Вискозитетът на киселинната фрактурираща течност определя налягането на хидравлично разрушаване, необходимо за иницииране на фрактурата, и управлява разпространението на фрактурите в скалите. Точното измерване и контрол на вискозитета на флуида са от решаващо значение за оптимизиране на геометрията на фрактурата, подпомагане на развитието на извити фрактури и осигуряване на равномерно разпределение на киселината по повърхностите на фрактурата. Изборът на подходящ вискозитет предотвратява прекомерното изтичане на флуид във формацията и подобрява киселинното ецване за усилване на фрактурата, което в крайна сметка влияе върху степента на разширяване на фрактурите от киселината и позволява по-ефективна оптимизация на площта за дрениране на нефтения резервоар.
Основно предназначение на киселинната фрактурираща течност
Киселинните флуидни обработки за фрактуриране саесвходial inстимулация на резервоараofШистови формации, характеризиращи се с ниска порьозност и ниска пропускливост. Основната цел е да се преодолеят естествените бариери за просмукване и да се подобри добива на въглеводороди чрез създаване на проводими пътища в плътни скални матрици. Киселинното фрактуриране постига това чрез двоен механизъм: образуване на фрактури чрез инжектиране на киселина под налягане и последващо разширяване и ецване на тези фрактури чрез контролирани киселинно-скални реакции. Това разширява зоната на дрениране на нефтения резервоар и подобрява продуктивността на зоните, които преди това са били възпрепятствани от увреждане на формацията или недостатъчна пропускливост.
Друго предизвикателство е приспособяването на формулата на киселинно-скалния флуид към литологията и механиката на целевия резервоар. Механизмът на киселинно-скалната реакция и скоростта на киселинно-скалната реакция варират значително в зависимост от минералогията, налягането, температурата и използването на добавки за хидравлично фрактуриране. Това влияе не само върху скоростта и стила на ецване, но и върху риска от блокиране на формацията, подуване на глината или неблагоприятни геохимични взаимодействия, всички от които могат да компрометират проводимостта на фрактурата и да ограничат дългосрочните печалби от производството.
Находище на шистов петрол
*
Основи на киселинното фрактуриране в находища на шистов нефт
Механизми на създаване на фрактури
Създаването на пукнатини в плътни шистови нефтени резервоари зависи от преодоляването на високи in situ напрежения и якост на скалата чрез хидравлично или киселинно разбиване. В тези среди с ниска пропускливост рядко съществуват широкомащабни пътища за поток на нефт. Принципът включва инжектиране на киселинна фрактурираща течност под налягане, достатъчно за да надвиши налягането на разрушаване при хидравлично разбиване - минималното, необходимо за иницииране на пукнатини в скалната матрица. Този процес разчита пряко на фундаменталната скална механика: след като приложеното налягане надвиши прага на разрушаване, се образуват нови пукнатини, най-често следвайки пътищата с най-ниско съпротивление, продиктувано от равнините на пластове, естествените пукнатини и механичната анизотропия в скалата.
Налягането на разрушаване варира в зависимост от вида на скалата и флуида за разрушаване. Проучванията показват, че флуиди като CO₂ създават по-високи налягания на разрушаване и по-сложни мрежи от фрактури в сравнение с H₂O или N₂. Механиката зависи и от якостта на опън на формацията, модула на еластичност и наличието на слаби равнини. Теорията на критичното разстояние – базирана на лабораторни и полеви тестове – моделира необходимото налягане за започване на фрактурата като функция от интензитета на напрежението на върха на пукнатината, предсказвайки къде и кога ще възникне нестабилно разширение на фрактурата.
Сложността в създадената мрежа от фрактури се постига допълнително чрез насочване на растежа на фрактурите по извити линии, а не по прави равнини. Този подход увеличава стимулирания обем на резервоара. Техники като циклично ударно фрактуриране под налягане индуцират импулси на налягане, причинявайки многократно иницииране и коалесценция на фрактури, които се разклоняват и извиват, ефективно навигирайки през литоложки бариери и хетерогенност на ламинатацията. Сложните, многоразклонени фрактури, образувани по този начин, увеличават максимално площта на дренажа и подобряват достъпа до предварително изолирани въглеводороди.
Създаването на фрактури зависи и от интегрирането на геоложки условия и оперативни контроли. Геоложки фактори – като режим на напрежение, стратификация, минералогия и наличието на слаби шевове – определят пътищата, които фрактурите могат да поемат. Инженерните корекции, включително формулирането на киселинна фрактурираща течност и динамичното управление на налягането, позволяват проектирането на мрежи, които най-добре отговарят на естествените свойства на резервоара.
