CN110656920A - 一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法 - Google Patents
一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110656920A CN110656920A CN201810688247.5A CN201810688247A CN110656920A CN 110656920 A CN110656920 A CN 110656920A CN 201810688247 A CN201810688247 A CN 201810688247A CN 110656920 A CN110656920 A CN 110656920A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- fracturing
- slickwater
- well
- pumping
- 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.)
- Granted
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 272
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 108
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 82
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 77
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 35
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 17
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 16
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 15
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 9
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 6
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 6
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 6
- -1 iron ion Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 3
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 5
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 172
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 79
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 12
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000019994 cava Nutrition 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Images
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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开了一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法，该方法包括：根据目标井眼所在区域的工程地质条件及油气储集体状态，确定沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的类型，其中，所述复杂裂缝形态的类型包括近井网状缝、单一主裂缝及远井网状缝、多条主裂缝和多条主裂缝及远井网状缝中的一种；针对不同形态的复杂裂缝实施对应的酸压策略，以在井周不同方位处形成人工裂缝，从而沟通所述目标井眼区域内的所述油气储集体。本发明能够形成复杂的人工裂缝体系，达到单次压裂沟通井周多个油气储集体的目的，增加井周油气采出程度。
Description
技术领域
本发明涉及油藏工程技术领域，具体地说，是涉及一种用于碳酸盐岩储层复杂裂缝的酸压方法，用于提升井周油气储集体的沟通个数及几率，增加油气采出程度。
背景技术
裂缝、溶洞是碳酸盐岩储层主要的油气储集空间和流动通道，缝洞结构复杂，发育不连续，非均质性强，有效储集体在空间的展布预测难。由于缝洞分布的复杂性、探测技术的局限性以及钻井过程中井眼轨迹的精确控制存在偏差，导致部分目标储集体在开采过程中很难通过井眼进行直接连通。同时储层的天然裂缝发育，压裂完井过程中常规压裂以单一主裂缝为主，其扩展路径控制难度大，裂缝倾向于沟通水平最大地应力方向上的缝洞储集体，其它方向的储集体沟通难，有效沟通率有限，深度改造技术要求高，稳产难度大。另外，随着油田开发区块的外扩，储层的发育程度越来越差，缝洞储集体的沟通率与平均单井产能逐渐下降，严重制约了该类储层的高效开采。
针对碳酸盐岩油藏的开采问题，各科研院所进行了积极的探索与研究，但少有涉及碳酸盐岩储层不同复杂裂缝形态下沟通油气储集体的技术方法。从增产提效方面考虑，通过复杂裂缝酸压，充分利用天然裂缝、提高溶洞储集体的沟通率，形成适合于裂缝型及缝洞型碳酸盐岩储层改造的工艺技术，最大程度地对缝洞储集体进行有效沟通，实现增产，能够为该类储层的高效开发带来巨大的经济和社会效益。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明提供了一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法，该方法包括如下步骤：形态确定步骤，根据目标井眼所在区域的工程地质条件及油气储集体状态，确定沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的类型，其中，所述复杂裂缝形态的类型包括近井网状缝、单一主裂缝及远井网状缝、多条主裂缝和多条主裂缝及远井网状缝中的一种；策略实施步骤，针对不同形态的复杂裂缝实施对应的酸压策略，以在井周不同方位处形成人工裂缝，从而沟通目标井眼区域内的所述油气储集体。
优选地，在所述策略实施步骤中，对确定为近井网状缝的复杂裂缝实施第一酸压策略，所述第一酸压策略包括：注入酸液，或者注入酸液与滑溜水，以激活、刻蚀并连通井周天然裂缝，在井周不同方向形成流动通道，其中，泵入的酸液或酸液与滑溜水的排量为0.5～3.0m3/min，并且泵入的酸液或酸液与滑溜水的压力达到每百米1.1MPa～1.5MPa。
