CN103038308A - 用于处理地下地层的远场导流技术 - Google Patents

用于处理地下地层的远场导流技术 Download PDF

Info

Publication number
CN103038308A
CN103038308A CN2011800286588A CN201180028658A CN103038308A CN 103038308 A CN103038308 A CN 103038308A CN 2011800286588 A CN2011800286588 A CN 2011800286588A CN 201180028658 A CN201180028658 A CN 201180028658A CN 103038308 A CN103038308 A CN 103038308A
Authority
CN
China
Prior art keywords
water
conservancy diversion
water conservancy
fluid
particle
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN2011800286588A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103038308B (zh
Inventor
B·L·托德
S·J·希思
J·T·弗莱明
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of CN103038308A publication Critical patent/CN103038308A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103038308B publication Critical patent/CN103038308B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/725—Compositions containing polymers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/82—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)

Abstract

本发明涉及水溶胀性且可降解性导流系统以及该系统在处理被井眼穿透的地下地层中的应用。导流系统包含载流体和水溶胀性颗粒，该水溶胀性颗粒在接触载流体时不溶胀或不显著溶胀。载流体能够携载水溶胀性颗粒，和将其置于离井眼基本上远距离的增产网络中。载流体可以是非水流体，或者在水溶胀性颗粒的平均尺寸足够大时，载流体也可以是含水流体。导流组合物暴露于足够量的含水流体使颗粒溶胀，使增产网络的预期部分桥连，然后使至少部分导流组合物溶解。本发明的导流技术能够在所要导流的地下地层中处理此前未处理的地层部分，具体是离井眼基本上远距离的地层部分。

Description

用于处理地下地层的远场导流技术
发明领域
本发明涉及水溶胀性且可降解性导流剂（diverter）系统和该系统在处理地下地层中的应用。
背景
在地下地层中将井眼钻孔并完成后，通常进行增产操作，以提高井眼中的烃产量（例如，油、气等），例如，通过增加烃通过地下地层的通透性。
广泛应用的增产技术是水力压裂（hydraulic fracturing），其中压裂（fracturing）流体在足以压裂井眼附近地层的压力下通过井眼被注入周围地层，生成用于流体穿过地层流回井眼的压裂网络。
总体上，岩石地层的压裂处理可生成从井眼的相对侧延伸的单个裂缝，即，双翼裂缝。但是，在多种石炭系地层如页岩、粘土和/或煤床中生成这种压裂可能是不可行的。这些石炭系地层一般具有细致层压的结构，其容易破裂成片。因此，在这些地层中生成有效的压裂网络可能是个问题。
