ВЛИЯНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ПРОППАНТА И ЖИДНОСТИ ГРП НА ЗАЛЕГАНИЕ ПРОППАНТА В ТРЕЩИНАХ ВО ВРЕМЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

АННОТАЦИЯ

Проппант играет жизненно важную роль в гидроразрыве пласта при добыче нефти/газа в плотных породах, поскольку он помогает удерживать трещины открытыми во время добычи. Однако, как правило, закрепление проппанта, основной тип разрушения проппанта, происходит при высокой сжимающей нагрузке, что значительно снижает проводимость трещины и, следовательно, добычу. В течение гидроразрыва жидкость гидроразрыва имеет возможность контактировать и проникать только в трещины, находящиеся на верхней поверхности породы средней из-за сверхнизкой проницаемости породы и короткого времени жизни флюида, в то время как состояние остальных частей породы остаются неизменными, создавая неоднородность в скальной среде. Поэтому в данном литературном анализе была проведена комплексная численная оценка для изучения поведения проппанта в неоднородной горнодобывающей среде с учетом факторов (действующее напряжение, концентрация проппанта и жидкость для гидроразрыва), влияющих на характеристики проппанта. По результатам литературного анализа, было выяснено, что увеличение концентрации проппанта уменьшает залегание проппанта, и, что интересно, согласно эксперименту, Танга У. и Ранджита П. оптимальное покрытие проппантом составляет около 150%. Кроме того, влияние жидкости ГРП на залегание проппанта более существенно при высоких концентрациях проппанта, а залегание в водонасыщенных условиях выше, чем в нефтенасыщенных.

Ключевые слова: Гидроразрыв пласта; проппант; концентрация; концентрация проппанта; залегание проппанта.

Введение

Несмотря на то, что глубоко подземная нефть обеспечивает потенциальный энергетический ресурс, отсутствие благоприятных характеристик проницаемости в пластах приводит к непредсказуемым показателям закачки жидкости и производительности при добыче нефти и газа. Из различных методов интенсификации нефтяных и газовых скважин гидроразрыв пласта был определен как одни из лучших способов повышения проницаемости пластов-коллекторов согласно работе Джаббари Х. и Зёнг З. Однако, из-за высоких давлений в вертикальных скважинах на предпочтительных глубинах или плотной добычи нефти/газа, трещины, вызванные гидроразрывом пласта, имеют тенденцию закрываться, и данное сокращение сети трещин делает добычу неэффективной при длительной добыче. Чтобы решить эту проблему, важно иметь эффективный метод поддержки раскрытия трещин, вызванных гидроразрывом пласта, после прекращения подачи давления. На сегодняшний день небольшие частицы, называемые проппантом, обычно используются для расклинивания искусственных трещин во время добычи нефти/газа в плотных породах, и в результате чего, добыча нефти и газа в плотных породах в значительной степени зависит от поведения проппанта, согласно исследованию Пателя Б., Робарта С., Рюгеймера М. Однако из-за экстремальных условий в труднопроницаемых нефтяных и газовых коллекторах, таких как высокие температуры и давление, возникает деградация проппанта, включая диагенез проппанта и образование мелких частиц, откуда и происходит их миграция, что может вызвать значительное снижение проводимости трещин. Из этих механизмов деградации внедрение расклинивающего наполнителя является наиболее распространенной и критической проблемой, которая может возникнуть из-за высокой вертикальной нагрузки открытых пород глубоко под землей, и она тесно связана с проводимостью трещин и эффективностью добычи. Внедрение проппанта отрицательно влияет на добычу нефти/газа в плотных породах из-за снижения проводимости трещин в плотных пластах. Хотя залегание проппанта неизбежна, можно принять соответствующие меры, чтобы свести к минимуму ущерб, причиняемый им в процессе добычи. Среди различных факторов, влияющих на поведение проппанта, эффективное давление является наиболее важным фактором, влияющим на заделку проппанта. Кроме того, влияние концентрации проппанта и жидкости для гидроразрыва также вносит значительный вклад в закрепление проппанта, и поэтому его нельзя игнорировать при оценке поведения залегания проппанта в условиях глубокого пласта.

Влияние концентрации проппанта на залегание расклинивающего агента

Одним важным фактором, влияющим на залегание проппанта в глубоких коллекторах, является концентрация проппанта. Теоретически ожидается, что залегание проппанта уменьшится с увеличением концентрации проппанта, потому что увеличение количества, закачиваемого в трещину проппанта приводит к уменьшению эффективного напряжения, действующего на каждую частицу проппанта при тех же условиях пластового напряжения. В работе Волка Л. Д., Рэйбла С. Д. и Кэрол Х. Б. было выяснено, что ширина трещины уменьшается с увеличением концентрации проппанта с 25% покрытия до 100%. Более того, работа Вен К. и Жанг С. выявила, что гидравлическая проводимость уменьшается с увеличением давления закрытия, и эта тенденция еще больше снижается с увеличением концентрации проппанта, что свидетельствует о положительном влиянии высокой концентрации проппанта на проводимость пласта во время добычи. Точно так же Шейн, Г. В., Карр, П. Д. и Канан, П. А. в своей работе обнаружили тенденцию к увеличению гидравлической проводимости с увеличением концентрации проппанта. Однако, согласно их результатам, существует ограничение влияния концентрации проппанта на эффективную проводимость коллектора, и они обнаружили, что проводимость коллектора значительно колеблется между концентрациями проппанта от 0,0008 до 0.08кг/м2, что неблагоприятно для эффективности добычи.

Влияние жидкости ГРП на залегание проппанта и проницаемость трещин

Углубленное понимание влияния жидкости ГРП на весь процесс интенсификации очень важно, при определении поведения проппанта в условиях глубокого пласта. Как правило, проппант переносится в трещины с помощью закачиваемых жидкостей под высоким давлением (жидкость ГРП), и со временем закачиваемые проппанты достигают гораздо более глубоких каналов трещин. Вязкость жидкости гидроразрыва является одним из важных факторов при оценке поведения проппанта в условиях глубокого пласта. Как правило, жидкость ГРП должна иметь достаточную вязкость, чтобы переносить проппант через созданную сеть трещин на расстояние, далекое от точки начала трещины. В работе Лоу и Хьюитта было выяснено что, если жидкость для гидроразрыва будет иметь довольно низкую вязкость, проппант может осесть сразу после закачки жидкости в начале трещины и не сможет расклинить всю трещину по всей ее длине. Полагаясь на работу Ю В. и Сепернури К. более вязкие жидкости ГРП не только выполняют задачу транспортировки проппанта, но и помогают смягчить механизм залегания проппанта. В частности, жидкости для гидроразрыва с высокой вязкостью могут обеспечить равномерное распределение проппанта за счет предотвращения раннего или концентрированного осаждения, что может помочь оптимизировать залегание проппанта и его проводимость при добыче нефти и газа в плотных породах.

Жидкости гидроразрыва также могут вызывать физические и химические реакции с проппантом и пластом-коллектором, что может существенно повлиять на залегание проппанта во время добычи. Например, работа Акрада О., Мискиминса Д. и Прасада М. показывает, что жидкости для гидроразрыва на водной основе, которые наиболее широко используемая жидкость на данный момент, может привести к значительному снижению значения Юнга породы из-за механического ослабления, вызванного эффектом размягчения, что в итоге увеличивает залегание проппанта, вызывая потерю проводимости во время добычи. Данное явление также подтверждается работой Корапчеоглу Х., которое показывает, что залегание проппанта увеличивается с уменьшением модуля Юнга породы из-за воздействия жидкости гидроразрыва. В частности, согласно исследованию Дайка C. и Доберейнера K., вода в песчанике, скорее всего, преобразует более сильные связи вроде кремния и кислорода в более слабые водородные связи, что значительно снижает непрерывность связующего и общую прочность породы. Кроме того, в работе Лин М., Дженг Ф. и Цай Ф. вода может растворять некоторые минералы, в том числе кальцит и хлорит, в породах, таких как сланцы и песчаники, вызывая снижение прочности конструкции. Помимо этого, вода может размягчать поверхность породы-коллектора, особенно в породах с большим содержанием глинистых минералов. Согласно исследованию Алрамахи Б. и Санберга М., внедрение расклинивающего наполнителя увеличивается с увеличением процентного содержания глины в горной породе. Как правило, глинистые минералы обладают более высокими характеристиками деформируемости с низким значением Юнга и более высокими характеристиками водопритяжения из-за электростатического притяжения между молекулами воды и отрицательно заряженной поверхностью частиц глины. Этот процесс называется «эффектом диффузного двойного слоя». Из-за этого эффекта двойного слоя глинистые минералы могут вызывать набухание горной породы, что усиливает эффект размягчения, что приводит к снижению прочности породы коллектора в процессе добычи.

Эксперимент Танга У. и Ранджита П.

Их эксперимент был направлен на изучение влияния концентрации проппанта и жидкости для гидроразрыва на поведение проппанта при внедрении в неоднородную горную среду для достижения оптимальной стратегии для максимальной добычи газа в плотных породах. Залегание уменьшается с увеличением концентрации, потому что нагрузка, сопротивляющаяся одиночному проппанту, уменьшается с увеличением количества проппанта. Однако заделка становится стабильной при дальнейшем увеличении после 150% покрытия при том же нормальном напряжении. Это связано с тем, что дополнительный слой проппанта помогает восполнить оставшееся пространство, вызванное относительным движением частиц, для достижения полностью покрытого монослоя проппанта. Таким образом, 150% покрытие является оптимальной концентрацией для этого эксперимента с 0,48 и 0,36 мм для воды и нефтяного флюида, соответственно, при нормальном напряжении 35 МПа. Что касательно жидкости гидроразрыва пласта, основываясь на их эксперименте, влияние жидкости на залегание проппанта более очевидно при высоких концентрациях проппанта, при этом залегание больше для водонасыщенной жидкости, чем для нефтенасыщенной.

Список литературы:

1. Yong, C., Wu, O., Bridle, M. K. 2012. Reinjecting Produced Water Into Tight Oil Reservoirs. SPE-162863-MS. https://doi.org/10.2118/162863-MS;
2. Yu, W. and Sepehrnoori, K. 2013. Simulation of Proppant Distribution Effect on Well Performance in Shale Gas Reservoirs. SPE-167225-MS. https://doi.org/10.2118/167225-MS;
3. Volk, L. J., Raible, C. J., Carroll, H. B. 1981. Embedment of High-Strength Proppant Into Low-Permeability Reservoir Rock. SPE-9867-MS. https://doi.org/10.2118/9867-MS;
4. Lin, M., Jeng, F., Tsai, L. 2005. Wetting Weakening of Tertiary Sandstones—Microscopic Mechanism. Environmental Geology 48 (2): 265–275. https://doi.org/10.1007/s00254-005-1318-y;
5. Mack, Mark G., and Chris E. Coker. Proppant Selection for Shale Reservoirs: Optimizing Conductivity, Proppant Transport and Cost. 2013. https://doi.org/10.2118/167221-MS
6. Akrad, O. M., Miskimins, J. L., and Prasad, M. 2011. The Effects of Fracturing Fluids on Shale Rock Mechanical Properties and Proppant Embedment. SPE-146658-MS. https://doi.org/10.2118/146658-MS.
7. Alramahi, B. and Sundberg, M. 2012. Proppant Embedment and Conductivity of Hydraulic Fractures in Shales. ARMA-2012-291.
8. Corapcioglu, H., Miskimins, J., and Prasad, M. 2014. Fracturing Fluid Effects on Young’s Modulus and Embedment in the Niobrara Formation. SPE-170835-MS. https://doi.org/10.2118/170835-MS.
9. Tang, Y.. , Ranjith, P. G., Perera, M. S., and T. D. Rathnaweera. Influences of Proppant Concentration and Fracturing Fluids on Proppant-Embedment Behavior for Inhomogeneous Rock Medium: An Experimental and Numerical Study. SPE Prod & Oper 33 (2018): 666–678. doi: https://doi.org/10.2118/189984-PA
10. Wen, Q., Zhang, S., Wang, L. et al. 2007. The Effect of Proppant Embedment Upon the Long-Term Conductivity of Fractures. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2006.08.010.
11. Dyke, C. and Dobereiner, L. 1991. Evaluating the Strength and Deformability of Sandstones. https://doi.org/10.1144/GSL.QJEG.1991.024.01.13.
12. Schein, G. W., Carr, P. D., Canan, P. A. et al. 2004. Ultralightweight Proppants: Their Use and Application in the Barnett Shale. SPE-90838-MS. https://doi.org/10.2118/90838-MS.