CN105041288A - 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 - Google Patents
一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105041288A CN105041288A CN201510408909.5A CN201510408909A CN105041288A CN 105041288 A CN105041288 A CN 105041288A CN 201510408909 A CN201510408909 A CN 201510408909A CN 105041288 A CN105041288 A CN 105041288A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- temporarily
- stifled
- parts
- fracturing
- 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 65
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 17
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 136
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 124
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 55
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 54
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 34
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 33
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 25
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 25
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 23
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 21
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 20
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 19
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 18
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 15
- 241000219112 Cucumis Species 0.000 claims description 14
- 235000015510 Cucumis melo subsp melo Nutrition 0.000 claims description 14
- FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N [4,6-bis(cyanoamino)-1,3,5-triazin-2-yl]cyanamide Chemical compound N#CNC1=NC(NC#N)=NC(NC#N)=N1 FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- -1 aldehyde ketone amine Chemical class 0.000 claims description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 11
- 238000001802 infusion Methods 0.000 claims description 11
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 8
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 8
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 8
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 8
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 6
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 5
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- JECYNCQXXKQDJN-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylhexan-2-yloxymethyl)oxirane Chemical compound CCCCC(C)(C)OCC1CO1 JECYNCQXXKQDJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 4
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 claims description 4
- 101000832256 Dromaius novaehollandiae Dromaiocalcin-1 Proteins 0.000 claims description 3
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical group [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000001458 anti-acid effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 235000010378 sodium ascorbate Nutrition 0.000 claims description 2
- PPASLZSBLFJQEF-RKJRWTFHSA-M sodium ascorbate Substances [Na+].OC[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1[O-] PPASLZSBLFJQEF-RKJRWTFHSA-M 0.000 claims description 2
- 229960005055 sodium ascorbate Drugs 0.000 claims description 2
- PPASLZSBLFJQEF-RXSVEWSESA-M sodium-L-ascorbate Chemical group [Na+].OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1[O-] PPASLZSBLFJQEF-RXSVEWSESA-M 0.000 claims description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000005297 material degradation process Methods 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 72
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 71
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 7
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 5
- 238000007514 turning Methods 0.000 description 5