Характеристики на резервоара, влияещи върху киселинното фрактуриране
Ниската пропускливост и ниската порьозност са определящи характеристики на шистовите петролни резервоари. И двете свойства ограничават естествения поток на флуиди, което прави ефективното разпространение на пукнатините критично за производството. В ултраплътни матрични системи, индуцираните пукнатини трябва да бъдат достатъчно обширни, за да се свържат със съществуващите порови мрежи или микропукнатини. Разширяването на пукнатините от киселина обаче често е неравномерно поради хетерогенност в състава, минералогията и текстурата на скалите.
Порьозността и пропускливостта контролират изтичането на флуид и транспорта на киселина. В скали с лоша пореста структура или ограничени взаимосвързани микрофрактури, изтичането на киселина е ограничено, което прави киселинното ецване при хидравличното разбиване по-малко ефективно. Където липсват естествени инфилтрационни канали или са силно криволичещи, техниките за подобряване на свързаността на каналите стават от съществено значение. Лошите решения за естествени инфилтрационни канали могат да включват повтарящи се цикли на разбиване, използване на отклонители или хибридни последователности на третиране.
Хетерогенността на скалите – различни слоеве, плътност на пукнатините и разпределение на минералите – създава преференциални пътища както за разпространение на пукнатините, така и за изтичане. Механизмът на реакцията киселина-скала и скоростта на реакцията киселина-скала варират в целия резервоар, особено в близост до границите между контрастни типове скали. Където киселината среща богати на карбонати ивици, бързата реакция може да създаде неравномерна ширина на пукнатините и разклонени модели на пукнатини. Това може алтернативно да насърчи или да възпрепятства свързаността в зависимост от пространствената хетерогенност.
Изтичането на флуиди е друго предизвикателство в хетерогенно напуканите шисти. Високото изтичане в зони с повишена порьозност или отворени фрактури може да ограничи ефективното разширяване на основните индуцирани фрактури. Обратно, зоните с ниско изтичане могат да възпрепятстват проникването на киселина и последващото разширяване на мрежата от фрактури. Формулировката на киселинни флуиди за фрактуриране – включително използването на желирани или омрежени киселини и добавки за флуиди, съобразени с типа скала – пряко влияе върху тези резултати, позволявайки на операторите да подобрят пропускливостта на скалите с ниска порьозност и да оптимизират площта за дрениране на нефтените резервоари.
Ефективното стимулиране в тези сложни среди изисква двоен фокус: прецизен контрол на механиката на разрушаване и целенасочено подобряване на свойствата на скалния транспорт чрез информирано формулиране и работа с флуид за хидравлично разбиване. Киселинното ецване за подобряване на фрактурата, контролираното изтичане и разбиването по извити траектории са неразделна част от преодоляването на вродените бариери, породени от ниската пропускливост и лошата естествена свързаност в находищата на шистов петрол.
Киселинна фрактурираща течност: състав, вискозитет и производителност
Компоненти и формула на киселинни флуиди за фрактуриране
Формулирането на киселинна течност за фрактуриране се фокусира върху настройването на химичните системи за максимизиране на проводимостта на фрактурата и добива на нефт. Най-често използваната киселинна система е солна киселина (HCl), обикновено в концентрации от 5% до 28%, избрана въз основа на литологията на резервоара и целите на третирането. Други киселини включват органични киселини като оцетна или мравчена киселина за по-меки или...температурно чувствителни образуванияСмеси или поетапни киселинни системи могат да бъдат използвани за оползотворяване на различните реактивности по време на интервала на третиране.
Основни добавки съпътстват киселината. Инхибиторите на корозия, усилвателите, агентите за контрол на желязото и неемулгаторите защитават тръбите, смекчават утаяването и потискат образуването на емулсия. Синтетичните полимери все по-често се интегрират като сгъстители - често частично хидролизиран полиакриламид (HPAM) или нови съполимери - за повишаване на вискозитета за по-добро разпределение на киселината, суспендиране на пропанта и контрол на изтичането. Повърхностноактивните вещества, както анионни (напр. натриев додецилсулфат), така и нейонни (напр. етоксилирани алкохоли), са от решаващо значение за стабилизиране на пенообразуващите системи, подобряване на промяната на омокряемостта и понижаване на повърхностното напрежение за по-ефективен контакт скала-киселина.
