得到岩心初始裂缝孔隙度参数；
S4将初次CT扫描后的岩心柱在储层温度、压力条件下浸泡到压裂液中，测试不同浸泡时间下岩心柱重量的增加量；
S5对不同浸泡时间的岩心柱进行CT扫描实验，结合数字岩心技术和岩心初始裂缝孔隙度参数得到不同浸泡时间下的岩心裂缝孔隙度增加量，并计算不同浸泡时间下新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量；
S6绘制不同浸泡时间下的岩心重量增加量曲线和新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量曲线，两曲线交点对应的浸泡时间即为建议的最佳焖井时间。
S7针对待评价增产潜力的多套页岩油储层岩心开展步骤S1-S6，对比步骤S6中最佳焖井时间条件下的岩心单位体积质量增加量，并进行排序确定多套页岩油储层的增产潜力大小。
优选的，所述步骤S1中，岩心柱为标准柱体，上下端面要保持平整，并记录岩心尺寸、重量、体积参数并编号。
优选的，所述步骤S2中，对岩心柱进行抽真空处理，抽真空时长不少于48h，饱和原油的温度、压力均与储层条件相同并且要保证中间容器中完全充满原油，饱和时间不少于48h。
优选的，所述步骤S3中，岩心柱通过CT扫描实验和数字岩心技术获得岩心初始裂缝孔隙度。
优选的，所述步骤S4中，岩心柱采用具有耐高温、高压的胶套包裹侧面，仅保留两端的圆形界面与压裂液接触，避免长时间的高温高压浸泡导致岩心破碎散掉。
优选的，所述步骤S5中，新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量的计算公式如下：
Δmnf＝Δφ×V×ρ
式中：
Δmnf—新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量，g；
—岩心裂缝孔隙度的增加量，％；
V—岩心柱总体积，cm3；
ρ—压裂液密度，g/cm3。
优选的，所述步骤S7中，最佳焖井时间条件下的岩心单位体积质量增加量越大，对应储层的增产潜力越大，其计算公式如下：
式中：η—最佳焖井时间条件下的岩心单位体积质量增加量，g/cm3；
Δm—最佳焖井时间条件下的岩心质量累计增加量，g。
本发明所述的一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法的优点和积极效果是：
1、本发明综合考虑了水化增渗和油水置换等多重因素影响，将岩心在储层温度、压力条件下浸泡到压裂液中，水化作用造成岩心中原始裂缝宽度增加并萌发新裂缝，导致裂缝孔隙度增大、渗透率增加；压裂液进入新增裂缝孔隙度中，并在润湿性和毛管力作用下置换出岩心初始孔隙空间中的原油，导致岩心重量增大；随着浸泡时间增加，当岩心重量增加量小于新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量时，说明水化增渗与油水置换作用已达到极限，继续浸泡会导致岩心中颗粒脱落堵塞原油渗流通道，选择不同浸泡时间下的岩心重量增加量曲线和新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量曲线交点对应的浸泡时间作为最佳焖井时间。
2、本发明通过对比多套页岩油储层岩心单位体积质量增加量确定各套储层的增产潜力大小，原理可靠，操作性强，准确度高，克服了现有方法仅基于工程经验，缺乏理论依据，导致应用效果较不稳定的不足。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
图1为本发明实验装备图；
图2为本发明实施例1#岩心质量增加量与岩心新增裂缝孔隙可充填压裂液质量增加量随着浸泡时间变化的曲线；
图3为本发明实施例2#岩心质量增加量与岩心新增裂缝孔隙可充填压裂液质量增加量随着浸泡时间变化的曲线；
图4为本发明实施例1#、2#岩心单位体积岩心质量累计增加量随浸泡时间的变化曲线。
具体实施方式
以下通过附图和实施例对本发明的技术方案作进一步说明。
除非另外定义，本发明使用的技术术语或者科学术语应当为本发明所属领域内具有一般技能的人士所理解的通常意义。
实施例
一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法，包括以下步骤：
S1获取目标储层井下岩心，清洗并加工成标准岩心柱，两端面保持平整，并记录岩心尺寸、重量。
S2将步骤S1的岩心柱在储层温度、压力下进行饱和油处理。对岩心柱进行抽真空处理，抽真空时长不少于48h，饱和原油的温度、压力均与储层条件相同并且要保证中间容器中完全充满原油，饱和时间不少于48h。将岩心轻放入中间容器中，连接好真空泵和中间容器之间的管线，检查阀门均为关闭状态；打开真空泵，并打开真空泵与中间容器相连接阀门，岩心抽真空48h；抽真空后，打开中间容器的进液阀门，使得地层原油进入中间容器，待原油充满整个中间容器后关闭真空泵与中间容器之间的阀门，再关闭进液阀门；然后用手摇泵向中间容器加压至储层压力，关闭所有阀门，拆除管线，饱和油处理48h。