优选地，在所述第一酸压策略中，注入液体的总体积为760～1270m3，当注入具备一定排量和压力的酸液与滑溜水时，注入酸液的体积占当前阶段注入液体的总体积的比例为30～50％。
优选地，在所述策略实施步骤中，对确定为单一主裂缝及远井网状缝的复杂裂缝实施第二酸压策略，其中，所述第二酸压策略按照如下顺序实施：第一阶段、泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水，以扩展形成主裂缝并向井眼远端扩展；第二阶段、交替泵入酸液、滑溜水，以激活主裂缝远端的天然裂缝，增加改造范围。
优选地，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为360～600m3；并且，在交替泵入酸液、滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为560～720m3，其中，酸液体积占当前阶段注入液体的总体积的比例大于60％。
优选地，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水阶段中，每种注入液体的排量大于5.0m3/min；并且，在交替泵入酸液、滑溜水阶段中，每种注入液体的排量大于7.0m3/min。
优选地，在所述策略实施步骤中，对确定为多条主裂缝的复杂裂缝实施第三酸压策略，所述第三酸压策略按照如下顺序实施：第一阶段、在井周多裂缝起裂点处，泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水，以激活、刻蚀并连通井周天然裂缝，为多分支主裂缝由近井起裂向远井扩展提供条件；第二阶段、泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水，以形成多条分支主裂缝，从而增大改造距离。
优选地，在泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为60～90m3，其中，酸液体积占当前阶段注入液体总体积的比例大于50％。
优选地，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为540～900m3，其中，压裂液体积相较于当前阶段注入液体总体积的比大于60％。
优选地，在所述策略实施步骤中，对确定为多条主裂缝及远井网状缝的复杂裂缝实施第四酸压策略，其中，所述第四酸压策略按照如下顺序实施：第一阶段、在井周多裂缝起裂点处，泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水，以激活、刻蚀并连通井周天然裂缝，为多分支主裂缝由近井起裂向远井扩展提供条件；第二阶段、泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水，以形成多条分支主裂缝，从而增大改造距离；第三阶段、交替泵入酸液、滑溜水，以激活不同方向主裂缝远端的天然裂缝，从而增加改造范围。
优选地，在交替泵入酸液、滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为720～900m3，其中，酸液体积占当前阶段注入液体总体积的比例大于60％。
优选地，所述压裂液组成为：0.5％胍胶+1.0％破乳剂+0.5％温度稳定剂+0.02％pH值调节剂+0.6％有机硼交联剂。
优选地，所述酸液选自胶凝酸或地面交联酸中的一种或几种，其中，所述胶凝酸组成为：20％HCl+0.7％稠化剂+2.0％缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+1.0％压裂酸化用防乳化剂，进一步，所述地面交联酸组成为：20％HCl+0.7％稠化剂+2.0％缓蚀剂+1.0％破乳剂+1.0％铁离子稳定剂+0.7％交联剂+0.2％调理剂+0.02％破胶剂。
优选地，所述滑溜水组成为：0.3％胍胶+0.02％氢氧化钠+清水。
与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：
本发明根据碳酸盐岩酸溶性及天然裂缝发育的特点，通过泵入酸液等入井液体，激活、刻蚀、连通井周及储层天然裂缝，形成复杂的人工裂缝体系，达到单次压裂沟通井周多个油气储集体的目的，增加井周油气采出程度。
本发明的其他优点、目标，和特征在某种程度上将在随后的说明书中进行阐述，并且在某种程度上，基于对下文的考察研究对本领域技术人员而言将是显而易见的，或者可以从本发明的实践中得到教导。本发明的目标和其他优点可以通过下面的说明书，权利要求书，以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的步骤图。
图2为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的在对近井网状缝实施第一酸压策略后的效果示意图。
图3为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的在对单一主裂缝及远井网状缝实施第二酸压策略后的效果示意图。
图4为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的在对多条主裂缝实施第三酸压策略后的效果示意图。
图5为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的在对多条主裂缝及远井网状缝实施第四酸压策略后的效果示意图。
具体实施方式
以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
本发明针对现有技术中少有涉及碳酸盐岩储层不同复杂裂缝形态下沟通油气储集体的技术方法，建立了一种用于裂缝型及缝洞型碳酸盐岩储层复杂裂缝的酸压方法，该方法根据碳酸盐岩酸溶性及天然裂缝发育的特点，通过泵入酸液、压裂液以及滑溜水等入井液体，激活、刻蚀、连通井周及储层天然裂缝，形成复杂的人工裂缝体系，建立新的油气通道，达到单次压裂沟通井周多个油气储集体的目的，同时，克服了大于10MPa的水平地应力差，实现油气开采。
图1为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的步骤图。如图1所示，该方法首先(步骤S110)需要根据目标井眼所在区域的工程地质条件及油气储集体状态，确定沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的类型。然后，在步骤S120中，针对不同形态的复杂裂缝实施对应的酸压策略，以在井周不同方位处形成人工裂缝，从而沟通目标井眼区域内的油气储集体。其中，上述复杂裂缝形态的类型包括近井网状缝、单一主裂缝及远井网状缝、多条主裂缝和多条主裂缝及远井网状缝中的一种。需要说明的是，本实施例中所述的复杂裂缝涉及但不限于上述四种裂缝形态，本申请针对复杂裂缝形态的类型和数量不作具体限定。
进一步的，本发明适用于直井、斜井及水平井中的一种或几种。