已经尝试增加地层裂纹和裂缝网络的整体连通性。例如，导流剂如颗粒材料，已被用于堵塞地层中较大的裂缝，从而均衡地增加地层的通透性。但是，这些导流（diverting）系统一般用于井眼附近，并且可能不会将处理流体有效导流至离井眼基本上远距离的地层部分。因此，处理的地层体积十分有限。
另一常见的增产技术是酸化，其中含水酸处理流体被导入地层，以溶解酸溶性物质，例如，溶解碳酸盐地层中存在的物质，在地层中留下预期量的空隙（例如，侵蚀裂缝（fracture）或蚓孔（wormhole））。这给予烃流体更容易从地层流入井眼的能力。而且，酸处理促进注入的处理流体从井眼流入地层。用于酸化处理碳酸盐地层的常规导流系统也可遭遇与在页岩地层中实施水力处理时所遇到的类似问题。例如，处理的地层体积十分有限，通常不能到达远离井眼的位置。
因此，本领域中一直需要可有效处理大体积的地下地层——包括远离井眼的部分——的导流系统。
发明概述
本发明涉及水溶胀性且可降解性导流系统以及该系统在处理被井眼穿透的地下地层中的应用。导流系统类似于处理水平井眼的可溶胀性且可降解性砂堵系统，如2010年6月11日提交的名称为"Swellable/degradable'sand'plug system forhorizontal wells"的美国专利申请序号12/813,841所述。
本发明一方面涉及处理被井眼穿透的地下地层的方法。该方法包括步骤：（i）通过一个或多个裂缝将导流组合物（diverting composition）导入被井眼穿透的地下地层，其中导流组合物包含载流体和水溶胀性颗粒，该水溶胀性颗粒在接触载流体布置时基本上不溶胀；和（ii）使导流组合物暴露于足够量的含水流体（aqueousfluid）。含水流体使颗粒溶胀至其桥连裂缝的点，然后在裂缝已被桥连后溶解至少部分导流组合物。导流组合物的载流体可以是非水流体（non-aqueous fluid），或者在水溶胀性颗粒的平均尺寸足够大时（14目大小或更大，例如，约8目至约14目），载流体也可以是含水流体。
在实施方式中，载流体携载水溶胀性颗粒，并将其置于一个或多个裂缝中，进入距井眼至少10英尺的地下地层中。
在实施方式中，地下地层选自页岩地层、粘土地层、煤地层、碳酸盐地层、砂岩地层、石灰岩地层、花岗岩地层、大理岩地层及其组合。
在实施方式中，使颗粒溶胀的含水流体存在于地下地层中。
在实施方式中，该方法进一步包括使处理流体在地下地层中流动的步骤。
在实施方式中，处理流体选自酸水溶液、阻垢物质水溶液、防腐蚀物质水溶液、页岩稳定剂水溶液、降阻剂水溶液、杀生物剂水溶液、非乳化剂水溶液、水堵物质水溶液、粘土稳定剂水溶液、螯合剂水溶液、表面活性剂水溶液、除蜡水溶液及其组合。
在实施方式中，使处理流体均匀地分布在处理中的裂缝周围的地下区域中。
在实施方式中，载流体是含水流体，并且其中水溶胀性颗粒的平均尺寸为约14目或更大。
在实施方式中，载流体是水混溶性非水流体。
在实施方式中，水溶胀性颗粒在接触非水流体布置时不溶胀。
在实施方式中，非水载流体选自乙二醇、丙二醇、异丙醇、N,N-二甲基甲酰胺、丙酮、四氢呋喃、二氯甲烷、1,4-二烷、二甲基亚砜、四亚甲基砜、乙腈、六甲基磷酰胺、1,3-甲基-3,4,5,6-四氢-2(lH)-嘧啶酮、碳酸丙烯酯、碳酸乙烯酯及其组合。
在实施方式中，载流体包括至少一种增粘物质。
在实施方式中，水溶胀性颗粒包括部分脱水或无水硼酸盐来源的物质，选自无水氧化硼、无水硼酸钠、过硼酸钠一水合物及其组合。
在实施方式中，导流组合物中水溶胀性颗粒的浓度范围为约0.0456%v/v至约15.4%v/v。
在实施方式中，含水流体的溶解特征出现在约8小时至约72小时内。
