RU2816923C1 - Способ кислотного гидроразрыва пласта в обратной последовательности для карбонатных пластов - Google Patents
Способ кислотного гидроразрыва пласта в обратной последовательности для карбонатных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2816923C1 RU2816923C1 RU2023116495A RU2023116495A RU2816923C1 RU 2816923 C1 RU2816923 C1 RU 2816923C1 RU 2023116495 A RU2023116495 A RU 2023116495A RU 2023116495 A RU2023116495 A RU 2023116495A RU 2816923 C1 RU2816923 C1 RU 2816923C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- viscosity
- acid
- fluid
- low
- fracturing
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 185
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 111
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 76
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 claims abstract description 19
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 2
- 238000005530 etching Methods 0.000 abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при обработке продуктивного пласта для увеличения нефтеотдачи. Техническим результатом является увеличение отводящей способности трещин за счет формирования образования устойчивых вязких языков и улучшения эффекта неравномерного травления. Заявлен способ кислотного гидроразрыва в обратной последовательности для карбонатных коллекторов, включающий поочередное нагнетание высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости в многоступенчатом режиме. При этом способ включает выполнение следующих этапов: S1 - на основе геологических характеристик строения целевого пласта используют имитатор гидроразрыва пласта для расчета геометрического размера трещины гидроразрыва, образовавшейся в условиях нагнетания предварительной жидкости, и средней температуры внутри трещины гидроразрыва; S2 - используют определенные на этапе S1 геометрические размеры гидравлической трещины для расчета коэффициента вязкости и количества нагнетаемой кислоты в высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости; S3 - на основе определенной на этапе S1 средней температуры в гидравлической трещине при проведении лабораторных реологических испытаний кислотной жидкости и на основе определенного на этапе S2 коэффициента вязкости высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости определяют систему кислотной жидкости, отвечающей коэффициенту вязкости кислоты, вводимой в обратной последовательности; и S4 - на основе определенной на этапе S3 системы кислотной жидкости и определенного на этапе S2 количества нагнетаемой кислоты выполняют кислотный гидроразрыв. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.
Description
ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к технической области нефтедобычи, в частности к способу кислотного гидроразрыва в обратной последовательности для карбонатных пластов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Глубинная карбонатная нефть обычно накапливается в телах пластов с миллиметровыми и сантиметровыми отверстиями, но тела нефтяных пластов обычно не выходят в стволы скважин, поэтому нефть и газ не могут выйти естественным путем. Технология кислотного гидроразрыва пласта является ключевой при разработке и добыче нефти из скважин для карбонатных пластов. Процесс кислотного гидроразрыва заключается в разрушении породы с образованием искусственных трещин с последующим нагнетанием кислоты для неравномерного растворения стенок трещины с образованием неровных канавок. После завершения разработки, под действием смыкающего давления, не растворенный кислотой участок выступает в качестве точки опоры для образования трещин кислотного травления, имеющих определенные геометрические размеры и отводящую способность, для реализации сооружения «нефтегазовой магистрали» под землей.
