CN107133393B - 通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法 - Google Patents

通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法 Download PDF

Info

Publication number
CN107133393B
CN107133393B CN201710269209.1A CN201710269209A CN107133393B CN 107133393 B CN107133393 B CN 107133393B CN 201710269209 A CN201710269209 A CN 201710269209A CN 107133393 B CN107133393 B CN 107133393B
Authority
CN
China
Prior art keywords
well
channel fracturing
fracturing
channel
proppant
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
Application number
CN201710269209.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN107133393A (zh
Inventor
黄波
朱海燕
张潦源
陶雷
李明
左家强
张子麟
杨峰
卢娜娜
李晓倩
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201710269209.1A priority Critical patent/CN107133393B/zh
Publication of CN107133393A publication Critical patent/CN107133393A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN107133393B publication Critical patent/CN107133393B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G06COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06FELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20Design optimisation, verification or simulation
    • GPHYSICS
    • G06COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06FELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/10Geometric CAD
    • G06F30/17Mechanical parametric or variational design

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Pure & Applied Mathematics (AREA)
  • Mathematical Optimization (AREA)
  • Mathematical Analysis (AREA)
  • Computational Mathematics (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

本发明提供一种通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,包括:搜集目标井的地层地质资料;建立通道压裂选井选层模型;提出通道压裂可行性判断准则;根据选井选层模型,利用地质资料及支撑剂物性参数计算目标井的通道压裂可行性系数;根据可行性准则,判断目标井的通道压裂可行性;基于工艺特征建立加砂液柱、中顶液柱与支撑剂分布之间的联系;给出中顶时间与加砂时间的合理比例,从而优化压裂工艺。该通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法将支撑剂等因素的影响纳入通道压裂的选井模型,为判断目标井的通道压裂可行性及目标井与支撑剂的压裂配伍性提供了依据,对压裂脉冲间距的优化则保证了通道压裂工艺的高导流特性。