本发明另一方面涉及处理被井眼穿透的地下地层的方法。该方法包括步骤：（i）通过一个或多个蚓孔将导流组合物导入被井眼穿透的地下地层，其中导流组合物包含载流体和水溶胀性颗粒，该水溶胀性颗粒在接触载流体布置时基本上不溶胀；和（ii）使导流组合物暴露于足够量的含水流体。含水流体使颗粒溶胀至其桥连蚓孔的点，然后在蚓孔已被桥连后溶解至少部分导流组合物。
在实施方式中，非水载流体携载水溶胀性颗粒，并将其置于一个或多个蚓孔中，进入距井眼至少10英尺的地下地层中。
在实施方式中，地下地层是碳酸盐地层。
在实施方式中，使颗粒溶胀的含水流体存在于地下地层中。
在实施方式中，该方法进一步包括使处理流体在地下地层中流动的步骤。
在实施方式中，处理流体选自酸水溶液、阻垢物质水溶液、防腐蚀物质水溶液、页岩稳定剂水溶液、降阻剂水溶液、杀生物剂水溶液、非乳化剂水溶液、水堵物质水溶液、粘土稳定剂水溶液、螯合剂水溶液、表面活性剂水溶液、除蜡水溶液及其组合。
在实施方式中，载流体是含水流体，并且其中水溶胀性颗粒的平均尺寸为约14目或更大。
在实施方式中，载流体是水混溶性非水流体。
在实施方式中，水溶胀性颗粒在接触非水流体布置时不溶胀。
在实施方式中，非水载流体选自乙二醇、丙二醇、异丙醇、N,N-二甲基甲酰胺、丙酮、四氢呋喃、二氯甲烷、1,4-二烷、二甲基亚砜、四亚甲基砜、乙腈、六甲基磷酰胺、1,3-甲基-3,4,5,6-四氢-2(lH)-嘧啶酮、碳酸丙烯酯、碳酸乙烯酯及其组合。
在实施方式中，载流体包括至少一种增粘物质。
在实施方式中，水溶胀性颗粒包括部分脱水或无水硼酸盐来源材料，所述材料选自无水氧化硼、无水硼酸钠、过硼酸钠一水合物及其组合。
在实施方式中，导流组合物中水溶胀性颗粒的浓度范围为约0.0456%v/v至约15.4%v/v。
在实施方式中，含水流体的溶解特征出现在约8小时至约72小时内。
本发明另一方面涉及用于处理离井眼基本上远距离的地下区域的导流技术。该方法包括步骤：（i）使导流组合物穿过离井眼基本上远距离的地下区域中的增产网络（即，可包括一个或多个裂缝的网络、裂缝网络、一个或多个蚓孔或蚓孔网络）布置，其中导流组合物包含载流体和水溶胀性颗粒，该水溶胀性颗粒在接触载流体布置时基本上不溶胀；和（ii）使导流组合物暴露于足够量的含水流体。含水流体（a）使颗粒溶胀至其桥连离井眼基本上远距离的地下区域中的至少部分增产网络的点，然后（b），在部分增产网络已被桥连后，溶解至少部分导流组合物。
在实施方式中，地下区域距井眼至少10英尺。
在实施方式中，水溶胀性颗粒包括至少一种部分脱水或无水硼酸盐来源材料，所述材料选自无水氧化硼、无水硼酸钠、过硼酸钠一水合物及其组合。
在实施方式中，载流体是含水流体，并且其中水溶胀性颗粒的平均尺寸为约14目或更大。
在实施方式中，载流体是水混溶性非水流体。
在实施方式中，非水载流体选自乙二醇、丙二醇、异丙醇、Ν,Ν-二甲基甲酰胺、丙酮、四氢呋喃、二氯甲烷、1,4-二烷、二甲基亚砜、四亚甲基砜、乙腈、六甲基磷酰胺、1,3-甲基-3,4,5,6-四氢-2(lH)-嘧啶酮、碳酸丙烯酯、碳酸乙烯酯及其组合。
本发明还一方面提供用于处理离井眼基本上远距离的地下区域的导流组合物。导流组合物包含载流体和水溶胀性颗粒。载流体能够携载水溶胀性颗粒，并将其置于离井眼基本上远距离的增产网络中。水溶胀性颗粒在接触载流体布置时基本上不溶胀，并且可通过充分接触含水流体而溶解。
在实施方式中，水溶胀性颗粒包括无水硼酸盐来源材料，所述材料选自无水氧化硼，无水硼酸钠、过硼酸钠一水合物及其组合。
在实施方式中，载流体是含水流体，并且水溶胀性颗粒的平均尺寸为约14目或更大。
在实施方式中，载流体是非水流体。
在实施方式中，水溶胀性颗粒在接触非水载流体布置时不溶胀，并且其中非水载流体使水溶胀性颗粒在暴露于含水流体后的溶胀延迟至少30分钟。
在实施方式中，非水载流体选自乙二醇、丙二醇、异丙醇、N,N-二甲基甲酰胺、丙酮、四氢呋喃、二氯甲烷、1,4-二
Figure BDA00002557523100042