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 3
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 2
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000167854 Bourreria succulenta Species 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 102000029828 Melanin-concentrating hormone receptor Human genes 0.000 description 1
- 108010047068 Melanin-concentrating hormone receptor Proteins 0.000 description 1
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002872 contrast media Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000005669 field effect Effects 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明提供了一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法，该包括以下步骤：步骤一：以2.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入50-500立方米压裂液；步骤二：以1.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入5-100立方米的材料液，当材料液进入预设缝内桥堵处，以0.5-5.0立方米/分钟的排量泵注；步骤三：以3.0-15.0立方米/分钟的排量将50-500立方米的压裂液注入地层，使裂缝强制转向；步骤四：注入酸液进行酸蚀改造，注入量为20-300立方米，注入速度为2.0-15.0立方米/分钟；至少进行一次步骤二到步骤四的操作。本发明提供碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法重复多次暂堵、造缝后可形成多条转向酸压裂缝，在酸压施工结束后暂堵材料降解，对储层污染小，是一种可提高酸压效率的方法。
Description
技术领域
本发明属于石油天然气开采技术领域，具体涉及一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法。
背景技术
我国碳酸盐岩油气藏分布广泛，碳酸盐岩储层一般天然裂缝和溶洞发育，非均质性强，基质物性差，由于目前的物探手段还无法准确的确定缝洞的具***置，钻井就无法保证钻遇天然裂缝和溶洞***直接投产，自然投产率低，大多需进行储层改造方可投产。
对于缝洞型储层，酸压主要目的是沟通缝洞，只有酸压裂缝沟通到缝洞***，酸压才能达到预期效果。酸压裂缝受天然裂缝与应力控制，当应力及天然裂缝方位与储集体方位匹配差时，井筒距储集体较近也无法沟通储集体。当应力方位、天然裂缝方位与储集体方位匹配差时，酸压裂缝受应力、天然裂缝发育控制，酸压无法沟通缝洞***，常规的方法是进行开窗侧钻，对于埋深5000-6000米的碳酸盐岩气藏而言，进行开窗侧钻工程风险大、费时、费用高。
发明内容
为解决上述问题，本发明的目的是提供一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法，该方法是一种可提高酸压效率的方法。
为达到上述目的，本发明提供了一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法，该方法包括以下步骤：
步骤一：以2.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入50-500立方米压裂液；
步骤二：以1.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入材料液，当材料液进入预设缝内桥堵处，以0.5-5.0立方米/分钟的排量泵注，材料液的总用量为5-100立方米；
步骤三：以3.0-15.0立方米/分钟的排量将50-500立方米的压裂液注入地层，使裂缝强制转向；
步骤四：注入酸液进行酸蚀改造，注入量为20-300立方米，注入速度为2.0-15.0立方米/分钟；
步骤五：至少重复一次步骤二到步骤四的操作；
步骤六：使用至少一个施工管柱容积的顶替液进行顶替。
可根据实际情况重复步骤二到步骤四的操作，直至沟通储集体。
施工结束，暂堵材料被溶解或降解实现压开裂缝的动用。
在上述方法中，步骤四可以根据需要分多次进行。
在上述方法中，优选地，所述材料液包括暂堵材料和携带液，二者的重量比为1-10∶100。
在上述方法中，优选地，所述暂堵材料为在储层条件下可溶解或可降解暂堵材料，进一步优选为水溶性暂堵材料、油溶性暂堵材料、温度降解暂堵材料或生物降解暂堵材料。进一步优选地，暂堵材料可溶解或可降解的程度为95％-100％；更优选地，所述暂堵材料包括石油工程纤维FCL、压裂用新型转向剂DCF-1、柔性转向剂SR-3或压裂用转向剂DCF-2，上述产品均由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产。以上产品经常规加工后，都可制成纤维状、颗粒状或片状暂堵材料，不同形状的暂堵材料可组合应用。
在本发明提供的优选实施方式中，暂堵材料的为可热降解的暂堵材料DCF-1，其在施工结束后，地下液体温度逐步升高到地层温度，暂堵材料在地层温度下自动降解。
在上述方法中，使材料液进入预设缝内桥堵处，具体可通过计算注液体积实现，为本领域常规方式。
在上述方法中，优选地，材料液的注入分两个阶段，当材料液进入预设缝内桥堵处后，以更低的排量注入材料液，利于携带液尽快滤失入地层，在桥堵处形成致密的滤饼。
在上述方法中，优选地，所述暂堵材料的形状为颗粒状、片状或纤维状；优选为颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料中的一种或几种的组合；
以重量计，当颗粒状暂堵材料与纤维状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料与纤维状暂堵材料的用量比为(0.3-0.7)∶(0.7-0.3)；当片状暂堵材料与纤维状暂堵材料组合应用时，片状暂堵材料与纤维状暂堵材料的用量比为(0.2-0.8)∶(0.8-0.2)；当颗粒状暂堵材料与片状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料与片状暂堵材料的用量比为(0.4-0.6)∶(0.4-0.6)；当颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料的用量比为(0.1-0.5)∶(0.2-0.4)∶(0.7-0.1)。
在上述方法中，材料性能选择主要是根据压裂或酸压井地层深度、地层的破裂压力来确定；
优选地，所述颗粒状暂堵材料的性能指标为：粒径1-3毫米、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度；所述片状暂堵材料的性能指标为：厚度0.1-3毫米、5-10毫米圆形及/或类似圆形的片状物、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度；所述纤维状暂堵材料的性能指标为：纤维直径10-20微米、长度4-8毫米、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度。
暂堵材料性能选择主要是根据酸压井地层深度、地层的破裂压力来确定；通过对不同形状、不同性能暂堵材料的选择，有利于适应不同宽度裂缝的暂堵，提高暂堵效果，针对具体储层，选择合适的颗粒与纤维进行混配后，可使暂堵形成的滤饼更加致密，封堵裂缝能力增强。
在上述方法中，材料液中的携带液为地面条件下具有一定的粘度满足对暂堵材料的悬浮和携带的液体，携带液进入储层裂缝后液体粘度降低，携带能力降低，暂堵材料在裂缝内某处聚集形成桥堵。
在上述方法中，优选地，所述携带液为低粘度瓜胶溶液、VES液(粘弹性表面活性剂压裂液)或胶凝酸液中的一种或几种。