S3将经饱和油处理后的岩心柱进行CT扫描实验，结合数字岩心技术得到岩心初始裂缝孔隙度。
S4将初次CT扫描后的岩心柱用耐高温、高压胶套包裹侧面，在储层温度、压力条件下浸泡到压裂液中，测试不同浸泡时间下岩心柱重量的增加量。根据现场压裂施工使用的配方配制压裂液，岩心柱采用具有耐高温、高压的胶套包裹侧面，仅保留两端的圆形界面与压裂液接触，避免长时间的高温高压浸泡导致岩心破碎散掉。将做完CT实验的岩心浸泡到装有压裂液的中间容器中，然后用手摇泵向中间容器加压至储层压力，关闭所有阀门，拆除管线；将整个中间容器移到烘箱中，烘箱设置温度为储层温度；将用压裂液浸泡后的岩心取出，擦去表面浮液，称重后拿去做CT扫描实验；岩心每次浸泡前都需要包裹胶套，浸泡后去掉胶套称重，待达到设定实验时间后，停止实验。
S5对不同浸泡时间的岩心柱进行CT扫描实验，结合数字岩心技术和岩心初始裂缝孔隙度参数得到不同浸泡时间下的岩心裂缝孔隙度增加量，并计算不同浸泡时间下新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量。新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量的计算公式如下：
Δmnf＝Δφ×V×ρ (1)
式中：Δmnf—新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量，g；Δφ—岩心裂缝孔隙度的增加量，％；V—岩心柱总体积，cm3；ρ—压裂液密度，g/cm3。
S6绘制不同浸泡时间下的岩心重量增加量曲线和新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量曲线，两曲线交点对应的浸泡时间即为建议的最佳焖井时间。记录并分析实验数据，将所得实验数据绘制成图表，油水置换试验结果主要绘制岩心重量随着浸泡时间的变化曲线；CT扫描实验数据主要绘制微裂缝孔隙度随着浸泡时间的变化曲线。综合分析两种曲线的趋势，选择岩心质量增加量曲线与新增裂缝孔隙可充填压裂液质量曲线的交点所对应的时间节点作为建议的最佳焖井时间。
S7针对待评价增产潜力的多套页岩油储层岩心开展步骤S1-S6，对比步骤S6中最佳焖井时间条件下的岩心单位体积质量累计增加量，并进行排序确定多套页岩油储层的增产潜力大小。最佳焖井时间条件下的岩心单位体积质量增加量越大，对应储层的增产潜力越大，其计算公式如下：
式中：η—最佳焖井时间条件下的岩心单位体积质量增加量，g/cm3；Δm—最佳焖井时间条件下的岩心质量累计增加量，g。
本发明提供的一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与压后焖井时间确定方法，综合考虑了水化增渗和油水置换等多重因素影响。将岩心在储层温度、压力条件下浸泡到压裂液中，水化作用造成岩心中原始裂缝宽度增加并萌发新裂缝，导致裂缝孔隙度增大、渗透率增加。压裂液进入新增裂缝孔隙度中，并在润湿性和毛管力作用下置换出岩心初始孔隙空间中的原油，导致岩心重量增大。随着浸泡时间增加，当岩心重量增加量小于新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量时，说明水化增渗与油水置换作用已达到极限，继续浸泡会导致岩心中颗粒脱落堵塞原油渗流通道。因此，选择不同浸泡时间下的岩心重量增加量曲线和新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量曲线交点对应的浸泡时间作为最佳焖井时间。通过对比多套页岩油储层岩心单位体积质量增加量确定各套储层的增产潜力大小。本发明的原理可靠，操作性强，准确度高，克服了现有方法仅基于工程经验，缺乏理论依据，导致应用效果较不稳定的不足。
以东部某页岩油田为例，选择两个改造目标层位的岩心加工处理成标准岩心柱。两套储层深度相近，储层温压条件基本一致，温度约为100℃，流体压力约为20MPa，。最终获取的岩心具体参数如下：
表1不同层位岩心试件参数表
| 储层 | 岩心编号 | 直径/mm | 长度/mm | 质量/g | 岩心体积/cm3 |
| 1号 | 1# | 25 | 34.28 | 42.65 | 16.828 |
| 2号 | 2# | 25 | 45.40 | 55.14 | 22.284 |
具体实验步骤如下：
(1)将待用岩心放入抽真空所用的中间容器内，抽真空48小时。
(2)打开中间容器顶部进液阀门将原油吸入中间容器内，保持真空泵打开继续抽吸，等抽吸管线见油，关闭进液阀门，保证岩心完全浸没。
(3)转动手摇泵，排出管线空气后将管线接到中间容器进液口用手摇泵加压到20MPa，将中间容器放入100℃烘箱，饱和48h。