烷、二甲基亚砜、四亚甲基砜、乙腈、六甲基磷酰胺、l,3-甲基-3,4,5,6-四氢-2(lH)-嘧啶酮、碳酸丙烯酯、碳酸乙烯酯及其组合。
在实施方式中，载流体包括至少一种增粘物质。
发明详述
本发明涉及水溶胀性且可降解性导流系统和该系统在处理被井眼穿透的地下地层中的应用。该方法允许在地下地层中处理，如对地下地层断裂处理或对碳酸盐地层酸化处理，以导流至此前未处理的地层部分，特别是离井眼基本上远距离的地层部分。
本发明一方面涉及处理具有一个或多个裂缝或裂缝网络形成在其中的被井眼穿透的地下地层的方法。该方法包括将包含载流体和水溶胀性颗粒的导流组合物导入被井眼穿透的地下地层中的一个或多个裂缝（或裂缝网络）。然后使导流组合物暴露于足够量的含水流体，以便含水流体使颗粒溶胀至其桥连裂缝的点。在裂缝网络已被桥连后，含水流体溶解至少部分导流组合物。然后，流体，如处理流体和/或生成的地层流体，可以自由地流动穿过地下地层中的裂缝网络。
本发明另一方面涉及处理具有一个或多个蚓孔或蚓孔网络形成在其中的被井眼穿透的地下地层的方法。该方法包括将包含载流体和水溶胀性颗粒的导流组合物导入被井眼穿透的地下地层中的一个或多个蚓孔（或蚓孔网络）。然后使导流组合物暴露于足够量的含水流体，以便含水流体使颗粒溶胀至其桥连蚓孔的点。在蚓孔网络已被桥连后，含水流体溶解至少部分导流组合物。然后，流体，如处理流体和/或生成的地层流体可以自由地流动穿过地下地层中的蚓孔网络。
本发明另一方面涉及用于处理离井眼基本上远距离的地下区域的导流技术。该方法包括如下步骤：将包含载流体和水溶胀性颗粒的导流组合物置于离井眼基本上远距离的地下区域中的增产网络中。然后使导流组合物暴露于足够量的含水流体。含水流体使颗粒溶胀至其桥连离井眼基本上远距离的地下区域中的至少部分增产网络的点。在期望部分的增产网络已被桥连后，含水流体溶解至少部分导流组合物。
本文所用的“增产网络”可以包括裂缝、裂缝网络、侵蚀裂缝和地层面上的侵蚀。增产网络还可以包括在井眼增产操作（例如，酸化）过程中在地层中形成的空隙，如侵蚀裂缝、蚓孔或蚓孔网络，即，在地层如碳酸盐地层的酸压裂过程中生成的空隙。“裂缝网络”在本文中是指相互交叉的多个裂缝的网络。术语“裂缝”和“裂缝网络”可互换使用。同样，术语“蚓孔”和“蚓孔网络”可互换使用。蚓孔可在碳酸盐地层的增产或酸化处理过程中生成。蚓孔可从井眼延伸到地层中。蚓孔网络可以延伸至裂缝网络或可以不延伸至裂缝网络。增产网络可对地层的储存（多孔性）和流体流速（通透性）具有重大贡献。
地下地层可以是被用于生产烃类（例如，油、气等）的井眼穿透的任何地层。例如，地层可以是任何类型的地热地层。地下地层可由任何类型的岩石，如沉积岩，例如砂岩、石灰岩和页岩；火成岩，例如花岗岩和安山岩；或变质岩，例如片麻岩、板岩、大理岩、片岩和石英岩中的一种或多种组成。在一个实施方式中，用压裂处理对地下地层进行处理，并且地层可以是页岩地层、粘土地层、砂岩地层、石灰岩地层、碳酸盐地层、花岗岩地层、大理岩地层、煤床或其组合。术语“页岩”指由细粘土和粉砂材料固结成层压的薄层面而形成的沉积岩。在另一实施方式中，用酸化处理对地下地层进行处理，并且地层可以是碳酸盐地层，其中蚓孔可由于酸化增产而在地层中生成。本领域技术人员已知的其他类型的地层也可由该方法进行处理。
导流组合物包括载流体和水溶胀性颗粒。水溶胀性颗粒是在水或含水流体的存在下显著溶胀的任何颗粒或组合物，例如，至少部分脱水或无水并且在水合时基本上膨胀或溶胀的硼酸盐来源材料。适用的示例性水溶胀性颗粒包括，但不限于，无水氧化硼、无水硼酸钠、过硼酸钠一水合物及其组合。其他水溶胀性颗粒材料也可在此使用，例如，聚丙烯酸或海藻酸的颗粒钠或钾盐、聚丙烯酸酯-纤维素接枝共聚物、胶原、几丁质、脱乙酰壳多糖、葡聚糖、羧基甲基葡聚糖、淀粉、改性淀粉、羟乙基淀粉、水解聚丙烯腈、淀粉-甲基丙烯腈聚合物、聚丙烯酰胺、水解聚丙烯酰胺（
Figure BDA00002557523100061