Description

通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法
技术领域
本发明涉及石油与天然气开发技术领域,特别是涉及到一种通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法。
背景技术
在常规压裂方法的支撑剂充填层中,支撑剂颗粒都互相接触,流体流动局限于支撑剂颗粒之间的孔隙。高速通道压裂技术(Hiway Channel Fracturing)由斯伦贝谢公司于2010年设计研发并推出的新工艺技术,该技术通过支撑剂不均匀铺置,建立开放通道网络,这时导流能力不受支撑剂渗透性的影响,油气不通过充填层,经由高导流通道进入井筒,不连续支撑剂充填层中,支撑剂不再是作为导流介质,而是作为支撑柱防止周围的通道壁发生断裂。高导流通道压裂采用添加纤维压裂液或自聚性支撑剂,结合脉冲式加砂工艺,实现支撑剂团在裂缝内呈一定间距分布,裂缝由“面”支撑变为“点”支撑,实现开放的网络通道,提高有效缝长,减少支撑剂和压裂液用量。
与传统压裂技术相比,高速通道压裂的优点明显。其从根本上改变裂缝导流能力,使其具有较好的压裂液返排能力(降低缝内伤害),裂缝压力损失较小(降低人工举升成本),并得到更长的裂缝有效半长,减少清水和支撑剂用量,适用面较广。随着通道压裂技术的兴起,通道压裂技术的工艺设计及参数优化逐渐受到关注。为此我们发明了一种新的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种通过修正Halliburton通道压裂选井选层模型与适用准则、寻找脉冲段塞比与通道铺砂比之间的联系,来实现通道压裂技术的优化设计的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现:通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,该通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法包括:步骤1,搜集目标井的地层地质资料;步骤2,建立通道压裂选井选层模型;步骤3,提出通道压裂可行性判断准则;步骤4,根据选井选层模型,利用地质资料及支撑剂物性参数计算目标井的通道压裂可行性系数;步骤5,根据可行性准则,判断目标井的通道压裂可行性;步骤6,基于工艺特征建立加砂液柱、中顶液柱与支撑剂分布之间的联系;步骤7,给出中顶时间与加砂时间的合理比例,从而优化压裂工艺。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现:
在步骤1中,初选通道压裂目标井,搜集目标井的地层地质资料。
在步骤1中,搜集的目标井的地层地质资料为各目标井地质资料及所用支撑剂物性参数,包括闭合压力、地应力、岩石弹性模量、岩石泊松比、支撑剂泊松比、缝宽和陶粒。
在步骤2中,考虑闭合压力、地层弹性模量、支撑剂弹性模量和支撑剂排列方式这些影响因素,对通道压裂选井选层模型进行修正。
在步骤2中,建立的通道压裂选井选层模型为:
其中,Ratio'为修正后的通道压裂可行性系数,无量纲;v1为岩石泊松比,无量纲;E1为岩石弹性模量,MPa;vg为支撑剂填充层泊松比,无量纲;v2为支撑剂泊松比,无量纲;E2为支撑剂弹性模量,MPa;R为支撑剂颗粒粒径,m;kt为排列模式因子,无量纲;σ为地应力,MPa;σh为压裂裂缝闭合应力,MPa。
在步骤3中,综合考虑支撑剂的各排列模式,在通道压裂适用准则的基础上确定修正后的通道压裂可行性判断准则。
在步骤3中,确定的修正后的通道压裂可行性判断准则为:
Ratio'>320:地质力学性质好,较为适合通道压裂;
220≤Ratio'≤320:地质力学性质一般,可以进行通道压裂;
Ratio'<220:地质力学性质差,不能进行通道压裂;
其中,Ratio'为修正后的通道压裂可行性系数,无量纲。
在步骤4中,将地质资料及支撑剂物性这些参数代入经修正的通道压裂选井选层模型,计算目标井的通道压裂可行性系数。
在步骤5中,将所得的目标井通道压裂可行性系数范围与修正后的通道压裂适用准则进行对比,判断目标井的通道压裂可行性。
在步骤6中,根据通道压裂的工艺特性可知,加砂液与顶替液以一定比例的排液时间循环注入井内,假定支撑剂充填层为正方形,Hp为充填层长度,H为其所支撑裂缝面的长度,Lp为充填层宽度,L为其所支撑裂缝面的宽度,充填层与支撑裂缝面的边长比例关系为则据此可建立加砂液柱、中顶液柱与Rs1之间的联系,即在一个段塞周期内,中顶时间tL与加砂时间tD、顶替液柱L与加砂液柱D有以下关系:
