Die Produktion konventioneller Öl- und Gaslagerstätten geht von Jahr zu Jahr zurück und kann die wachsende Nachfrage nicht decken. Daher ist es zwingend erforderlich, die unkonventionelle Öl- und Gasproduktion in meinem Land zu steigern. In den letzten Jahren ist die Exploration und Erschließung unkonventioneller Öl- und Gasressourcen in eine neue Phase eingetreten, wobei neu nachgewiesene Reserven mehr als zwei -Drittel der gesamten nachgewiesenen Reserven ausmachen, was sie zu einer wichtigen Quelle für das zukünftige Wachstum der Öl- und Gasressourcen macht. Unkonventionelle Öl- und Gaslagerstätten weisen typischerweise Merkmale wie geringe Porosität und Permeabilität, starke Heterogenität, große Versenkungstiefe und geringe Anfangsproduktion auf. Die hydraulische Fracking-Technologie ist eine der Schlüsselmaßnahmen zur Steigerung der Öl- und Gasförderung. Frakturierungsflüssigkeit ist das Arbeitsmedium bei hydraulischen Frakturierungsvorgängen und ihre Leistung und Stabilität bestimmen direkt die Frakturierungswirkung.
Fracturing-Flüssigkeit enthält verschiedene Zusatzstoffe und ist eine heterogene, instabile Arbeitsflüssigkeit. Sein System umfasst typischerweise Wasser, Verdickungsmittel, Tenside, Tonstabilisatoren, Biozide, Brecher, pH-Einstellmittel, Flüssigkeitsverlustkontrollmittel und Stützmittel. Frakturierungsflüssigkeiten enthalten oft eine oder mehrere Arten von Tensiden, um die Oberflächen- und Grenzflächenspannung zu verringern, was nicht nur die Rückflussrate der Frakturierungsflüssigkeit verbessert, sondern auch die Aufnahme und Ölverdrängung erleichtert. Fracking-Flüssigkeiten werden nach ihren physikalischen und chemischen Eigenschaften (Dispersionsmedium) in wasserbasierte, öl-- und alkoholbasierte Typen unterteilt, wobei wasserbasierte Fracking-Flüssigkeiten am häufigsten verwendet werden. Während des Frakturierungsprozesses überträgt die Frakturierungsflüssigkeit Energie, um das Gestein zu brechen, die Brüche zu erweitern und dann Stützmittel in die Brüche zu befördern. Typischerweise muss es über Eigenschaften wie Scherfestigkeit, Fähigkeit zur Stützmittelsuspension, geringe Reibung, Temperaturbeständigkeit, geringen Flüssigkeitsverlust, geringe Rückstände, geringe Beschädigung des Reservoirs, leichtes Zurückfließen, gute Kompatibilität und Kosteneffizienz verfügen.
Das Einweichen ist eine Phase nach dem hydraulischen Frakturieren und vor der Produktion, in der komplexe gekoppelte Prozesse wie Frakturierungsflüssigkeitsfluss, Imbibition und chemische Reaktionen ablaufen. Die in der Formation verbleibende Frakturierungsflüssigkeit kann durch Imbibition die Komplexität von Frakturen nach der Frakturierung erhöhen. Die durch Kapillarkräfte angetriebenen Benetzungskomponenten in der Frakturierungsflüssigkeit dringen in Mikroporen entlang der Brüche ein und verdrängen das darin enthaltene Öl, wodurch die Strömungsenergie der Formationsflüssigkeit erhöht wird, was dazu führt, dass das Öl zu den Brüchen zusammenläuft, was den Öl-{3}}Wasserverdrängungseffekt verstärkt und letztendlich die Produktions- und Gewinnungsrate steigert. Derzeit haben einige Blöcke auf den Ölfeldern Changqing, Qinghai und Daqing die Post-Fracturing-Soaking-Methode übernommen und damit gute Ergebnisse bei der Produktionssteigerung erzielt. Die Einweichzeit ist ein Schlüsselparameter, der die erwartete Wirkung des Einweichens beeinflusst. Simulations- und Versuchsergebnisse zeigen, dass eine angemessene Verlängerung der Einweichzeit zur Steigerung der Produktion beiträgt, eine übermäßig lange Einweichzeit jedoch den Widerstand gegen das Ausstoßen von Öl/Gas erhöht.