进一步的，在本发明一实施例中，目标井眼的井周环境为井周天然裂缝发育以及油气储集体发育。
进一步的，在本发明一实施例中，在实施每种酸压策略时，注入(泵入)的液体通过油管的方式向地层泵入，或者通过油管与套管混合的方式向地层泵入。
在本发明一实施例中，在确定完沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的具体类型后，进入到步骤S120中，针对不同形态的裂缝实施相应的酸压策略。
具体地，在本发明一实施例中，当复杂裂缝确定为近井网状缝时，对这种类型的复杂裂缝实施第一酸压策略。其中，第一酸压策略包括，注入酸液，或者注入酸液与滑溜水，激活、刻蚀、连通井周天然裂缝，在井周不同方向形成流动通道。需要说明的是，在注入酸液与滑溜水时，可以交替注入酸液、滑溜水，还可以分别注入酸液、滑溜水，本申请对这两种溶液注入的形式不作具体限定，只需在该阶段注入这两种成分的溶液即可。另外，在第一酸压策略中不注入压裂液。
进一步的，在第一酸压策略中，所泵入的液体的总体积为760～1270m3。具体地，若注入酸液，则注入酸液的总量满足上述条件。若注入酸液与滑溜水，则注入酸液与滑溜水的总体积满足上述总体积条件。
进一步的，在第一酸压策略中，当注入酸液与滑溜水时，注入酸液的体积占总注入液体体积的比例为30～50％。
进一步的，在第一酸压策略中，泵入的酸液或泵入的酸液与滑溜水的排量为0.5～3.0m3/min。具体地，在一个实施例中，当注入酸液时，泵入酸液的排量需要按照预设的第一提升间隔从0.5m3/min逐渐增加到3.0m3/min。在另一个实施例中，当注入酸液与滑溜水时，若交替注入均具备一定排量和压力的酸液与滑溜水，则每次泵入酸液或滑溜水的排量需要按照预设的第一提升间隔从0.5m3/min逐次增加到3.0m3/min(例如：第一阶段，注入一定排量的酸液；第二阶段，按照在第一阶段排量的基础上增加上述第一提升间隔的排量，注入该排量下的滑溜水；第三阶段，按照在第二阶段排量的基础上增加上述第一提升间隔的排量，注入该排量下的酸液；以此类推，直至满足上述注入液体总体积的条件)。
这里需要说明的是，第一提升间隔根据实际工程情况设定(其主要与地应力、天然裂缝的密度及产状、注入液体的滤失速率有关)，可以在实施第一酸压策略前进行设置，也可以在实施第一酸压策略过程中随时进行调整，以达到注入液体的排量呈阶梯缓慢提升的效果，本发明对此不作具体限定。
进一步的，在第一酸压策略中，无论在泵入酸液或是酸液与滑溜水时，酸液或酸液与滑溜水的粘度均在10～30mPa.s的范围内，即酸液，或滑溜水满足上述粘度条件。
图2为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的在对近井网状缝实施第一酸压策略后的效果示意图。如图2所示，在对近井网状缝实施了第一酸压策略后，在井周***360°区域(包括水平最大地应力以及水平最小地应力)内形成了不同方向的流通通道，从而达到了沟通油气储集体的目的。
在本发明一实施例中，(步骤S120)当复杂裂缝确定为单一主裂缝及远井网状缝时，对这种类型的复杂裂缝实施第二酸压策略。其中，第二酸压策略按照如下(各个阶段的自然序列)顺序实施：压裂第一阶段，泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水，以扩展形成主裂缝，使得裂缝向远端扩展延伸，增大了改造距离。压裂第二阶段，交替泵入酸液、滑溜水，激活主裂缝远端的天然裂缝，诱导形成分支网状缝，增加改造范围。需要说明的是，在泵入压裂液与滑溜水时，可以交替注入压裂液、滑溜水，还可以分别注入压裂液、滑溜水，本申请对这两种溶液注入的形式不作具体限定，只需在该阶段注入这两种成分的溶液即可。
进一步的，在第二酸压策略中，当在第二阶段交替泵入酸液、滑溜水时，进一步按照与当前阶段对应的酸压策略中预设的相应的交替时间间隔(第二酸压策略中预设的第二交替时间间隔，具体来讲，第二交替时间间隔主要与当前交替阶段注入液体体积、注入排量有关)，交替注入酸液与滑溜水，直至满足下述该阶段内注入液体总体积的条件。
进一步的，在第二酸压策略中，所泵入的液体的总体积为920～1320m3。其中，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水的第一阶段中，注入的液体的总体积为360～600m3。同时，在交替泵入酸液、滑溜水的第二阶段中，注入的液体的总体积为560～720m3。具体地，在一个实施例中，当在第一阶段泵入压裂液时，注入的压裂液的总体积为360～600m3。在一个实施例中，当在第一阶段依次泵入压裂液与滑溜水时，注入的压裂液与滑溜水的总体积在360～600m3范围内。在另一个实施例中，当在第二阶段交替泵入酸液、滑溜水时，注入包括酸液和滑溜水的总体积为560～720m3。
进一步的，在第二酸压策略中，当在第二阶段交替泵入酸液、滑溜水时，注入酸液的体积占当前阶段注入液体的总体积的比例大于60％。
进一步的，在第二酸压策略中，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水的第一阶段中，每种注入液体在每次泵入过程中的排量大于5.0m3/min。同时，在交替泵入酸液、滑溜水阶段中，每种注入液体在每次泵入过程中的排量大于7.0m3/min。
进一步的，在第二酸压策略中，无论在压裂第一阶段或是压裂第二阶段时，酸液、滑溜水的粘度均在10～30mPa.s的范围内，压裂液的粘度范围为40～80mPa.s。
图3为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的在对单一主裂缝及远井网状缝实施第二酸压策略后的效果示意图。如图3所示，在对单一主裂缝及远井网状缝实施了第二酸压策略后，在主裂缝远端扩展出了相应的天然裂缝，形成了分支网状缝，以增加了能够沟通的井周油气储集体的范围。
在本发明一实施例中，(步骤S120)当复杂裂缝确定为多条主裂缝时，对这种类型的复杂裂缝实施第三酸压策略。其中，第三酸压策略按照如下(各个阶段的自然序列)顺序实施：压裂第一阶段，在井周多裂缝起裂点处，泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水，以激活、刻蚀、连通井周天然裂缝，在井周不同方向形成流动通道，同时为多分支主裂缝的由近井起裂向远井扩展提供条件。压裂第二阶段，为了扩展多分支主裂缝，进一步，泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水，使得井周不同方向的裂缝向远端扩展延伸，形成分支主裂缝并增大改造距离。
进一步的，在第三酸压策略中，泵入液体的类型需包括酸液、压裂液和滑溜水。