在上述方法中，优选地，以重量份计，所述低粘度瓜胶溶液包括如下组分：100份淡水、0.2-0.5份瓜胶或超级瓜胶、2-10份氯化钾、0.03-0.06份氢氧化钠、0.08-0.15份碳酸钠、0.08-0.12份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.5-1份破乳剂、0.5-1份高效助排剂；其中，所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂，所述高效助排剂为含氟表面活性剂；进一步优选地，所述破乳剂和高效助排剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4破乳剂和HSC-25高效助排剂。
在上述方法中，优选地，以重量份计，所述VES液包括如下组分：100份淡水、1-5份VES-50A(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)、0.5-2份VES-50B(北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产)。
在上述方法中，优选地，以重量份计，所述胶凝酸液包括如下组分：100份基础酸液、0.3-1.0份酸液胶凝剂、13份高温酸液缓蚀剂、0.5-1份破乳剂、0.5-1份铁离子稳定剂、0.5-1份高效助排剂；其中，所述酸液胶凝剂为抗酸阳离子聚合物，所述高温酸缓蚀剂为醛酮胺类缩合物，所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂，所述铁离子稳定剂为抗坏血酸钠，所述高效助排剂为含氟表面活性剂；进一步优选地，所述破乳剂、高效助排剂、酸液胶凝剂、高温缓蚀剂分别为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4破乳剂、HSC-25高效助排剂、KMS-50凝胶剂、KMS-6缓蚀剂。
上述凝胶酸液也可作为酸压工序中的酸液使用，用于对储层进行酸蚀改造。
在上述方法中，优选地，所述酸液为胶凝酸液、温控变粘酸、地面交联酸、DCA转向酸(清洁转向酸)、醇醚酸、乳化酸、泡沫酸或有机土酸中的一种或几种；
在上述方法中，优选地，所述压裂液为瓜胶压裂液、合成基高分子聚合压裂液、乳化压裂液、泡沫压裂液、清洁压裂液、有机压裂液中的一种或几种。
在上述方法中，优选地，以重量份计，所述瓜胶压裂液或超级瓜胶压裂液包括以下组份：100份水、0.2-0.5份瓜胶或超级瓜胶、2-10份氯化钾、0.03-0.06份氢氧化钠、0.08-0.15份碳酸钠、0.08-0.12份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.008-0.015份过硫酸铵、0.5-1份破乳剂、0.5-1份高效助排剂和0.1-1.2份有机硼交联剂；其中，所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂，所述高效助排剂为含氟表面活性剂；进一步优选地，所述破乳剂、高效助排剂、有机硼交联剂分别为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4破乳剂、HSC-25高效助排剂、YP-150有机硼交联剂。
在上述方法中，优选地，以重量份计，所述清洁压裂液包括以下组份：100份淡水、3-5份粘弹性表面活性剂；进一步优选地，所述粘弹性表面活性剂为十八烷基三甲基氯化铵；进一步优选地，所述粘弹性表面活性剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的VES-50粘弹性表面活性剂。
在上述方法中，优选地，所述顶替液为低粘度中性或碱性液体，碱性液体可以为NaOH溶液，低粘度中性液体可以为低浓度瓜胶溶液或滑溜水，进一步优选为滑溜水；
在上述方法中，优选地，在顶替结束后进行停泵、憋压测压降的步骤，憋压时间优选为20分钟。
在上述方法中，第四步的酸蚀改造过程中，在注酸完毕后，可停泵一段时间以形成闭合酸化，增加缝口处的导流能力。
在上述方法中，优选地，该方法包括在步骤一前注入酸液(可以为酸蚀改造中所使用的酸液)以降低地层应力的步骤；
所述酸液优选为醇醚酸，其包括以下组分：100份20％HCl、0.3份胶凝剂、2份缓蚀剂、1份铁离子稳定剂和8份醇醚；所述胶凝剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、醇醚分别为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-50胶凝剂、KMS-6缓蚀剂、KMS-7铁离子稳定剂、DCA-4醇醚。
在上述方法中，优选地，在步骤四中，所述酸蚀改造是使用两种酸液进行二级交替注入的方式，有利提高酸蚀裂缝导流能力，增加酸蚀有效缝长；优选为清洁转向酸+醇醚酸的二级交替注入方式(将两种酸各分几次注入，第一次先注入一种酸、再注入另一种酸，随后类似于以上注入方式分别注入各批次的酸，这种称为交替方式注入)；清洁转向酸中不含聚合物，对储层无损害，且在地下与碳酸钙反应后变粘，有利于提高酸蚀距离，疏通地下微裂缝，加醇醚酸有利于清洁转向酸地下变粘的残酸快速破胶，无残渣，对地层无损害。
所述清洁转向酸的组分包括：100份20％HCl、8-12份清洁转向酸主剂、0.15-0.35份胶凝剂和1-4份缓蚀剂；清洁转向酸主剂、胶凝剂、缓蚀剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的DCA-1清洁转向酸主剂、KMS-50胶凝剂、KMS-6缓蚀剂；
醇醚酸可使用上述降低地层应力时的醇醚酸。
在上述方法中，当以前酸压施工的裂缝没有沟通缝洞体的显示时(压力未大幅度下降)，以较低排量将材料液注入已压开的裂缝中，由于材料液中的携带液粘度较低，液体可以以较快速度滤失到地层中，且此时排量低，人工缝宽较小，在裂缝壁面应力作用下，裂缝可较快闭合(若液体滤失速度较慢，在注完材料液后，停泵一段时间后让裂缝闭合)，这样暂堵材料可在闭合裂缝处形成较致密的滤饼，强制后续造缝液体转至其它油气层段，产生新的人工裂缝。
在对碳酸盐岩气藏裂缝转向酸压裂过程中，如果第一次压裂没有沟通到缝洞***，可对第一次压裂的裂缝在不同处进行暂堵，然后压开新的人工裂缝，如在裂缝中间某部位进行暂堵，阻止裂缝在原有的方位上延伸，裂缝的净压力增加，迫使在裂缝较薄弱处重新开启裂缝，使裂缝转向；或在裂缝的缝口形成暂堵，使在井眼处其它方位开启裂缝。
在上述方法中，优选地，使用暂堵材料可形成缝中暂堵或缝口暂堵。缝口暂堵与缝中暂堵可通过注入暂堵转向剂的排量调节，若排量低(0.5-2立方米/分钟)主要是缝口暂堵，如果排量较高(2-5立方米/分钟)，则是缝中暂堵。
暂堵材料用于暂堵旧裂缝，同时强制裂缝在新的方向上开启，而新方向上裂缝的开启、延伸长度和方向上的变化是受地层地应力场以及天然裂缝所影响的。最大和最小主应力方向发生偏转，转向压裂过程中裂缝就有可能转向。压裂后生产的井，受人工裂缝、孔隙热弹性应力、邻井注水/生产活动、支撑剂嵌入应力都可能影响对地应力改变。水力压裂人工裂缝的转向半径同时也和地应力差值、压裂液粘度、压裂排量等多个参数有关。地应力的差值越小，压裂液粘度越大、压裂排量越高，则裂缝的转向半径越大。针对以上分析，转向压裂应当选择井筒周围可能有较大的地应力改变的井采用合适的工艺进行转向压裂，如图1所示。
在均质条件下，人工裂缝的扩展方向总是垂直于现今地应力场的最小主应力。但在非均质裂缝性碳酸盐岩储层，人工裂缝的扩展方向除了受现今地应力方位及大小控制外，还会受主应力场作用下形成的天然裂缝的控制，人工裂缝最终的取向是复杂的。为了实现酸压时的裂缝转向酸压及为设计提供参数依据，理论计算和实验模拟了天然裂缝性岩块中人工裂缝起裂规律和裂缝的延伸规律。
在天然裂缝发育的井壁，人工裂缝的起裂方向为：裂缝性碳酸盐岩储层中发育高角度裂缝时，由于天然裂缝的抗张强度小于岩石的抗张强度，压裂施工时天然裂缝可能会优先张开并延伸形成压裂人工缝，使压裂裂缝不再严格地沿着最大主应力方向延伸。现场成像测井资料也多反映酸压缝是沿井底存在裂缝的扩张与延伸。
而在不考虑压裂液渗流所引起的井壁附近应力场改变条件下，则天然裂缝的抗张强度、岩石的抗张强度、水平最大最小主应力差及裂缝面与水平最大主应力间夹角将起主导作用。在应力状态σ1>σ2>σ3且σ2近直立的情况下，设水平最大主应力σ1与裂缝面法线夹角为α，则裂缝面与水平最大主应力间夹角β＝π/2+α，作用在裂缝面上的正应力σn为：
σn＝(σ1+σ3)/2-[(σ1-σ3)cos2β]/2(1)