AP-30，Dow Chemical Co.）、羧基甲基纤维素及其衍生物。上述这些水溶胀性颗粒可单独或组合使用。
本文所用的水溶胀性颗粒的一个实例是基本上脱水或无水的氧化硼。氧化硼，B2O3，一般被发现呈玻璃状态，为无色玻璃状固体，并且一般是以白色粉末获得。氧化硼具有化学吸湿性，即，其从空气中吸收湿气或水，并可水合成为硼酸。无水氧化硼的其他名称包括三氧化二硼、硼酐、无水硼酸。
基本上脱水或无水的过硼酸钠可被用作水溶胀性颗粒。过硼酸钠NaBO3，作为过硼酸钠一水合物NaBO3·H2O和过硼酸钠三水合物NaBO3·3H2O结晶。过硼酸钠在与水接触时进行水解，生成过氧化氢和硼酸盐。
也可使用基本上脱水或无水的硼酸钠。无水硼酸钠，Na2B4O7，也另外称为脱水硼砂、氧化硼钠、无水硼砂、
Figure BDA00002557523100062
（Borax Inc.,Valencia,CA）、焦硼酸钠和四硼酸钠。无水硼酸钠具有化学吸湿性，微溶于冷水，并且难溶于酸。
水溶胀性颗粒可具有宽范围的尺寸。例如，颗粒的尺寸范围可以为约400目至约2目（美国筛系列）。在一些实施方式中，尺寸范围可以为约150目至约8目，或约40目至约8目，约40目至约20目，约40目至约30目，或约14目至约8目。
水溶胀性颗粒的尺寸选择可以取决于多种因素，如所用的载流体、导流组合物的浓度、预期溶胀率或桥连增产网络的预期时间。例如，当增产网络中的裂缝或蚓孔大到足以应用包含具有大平均颗粒尺寸的水溶胀性颗粒的导流组合物时，可利用含水流体携载导流组合物，因为水溶胀性颗粒的溶胀可延迟足够长的时间，使得导流组合物可在颗粒实质溶胀发生前被输送至期望的增产网络。此外，导流组合物中较高的颗粒浓度可减缓颗粒与水溶液的充分接触，因此可延迟水溶胀性颗粒的溶胀。
在一个实施方式中，水溶胀性颗粒的平均尺寸为约14目或更大，并且颗粒的溶胀可延迟至少约10分钟。在一个实施方式中，水溶胀性颗粒的平均尺寸的范围为约14目至约8目，并且颗粒的溶胀可延迟至少约10分钟、20分钟或30分钟或更多。例如，8目大小的氧化硼一般在水中30分钟后溶胀少于30%，在水中20分钟后溶胀少于25%，在水中10分钟后溶胀少于20%。因此，可以使用含水流体作为载流体，此时水溶胀性颗粒在接触载流体布置时将基本上不溶胀和不立即溶胀。
另一方面，当水溶胀性颗粒的平均尺寸足够小时，水溶胀性颗粒可在暴露于含水流体后瞬间或几乎瞬间（例如，数秒内或1分钟至10分钟内）溶胀，从而密封增产网络。当水溶胀性颗粒的平均尺寸为约30目或更小时，颗粒的显著溶胀（例如25%-40%）可在1分钟内发生，从而密封密封增产网络。例如，当水溶胀性颗粒为约40目大小或更小时，颗粒的显著溶胀（例如25%-40%）可在接触含水流体时瞬间发生（例如，数秒内）；以及当水溶胀性颗粒的平均尺寸的范围为约40目至约30目时，颗粒的显著溶胀（例如25%-40%）可在导流组合物暴露于含水液体后1分钟内发生。当水溶胀性颗粒的平均尺寸为约30目或更大时，颗粒的显著溶胀可在3至30分钟内发生，从而密封增产网络。例如，当水溶胀性颗粒的平均尺寸的范围为约30目至约10目时，颗粒的显著溶胀（例如25%-40%）可在导流组合物暴露于含水液体后3至10分钟内发生。
导流组合物还可包括导流系统中常用的其他颗粒材料。这些颗粒材料可与水溶胀性颗粒混合，在载流体中形成导流组合物。适合的具体材料包括，但不限于，砂、陶瓷珠、铝土矿、玻璃微球、合成有机珠、烧结材料及其组合。适合的具体材料还可包括聚合物材料、特氟
Figure BDA00002557523100071
材料、坚果壳片、籽壳片、包含坚果壳片的固化树脂颗粒、包含籽壳片的固化树脂颗粒、果核片、包含果核片的固化树脂颗粒、木材、复合颗粒及其组合。
在一些实施方式中，与水溶胀性颗粒混合的颗粒材料是可降解性材料，其包括，但不限于，可降解性聚合物、脱水化合物及其混合物。可用的可降解性聚合物的适当实例包括，但不限于，均聚物和无规、嵌段、接枝和星形支化或超支化聚合物。适当聚合物的具体实例包括，多糖如葡聚糖或纤维素、几丁质、脱乙酰壳多糖、蛋白质、脂肪族聚酯、聚(丙交酯)（poly(lactide)）、聚(乙醇酸交酯)、聚(ε-己内酯)、聚(羟基丁酸酯)、聚(酐)、脂肪族聚碳酸酯、聚(原酸酯)、聚(氨基酸)、聚(环氧乙烷)和聚磷嗪。聚酐是适当的可降解性聚合物的另一类型。适当的聚酐的实例包括聚(己二酸酐)、聚(辛二酸酐)、聚(癸二酸酐)和聚(十二烷二酸酐)。其他适当的实例包括，但不限于，聚(马来酸酐)和聚(苯甲酸酐)。上述材料可例如在美国专利申请公开号2009/0223667和2009/0242202中找到，其全部内容通过引用被并入本文。
在选择适当颗粒材料的过程中，应考虑颗粒材料与水溶胀性颗粒的相容性。颗粒材料不应在水合后不利地影响水溶胀性颗粒的膨胀能力和水溶胀性颗粒的溶解性。此外，在选择适当的可降解性材料的过程中，应考虑将产生的降解产物。总体上，降解产物不应不利地影响地下操作或组分。可降解性材料的选择还可至少部分取决于地下地层的情况，例如，地下地层的温度。例如，丙交酯已被发现适于较低温度的地下地层，包括60°F至150°F范围内的地下地层；聚丙交酯已被发现适于在此范围以上的温度；以及聚(乳酸)和脱水盐可适于较高的温度。还有，在一些实施方式中，如果可降解性材料随时间缓慢降解而非瞬间降解，则实现期望的结果。因此，在一些实施方式中，可以期望利用这样的可降解性材料：所述可降解性材料直到包含其的导流组合物已被置于离井眼基本上远距离的地下地层中的预期位置的增产网络中后，才显著降解。
使水溶胀性颗粒悬浮于载流体中，并通过将携载水溶胀性颗粒的流体导入地下地层而将其置于地下地层的增产网络中。导流组合物可被泵送到增产网络中。泵送速率和压力以及泵送技术可类似于2009年1月15日提交的名称为"Methods ofsetting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries"的美国专利申请序号12/354,551所描述的那些，其全部内容通过引用被并入本文。
在一些实施方式中，载流体是水混溶性非水流体。在导流组合物行进经过增产网络时，非水流体开始与含水流体混合和掺合。含水流体可被包含在地层中或在泵送导流组合物之前、之中或之后被导入。随着非水流体将水溶胀性颗粒携载并置于增产网络中到达离井眼基本上远距离的期望位置（远场），含水流体将与非水流体充分混合，以置换导流组合物中的非水流体，并接触水溶胀性颗粒。然后含水流体使颗粒溶胀，以桥连和密封裂缝或蚓孔，故而将流体导流至地层的其他部分。这些步骤可反复继进行直到已进行期望数量的处理。
水溶胀性颗粒的浓度范围可以为约每千加仑载流体10磅（10lbs/Mgal）至约4000lbs/Mgal（约1.2kg/m3至约480kg/m3），例如，约20lbs/Mgal至约1000lbs/Mgal（约2.4kg m3至约120kg/m3）或约100lbs/Mgal至约500lbs/Mgal（约12kg/m3至约60kg/m3）。低浓度导流组合物不能够使水溶胀性颗粒在增产网络中充分充填以密封裂缝或蚓孔；但是，过高浓度和过高密度的导流组合物可导致材料沉积在不期望的位置中。当导流组合物中使用其他颗粒材料时，水溶胀性颗粒的浓度可相应降低，并且水溶胀性颗粒可仍以足以密封裂缝或蚓孔的量存在。
导流组合物中水溶胀性颗粒的体积百分比范围可以为约0.0456%v/v至约15.4%v/v，例如，约0.1%v/v至约4.4%v/v或约0.5%v/v至约2.2%v/v。
多种非水载流体可与水溶胀性颗粒一起使用。原则上，任何水混溶性非水流体及其组合均可在此应用。适用的示例性非水流体包括，但不限于，极性质子溶剂，如二醇类，例如乙二醇或丙二醇，和醇类，例如异丙醇；极性非质子溶剂，如碳酸酯，例如碳酸丙烯酯或碳酸乙烯酯、N,N-甲基甲酰胺、丙酮、四氢呋喃、二氯甲烷、1,4-二
Figure BDA00002557523100081
烷、二甲基亚砜、四亚甲基砜、乙腈、六甲基磷酰胺和1,3-甲基-3,4,5,6-四氢-2(lH)-嘧啶酮；以及其组合。
载流体还可包括增粘物质，如用于使流体胶凝化和增加其粘性的胶凝化剂。载流体增加的粘性可控制和/或减少流体损失到地下地层中，提高载流体的悬浮性，并使载流体运输大量悬浮颗粒。在某些地下操作中，载流体增加的粘性还可提供另外的益处，如在压裂处理中产生或增加裂缝宽度。胶凝化剂可以是生物聚合物，包括天然、改性和衍生的多糖及其衍生物。适当的胶凝化剂包括，但不限于，黄原胶、定优胶（diutan）、瓜尔胶和瓜尔胶衍生物、半乳甘露聚糖胶、纤维素及其衍生物，以及其组合。载流体还可包括多种公知的添加剂中的一种或多种，如破坏剂、稳定剂、防滤失添加剂、粘土稳定剂、杀菌剂等。
非水流体作为载流体使用允许携载水溶胀性颗粒，并将其置于离井眼基本上远距离的地下地层的增产网络中（裂缝网络或蚓孔网络）。水溶胀性颗粒在接触非水载流体而不接触含水流体布置时不溶胀。因此，非水流体用作载流体能够避免或至少延迟水溶胀性颗粒在被运输和布置于地下地层深处的期望位置前预先膨胀。例如，在将非水流体用作载流体时，水溶胀性颗粒在暴露于含水流体后的膨胀可延迟至少约5分钟、约30分钟或约2小时。延迟膨胀的时间可取决于水溶胀性颗粒和非水流体的性质。例如，在不使用非水流体的情况下，硼酸在接触水时与水发生反应，并瞬间（例如，数秒内）溶胀。但是，使用非水流体如二醇类作为载流体可使硼酸溶胀延迟约30分钟。
此外，导流组合物还可被设计成提供水溶胀性颗粒在接触含水流体时延迟膨胀的形式。例如，水溶胀性颗粒可被封装或封闭在外涂层中，该外涂层能够在期望的时间降解。示例性的适当的封装或涂布方法包括微封装技术，如流化床工艺；在用可降解性材料涂布颗粒前凝聚或粒化水溶胀性颗粒；以及物理混合水溶胀性颗粒与可降解性材料，并形成单一的固体颗粒。本领域技术人员将能够考虑期望的延迟膨胀时间和水溶胀性颗粒的理化性质而选择适当的封装或涂布方法。
因此，导流组合物可用于被井眼穿透的地下地层的所有部分，包括离井眼基本上远距离的部分。术语“离井眼基本上远距离的（substantially distanced from thewellbore）”或“远场（far field）”可指地下地层中不接近井眼、在射孔孔道外或在裸眼的井底地层面外的任何部分。地下地层的这些部分通常超出常规导流剂可到达的范围。例如，远场可指距井眼或射孔孔道约10英尺至约3000英尺的地下区域，或距井眼或射孔孔道约100至约1000英尺的地下区域。
非水载流体具有水混溶性，从而有助于水溶胀性颗粒与含水流体接触。在非水载流体将水溶胀性颗粒置于地下地层的期望增产网络（即，期望的裂缝或蚓孔）中后，导流组合物暴露于足够的含水流体，以便水置换导流组合物中的非水流体，与水溶胀性颗粒反应，并使导流组合物膨胀。
如本文所用，如果材料的体积在含水流体存在下可膨胀至少约2.5%、至少约5%或至少约10%，则认为材料具有"水溶胀性"。已知本文所用的一些水溶胀性颗粒在含水流体中膨胀约100%（其原始体积的200%）。在一些实施方式中，水溶胀性颗粒在暴露于含水液体时膨胀至少约20%（其原始体积的120%）至约50%（其原始体积的150%）。例如，在阻垢剂或15%盐酸的不同海水溶液中无水氧化硼至少膨胀至其原始体积的约120%，更一般地在其原始体积的约150%至约210%范围内，这取决于水溶液。在含10%铵盐的阻垢剂/海水溶液中无水四硼酸钠膨胀至其原始体积的约120%。
一些水溶胀性材料可对pH及其他因素敏感。材料的体积膨胀水平可取决于所用的具体水溶液。一些水溶胀性材料可以在暴露于碱性含水流体时膨胀，在酸性流体中可以不膨胀。例如，无水硼酸钠可以在暴露于碱性含水流体时具有水溶胀性，但其在一些中性或酸性溶液中可以微溶胀或根本不溶胀。