进一步的，在第三酸压策略中，所泵入的液体的总体积为600～990m3。其中，在泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水的第一阶段中，注入的液体的总体积为60～90m3。同时，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水的第二阶段中，注入的液体的总体积为540～900m3。具体地，在一个实施例中，当在第一阶段泵入酸液时，注入的酸液的总体积为60～90m3。在一个实施例中，当在第一阶段泵入酸液与滑溜水时，注入的酸液与滑溜水的总体积在60～90m3范围内。在一个实施例中，当在第二阶段泵入压裂液时，注入压裂液的总体积为540～900m3。在另一个实施例中，当在第二阶段泵入压裂液时，注入的压裂液与滑溜水的总体积在540～900m3的范围内。
进一步的，在第三酸压策略中，当在第一阶段泵入段酸液与滑溜水时，注入酸液的体积占当前阶段注入液体的总体积的比例大于50％。当在第二阶段泵入压裂液与滑溜水时，注入压裂液的体积占当前阶段注入液体的总体积的比例大于60％。
进一步的，在第三酸压策略中，第一阶段泵入的酸液或泵入的酸液与滑溜水的排量为0.5～3.0m3/min。同时，第二阶段泵入的压裂液或泵入的压裂液与滑溜水的排量大于5.0m3/min。具体地，在一个实施例中，当第一阶段泵入酸液时，泵入酸液的排量需要按照预设的第三提升间隔从0.5m3/min逐渐增加到3.0m3/min。在一个实施例中，当第一阶段泵入酸液与滑溜水时，若交替注入酸液与滑溜水，则每次泵入酸液或滑溜水的排量需要按照预设的第三提升间隔从0.5m3/min逐次增加到3.0m3/min。
这里需要说明的是，第三提升间隔根据实际工程情况进行设定(其主要与地应力、天然裂缝的密度及产状、注入液体的滤失速率有关)，可以在实施第三酸压策略前进行设置，也可以在实施第三酸压策略过程中随时进行调整，以达到注入液体的排量呈阶梯缓慢提升的效果，本发明对此不作具体限定。
在一个实施例中，当第二阶段泵入压裂液时，注入的压裂液在泵入过程中的排量大于5.0m3/min。在一个实施例中，当第二阶段压裂液与滑溜水时，若交替压裂液与滑溜水，则每次泵入压裂液或滑溜水的排量均大于5.0m3/min。
进一步的，在第三酸压策略中，无论在压裂第一阶段或是压裂第二阶段时，酸液、滑溜水的粘度均在10～30mPa.s的范围内，压裂液的粘度范围为40～80mPa.s。
图4为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的在对多条主裂缝实施第三酸压策略后的效果示意图。如图4所示，在对多条主裂缝实施了第三酸压策略后，在井周不同方向处(井周***360°包括水平最大地应力以及水平最小地应力的区域)形成了连通的多条天然裂缝，即流动通道，扩展了多条分支主裂缝，使得井周不同方位的裂缝向远端扩展延伸，形成分支主裂缝并增大了改造距离。
在本发明一实施例中，(步骤S120)当复杂裂缝确定为多条主裂缝及远井网状缝时，对这种类型的复杂裂缝实施第四酸压策略。其中，第四酸压策略按照如下(各个阶段的自然序列)顺序实施：压裂第一阶段，在井周多裂缝起裂点处，泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水，以激活、刻蚀并连通井周的天然裂缝，在井周不同方向形成流动通道，同时为多分支主裂缝由近井起裂向远井扩展提供条件。压裂第二阶段，泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水，以扩展多分支主裂缝，使得井周不同方向的裂缝向远端扩展延伸，形成分支主裂缝、增大改造距离。压裂第三阶段，交替泵入酸液、滑溜水，以激活不同方向主裂缝远端的天然裂缝，诱导形成分支缝，为远井构造分支缝，进一步增加改造范围。
进一步的，在第四酸压策略中，泵入液体的类型需包括酸液、压裂液和滑溜水。
进一步的，在第四酸压策略中，所泵入的液体的总体积为1320～1890m3。其中，在泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水的第一阶段中，注入的液体的总体积为60～90m3。同时，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水的第二阶段中，注入的液体的总体积为540～900m3。同时，在交替泵入酸液、滑溜水的第三阶段中，注入的液体的总体积为720～900m3。具体地，由于第四酸压策略中的前两个阶段与第三酸压策略的两个阶段的工序类似，故在此不作赘述。另外，在一个实施例中，当在第四酸压策略中的第三阶段时，注入酸液和滑溜水的总体积为720～900m3。
进一步的，在第四酸压策略中，在第一阶段泵入段酸液与滑溜水时，注入酸液的体积占当前阶段注入液体的总体积的比例大于50％。在第二阶段泵入压裂液与滑溜水时，注入压裂液的体积占当前阶段注入液体的总体积的比例大于60％。在第三阶段交替泵入酸液、滑溜水时，注入酸液的体积占当前阶段注入液体的总体积的比例大于60％。
进一步的，在第四酸压策略中，第一阶段泵入的酸液或泵入的酸液与滑溜水的排量为0.5～3.0m3/min。同时，第二阶段泵入的压裂液或泵入的压裂液与滑溜水的排量大于5.0m3/min。同时，第三阶段交替泵入酸液、滑溜水的排量大于7.0m3/min。具体地，由于第四酸压策略中的前两个阶段与第三酸压策略的两个阶段的工序类似，故在此不作赘述。
但是，这里需要说明的是，第四酸压策略中的第一阶段的泵入酸液或酸液与滑溜水的排量控制方法，需要按照上述第三酸压策略中的第一阶段的排量控制方法并且利用预设的第四提升间隔进行作业，使得当前阶段的注入液体的排量从0.5m3/min逐渐/逐次增加到3.0m3/min。其中，第四提升间隔根据实际应用情况进行设定(其主要与地应力、天然裂缝的密度及产状、注入液体的滤失速率有关)，可以在实施第四酸压策略前进行设置，也可以在实施第四酸压策略过程中随时进行调整，以达到注入液体的排量呈阶梯缓慢提升的效果，本发明对此不作具体限定。
在一个实施例中，在第四酸压策略中，当第三阶段交替泵入酸液、滑溜水时，每次泵入酸液或滑溜水的排量均大于7.0m3/min。
进一步的，在第四酸压策略中，无论在压裂第一阶段或压裂第二阶段或压裂第三阶段时，酸液、滑溜水的粘度均在10～30mPa.s的范围内，压裂液的粘度范围为40～80mPa.s。
图5为本申请实施例的针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法的在对多条主裂缝及远井网状缝实施第四酸压策略后的效果示意图。如图5所示，在对多条主裂缝及远井网状缝实施第四酸压策略后，既在井周不同方向处(井周***360°包括水平最大地应力以及水平最小地应力的区域)形成多条连通的天然裂缝，为多分支主裂缝由近井起裂向远井扩展提供条件，进而在井周不同方向形成多条分支主裂缝，不同方向主裂缝远端的天然裂缝连通，进一步诱导形成远端分支缝，增加了改造范围。
更进一步的说，在步骤S120中，上述滑溜水、酸液以及压裂液满足如下成分组成条件。在一个实施例中，滑溜水的组成为：0.3％胍胶+0.02％氢氧化钠+清水。
在一个实施例中，压裂液的组成为：0.5％胍胶+1.0％破乳剂+0.5％温度稳定剂+0.02％pH值调节剂+0.6％有机硼交联剂。