裂缝张开的极限破裂压力为：Pff＝σn+Sf–Pp(2)
沿最大主应力方向形成新裂缝的极限破裂压力为：
PfR＝σ3+SR-Pp(3)
式中：Pp——油层孔隙压力，MPa；
SR——岩石抗张强度，MPa；
Sf——裂缝抗张强度，MPa；
σ1、σ3——最大、最小水平主应力，MPa。
当施工破裂压力Pf>Pff或Pf>PfR时，裂缝张开或岩石破裂，形成人工裂缝。显然，天然裂缝张开或是沿最大主应力方位形成新缝的条件取决于Pff与PfR的相对大小。在某些地质条件下，如果Pff与PfR相差较小(8MPa以内)，则通过一定的工艺措施使裂缝转向成为可能。
而在裂缝延伸过程中，人工裂缝与天然裂缝在相交时，人工裂缝的取向也类似于以上井壁处的情况，如果天然裂缝张开或沿最大水平主应力方位张开凝缝的压力差别不大，则在缝内加入暂堵材料，增大已张开裂缝的进液压力，则在另一个方向有可能形成新的裂缝，新的裂缝在下一个选择点(穿越天然裂缝的交叉点)再次选择，有可能形成形态复杂的曲折裂缝。新裂缝在每个选择点的取向规律受人工裂缝与天然裂才缝夹角、天然裂缝抗张强度、天然裂缝与最大水平主应力方位的夹角等因素的影响。
在本发明提供的方法中，可先使用压裂液造长缝，尽可能沟通储集体，若有明显沟通迹象，则用剩余的压裂液继续扩大沟通，最后注入酸液改造通道；若无明显沟通迹象，则需用暂堵材料暂堵、强制裂缝转向，然后继续造缝争取沟通新的方向上好的储集体，最后注入酸液改造通道，并形成对裂缝面内天然裂缝的改造，增强渗流能力并增大侧向沟通机率。
本发明提供的碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法，既可用于直井增产改造施工，也可用于水平井、斜井等的增产改造施工。
在上述的碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法中，所用的各种药剂均是通过将其各自的组分按照常规方法混合制备得到的。
在碳酸盐岩油气藏酸压裂过程中，当优势储集体(缝洞***)、井眼及地应力方向不匹配，常规的酸压施工难以沟通优势储集体，导致酸压效果不理想时，使用本发明提供的方法可使暂堵材料暂堵已压开或存在的裂缝，迫使人工裂缝转向，可增加酸压裂缝转向沟通到优势储集体的概率，是一种可以提高酸压效率的方法。
附图说明
图1为裂缝转向示意图；
图2为150℃时实施例1制得的材料液随时间的降解程度曲线图；
图3为实施例1中微裂缝岩心注材料液前后注入压差变化图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施提供了一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法，该方法是使用了材料液在塔里木盆地哈拉哈塘油田的一口A井进行酸压施工。
1、井况介绍：塔里木油田的灰岩储层分布较广，约占塔里木储量的40％，储层埋藏深(5000-7400米)，闭合压力高(大于80兆帕)，温度高(120-170℃)，具有极强的非均质性，基质渗透率很低(低于0.1毫达西)，平均孔隙度在1％左右，好的储集体均为大的天然裂缝、溶洞发育。当最大主应力方位不利于沟通缝洞体时，常规的酸压施工效果不理想，因此需要采用裂缝转向技术实现多裂缝改造。
哈A井是哈13井是塔里木盆地塔北***轮南奥陶系潜山背斜西围斜哈拉哈塘富油气区带上的一口探井。该井酸压目的层段为6668.58-6800米，地震剖面图反映井眼已钻入串珠状反射体中，但目的层段在钻井过程中未见油气显示。物探资料反映本井处流体因子值较小，在北西50米和南西96米有两处流体因子高值区；远探测声波反映在井筒3-8m可见天然裂缝。哈A井目的层段最大水平主应力方向(NE80°±)与天然裂缝走向(NE35°)之间的夹角为45°±，且最大水平主应力与最小水平主应力差较小(均值3.7兆帕)。
根据本井地质特征，改造的原则是：采用转向酸压改造工艺，尽量形成多个方向造缝，增大沟通近井可能存在的储集体的概率并酸蚀改造，争取获得突破。先以一定规模压裂液造缝，如果无明显沟通显示，则用纤维暂堵、强制裂缝转向，然后继续造缝争取沟通新的方向上好的储集体；最后注入酸液改造通道，并形成对裂缝面内天然裂缝的改造，增强渗流能力并增大侧向沟通机率。
具体方案：先用酸液降低应力，然后使用压裂液造长缝尽可能沟通；若有明显沟通迹象，则继续用压裂液继续扩大沟通，最后进行清洁转向酸+醇醚酸的二级交替注入；若施工中压力较高，沟通迹象不明显，则低挤材料液，再高挤压裂液强制转向造缝，然后清洁转向酸+醇醚酸二级交替注入；最后低排量顶替，形成闭合酸化。
施工中使用的酸压管柱：
从上到下管柱结构为：3-1/2″BG110SE(δ6.45mm)油管+3-1/2″P110E(δ6.45mm)修复油管+3-1/2″伸缩管(伸缩距6m)+2-7/8″常闭阀+7″MCHR封隔器+2-7/8″P110E油管+接球器+2-7/8″油管鞋。
2、进行酸压施工的工序如下：
(1)将20立方米醇醚酸以2.0-3.0立方米/分钟排量预处理地层，降低地层破裂压力；
(2)将170立方米压裂液(冻胶)以5.0-5.5立方米/分钟排量注入地层，压开地层形成人工裂缝；
(3)将15立方米材料液以2.0-2.5立方米/分钟排量泵注；
(4)使用25立方米1.0-1.5立方米/分钟排量继续泵注材料液，待液体滤失至地层，待裂缝闭合后，暂堵材料在裂缝中形成较致密的滤饼；
(5)将175立方米冻胶以5.0-5.5立方米/分钟排量泵注进入地层，强制裂缝转向，在新的方向形成一条水力裂缝，增大沟通机率；
(6)将100立方米清洁转向酸以5.5-6.0立方米/分钟排量泵注，对压开裂缝进行酸蚀，形成高导流的酸蚀裂缝，使得储集体与井眼联通；
(7)将50立方米醇醚酸以5.5-6.0立方米/分钟排量泵注，对压开裂缝进行酸蚀，形成高导流的酸蚀裂缝使得储集体与井眼联通；
(8)将60立方米清洁转向酸以5.5-6.0立方米/分钟排量泵注，对压开裂缝进行酸蚀，形成高导流的酸蚀裂缝，使得储集体与井眼联通；
(9)将30立方米醇醚酸以6.0-2.0立方米/分钟排量泵注，对压开裂缝进行酸蚀，形成高导流的酸蚀裂缝使得储集体与井眼联通；最后低排量注入醇醚酸形成闭合酸化，增加缝口处的导流能力；
(10)停泵10min等待裂缝闭合，形成闭合酸化，增加缝口处的导流能力；
(11)将30立方米滑溜水以1.0-2.5立方米/分钟排量顶替；
(12)停泵，憋压10分钟测压降；
(13)待施工液体液体恢复到地层温度后(约2-3h)，材料液自然降解。
3、本实施例中使用的材料液为：
将暂堵材料(北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的DCF-1)，该暂堵材料经常规加工后制成纤维状与颗粒状，然后进行混配使用，其中，纤维状暂堵材料与颗粒状暂堵材料的质量比为6：4。将混配后的暂堵材料加入携带液中，制得材料液，携带液为清洁压裂液，暂堵材料与携带液的质量比2：100；以重量份计，清洁压裂液的组份为：95份淡水和5份粘弹性表面活性剂(由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的VES-50)。
图2为上述材料液在150℃时随时间的降解程度曲线图。
测试本实施例制得的材料液注入微裂缝岩心前后的压差变化(具体见图3)。
选取4块劈裂岩心模拟人工裂缝，并对岩心加一定围压(10-20MPa)，然后在不同的注入压力下(0-3MPa)将材料液注入人工裂缝中，对比材料液进入人工裂缝前后的压力响应；
由图3可知，材料液进入人工裂缝后，压力明显增加，说明暂堵裂缝效果较好。
4、本实施例中使用的压裂液为超级瓜胶压裂液：
以重量份计，超级瓜胶压裂液的组份为：100份淡水、0.5份超级瓜胶、4份氯化钾、0.04份氢氧化钠、0.08份碳酸钠、0.08份碳酸氢钠、0.1份甲醛、0.01份过硫酸胺、1份FRZ-4型破乳剂、1份HSC-25型高效助排剂、0.6份YP-150有机硼交联剂，后三种组分均为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的产品。
5、施工中使用清洁转向酸+醇醚酸的二级交替注入方式进行：
以重量份计，清洁转向酸的组份为：100份20％HCl、10份清洁转向酸主剂、0.25份胶凝剂和2份缓蚀剂。上述清洁转向酸主剂、胶凝剂、缓蚀剂分别为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的DCA-1，KMS-50、KMS-6。