Der Rückfluss der Frakturierungsflüssigkeit nach der Frakturierung wirkt sich auf den Status der Lagerstättenmodifikation und den Effekt der Produktionssteigerung aus. Die Rückflussrate ist einer der Bewertungsparameter für den Grad des Rückflusses der Frakturflüssigkeit. Felddaten zeigen, dass die Rückflussrate der meisten Gasquellen weniger als 50 % und bei einigen sogar weniger als 5 % beträgt. Im Anfangsstadium des Rückflusses schließen sich die geöffneten Brüche, wodurch die Kanäle zwischen den Hauptbrüchen blockiert werden und die Bruchflüssigkeit nicht reibungslos aus dem Reservoir abfließen kann; Aufgrund der extrem geringen Durchlässigkeit des Reservoirs und der großen Kapillarkraft der Poren wird die Spaltflüssigkeit in den Brüchen dazu getrieben, in die tiefere Gesteinsmatrix zu sickern, was jedoch den Rückfluss der Spaltflüssigkeit behindert; Die in der Frakturierungsflüssigkeit gelösten Formationssalze erzeugen einen großen chemischen Potentialunterschied zwischen der injizierten Frakturierungsflüssigkeit und dem Formationswasser, wodurch der Rückfluss der Frakturierungsflüssigkeit behindert wird, was zu einer niedrigen Rückflussrate führt. Der Tongehalt und die Einweichzeit der Frakturflüssigkeit wirken sich auch auf die Rückflusseffizienz aus. Ton dehnt sein Volumen aus, wenn er Wasser ausgesetzt wird, und verfügt über ein starkes Wasserrückhaltevermögen, wobei er mehr Flüssigkeit aufnimmt, als sein enthaltener Matrixraum fasst. Für solche Lagerstätten müssen Tonstabilisatoren zugesetzt werden. Die Rückflussrate steht in direktem Zusammenhang mit dem Rückfluss des Stützmittels und der Sekundärschädigung des Reservoirs. Daher ist eine gezielte Forschung zum Rückfluss von Frakturierungsflüssigkeit auf der Grundlage von Lagerstätteneigenschaften hilfreich bei der Verbesserung der Öl- und Gasproduktion.
Fracturing-Soaking-Flowback ist ein integrierter technischer Prozess, bei dem jede Phase miteinander verbunden ist. Der Frakturierungsvorgang wirkt sich auf das anschließende Einweichen und Zurückfließen aus. Daher muss die Frakturierungsflüssigkeit nicht nur die Leistungsanforderungen für das Frakturieren erfüllen, sondern auch die Anforderungen des Einweichens und Zurückfließens berücksichtigen. Dies führt zum Grundkonzept eines integrierten Fracturing--Soaking-Flowback-Arbeitsmediums für unkonventionelle Öl- und Gaslagerstätten. Integrierte Fracturing--Einweich--Flowback-Arbeitsflüssigkeiten sind ein sich entwickelnder Trend, der die Entwicklung multifunktionaler integrierter Arbeitsflüssigkeiten unerlässlich macht.
Die Frakturflüssigkeit beeinflusst als „Blut“ der Frakturierungsvorgänge die Frakturierung, das Einweichen, den Rückfluss und die Ölproduktion. Die Arbeitsflüssigkeitsforschung sollte mit den Trends bei der Exploration und Entwicklung von Öl- und Gasressourcen Schritt halten und ihre Funktionen sollten auf der Grundlage der Merkmale und physikalischen Eigenschaften der Lagerstättenentwicklung zunehmend verfeinert werden. Frakturierungsflüssigkeiten müssen die Leistungsanforderungen der Frakturbildung, Stützmittelsuspension, Frakturunterstützung und Energieauffüllung während der Frakturierungsphase erfüllen und gleichzeitig die Anforderungen der Einweich- und Rückflussphase berücksichtigen. Polymeradditive haben eine starke viskositätssteigernde Wirkung, lassen sich jedoch nur schwer vollständig abbauen und hinterlassen erhebliche Rückstände. Saubere Frakturierungsflüssigkeiten haben eine niedrige Oberflächen-/Grenzflächenspannung, aber schlechte mechanische Eigenschaften und hohe Kosten. Arbeitsflüssigkeiten auf Schaum--Basis haben einen geringen Flüssigkeitsverlust und eine minimale Beschädigung des Behälters, aber eine schlechte Stützmitteltragfähigkeit. Je nach Bedarf wird aus jedem Additivtyp ein passendes Arbeitsmittelsystem entwickelt, das dann mit dem Prozess zu einer einzigartigen Betriebsweise kombiniert wird. Integrierte Arbeitsflüssigkeiten können bis zu einem gewissen Grad die Betriebskosten senken, Verfahren vereinfachen und Schäden am Sekundärreservoir mindern. Der kombinierte Einsatz mehrerer Arbeitsmedien oder der Einsatz chemischer Methoden zum Aufpfropfen funktioneller Gruppen zur Verbesserung der Arbeitsflüssigkeitsleistung ist die zukünftige Richtung der Arbeitsflüssigkeitsentwicklung und birgt auch große Entwicklungsaussichten in Bereichen wie verbesserte Ölrückgewinnung, vorübergehende Verstopfung und Umleitung sowie kohlenstoffarmer Umweltschutz.