Управлението на течовете и остатъците е жизненоважно. Добавките за загуба на флуиди, като например полимери на основата на нишесте или усъвършенствани синтетични полимери, намаляват проникването им в матрицата, задържайки киселината в пукнатините. Разбивачите – окислителни (напр. персулфат) или ензимни – се използват за разграждане на сгъстителите след третирането, намалявайки риска от остатъци и последващо увреждане на формацията. Взаимодействията с добита вода или разбивачи с ниска температура обаче могат да доведат до вторични минерални утайки като барит, което изисква внимателни проверки за съвместимост на системата.
Примери за прогресивни формулировки включват:
- Системи със забавена киселина: използване на повърхностноактивни вещества-полимерни гелове за забавяне на киселинно-скалните реакции за по-дълбоко проникване в плътни карбонатни слоеве.
- Високотемпературни, солеустойчиви полимери (напр. P3A синтетични съполимери) за стабилен вискозитет и минимални остатъци в дълбоки кладенци.
- Зелена химия, включваща L-аскорбинова киселина, позволяваща задържане на вискозитета и антиоксидантна защита до 150°C без екологично устойчиви странични продукти.
Измерване на вискозитета и значение при киселинното фрактуриране
Точното измерване на вискозитета на киселинната фрактурираща течност изисквавискозиметри за високо налягане и висока температура (HPHT)способни да симулират профили на напрежение и температура в сондажа. Ключовите техники включват:
- Ротационни вискозиметри за определяне на базов вискозитет.
- HPHT вискозиметри за усъвършенствани протоколи, оценяващи вискоеластичното поведение при циклични термични или натоварвания под налягане.
Значението на вискозитета е многостранно:
- Модели на ецване и уголемяване на фрактуриКиселината с по-нисък вискозитет води до по-доминиращи модели на ецване тип „червееви дупки“ или „питинг“; по-високият вискозитет насърчава развитието на по-широки и по-равномерни канали, като директно управлява проводимостта на фрактурите и потенциала за разширяване. Повишаването на концентрацията на сгъстител, например, води до по-обширна площ на ецване и сложен растеж на фрактури, както потвърждават полеви и лабораторни тестове с багрилно проследяване.
- Достъпност и разпространение на фрактуриВискозните флуиди контролират по-добре разположението на киселината, насърчавайки навлизането ѝ във вторичните естествени пукнатини и увеличавайки максимално площта на дренажа на нефтените находища. Количествената оценка, използваща измервания на проводимостта след ецване, свързва по-високите вискозитети с по-разпределени и устойчиви мрежи от проводими пукнатини, корелиращи с по-високи нива на добив.
Например, в богатите на карбонати шисти Marcellus, използването на самогенериращи се или омрежени киселинни системи – където динамичният вискозитет се поддържа дори при температури на резервоара – води до поне 20–30% по-висока сложност на фрактурите и покритие на дренажа в сравнение с немодифициран HCl.
Киселинно-скалната реакция при киселинно фрактуриране
*
Кинетика на реакцията киселина-скала и връзката ѝ с вискозитета
Механизмът на реакцията киселина-скала е силно повлиян от вискозитета на флуида. Класическите киселинни системи реагират бързо с карбонатните минерали, фокусирайки разтварянето близо до сондажа и ограничавайки дълбочината на проникване. Забавените киселинни системи, използващи вискоеластични повърхностноактивни вещества или полимерно-киселинни емулсии, намаляват скоростта на дифузия на водородните йони, забавяйки общата скорост на реакцията киселина-скала. Това позволява на киселината да проникне по-дълбоко в образувания с ниска пропускливост или ниска порьозност, преди да се изразходва, което насърчава по-широкото ецване и по-дългите пукнатини.
Модулацията на скоростта на реакцията може да се регулира чрез:
- Регулиране на съотношенията повърхностноактивно вещество/полимер за фина настройка на дифузията на киселината.
- Последователното киселинно третиране – редуване на забавени и редовни инжекции с киселина – постига баланс между ецване в близост до сондажа и дълбоко в пласта, както е показано в експерименти с последователно инжектиране, където редуващи се киселинни системи водят до градуирано ецване и подобрена стимулация на резервоара.