在一个实施例中，酸液选自胶凝酸或地面交联酸中的一种或几种。其中，①胶凝酸的组成为：20％HCl+0.7％稠化剂+2.0％缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+1.0％压裂酸化用防乳化剂。地面交联酸的组成为：20％HCl+0.7％稠化剂+2.0％缓蚀剂+1.0％破乳剂+1.0％铁离子稳定剂+0.7％交联剂+0.2％调理剂+0.02％破胶剂。
下面，根据上述针对不同形态的复杂裂缝而实施的相应的酸压策略进行示例展示。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，因此只作为示例，而不能以此来限制本发明的保护范围。
示例1
一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法，包括以下步骤：
步骤1、根据目标井眼所在区域的工程地质条件及油气储集体状态，确定沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的类型，其中，所述复杂裂缝形态的类型包括近井网状缝、单一主裂缝及远井网状缝、多条主裂缝和多条主裂缝及远井网状缝中的一种；
步骤2、针对不同形态的复杂裂缝实施对应的酸压策略，以在井周不同方位处形成人工裂缝，从而沟通目标井眼区域内的所述油气储集体。
在示例1中，井周及储层天然裂缝发育，储集体油气发育。
在示例1中，复杂裂缝形态的类型确定为近井网状缝酸压。
在示例1中，入井液体的类型为酸液、滑溜水。
在示例1中，泵入液体的总体积为840m3。
在示例1中，第一阶段泵入酸液300m3，排量由0.5m3/min阶梯缓慢提升2.0m3/min；第二阶段泵入滑溜水400m3，排量2.0m3/min；第三阶段泵入酸液120m3，排量由2.0m3/min阶梯缓慢提升3.0m3/min；第四阶段泵入滑溜水20m3，排量3.0m3/min。
在示例1中，泵入的酸液、滑溜水的粘度为10mPa.s。
示例2
一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法，包括以下步骤：
步骤1、根据目标井眼所在区域的工程地质条件及油气储集体状态，确定沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的类型，其中，所述复杂裂缝形态的类型包括近井网状缝、单一主裂缝及远井网状缝、多条主裂缝和多条主裂缝及远井网状缝中的一种；
步骤2、针对不同形态的复杂裂缝实施对应的酸压策略，以在井周不同方位处形成人工裂缝，从而沟通目标井眼区域内的所述油气储集体。
在示例2中，井周及储层天然裂缝发育，储集体油气发育。
在示例2中，复杂裂缝形态的类型确定为单一主裂缝及远井网状缝酸压。
在示例2中，入井液体的类型为压裂液、酸液、滑溜水。
在示例2中，泵入液体的总体积为1020m3。其中，第一阶段泵入压裂液的体积为420m3，第二阶段交替泵入酸液360m3，滑溜水240m3。
在示例2中，第一阶段泵入压裂液的排量为5.5-6.5m3/min，第二阶段交替泵入酸液、滑溜水的排量为7.0-8.0m3/min。
在示例2中，泵入酸液、滑溜水的粘度为15mPa.s，压裂液的粘度为60mPa.s。
示例3
一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法，包括以下步骤：
步骤1、根据目标井眼所在区域的工程地质条件及油气储集体状态，确定沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的类型，其中，所述复杂裂缝形态的类型包括近井网状缝、单一主裂缝及远井网状缝、多条主裂缝和多条主裂缝及远井网状缝中的一种；
步骤2、针对不同形态的复杂裂缝实施对应的酸压策略，以在井周不同方位处形成人工裂缝，从而沟通目标井眼区域内的所述油气储集体。
在示例3中，井周及储层天然裂缝发育，储集体油气发育。
在示例3中，复杂裂缝形态的类型确定为多条主裂缝酸压。
在示例3中，入井液体的类型为酸液、压裂液、滑溜水。
在示例3中，泵入液体的总体积为810m3。其中，第一阶段泵入酸液的体积为90m3，第二阶段泵入压裂液的体积为440m3，泵入滑溜水的体积为280m3。
在示例3中，第一阶段泵入酸液的排量由0.5m3/min阶梯缓慢提升到3.0m3/min，第二阶段泵入压裂液、滑溜水的排量为6.0-7.0m3/min。
在示例3中，泵入压裂液的粘度为80mPa.s，酸液、滑溜水的粘度为10mPa.s。
示例4
一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法，包括以下步骤：
步骤1、根据目标井眼所在区域的工程地质条件及油气储集体状态，确定沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的类型，其中，所述复杂裂缝形态的类型包括近井网状缝、单一主裂缝及远井网状缝、多条主裂缝和多条主裂缝及远井网状缝中的一种；
步骤2、针对不同形态的复杂裂缝实施对应的酸压策略，以在井周不同方位处形成人工裂缝，从而沟通目标井眼区域内的所述油气储集体。
在示例4中，井周及储层天然裂缝发育，储集体油气发育。
在示例4中，复杂裂缝形态的类型确定为多条主裂缝及远井网状缝酸压。
在示例4中，入井液体的类型为压裂液、酸液、滑溜水。
在示例4中，泵入液体的总体积为1610m3。其中，第一阶段泵入酸液的体积为70m3，第二阶段泵入压裂液480m3、滑溜水320m3，第三阶段交替泵入酸液460m3、滑溜水280m3。
在示例4中，第一阶段泵入酸液的排量由0.5m3/min阶梯缓慢提升到3.0m3/min，第二阶段泵入压裂液、滑溜水的排量为7.0-8.0m3/min，第三阶段交替泵入酸液、滑溜水的排量为7.5-10.0m3/min。
在示例4中，泵入压裂液的粘度为60mPa.s，酸液、滑溜水的粘度为20mPa.s。
本发明涉及了一种针对碳酸盐岩储层中的复杂裂缝的酸压方法，该技术充分利用井壁及储层天然裂缝，通过对复杂裂缝进行类型识别，提出了针对不同复杂裂缝的相应的施工方案，以形成复杂的人工裂缝，建立新的油气通道，有效沟通了井周的各个油气储集体，从而实现了提高了油气采出程度。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉该技术的人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
Claims (14)
1.一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法，其特征在于，该方法包括如下步骤：
形态确定步骤，根据目标井眼所在区域的工程地质条件及油气储集体状态，确定沟通油气储集体所需的复杂裂缝形态的类型，其中，所述复杂裂缝形态的类型包括近井网状缝、单一主裂缝及远井网状缝、多条主裂缝和多条主裂缝及远井网状缝中的一种；
策略实施步骤，针对不同形态的复杂裂缝实施对应的酸压策略，以在井周不同方位处形成人工裂缝，从而沟通目标井眼区域内的所述油气储集体。
2.根据权利要求1所述的酸压方法，其特征在于，在所述策略实施步骤中，对确定为近井网状缝的复杂裂缝实施第一酸压策略，所述第一酸压策略包括：
注入酸液，或者