其中,tD为段塞周期内加砂时间,h;tL为段塞周期内中顶时间,h;D为段塞周期内加砂液柱长,m;L为段塞周期内顶替液柱长,m;无量纲。
在步骤7中,根据无因次导流能力在不同支撑剂填充层宽度下的表现,优选中顶时间与加砂时间的合理比例,将最优时间比范围确定为[1,5],并在此基础上优化压裂工艺。
本发明中的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,通过修正Halliburton通道压裂选井选层模型与适用准则、寻找脉冲段塞比与通道铺砂比之间的联系,来实现通道压裂技术的优化设计。经修正的通道压裂选井选层模型与适用准则考虑了闭合压力、支撑剂弹性模量和支撑剂排列方式等因素的影响,为了解目标井的通道压裂可行性及目标井与支撑剂的压裂配伍性提供了更全面的依据。同时,基于通道压裂的工艺特征,建立起的脉冲段塞比与通道铺砂比之间的联系被用于寻找最优的脉冲段塞比,从而可根据实际脉冲周期对加砂时间与中顶时间做出相应调整,以保证压裂工艺的高导流特性。本发明中的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,经修正的通道压裂选井选层模型考虑了闭合压力、支撑剂弹性模量和支撑剂排列方式等因素的影响,为理解目标井的通道压裂可行性及目标井与支撑剂的压裂配伍性提供了更全面的认识。经修正的通道压裂适用准则综合考虑支撑剂的排列方式,通过排列类型因子的平均化刻画大尺度下支撑剂颗粒排列方式的随机性,保证了适用准则的准确度。通道压裂导流能力解析模型的建立为分析通道压裂收益程度提供了依据,在此基础上的脉冲间距优化则能指导压裂工艺的优化方向。
附图说明
图1为本发明的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法的一具体实施例的流程图;
图2为本发明的一具体实施例中常见的颗粒排布方式示意图;
图3为本发明的一具体实施例中加砂液柱、中顶液柱与支撑剂分布之间联系的示意图;
图4为本发明的一具体实施例中支撑剂填充层分布比例示意图;
图5为本发明的一具体实施例中无因次导流能力随填充层宽度增大而变化的规律图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂,下文特举出较佳实施例,并配合附图所示,作详细说明如下。
如图1所示,图1为本发明的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法的流程图。
在步骤101,搜集目标井的地层地质资料。初选通道压裂目标井,搜集目标井的地层地质资料。经筛选统计,各目标井地质资料及所用支撑剂物性参数列于下表。
表1各目标井地质资料及所用支撑剂物性参数
在步骤102,建立通道压裂选井选层模型。考虑闭合压力、地层弹性模量、支撑剂弹性模量和支撑剂排列方式等影响因素,对Halliburton通道压裂选井选层模型进行修正。
Halliburton所用通道压裂选井选层模型为
其中,Ratio为通道压裂可行性系数,无量纲;E为地层岩石弹性模量,MPa;σh为压裂裂缝闭合应力,MPa。
从上式可见,该选井选层模型只考虑了岩石对通道压裂的影响,并未考虑支撑剂相关因素。本发明将考虑岩石与支撑剂填充层的等效弹性模量代替式中岩石弹性模量,对此模型进行修正,即
其中,Ratio'为修正后的通道压裂可行性系数,无量纲;E*为岩石与支撑剂的等效弹性模量,MPa。岩石与支撑剂的等效弹性模量E*可表示为
其中,E*为等效弹性模量,MPa;v1为岩石泊松比,无量纲;E1为岩石弹性模量,MPa;vg为支撑剂填充层泊松比(可等同于支撑剂颗粒泊松比),无量纲;Eg为支撑剂填充层弹性模量,MPa。支撑剂填充层弹性模量Eg可表示为
其中,v2为支撑剂泊松比,无量纲;E2为支撑剂弹性模量,MPa;R为支撑剂颗粒粒径,m;kt为排列模式因子,无量纲;σ为地应力,MPa。
由此,修正后的选井选层模型可表达为
在步骤103,提出通道压裂可行性判断准则。综合考虑支撑剂的各排列模式,在Halliburton通道压裂适用准则的基础上确定修正后的通道压裂可行性判断准则。
常见的颗粒排列模式有5种,如图2所示。各排列方式对选井选层模型的影响程度已于式(7)中用不同大小的排列模式因子kt来表示(见表2)。在水力压裂这种大尺度环境中,可认为此5种颗粒排列方式的出现概率相同,因此可对各排列模式的影响程度取相同权重,将式(7)中kt取5种排列模式因子的平均值
表2不同排列形式及相应模式因子
Halliburton通道压裂适用准则为:
Ratio>R2:地质力学性质好,较为适合通道压裂;
R1≤Ratio≤R2:地质力学性质一般,可以进行通道压裂;
Ratio<R1:地质力学性质差,不能进行通道压裂。对于R1,R2,有R1=350,R2=500。
由于Halliburton通道压裂适用准则并未考虑支撑剂在裂缝中的排列方式,因此可认为其准则适用于最常见的简单立方排列模式。于是,由式(3)、(4)可知该准则与修正准则间存在以下关系:
其中,为不同排列方式排列模式因子的算术平均值,无量纲;k1为简单立方体排列方式的排列模式因子,无量纲;R1,R2为Halliburton通道压裂适用准则的可行性系数,无量纲;R1',R2'为修正准则的可行性系数,无量纲。
经计算得到修正后的R1',R2',于是修正后的通道压裂适用准则可表述为
Ratio'>320:地质力学性质好,较为适合通道压裂;
220≤Ratio'≤320:地质力学性质一般,可以进行通道压裂;
Ratio'<220:地质力学性质差,不能进行通道压裂。
在步骤104,根据选井选层模型,利用地质资料及支撑剂物性参数计算目标井的通道压裂可行性系数。将地质资料及支撑剂物性等参数代入经修正的通道压裂选井选层模型,计算目标井的通道压裂可行性系数。
将表1中各参数代入式(7)进行计算,并仍取所得各目标井的通道压裂可行性系数范围如表3所示。
表3原通道压裂可行性系数与修正的通道压裂可行性系数
在步骤105,根据可行性准则,判断目标井的通道压裂可行性。将所得的目标井通道压裂可行性系数范围与修正后的通道压裂适用准则进行对比,判断目标井的通道压裂可行性。
将表2所得通道压裂可行性系数与修正后的通道压裂适用准则进行对比,可知垦斜125、义古271为可进行通道压裂井。由于该修正的模型及准则对通道压裂因素的考虑仍是有限的,因此修正后的适用性准则的使用仍需建立在广泛的实践基础上,并在实践中不断更新。
在步骤106,基于工艺特征建立加砂液柱、中顶液柱与支撑剂分布之间的联系。对于可通道压裂的目标井,基于工艺特征建立加砂液柱、中顶液柱与支撑剂分布之间的联系。
根据通道压裂的工艺特性可知,加砂液与顶替液以一定比例的排液时间循环注入井内,在裂缝中形成如图3所示的砂堆与导流通道。如图4,假定支撑剂充填层为正方形,Hp为充填层长度,H为其所支撑裂缝面的长度,Lp为充填层宽度,L为其所支撑裂缝面的宽度,充填层与支撑裂缝面的边长比例关系为且为了便于讨论,取理想情况Rs1=Rs2,则可建立加砂液柱、中顶液柱与Rs1之间的联系,即在一个段塞周期内,中顶时间tL与加砂时间tD、顶替液柱L与加砂液柱D有以下关系:
其中,tD为段塞周期内加砂时间,h;tL为段塞周期内中顶时间,h;D为段塞周期内加砂液柱长,m;L为段塞周期内顶替液柱长,m。
在步骤107,给出中顶时间与加砂时间的合理比例,从而优化压裂工艺。利用无因次导流能力优选中顶时间与加砂时间的合理比例,从而优化压裂工艺。
为了更直观反映通道铺砂比对通道压裂导流能力的影响,需建立通道压裂的导流能力解析模型,以此为依据优选中顶时间与加砂时间之比。如图4,区域1、2的当量渗透率与区域1、2各自渗透率间的关系为
其中,为区域1、2的当量渗透率,μm2;k1为区域1的渗透率,μm2;k2为区域2的渗透率,μm2
在此基础上考虑区域3,则区域1、2、3的当量渗透率为
其中,为区域1、2、3的当量渗透率,μm2;k3为区域3的渗透率,μm2
区域2的渗透率可由Kozeny-Carmen经验公式求得
其中,C为K-C常数,常取C=5;φ为孔隙率,无量纲;d为支撑剂颗粒直径,μm。
区域1与区域3的渗透率可表示为
其中,wf为裂缝闭合宽度,μm。
于是,通道压裂的导流能力为
其中,FcH为通道压裂裂缝的导流能力,μm3
为不失普遍性,现将导流能力无量纲化,采用无因次导流能力探讨脉冲间隔。无因次导流能力定义为通道压裂导流能力与相同闭合缝宽下无支撑剂时的理想导流能力之比,即
其中,f为无因次导流能力,无量纲;Fc为相同闭合缝宽下无支撑剂时的理想导流能力,μm3,可表示为
由此,可联合通道压裂的当量渗透率与闭合裂缝宽度计算不同导流通道大小下的无因次导流能力。
无因次导流能力的计算结果如图5所示。图5中,随着Rs1的增大,无因次导流能力先增大后减小,且在Rs1=0.16处取最大值。由此,可将Rs1范围取[0.16,0.5],以保证通道压裂的高导流特性。
根据式(9),由Rs1的最优取值范围可确定一个段塞周期内顶替液与加砂液的最优时间比,即[1,5]。于是,在采用最优时间比的基础上根据实际段塞周期确定加砂液与顶替液的脉冲时间,而后可对压裂工艺作出进一步调整。
本发明的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,将支撑剂等因素的影响纳入通道压裂的选井模型,为判断目标井的通道压裂可行性及目标井与支撑剂的压裂配伍性提供了依据,对压裂脉冲间距的优化则保证了通道压裂工艺的高导流特性。

