Độ nhớt của dung dịch axit dùng trong quá trình nứt vỡ thủy lực quyết định áp suất phá vỡ cần thiết để khởi phát vết nứt và chi phối sự lan truyền vết nứt trong đá. Việc đo lường và kiểm soát chính xác độ nhớt của dung dịch là rất quan trọng để tối ưu hóa hình dạng vết nứt, hỗ trợ sự phát triển của các vết nứt cong và đảm bảo sự phân bố axit đồng đều dọc theo các mặt vết nứt. Lựa chọn độ nhớt phù hợp giúp ngăn ngừa sự rò rỉ quá mức dung dịch vào tầng chứa và tăng cường quá trình ăn mòn axit để tăng cường vết nứt, cuối cùng ảnh hưởng đến mức độ mở rộng vết nứt bằng axit và cho phép tối ưu hóa diện tích thoát dầu hiệu quả hơn.
Mục đích chính của dung dịch phá vỡ đá bằng axit
Các phương pháp xử lý bằng dung dịch axit dùng trong kỹ thuật phá vỡ đá là...essential inkích thích hồ chứaofCác tầng đá phiến sét có đặc điểm là độ xốp và độ thấm thấp. Mục tiêu chính là khắc phục các rào cản thấm tự nhiên và tăng cường khả năng thu hồi hydrocarbon bằng cách tạo ra các đường dẫn truyền dẫn trong ma trận đá chặt. Phương pháp nứt vỡ bằng axit đạt được điều này thông qua cơ chế kép: tạo ra các vết nứt bằng cách bơm axit dưới áp suất cao, và sau đó mở rộng và ăn mòn các vết nứt này thông qua các phản ứng axit-đá được kiểm soát. Điều này mở rộng diện tích thoát dầu của mỏ dầu và cải thiện năng suất của các khu vực trước đây bị cản trở bởi sự hư hại tầng đá hoặc độ thấm không đủ.
Một thách thức khác là việc điều chỉnh công thức dung dịch axit dùng trong quá trình nứt vỡ thủy lực sao cho phù hợp với đặc điểm địa chất và cơ học của mỏ dầu khí mục tiêu. Cơ chế phản ứng giữa axit và đá cũng như tốc độ phản ứng này thay đổi đáng kể tùy thuộc vào thành phần khoáng vật, áp suất, nhiệt độ và việc sử dụng các chất phụ gia trong dung dịch nứt vỡ thủy lực. Điều này không chỉ ảnh hưởng đến tốc độ và kiểu ăn mòn mà còn cả nguy cơ tắc nghẽn tầng chứa, trương nở đất sét hoặc các tương tác hóa học bất lợi, tất cả đều có thể làm giảm khả năng dẫn truyền vết nứt và hạn chế lợi ích sản lượng dài hạn.
Mỏ dầu đá phiến
*
Nguyên lý cơ bản của phương pháp nứt vỡ bằng axit trong các mỏ dầu đá phiến
Cơ chế hình thành vết nứt
Việc tạo ra các vết nứt trong các mỏ dầu đá phiến chặt dựa trên việc vượt qua ứng suất tại chỗ cao và độ bền của đá thông qua phương pháp nứt vỡ thủy lực hoặc axit. Trong môi trường có độ thấm thấp này, các đường dẫn quy mô lớn cho dòng chảy dầu hiếm khi tồn tại. Nguyên tắc này liên quan đến việc bơm chất lỏng nứt vỡ axit ở áp suất đủ cao để vượt quá áp suất phá vỡ của phương pháp nứt vỡ thủy lực — mức tối thiểu cần thiết để bắt đầu tạo ra các vết nứt trong ma trận đá. Quá trình này dựa trực tiếp vào cơ học đá cơ bản: một khi áp suất tác dụng vượt quá ngưỡng phá vỡ, các vết nứt mới sẽ hình thành, thường theo các đường có sức cản thấp nhất được xác định bởi các mặt lớp, các vết nứt tự nhiên và tính dị hướng cơ học trong đá.
Áp suất phá vỡ thay đổi tùy thuộc vào loại đá và dung dịch tạo nứt. Các nghiên cứu cho thấy các dung dịch như CO₂ tạo ra áp suất phá vỡ cao hơn và mạng lưới vết nứt phức tạp hơn so với H₂O hoặc N₂. Cơ chế này cũng phụ thuộc vào độ bền kéo, mô đun đàn hồi của tầng đá và sự hiện diện của các mặt phẳng yếu. Lý thuyết khoảng cách tới hạn—được xây dựng dựa trên các thử nghiệm trong phòng thí nghiệm và thực địa—mô hình hóa áp suất khởi phát vết nứt cần thiết như một hàm của cường độ ứng suất tại đầu vết nứt, dự đoán vị trí và thời điểm xảy ra sự mở rộng vết nứt không ổn định.
Độ phức tạp trong mạng lưới vết nứt được tạo ra còn được nâng cao hơn nữa bằng cách nhắm mục tiêu vào sự phát triển của vết nứt dọc theo các đường cong thay vì các mặt phẳng thẳng. Cách tiếp cận này làm tăng thể tích bể chứa được kích thích. Các kỹ thuật như nứt vỡ do xung áp suất tuần hoàn tạo ra các xung áp suất, gây ra sự hình thành và hợp nhất lặp đi lặp lại của các vết nứt phân nhánh và uốn cong, giúp vượt qua hiệu quả các rào cản địa tầng và sự không đồng nhất về lớp. Các vết nứt phức tạp, đa nhánh được hình thành theo cách này tối đa hóa diện tích thoát nước và cải thiện khả năng tiếp cận các hydrocarbon trước đây bị cô lập.
Việc tạo ra các vết nứt cũng phụ thuộc vào sự kết hợp giữa các điều kiện địa chất và các biện pháp kiểm soát vận hành. Các yếu tố địa chất—như chế độ ứng suất, sự phân tầng, thành phần khoáng vật và sự hiện diện của các lớp đá yếu—quy định hướng đi của các vết nứt. Các điều chỉnh kỹ thuật, bao gồm công thức dung dịch tạo vết nứt bằng axit và quản lý áp suất động, cho phép thiết kế các mạng lưới phù hợp nhất với các đặc tính tự nhiên của mỏ dầu khí.
Đặc điểm tầng chứa ảnh hưởng đến quá trình nứt vỡ do axit
Độ thấm thấp và độ rỗng thấp là những đặc điểm xác định của các mỏ dầu đá phiến. Cả hai đặc tính này đều hạn chế dòng chảy tự nhiên của chất lỏng, khiến việc lan truyền vết nứt hiệu quả trở nên rất quan trọng đối với quá trình sản xuất. Trong các hệ thống ma trận siêu chặt, các vết nứt được tạo ra phải đủ rộng để kết nối với các mạng lưới lỗ rỗng hoặc vết nứt nhỏ hiện có. Tuy nhiên, việc mở rộng các vết nứt bằng axit thường không đồng đều do tính không đồng nhất về thành phần đá, khoáng vật học và cấu trúc.
Độ rỗng và độ thấm kiểm soát sự rò rỉ chất lỏng và vận chuyển axit. Trong các loại đá có cấu trúc lỗ rỗng kém hoặc các vết nứt nhỏ liên kết hạn chế, sự rò rỉ axit bị hạn chế, làm cho quá trình ăn mòn axit trong nứt vỡ thủy lực kém hiệu quả hơn. Ở những nơi không có kênh thấm tự nhiên hoặc các kênh này rất ngoằn ngoèo, các kỹ thuật cải thiện khả năng kết nối của kênh trở nên cần thiết. Các giải pháp cho kênh thấm tự nhiên kém hiệu quả có thể bao gồm các chu kỳ nứt vỡ lặp lại, sử dụng bộ chuyển hướng hoặc các chuỗi xử lý kết hợp.
Tính không đồng nhất của đá—bao gồm các lớp khác nhau, mật độ vết nứt và sự phân bố khoáng chất—tạo ra các đường dẫn ưu tiên cho cả sự lan truyền vết nứt và sự rò rỉ. Cơ chế phản ứng giữa axit và đá cũng như tốc độ phản ứng giữa axit và đá thay đổi trong toàn bộ tầng chứa, đặc biệt là gần các ranh giới giữa các loại đá khác nhau. Tại những nơi axit gặp các dải giàu cacbonat, phản ứng nhanh có thể tạo ra chiều rộng vết nứt không đồng đều và các mô hình vết nứt phân nhánh. Điều này có thể thúc đẩy hoặc cản trở sự kết nối tùy thuộc vào tính không đồng nhất trong không gian.
Rò rỉ chất lỏng là một thách thức khác trong đá phiến sét bị nứt nẻ không đồng nhất. Sự rò rỉ cao ở các vùng có độ xốp cao hoặc các vết nứt hở có thể hạn chế sự mở rộng hiệu quả của các vết nứt chính được tạo ra. Ngược lại, các vùng rò rỉ thấp có thể cản trở sự thâm nhập của axit và sự mở rộng mạng lưới vết nứt sau đó. Công thức của dung dịch axit dùng trong kỹ thuật nứt vỡ đá—bao gồm việc sử dụng axit dạng gel hoặc liên kết chéo, và các chất phụ gia trong dung dịch được điều chỉnh phù hợp với loại đá—ảnh hưởng trực tiếp đến các kết quả này, cho phép các nhà khai thác tăng cường độ thấm của đá có độ xốp thấp và tối ưu hóa diện tích thoát dầu của mỏ dầu.
Việc kích thích hiệu quả trong môi trường phức tạp này đòi hỏi sự tập trung kép: kiểm soát chính xác cơ chế nứt gãy và tăng cường có mục tiêu các đặc tính vận chuyển của đá thông qua việc xây dựng và vận hành dung dịch nứt vỡ thủy lực một cách có hiểu biết. Khắc axit để tăng cường nứt gãy, kiểm soát rò rỉ và nứt vỡ theo các quỹ đạo cong là những yếu tố không thể thiếu để vượt qua những rào cản vốn có do độ thấm thấp và khả năng kết nối tự nhiên kém trong các mỏ dầu đá phiến.
Dung dịch phá vỡ đá bằng axit: Thành phần, độ nhớt và hiệu suất
Thành phần và công thức của dung dịch phá vỡ đá bằng axit
Việc pha chế dung dịch axit dùng trong kỹ thuật nứt vỡ thủy lực tập trung vào việc điều chỉnh hệ thống hóa học để tối đa hóa khả năng dẫn truyền vết nứt và thu hồi dầu. Hệ thống axit được sử dụng phổ biến nhất là axit clohydric (HCl), thường ở nồng độ từ 5% đến 28%, được lựa chọn dựa trên đặc điểm địa tầng của mỏ và mục tiêu xử lý. Các axit khác bao gồm các axit hữu cơ như axit axetic hoặc axit formic cho các mỏ mềm hơn hoặccác cấu tạo nhạy cảm với nhiệt độCó thể sử dụng hỗn hợp hoặc hệ thống axit theo từng giai đoạn để khai thác các khả năng phản ứng khác nhau trong suốt quá trình xử lý.
Các chất phụ gia thiết yếu đi kèm với axit. Chất ức chế ăn mòn, chất tăng cường, chất kiểm soát sắt và chất không nhũ hóa bảo vệ ống, giảm thiểu sự kết tủa và ngăn chặn sự hình thành nhũ tương. Các polyme tổng hợp ngày càng được tích hợp làm chất làm đặc—thường là polyacrylamide thủy phân một phần (HPAM) hoặc các copolyme mới—để tăng độ nhớt nhằm cải thiện khả năng đặt axit, huyền phù chất chống đỡ và kiểm soát rò rỉ. Các chất hoạt động bề mặt, cả anion (ví dụ: natri dodecyl sulfat) và không ion (ví dụ: rượu ethoxyl hóa), rất quan trọng để ổn định hệ thống bọt, tăng cường khả năng thay đổi độ thấm ướt và giảm sức căng bề mặt để tiếp xúc giữa đá và axit hiệu quả hơn.
Việc kiểm soát rò rỉ và cặn dư là vô cùng quan trọng. Các chất phụ gia giảm mất chất lỏng như polyme gốc tinh bột hoặc polyme tổng hợp tiên tiến giúp giảm sự xâm nhập vào ma trận, giữ cho axit nằm trong các vết nứt. Các chất phân hủy – oxy hóa (ví dụ: persulfat) hoặc enzym – được sử dụng để phân hủy chất làm đặc sau khi xử lý, giảm nguy cơ cặn dư và hư hại tầng chứa sau đó. Tuy nhiên, sự tương tác với nước thải hoặc chất phân hủy ở nhiệt độ thấp có thể tạo ra kết tủa khoáng chất thứ cấp như barit, đòi hỏi phải kiểm tra cẩn thận khả năng tương thích của hệ thống.
Một số ví dụ về công thức bào chế tiên tiến bao gồm:
- Hệ thống axit làm chậm: sử dụng gel polyme-chất hoạt động bề mặt để làm chậm phản ứng axit-đá, giúp axit thâm nhập sâu hơn vào các lớp đá cacbonat chặt.
- Các polyme chịu nhiệt độ cao và chịu được muối (ví dụ: copolyme tổng hợp P3A) giúp ổn định độ nhớt và giảm thiểu cặn trong các giếng sâu.
- Công nghệ hóa học xanh, kết hợp axit L-ascorbic, giúp duy trì độ nhớt và bảo vệ chống oxy hóa ở nhiệt độ lên đến 300°F mà không tạo ra các sản phẩm phụ gây hại cho môi trường.
Đo độ nhớt và tầm quan trọng của nó trong quá trình phá vỡ đá bằng axit.
Việc đo chính xác độ nhớt của dung dịch axit dùng trong quá trình phá vỡ đá đòi hỏimáy đo độ nhớt áp suất cao, nhiệt độ cao (HPHT)Có khả năng mô phỏng ứng suất và nhiệt độ dưới lòng đất. Các kỹ thuật chính bao gồm:
- Máy đo độ nhớt quay dùng để xác định độ nhớt cơ bản.
- Máy đo độ nhớt HPHT dùng cho các quy trình tiên tiến, đánh giá hành vi đàn hồi nhớt dưới tải trọng nhiệt hoặc áp suất tuần hoàn.
Tầm quan trọng của độ nhớt thể hiện ở nhiều khía cạnh:
- Các mẫu khắc và sự phóng đại vết nứtAxit có độ nhớt thấp hơn dẫn đến các vết ăn mòn dạng lỗ sâu hoặc rỗ rõ rệt hơn; độ nhớt cao hơn thúc đẩy sự phát triển kênh rộng hơn, đồng đều hơn, trực tiếp chi phối độ dẫn điện và tiềm năng mở rộng vết nứt. Ví dụ, việc tăng nồng độ chất làm đặc sẽ dẫn đến diện tích ăn mòn rộng hơn và sự phát triển vết nứt phức tạp hơn, như các thử nghiệm thực địa và thí nghiệm theo dõi vết nhuộm trong phòng thí nghiệm đã xác nhận.
- Khả năng tiếp cận và phân bố vết gãyCác chất lỏng có độ nhớt cao hơn giúp kiểm soát tốt hơn vị trí đặt axit, khuyến khích axit xâm nhập vào các vết nứt tự nhiên thứ cấp và tối đa hóa diện tích thoát dầu của mỏ. Đánh giá định lượng bằng cách đo độ dẫn điện sau khi xử lý cho thấy độ nhớt cao hơn tương ứng với mạng lưới vết nứt dẫn điện phân bố rộng hơn và bền vững hơn, tương quan với tốc độ sản xuất cao hơn.
Ví dụ, trong đá phiến Marcellus giàu cacbonat, việc sử dụng các hệ axit tự sinh hoặc liên kết chéo—trong đó độ nhớt động được duy trì ngay cả ở nhiệt độ mỏ—mang lại độ phức tạp của vết nứt và phạm vi thoát nước cao hơn ít nhất 20–30% so với HCl không biến đổi.
Phản ứng giữa axit và đá trong quá trình nứt vỡ đá do axit
*
Động học phản ứng giữa axit và đá và mối liên hệ của chúng với độ nhớt
Cơ chế phản ứng giữa axit và đá chịu ảnh hưởng mạnh mẽ bởi độ nhớt của chất lỏng. Các hệ axit cổ điển phản ứng nhanh với khoáng chất cacbonat, tập trung quá trình hòa tan gần giếng khoan và hạn chế độ sâu thâm nhập. Các hệ axit chậm phản ứng, sử dụng chất hoạt động bề mặt nhớt đàn hồi hoặc nhũ tương polyme-axit, làm giảm tốc độ khuếch tán của các ion hydro, làm chậm tốc độ phản ứng tổng thể giữa axit và đá. Điều này cho phép axit thâm nhập sâu hơn vào các tầng đá có độ thấm thấp hoặc độ rỗng thấp trước khi bị cạn kiệt, thúc đẩy quá trình ăn mòn rộng hơn và tạo ra các vết nứt dài hơn.
Tốc độ phản ứng có thể được điều chỉnh thông qua:
- Điều chỉnh tỷ lệ chất hoạt động bề mặt/polyme để tinh chỉnh sự khuếch tán axit.
- Phương pháp axit hóa tuần tự—luân phiên giữa việc bơm axit chậm và bơm axit đều đặn—giúp đạt được sự cân bằng giữa việc ăn mòn gần giếng khoan và ăn mòn sâu trong tầng địa chất, như đã được chứng minh trong các thí nghiệm bơm axit tuần tự, nơi hệ thống axit luân phiên tạo ra sự ăn mòn theo cấp độ và cải thiện khả năng kích thích tầng chứa.
Hiệu ứng hiệp đồng phát sinh từ sự kết hợp:
- Sự kết hợp giữa polyme và chất hoạt động bề mặt không ion tạo ra khả năng làm đặc mạnh mẽ và tăng cường khả năng chịu nhiệt và chịu muối, điều này đã được xác nhận thông qua đánh giá tính chất lưu biến và khả năng vận chuyển cát trong điều kiện mô phỏng mỏ dầu.
- Các hỗn hợp kiềm-chất hoạt động bề mặt-polyme (ASP) và các hệ thống nanocomposite (ví dụ: oxit graphene-polyme) giúp cải thiện cả độ nhớt và độ ổn định của axit trong việc kiểm soát tốc độ, đồng thời hỗ trợ kiểm soát cấu hình và loại bỏ axit dư – điều cực kỳ quan trọng để tối ưu hóa quá trình nứt vỡ bằng axit trong các kênh thấm tự nhiên không đồng nhất và để tăng cường khả năng thu hồi từ các tầng địa chất có độ thấm thấp hoặc độ xốp thấp.
Các thử nghiệm mô hình vi mô bằng thủy tinh và thử nghiệm ngập lõi đá xác nhận rằng các công thức được điều chỉnh này làm tăng thời gian tiếp xúc của axit, làm chậm phản ứng với khoáng chất, cải thiện diện tích bị ăn mòn và cuối cùng là mở rộng khả năng thoát dầu của mỏ dầu, minh họa mối quan hệ thực tiễn giữa thành phần dung dịch axit dùng trong nứt vỡ thủy tinh, độ nhớt, động học phản ứng giữa axit và đá, và hiệu quả kích thích mỏ dầu tổng thể.
Ảnh hưởng của hình dạng vết nứt đến khả năng thẩm thấu và hiệu quả của axit
Hình dạng vết nứt—cụ thể là chiều dài, chiều rộng (độ mở) và sự phân bố trong không gian—quyết định rất quan trọng đến khả năng thẩm thấu của axit và do đó ảnh hưởng đến hiệu quả của quá trình phá vỡ bằng axit. Các vết nứt dài và rộng thúc đẩy sự phân bố axit rộng rãi, nhưng hiệu quả có thể giảm do hiện tượng “thấm xuyên” axit, trong đó axit chưa phản ứng hết nhanh chóng đến đầu vết nứt mà không phản ứng hoàn toàn dọc theo đường đi. Sự thay đổi về độ mở, đặc biệt là các vết nứt dạng kênh hoặc thành gồ ghề được hình thành do quá trình ăn mòn không đồng đều, thúc đẩy khả năng thẩm thấu tốt hơn bằng cách tạo ra các đường dẫn ưu tiên và giảm thiểu sự thất thoát axit sớm.
- Tính biến thiên khẩu độ:Các bề mặt có rãnh được tạo ra bằng phương pháp khắc axit duy trì độ dẫn điện dưới tác động của ứng suất và cung cấp các đường dẫn vận chuyển axit ưu tiên.
- Vị trí không gian:Các vết nứt gần giếng khoan cho phép phân phối axit đồng đều hơn, trong khi các vết nứt ở xa hoặc phân nhánh nhiều sẽ có lợi hơn khi bơm axit theo từng giai đoạn hoặc bơm xen kẽ dung dịch axit/trung tính.
- Tiêm nhiều giai đoạn:Việc luân phiên sử dụng axit và dung dịch đệm có thể làm trẻ hóa quá trình khắc dọc theo các bề mặt vết nứt kéo dài, dẫn đến sự thâm nhập sâu hơn và mở rộng hiệu quả hơn các vết nứt tự nhiên và do tác động bên ngoài.
Các nghiên cứu thực địa và phòng thí nghiệm sử dụng phương pháp quét vi CT và mô hình hóa số cho thấy độ phức tạp về hình học và độ nhám kiểm soát cả tốc độ phản ứng giữa axit và đá cũng như mức độ tăng cường độ thấm cuối cùng. Do đó, thiết kế nứt vỡ bằng axit phù hợp sẽ tối ưu hóa sự kết hợp giữa các đặc tính của hệ thống axit và các phương án bơm với hình dạng vết nứt đặc trưng của mỏ dầu, đảm bảo độ dẫn vết nứt tối đa, bền vững và tăng cường khả năng thu hồi dầu.
Các chiến lược tối ưu hóa để phá vỡ cấu trúc bằng axit hiệu quả
Lựa chọn hệ thống axit và chất phụ gia
Việc tối ưu hóa quá trình nứt vỡ bằng axit phụ thuộc rất nhiều vào việc lựa chọn hệ thống axit phù hợp. Các hệ thống axit phản ứng chậm, chẳng hạn như axit dạng gel hoặc nhũ tương, được pha chế để làm chậm tốc độ phản ứng giữa axit và đá. Điều này cho phép axit thâm nhập sâu hơn dọc theo vết nứt và ăn mòn axit đồng đều hơn. Ngược lại, các hệ thống axit thông thường—thường là axit clohydric không biến đổi—phản ứng nhanh, thường hạn chế độ sâu thâm nhập của axit và giới hạn sự mở rộng vết nứt, đặc biệt là trong các mỏ đá phiến cacbonat và đá phiến nhiệt độ cao. Những phát triển gần đây bao gồm các hệ thống axit rắn, được thiết kế riêng cho các mỏ có nhiệt độ cực cao, giúp làm chậm tốc độ phản ứng hơn nữa, giảm ăn mòn và tăng hiệu quả thông qua tác động kéo dài của axit và cải thiện sự hòa tan đá.
Khi so sánh hệ thống chậm phát triển với hệ thống thông thường:
- Axit chậmCác loại axit này được ưu tiên sử dụng trong các tầng địa chất mà việc tiêu thụ axit nhanh chóng gần giếng khoan làm giảm phạm vi và tính đồng nhất của quá trình xử lý. Các loại axit này đã được chứng minh là giúp mở rộng các vết nứt tốt hơn bằng axit và cải thiện độ dẫn sau khi nứt cũng như diện tích thoát dầu.
- Axit thông thườngPhương pháp này có thể phù hợp cho các vùng xử lý nông hoặc các khu vực có độ thấm cao, nơi phản ứng nhanh và độ thẩm thấu tối thiểu là chấp nhận được.
Việc lựa chọn chất điều chỉnh độ nhớt—chẳng hạn như chất hoạt động bề mặt đàn hồi nhớt (hệ thống VCA) hoặc chất tạo gel gốc polymer—phụ thuộc vào các yếu tố đặc thù của mỏ dầu:
- Nhiệt độ và thành phần khoáng chất của bể chứa quyết định độ ổn định hóa học và hiệu suất của chất điều chỉnh độ nhớt.
- Đối với các ứng dụng ở nhiệt độ cao, cần có các chất phá gel ổn định nhiệt như chất oxy hóa được bao bọc hoặc viên nang ăn mòn axit để đảm bảo sự phân hủy của axit dạng gel và làm sạch hiệu quả sau xử lý.
- Hồ sơ độ nhớt biểu kiến phải được điều chỉnh sao cho dung dịch axit dùng trong quá trình nứt vỡ thủy lực duy trì được độ nhớt đó.độ nhớt đủtrong quá trình bơm (tăng chiều rộng vết nứt và độ lơ lửng của chất chống đỡ) nhưng có thể bị phân hủy hoàn toàn bởi các chất phá vỡ gel để thu hồi dòng chảy hiệu quả.
Việc lựa chọn chất phụ gia phù hợp giúp giảm thiểu hư hại cấu trúc mỏ, đảm bảo quá trình khắc axit hiệu quả để tăng cường nứt gãy, và tối đa hóa sự cải thiện trong các mỏ có độ thấm và độ rỗng thấp. Các ứng dụng thực địa gần đây cho thấy rằng các công thức dung dịch nứt vỡ axit gốc VCA, với các chất phá vỡ gel được lựa chọn cẩn thận, mang lại hiệu quả làm sạch cao hơn, giảm thiểu thất thoát dung dịch và cải thiện khả năng kích thích mỏ so với các hệ thống truyền thống.
Các thông số vận hành ảnh hưởng đến sự thành công của kích thích axit
Kiểm soát vận hành trong quá trình nứt vỡ thủy lực bằng axit có tác động rất lớn đến kết quả. Các thông số vận hành cốt lõi bao gồm tốc độ bơm, thể tích axit được bơm vào và quản lý hồ sơ áp suất:
- Tốc độ bơm: Xác định tốc độ và hình dạng lan truyền vết nứt. Tốc độ cao hơn thúc đẩy sự thâm nhập axit sâu hơn và tương tác axit-đá bền vững hơn, nhưng cần phải cân bằng để tránh tiêu hao axit quá sớm hoặc sự phát triển vết nứt không kiểm soát.
- Thể tích tiêm axitẢnh hưởng đến chiều dài và chiều rộng của các vết nứt do axit tạo ra. Thông thường cần lượng axit lớn hơn đối với các tầng địa chất có độ thấm thấp, tuy nhiên việc tối ưu hóa lượng axit kết hợp với chất điều chỉnh độ nhớt có thể giảm thiểu việc sử dụng hóa chất không cần thiết trong khi vẫn duy trì được độ dẫn điện.
- Kiểm soát áp suấtViệc điều chỉnh áp suất đáy giếng và áp suất bề mặt theo thời gian thực đảm bảo vết nứt luôn mở, bù đắp sự mất chất lỏng và định hướng việc phun axit dọc theo các vùng nứt mục tiêu.
Trên thực tế, các phương pháp bơm axit theo từng giai đoạn hoặc xen kẽ—trong đó các loại axit hoặc độ nhớt được luân phiên—đã được chứng minh là giúp tăng cường sự hình thành kênh, thúc đẩy sự phát triển các vết nứt cong và tối ưu hóa diện tích thoát dầu của mỏ dầu. Ví dụ, phương pháp bơm axit xen kẽ hai giai đoạn có thể tạo ra các kênh sâu hơn, dẫn điện tốt hơn, vượt trội hơn so với các phương pháp một giai đoạn cả trong phòng thí nghiệm và ngoài thực địa.
Việc lựa chọn kỹ thuật xử lý axit phù hợp với tính không đồng nhất của tầng chứa là rất quan trọng. Trong các tầng chứa đá phiến sét với thành phần khoáng vật biến đổi và các vết nứt tự nhiên, mô hình dự đoán và giám sát thời gian thực được sử dụng để hướng dẫn thời điểm và trình tự bơm axit. Các điều chỉnh dựa trên đặc điểm của vết nứt (ví dụ: hướng, độ kết nối, cải thiện kênh thấm tự nhiên) cho phép các nhà điều hành tinh chỉnh các thông số vận hành để đạt được sự kích thích tối đa và giảm thiểu thiệt hại cho tầng chứa.
Mô hình dự đoán và tích hợp dữ liệu
Thiết kế khoan nứt vỡ bằng axit hiện đại ngày nay tích hợp các mô hình dự đoán, liên hệ giữa các thông số vận hành, đặc tính của dung dịch khoan nứt vỡ bằng axit và độ dẫn điện sau khi khoan. Các mô hình tiên tiến tính đến:
- Cơ chế và tốc độ phản ứng giữa axit và đá, ghi lại sự tiến hóa của hình thái axit và quá trình ăn mòn trong điều kiện thực địa.
- Các yếu tố đặc thù của hồ chứachẳng hạn như độ xốp và độ thấm, tính không đồng nhất về khoáng vật học và mạng lưới vết nứt có sẵn.
Các mô hình này tận dụng dữ liệu thực nghiệm, kết quả thí nghiệm và máy học để dự đoán sự thay đổi về độ nhớt, tốc độ bơm, nồng độ axit và cấu hình nhiệt độ ảnh hưởng như thế nào đến các kỹ thuật tạo vết nứt trong quá trình nứt vỡ thủy lực và tối ưu hóa diện tích thoát nước mỏ lâu dài.
Các nguyên tắc chính trong việc điều chỉnh các hạn chế thực địa và thiết kế vận hành bao gồm:
- Lựa chọn độ nhớt và công thức axit dựa trên động học phản ứng axit-đá dự kiến, hồ sơ nhiệt độ dự kiến và mục tiêu hoàn thiện (ví dụ: tối đa hóa độ thấm của đá có độ rỗng thấp hoặc giải quyết các vấn đề về kênh thấm tự nhiên kém hiệu quả).
- Sử dụng các phương pháp dựa trên dữ liệu để điều chỉnh linh hoạt lịch trình bơm axit, tốc độ bơm và liều lượng chất phá vỡ, tối ưu hóa cả kích thước vết nứt và khả năng thu hồi sau xử lý.
Các ví dụ từ các triển khai thực địa gần đây cho thấy các kỹ thuật dự đoán này làm tăng độ dẫn sau khi nứt vỡ và cải thiện dự báo sản lượng dầu, cho phép áp dụng các chiến lược nứt vỡ bằng axit hiệu quả và đáng tin cậy hơn trên các mỏ đá phiến và đá cacbonat phức tạp.
Mở rộng khu vực thoát dầu và duy trì khả năng dẫn truyền vết nứt
Loại bỏ tắc nghẽn hình thành và tăng cường kết nối
Khắc axit là một cơ chế chính trong các ứng dụng dung dịch khoan axit để khắc phục thách thức tắc nghẽn tầng chứa, chẳng hạn như tích tụ chất ngưng tụ và đóng cặn khoáng chất, trong các mỏ đá phiến. Khi axit—thường là axit clohydric (HCl)—được bơm vào, nó sẽ phản ứng với các khoáng chất phản ứng như canxit và dolomit. Cơ chế phản ứng axit-đá này hòa tan các cặn khoáng, mở rộng không gian lỗ rỗng và kết nối các lỗ rỗng bị cô lập trước đó, trực tiếp cải thiện độ xốp và độ thấm trong các mỏ dầu. Tốc độ phản ứng axit-đá, cũng như công thức dung dịch khoan axit cụ thể được sử dụng, thay đổi tùy thuộc vào thành phần khoáng chất của đá phiến và thành phần gây tắc nghẽn.
Trong đá phiến giàu cacbonat, nồng độ HCl cao hơn sẽ tạo ra hiệu quả ăn mòn và loại bỏ tắc nghẽn rõ rệt hơn do phản ứng axit-đá diễn ra nhanh chóng và hiệu quả hơn. Việc điều chỉnh thành phần axit phù hợp với hàm lượng cacbonat và silicat cụ thể của tầng chứa sẽ tối ưu hóa quá trình loại bỏ, khôi phục hiệu quả các kênh thấm tự nhiên và giải quyết các vấn đề về kênh thấm tự nhiên kém hiệu quả. Độ nhám bề mặt trên các mặt vết nứt hiện có tăng lên do sự hòa tan của axit, tương quan trực tiếp với khả năng dẫn truyền vết nứt được tăng cường và các kênh dẫn dòng chảy bền vững hơn cho hydrocarbon. Cơ chế này đã được xác thực bằng dữ liệu thực nghiệm cho thấy sự cải thiện đáng kể về sản lượng khí và chỉ số khả năng bơm sau khi xử lý axit được điều chỉnh phù hợp trong các tầng có độ thấm thấp.
Khả năng dẫn truyền vết nứt bền vững là yếu tố then chốt đối với năng suất lâu dài của các giếng dầu đá phiến. Theo thời gian, các vết nứt nhân tạo có thể mất khả năng dẫn truyền do sự nghiền nát chất chống đỡ, quá trình biến đổi địa chất, sự vùi lấp hoặc sự di chuyển của các hạt mịn. Những quá trình này làm giảm các đường dẫn mở ra do áp suất phá vỡ khi nứt vỡ thủy lực, ảnh hưởng nghiêm trọng đến khả năng thu hồi hydrocarbon. Mô hình toán học và các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm cho thấy rằng nếu không được quản lý đúng cách, sự suy thoái chất chống đỡ có thể làm giảm sản lượng lên đến 80% trong vòng 10 năm. Các yếu tố như áp suất đóng, kích thước chất chống đỡ và đặc tính bề mặt vết nứt ban đầu đóng vai trò quan trọng. Việc lựa chọn chất chống đỡ phù hợp và chủ động quản lý áp suất dưới giếng là điều cần thiết để duy trì các đường dẫn mở rộng được tạo ra bởi quá trình ăn mòn axit nhằm đảm bảo dòng chảy dầu khí bền vững.
Mở rộng và duy trì mạng lưới vết nứt
Việc mở rộng chiến lược khu vực khai thác mỏ dầu phụ thuộc vào thiết kế và triển khai hiệu quả các hệ thống axit được kiểm soát. Đây là các hệ thống dung dịch axit dùng trong kỹ thuật nứt vỡ thủy lực, chứa các chất phụ gia như chất làm chậm phản ứng, chất tạo gel và chất hoạt động bề mặt, nhằm điều chỉnh vị trí đặt axit, kiểm soát tốc độ phản ứng giữa axit và đá, và giảm thiểu sự rò rỉ dung dịch trong quá trình xử lý. Kết quả là một quá trình ăn mòn có mục tiêu hơn, tối đa hóa các kỹ thuật tạo vết nứt trong nứt vỡ thủy lực và hỗ trợ sự lan truyền của cả vết nứt sơ cấp và thứ cấp (cong).
Các hệ thống axit được kiểm soát, đặc biệt là axit dạng gel và axit gel tại chỗ, giúp quản lý vị trí và thời gian tồn tại của axit trong các vết nứt. Các hệ thống này làm chậm quá trình tương tác giữa axit và đá, kéo dài khoảng cách thâm nhập và cho phép ăn mòn axit toàn diện hơn để tăng cường vết nứt. Phương pháp này làm tăng thể tích đá được kích thích, mở rộng diện tích thoát nước của mỏ dầu và giải quyết các thách thức với các giải pháp kênh thấm tự nhiên kém hiệu quả trong cả môi trường đá vôi và đá phiến sét. Các trường hợp thực tế cho thấy các kỹ thuật này tạo ra các mạng lưới vết nứt rộng hơn, kết nối hơn, thúc đẩy khả năng thu hồi hydrocarbon cao hơn.
Duy trì sự cải thiện khả năng thấm dưới tác động của ứng suất động trong tầng chứa là một yếu tố quan trọng khác cần xem xét. Sự lan truyền vết nứt trong đá chịu ứng suất đóng cao thường dẫn đến giảm chiều rộng vết nứt hoặc đóng sớm, làm giảm khả năng dẫn truyền. Để khắc phục điều này, một số chiến lược được áp dụng:
- Công nghệ đục lỗ kết hợp ứng suất:Phương pháp này cho phép kiểm soát việc khởi phát và lan truyền các vết nứt, tối ưu hóa sự cân bằng giữa năng lượng kích thích đầu vào và sự mở rộng mạng lưới vết nứt. Ví dụ, tại vùng trũng Jiyang, công nghệ này đã giảm 37% năng lượng cần thiết đồng thời cải thiện cả khả năng kết nối và kết quả môi trường.
- Các phương pháp xử lý tiền axit:Việc sử dụng hệ thống axit polyhydrogen hoặc các dung dịch tiền axit khác có thể làm giảm áp suất phá vỡ vết nứt và giảm tắc nghẽn ban đầu của tầng địa chất, tạo tiền đề cho việc tạo vết nứt hiệu quả và bền vững hơn.
- Mô hình địa cơ học:Tích hợpđo lường căng thẳng theo thời gian thựcViệc giám sát bể chứa cho phép dự đoán và điều chỉnh các thông số xử lý axit, giúp duy trì độ dẫn của khe nứt bất chấp điều kiện ứng suất tại chỗ thay đổi.
Các phương pháp này—kết hợp với các chất phụ gia trong dung dịch khoan thủy lực được tối ưu hóa và công thức dung dịch khoan axit—đảm bảo duy trì được lợi ích về độ thấm. Chúng giúp các nhà khai thác dầu khí mở rộng và duy trì mạng lưới vết nứt, tăng cường độ thấm của đá có độ xốp thấp và hỗ trợ khai thác tài nguyên lâu dài.
Tóm lại, thông qua sự kết hợp giữa các phương pháp khắc axit tiên tiến, hệ thống axit được kiểm soát hiện đại và các chiến lược nứt vỡ dựa trên cơ học địa chất, các phương pháp kích thích mỏ hiện đại ngày nay tập trung vào cả việc tối đa hóa diện tích thoát hydrocarbon tức thời và bảo toàn độ dẫn của vết nứt cần thiết cho hiệu suất sản xuất liên tục.
Phần kết luận
Việc đo lường và tối ưu hóa hiệu quả độ nhớt của dung dịch axit dùng trong quá trình nứt vỡ là yếu tố then chốt để tối đa hóa việc tạo vết nứt, hiệu quả ăn mòn axit và khả năng khai thác dầu lâu dài trong các tầng đá phiến sét. Các phương pháp thực hành tốt nhất được định hướng bởi sự hiểu biết sâu sắc về động lực học chất lỏng trong điều kiện mỏ, cũng như sự tích hợp dữ liệu từ phòng thí nghiệm và thực địa để đảm bảo tính phù hợp trong vận hành.
Câu hỏi thường gặp
Câu 1: Độ nhớt của dung dịch khoan axit có tầm quan trọng như thế nào trong các mỏ dầu đá phiến?
Độ nhớt của dung dịch axit dùng trong kỹ thuật nứt vỡ đá rất quan trọng để kiểm soát sự hình thành và lan truyền vết nứt trong các mỏ dầu đá phiến. Dung dịch có độ nhớt cao, chẳng hạn như axit liên kết chéo hoặc axit dạng gel, tạo ra các vết nứt rộng hơn và phân nhánh nhiều hơn. Điều này cho phép axit được đưa vào tốt hơn và kéo dài thời gian tiếp xúc giữa axit và đá, tối ưu hóa cơ chế phản ứng giữa axit và đá, đồng thời đảm bảo quá trình ăn mòn sâu và đồng đều. Độ nhớt tối ưu của dung dịch giúp tối đa hóa chiều rộng và độ phức tạp của vết nứt, ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả của quá trình ăn mòn axit để tăng cường vết nứt và tối ưu hóa diện tích thoát nước tổng thể của mỏ dầu. Ví dụ, dung dịch CO₂ được làm đặc đã được chứng minh là cải thiện chiều rộng vết nứt và duy trì độ thấm sau xử lý, trong khi dung dịch có độ nhớt thấp cho phép tạo ra các vết nứt dài hơn, hẹp hơn với sự lan truyền dễ dàng hơn nhưng có thể gây ra rủi ro ăn mòn không đầy đủ hoặc tạo kênh cho dòng chảy axit. Việc lựa chọn độ nhớt phù hợp trong công thức dung dịch axit dùng trong kỹ thuật nứt vỡ đá đảm bảo phá vỡ hiệu quả sự tắc nghẽn trong tầng đá, độ dẫn vết nứt lâu dài và mở rộng đáng kể diện tích thoát nước hiệu quả.
Câu 2: Áp suất phá vỡ trong quá trình nứt vỡ thủy lực ảnh hưởng đến việc tạo vết nứt như thế nào?
Áp suất phá vỡ là lực tối thiểu cần thiết để khởi phát các vết nứt trong đá trong quá trình nứt vỡ thủy lực. Trong các mỏ dầu đá phiến có độ thấm thấp, việc quản lý chính xác áp suất phá vỡ là vô cùng quan trọng. Nếu áp suất áp dụng quá thấp, các vết nứt có thể không mở ra, hạn chế sự xâm nhập của chất lỏng. Nếu quá cao, quá trình nứt vỡ có thể trở nên khó kiểm soát, dẫn đến nguy cơ lan truyền vết nứt không mong muốn. Việc kiểm soát đúng cách khuyến khích các vết nứt phát triển dọc theo các mặt phẳng tự nhiên và thậm chí cả các đường cong, cải thiện khả năng kích thích mỏ. Áp suất phá vỡ cao hơn, khi được quản lý tốt, sẽ tạo ra các mạng lưới vết nứt phức tạp hơn và tăng cường khả năng kết nối cần thiết để axit tiếp cận và ăn mòn một khu vực rộng hơn. Các kỹ thuật như khoét rãnh lỗ khoan được sử dụng để giảm áp suất phá vỡ và kiểm soát tốt hơn việc khởi phát vết nứt, ảnh hưởng đến cả hình dạng vết nứt và hiệu quả lan truyền. Việc kiểm soát áp suất phá vỡ trong quá trình nứt vỡ thủy lực một cách có hiểu biết này là yếu tố cốt lõi trong các kỹ thuật tạo vết nứt tiên tiến trong các mỏ dầu khí phi truyền thống.
Câu 3: Tại sao việc khắc axit và mở rộng mỏ dầu có lợi cho các mỏ có độ thấm và độ rỗng thấp?
Các tầng chứa có độ thấm thấp và độ rỗng thấp có các kênh thấm tự nhiên hạn chế, làm giảm khả năng di chuyển và sản lượng dầu. Quá trình khắc axit trong khoan thủy lực sử dụng chất lỏng phản ứng để hòa tan các phần của ma trận đá dọc theo các mặt vết nứt, do đó mở rộng các đường dẫn dòng chảy này. Điều này làm giảm sự tắc nghẽn trong tầng chứa và cung cấp các kênh mới cho chất lỏng di chuyển tự do hơn. Các phương pháp kích thích tầng chứa gần đây, bao gồm hệ thống hỗn hợp và hệ thống tiền axit, đã đạt được khả năng dẫn điện lâu dài và cải thiện khả năng thu hồi dầu. Các phương pháp này đặc biệt có giá trị trong việc cải thiện các tầng chứa có độ thấm thấp và tăng cường độ thấm của đá có độ rỗng thấp, như đã được chứng minh trong cả các nghiên cứu thực địa và phòng thí nghiệm. Kết quả là năng suất giếng tăng đáng kể, với các vết nứt được khắc axit và mở rộng hoạt động như các đường dẫn được tăng cường cho dòng chảy hydrocarbon.
Câu 4: Độ rỗng và độ thấm của đá đóng vai trò gì trong sự thành công của quá trình nứt vỡ đá bằng axit?
Độ rỗng và độ thấm quyết định trực tiếp sự di chuyển của chất lỏng và khả năng tiếp cận axit trong các mỏ dầu. Đá có độ rỗng và độ thấm thấp cản trở sự lan truyền và hiệu quả của dung dịch axit dùng trong quá trình nứt vỡ thủy lực, hạn chế sự thành công của các hoạt động kích thích. Để giải quyết vấn đề này, công thức dung dịch axit dùng trong quá trình nứt vỡ thủy lực được điều chỉnh đặc biệt để bao gồm các chất phụ gia kiểm soát phản ứng và chất điều chỉnh độ nhớt. Tăng cường độ rỗng thông qua phản ứng giữa axit và đá làm tăng không gian rỗng có sẵn để lưu trữ hydrocarbon, trong khi tăng cường độ thấm cho phép dòng chảy dễ dàng hơn qua mạng lưới vết nứt. Sau khi xử lý bằng axit, nhiều nghiên cứu đã chỉ ra sự gia tăng đáng kể cả về độ rỗng và độ thấm, đặc biệt là ở những nơi trước đây có các kênh thấm tự nhiên kém. Cải thiện các thông số này cho phép tối ưu hóa sự lan truyền vết nứt, duy trì tốc độ sản xuất và mở rộng diện tích tiếp xúc với mỏ.
Câu 5: Phản ứng giữa axit và đá ảnh hưởng như thế nào đến hiệu quả mở rộng diện tích thoát nước?
Cơ chế phản ứng giữa axit và đá chi phối cách đá bị hòa tan và cách các vết nứt được ăn mòn và mở rộng trong quá trình nứt vỡ bằng axit. Việc kiểm soát hiệu quả tốc độ phản ứng giữa axit và đá là rất quan trọng: nếu quá nhanh, axit sẽ bị tiêu hao gần giếng khoan, hạn chế khả năng xuyên thấu; nếu quá chậm, quá trình ăn mòn có thể không đủ. Bằng cách điều chỉnh phản ứng thông qua độ nhớt của chất lỏng, nồng độ axit và các chất phụ gia, quá trình ăn mòn có mục tiêu dọc theo các mặt vết nứt được thực hiện, cho phép kết nối vết nứt rộng hơn và sâu hơn. Mô hình hóa tiên tiến và nghiên cứu trong phòng thí nghiệm xác nhận rằng việc tối ưu hóa phản ứng giữa axit và đá dẫn đến các vết nứt có dạng kênh, có độ dẫn cao, giúp mở rộng đáng kể diện tích thoát dầu. Ví dụ, các vết nứt được ăn mòn bằng axit dạng kênh đã được ghi nhận có độ dẫn cao hơn gấp năm lần so với các vết nứt không được ăn mòn trong các tầng đá cacbonat. Do đó, việc điều chỉnh cẩn thận thành phần chất lỏng nứt vỡ bằng axit và các thông số bơm sẽ trực tiếp quyết định quy mô và hiệu quả của việc cải thiện diện tích thoát dầu.
Thời gian đăng bài: 10/11/2025