以重量份计，醇醚酸的组份为：100份20％HCl；0.3份胶凝剂、2份缓蚀剂、1份铁离子稳定剂和8份醇醚。胶凝剂为KMS-50，缓蚀剂为KMS-6，铁离子稳定剂为KMS-7，醇醚为DCA-4，均由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产。
6、施工效果
在施工中，第(2)步泵注压裂液时油压呈下降趋势，反映近井发育一定的天然裂缝；泵注材料液到位后，油压为45.5兆帕，排量稳定在0.8立方米/分钟，油压上升到48.7兆帕，上升了3.2兆帕，折算成密度为1.00的压裂液(本井密度为1.14克/立方厘米)，油压上升了9.2+3.2＝12.4兆帕，转向作用明显。在第(5)步注入压裂液阶段泵压由91.7兆帕突降至60兆帕，下降了31.7兆帕，转向沟通了串珠状储集体。注酸时油压较低，酸蚀效果明显。停泵压力1.4兆帕，较低，说明压力已快速扩散至储集体内，沟通了储集体。
本井在酸压裂施工前，无产量，使用上述碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法进行酸压改造后，用4毫米油嘴求产，油压20.2兆帕，折日产油100立方米/天，折日产气6587立方米/天。
Claims (10)
1.一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法，该方法包括以下步骤：
步骤一：以2.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入50-500立方米的压裂液；
步骤二：以1.0-15.0立方米/分钟的排量向地层注入材料液，当材料液进入预设缝内桥堵处，以0.5-5.0立方米/分钟的排量泵注，材料液的总用量为5-100立方米；
步骤三：以3.0-15.0立方米/分钟的排量将50-500立方米的压裂液注入地层，使裂缝强制转向；
步骤四：注入酸液进行酸蚀改造，注入量为20-300立方米，注入速度为2.0-15.0立方米/分钟；
步骤五：至少重复一次步骤二到步骤四的操作；
步骤六：使用至少一个施工管柱容积的顶替液进行顶替。
2.如权利要求1所述的方法，其中，所述材料液包括暂堵材料和携带液，二者的重量比为1-10∶100。
3.如权利要求2所述的方法，其中，所述暂堵材料为在储层条件下可溶解或可降解暂堵材料，优选为水溶性暂堵材料、油溶性暂堵材料、温度降解暂堵材料或生物降解暂堵材料；
进一步优选地，暂堵材料包括石油工程纤维FCL、压裂用新型转向剂DCF-1、柔性转向剂SR-3或压裂用转向剂DCF-2，上述产品均由北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产。
4.如权利要求3所述的方法，其中，所述暂堵材料的形状为颗粒状、片状或纤维状；优选为颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料中的一种或几种的组合；
以重量计，当颗粒状暂堵材料与纤维状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料与纤维状暂堵材料的用量比为(0.3-0.7)∶(0.7-0.3)；
当片状暂堵材料与纤维状暂堵材料组合应用时，片状暂堵材料与纤维状暂堵材料的用量比为(0.2-0.8)∶(0.8-0.2)；
当颗粒状暂堵材料与片状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料与片状暂堵材料的用量比为(0.4-0.6)∶(0.4-0.6)；
当颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料组合应用时，颗粒状暂堵材料、片状暂堵材料和纤维状暂堵材料的用量比为(0.1-0.5)∶(0.2-0.4)∶(0.7-0.1)。
5.如权利要求4所述的方法，其中，
所述颗粒状暂堵材料的性能指标为：粒径1-3毫米、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度；
所述片状暂堵材料的性能指标为：厚度0.1-3毫米、5-10毫米圆形及/或类似圆形的片状物、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度；
所述纤维状暂堵材料的性能指标为：纤维直径10-20微米、长度4-8毫米、真实密度1.10-1.35克/立方厘米、耐温范围20-200摄氏度。
6.如权利要求2所述的方法，其中，所述携带液为低粘度瓜胶溶液、VES液或胶凝酸液中的一种或几种；
优选地，以重量份计，所述低粘度瓜胶溶液包括如下组分：100份淡水、0.2-0.5份瓜胶或超级瓜胶、2-10份氯化钾、0.03-0.06份氢氧化钠、0.08-0.15份碳酸钠、0.08-0.12份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.5-1份破乳剂、0.5-1份高效助排剂；
优选地，以重量份计，所述VES液包括如下组分：100份淡水、1-5份VES-50A、0.5-2份VES-50B；
优选地，以重量份计，所述胶凝酸液包括如下组分：100份基础酸液、0.3-1.0份酸液胶凝剂、13份高温酸液缓蚀剂、0.5-1份破乳剂、0.5-1份铁离子稳定剂、0.5-1份高效助排剂；其中，所述酸液胶凝剂为抗酸阳离子聚合物，所述高温酸缓蚀剂为醛酮胺类缩合物，所述破乳剂为烷基酚与环氧乙烷的缩合物和/或阳离子表面活性剂，所述铁离子稳定剂为抗坏血酸钠，所述高效助排剂为含氟表面活性剂；进一步优选地，所述破乳剂、高效助排剂、酸液胶凝剂、凝胶剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4型破乳剂、HSC-25型高效助排剂、KMS-50型酸液胶凝剂、KMS-6型缓蚀剂。
7.如权利要求1所述的方法，其中所述酸液为胶凝酸液、温控变粘酸、地面交联酸、DCA转向酸、醇醚酸、乳化酸、泡沫酸或有机土酸中的一种或几种；
所述压裂液为瓜胶压裂液、合成基高分子聚合压裂液、乳化压裂液、泡沫压裂液、清洁压裂液、有机压裂液中的一种或几种。
8.如权利要求7所述的方法，其中，
以重量份计，所述瓜胶压裂液或超级瓜胶压裂液包括以下组份：100份水、0.2-0.5份瓜胶或超级瓜胶、2-10份氯化钾、0.03-0.06份氢氧化钠、0.08-0.15份碳酸钠、0.08-0.12份碳酸氢钠、0.08-0.12份甲醛、0.008-0.015份过硫酸铵、0.5-1份破乳剂、0.5-1份高效助排剂和0.1-1.2份有机硼交联剂；优选地，所述破乳剂、高效助排剂、有机硼交联剂为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的FRZ-4型破乳剂、HSC-25型高效助排剂、YP-150型有机硼交联剂；
优选地，以重量份计，所述清洁压裂液包括以下组份：100份淡水、3-5份粘弹性表面活性剂；进一步优选地，所述粘弹性表面活性剂为十八烷基三甲基氯化铵。
9.如权利要求1或7所述的方法，其中，该方法包括在步骤一前注入酸液以降低地层应力的步骤；
所述酸液优选为醇醚酸，其包括以下组分：100份20％HCl、0.3份胶凝剂、2份缓蚀剂、1份铁离子稳定剂和8份醇醚；所述胶凝剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、醇醚分别为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的KMS-50胶凝剂、KMS-6缓蚀剂、KMS-7铁离子稳定剂、DCA-4醇醚。
10.如权利要求1或7所述的方法，其中，在步骤四中，所述酸蚀改造是使用两种酸液进行二级交替注入的方式；优选为清洁转向酸+醇醚酸的二级交替注入方式；
所述清洁转向酸的组分包括：100份20％HCl、8-12份清洁转向酸主剂、0.15-0.35份胶凝剂和1-4份缓蚀剂；所述清洁转向酸主剂、胶凝剂、缓蚀剂分别为北京科麦仕油田化学剂技术有限公司生产的DCA-1清洁转向酸主剂、KMS-50胶凝剂、KMS-6缓蚀剂。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510408909.5A CN105041288A (zh) | 2015-07-13 | 2015-07-13 | 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510408909.5A CN105041288A (zh) | 2015-07-13 | 2015-07-13 | 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105041288A true CN105041288A (zh) | 2015-11-11 |