注入酸液与滑溜水，以激活、刻蚀并连通井周天然裂缝，在井周不同方向形成流动通道，其中，泵入的酸液或酸液与滑溜水的排量为0.5～3.0m3/min，并且泵入的酸液或酸液与滑溜水的压力达到每百米1.1MPa～1.5MPa。
3.根据权利要求2所述的酸压方法，其特征在于，在所述第一酸压策略中，注入液体的总体积为760～1270m3，当注入具备一定排量和压力的酸液与滑溜水时，注入酸液的体积占当前阶段注入液体的总体积的比例为30～50％。
4.根据权利要求1～3中任一项所述的酸压方法，其特征在于，在所述策略实施步骤中，对确定为单一主裂缝及远井网状缝的复杂裂缝实施第二酸压策略，其中，所述第二酸压策略按照如下顺序实施：
第一阶段、泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水，以扩展形成主裂缝并向井眼远端扩展；
第二阶段、交替泵入酸液、滑溜水，以激活主裂缝远端的天然裂缝，增加改造范围。
5.根据权利要求4所述的酸压方法，其特征在于，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为360～600m3；并且，
在交替泵入酸液、滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为560～720m3，其中，酸液体积占当前阶段注入液体的总体积的比例大于60％。
6.根据权利要求4或5所述的酸压方法，其特征在于，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水阶段中，每种注入液体的排量大于5.0m3/min；并且，
在交替泵入酸液、滑溜水阶段中，每种注入液体的排量大于7.0m3/min。
7.根据权利要求1～6中任一项所述的酸压方法，其特征在于，在所述策略实施步骤中，对确定为多条主裂缝的复杂裂缝实施第三酸压策略，所述第三酸压策略按照如下顺序实施：
第一阶段、在井周多裂缝起裂点处，泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水，以激活、刻蚀并连通井周天然裂缝，为多分支主裂缝由近井起裂向远井扩展提供条件；
第二阶段、泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水，以形成多条分支主裂缝，从而增大改造距离。
8.根据权利要求7所述的酸压方法，其特征在于，在泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为60～90m3，其中，酸液体积占当前阶段注入液体总体积的比例大于50％。
9.根据权利要求7或8所述的酸压方法，其特征在于，在泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为540～900m3，其中，压裂液体积相较于当前阶段注入液体总体积的比大于60％。
10.根据权利要求1～9中任一项所述的酸压方法，其特征在于，在所述策略实施步骤中，对确定为多条主裂缝及远井网状缝的复杂裂缝实施第四酸压策略，其中，所述第四酸压策略按照如下顺序实施：
第一阶段、在井周多裂缝起裂点处，泵入酸液，或者泵入酸液与滑溜水，以激活、刻蚀并连通井周天然裂缝，为多分支主裂缝由近井起裂向远井扩展提供条件；
第二阶段、泵入压裂液，或者泵入压裂液与滑溜水，以形成多条分支主裂缝，从而增大改造距离；
第三阶段、交替泵入酸液、滑溜水，以激活不同方向主裂缝远端的天然裂缝，从而增加改造范围。
11.根据权利要求10所述的酸压方法，其特征在于，在交替泵入酸液、滑溜水阶段中，注入的液体的总体积为720～900m3，其中，酸液体积占当前阶段注入液体总体积的比例大于60％。
12.根据权利要求4～11中任一项所述的酸压方法，其特征在于，所述压裂液组成为：0.5％胍胶+1.0％破乳剂+0.5％温度稳定剂+0.02％pH值调节剂+0.6％有机硼交联剂。
13.根据权利要求2～12中任一项所述的酸压方法，其特征在于，所述酸液选自胶凝酸或地面交联酸中的一种或几种，其中，所述胶凝酸组成为：20％HCl+0.7％稠化剂+2.0％缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+1.0％压裂酸化用防乳化剂，
进一步，所述地面交联酸组成为：20％HCl+0.7％稠化剂+2.0％缓蚀剂+1.0％破乳剂+1.0％铁离子稳定剂+0.7％交联剂+0.2％调理剂+0.02％破胶剂。
14.根据权利要求2～13中任一项所述的酸压方法，其特征在于，所述滑溜水组成为：0.3％胍胶+0.02％氢氧化钠+清水。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810688247.5A CN110656920B (zh) | 2018-06-28 | 2018-06-28 | 一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810688247.5A CN110656920B (zh) | 2018-06-28 | 2018-06-28 | 一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110656920A true CN110656920A (zh) | 2020-01-07 |
| CN110656920B CN110656920B (zh) | 2022-02-18 |
Family
ID=69026329
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810688247.5A Active CN110656920B (zh) | 2018-06-28 | 2018-06-28 | 一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110656920B (zh) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113565481A (zh) * | 2020-04-28 | 2021-10-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于开采断裂带内储集体的方法 |
| 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 |
| CN113969775A (zh) * | 2020-07-22 | 2022-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种超深碳酸盐岩储层提高有效酸蚀缝长的方法及应用 |
| 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 |
| CN114510757A (zh) * | 2020-11-17 | 2022-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种循缝找洞的酸压改造工艺方法 |