(4)去掉胶套，快速擦去表面浮油，称重，记录数据。
(5)将饱和原油处理后的岩心进行CT扫描实验，观察初始岩心微裂缝形态并计算初始裂缝孔隙度。
(6)根据现场压裂施工所用配方：水+减阻剂0.1％+助排剂0.05％+防膨剂0.2％，配制压裂液。
(7)将做完CT实验的岩心用耐高温、高压的胶套包裹侧面浸泡到装有压裂液的中间容器中，转动手摇泵，排出管线空气后将管线接到中间容器进液口用手摇泵加压到20MPa，将中间容器放入在100℃烘箱，在100℃，20MPa条件下将岩心在压裂液中浸泡7天。
(8)将浸泡一个周期(7天)的岩心取出，去掉胶套，擦去表面浮液后称重，并开展CT扫描实验。
(9)重复步骤(6)、(7)进行下一个周期的岩心浸泡实验和CT扫描实验。
(10)等实验设计时间结束后停止实验。
(11)记录并分析实验数据，绘制岩心质量增加量随着浸泡时间的变化曲线；采用公式(1)计算不同浸泡时间下新增裂缝孔隙可充填压裂液质量增加量，并绘制成曲线。
(12)综合分析两种曲线的变化趋势，选择岩心质量增加量曲线与新增裂缝孔隙可充填压裂液质量曲线的交点所对应的时间节点作为建议的最佳焖井时间。
(13)采用公式(2)计算单位体积岩心质量累计增加量，并进行排序确定岩心所在储层的增产潜力大小。
(2)实验结果
表21#岩心浸泡不同时间岩心质量及裂缝孔隙度变化表
表32#岩心浸泡不同时间岩心质量及裂缝孔隙度变化表
表2和图1中实验结果表明，压裂液在毛管力的作用下进入岩心裂缝，岩心中饱和的地层油被置换出来，由于油水密度差，岩心质量增加。随着浸泡时间的延长，岩心重量增加量逐渐减小并趋于一个稳定值，同时岩心裂缝孔隙可充填压裂液质量增加幅度也减慢。
将1#岩心不同浸泡时间下的质量、裂缝孔隙度和岩心体积、压裂液密度(1g/cm3)等数据带入公式(1)中，将所得数据绘制成图2，从图2中可以看出不同浸泡时间下1#岩心重量增加量曲线与岩心裂缝孔隙可充填压裂液质量曲线交点所对应时间为18天，因此选择18天为1#岩心的最佳焖井时间。
同理，将2#岩心计算得到的数据绘制成图3，从图3中求得2#岩心最佳焖井时间为19天。
绘制两块岩心单位体积质量累计增加量随浸泡时间的变化曲线见图4，对比两块岩心在各自优选的焖井时间点的岩心单位体积质量累积增加量，1#岩心所在层位更具增产潜力。
因此，本发明采用一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法，可准确评价多套页岩油储层的增产潜力，并指导制定最优焖井时间。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其进行限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而这些修改或者等同替换亦不能使修改后的技术方案脱离本发明技术方案的精神和范围。
Claims (4)
1.一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1获取目标储层井下岩心，清洗并加工成岩心柱，两端面保持平整；
S2将步骤S1的岩心柱在储层温度、压力下进行饱和油处理；
S3将经饱和油处理后的岩心柱进行CT扫描实验，结合数字岩心技术得到岩心初始裂缝孔隙度参数；
S4将初次CT扫描后的岩心柱在储层温度、压力条件下浸泡到压裂液中，测试不同浸泡时间下岩心柱重量的增加量；
S5对不同浸泡时间的岩心柱进行CT扫描实验，结合数字岩心技术和岩心初始裂缝孔隙度参数得到不同浸泡时间下的岩心裂缝孔隙度增加量，并计算不同浸泡时间下新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量；
S6绘制不同浸泡时间下的岩心重量增加量曲线和新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量曲线，两曲线交点对应的浸泡时间即为建议的最佳焖井时间；
S7针对待评价增产潜力的多套页岩油储层岩心开展步骤S1-S6，对比步骤S6中最佳焖井时间条件下的岩心单位体积质量增加量，并进行排序确定多套页岩油储层的增产潜力大小；
所述步骤S2中，对岩心柱进行抽真空处理，抽真空时长不少于48h，饱和原油的温度、压力均与储层条件相同并且要保证中间容器中完全充满原油，饱和时间不少于48h；
所述步骤S5中，新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量的计算公式如下：
Δmnf＝Δφ×V×ρ
式中：
Δmnf—新增裂缝孔隙度可充填压裂液重量，g；
Δφ—岩心裂缝孔隙度的增加量，％；
V—岩心柱总体积，cm3；
ρ—压裂液密度，g/cm3；
所述步骤S7中，最佳焖井时间条件下的岩心单位体积质量增加量越大，对应储层的增产潜力越大，其计算公式如下：
式中：η—最佳焖井时间条件下的岩心单位体积质量增加量，g/cm3；