Синергичните ефекти възникват от комбинации:
- Полимерите, комбинирани с нейонни повърхностноактивни вещества, създават стабилно сгъстяване и повишават термичната и солеустойчивостта, както е потвърдено чрез оценка на реологичните и пясъконосните свойства при симулирани условия на резервоара.
- Смесите от алкали-повърхностноактивно вещество-полимер (ASP) и нанокомпозитните системи (напр. графенов оксид-полимер) подобряват както контролиращия скоростта вискозитет, така и стабилността на киселината, като същевременно подпомагат контрола на профила и отстраняването на остатъчната киселина - критично за оптимизиране на киселинното разбиване в хетерогенни естествени инфилтрационни канали и за подобряване на добива от формации с ниска пропускливост или ниска порьозност.
Тестовете с микромодел на стъкло и наводненията чрез заливане на ядрото потвърждават, че тези специално разработени формулировки увеличават времето за контакт с киселината, забавят реакцията с минералите, подобряват площта на ецване и в крайна сметка разширяват дренажа на нефтения резервоар, илюстрирайки практическата връзка между състава на флуида за киселинно фрактуриране, вискозитета, кинетиката на реакцията киселина-скала и общата ефективност на стимулиране на резервоара.
Влияние на геометрията на фрактурата върху проникването и ефективността на киселината
Геометрията на фрактурата – по-специално дължината, ширината (апертурата) и пространственото разпределение – определя критично проникването на киселината и по този начин ефективността на киселинното фрактуриране. Дългите, широки фрактури насърчават екстензивното разпределение на киселината, но ефективността може да намалее поради „пробив“ на киселината, при който неизразходваната киселина бързо достига върха на фрактурата, без да реагира напълно по пътя. Променливостта на апертурата, особено канализираните или грапавостенните фрактури, образувани от неравномерно ецване, насърчава по-голямото проникване, като осигурява преференциални пътища и намалява преждевременната загуба на киселина.
- Променливост на блендата:Канализираните повърхности, разработени чрез киселинно ецване, поддържат проводимостта под напрежение и осигуряват преференциални пътища за транспорт на киселина.
- Пространствено разположение:Фрактурите в близост до сондажа позволяват по-равномерно разпределение на киселината, докато отдалечените или силно разклонени фрактури се възползват от поетапно инжектиране на киселина или редуващи се впръсквания с киселинен/неутрален флуид.
- Многоетапно инжектиране:Редуването на киселина и спейсъри може да поднови ецването по протежение на разширени повърхности на фрактурите, което води до по-дълбоко проникване и по-ефективно разширяване на естествени и индуцирани фрактури.
Полеви и лабораторни изследвания, използващи микро-КТ сканиране и числено моделиране, показват, че геометричната сложност и грапавостта контролират както скоростта на киселинно-скалната реакция, така и крайната степен на повишаване на пропускливостта. По този начин правилният дизайн на киселинното фрактуриране оптимално съчетава свойствата на киселинната система и схемите за инжектиране със специфичните за резервоара геометрии на фрактурите, осигурявайки максимална, трайна проводимост на фрактурите и подобрен добив на нефт.
Стратегии за оптимизация за ефективно киселинно фрактуриране
Избор на киселинни системи и добавки
Оптимизирането на киселинното фрактуриране зависи до голяма степен от избора на правилните киселинни системи. Забавените киселинни системи, като например желирани или емулгирани киселини, са формулирани така, че да забавят скоростта на реакцията киселина-скала. Това позволява по-дълбоко проникване по протежение на фрактурата и по-равномерно киселинно ецване. За разлика от тях, конвенционалните киселинни системи – обикновено немодифицирана солна киселина – реагират бързо, често ограничавайки дълбочината на проникване на киселината и ограничавайки разширяването на фрактурата, особено в карбонатни и високотемпературни шистови резервоари. Последните разработки включват твърди киселинни системи, пригодени за ултрависокотемпературни резервоари, които допълнително забавят скоростта на реакцията, намалявайки корозията и увеличавайки ефективността чрез удължено действие на киселината и подобрено разтваряне на скалите.
При сравняване на забавени с конвенционални системи:
- Забавени киселиниса предпочитани във формации, където бързото изразходване на киселина близо до сондажа намалява обхвата и равномерността на третирането. Доказано е, че тези киселини улесняват по-доброто разширяване на пукнатините чрез киселина и подобряват проводимостта след фрактурата и площта за дрениране на нефт.
- Конвенционални киселиниможе да е достатъчно за плитки обработки или силно пропускливи зони, където бързата реакция и минималното проникване са приемливи.
