В ответ на развитие множественных наборов прослоев ракушек в продольном направлении континентального сланцевого нефтяного резервуара Фусин, а также развитие прослоя с высоким напряжением в продольном направлении, что не способствует увеличению высоты трещины и прохождению проппанта, а образование сложных трещин непростое, было проведено исследование закона расширения вертикальной перфорационной трещины по высоте, а также плоского напряжения и взаимодействия трещин в пласте. Технология обратного смешанного объемного ГРП с высоким расширением перфорации была разработана на основе концепции предварительной загрузки высоковязкой жидкости, большого вытеснения и быстрого гидроразрыва. Режим впрыска обратного смесительного насоса, при котором используется жидкость высокой вязкости для разрушения породы и расширения швов, вода с высокой скользкостью для создания сложных швов, умеренное количество клея в середине, скользкая вода средней вязкости для добавления песка, с предварительным объемом жидкости. более 130 м3, вязкость более 50 мПас, водоизмещение более 15 м3/мин, высокое качество формирования швов, более стабильные трещины. Продольная литология скважины FY10HF содержит несколько дециметровых и метровых корковых известняков, а профиль напряжений демонстрирует сильную неоднородность. После сжатия микросейсмический мониторинг показывает, что высота распространения трещины составляет 51 метр, объем реконструкции одной секции 44,3 метра×104 м3, общий объем реконструкции скважины 1594,6×104 м3, суточная добыча нефти 15 тонн, суточная добыча газа. производство 5,57 ×104 м3。
Что касается проблемы залежей сланцевой нефти с высоким содержанием глинистых минералов и высокой долей расширяющихся и чувствительных минералов с точки зрения минерального состава, был разработан эффективный противонабухающий агент с хорошей совместимостью с коллекторами и агентами, снижающими сопротивление, эффективно снижающими ущерб. вызванные попаданием в пласт жидкостей гидроразрыва на водной основе; Был разработан наноагент для вытеснения нефти, который имеет характеристики небольшого объема и низкого межфазного натяжения между нефтью и водой. Он может эффективно увеличить диапазон покрытия жидкостью, значительно уменьшить разницу рабочего давления и улучшить нефтеотдачу. Разработанный высокоэффективный противорасширительный агент и наноагент для вытеснения нефти в сочетании с интегрированным агентом, снижающим сопротивление, образуют интегрированную систему жидкости гидроразрыва с переменной вязкостью, препятствующую расширению и вытеснению нефти, подходящую для пластов сланцевой нефти. В этой системе используется 100% обратный дренаж онлайн-подготовки жидкости, что позволяет обеспечить регулировку онлайн-вязкости (1-150) мПа·с в режиме реального времени, что отвечает потребностям крупномасштабного объемного разрыва пласта на месте и корректировки технологии строительства в реальном времени. Успешно применяется при гидроразрыве скважины QY1HF с жидкой водой низкой вязкости (1–3) мПа·с, жидкой водой высокой вязкости (12–15) мПа·с и вязкостью клея (50–75) мПа·с, помогая скважине QY1HF достичь высоких промышленных показателей. дебит нефти 62,6 т/сут для испытания добычи нефти.
Время публикации: 22 мая 2023 г.