Отводящая способность трещин кислотного травления и рабочий диапазон кислотной жидкости являются ключевыми факторами, влияющими на действенность кислотного гидроразрыва пласта. Для улучшения отводящей способности трещин кислотного травления в глубоких карбонатных нефтеносных пластах и рабочего диапазона кислотной жидкости часто используют два вида способов кислотного гидроразрыва. Один из способов заключается в использовании высоковязкой кислоты, загущенной сшитым полимером, для проведения кислотного гидроразрыва пласта, при этом для увеличения действия рабочего диапазона используются такие характеристики кислотной жидкости, как высокая вязкость и низкая скорость реакции с горными породами. Однако указанная кислотная жидкость обычно имеет низкую отводящую способность из-за слабой производительности неравномерного травления (WU Yahong, WU Hu, WANG Xingxing, LUO Yao, FANG Haoqing, JIA Xunan, CHEN Panpan и CAO Nai. Composite acid fracturing technology based on flow-diverting evaluation experiment[J].Science Technology and Engineering, 2020, 20(31):12776-12781). Другой способ заключается в поочередном нагнетании высоковязкой жидкости для гидроразрыва и кислотной жидкости, при этом вязкость кислотной жидкости обычно немного ниже, чем у высоковязкой жидкости для гидроразрыва, так что должно происходить образование вязких языков с целью увеличения протяженности кислотного гидроразрыва пласта и повышения отводящей способности трещин. Однако этой технологии присущ наибольший недостаток, заключающийся в некоторых трудностях в достижении высокой разницы вязкости между жидкостью для гидроразрыва и кислотной жидкостью. Одна из причин заключается в том, что кислотная жидкость очень вязкая, а разница в вязкости между жидкостью для гидроразрыва и кислой жидкостью невелика. Другая причина заключается в том, что жидкость для гидроразрыва с высокой вязкостью обычно представляет собой щелочную жидкость с высоким значением pH, и, когда впоследствии нагнетается кислота, жидкость для гидроразрыва быстро разлагается, встречаясь с кислотой на границе раздела между жидкостью для гидроразрыва и кислотной жидкостью, а вязкость жидкости для гидроразрыва резко уменьшается, что приводит к уменьшению образования вязких языков и неудачам кислотного гидроразрыва пласта (Ruslan Kalabayev; Dmitriy Abdrazakov; Yeltay Juldugulov; et al. Advanced Fracturing Design Simulator-Assisted Modeling Coupled with Application of Enhanced Stimulation Fluids Raises Performance of Acid Fractured Wells[C]. Paper SPE-205139-MS presented at the SPE Europec featured at 82nd EAGE Conference and Exhibition, Amsterdam, The Netherlands, October 2021).
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Целью настоящего изобретения является разработка способа кислотного гидроразрыва пласта в обратной последовательности для карбонатных пластов. Способ надежен в принципе и прост в эксплуатации, в нем применено действие вязких языков системы кислотной жидкости для увеличения неравномерного травления кислотной жидкостью в гидравлических трещинах, поэтому он может с успехом увеличить отводящую способность трещин и рабочий диапазон кислотной жидкости, и имеет широкую перспективу применения на рынке.
Для достижения вышеуказанных технических целей в настоящем изобретении используются следующие технические решения.
Настоящее изобретение изменяет традиционную концепцию нагнетания кислоты, согласно которой высоковязкая кислотная жидкость используется при травлении дистальных трещин для создания длинных трещин кислотного травления в прямой последовательности, обеспечивая режим, при котором высоковязкую кислотную жидкость и маловязкую кислотную жидкость попеременно нагнетают в обратной последовательности. То есть, чтобы обеспечить среду с высокой вязкостью, гидравлическую трещину заполняют высоковязкой кислотной жидкостью, а, чтобы достичь цели травления дистальных трещин. и уменьшить количество высоковязкой кислотной жидкости, маловязкая кислотная система обеспечивает быстрое образование языков в высоковязкой кислотной жидкости. Кроме того, поскольку они относятся к системе кислотной жидкости с разной вязкостью, легче сформировать образование устойчивых вязких языков и увеличить неравномерность травления, что устраняет недостаток нестабильной вязкости, возникающей при поочередном нагнетании традиционной жидкости для гидроразрыва и кислотной жидкости, а также достигается двойная цель: травление дистальных трещин и улучшение эффекта неравномерного травления.
Способ кислотного гидроразрыва в обратной последовательности для карбонатных пластов включает в себя следующие этапы в соответствующем порядке.
S1: на основе геологических характеристик строения целевого пласта используют имитатор гидроразрыва пласта для расчета геометрического размера трещины гидроразрыва, образовавшейся в условиях нагнетания определенного количества предварительной жидкости, и средней температуры внутри трещины гидроразрыва, причем геометрические размеры гидравлической трещины включают длину L, высоту h и среднюю ширину w;
S2: используют определенные на этапе S1 геометрические размеры гидравлической трещины для расчета коэффициента вязкости и количества нагнетаемой кислоты высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости, необходимых для образования устойчивых вязких языков в гидравлической трещине;
S3: на основе определенной на этапе S1 средней температуры в гидравлической трещине при проведении лабораторных реологических испытаний кислотной жидкости и на основе определенного на этапе S2 коэффициента вязкости высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости определяют систему кислотной жидкости, отвечающей коэффициенту вязкости кислоты, нагнетаемой в обратной последовательности; и
S4: на основе определенной на этапе S3 системы кислотной жидкости и определенного на этапе S2 количества нагнетаемой кислоты выполняют кислотный гидроразрыв в обратной последовательности, то есть поочередное нагнетание высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости в многоступенчатом режиме.
