ОСОБЕННОСТИ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРИ ГИДРОРАЗРЫВЕ ПЛАСТА И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ПОДБОР БРЕЙКЕРА

В условиях разработки нефтяных и газовых месторождений с повышенными и высокими пластовыми температурами эффективность операций гидроразрыва пласта (ГРП) в значительной степени определяется корректным выбором брейкерной системы, обеспечивающей контролируемое разрушение полисахаридного геля после завершения закачки и размещения проппанта. В традиционной практике проектирования ГРП тип и концентрация брейкера, как правило, подбираются исходя из статического значения пластовой температуры, тогда как изменения температурного режима в призабойной зоне в процессе закачки учитываются лишь в ограниченной степени. В работе представлены результаты анализа динамики пластовой температуры, зарегистрированной в режиме реального времени с использованием автономного глубинного термобарического датчика в ходе проведения операции ГРП, включающей нагнетательный тест, мини-ГРП и основной гидроразрыв. Установлено, что закачка жидкости гидроразрыва с поверхностной температурой порядка 20 °C приводит к быстрому снижению температуры в призабойной зоне на десятки градусов по сравнению с исходной пластовой температурой. Наличие технологических пауз сопровождается частичным восстановлением температуры, однако исходное тепловое состояние пласта не восстанавливается до начала последующих стадий. Полученные результаты показывают, что эффективная температура, определяющая поведение жидкости ГРП в течение значительной части операции, существенно отличается от статического пластового значения. Это расхождение оказывает влияние на кинетику разрушения геля и эффективность окислительных брейкеров персульфатного типа. Сопоставление промысловых температурных данных с результатами лабораторных реологических испытаний, выполненных на вискозиметре Chandler 5550, подтверждает необходимость учёта динамического температурного режима при подборе брейкерных систем. Учет фактической температурной истории операции повышает надежность выбора брейкера и способствует улучшению очистки трещины и повторяемости результатов ГРП в условиях высокотемпературных коллекторов.

1. Economides, M.J., and Nolte, K.G. Reservoir Stimulation, 3rd ed. (Chichester: John Wiley & Sons, 2003).

2. Montgomery, C.T., and Smith, M.B. Hydraulic fracturing: History of an enduring technology. Journal of Petroleum Technology, 62 (12), 26–41 (2010). https://doi.org/10.2118/1210-0026-JPT

3. Gidley, J.L., Holditch, S.A., Nierode, D.E., and Veatch, R.W. Recent Advances in Hydraulic Fracturing (Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers, 1989).

4. Al-Muntasheri, G.A. Rheology of Hydraulic Fracturing Fluids (Hoboken, NJ: John Wiley & Sons, 2016).

5. Nasr-El-Din, H.A., and Al-Muntasheri, G.A. Evaluation of fracturing fluids under high-temperature conditions. SPE Production & Operations, 23 (4), 473–483 (2008). https://doi.org/10.2118/100529-PA

6. Al-Muntasheri, G.A., Hussein, I.A., and Sultan, A.S. Impact of temperature on the rheological properties of fracturing fluids. SPE Journal, 16 (1), 53–63 (2011). https://doi.org/10.2118/119887-PA

7. Barati, R., and Liang, J.-T. A review of fracturing fluid systems used for hydraulic fracturing of oil and gas wells. Journal of Applied Polymer Science, 131 (16), 40735 (2014). https://doi.org/10.1002/app.40735

8. Hoffman, B.T., et al. Breaker selection and optimization for hydraulic fracturing fluids. SPE Journal, 10 (3), 257–264 (2005). https://doi.org/10.2118/82238-PA

9. Sultan, A.S., Al-Muntasheri, G.A., and Hussein, I.A. High-temperature fracturing fluids: Challenges and recent advances. SPE Journal, 25 (2), 931–947 (2020). https://doi.org/10.2118/195415-PA

10. ISO 13503-1. Oil and gas industries — Completion fluids and materials — Part 1: Measurement of viscous properties of completion fluids (Geneva: International Organization for Standardization, 2011).

11. Warpinski, N.R., and Teufel, L.W. Influence of temperature and fluid injection on fracture behavior. SPE Journal, 2 (2), 134–145 (1987). https://doi.org/10.2118/15215-PA

12. Barree, R.D., and Conway, M.W. Temperature effects during hydraulic fracturing treatments. SPE Production & Facilities, 9 (4), 238–244 (1994). https://doi.org/10.2118/25933-PA

13. Ramey, H.J. Wellbore heat transmission. Journal of Petroleum Technology, 14 (4), 427–435 (1962). https://doi.org/10.2118/96-PA

14. Vernigora, D., et al. Comprehensive modeling of downhole temperature during hydraulic fracturing. SPE Journal, 23 (5), 1865–1880 (2018). https://doi.org/10.2118/181812-PA

15. Baihly, J.D., et al. Real-time diagnostics of hydraulic fracturing using downhole measurements. SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference (2014). https://doi.org/10.2118/168596-MS

16. Al-Bazali, T.M., et al. Effect of fracturing-fluid temperature on cleanup efficiency. SPE Production & Operations, 29 (1), 45–55 (2014). https://doi.org/10.2118/164034-PA