Изборът на модификатори на вискозитета – като вискоеластични повърхностноактивни вещества (VCA системи) или желиращи агенти на полимерна основа – зависи от специфичните за резервоара фактори:
- Температурата на резервоара и минералогията диктуват химическата стабилност и производителността на модификаторите на вискозитета.
- За приложения с висока температура са необходими термично стабилни разрушители на гел, като капсулирани окислители или капсули за киселинно ецване, за да се осигури разграждането на желираната киселина и ефективно почистване след обработката.
- Профилът на видим вискозитет трябва да бъде съобразен така, че киселинната фрактурираща течност да поддържадостатъчен вискозитетпо време на изпомпване (увеличаване на ширината на фрактурата и суспензията на пропанта), но може да бъде напълно разграден от гел-разбивачи за ефективен обратен поток.
Правилният избор на добавки минимизира увреждането на формацията, осигурява ефективно киселинно ецване за подобряване на фрактурите и максимизира подобрението в резервоари с ниска пропускливост и ниска порьозност. Последните полеви приложения показват, че формулировките на киселинни флуиди за фрактуриране на базата на VCA, с внимателно подбрани гел-разрушители, водят до подобрено почистване, по-ниски загуби на флуиди и подобрено стимулиране на резервоара в сравнение с традиционните системи.
Оперативни параметри, влияещи върху успеха на киселинната стимулация
Оперативният контрол по време на киселинно фрактуриране оказва драстично влияние върху резултатите. Основните оперативни параметри включват дебит на помпата, обем на инжектираната киселина и управление на профила на налягането:
- Дебит на помпатаОпределя скоростта на разпространение и геометрията на фрактурата. По-високата скорост насърчава по-дълбокото проникване на киселината и устойчивото взаимодействие киселина-скала, но трябва да бъде балансирана, за да се избегне преждевременното изразходване на киселина или неконтролираният растеж на фрактурата.
- Обем на инжектирана киселинаВлияе на дължината и ширината на киселинно-ецваните пукнатини. За образувания с ниска пропускливост обикновено са необходими по-големи обеми, въпреки че оптимизирането на обема на киселината заедно с модификатори на вискозитета може да намали ненужната употреба на химикали, като същевременно запази проводимостта.
- Контрол на наляганетоМанипулирането в реално време на налягането в дъното на сондажа и на повърхността гарантира, че фрактурата остава отворена, компенсира загубата на флуид и насочва поставянето на киселина по целевите зони на фрактурата.
На практика е доказано, че поетапните или редуващи се схеми за инжектиране на киселина – при които се редуват видове киселини или вискозитети – подобряват образуването на канали, насърчават развитието на извити пукнатини и оптимизират площта за дрениране на нефтените находища. Например, двуетапното редуващо се инжектиране на киселина може да създаде по-дълбоки, по-проводящи канали, превъзхождайки едноетапните методи както в лабораторни, така и в полеви условия.
Съчетаването на техниките за киселинна обработка с хетерогенността на резервоара е жизненоважно. В шистови резервоари с променлива минералогия и естествени пукнатини се използва прогнозно моделиране и мониторинг в реално време, за да се насочат времето и последователността на инжектиране. Корекциите, базирани на атрибутите на пукнатините (напр. ориентация, свързаност, подобряване на естествения инфилтрационен канал), позволяват на операторите да настройват фино оперативните параметри за максимално стимулиране и минимално увреждане на формацията.
Прогнозно моделиране и интеграция на данни
Съвременният дизайн на киселинно фрактуриране вече интегрира прогнозни модели, които корелират оперативните параметри, свойствата на флуида за киселинно фрактуриране и проводимостта след фрактурирането. Усъвършенстваните модели отчитат:
- Механизъм и скорост на киселинно-скалната реакция, улавяйки как киселинната морфология и ецването се развиват в полеви условия.
- Специфични за резервоара факторикато порьозност и пропускливост, минераложка хетерогенност и предварително съществуващи мрежи от пукнатини.
Тези модели използват емпирични данни, лабораторни резултати и машинно обучение, за да прогнозират как промените във вискозитета, дебитите на изпомпване, концентрацията на киселина и термичните профили влияят върху техниките за създаване на пукнатини при хидравлично разбиване и дългосрочна оптимизация на зоната за дрениране на резервоари.
Ключовите насоки за съгласуване на ограниченията на полето и оперативния дизайн включват:
- Избор на вискозитет и киселинна формула въз основа на очакваната кинетика на реакцията киселина-скала, очаквания температурен профил и целите за завършване (напр. максимизиране на пропускливостта на скали с ниска порьозност или решаване на проблеми с лошите естествени инфилтрационни канали).
- Използване на подходи, основани на данни, за динамично регулиране на графиците за инжектиране на киселина, скоростите на изпомпване и дозите на прекъсвача, оптимизирайки както размера на фрактурата, така и възстановяването след третиране.
Примери от скорошни полеви внедрявания показват, че тези техники за прогнозиране увеличават проводимостта след фрактуриране и подобряват прогнозите за производството на петрол, което позволява по-ефективни и надеждни стратегии за киселинно фрактуриране в сложни шистови и карбонатни резервоари.
Разширяване на зоната за дрениране на нефт и поддържане на проводимостта на пукнатините
Премахване на запушвания във формацията и подобряване на свързаността
Киселинното ецване е основен механизъм в приложенията на киселинни фрактуриращи течности за преодоляване на предизвикателството на блокиране на образуванията, като натрупване на кондензат и минерално отлагане, в шистови резервоари. Когато киселината - обикновено солна киселина (HCl) - се инжектира, тя реагира с реактивни минерали като калцит и доломит. Този механизъм на реакция киселина-скала разтваря минералните отлагания, разширява порестите пространства и свързва преди това изолирани пори, като директно подобрява порьозността и пропускливостта в нефтените резервоари. Скоростта на реакция киселина-скала, както и специфичната формула на използваната киселинна фрактурираща течност, варират в зависимост от минералогията на шистите и състава на блокирането.
В богатите на карбонати шисти, по-високите концентрации на HCl водят до по-изразено ецване и отстраняване на запушвания поради по-бързата и ефективна киселинно-скална реакция. Адаптирането на киселинния състав към специфичното съдържание на карбонати и силикати в резервоара оптимизира процеса на отстраняване, като ефективно възстановява естествените канали за инфилтрация и се справя с лошите решения за естествени канали за инфилтрация. Грапавостта на повърхността на съществуващите повърхности на пукнатините се увеличава в резултат на разтварянето на киселина, което е пряко корелирано с подобрена проводимост на пукнатините и по-трайни канали за поток на въглеводороди. Този механизъм е потвърден от експериментални данни, показващи значителни подобрения в производството на газ и индекса на инжективност след специално подбрани киселинни обработки във формации с ниска пропускливост.
Устойчивата проводимост на фрактурите е от решаващо значение за дългосрочната продуктивност на шистовите нефтени кладенци. С течение на времето индуцираните фрактури могат да загубят проводимост поради смачкване на пропанта, диагенеза, вграждане или миграция на фини частици. Тези процеси намаляват отворените пътища, създадени от налягането на разрушаване при хидравлично фрактуриране, което оказва сериозно влияние върху добива на въглеводороди. Математическото моделиране и лабораторните изследвания показват, че без правилно управление, разграждането на пропанта може да намали производството с до 80% за 10 години. Фактори като налягане на затваряне, размер на пропанта и оригинални свойства на повърхността на фрактурата играят ключова роля. Изборът на подходящ пропант и активното управление на налягането в сондажа са от съществено значение за поддържане на разширените пътища, създадени чрез киселинно ецване, за устойчив поток на нефт и газ.
Разширяване и поддържане на мрежата от фрактури
Стратегическото разширяване на зоната за дрениране на нефтените находища разчита на ефективното проектиране и внедряване на контролирани киселинни системи. Това са инженерни системи с киселинни флуиди за хидравлично фрактуриране, съдържащи добавки – като забавители, желиращи агенти и повърхностноактивни вещества – за регулиране на поставянето на киселина, контрол на скоростта на реакцията киселина-скала и минимизиране на изтичането на флуид по време на обработката. Резултатът е по-целенасочен процес на ецване, който максимизира техниките за създаване на фрактури при хидравличното фрактуриране и подпомага разпространението както на първични, така и на вторични (извити) фрактури.
Контролираните киселинни системи, особено гелираните и in situ гел киселините, спомагат за управлението на разположението и дълготрайността на киселината във фрактурите. Тези системи забавят взаимодействието киселина-скала, удължавайки разстоянието на проникване и позволявайки по-цялостно киселинно ецване за подобряване на фрактурите. Този подход увеличава обема на стимулираната скала, разширява дренажната зона на нефтения резервоар и решава предизвикателствата, свързани с лошите решения на естествените инфилтрационни канали както в карбонатни, така и в шистови условия. Полеви случаи показват, че тези техники създават по-широки, по-свързани мрежи от фрактури, което води до по-голям добив на въглеводороди.
Поддържането на подобрения в пропускливостта при динамично напрежение в резервоара е друго ключово съображение. Разпространението на пукнатини в скали, подложени на високо напрежение на затваряне, често води до намаляване на ширината на пукнатините или преждевременно затваряне, което компрометира проводимостта. За да се противодейства на това, се използват няколко стратегии:
- Технология за перфорация, свързана със напрежение:Този метод позволява контролирано иницииране и разпространение на фрактури, оптимизирайки компромиса между вложената енергия за стимулация и разширяването на мрежата от фрактури. В депресията Джиян, например, тази технология намали необходимата енергия с 37%, като същевременно подобри както свързаността, така и екологичните резултати.
- Предварително подкиселяване:Използването на поливодородни киселинни системи или други предкиселинни флуиди за фрактуриране може да понижи налягането на разрушаване на фрактурата и да намали първоначалното блокиране на формацията, като по този начин подготви почвата за по-ефективно и трайно създаване на фрактури.
- Геомеханично моделиране:Интегриранеизмерване на напрежението в реално времеМониторингът на резервоара позволява прогнозиране и коригиране на параметрите на киселинна обработка, което спомага за поддържане на проводимостта на фрактурите, въпреки променящите се условия на напрежение in situ.
Тези методи – комбинирани с оптимизирани добавки за хидравлично разбиване и формула на киселинна течност за разбиване – гарантират запазване на подобренията в пропускливостта. Те помагат на нефтените оператори да разширяват и поддържат мрежите от фрактури, подобрявайки пропускливостта на скалите с ниска порьозност и подпомагайки дългосрочния добив на ресурси.
В обобщение, чрез комбинация от иновативни практики за киселинно ецване, усъвършенствани контролирани киселинни системи и геомеханично информирани стратегии за фрактуриране, съвременните методи за стимулиране на резервоарите сега се фокусират както върху максимизиране на непосредствените зони за дрениране на въглеводороди, така и върху запазване на проводимостта на фрактурите, необходима за непрекъснато производство.
Заключение
Ефективното измерване и оптимизиране на вискозитета на флуида за киселинно фрактуриране са от основно значение за максимизиране на създаването на фрактури, ефективността на киселинното ецване и дългосрочното дрениране на нефтени резервоари в шистови формации. Най-добрите практики се основават на нюансирано разбиране на динамиката на флуидите при условия на резервоара, както и на интегрирането на лабораторни и полеви данни, за да се гарантира оперативна релевантност.
Често задавани въпроси
В1: Какво е значението на вискозитета на киселинния флуид за фрактуриране в находищата на шистов петрол?
Вискозитетът на флуида за киселинно фрактуриране е от решаващо значение за контролиране на създаването и разпространението на фрактури в находищата на шистов петрол. Флуидите с висок вискозитет, като омрежени или желирани киселини, създават по-широки и по-разклонени фрактури. Това позволява по-добро разполагане на киселината и удължава контакта между киселината и скалата, оптимизирайки механизма на реакцията киселина-скала и гарантирайки, че ецването е едновременно дълбоко и равномерно. Оптималният вискозитет на флуида увеличава максимално ширината и сложността на фрактурата, като пряко влияе върху ефективността на киселинното ецване за подобряване на фрактурата и цялостната оптимизация на площта за дрениране на нефтения резервоар. Например, е доказано, че сгъстените CO₂ флуиди подобряват ширината на фрактурата и поддържат пропускливостта след обработката, докато флуидите с нисък вискозитет позволяват по-дълги, по-тесни фрактури с по-лесно разпространение, но могат да рискуват неадекватно ецване или канализиране на киселинния поток. Изборът на правилния вискозитет във формулировката на флуида за киселинно фрактуриране осигурява ефективно разрушаване на блокажа на формацията, дългосрочна проводимост на фрактурата и значително разширяване на продуктивната площ за дрениране.
В2: Как налягането на разрушаване при хидравличното разбиване влияе върху създаването на фрактури?
