CN114263451A - 一种干热岩水力压裂方法 - Google Patents
一种干热岩水力压裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114263451A CN114263451A CN202111458262.9A CN202111458262A CN114263451A CN 114263451 A CN114263451 A CN 114263451A CN 202111458262 A CN202111458262 A CN 202111458262A CN 114263451 A CN114263451 A CN 114263451A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- viscosity
- degradable
- fracturing fluid
- injection
- stage
- 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
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 134
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 91
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 91
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 32
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 26
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 26
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 25
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 14
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 7
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 6
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 6
- KKEYFWRCBNTPAC-UHFFFAOYSA-L terephthalate(2-) Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=C(C([O-])=O)C=C1 KKEYFWRCBNTPAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 abstract description 11
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 abstract description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000284 extract Substances 0.000 abstract 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000010438 granite Substances 0.000 description 1
- 238000005338 heat storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Revetment (AREA)
Abstract
本发明公开了一种干热岩水力压裂方法,步骤为:首先以0.5~1.5m3/min的注入排量,将50~100m3的土酸溶液泵送至目标储层位置,并等待溶蚀50~100min;然后,向目标储层内分5个阶段依次注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液,以依次实现对储层溶蚀、复杂裂造缝、暂堵、扩缝、向缝隙中注入陶粒、将陶粒推向裂缝深处的一些类改造目的;该干热岩水力压裂方法实现了在地层热干岩中形成复杂微裂隙***连通注、采井,为热循环***提供流动通道,有效提高储层纵向改造程度和裂缝复杂程度,保障裂缝渗流通道,进而实现提高干热岩换热面积的目的,通过载热流体循环以提取干热岩存储的热能。
Description
技术领域
本发明涉及干热岩开发技术领域,特别涉及一种干热岩水力压裂方法。
背景技术
干热岩(HDR)指内部不存在流体或者仅有少量流体的高温岩体,是一种储量巨大的可再生清洁能源,已成为世界各国新能源开发研究的一个重要方向。干热岩的热能赋存于岩石中,采热的关键技术是在干热岩体内形成热交换***。由于干热岩天然渗透率极低,无法经济地提取出地热能,因此干热岩的开发必须建立增强型地热***(简称EGS)。
EGS是利用水力压裂方式在干热岩中建立高渗透性的人工热储,然后注入低温流体介质,置换干热岩中的热能,因此实现EGS最关键的技术是压裂。通过压裂在干热岩热储层中形成复杂微裂隙***,使注入井和生产井建立连通性,为干热岩热能循环***提供必要的流动通道,提高换热面积,通过载热流体循环以提取干热岩存储的热能,实现干热岩热能的高效开发。
然而,由于干热岩具有埋藏深、岩藏温度高、孔隙渗透率低等特点,导致其岩性复杂,具有较高的力学强度和非均质性,且干热岩压裂存在施工压力高、裂缝延伸受限、储层温度高等难题。因此,虽然研究人员针对干热岩人工热储的建造方法开展一系列研究,但基本上处于物模试验和理论研究阶段,没有经过现场实践。基于此,针对干热岩储层特征和压裂现状,急需开发一种干热岩水力压裂工艺技术,以尽快实现干热岩热能的高效开发。
发明内容
本发明的目的是提供一种有效在干热岩进行压裂形成复杂微裂隙***的干热岩水力压裂方法。
为此,本发明技术方案如下:
一种干热岩水力压裂方法,其具体实施步骤如下:
S1、以0.5~1.5m3/min的注入排量,将50~100m3的土酸溶液泵送至目标储层位置,并等待溶蚀50~100min;
该步骤的目的是对对近井地带的岩石进行溶蚀,以降低施工压力,改善导流能力;
S2、向目标储层内分阶段注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液,具体包括五个阶段:
阶段1:以1.0~2.0m3/min的注入排量向目标储层注入粘度为3~4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为500~800m3;
该阶段的目的是:对储层进行造复杂裂缝;
阶段2:以1.0~2.0m3/min的注入排量向目标储层注入混有耐高温暂堵剂的中粘可降解滑溜水压裂液;其中,混有耐高温暂堵剂的中粘可降解滑溜水压裂液在100~200m3的粘度为28~30mPa.s的中粘可降解滑溜水压裂液中混有100~200kg耐高温暂堵剂;
该阶段的目的是:利用中粘可降解滑溜水压裂液将耐高温暂堵剂悬浮其中,进而在进入储层后,利用耐高温暂堵剂暂堵住较大裂缝,以便进一步复杂造缝;
阶段3:以2.5~3.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入粘度为3~4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为200~300m3;
该阶段的目的是:利用低粘可降解滑溜水压裂液继续扩缝;
阶段4:以3.0~3.5m3/min的注入排量向目标储层注入混有陶粒的高粘可降解滑溜水压裂液;其中,混有陶粒的高粘可降解滑溜水压裂液为在2~3m3的粘度为38~40mPa.s的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒形成的砂比为2~3%的混合液;
该阶段的目的是:考虑到耐高温暂堵剂开始逐渐降解,因此利用高粘可降解滑溜水压裂液将陶粒悬浮其中,使进入至储层的陶粒进入至上述阶段1~阶段3新造的裂缝中,防止裂缝闭合,保证留有通道;
阶段5:以2.5~3.0m3/min的注入排量继续向目标储层注入粘度为3~4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为50~100m3;
该阶段的目的是:将阶段4的陶粒进一步推向储层中的地层裂缝深处。
优选,在步骤S1中,土酸为具有12wt.%的盐酸和3wt.%的氢氟酸的混合溶液。
优选,在步骤S2的阶段1、阶段3和阶段5中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%多功能降阻剂的水溶液,多功能降阻剂为聚丙烯酰胺降阻剂。
优选,在步骤S2的阶段2中,中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.%多功能降阻剂的水溶液,多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂;耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类暂堵剂。
优选,在步骤S2的阶段4中,高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.%多功能降阻剂的水溶液,多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂。
与现有技术相比,该干热岩水力压裂方法依次通过土酸溶蚀、低排量(1.0~2.0m3/min)扩裂缝、高排量(2.5~3.0m3/min-3.0~3.5m3/min)纵向沟通、高粘滑溜水/暂堵复合转向和加砂的多个水力压裂步骤在地层热干岩中形成复杂微裂隙***连通注、采井,为热循环***提供流动通道,有效提高储层纵向改造程度和裂缝复杂程度,保障裂缝渗流通道,进而实现提高干热岩换热面积的目的,通过载热流体循环以提取干热岩存储的热能。
具体实施方式
下面结合申请的压裂技术方法在冀东某XX干热岩井组的压裂施工作为实施例对本发明做进一步的说明,但下述实施例绝非对本发明有任何限制。
在本实施例中,冀东某XX干热岩井组储层温度约160℃,岩性为变质花岗岩,具备不含流体特征,符合干热岩开发的要求;以下以该冀东某XX干热岩井组中的四个压裂单元为例,对压裂过程进行进一步说明。
实施例1
采用申请的压裂技术方法在该井组的X单元进行压裂施工,其具体步骤如下:
步骤一:将土酸通过压裂泵车连接的高压管线打入到目标储层位置,用量为50m3,注入排量为0.5m3/min,注入后等待溶蚀时间为50min;其中,土酸为12wt.%的盐酸和3wt.%的氢氟酸的混合溶液;
步骤二:向目标储层内注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液,5个阶段具体如下:
阶段1:以1.0m3/min的注入排量向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为500m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s;
阶段2:以1.0m3/min的注入排量向目标储层注入中粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为100m3;其中,在100m3的中粘可降解滑溜水压裂液中混有100kg的耐高温暂堵剂;中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,使该中粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在28~30mPa.s;耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂;
阶段3:以2.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为200m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s;
阶段4:以3.0m3/min的注入排量向目标储层注入高粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为2m3;其中,在2m3的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒,形成砂比为2%的混合液;高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,使该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在38~40mPa.s;
阶段5:以2.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为50m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s。
采用本实施例的水力压裂方法对该干热岩井组进行压裂施工后,通过微地震裂缝监测结果显示储层改造体积为41.5×104m,说明通过水力压裂有效增加了干热岩井组间连通体积。
实施例2
采用申请的压裂技术方法在该井组的Y单元进行压裂施工,具体步骤如下:
步骤一:将土酸通过压裂泵车连接的高压管线打入到目标储层位置,用量为100m3,注入排量为1.0m3/min,注入后等待溶蚀时间为100min;其中,土酸为12wt.%的盐酸和3wt.%的氢氟酸的混合溶液;
步骤二:向目标储层内注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液,5个阶段具体如下:
阶段1:以1.5m3/min的注入排量向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为800m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s;
阶段2:以2.0m3/min的注入排量向目标储层注入中粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为150m3;其中,在150m3的中粘可降解滑溜水压裂液中混有150kg的耐高温暂堵剂;中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,使该中粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在28~30mPa.s;耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂;
阶段3:以2.8m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为300m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s;
阶段4:以3.5m3/min的注入排量向目标储层注入高粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为3m3;其中,在3m3的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒,形成砂比为2%的混合液;高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,使该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在38~40mPa.s;
阶段5:以3m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为80m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s。
采用本实施例的水力压裂方法对该干热岩井组进行压裂施工后,通过微地震裂缝监测结果显示储层改造体积为55.1×104m3,说明通过水力压裂有效增加了干热岩井组间连通体积。
实施例3
采用申请的压裂技术方法在该井组的Z单元进行压裂施工,具体步骤如下:
步骤一:将土酸通过压裂泵车连接的高压管线打入到目标储层位置,用量为100m3,注入排量为1.0m3/min,注入后等待溶蚀时间为100min;其中,土酸为12wt.%的盐酸和3wt.%的氢氟酸的混合溶液;
步骤二:向目标储层内注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液,5个阶段具体如下:
阶段1:以2.0m3/min的注入排量向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为700m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s;
阶段2:以1.5m3/min的注入排量向目标储层注入中粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为150m3;其中,在150m3的中粘可降解滑溜水压裂液中混有200kg的耐高温暂堵剂;中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,使该中粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在28~30mPa.s;耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂;
阶段3:以3.0m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为250m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s;
阶段4:以3.0m3/min的注入排量向目标储层注入高粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为3m3;其中,在3m3的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒,形成砂比为3%的混合液;高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,使该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在38~40mPa.s;
阶段5:以2.8m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为100m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s。
采用本实施例的水力压裂方法对该干热岩井组进行压裂施工后,通过微地震裂缝监测结果显示储层改造体积为53.8×104m3,说明通过水力压裂有效增加了干热岩井组间连通体积。
实施例4
采用申请的压裂技术方法在该井组的F单元进行压裂施工,具体步骤如下:
步骤一:将土酸通过压裂泵车连接的高压管线打入到目标储层位置,用量为80m3,注入排量为1.2m3/min,注入后等待溶蚀时间为80min;其中,土酸为12wt.%的盐酸和3wt.%的氢氟酸的混合溶液;
步骤二:向目标储层内注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液,5个阶段具体如下:
阶段1:以1.2m3/min的注入排量向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为500m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s;
阶段2:以2.0m3/min的注入排量向目标储层注入中粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为100m3;其中,在100m3的中粘可降解滑溜水压裂液中混有200kg的耐高温暂堵剂;中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,使该中粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在28~30mPa.s;耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂;
阶段3:以3.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为300m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂的水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s;
阶段4:以3.5m3/min的注入排量向目标储层注入高粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为2m3;其中,在2m3的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒,形成砂比为3%的混合液;高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,使该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在38~40mPa.s;
阶段5:以3m3/min的注入排量继续向目标储层注入低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为100m3;其中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%的聚丙烯酰胺类降阻剂水溶液,该低粘可降解滑溜水压裂液在整个注入过程中粘度始终保持在3~4mPa.s。
采用本实施例的水力压裂方法对该干热岩井组进行压裂施工后,通过微地震裂缝监测结果显示储层改造体积为49.7×104m3,说明通过水力压裂有效增加了干热岩井组间连通体积。
此外,该干热岩井组经过压裂施工后,干热岩注入井的入水温度为50℃,采出井的出水温度为110℃,证实实现了干热岩注采井连通,进而有效实现了热能置换的目的。
Claims (5)
1.一种干热岩水力压裂方法,其特征在于,步骤如下:
S1、以0.5~1.5m3/min的注入排量,将50~100m3的土酸溶液泵送至目标储层位置,并等待溶蚀50~100min;
S2、向目标储层内分阶段注入不同粘度的可降解滑溜水压裂液,具体包括五个阶段:
阶段1:以1.0~2.0m3/min的注入排量向目标储层注入粘度为3~4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为500~800m3;
阶段2:以1.0~2.0m3/min的注入排量向目标储层注入混有耐高温暂堵剂的中粘可降解滑溜水压裂液;
其中,混有耐高温暂堵剂的中粘可降解滑溜水压裂液在100~200m3的粘度为28~30mPa.s的中粘可降解滑溜水压裂液中混有100~200kg耐高温暂堵剂;
阶段3:以2.5~3.5m3/min的注入排量继续向目标储层注入粘度为3~4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为200~300m3;
阶段4:以3.0~3.5m3/min的注入排量向目标储层注入混有陶粒的高粘可降解滑溜水压裂液;
其中,混有陶粒的高粘可降解滑溜水压裂液为在2~3m3的粘度为38~40mPa.s的高粘可降解滑溜水压裂液中混有40/70目陶粒形成的砂比为2~3%的混合液;
阶段5:以2.5~3.0m3/min的注入排量继续向目标储层注入粘度为3~4mPa.s的低粘可降解滑溜水压裂液,注入液量为50~100m3。
2.根据权利要求1所述的干热岩水力压裂方法,其特征在于,在步骤S1中,土酸为具有12wt.%的盐酸和3wt.%的氢氟酸的混合溶液。
3.根据权利要求1所述的干热岩水力压裂方法,其特征在于,在步骤S2的阶段1、阶段3和阶段5中,低粘可降解滑溜水压裂液为0.1wt.%多功能降阻剂的水溶液,多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂。
4.根据权利要求1所述的干热岩水力压裂方法,其特征在于,在步骤S2的阶段2中,中粘可降解滑溜水压裂液为0.5wt.%多功能降阻剂的水溶液,多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂;耐高温暂堵剂为粒径为100目的改性聚对苯二甲酸乙二醇酯纤维类耐高温暂堵剂。
5.根据权利要求1所述的干热岩水力压裂方法,其特征在于,在步骤S2的阶段4中,高粘可降解滑溜水压裂液为0.8wt.%多功能降阻剂的水溶液,多功能降阻剂为聚丙烯酰胺类降阻剂。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111458262.9A CN114263451A (zh) | 2021-12-02 | 2021-12-02 | 一种干热岩水力压裂方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111458262.9A CN114263451A (zh) | 2021-12-02 | 2021-12-02 | 一种干热岩水力压裂方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN114263451A true CN114263451A (zh) | 2022-04-01 |
Family
ID=80826067
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202111458262.9A Pending CN114263451A (zh) | 2021-12-02 | 2021-12-02 | 一种干热岩水力压裂方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN114263451A (zh) |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109296350A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-02-01 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的缝网体积压裂方法 |
CN110159243A (zh) * | 2019-05-27 | 2019-08-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 |
CN110344799A (zh) * | 2018-04-02 | 2019-10-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 |
CN110700807A (zh) * | 2019-09-04 | 2020-01-17 | 中国石油集团工程技术研究院有限公司 | 一种干热岩热能开发降温压裂方法 |
CN111335862A (zh) * | 2020-04-26 | 2020-06-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种变粘度加砂压裂的方法 |
CN111946316A (zh) * | 2019-05-16 | 2020-11-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高干热岩压裂微裂隙连通性的方法 |
CN112065349A (zh) * | 2019-06-10 | 2020-12-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法 |
WO2021011141A1 (en) * | 2019-07-17 | 2021-01-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Application of elastic fluids in hydraulic fracturing implementing a physics-based analytical tool |
CN112443303A (zh) * | 2019-09-04 | 2021-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种控制裂缝扩展方向的方法 |
CN113462374A (zh) * | 2020-03-30 | 2021-10-01 | 吉林大学 | 一种用于改造干热岩储层的压裂液及压裂方法 |
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 |
-
2021
- 2021-12-02 CN CN202111458262.9A patent/CN114263451A/zh active Pending
Patent Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110344799A (zh) * | 2018-04-02 | 2019-10-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 |
CN109296350A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-02-01 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种碳酸盐岩储层的缝网体积压裂方法 |
CN111946316A (zh) * | 2019-05-16 | 2020-11-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高干热岩压裂微裂隙连通性的方法 |
CN110159243A (zh) * | 2019-05-27 | 2019-08-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 |
CN112065349A (zh) * | 2019-06-10 | 2020-12-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高黏土含量的页岩有效体积压裂方法 |
WO2021011141A1 (en) * | 2019-07-17 | 2021-01-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Application of elastic fluids in hydraulic fracturing implementing a physics-based analytical tool |
CN110700807A (zh) * | 2019-09-04 | 2020-01-17 | 中国石油集团工程技术研究院有限公司 | 一种干热岩热能开发降温压裂方法 |
CN112443303A (zh) * | 2019-09-04 | 2021-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种控制裂缝扩展方向的方法 |
CN113462374A (zh) * | 2020-03-30 | 2021-10-01 | 吉林大学 | 一种用于改造干热岩储层的压裂液及压裂方法 |
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 |
CN111335862A (zh) * | 2020-04-26 | 2020-06-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种变粘度加砂压裂的方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
冯涛;曹建军;陈睿;符鑫;: "水力压裂主缝堵塞对滑溜水压裂液流动影响", 清洗世界, no. 01, 30 January 2020 (2020-01-30) * |
陈作;许国庆;蒋漫旗;: "国内外干热岩压裂技术现状及发展建议", 石油钻探技术, no. 06, 4 November 2019 (2019-11-04) * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109296350A (zh) | 一种碳酸盐岩储层的缝网体积压裂方法 | |
CN102587877B (zh) | 一种多元热流体驱替工艺 | |
CN101787864B (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
CN106567702A (zh) | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 | |
CN108678722B (zh) | 一种多井联合干热岩人工热储建造***及建造方法 | |
CN111173485A (zh) | 一种提高干热岩热储改造体积的方法 | |
US20150204171A1 (en) | Carbon dioxide energy storage and enhanced oil recovery | |
CN114033346B (zh) | 一种基于二氧化碳介质的深层地热开采方法 | |
CN104653148A (zh) | 废弃油井井群改造综合利用方法 | |
CN102493795A (zh) | 液化氮气在油气层内气化压裂方法 | |
CN102518415A (zh) | 一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法 | |
CN105089600A (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 | |
CN106437642A (zh) | 一种裂缝性油藏水平井注采异步开采方法 | |
CN113027407B (zh) | 一种泡沫-气体复合分段压裂地层方法 | |
CN109488272A (zh) | 干热岩垂直井切割压裂方法 | |
CN111022014A (zh) | 一种利用重力泄水技术开发干热岩资源的方法 | |
CN115853488A (zh) | 一种利用超临界水降低干热岩储层破裂压力的多级压裂方法 | |
CN106839478A (zh) | 一种深层地热热传导根系的建造方法 | |
CN106593368B (zh) | 一种改善sagd开发效果的预处理方法 | |
CN110006185B (zh) | 干热岩地热开采方法 | |
CN108167917B (zh) | 一种干热岩技术耦合热泵的供暖*** | |
CN117605452A (zh) | 基于裂缝充填带及粗矿物晶体干热岩热储建造方法及装置 | |
CN114458266A (zh) | 一种提高干热岩热储改造人工裂缝复杂性的方法及其应用 | |
CN114263451A (zh) | 一种干热岩水力压裂方法 | |
CN116291441A (zh) | 一种基于超临界二氧化碳的干热岩压裂方法 |
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 |