Claims (11)

1.通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,该通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法包括:
步骤1,搜集目标井的地层地质资料;
步骤2,建立通道压裂选井选层模型;
步骤3,提出通道压裂可行性判断准则;
步骤4,根据选井选层模型,利用地质资料及支撑剂物性参数计算目标井的通道压裂可行性系数;
步骤5,根据可行性判断准则,判断目标井的通道压裂可行性;
步骤6,基于工艺特征建立加砂液柱、中顶液柱与支撑剂分布之间的联系;
步骤7,给出中顶时间与加砂时间的合理比例,从而优化压裂工艺。
2.根据权利要求1所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤1中,初选通道压裂目标井,搜集目标井的地层地质资料。
3.根据权利要求2所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤1中,搜集的目标井的地层地质资料为各目标井地质资料及所用支撑剂物性参数,包括闭合压力、地应力、岩石弹性模量、岩石泊松比、支撑剂泊松比、缝宽和陶粒。
4.根据权利要求1所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤2中,考虑闭合压力、地层弹性模量、支撑剂弹性模量和支撑剂排列方式这些影响因素,对通道压裂选井选层模型进行修正。
5.根据权利要求1所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤2中,建立的通道压裂选井选层模型为:
<mrow> <msup> <mi>Ratio</mi> <mo>&amp;prime;</mo> </msup> <mo>=</mo> <mfrac> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msup> <msub> <mi>v</mi> <mn>1</mn> </msub> <mn>2</mn> </msup> <mo>)</mo> <msub> <mi>k</mi> <mi>t</mi> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>E</mi> <mn>1</mn> </msub> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msup> <msub> <mi>v</mi> <mi>g</mi> </msub> <mn>2</mn> </msup> <mo>)</mo> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mfrac> <mrow> <mn>3</mn> <mrow> <mo>(</mo> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <msub> <mi>v</mi> <mn>2</mn> </msub> <mo>)</mo> </mrow> </mrow> <mrow> <mn>2</mn> <msub> <mi>E</mi> <mn>2</mn> </msub> </mrow> </mfrac> <mo>)</mo> </mrow> <mfrac> <mn>2</mn> <mn>3</mn> </mfrac> </msup> <msup> <mrow> <mo>(</mo> <mfrac> <mn>2</mn> <mrow> <mi>R</mi> <mi>&amp;sigma;</mi> </mrow> </mfrac> <mo>)</mo> </mrow> <mfrac> <mn>1</mn> <mn>3</mn> </mfrac> </msup> </mrow> <mrow> <msub> <mi>&amp;sigma;</mi> <mi>h</mi> </msub> <msub> <mi>E</mi> <mn>1</mn> </msub> <msub> <mi>k</mi> <mi>t</mi> </msub> </mrow> </mfrac> </mrow>
其中,Ratio'为修正后的通道压裂可行性系数,无量纲;v1为岩石泊松比,无量纲;E1为岩石弹性模量,MPa;vg为支撑剂填充层泊松比,无量纲;v2为支撑剂泊松比,无量纲;E2为支撑剂弹性模量,MPa;R为支撑剂颗粒粒径,m;kt为排列模式因子,无量纲;σ为地应力,MPa;σh为压裂裂缝闭合应力,MPa。
6.根据权利要求1所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤3中,综合考虑支撑剂的各排列模式,在通道压裂适用准则的基础上确定修正后的通道压裂可行性判断准则。
7.根据权利要求6所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤3中,确定的修正后的通道压裂可行性判断准则为:
Ratio'>320:地质力学性质好,较为适合通道压裂;
220≤Ratio'≤320:地质力学性质一般,可以进行通道压裂;
Ratio'<220:地质力学性质差,不能进行通道压裂;
其中,Ratio'为修正后的通道压裂可行性系数,无量纲。
8.根据权利要求4所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤4中,将地质资料及支撑剂物性这些参数代入经修正的通道压裂选井选层模型,计算目标井的通道压裂可行性系数。
9.根据权利要求6所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤5中,将所得的目标井通道压裂可行性系数范围与修正后的通道压裂可行性判断准则进行对比,判断目标井的通道压裂可行性。
10.根据权利要求1所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤6中,根据通道压裂的工艺特性可知,加砂液与顶替液以一定比例的排液时间循环注入井内,假定支撑剂充填层为正方形,Hp为充填层长度,H为其所支撑裂缝面的长度,Lp为充填层宽度,L为其所支撑裂缝面的宽度,充填层与支撑裂缝面的边长比例关系为则据此可建立加砂液柱、中顶液柱与Rs1之间的联系,即在一个段塞周期内,中顶时间tL与加砂时间tD、顶替液柱L与加砂液柱D有以下关系:
<mrow> <mfrac> <msub> <mi>t</mi> <mi>D</mi> </msub> <mrow> <msub> <mi>t</mi> <mi>D</mi> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>t</mi> <mi>L</mi> </msub> </mrow> </mfrac> <mo>=</mo> <mfrac> <mi>D</mi> <mrow> <mi>D</mi> <mo>+</mo> <mi>L</mi> </mrow> </mfrac> <mo>=</mo> <msub> <mi>R</mi> <mrow> <mi>s</mi> <mn>1</mn> </mrow> </msub> </mrow>
其中,tD为段塞周期内加砂时间,h;tL为段塞周期内中顶时间,h;D为段塞周期内加砂液柱长,m;L为段塞周期内顶替液柱长,m;无量纲。
11.根据权利要求1所述的通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法,其特征在于,在步骤7中,根据无因次导流能力在不同支撑剂填充层宽度下的表现,优选中顶时间与加砂时间的合理比例,将最优时间比范围确定为[1,5],并在此基础上优化压裂工艺。
CN201710269209.1A 2017-04-21 2017-04-21 通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法 Active CN107133393B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710269209.1A CN107133393B (zh) 2017-04-21 2017-04-21 通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710269209.1A CN107133393B (zh) 2017-04-21 2017-04-21 通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN107133393A CN107133393A (zh) 2017-09-05
CN107133393B true CN107133393B (zh) 2018-04-27

Family

ID=59715778

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201710269209.1A Active CN107133393B (zh) 2017-04-21 2017-04-21 通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN107133393B (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107605453B (zh) * 2017-09-18 2019-10-01 西南石油大学 一种通道压裂中顶液脉冲时间优化方法
CN109826605A (zh) * 2017-11-21 2019-05-31 中国石油化工股份有限公司 免作业压裂试井评价方法
CN108952658A (zh) * 2018-07-03 2018-12-07 成都北方石油勘探开发技术有限公司 用于压裂增注的注水井选井方法
CN109209321B (zh) * 2018-09-03 2020-01-21 中国石油大学(华东) 一种基于压裂潜力的待压裂水平井压裂设计方法和装置
CN111814318B (zh) * 2020-06-22 2021-06-01 中国石油大学(华东) 一种致密油藏水平井分段压裂裂缝参数设计方法

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8794316B2 (en) * 2008-04-02 2014-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Refracture-candidate evaluation and stimulation methods
CN105317431B (zh) * 2014-07-30 2018-09-25 中国石油化工股份有限公司 一种用于解释和评价水平井测井参数的方法
CN104727798B (zh) * 2015-03-30 2017-03-08 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 一种低渗透气藏转向重复压裂工艺方法
CN105201484A (zh) * 2015-10-29 2015-12-30 西南石油大学 一种直井分层压裂层段优选及施工参数优化设计方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN107133393A (zh) 2017-09-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107133393B (zh) 通道压裂选井选层及动态参数优化设计方法
Gupta et al. Fracture hits in unconventional reservoirs: A critical review
Guo et al. Perforating cluster space optimization method of horizontal well multi-stage fracturing in extremely thick unconventional gas reservoir
Okouma et al. Estimated ultimate recovery (EUR) as a function of production practices in the Haynesville shale
Wutherich et al. Designing completions in horizontal shale gas wells-perforation strategies
Roussel et al. Selecting candidate wells for refracturing using production data
Guo et al. Optimization of proppant size for frac pack completion using a new equipment
Sinha et al. A novel screening method for selection of horizontal refracturing candidates in shale gas reservoirs
Lolon et al. Evaluating horizontal well placement and hydraulic fracture spacing/conductivity in the Bakken Formation, North Dakota
CN103605874B (zh) 无量纲系数压裂优化设计方法
CN112983368A (zh) 一种注采优化协同化学驱实现原油均衡驱替的方法
Dahl et al. Application of micro-proppant in liquids-rich, unconventional reservoirs to improve well production: Laboratory results, field results, and numerical simulations
Wright et al. Horizontal Hydraulic Fractures: Oddball Occurrences or Practical Engineering Concern?
Zheng et al. Practice of high-intensity volume fracturing in the Shaximiao Formation tight sandstone gas reservoirs of the Qiulin Block, central Sichuan Basin
Maulianda et al. Geomechanical consideration in stimulated reservoir volume dimension models prediction during multi-stage hydraulic fractures in horizontal Wells–Glauconite tight formation in Hoadley field
Wang et al. Experimental study on coal fines migration and effects on conductivity of hydraulic fracture during entire coalbed methane production period
Kang et al. Comprehensive prediction of dynamic fracture width for formation damage control in fractured tight gas reservoir
CN116122801A (zh) 一种页岩油水平井体积压裂可压性综合评价方法
El sgher et al. Contribution of hydraulic fracture stage on the gas recovery from the Marcellus Shale
Jang et al. Effect of fracture design parameters on the well performance in a hydraulically fractured shale gas reservoir
Butula et al. Fracturing Considerations in Mid Permeability Gas Condensate Formations
Yalavarthi et al. Impact of completion design on unconventional horizontal well performance
Fang et al. The influence of infill well-caused fracture interference on shale gas production and recovery: A comprehensive numerical simulation study
Chen et al. Optimisation of sand control technique for offshore heavy oil and unconsolidated Sandstone reservoir: case study from Bohai Bay
Aniemena et al. Mitigating multi-bench parent-child effect in Eagle Ford Play using high volume preloads

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