Family
ID=54448211
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510408909.5A Pending CN105041288A (zh) | 2015-07-13 | 2015-07-13 | 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105041288A (zh) |
Cited By (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106675545A (zh) * | 2015-11-18 | 2017-05-17 | 中国石油天然气集团公司 | 一种高温压裂液及储层改造方法 |
| CN107288574A (zh) * | 2016-04-13 | 2017-10-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种暂堵剂及其制备方法 |
| CN107664028A (zh) * | 2016-07-29 | 2018-02-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 暂堵压裂方法和裂缝导流装置 |
| CN107806339A (zh) * | 2016-09-08 | 2018-03-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂裂缝导流能力实验方法 |
| CN107859508A (zh) * | 2016-09-22 | 2018-03-30 | 北京九尊能源技术股份有限公司 | 一种低温煤层气井压裂裂缝转向方法 |
| CN108316910A (zh) * | 2017-09-20 | 2018-07-24 | 中国石油大学(北京) | 用于气驱开发深层块状裂缝性油藏的井网结构及开发方法 |
| CN108316915A (zh) * | 2017-12-20 | 2018-07-24 | 北京石油化工学院 | 一种确定油气井致密储层中暂堵转向剂最优用量的方法 |
| CN108547607A (zh) * | 2018-03-07 | 2018-09-18 | 陕西友邦石油工程技术有限公司 | 一种用于低渗油田低产井的宽带酸化造缝方法 |
| CN108979610A (zh) * | 2018-08-07 | 2018-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井缝内液流转向控水堵水开发方法、装置及*** |
| CN109057762A (zh) * | 2018-07-23 | 2018-12-21 | 中国石油大学(北京) | 一种碳酸盐岩油气藏的酸化方法 |
| CN109281647A (zh) * | 2018-11-28 | 2019-01-29 | 中国石油大学(北京) | 一种碳酸盐岩储层水平井的酸化方法 |
| CN109458168A (zh) * | 2018-09-12 | 2019-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法 |
| CN109653740A (zh) * | 2018-12-26 | 2019-04-19 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测方法 |
| CN109931045A (zh) * | 2017-12-18 | 2019-06-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种双缝***的自支撑酸压方法 |
| CN110259429A (zh) * | 2019-06-06 | 2019-09-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多级动态暂堵体积酸压方法 |
| CN110344809A (zh) * | 2019-07-05 | 2019-10-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井段间多缝暂堵酸化方法 |
| CN110656917A (zh) * | 2018-06-28 | 2020-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种针对碳酸盐岩储层的靶向改造方法 |
| CN110809662A (zh) * | 2017-05-15 | 2020-02-18 | 沙特***石油公司 | 提高酸裂缝导流能力 |
| CN111852429A (zh) * | 2020-08-03 | 2020-10-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于碳酸盐岩气藏裸眼水平井的分段酸压方法 |
| CN113090241A (zh) * | 2020-01-08 | 2021-07-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的酸压方法 |
| CN113530513A (zh) * | 2020-04-22 | 2021-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种不同粒径支撑剂在多尺度裂缝中分级支撑的压裂方法 |
| CN113565486A (zh) * | 2020-04-29 | 2021-10-29 | 中国海洋石油集团有限公司 | 酸压裂缝壁面的暂覆颗粒及其暂覆酸压方法 |
| CN113622893A (zh) * | 2020-05-07 | 2021-11-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
| CN113638725A (zh) * | 2020-04-27 | 2021-11-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于断溶体储层的酸压方法 |
| CN113818858A (zh) * | 2020-06-18 | 2021-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层碳酸盐岩加重泡沫酸重复酸压的方法 |
| CN113847005A (zh) * | 2020-06-28 | 2021-12-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法及应用 |
| CN113898327A (zh) * | 2020-06-22 | 2022-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层碳酸盐岩多次液体胶塞重复酸压的方法及应用 |
| CN114427424A (zh) * | 2020-09-28 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层油气藏定向压裂方法及应用 |
| CN114439442A (zh) * | 2020-10-20 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种缝内深部暂堵转向循缝找洞酸压方法 |
| CN114482966A (zh) * | 2020-11-12 | 2022-05-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层酸压暂堵转向物模实验方法及其应用 |
| CN114508332A (zh) * | 2020-11-16 | 2022-05-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩储层酸压方法以及装置 |
| CN114508348A (zh) * | 2020-11-17 | 2022-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种直井缝内暂堵转向循缝找洞压裂物理模拟方法 |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1666007A (zh) * | 2002-07-09 | 2005-09-07 | 施蓝伯格技术公司 | 用于处理地下地层的组合物和方法 |