Предпочтительно этап S1 включает в себя следующий шаг:
на основе геологических характеристик строения целевого пласта, включая напряжения земной коры в промежуточных слоях, температуру и давление в пластах, механику горных пород, пористость и проницаемость, в сочетании с реологическими параметрами жидкости гидроразрыва, используют имитатор гидроразрыва для расчета геометрического размера трещины гидроразрыва, образованной путем гидроразрыва пласта в условиях нагнетания определенного количества жидкости гидроразрыва при постоянной подаче, вместе с этим определяют среднюю температуру Т внутри трещины гидроразрыва после нагнетания жидкости гидроразрыва.
Предпочтительно этап S2 включает в себя следующие шаги:
S21: определяют коэффициент вязкости - соотношение вязкостей высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости, необходимый для образования устойчивых вязких языков внутри гидравлической трещины, по следующей формуле:
где M - коэффициент вязкости высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости, безразмерная величина; μh и μl - значение вязкости высоковязкой кислотной жидкости и значение вязкости маловязкой кислотной жидкости соответственно, их единица измерения - мПа·с.
Формула (1) выведена из следующих соображений:
Предположим, что после образования трещины гидроразрыва в трещину гидроразрыва нагнетается высоковязкая кислотная жидкость с вязкостью μh при подаче q, а затем в трещину гидроразрыва нагнетается маловязкая кислотная жидкость с вязкостью μl при подаче q; явление образования вязких языков будет происходить в маловязкой кислотной жидкости, находящейся в высоковязкой кислотной жидкости (фиг. 1), поэтому в гидравлической трещине образуется зона малой вязкости и зона высокой вязкости. Кислотная жидкость в зоне малой вязкости быстро реагирует с породой, вызывая глубокое травление породы, но кислотная жидкость в зоне высокой вязкости медленно реагирует с породой, вызывая неглубокое травление породы, поэтому вся поверхность породы является весьма неравномерно протравленной. Когда зоны малой вязкости взаимосвязаны между собой, глубоко протравленный канал полностью соединен, то есть образуется канал высокоскоростного потока.
Во-первых, нагнетание высоковязкой кислотной жидкости, и его длительность составляет t h; во-вторых, нагнетание маловязкой кислотной жидкости, и его длительность составляет tl. Область, где зона высокой вязкости и зона малой вязкости находятся в контакте друг с другом, представляет собой зону смешанной фазы. По модели Коваля, расчетная формула для протяженности ΔL зоны смешанной фазы выглядит следующим образом. (E. J. Koval, A method for predicting the performance of unstable miscible displacement in heterogeneous media[J]. SPE J.3, 145-155,1963):
где ΔL - протяженность смешанной фазы, в метрах; u h - скорость перемещения зоны высокой вязкости, м/с; t l - длительность нагнетания маловязкой кислотной жидкости, в секундах; M e - отношение эквивалентной вязкости высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости, безразмерная величина.
Коэффициент эквивалентной вязкости M e рассчитывается по следующей формуле. (Sahil, Malhotra, Mukul, et al. Experimental study of the growth of mixing zone in miscible viscous fingering[J]. Physics of Fluids, 2015, 27(1):1-14):
Скорость перемещения зоны высокой вязкости следующая:
где q - подача нагнетаемой кислоты, в м3/мин; w - средняя ширина гидравлических трещин, в метрах; h - высота гидравлических трещин, в метрах.
Условием формирования секундного канала для потока вязкого языка является то, что передняя часть вязкого языка маловязкой кислотной жидкости равноудалена от передней части высоковязкой кислотной жидкости. То есть
где th длительность нагнетания высоковязкой кислотной жидкости, в секундах; tl длительность нагнетания маловязкой кислотной жидкости, в секундах; ultip скорость образования языка кислотной жидкости в зоне малой вязкости, в м/с.