| 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 |
Citations (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4775010A (en) * | 1986-12-09 | 1988-10-04 | Phillips Petroleum Company | Methods and compositions for acid treating subterranean formations |
| US20060260812A1 (en) * | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for plugging and sealing a subterranean formation |
| CN102022105A (zh) * | 2010-10-21 | 2011-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩储层大型复合酸压方法 |
| RU2482269C2 (ru) * | 2011-08-19 | 2013-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа |
| CN104564002A (zh) * | 2014-12-16 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法 |
| US20150218439A1 (en) * | 2014-02-04 | 2015-08-06 | Conocophillips Company | Cryogenic acid frack |
| CN104879113A (zh) * | 2015-06-12 | 2015-09-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层复合酸压方法 |
| CN105041289A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-11-11 | 中国石油大学(北京) | 一种暂堵缝口强制平面转向形成多缝的方法 |
| CN105089603A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-11-25 | 中国石油大学(北京) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 |
| CN106194145A (zh) * | 2016-09-27 | 2016-12-07 | 西南石油大学 | 一种多级暂堵深度网络酸压方法 |
| CN106321054A (zh) * | 2015-07-03 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的酸压方法 |
| CN106321044A (zh) * | 2015-06-30 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高温超深碳酸盐岩储层携砂酸压方法 |
| CN106907137A (zh) * | 2015-12-23 | 2017-06-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法 |
| CN107255027A (zh) * | 2017-07-13 | 2017-10-17 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 |
| CN206655693U (zh) * | 2017-02-15 | 2017-11-21 | 西南石油大学 | 一种体积酸压酸蚀裂缝导流能力模拟装置 |
| CN108204231A (zh) * | 2016-12-20 | 2018-06-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层体积酸压导流能力的评价方法 |
-
2018
- 2018-06-28 CN CN201810688247.5A patent/CN110656920B/zh active Active
Patent Citations (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4775010A (en) * | 1986-12-09 | 1988-10-04 | Phillips Petroleum Company | Methods and compositions for acid treating subterranean formations |
| US20060260812A1 (en) * | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for plugging and sealing a subterranean formation |
| CN102022105A (zh) * | 2010-10-21 | 2011-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 缝洞型碳酸盐岩储层大型复合酸压方法 |
| RU2482269C2 (ru) * | 2011-08-19 | 2013-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа |
| US20150218439A1 (en) * | 2014-02-04 | 2015-08-06 | Conocophillips Company | Cryogenic acid frack |
| CN104564002A (zh) * | 2014-12-16 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于碳酸盐岩油藏的停泵沉砂控缝高酸压工艺方法 |
| CN104879113A (zh) * | 2015-06-12 | 2015-09-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层复合酸压方法 |
| CN106321044A (zh) * | 2015-06-30 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高温超深碳酸盐岩储层携砂酸压方法 |
| CN106321054A (zh) * | 2015-07-03 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的酸压方法 |
| CN105089603A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-11-25 | 中国石油大学(北京) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 |
| CN105041289A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-11-11 | 中国石油大学(北京) | 一种暂堵缝口强制平面转向形成多缝的方法 |
| CN106907137A (zh) * | 2015-12-23 | 2017-06-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法 |
| CN106194145A (zh) * | 2016-09-27 | 2016-12-07 | 西南石油大学 | 一种多级暂堵深度网络酸压方法 |
| CN108204231A (zh) * | 2016-12-20 | 2018-06-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层体积酸压导流能力的评价方法 |
| CN206655693U (zh) * | 2017-02-15 | 2017-11-21 | 西南石油大学 | 一种体积酸压酸蚀裂缝导流能力模拟装置 |
| CN107255027A (zh) * | 2017-07-13 | 2017-10-17 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| 刘建坤等: "碳酸盐岩储层多级交替酸压技术研究", 《石油钻探技术》 * |
| 孙大权: "南堡奥陶系碳酸盐岩储层酸化改造技术研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库工程科技Ⅰ辑》 * |
| 耿宇迪等: "塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水平井酸压技术", 《新疆石油地质》 * |
| 车明光等: "交联酸加砂压裂技术的研究和应用", 《石油与天然气化工》 * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| CN113565481A (zh) * | 2020-04-28 | 2021-10-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于开采断裂带内储集体的方法 |
| CN113969775A (zh) * | 2020-07-22 | 2022-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种超深碳酸盐岩储层提高有效酸蚀缝长的方法及应用 |
| 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 |
| CN114510757A (zh) * | 2020-11-17 | 2022-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种循缝找洞的酸压改造工艺方法 |
| 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 |
| CN114510757B (zh) * | 2020-11-17 | 2024-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种循缝找洞的酸压改造工艺方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110656920B (zh) | 2022-02-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110656920B (zh) | 一种针对碳酸盐岩储层中复杂裂缝的酸压方法 | |
| CN107255027B (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN110388199B (zh) | 一种碳酸盐岩储层大排量复合酸压改造方法 | |
| CN106223922B (zh) | 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺 | |
| CN107313762B (zh) | 一种页岩水力压裂方法 | |
| CN109838223B (zh) | 一种深层复杂页岩气的体积压裂方法 | |
| CN110761765B (zh) | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 | |
| CN110159243B (zh) | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 | |
| CN106567702A (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
| US8980801B2 (en) | Zero-leakoff gel | |
| CN108913118B (zh) | 一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法 | |
| CN109826590B (zh) | 一种低渗油气田高含水老井堵水压裂方法 | |
| CN110685656A (zh) | 一种低渗透油藏压裂三采一体化施工方法 | |
| CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
| CN110552675A (zh) | 一种非裂缝型见水油井重复改造方法 | |
| CN113969775B (zh) | 一种超深碳酸盐岩储层提高有效酸蚀缝长的方法及应用 | |
| CN114427417B (zh) | 一种应力差异大的多层储层压裂方法与应用 | |
| CN113123772B (zh) | 一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法 | |
| CN113638725B (zh) | 一种用于断溶体储层的酸压方法 | |
| CN112443303B (zh) | 一种控制裂缝扩展方向的方法 | |
| CN112211609B (zh) | 一种深层碳酸盐岩油气藏重复酸压方法 | |
| CN112814641A (zh) | 一种储层的压裂方法 | |
| CN113898327A (zh) | 一种深层碳酸盐岩多次液体胶塞重复酸压的方法及应用 | |
| CN111946317A (zh) | 提高超深碳酸盐岩储层改造缝长的工艺方法 | |
| CN114510757B (zh) | 一种循缝找洞的酸压改造工艺方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |