Видобуток звичайних нафтових і газових покладів скорочується з кожним роком, не в змозі задовольнити зростаючий попит, що робить обов’язковим збільшення видобутку нетрадиційної нафти і газу в моїй країні. Останніми роками розвідка та розробка нетрадиційних нафтових і газових ресурсів вийшли на новий етап, коли нещодавно розвідані запаси становлять понад дві-третини загальних доведених запасів, що робить їх важливим джерелом майбутнього зростання нафтогазових ресурсів. Нетрадиційні поклади нафти і газу зазвичай мають такі характеристики, як низька пористість і проникність, сильна неоднорідність, велика глибина залягання і низький початковий видобуток. Технологія гідророзриву є одним із ключових заходів збільшення видобутку нафтогазових свердловин. Рідина для гідророзриву є робочою рідиною в операціях гідравлічного розриву, і її продуктивність і стабільність безпосередньо визначають ефект розриву.
Рідина ГРП містить різні добавки і є неоднорідною, нестабільною робочою рідиною. Його система зазвичай включає воду, загусники, поверхнево-активні речовини, стабілізатори глини, біоциди, розщеплювачі, регулятори рН, агенти для контролю втрати рідини та проппанти. Рідини для гідророзриву часто містять один або кілька типів поверхнево-активних речовин для зменшення поверхневого натягу та міжфазного натягу, що не тільки покращує швидкість зворотного потоку рідини для гідророзриву, але також полегшує всмоктування та витіснення нафти. Рідини для гідророзриву класифікуються на типи рідин-на основі води,-масля-і спирту-відповідно до їхніх фізичних і хімічних властивостей (дисперсійне середовище), причому рідини для гідророзриву-на основі води є найбільш широко використовуваними. Під час процесу розриву рідина для розриву передає енергію для руйнування породи, розширення тріщин і перенесення проппантів у тріщини. Зазвичай він повинен володіти такими характеристиками, як опір зсуву, здатність суспензії проппанту, низьке тертя, термостійкість, низькі втрати рідини, низький рівень залишків, низьке пошкодження колектора, легкий зворотний приплив, хороша сумісність і економічна-ефективність.
Замочування — це стадія після гідророзриву та перед видобутком, під час якої відбуваються складні пов’язані процеси, такі як потік рідини для розриву, просочування та хімічні реакції. Рідина для гідророзриву, що залишається в пласті, може збільшити складність тріщин після-розриву через просочування. Змочувальні компоненти рідини для розриву під дією капілярних сил потрапляють у мікропори вздовж тріщин і витісняють нафту в них, збільшуючи енергію потоку пластової рідини, спричиняючи зближення нафти до тріщин, посилюючи ефект витіснення нафти-води та, зрештою, збільшуючи видобуток і коефіцієнт вилучення. Наразі на деяких блоках нафтопромислів Чанцін, Цінхай і Дацин застосовано метод просочення після-ГРП, завдяки чому досягнуто хороших результатів підвищення видобутку. Час замочування є ключовим параметром, який впливає на очікуваний ефект замочування. Результати моделювання та експериментів показують, що відповідне збільшення часу витримки сприяє збільшенню виробництва, але надмірно довгий час витримки збільшить стійкість до викиду нафти/газу.
Зворотний потік рідини для розриву після розриву впливає на стан модифікації колектора та ефект збільшення видобутку. Швидкість зворотного потоку є одним з оціночних параметрів ступеня зворотного потоку рідини гідророзриву. Польові дані показують, що коефіцієнт зворотного потоку більшості газових свердловин становить менше 50%, а в деяких навіть менше 5%. На початковій стадії зворотного потоку відкриті тріщини закриваються, блокуючи канали між основними тріщинами, і рідина розриву не може плавно витікати з пласта; через надзвичайно низьку проникність колектора та велику порову капілярну силу, рідина для розриву в тріщинах просочується до глибшої матриці породи, але це перешкоджає зворотному потоку рідини для розриву; пластові солі, розчинені в рідині для розриву, створюють велику різницю хімічних потенціалів між закачуваною рідиною для розриву та пластовою водою, перешкоджаючи зворотному потоку рідини для розриву, що призводить до низької швидкості зворотного потоку. Вміст глини та час витримки рідини для гідророзриву також впливають на ефективність зворотного потоку. Глина збільшується в об’ємі під впливом води та має сильну водоутримувальну здатність, поглинаючи більше рідини, ніж міститься в ній матричний простір. Для таких резервуарів необхідно додавати глинисті стабілізатори. Швидкість зворотного потоку безпосередньо пов’язана із зворотним потоком проппанту та вторинним пошкодженням пласта. Таким чином, цілеспрямовані дослідження зворотного потоку рідини для гідророзриву на основі характеристик колектора є корисними для покращення видобутку нафти та газу.
Гідророзрив-промокання-потік — це інтегрований інженерний процес, кожен етап якого взаємопов’язаний. Операція гідророзриву впливає на подальше просочування та зворотний потік, отже, рідина для гідророзриву повинна не лише відповідати вимогам продуктивності для гідророзриву, але також враховувати потреби просочування та зворотного потоку. Це призводить до базової концепції інтегрованої робочої рідини для-змочування-зворотного потоку для нетрадиційних нафтових і газових покладів. Робочі рідини для інтегрованого гідророзриву-промокання-зворотного потоку є тенденцією, що розвивається, що робить розробку багатофункціональних інтегрованих робочих рідин надзвичайно важливою.
Рідина для гідророзриву, як «кров» операцій гідророзриву, впливає на гідророзрив, просочування, зворотний потік і видобуток нафти. Дослідження робочої рідини має йти в ногу з тенденціями в розвідці та розробці нафтових і газових ресурсів, а її функції повинні ставати все більш уточненими на основі характеристик розробки колектора та фізичних властивостей. Рідини для гідророзриву повинні відповідати вимогам щодо продуктивності створення тріщини, суспензії проппанту, підтримки тріщини та поповнення енергії на стадії розриву, а також враховувати потреби стадій просочування та зворотного потоку. Полімерні добавки мають потужну здатність-збільшувати в’язкість, але їх важко повністю розщепити та залишати значні залишки; чисті рідини для гідророзриву мають низький поверхневий/міжфазний натяг, але погані механічні властивості та високу вартість; Робочі рідини на основі піни мають низькі втрати рідини та мінімальне пошкодження колектора, але низьку пропускну здатність проппанту. Залежно від конкретних потреб кожен тип присадки розробляється у відповідну систему робочої рідини, яка потім поєднується з процесом для формування унікального методу роботи. Інтегровані робочі рідини можуть до певної міри зменшити експлуатаційні витрати, спростити процедури та пом’якшити пошкодження вторинного пласта. Комбіноване використання кількох робочих середовищ або використання хімічних методів для прищеплення функціональних груп для покращення продуктивності робочої рідини є майбутнім напрямком розвитку робочої рідини, а також має великі перспективи розвитку в таких сферах, як покращення вилучення нафти, тимчасове закупорювання та відведення, а також низький-вуглецевий захист навколишнього середовища.