| US20060175059A1 (en) * | 2005-01-21 | 2006-08-10 | Sinclair A R | Soluble deverting agents |
| CN101553552A (zh) * | 2006-10-24 | 2009-10-07 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解材料辅助转向 |
| CN103109039A (zh) * | 2010-05-18 | 2013-05-15 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂方法 |
| CN103953324A (zh) * | 2014-04-29 | 2014-07-30 | 惠建龙 | 多元转向酸可调缝高酸化压裂方法 |
| CN104727800A (zh) * | 2015-01-22 | 2015-06-24 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种基于表面改性后聚乙烯醇纤维的暂堵转向压裂方法 |
-
2015
- 2015-07-13 CN CN201510408909.5A patent/CN105041288A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1666007A (zh) * | 2002-07-09 | 2005-09-07 | 施蓝伯格技术公司 | 用于处理地下地层的组合物和方法 |
| US20060175059A1 (en) * | 2005-01-21 | 2006-08-10 | Sinclair A R | Soluble deverting agents |
| CN101553552A (zh) * | 2006-10-24 | 2009-10-07 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解材料辅助转向 |
| CN103109039A (zh) * | 2010-05-18 | 2013-05-15 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂方法 |
| CN103953324A (zh) * | 2014-04-29 | 2014-07-30 | 惠建龙 | 多元转向酸可调缝高酸化压裂方法 |
| CN104727800A (zh) * | 2015-01-22 | 2015-06-24 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种基于表面改性后聚乙烯醇纤维的暂堵转向压裂方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 张烨等: "塔河油田缝洞型碳酸盐储层重复酸压实践", 《新疆石油科技》 * |
| 李中林等: "塔河油田碳酸盐岩油藏酸压工艺技术研究", 《吐哈油气》 * |
Cited By (44)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106675545A (zh) * | 2015-11-18 | 2017-05-17 | 中国石油天然气集团公司 | 一种高温压裂液及储层改造方法 |
| CN106675545B (zh) * | 2015-11-18 | 2020-04-10 | 中国石油天然气集团公司 | 一种高温压裂液及储层改造方法 |
| CN107288574A (zh) * | 2016-04-13 | 2017-10-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种暂堵剂及其制备方法 |
| CN107664028A (zh) * | 2016-07-29 | 2018-02-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 暂堵压裂方法和裂缝导流装置 |
| CN107806339A (zh) * | 2016-09-08 | 2018-03-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂裂缝导流能力实验方法 |
| CN107859508A (zh) * | 2016-09-22 | 2018-03-30 | 北京九尊能源技术股份有限公司 | 一种低温煤层气井压裂裂缝转向方法 |
| CN107859508B (zh) * | 2016-09-22 | 2019-12-06 | 北京九尊能源技术股份有限公司 | 一种低温煤层气井压裂裂缝转向方法 |
| CN110809662B (zh) * | 2017-05-15 | 2022-05-27 | 沙特***石油公司 | 提高酸裂缝导流能力 |
| CN110809662A (zh) * | 2017-05-15 | 2020-02-18 | 沙特***石油公司 | 提高酸裂缝导流能力 |
| CN108316910B (zh) * | 2017-09-20 | 2024-04-26 | 中国石油大学(北京) | 用于气驱开发深层块状裂缝性油藏的井网结构及开发方法 |
| CN108316910A (zh) * | 2017-09-20 | 2018-07-24 | 中国石油大学(北京) | 用于气驱开发深层块状裂缝性油藏的井网结构及开发方法 |
| CN109931045A (zh) * | 2017-12-18 | 2019-06-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种双缝***的自支撑酸压方法 |
| CN108316915A (zh) * | 2017-12-20 | 2018-07-24 | 北京石油化工学院 | 一种确定油气井致密储层中暂堵转向剂最优用量的方法 |
| CN108316915B (zh) * | 2017-12-20 | 2021-05-18 | 北京石油化工学院 | 一种确定油气井致密储层中纤维暂堵转向液最优用量的方法 |
| CN108547607A (zh) * | 2018-03-07 | 2018-09-18 | 陕西友邦石油工程技术有限公司 | 一种用于低渗油田低产井的宽带酸化造缝方法 |
| CN110656917A (zh) * | 2018-06-28 | 2020-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种针对碳酸盐岩储层的靶向改造方法 |
| CN109057762A (zh) * | 2018-07-23 | 2018-12-21 | 中国石油大学(北京) | 一种碳酸盐岩油气藏的酸化方法 |
| CN108979610A (zh) * | 2018-08-07 | 2018-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井缝内液流转向控水堵水开发方法、装置及*** |
| CN109458168A (zh) * | 2018-09-12 | 2019-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高砂岩储层气井产能的复合暂堵转向压裂方法 |
| CN109281647A (zh) * | 2018-11-28 | 2019-01-29 | 中国石油大学(北京) | 一种碳酸盐岩储层水平井的酸化方法 |
| CN109653740A (zh) * | 2018-12-26 | 2019-04-19 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩酸压自支撑裂缝渗透率预测方法 |
| CN110259429A (zh) * | 2019-06-06 | 2019-09-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多级动态暂堵体积酸压方法 |
| CN110344809B (zh) * | 2019-07-05 | 2021-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井段间多缝暂堵酸化方法 |