Аппроксимация выполняется на основе данных результатов испытаний из эксперимента Сахила (Sahil, Malhotra, Mukul, et al. Experimental study of the growth of mixing zone in miscible viscous fingering[J]. Physics of Fluids, 2015, 27(1):1-14).
Выражение отношения скорости образования языка кислотной жидкости в зоне малой вязкости и скорости перемещения зоны высокой вязкости выглядит следующим образом.
Из формулы (6) и формулы (7) выражение отношения длительности нагнетания высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости выглядит следующим образом.
Для формирования устойчивых вязких языков длина ΔL зоны смешанной фазы должна удовлетворять следующему выражению отношения.
Из формул (3)-(9), легко вывести формулу (1).
S22: При поочередном нагнетании высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости в многоступенчатом режиме определяют однократно нагнетаемые объемы высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости по следующей формуле:
где Vhn - объем однократного нагнетания высоковязкой кислотной жидкости, в м3; Vln - объем однократного нагнетания маловязкой кислотной жидкости, м3; ηh - жидкостная эффективность высоковязкой кислой жидкости в трещинах гидроразрыва, в %; ηl - жидкостная эффективность маловязкой кислотной жидкости в трещинах гидроразрыва, в %; n - количество многоступенчатых поочередных нагнетаний; w - средняя ширина трещины, в метрах; L - длина трещины, в метрах; h - высота трещины, в метрах.
Формулы (10) и (11) выведены следующим образом:
При поочередном нагнетании высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости в многоступенчатом режиме объемы однократного нагнетания высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости составляют:
Длительность нагнетания маловязкой кислотной жидкости вычисляют по следующей формуле.
Из формул (5) и (7), выводится формула (14).
Формулу (11) легко вывести в сочетании с формулами (12) и (15). Формулы (10) и (11) легко вывести в сочетании с формулами (8), (13) и (15).
Предпочтительно, этап S3 включает в себя следующие шаги:
S31: в соответствии со средней температурой T в гидравлической трещине, образованной после нагнетания предварительной жидкости на этапе S1, и постоянным сдвигом со скоростью сдвига 100 с-1 в течение 60 мин по ротационному реометру, определяют кажущуюся вязкость различных кислотных жидких систем в гидравлической трещине; и
S32: на основе коэффициента вязкости M кислотной жидкости, нагнетаемой в обратной последовательности на этапе S2, и кажущейся вязкости различных кислотных жидких систем внутри гидравлической трещины в условиях средней температуры T на этапе S31, определяют высоковязкую кислотную жидкость и маловязкую кислотную жидкость, соответствующую коэффициенту вязкости кислоты, нагнетаемой в обратной последовательности.
Предпочтительно, этап S4 включает в себя следующие шаги:
S41: нагнетают жидкость гидроразрыва;
S42: нагнетают высоковязкую кислотную жидкость, определенную на этапе S3 на первом шаге, при подаче q, с объемом закачиваемой кислоты как Vhn;
S43: нагнетают маловязкую кислотную жидкость, определенную на этапе S3 на первом шаге, при подаче q, с объемом закачиваемой кислоты как Vln;
S44: повторяют шаги с S42 по S43 в соответствующем порядке, пока не завершится поочередное нагнетание кислоты за n шагов; и
S45: нагнетают вытесняющую жидкость в пласт для замены кислоты в грунте и стволе скважины.
По сравнению с предшествующим уровнем техники настоящее изобретение имеет следующие преимущества.
По сравнению с традиционной технологией кислотного гидроразрыва, с одной стороны, настоящее изобретение увеличивает неравномерное травление кислотной жидкостью внутри гидравлической трещины и улучшает отводящую способность трещины за счет полного использования явления вязких языков кислотной жидкостной системы, устраняя недостатки, заключающиеся в том, что традиционная высоковязкая жидкость для гидроразрыва и кислотная жидкость с трудом образуют устойчивые вязкие языки; с другой стороны, в настоящем изобретении используется способ нагнетания кислоты в обратной последовательности и в полной мере используется явление образования вязких языков в маловязкой кислотной жидкости, находящейся в высоковязкой кислотной жидкости, для изменения традиционного способа обеспечения рабочего диапазона кислотной жидкости с помощью высоковязкой кислотной жидкости, а также снижения количества высоковязкой кислотной жидкости и затрат на кислотную жидкость. Настоящее изобретение обеспечивает двойной эффект повышения отводящей способности трещины при кислотном гидроразрыве пласта и увеличения эффективной длины трещины при кислотном травлении, а также значительно повышает эффективность кислотной жидкостной системы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЛЛЮСТРАЦИЙ
На фиг. 1 приведена схема, изображающая поочередное нагнетание высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ НЕКОТОРЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Далее описано настоящее изобретение в сочетании с иллюстрациями и примерами.
Необходимо пояснить, что, если не возникает противоречия, примеры в настоящем изобретении и технические признаки в этих примерах могут быть объединены друг с другом. Следует отметить, что, если не указано иное, все технические и научные термины, используемые в настоящем изобретении, имеют такое же значение, какое обычно имеет ввиду специалист в данной области.
Пример
Взяв в качестве примера скважину А, выбранную для кислотного гидроразрыва пласта в западном Китае, способ кислотного гидроразрыва в обратной последовательности для карбонатных пластов, предусмотренный настоящим изобретением, примененный к проектированию и разработке кислотного гидроразрыва пласта, включает следующие этапы.
S1: на основе данных о геологических характеристиках (как показано в таблице 1) строения A целевого пласта, ввод основных параметров скважины A в различные модули имитатора гидроразрыва пласта в соответствии с аналогичным этапом моделирования кислотного гидроразрыва пласта в патенте под названием «method of experimentally determining the distribution of the flow-diverting capacity of acid fracturing cracks in carbonate rock oil reservoirs (способ экспериментального определения распределения отводящей способности трещин кислотного гидроразрыва в нефтеносных пластах карбонатных пород» (201611218306.X) и с использованием имитатора гидроразрыва FracproPT для расчета длины L, высоты h и средней ширины w трещины гидроразрыва 129,8 м, 46,5 м и 0,008 м, и средней температуры в трещине гидроразрыва 65°С, сформированной в условиях нагнетания 100 м3 предварительной жидкости (жидкости гидроразрыва) в целевой пласт скважины А при подаче 4,0 м3/мин.
S2: определение коэффициента вязкости высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости, отвечающей кислотному гидроразрыву в обратной последовательности, на уровне около 25,0 в соответствии с формулой (1) на этапе S21; проведение 3-х ступенчатого поочередного нагнетания в скважине А, обеспечивающего жидкостную эффективность ηh высоковязкой кислотной жидкости в трещине гидроразрыва 37 %, обеспечивающего жидкостную эффективность ηl маловязкой кислотной жидкости в трещине гидроразрыва 25%, расчет объема однократного нагнетания высоковязкой кислотной жидкости составляет 37 м3 соответственно геометрическим размерам трещины гидроразрыва, определяемым по формуле (10) и S1, аналогично расчет объема однократного нагнетания маловязкой кислотной жидкости составляет 80 м3 согласно формуле (11).
Таблица 1. Основные данные моделирования гидроразрыва скважины A
| Конфигурация скважины | Обсадная труба | Наружный диаметр 177,8 мм; Глубина 4450 м |
| Нефтяная труба | Наружный диаметр 89 мм; Глубина 3800 м | |
| Интервал перфорации | 3818,0-3823,0 м | |
| Количество отверстий | 80 | |
| Параметры пласта | Температура газового пласта (°C) | 120 |
| Давление газового пласта (МПа) | 73 | |
| Литологическая характеристика целевого пласта | Известняк | |
| Градиент напряжений призабойной зоны (МПа/м) | 0,0217 | |
| Градиент напряжений промежуточного слоя (МПа/м) | 0,0225 | |
| Пористость (%) | 4,5 | |
| Проницаемость (мД) | 0,3 | |
| Модуль Юнга (МПа) | 46000 | |
| Коэффициент Пуассона | 0,27 | |
| Выбор жидкости и расклинивающего агента | Коэффициент формы потока жидкости гидроразрыва | 0,5655 |
| Коэффициент согласованности жидкости гидроразрыва | 1,5631 | |
| Режим обработки | Жидкость гидроразрыва (м3) | 100 |
| Подача (м3/мин) | 4,0 |
S3: обеспечение средней температуры в гидравлической трещине, определенной на этапе S1, равной 65°C, и измерение кажущейся вязкости четырех кислотных жидких систем, обычно используемых в рабочей зоне, в условиях температуры 65°C, скорости сдвига 100 с-1 и времени сдвига 60 минут по ротационному реометру, результаты показаны в таблице 2.
Коэффициент вязкости кислотной жидкости, определенный на этапе S2, показывает, что кислотные системы H3 и H4 соответствуют требованиям кислотного гидроразрыва в обратной последовательности.
Таблица 2. Кажущаяся вязкость четырех кислотных жидких систем, обычно используемых в рабочей зоне.
| Кислотная жидкая система H1 | Кислотная жидкая система H2 | Кислотная жидкая система H3 | Кислотная жидкая система H4 |
| 12,0 | 38,0 | 49,0 | 2,0 |
S4: Соблюдая величину нагнетания кислоты, определяемую системой кислотной жидкости, предпочтительно на этапе S3 и S2 (чтобы облегчить приготовление кислоты на месте, увеличивают содержание кислоты в однократно нагнетаемой высоковязкой кислотной жидкости с 37 м3 до 40 м3), выполняя разработку кислотного гидроразрыва в обратной последовательности по схеме закачки, приведенной в Таблице 3.
Таблица 3. Процедура закачки для разработки кислотного гидроразрыва в обратной последовательности в скважине А
| №. | Тип жидкости | Подача | Чистый объем жидкости | Накопленный объем жидкости |
| м3/мин | м3 | м3 | ||
| 1 | Предварительная жидкость | 3,0-4,0 | 100 | 100 |
| 2 | Высоковязкая кислота H3 | 4,0-5,0 | 40 | 140 |
| 3 | Маловязкая кислота H4 | 4,0-5,0 | 80 | 220 |
| 4 | Высоковязкая кислота H3 | 4,0-5,0 | 40 | 260 |
| 5 | Маловязкая кислота H4 | 4,0-5,0 | 80 | 340 |
| 6 | Высоковязкая кислота H3 | 4,0-5,0 | 40 | 380 |
| 7 | Маловязкая кислота H4 | 4,0-5,0 | 80 | 460 |
| 8 | Вытесняющая вода с пониженной вязкостью | 2,0-3,0 | 18 | 478 |
По сравнению с традиционным высоковязким глубоким кислотным гидроразрывом, кислотный гидроразрыв в обратной последовательности позволяет уменьшить количество высоковязкой кислотной жидкости в скважине А на 67%, а стоимость системы кислотной жидкости снизить почти на 30%. После разработки в скважине А с применением кислотного гидроразрыва пласта в обратной последовательности суточный дебит газа, проверенный на стабильность, достигает 4,5x104 м3/сут, добиваясь нулевого прорыва в добыче по сравнению с пластом в том же пласте на прилегающей территории, достигая цели дальнейшего изучения и оценки пласта, Это свидетельствует, что указанная технология позволяет эффективно повторно разрабатывать газовые пласты. Вышеупомянутое изложение содержит лишь лучшие примеры настоящего изобретения и не налагает никаких ограничений на настоящее изобретение. Хотя настоящее изобретение было раскрыто, как указано выше, в виде лучшего примера, любой специалист в данной области техники, не отступая от технического решения настоящего изобретения, может внести некоторые изменения или модификации, служащие эквивалентным примером на основе эквивалентных изменений. Однако с использованием технического содержания, раскрытого выше, любые простые модификации и эквивалентные изменения и модификации, сделанные в приведенных выше примерах согласно технической сущности настоящего изобретения, по-прежнему входят в объем технического решения настоящего изобретения.
Claims (22)
1. Способ кислотного гидроразрыва в обратной последовательности для карбонатных коллекторов, включающий следующие этапы в правильном порядке,
S1: на основе геологических характеристик строения целевого пласта используют имитатор гидроразрыва пласта для расчета геометрического размера трещины гидроразрыва, образовавшейся в условиях нагнетания определенного количества предварительной жидкости, и средней температуры внутри трещины гидроразрыва, причем геометрические размеры гидравлической трещины включают длину L, высоту h и среднюю ширину w;
S2: используют определенные на этапе S1 геометрические размеры гидравлической трещины для расчета коэффициента вязкости и количества нагнетаемой кислоты в высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости, необходимых для образования устойчивых вязких языков в гидравлической трещине;
S3: на основе определенной на этапе S1 средней температуры в гидравлической трещине при проведении лабораторных реологических испытаний кислотной жидкости и на основе определенного на этапе S2 коэффициента вязкости высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости определяют систему кислотной жидкости, отвечающей коэффициенту вязкости кислоты, вводимой в обратной последовательности; и
S4: на основе определенной на этапе S3 системы кислотной жидкости и определенного на этапе S2 количества нагнетаемой кислоты выполняют кислотный гидроразрыв в обратной последовательности, то есть поочередное нагнетание высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости в многоступенчатом режиме.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап S1 включает в себя шаг, основанный на геологических характеристиках строения целевого пласта, включая напряжения земной коры промежуточных слоев, температуру и давление пластов, механику горных пород, пористость и проницаемость в сочетании с реологическими параметрами жидкости гидроразрыва, в котором используют имитатор гидроразрыва для расчета геометрического размера трещины гидроразрыва, образованной путем гидроразрыва пласта в условиях нагнетания определенного количества жидкости гидроразрыва при постоянной подаче, вместе с этим определяют среднюю температуру Т внутри трещины гидроразрыва после нагнетания жидкости гидроразрыва.
3. Способ по п. 1, причем этап S2 включает в себя следующие шаги,
S21: определяют коэффициент вязкости - соотношение вязкостей высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости, необходимый для образования устойчивых вязких языков внутри гидравлической трещины, по следующей формуле:
где M представляет собой коэффициент вязкости высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости, безразмерная величина; μh и μl - значение вязкости высоковязкой кислотной жидкости и значение вязкости маловязкой кислотной жидкости соответственно, их единица измерения - мПа·с, и
S22: при поочередном нагнетании высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости в многоступенчатом режиме определяют однократно нагнетаемые объемы высоковязкой кислотной жидкости и маловязкой кислотной жидкости по следующей формуле:
где Vhn - объем однократного нагнетания высоковязкой кислотной жидкости, м3; Vln - объем однократного нагнетания маловязкой кислотной жидкости, м3; ηh - жидкостная эффективность высоковязкой кислой жидкости в трещинах гидроразрыва, %; ηl - жидкостная эффективность маловязкой кислотной жидкости в трещинах гидроразрыва, %; n - количество многоступенчатых поочередных нагнетаний; w - средняя ширина трещины, м; L - длина трещины, м; h - высота трещины, м.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап S3 включает следующие шаги:
S31: в соответствии со средней температурой T в гидравлической трещине, определенной на этапе S1, и постоянным сдвигом со скоростью сдвига 100 с-1 в течение 60 мин по ротационному реометру, определяют кажущуюся вязкость различных кислотных жидких систем в гидравлической трещине; и
S32: на основе коэффициента вязкости M кислотной жидкости, нагнетаемой в обратной последовательности на этапе S2, и кажущейся вязкости различных кислотных жидких систем внутри гидравлической трещины в условиях средней температуры T, полученных на этапе S31, определяют высоковязкую кислотную жидкость и маловязкую кислотную жидкость, соответствующую коэффициенту вязкости кислоты, нагнетаемой в обратной последовательности.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап S4 включает в себя следующие шаги:
S41: нагнетают жидкость гидроразрыва;
S42: нагнетают высоковязкую кислотную жидкость, определенную на этапе S3 на первом шаге, при подаче q, с объемом закачиваемой кислоты как Vhn;
S43: нагнетают маловязкую кислотную жидкость, определенную на этапе S3 на первом шаге, при подаче q, с объемом закачиваемой кислоты как Vln;
S44: повторяют шаги с S42 по S43 в соответствующем порядке, пока не завершится поочередное нагнетание кислоты за n шагов; и
S45: нагнетают вытесняющую жидкость в пласт для замены кислоты в грунте и стволе скважины.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210907710.7 | 2022-07-29 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2816923C1 true RU2816923C1 (ru) | 2024-04-08 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4249609A (en) * | 1978-04-10 | 1981-02-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for forming channels of high fluid conductivity in formation parts around a borehole |
| SU1309645A1 (ru) * | 1985-03-05 | 1995-03-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2156356C1 (ru) * | 2000-02-28 | 2000-09-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ гидроразрыва нефтяного пласта |
| WO2011145966A1 (en) * | 2010-05-18 | 2011-11-24 | Schlumberger Canada Limited | Hydraulic fracturing method |
| RU2547191C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва карбонатного пласта |
| RU2724705C1 (ru) * | 2019-08-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |
| CN114542043A (zh) * | 2022-04-28 | 2022-05-27 | 太原理工大学 | 基于压裂液粘度优化改进岩层压裂增渗的方法及装置 |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4249609A (en) * | 1978-04-10 | 1981-02-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for forming channels of high fluid conductivity in formation parts around a borehole |
| SU1309645A1 (ru) * | 1985-03-05 | 1995-03-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2156356C1 (ru) * | 2000-02-28 | 2000-09-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ гидроразрыва нефтяного пласта |
| WO2011145966A1 (en) * | 2010-05-18 | 2011-11-24 | Schlumberger Canada Limited | Hydraulic fracturing method |
| RU2547191C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва карбонатного пласта |
| RU2724705C1 (ru) * | 2019-08-29 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |
| CN114542043A (zh) * | 2022-04-28 | 2022-05-27 | 太原理工大学 | 基于压裂液粘度优化改进岩层压裂增渗的方法及装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107545088B (zh) | 一种常压页岩气水平井体积压裂方法 | |
| CN109763804B (zh) | 一种水平井分段暂堵压裂方法 | |
| US4442897A (en) | Formation fracturing method | |
| CN109958425B (zh) | 一种深层页岩气提高多尺度裂缝破裂的压裂方法 | |
| CN111271043B (zh) | 一种油气井地应力扩容改造增产方法 | |
| US11408264B2 (en) | Volumetric fracturing method of temporarily plugging and diverting through functional slick water with oil displacement agent injected simultaneously | |
| CN105089603A (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
| CN109931045B (zh) | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 | |
| CN105275446A (zh) | 一种体积压裂改造方法 | |
| CN105089596A (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN109424347B (zh) | 一种常压深层页岩气体积压裂方法 | |
| US11274538B2 (en) | Methods and systems for ballooned hydraulic fractures and complex toe-to-heel flooding | |
| CN108952654B (zh) | 一种油气井压裂方法 | |
| CN112211608A (zh) | 一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法 | |
| US20190242231A1 (en) | Method for stimulating oil and gas reservoir volume by forming branch fractures in main fracture | |
| CN109763805B (zh) | 一种深层页岩气螺旋式变参数压裂方法 | |
| CN111140226A (zh) | 一种提高裂缝导流能力的方法 | |
| US3858658A (en) | Hydraulic fracturing method for low permeability formations | |
| CA2817612C (en) | Method for fast and uniform sagd start-up enhancement | |
| US4434848A (en) | Maximizing fracture extension in massive hydraulic fracturing | |
| RU2816923C1 (ru) | Способ кислотного гидроразрыва пласта в обратной последовательности для карбонатных пластов | |
| US4687059A (en) | Enhanced hydrocarbon recovery process utilizing thermoelastic fracturing | |
| CN113685164B (zh) | 一种常压页岩气预增压实现体积压裂的方法与应用 | |
| US11840911B2 (en) | Fracturing method with synergistic effects of energy enhancement, oil displacement, huff and puff, imbibition, and displacement | |
| Shaoul et al. | Evaluating the Performance of Horizontal Multi-Frac Wells in a Depleted Gas Condensate Reservoir in Sultanate of Oman |