Δm—最佳焖井时间条件下的岩心质量累计增加量，g。
2.根据权利要求1所述的一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法，其特征在于：所述步骤S1中，岩心柱为标准柱体，上下端面要保持平整，并记录岩心尺寸、重量、体积参数并编号。
3.根据权利要求1所述的一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法，其特征在于：所述步骤S3中，岩心柱通过CT扫描实验和数字岩心技术获得岩心裂缝初始孔隙度。
4.根据权利要求1所述的一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法，其特征在于：所述步骤S4中，岩心柱采用具有耐高温、高压的胶套包裹侧面，仅保留两端的圆形界面与压裂液接触，避免长时间的高温高压浸泡导致岩心破碎散掉。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311456279.XA CN117432382B (zh) | 2023-11-01 | 2023-11-01 | 一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311456279.XA CN117432382B (zh) | 2023-11-01 | 2023-11-01 | 一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117432382A CN117432382A (zh) | 2024-01-23 |
| CN117432382B true CN117432382B (zh) | 2024-05-03 |
Family
ID=89545857
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202311456279.XA Active CN117432382B (zh) | 2023-11-01 | 2023-11-01 | 一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117432382B (zh) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109883922A (zh) * | 2019-03-20 | 2019-06-14 | 中国石油大学(北京) | 一种致密岩心中压裂液的实时监测系统以及实时监测方法 |
| CN111948109A (zh) * | 2020-07-07 | 2020-11-17 | 重庆科技学院 | 一种模拟页岩气开采过程中“焖井”操作的实验方法 |
| CN112112622A (zh) * | 2020-10-10 | 2020-12-22 | 西南石油大学 | 一种页岩气井体积压裂后焖井时间优化方法 |
| CN112177608A (zh) * | 2020-11-17 | 2021-01-05 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 高温高压页岩油藏渗吸评价装置 |
| CN115263286A (zh) * | 2022-07-19 | 2022-11-01 | 中国石油大学(华东) | 一种水平井压裂后焖-排-产一体化物理模拟装置和方法 |
| CN115713049A (zh) * | 2022-11-25 | 2023-02-24 | 西南石油大学 | 一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法 |
| CN115788402A (zh) * | 2022-12-01 | 2023-03-14 | 重庆页岩气勘探开发有限责任公司 | 一种页岩气水平井焖井时间确定方法、设备及储存介质 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110704888B (zh) * | 2019-07-04 | 2022-07-29 | 成都理工大学 | 一种非常规油气藏加密井体积压裂施工参数优化设计方法 |
-
2023
- 2023-11-01 CN CN202311456279.XA patent/CN117432382B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109883922A (zh) * | 2019-03-20 | 2019-06-14 | 中国石油大学(北京) | 一种致密岩心中压裂液的实时监测系统以及实时监测方法 |