| CN110344809A (zh) * | 2019-07-05 | 2019-10-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井段间多缝暂堵酸化方法 |
| CN113090241A (zh) * | 2020-01-08 | 2021-07-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的酸压方法 |
| CN113530513A (zh) * | 2020-04-22 | 2021-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种不同粒径支撑剂在多尺度裂缝中分级支撑的压裂方法 |
| CN113530513B (zh) * | 2020-04-22 | 2023-02-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种不同粒径支撑剂在多尺度裂缝中分级支撑的压裂方法 |
| CN113638725A (zh) * | 2020-04-27 | 2021-11-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于断溶体储层的酸压方法 |
| CN113565486A (zh) * | 2020-04-29 | 2021-10-29 | 中国海洋石油集团有限公司 | 酸压裂缝壁面的暂覆颗粒及其暂覆酸压方法 |
| CN113622893A (zh) * | 2020-05-07 | 2021-11-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
| CN113818858A (zh) * | 2020-06-18 | 2021-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层碳酸盐岩加重泡沫酸重复酸压的方法 |
| CN113898327B (zh) * | 2020-06-22 | 2024-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层碳酸盐岩多次液体胶塞重复酸压的方法及应用 |
| CN113898327A (zh) * | 2020-06-22 | 2022-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层碳酸盐岩多次液体胶塞重复酸压的方法及应用 |
| CN113847005A (zh) * | 2020-06-28 | 2021-12-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法及应用 |
| CN113847005B (zh) * | 2020-06-28 | 2024-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法及应用 |
| CN111852429A (zh) * | 2020-08-03 | 2020-10-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于碳酸盐岩气藏裸眼水平井的分段酸压方法 |
| CN114427424A (zh) * | 2020-09-28 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层油气藏定向压裂方法及应用 |
| CN114439442A (zh) * | 2020-10-20 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种缝内深部暂堵转向循缝找洞酸压方法 |
| CN114482966A (zh) * | 2020-11-12 | 2022-05-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层酸压暂堵转向物模实验方法及其应用 |
| CN114482966B (zh) * | 2020-11-12 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层酸压暂堵转向物模实验方法及其应用 |
| CN114508332A (zh) * | 2020-11-16 | 2022-05-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩储层酸压方法以及装置 |
| CN114508348A (zh) * | 2020-11-17 | 2022-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种直井缝内暂堵转向循缝找洞压裂物理模拟方法 |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105041288A (zh) | 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 | |
| CN105041289B (zh) | 一种暂堵缝口强制平面转向形成多缝的方法 | |
| CN107255027B (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN104989361B (zh) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 | |
| CN105089603B (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
| CN107387053B (zh) | 一种大通道主裂缝与复杂缝网协同压裂的方法 | |
| CN104120999B (zh) | 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法 | |
| CN106837274B (zh) | 一种利用压裂将驱油剂注入油层提高采收率的方法 | |
| CN109958411B (zh) | 一种水平井簇射孔分段压裂方法 | |
| CN110159243B (zh) | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 | |
| CN108825196B (zh) | 一种筛管大斜度井的暂堵体积压裂工艺方法 | |
| CN106567702A (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
| CN106194145A (zh) | 一种多级暂堵深度网络酸压方法 | |
| CN110761765A (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
| CN105089600B (zh) | 暂堵转向材料辅助水平井进行拖动式水力喷射改造的方法 | |
| CN105275446A (zh) | 一种体积压裂改造方法 | |
| CN104963672A (zh) | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 | |
| CN105064975A (zh) | 非常规油气层渗透性水泥石压裂开采方法 | |
| CN112211608A (zh) | 一种页岩储层微裂缝自支撑的压裂方法 | |
| CN110159239B (zh) | 一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法 | |
| CN110714747A (zh) | 一种三阶梯式的提高页岩改造体积的控制方法 | |
| CN110630239A (zh) | 一种深层碳酸盐岩地层多注酸***的酸压方法 | |
| US3858658A (en) | Hydraulic fracturing method for low permeability formations | |
| CN114737940A (zh) | 一种三维井带渗流暂堵体积压裂方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20151111 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |