CN111335863A - 一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法 - Google Patents
一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111335863A CN111335863A CN202010279702.3A CN202010279702A CN111335863A CN 111335863 A CN111335863 A CN 111335863A CN 202010279702 A CN202010279702 A CN 202010279702A CN 111335863 A CN111335863 A CN 111335863A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- proppant
- soluble
- capsule
- sand
- 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.)
- Granted
Links
- 239000002775 capsule Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 60
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 31
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 12
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 7
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 7
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 6
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims description 5
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical group [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 2
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 2
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Inorganic materials [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 3
- 230000007547 defect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract description 2
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 35
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 6
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 241001391944 Commicarpus scandens Species 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000006249 magnetic particle Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 208000003044 Closed Fractures Diseases 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
Abstract
本发明涉及一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,属于低渗透非常规油气藏水力压裂改造的技术领域。本发明是解决现有技术中存在的不足,提供一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,向井筒内注入前置液以破裂地层,并在地层中形成裂缝;将含常规支撑剂的携砂液、含胶囊型可溶支撑剂的携砂液逐次交替注入到井筒内,以支撑地层中的裂缝并继续对地层进行压裂;向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全顶替进入裂缝内。本发明能够采用常规支撑剂并减少其用量,胶囊型可溶支撑剂的研制难度较小,且其溶解性对裂缝闭合敏感,有利于压后快速返排,该通道压裂技术更加成熟可靠,成本也更低,形成高速通道的思路更加简便有效。
Description
技术领域
本发明涉及一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,属于低渗透非常规油气藏水力压裂改造的技术领域。
背景技术
通道压裂是一种能够显著提升水力裂缝导流能力的新理论,其核心原理是通过某些工艺手段使水力裂缝中连续分布的支撑剂砂堆转变为由通道裂缝(无支撑剂)分隔的无数不连续砂堆。由于通道裂缝不被支撑剂占据,其内油气流动阻力相比支撑剂充填层大为降低,因此通道压裂后的水力裂缝导流能力较常规支撑裂缝高1~2个数量级。基于通道压裂思想,学者提出了许多具体工艺方法。
中国专利CN107387053A提出了集合多簇射孔工艺、脉冲段塞泵注加砂、尾部追砂等的通道压裂技术。采用脉冲泵注加砂的方式向地层中交替注入含有纤维、支撑剂的携砂液和不含纤维、支撑剂的基液,从而实现支撑剂的不连续分布。通过调整纤维浓度、脉冲加纤维时间、交替频率等参数来影响通道裂缝的分布。但实验表明,携砂液流动过程中的支撑剂不连续分布状态在支撑剂团簇沉降形成砂堆后难以维持。
中国专利CN108203581A提出了一种综合采用自聚支撑剂、可降解支撑剂实现高速通道的方法,该法将两种支撑剂采用脉冲的方式分别注入井中或混合后注入井中,可降解支撑剂的降解速度与裂缝是否闭合无关,若裂缝闭合前可降解支撑剂的降解速度过快,则高速通道难以保持;而若可降解支撑剂的溶解速度过慢,则会导致高速通道形成时间过长,影响压裂液返排及油气产出效果。
中国专利CN109372489A提出了一种通过自聚性支撑剂实现高速通道的方法,在含有常规支撑剂的压裂液中加入聚合物,使支撑剂具备自聚能力成为自聚性支撑剂,从而产生通道裂缝。自聚性支撑剂可以自动“抱团”形成支撑剂团,在压后返排及生产过程中不易被冲散,并且还能捕捉生产流体中的储层微粒,实现油气流动通道自清洁功能。但由于该专利未给出聚合物作用下自聚支撑剂的分布形态及自聚性的调控方法,因此该工艺在现场应用的有效性尚需进一步确定。
中国专利CN109025947A提出一种基于非均质软磁性支撑剂的室内通道压裂实验装置及方法,采用粒径分布20-70目、球度分布0.5-0.9的磁性颗粒,通过调节可视化裂缝模型周围磁场强度进而控制非均质软磁性支撑剂在裂缝模型中的分布形态,从而达到非均匀铺砂、形成通道裂缝的目的。该通道压裂工艺需要特殊的磁性颗粒和地下磁场调控装置,因此现场大规模应用的成本较高。
发明内容
本发明主要是解决现有技术中存在的不足,提供一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,该方法可靠性高、成本低。
本发明解决上述技术问题所采用的技术方案为:一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,包括以下步骤:
S10、向井筒内注入前置液以破裂地层,并在地层中形成裂缝;
S20、将含胶囊型可溶支撑剂的携砂液、含常规支撑剂的携砂液逐次交替注入到井筒内,以支撑地层中的裂缝并继续对地层进行压裂;
其中胶囊型可溶支撑剂为胶囊型覆膜颗粒,所述胶囊型覆膜颗粒包括可溶内核和包裹住可溶内核的外覆膜;
S30、向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全顶替进入裂缝内;
S40、压裂结束后关井,等待缝内净闭合压力(裂缝闭合压力减去井底液体压力)超过胶囊型可溶支撑剂抗压强度后开井排液。
其中压裂施工结束后,水力裂缝受地应力作用发生闭合,当净闭合压力超过胶囊型可溶支撑剂的抗压强度后,胶囊外壳破裂,内核直接与压裂液发生接触并逐渐溶解形成高速通道,常规支撑剂砂层则在闭合压力作用下保持稳定,最终在压裂裂缝内垂向上形成高速通道与常规支撑剂砂层相互层叠分布的支撑剂铺置形式,从而显著提高压裂裂缝整体导流能力。
进一步的技术方案是,所述可溶内核包括以下组分:无机盐、粘结剂,两个组分质量配比为98:2。
进一步的技术方案是,所述无机盐为CaCl2、NH4Cl、NaBr、NaNO3中的一种或多种。
进一步的技术方案是,所述粘结剂为有机类粘结剂。
进一步的技术方案是,所述有机类粘结剂为淀粉或乳胶。
进一步的技术方案是,所述外覆膜为可降解树脂,其具有一定强度,在裂缝闭合前不易破裂,能有效隔离压裂液与其可溶内核,可保证裂缝闭合前能够形成胶囊型可溶支撑剂与常规支撑剂相互堆叠的稳定砂堆;在裂缝闭合后,当净闭合压力超过外覆膜的抗压强度(即胶囊型可溶支撑剂的抗压强度),外覆膜发生破裂,不再能隔离压裂液与其可溶内核,胶囊型可溶支撑剂的可溶内核与压裂液接触后逐渐溶解。净闭合压力为裂缝闭合压力与缝内流体压力之差。压后关井期间,由于缝内流体几乎不流动,缝内流体压力可视为等于井底压力。
进一步的技术方案是,所述步骤S20交替注入两种携砂液的方式是当前面一种的携砂液段注入完毕后紧接着注入下一种携砂液段,不需等待前一种携砂液段中的固体颗粒完全沉降,并且最后注入的是含常规支撑剂的携砂液。常规支撑剂液段与胶囊型可溶支撑剂液段的砂量比例可取1:1至3:1。
本发明具有以下优点:通过常规支撑剂和胶囊型可溶支撑剂交替注入实现高速通道的方法,该胶囊型可溶支撑剂具有裂缝闭合前极低溶解率及裂缝闭合后高溶解率的特性。在水力压裂过程中,交替加入不可溶的常规支撑剂和胶囊型可溶支撑剂,两种固体颗粒在运移沉降过程中相互堆叠形成砂堆;压裂施工结束后,水力裂缝受地应力作用发生闭合,闭合后的裂缝将支撑剂砂堆整体固定,当净闭合压力超过胶囊型可溶支撑剂的胶囊外壳可以承受的强度后,胶囊外壳发生破裂,其内核部分与压裂液直接接触后发生溶解,从而在支撑剂砂堆中空出可供油气流动的高速通道。该通道压裂工艺可以利用现有加砂压裂设备开展,能够采用常规支撑剂并减少其用量,且胶囊型可溶支撑剂的研制难度较小,因此该通道压裂技术更加成熟可靠,成本也更低,且形成高速通道的思路更加简便有效。
附图说明
图1为裂缝闭合前常规支撑剂和胶囊型可溶支撑剂交替注入形成的层状砂堆形态图;
图2为两种压裂工艺措施的产气速度对比图。
具体实施方式
下面通过实施例和附图对本发明的技术方案作进一步的具体说明。
实施例1
一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,包括如下步骤:
步骤1:在水力压裂的前置液阶段,向地层持续注入前置液,压开地层形成水力裂缝;
步骤2:在水力压裂的携砂液阶段,先向地层中注入含胶囊型可溶支撑剂的携砂液,待含胶囊型可溶支撑剂的携砂液完全沉降后;再注入含常规支撑剂的携砂液;待含常规支撑剂的携砂液完全沉降后;再重复交替注入上述含胶囊型可溶支撑剂的携砂液、含常规支撑剂的携砂液;最后注入完含常规支撑剂的携砂液后最终形成层叠状的支撑剂铺置形态;
其形态如图1所示,图1中黑色的点代表常规支撑剂,灰色的点代表胶囊型可溶支撑剂。当裂缝闭合后,由常规支撑剂(黑色点)堆积而成的砂层保持位置不变,而由胶囊型可溶支撑剂(灰色点)堆积形成的砂层则由于与压裂液接触后发生溶解形成高速通道;
步骤3:在顶替液阶段,向地层中注入顶替液以将最后一段含常规支撑剂的携砂液完全顶替进入裂缝内;
步骤4:压裂结束后关井,等待缝内净闭合压力(裂缝闭合压力减去井底液体压力)超过胶囊型可溶支撑剂抗压强度后开井排液;
步骤5:水力裂缝闭合后,胶囊型可溶支撑剂在闭合压力作用下发生外壳破裂、内核溶解,从而形成高速通道,而常规支撑剂砂层则在闭合压力作用下保持稳定,最终在压裂裂缝内垂向上形成高速通道与常规支撑剂砂层相互层叠分布的支撑剂铺置形式,从而显著提高压裂裂缝整体导流能力。开井排液过程中可以监测压裂液返排速度及油气产出速度。
该实施例中包含前置液、携砂液、顶替液的通道压裂泵注程序如表1;
表1
对比例1
在实施例1相同的地层中采用相同的压裂方法进行压裂,并最后监测压裂液返排速度及油气产出速度,不同之处仅在于只注入含常规支撑剂的携砂液。
其实施例1和对比例1的产气速度对比如图2所示。
本发明的胶囊型可溶支撑剂为一种覆膜颗粒,由可溶内核和外覆膜构成,其结构稳定性对闭合压力敏感,因此区别于其他可溶或可降解颗粒。可溶内核的主要成分为可溶于水的无机盐,外覆膜为可降解树脂类材料。外覆膜的特征在于具有一定强度,在裂缝闭合前不易破裂,能有效隔离压裂液与其可溶内核,可保证裂缝闭合前能够形成胶囊型可溶支撑剂与常规支撑剂相互堆叠的稳定砂堆,而在裂缝闭合后,当净闭合压力(闭合应力与缝内液体压力之差)超过外覆膜的抗压强度可发生破裂,不再隔离压裂液与其可溶内核,胶囊型可溶支撑剂的可溶内核与压裂液接触后逐渐溶解,从而实现无支撑剂支撑的高速通道。
由于胶囊型可溶支撑剂的结构稳定性对闭合压力敏感,且裂缝在水力压裂结束后很短时间内就会闭合,因此闭合压力也在很短的时间内就能作用在胶囊型可溶支撑剂上,因此在水力压裂施工结束后能够实现高速通道的快速形成,从而在短时间内快速提升水力裂缝综合导流能力,加快压裂液返排及油气的产出。
通过交替注入胶囊型可溶支撑剂和常规支撑剂,可以形成两种固体颗粒相互堆叠的层状砂堆,当胶囊型可溶支撑剂溶解后就能在水力裂缝内形成“长条带状、连贯的”的高速通道,使高速通道能从近井处直达裂缝深处,保证了高速通道的远距离连通性,可避免高速通道被常规支撑剂砂体阻断,从而有效地实现高速通道的“深穿透、高导流”作用。
以上所述,并非对本发明作任何形式上的限制,虽然本发明已通过上述实施例揭示,然而并非用以限定本发明,任何熟悉本专业的技术人员,在不脱离本发明技术方案范围内,当可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例,但凡是未脱离本发明技术方案的内容,依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰,均仍属于本发明技术方案的范围。
Claims (7)
1.一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,其特征在于,包括以下步骤:
S10、向井筒内注入前置液以破裂地层,并在地层中形成裂缝;
S20、将含胶囊型可溶支撑剂的携砂液、含常规支撑剂的携砂液逐次交替注入到井筒内,以支撑地层中的裂缝并继续对地层进行压裂;
其中胶囊型可溶支撑剂为胶囊型覆膜颗粒,所述胶囊型覆膜颗粒包括可溶内核和包裹住可溶内核的外覆膜;
S30、向井筒中注入顶替液以将井筒中的携砂液完全顶替进入裂缝内;
S40、压裂结束后关井,等待缝内净闭合压力超过胶囊型可溶支撑剂抗压强度后开井排液。
2.根据权利要求1所述的一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,其特征在于,所述可溶内核包括以下组分:无机盐、粘结剂,其两个组分质量配比为98:2。
3.根据权利要求2所述的一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,其特征在于,所述无机盐为CaCl2、NH4Cl、NaBr、NaNO3中的一种或多种。
4.根据权利要求2或3所述的一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,其特征在于,所述粘结剂为有机类粘结剂。
5.根据权利要求4所述的一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,其特征在于,所述有机类粘结剂为淀粉或乳胶。
6.根据权利要求2所述的一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,其特征在于,所述外覆膜为可降解树脂。
7.根据权利要求1所述的一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法,其特征在于,所述步骤S20交替注入两种携砂液的方式是当前面一种的携砂液段注入完毕后紧接着注入下一种携砂液段,不需等待前一种携砂液段中的固体颗粒完全沉降,并且最后注入的是含常规支撑剂的携砂液。常规支撑剂液段与胶囊型可溶支撑剂液段的砂量比例可取1:1至3:1。
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202010279702.3A CN111335863B (zh) | 2020-04-10 | 2020-04-10 | 一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法 |
US17/226,078 US11125068B2 (en) | 2020-04-10 | 2021-04-09 | Channel fracturing method with alternative injection of conventional and capsule-type soluble proppants |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202010279702.3A CN111335863B (zh) | 2020-04-10 | 2020-04-10 | 一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN111335863A true CN111335863A (zh) | 2020-06-26 |
CN111335863B CN111335863B (zh) | 2021-03-12 |
Family
ID=71180759
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202010279702.3A Active CN111335863B (zh) | 2020-04-10 | 2020-04-10 | 一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11125068B2 (zh) |
CN (1) | CN111335863B (zh) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113266331A (zh) * | 2021-06-18 | 2021-08-17 | 延安双丰集团有限公司 | 多通道水力压裂方法 |
CN114048665A (zh) * | 2022-01-12 | 2022-02-15 | 西南石油大学 | 一种模拟支撑剂运移的混合欧拉-拉格朗日数值方法 |
CN115822546A (zh) * | 2022-12-16 | 2023-03-21 | 中国矿业大学(北京) | 一种限时溶解防返吐支撑剂定向嵌入压裂缝的施工方法 |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113653481B (zh) * | 2021-09-14 | 2023-02-03 | 中国石油大学(华东) | 一种基于自悬浮覆膜石英砂的通道压裂方法 |
CN113738328B (zh) * | 2021-09-27 | 2023-04-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法 |
Citations (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000022870A9 (en) * | 1998-10-15 | 2000-08-24 | Ericsson Inc | Systems and methods for fast terminal synchronization in a wireless communication system |
US6840318B2 (en) * | 2002-06-20 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation |
CN1839034A (zh) * | 2003-04-15 | 2006-09-27 | 氦克逊特种化学品公司 | 含有热塑性高弹体的微粒物质及其制备和使用方法 |
CN101115906A (zh) * | 2005-02-04 | 2008-01-30 | 烷材料股份有限公司 | 制备支撑剂的组合物及方法 |
US8240383B2 (en) * | 2009-05-08 | 2012-08-14 | Momentive Specialty Chemicals Inc. | Methods for making and using UV/EB cured precured particles for use as proppants |
CN102695847A (zh) * | 2009-12-31 | 2012-09-26 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂系统 |
CN102865061A (zh) * | 2012-10-23 | 2013-01-09 | 中国石油大学(华东) | 支撑剂的蜂窝式铺置方法及应用 |
US8443890B2 (en) * | 2006-01-04 | 2013-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating liquid-sensitive subterranean formations |
CN103781991A (zh) * | 2011-07-15 | 2014-05-07 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 在具有可去除度量外材料填充物的裂缝中不均匀地放置支撑剂 |
CN104136011A (zh) * | 2011-12-28 | 2014-11-05 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解复合材料及其用途 |
CN104453829A (zh) * | 2014-10-16 | 2015-03-25 | 中国石油大学(华东) | 一种蚓孔式支撑剂团铺置方法及应用 |
CN104727799A (zh) * | 2013-12-19 | 2015-06-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂方法 |
WO2015152755A1 (ru) * | 2014-04-02 | 2015-10-08 | Шлюмберже Канада Лимитед | Расклинивающий агент и способ его размещения в трещине гидроразрыва пласта |
CN105051151A (zh) * | 2013-02-01 | 2015-11-11 | 巴斯夫欧洲公司 | 支撑剂 |
CN105131934A (zh) * | 2015-10-08 | 2015-12-09 | 河南天祥新材料股份有限公司 | 一种双层高强度压裂支撑剂及其制备方法 |
CN205135590U (zh) * | 2015-10-29 | 2016-04-06 | 东营石大海润石油科技发展有限公司 | 一种脉冲加砂压裂中间顶替液的泵注装置 |
CN106687560A (zh) * | 2014-06-30 | 2017-05-17 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 复合支撑剂、生产复合支撑剂的方法及其使用方法 |
CN106687558A (zh) * | 2014-09-16 | 2017-05-17 | 酚醛树脂公司 | 低温可固化支撑剂 |
CN107109916A (zh) * | 2014-09-17 | 2017-08-29 | 卡博陶粒有限公司 | 包含化学处理剂的经注入的和涂布的支撑剂及其使用方法 |
CN107207956A (zh) * | 2014-12-15 | 2017-09-26 | 贝克休斯公司 | 水力压裂组合物、其制造和使用方法 |
EP3245272A4 (en) * | 2015-01-12 | 2018-07-11 | Southwestern Energy Company | Novel proppant and methods of using the same |
CN109575906A (zh) * | 2017-09-28 | 2019-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 树脂膜包覆的高分子复合材料支撑剂颗粒及其制法与应用 |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3850247A (en) * | 1973-08-27 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Placing zones of solids in a subterranean fracture |
US3933205A (en) * | 1973-10-09 | 1976-01-20 | Othar Meade Kiel | Hydraulic fracturing process using reverse flow |
US4078609A (en) * | 1977-03-28 | 1978-03-14 | The Dow Chemical Company | Method of fracturing a subterranean formation |
-
2020
- 2020-04-10 CN CN202010279702.3A patent/CN111335863B/zh active Active
-
2021
- 2021-04-09 US US17/226,078 patent/US11125068B2/en active Active
Patent Citations (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000022870A9 (en) * | 1998-10-15 | 2000-08-24 | Ericsson Inc | Systems and methods for fast terminal synchronization in a wireless communication system |
US6840318B2 (en) * | 2002-06-20 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation |
CN1839034A (zh) * | 2003-04-15 | 2006-09-27 | 氦克逊特种化学品公司 | 含有热塑性高弹体的微粒物质及其制备和使用方法 |
CN101115906A (zh) * | 2005-02-04 | 2008-01-30 | 烷材料股份有限公司 | 制备支撑剂的组合物及方法 |
US8443890B2 (en) * | 2006-01-04 | 2013-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating liquid-sensitive subterranean formations |
US8240383B2 (en) * | 2009-05-08 | 2012-08-14 | Momentive Specialty Chemicals Inc. | Methods for making and using UV/EB cured precured particles for use as proppants |
CN102695847A (zh) * | 2009-12-31 | 2012-09-26 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂系统 |
CN103781991A (zh) * | 2011-07-15 | 2014-05-07 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 在具有可去除度量外材料填充物的裂缝中不均匀地放置支撑剂 |
CN104136011A (zh) * | 2011-12-28 | 2014-11-05 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解复合材料及其用途 |
CN102865061A (zh) * | 2012-10-23 | 2013-01-09 | 中国石油大学(华东) | 支撑剂的蜂窝式铺置方法及应用 |
CN105051151A (zh) * | 2013-02-01 | 2015-11-11 | 巴斯夫欧洲公司 | 支撑剂 |
CN104727799A (zh) * | 2013-12-19 | 2015-06-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂方法 |
WO2015152755A1 (ru) * | 2014-04-02 | 2015-10-08 | Шлюмберже Канада Лимитед | Расклинивающий агент и способ его размещения в трещине гидроразрыва пласта |
CN106661442A (zh) * | 2014-04-02 | 2017-05-10 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 支撑剂和用于将支撑剂充填于水力压裂中的方法 |
CN106687560A (zh) * | 2014-06-30 | 2017-05-17 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 复合支撑剂、生产复合支撑剂的方法及其使用方法 |
CN106687558A (zh) * | 2014-09-16 | 2017-05-17 | 酚醛树脂公司 | 低温可固化支撑剂 |
CN107109916A (zh) * | 2014-09-17 | 2017-08-29 | 卡博陶粒有限公司 | 包含化学处理剂的经注入的和涂布的支撑剂及其使用方法 |
CN104453829A (zh) * | 2014-10-16 | 2015-03-25 | 中国石油大学(华东) | 一种蚓孔式支撑剂团铺置方法及应用 |
CN107207956A (zh) * | 2014-12-15 | 2017-09-26 | 贝克休斯公司 | 水力压裂组合物、其制造和使用方法 |
EP3245272A4 (en) * | 2015-01-12 | 2018-07-11 | Southwestern Energy Company | Novel proppant and methods of using the same |
