CN104453828A - 水平井分段压裂破胶时间控制方法 - Google Patents
水平井分段压裂破胶时间控制方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104453828A CN104453828A CN201410631120.1A CN201410631120A CN104453828A CN 104453828 A CN104453828 A CN 104453828A CN 201410631120 A CN201410631120 A CN 201410631120A CN 104453828 A CN104453828 A CN 104453828A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- horizontal well
- fracturing
- gel breaking
- glue
- time
- 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 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 33
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 claims description 15
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 6
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 claims description 5
- 208000014674 injury Diseases 0.000 claims description 5
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 4
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 4
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 4
- 239000002775 capsule Substances 0.000 claims description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229920013818 hydroxypropyl guar gum Polymers 0.000 description 1
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Credit Cards Or The Like (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
本发明公开了一种水平井分段压裂破胶时间控制方法，根据井况计算压裂施工时间、模拟裂缝形态、模拟压裂温度场，综合前述时间、空间和温度三因素分析不同破胶体系加入量对破胶效果的影响；模拟压裂液动态滤失增能剖面的情况；将破胶效果分析值与滤失增能剖面情况进行对比，以平衡压裂储层最大增能和最低伤害为目标确定出水平井各段的破胶体系加入量，以此实现水平井分段压裂破胶时间的控制。本发明实现了水平井分段压裂破胶时间的精确控制，从而避免了油气井内压裂液过早破胶，有效提升了压裂液增能对返排效果的影响，提高了水平井返排率。
Description
技术领域
本发明涉及油气井压裂增产技术，具体是一种水平井分段压裂破胶时间控制方法。
背景技术
压裂增产是油气井开采增产的重要技术，实现压裂增产工艺的核心关键在于对油气井裂缝的支撑和破胶导流。
对于水平井分段压裂而言，压后需要采用分段破胶，即排液时达到各段液体的同时破胶，这样既可降低压裂液的滤失伤害，也可以充分利用压后能量促进液体返排，从而提高改造效果。近年来，国内油气井为了实现水平井分段破胶，采用的压裂液体系为羟丙基瓜胶压裂液体系，而针对该压裂液体系采用的破胶体系主要是微胶囊、过硫酸铵或生物酶的单一破胶剂，或者其中两者的复合破胶体系，并且破胶体系的加量优化方面通常仅考虑储层温度对破胶效果的影响，从而使得破胶时间的节点控制非常困难，存在长时间（＞7h）破胶不可控的问题，导致压裂液过早破胶，不仅降低了压裂液体系的有效粘度，而且使压裂液体系的滤失量大大增加，从而削弱了压裂液增能对返排效果的影响，最终降低了水平井返排率，加剧了对储层的伤害，影响压后改造效果。
发明内容
本发明的目的在于：针对上述现有技术存在的问题，提供一种能够精确控制破胶时间的水平井分段压裂破胶时间控制方法。
本发明采用的技术方案是：一种水平井分段压裂破胶时间控制方法，根据井况计算压裂施工时间、模拟裂缝形态、模拟压裂温度场，综合前述时间、空间和温度三因素分析不同破胶体系加入量对破胶效果的影响；模拟压裂液动态滤失增能剖面的情况；将破胶效果分析值与滤失增能剖面情况进行对比，以平衡压裂储层最大增能和最低伤害为目标确定出水平井各段的破胶体系加入量，以此实现水平井分段压裂破胶时间的控制。
进一步的，所述破胶体系为胶囊、过硫酸铵和生物酶复配得到三元复合破胶体系。
进一步的，所述破胶时间为水平井分段压裂1～12h之内的破胶时间。
本发明的有益效果是：通过上述简单易行的方法实现水平井分段压裂破胶时间的精确控制，从而避免油气井内压裂液过早破胶，有效提升了压裂液增能对返排效果的影响，提高了水平井返排率。
具体实施方式
本发明首先根据井况来计算压裂施工的时间，并模拟出裂缝形态（即空间）和压裂温度场（即温度），综合前述时间、空间和温度三因素分析出不同破胶体系加入量对破胶速度、破胶液粘度等效果的影响；再模拟出压裂液动态滤失增能剖面的情况，即压裂液动态滤失对压裂增能的影响；将破胶效果分析值与滤失增能剖面情况进行对比，以平衡压裂储层最大增能和最低伤害为目标确定出水平井各段的破胶体系加入量，以此实现水平井分段压裂1～12h之内的破胶时间精确控制。
上述破胶体系为胶囊、过硫酸铵和生物酶复配得到三元复合破胶体系，它可以延缓水平井分段压裂的破胶时间。
Claims (3)
1. 一种水平井分段压裂破胶时间控制方法，其特征在于：根据井况计算压裂施工时间、模拟裂缝形态、模拟压裂温度场，综合前述时间、空间和温度三因素分析不同破胶体系加入量对破胶效果的影响；模拟压裂液动态滤失增能剖面的情况；将破胶效果分析值与滤失增能剖面情况进行对比，以平衡压裂储层最大增能和最低伤害为目标确定出水平井各段的破胶体系加入量，以此实现水平井分段压裂破胶时间的控制。
2.根据权利要求1所述水平井分段压裂破胶时间控制方法，其特征在于：所述破胶体系为胶囊、过硫酸铵和生物酶复配得到三元复合破胶体系。
3.根据权利要求1所述水平井分段压裂破胶时间控制方法，其特征在于：所述破胶时间为水平井分段压裂1～12h之内的破胶时间。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410631120.1A CN104453828A (zh) | 2014-11-12 | 2014-11-12 | 水平井分段压裂破胶时间控制方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410631120.1A CN104453828A (zh) | 2014-11-12 | 2014-11-12 | 水平井分段压裂破胶时间控制方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104453828A true CN104453828A (zh) | 2015-03-25 |
Family
ID=52900502
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410631120.1A Pending CN104453828A (zh) | 2014-11-12 | 2014-11-12 | 水平井分段压裂破胶时间控制方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104453828A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106285600A (zh) * | 2016-08-11 | 2017-01-04 | 中国石油天然气集团公司 | 获取油气压裂增产中井底温度场的方法及装置 |
| CN106567701A (zh) * | 2015-10-09 | 2017-04-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水力压裂方法 |
| CN107545513A (zh) * | 2016-06-29 | 2018-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂过程中的非均匀同步破胶方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0379236A1 (en) * | 1989-01-17 | 1990-07-25 | Sofitech N.V. | Method for treating subterranean formations |
| US20030141064A1 (en) * | 2002-01-31 | 2003-07-31 | Roberson James David | Method and apparatus for fracing earth formations surrounding a wellbore |
| CN1987044A (zh) * | 2006-11-16 | 2007-06-27 | 大庆油田有限责任公司 | 水力压裂井破胶剂追加方法 |
| CN102562021A (zh) * | 2012-03-02 | 2012-07-11 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 中低温油气井压裂液快速破胶工艺 |
-
2014
- 2014-11-12 CN CN201410631120.1A patent/CN104453828A/zh active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0379236A1 (en) * | 1989-01-17 | 1990-07-25 | Sofitech N.V. | Method for treating subterranean formations |
| US20030141064A1 (en) * | 2002-01-31 | 2003-07-31 | Roberson James David | Method and apparatus for fracing earth formations surrounding a wellbore |
| CN1987044A (zh) * | 2006-11-16 | 2007-06-27 | 大庆油田有限责任公司 | 水力压裂井破胶剂追加方法 |
| CN102562021A (zh) * | 2012-03-02 | 2012-07-11 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 中低温油气井压裂液快速破胶工艺 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 赵怡: "《生物酶用于压裂液破胶的可行性研究》", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技I辑》 * |
| 郎学军等: "《水力压裂工艺中的分段破胶技术》", 《石油钻采工艺》 * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106567701A (zh) * | 2015-10-09 | 2017-04-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水力压裂方法 |
| CN106567701B (zh) * | 2015-10-09 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水力压裂方法 |
| CN107545513A (zh) * | 2016-06-29 | 2018-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂过程中的非均匀同步破胶方法 |
| CN107545513B (zh) * | 2016-06-29 | 2021-07-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂过程中的非均匀同步破胶方法 |
| CN106285600A (zh) * | 2016-08-11 | 2017-01-04 | 中国石油天然气集团公司 | 获取油气压裂增产中井底温度场的方法及装置 |
| CN106285600B (zh) * | 2016-08-11 | 2018-08-14 | 中国石油天然气集团公司 | 获取油气压裂增产中井底温度场的方法及装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| MX2017007495A (es) | Composiciones y metodos para mejorar una red de fracturas hidraulicas. | |
| WO2013016734A8 (en) | System and method for performing wellbore fracture operations | |
| SA517382363B1 (ar) | قوْلبة صَدْع متراص للنمو في اتجاه الارتفاع | |
| WO2010140032A3 (en) | Use of encapsulated tracers | |
| MX341853B (es) | Método de fracturación hidráulica. | |
| CN104453828A (zh) | 水平井分段压裂破胶时间控制方法 | |
| GB2538431A (en) | Method for providing multiple fractures in a formation | |
| WO2014004611A3 (en) | Methods of improving hydraulic fracture network | |
| CN103527161B (zh) | 热采水平井堵水调剖的方法 | |
| WO2016198894A3 (en) | Method for reservoir analysis and fracture design in a rock layer | |
| WO2015199799A3 (en) | Method of forming directionally controlled wormholes in a subterranean formation | |
| CN106223922A (zh) | 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺 | |
| MX2016002657A (es) | Metodo para optimizar la conductividad en una operacion de fracturacion hidraulica. | |
| CN107216867A (zh) | 一种用于碳酸盐储层的低粘降阻滑溜水酸液 | |
| WO2008112837A3 (en) | Hydraulic fracture initiation and propagation control in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
| WO2007112175A3 (en) | Hydraulic fracture initiation and propagation control in unconsolidated and weakly cemented sediments | |
| CN109209332B (zh) | 一种页岩气水平井的酸性滑溜水复合压裂方法 | |
| GB2528621A (en) | Breakers containing iron compounds and their methods of use | |
| WO2012106017A3 (en) | Apparatus and methods for tracking the location of fracturing fluid in a subterranean formation | |
| MY165012A (en) | System and method for improved propped fracture geometry for high permeability reservoirs | |
| CN104141480A (zh) | 一种压裂段塞加砂工艺方法 | |
| CN104564007A (zh) | 非裂缝性致密砂泥岩储层直井缝网压裂工艺 | |
| BR112018075924A2 (pt) | método, e, ferramenta de teste de formação. | |
| CN109630086A (zh) | 一种用于老井的增能重复压裂工艺方法 | |
| CN104100224A (zh) | 一种油井堵水方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20150325 |