| CN111948109A (zh) * | 2020-07-07 | 2020-11-17 | 重庆科技学院 | 一种模拟页岩气开采过程中“焖井”操作的实验方法 |
| CN112112622A (zh) * | 2020-10-10 | 2020-12-22 | 西南石油大学 | 一种页岩气井体积压裂后焖井时间优化方法 |
| CN112177608A (zh) * | 2020-11-17 | 2021-01-05 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 高温高压页岩油藏渗吸评价装置 |
| CN115263286A (zh) * | 2022-07-19 | 2022-11-01 | 中国石油大学(华东) | 一种水平井压裂后焖-排-产一体化物理模拟装置和方法 |
| CN115713049A (zh) * | 2022-11-25 | 2023-02-24 | 西南石油大学 | 一种耦合页岩水化膨胀与致裂作用的焖井时间优化方法 |
| CN115788402A (zh) * | 2022-12-01 | 2023-03-14 | 重庆页岩气勘探开发有限责任公司 | 一种页岩气水平井焖井时间确定方法、设备及储存介质 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 大庆油田致密油储层压裂增能影响因素分析;黄有泉 等;石油钻采工艺;20220930;第44卷(第5期);第611-617页 * |
| 水平井压裂后焖井技术的研究;李杨 等;辽宁化工;20200731;第49卷(第7期);第794-796页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN117432382A (zh) | 2024-01-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112031727B (zh) | 一种压裂水平井多介质吞吐的物理模拟装置和方法 | |
| CN109883917B (zh) | 一种模拟基质-裂缝静动态渗吸排油的实验装置及方法 | |
| CN108732076B (zh) | 一种煤层水力压裂渗透率预测方法 | |
| CN106290714B (zh) | 一种裂缝性储层物理模拟方法 | |
| CN112112622B (zh) | 一种页岩气井体积压裂后焖井时间优化方法 | |
| WO2019119676A1 (zh) | 一种实验确定酸液对致密碳酸盐岩杨氏模量影响的方法 | |
| CN105781505A (zh) | 一种边水油藏水平井组注气吞吐的物理模拟方法 | |
| CA2440991A1 (en) | Method and apparatus to provide miniature formation fluid sample | |
| CN107991188B (zh) | 一种基于岩心残余应力水平预测水力裂缝复杂性的方法 | |
| CN114645698B (zh) | 一种低渗透油藏压驱注水物理模拟测试系统和方法 | |
| CN109900232B (zh) | 缝面含可溶盐裂缝性地层钻井液防漏方法 | |
| CN115288647B (zh) | 一种用于提高油井采收率的复合扩容方法 | |
| CN110595953A (zh) | 一种页岩混合润湿性的实验测试装置及方法 | |
| CN111271038A (zh) | 一种低渗透性煤体的新型煤层气增产方法 | |
| CN108645596B (zh) | 一种用于评价流体对岩石造缝能力的实验方法 | |
| CN117432382B (zh) | 一种页岩油藏体积压裂增产潜力评价与焖井时间确定方法 | |
| CN108959724B (zh) | 一种致密砂岩储层酸损伤工艺参数设计方法 | |
| CN104695951A (zh) | 井筒压力波动对煤岩伤害的评价方法 | |
| CN110095584B (zh) | 一种储层油水饱和度校正方法 | |
| CN113792932B (zh) | 一种利用微震-损伤-渗流关系的页岩气产量预测方法 | |
| CN109209320B (zh) | 一种煤层气井的二次压裂方法 | |
| CN113094864B (zh) | 强非均质碳酸盐岩水平井分段设计方法 | |
| CN110761784B (zh) | 井筒工作液化学窗口的确定方法 | |
| CN111810142A (zh) | 一种通过平板模型模拟井组开发过程中防气窜的方法 | |
| CN111335856A (zh) | 一种三维物理电极水驱非均质模型及其模拟方法 |
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 |