CN105131934A (zh) * | 2015-10-08 | 2015-12-09 | 河南天祥新材料股份有限公司 | 一种双层高强度压裂支撑剂及其制备方法 |
CN205135590U (zh) * | 2015-10-29 | 2016-04-06 | 东营石大海润石油科技发展有限公司 | 一种脉冲加砂压裂中间顶替液的泵注装置 |
CN109575906A (zh) * | 2017-09-28 | 2019-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 树脂膜包覆的高分子复合材料支撑剂颗粒及其制法与应用 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
姚锋盛,曹冰,胡忠太,简家斌,唐亮: "东海低渗气藏脉冲式加砂压裂技术", 《油气井测试》 * |
浮历沛,张贵才,葛际江,廖凯丽,李侠清: "高通道压裂非均匀铺砂技术研究进展", 《特种油气藏》 * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113266331A (zh) * | 2021-06-18 | 2021-08-17 | 延安双丰集团有限公司 | 多通道水力压裂方法 |
CN114048665A (zh) * | 2022-01-12 | 2022-02-15 | 西南石油大学 | 一种模拟支撑剂运移的混合欧拉-拉格朗日数值方法 |
CN115822546A (zh) * | 2022-12-16 | 2023-03-21 | 中国矿业大学(北京) | 一种限时溶解防返吐支撑剂定向嵌入压裂缝的施工方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US11125068B2 (en) | 2021-09-21 |
CN111335863B (zh) | 2021-03-12 |
US20210222537A1 (en) | 2021-07-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN111335863B (zh) | 一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法 | |
RU2523316C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
US3815680A (en) | Method for fracturing and propping unconsolidated and dilatant subterranean formations | |
CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
US3998272A (en) | Method of acidizing wells | |
CN103080469B (zh) | 以用于增强裂缝网连通性的应力卸荷进行非常规气藏模拟的方法 | |
US20150369028A1 (en) | Compound cluster placement in fractures | |
CA2688987A1 (en) | System, method, and apparatus for post-fracture treatment | |
WO2010068128A1 (en) | Hydraulic fracture height growth control | |
CN110159243A (zh) | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 | |
MX2010010615A (es) | Metodo de perforacion para la colocacion efectiva de un tapon de arena en pozos horizontales. | |
CN106761606B (zh) | 对称式布缝的异井异步注co2采油方法 | |
CN106593389B (zh) | 一种采用永久性堵剂实现高角度天然裂缝油藏的压裂方法 | |
WO2015094006A1 (en) | Shear thickening fluid method and system to deliver materials downhole | |
MX2013005109A (es) | Metodos para mejorar la productividad de un pozo. | |
CN110552656B (zh) | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 | |
WO2015200010A1 (en) | Compound cluster placement in fractures | |
CN106703775B (zh) | 一种煤层气压裂方法 | |
CN110159239B (zh) | 一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法 | |
US4195690A (en) | Method for placing ball sealers onto casing perforations | |
CA2920182C (en) | Cyclical diversion techniques in subterranean fracturing operations | |
CN112211611A (zh) | 油气藏酸压方法 | |
US20170321112A1 (en) | Fractures treatment | |
US4753295A (en) | Method for placing ball sealers onto casing perforations in a deviated portion of a wellbore | |
CN102504776A (zh) | 一种用于恶性漏失的堵漏剂及配制方法 |
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 |