Налягането на разрушаване е минималната сила, необходима за иницииране на пукнатини в скалата по време на хидравлично разбиване. В шистови нефтени резервоари с ниска пропускливост, прецизното управление на налягането на разрушаване е от основно значение. Ако приложеното налягане е твърде ниско, пукнатините може да не се отворят, което ограничава навлизането на флуид. Ако е твърде високо, разрушаването може да стане неконтролируемо, рискувайки нежелано разпространение на пукнатините. Правилният контрол насърчава развитието на пукнатини по естествени равнини и дори извити пътища, подобрявайки стимулацията на резервоара. По-високото налягане на разрушаване, когато е адекватно управлявано, създава по-сложни мрежи от пукнатини и подобрява свързаността, необходима на киселината да достигне и разцепи по-широка област. Техники като назъбване в сондажите се използват за понижаване на налягането на разрушаване и по-добър контрол върху инициирането на пукнатини, което влияе както на геометрията на пукнатините, така и на ефективността на разпространение. Този информиран контрол на налягането на разрушаване при хидравлично разрушаване е от основно значение за усъвършенстваните техники за създаване на пукнатини в неконвенционални резервоари.
В3: Защо киселинното ецване и уголемяване са полезни за резервоари с ниска пропускливост и ниска порьозност?
Резервоарите с ниска пропускливост и ниска порьозност представляват ограничени естествени канали за просмукване, които ограничават мобилността и добива на петрол. Киселинното ецване при хидравличното разбиване използва реактивни флуиди за разтваряне на части от скалната матрица по протежение на повърхностите на фрактурите, като по този начин разширява тези пътища на потока. Това намалява запушването на формацията и осигурява нови канали за по-свободно движение на флуидите. Съвременните методи за стимулиране на резервоари, включително композитни и предкиселинни системи, са постигнали подобрена, дълготрайна проводимост и подобрен добив на нефт. Тези методи са особено ценни за подобряване на резервоари с ниска пропускливост и повишаване на пропускливостта на скали с ниска порьозност, както е показано както в полеви, така и в лабораторни изследвания. Резултатът е значително увеличение на производителността на кладенците, като киселинно ецваните и разширени фрактури функционират като подобрени канали за потока на въглеводороди.
В4: Каква роля играят порьозността и пропускливостта на скалите за успеха на киселинното фрактуриране?
Порьозността и пропускливостта определят директно движението на флуидите и достъпността на киселината в нефтените резервоари. Скалите с ниска порьозност и ниска пропускливост възпрепятстват разпространението и ефективността на киселинните флуиди за фрактуриране, ограничавайки успеха на операциите по стимулиране. За да се справи с това, формулировката на киселинните флуиди за фрактуриране е специално разработена, за да включва добавки за контрол на реакцията и модификатори на вискозитета. Повишаването на порьозността чрез реакцията киселина-скала увеличава наличното празно пространство за съхранение на въглеводороди, като същевременно повишаването на пропускливостта позволява по-лесен поток през мрежите от фрактури. След киселинна обработка, множество проучвания показват значително увеличение както на порьозността, така и на пропускливостта, особено там, където естествените канали за просмукване преди това са били лоши. Подобряването на тези параметри позволява оптимизирано разпространение на фрактурите, устойчиви скорости на добив и разширена контактна площ на резервоара.
В5: Как киселинно-скалната реакция влияе върху ефективността на разширяването на дренажната площ?
Механизмът на реакцията киселина-скала определя как скалата се разтваря и как фрактурите се ецват и разширяват по време на киселинно фрактуриране. Ефективният контрол на скоростта на реакцията киселина-скала е жизненоважен: твърде бърза реакция и киселината се изразходва близо до сондажа, ограничавайки проникването; твърде бавна реакция и ецването може да е недостатъчно. Чрез управление на реакцията чрез вискозитет на флуида, концентрация на киселина и добавки се постига целенасочено ецване по протежение на повърхностите на фрактурите, което позволява по-широка и по-дълбока свързаност на фрактурите. Разширеното моделиране и лабораторните изследвания потвърждават, че оптимизирането на реакцията киселина-скала води до каналообразни, високопроводими фрактури, които драстично разширяват зоната за дрениране на нефт. Например, документирано е, че канализираните фрактури с киселинно ецване дават до пет пъти по-висока проводимост от неецваните фрактури в карбонатни формации. Внимателното регулиране на състава на флуида за киселинно фрактуриране и параметрите на инжектиране по този начин директно определя мащаба и ефективността на подобряването на зоната за дрениране.
Време на публикуване: 10 ноември 2025 г.