为了使导流组合物中的可溶胀颗粒膨胀，另外的含水流体源可以在水溶胀性颗粒被置于预期位置后被导入地下地层中。可选地，含水流体可在导流组合物被导入增产网络时已包含在地下地层中。例如，当载流体是含水流体时，另外的含水流体可能需要或可能无需被导入地下地层以使颗粒溶胀。用于使水溶胀性颗粒膨胀的含水流体可以是淡水、咸水（salt water）（例如，包含一种或多种溶解在其中的盐的水）、盐水（brine）（例如，饱和咸水）、海水、地层水或在不同处理过程中被导入地下地层的不同的其他含水处理流体。
随着导流组合物向下进入地下地层中的增产网络，导流组合物可与地下地层中包含的含水流体逐渐混合，并且最终，可溶胀颗粒可暴露于足够的含水流体，以溶胀和填充裂缝（或蚓孔）。
在本发明的一些实施方式中，水溶胀性颗粒暂时桥连或填充增产网络，并可通过使导流组合物暴露于足够量的含水液体以至少部分溶解和降解经膨胀的导流组合物而去除。物质的溶解性是物质在给定温度下可溶于给定量的给定溶剂的最大量。即使其耗费大量时间以达到饱和，材料也被认为是可溶或可溶解的。因此，含水可溶性或含水可溶解性颗粒还可指这样的材料：所述材料在增产网络已被密封后和在导流需求已过去后最终可溶或可溶解，以便已经密封增产网络的膨胀的导流组合物可被去除，而无需清理或机械去除程序。
一些水溶胀性颗粒，如无水氧化硼，仅微溶于水中。但是，随着时间和地下地层中的热量，这些部分脱水或无水的硼酸盐材料被暴露的周围含水流体水合。与部分脱水或无水的硼酸盐材料相比，生成的水合硼酸盐材料可高度溶于水中，并因此溶于含水流体中。水溶胀性颗粒在含水流体中降解和溶解所需的总时间可在约8小时至约72小时的范围内，这取决于导流组合物暴露的含水流体量、用于布置导流组合物的载流体的性质和其中布置导流组合物的地下地层的温度。部分脱水或无水的硼酸盐材料的水合时间和机制以及相关参数已被描述于例如，美国专利号6,896,058和美国专利申请公开号152007/0277979中，其全部内容通过引用被并入本文。
因此，水溶胀性颗粒可用于暂时密封增产网络以对处理进行导流。在导流需求已过去后，膨胀的颗粒将至少部分溶解在水溶液中，并降解掉。导流组合物不应降解过快，以便裂缝或蚓孔被充分密封，并且预期处理可导流至地下地层未处理的部分。导流组合物也不应降解过慢，因为随后的处理或操作可能需要进入整个增产网络，以进行均衡的处理或有效操作。本领域技术人员将能够根据导流处理的预期持续时间、所用的处理流体和如上所述确定的降解时间选择适当的导流组合物，以实现预期持续时间，从而至少部分地降解导流组合物。
在一些实施方式中，取决于温度和所用含水流体的类型，最初使导流组合物膨胀的相同含水液体在接触导流组合物足够的时间后可以以足以最终水合水溶胀性颗粒和至少部分地溶解膨胀的导流组合物的量存在。
在其他实施方式中，用于水合水溶胀性颗粒和溶解膨胀的导流组合物的含水液体与最初使导流组合物膨胀的含水流体不同。例如，在导流需求已过去后，另外的含水液体来源可被导入地下地层，以水合或加速和/或完成导流组合物中水溶胀性颗粒的水合和溶解。
可利用含水处理流体溶胀和/或溶解水溶胀性颗粒。如本文所用，术语"处理流体"一般指可结合预期功能和/或针对预期目的用于地下应用的任何流体。术语"处理流体"不暗示流体或其任何组分的任何具体作用。示例性处理流体包括，但不限于，酸水溶液、阻垢物质水溶液、水堵物质水溶液、防腐蚀物质水溶液、粘土稳定剂水溶液、页岩稳定剂水溶液、降阻剂水溶液、螯合剂水溶液、表面活性剂水溶液、除蜡水溶液、杀生物剂水溶液、非乳化剂水溶液、及其组合。例如，酸水溶液可包括一种或多种酸，如盐酸、氢氟酸、乙酸、甲酸和其他有机酸及其组合。阻垢剂材料水溶液可包含一种或多种阻垢剂材料，包括，但不限于，亚乙基胺乙酸四钠、五亚甲基膦酸酯、六亚甲基二胺膦酸酯、聚丙烯酸酯及其组合。
此外，在导流需求已过去后，另外的处理流体——与之前的含水处理流体相同或不同——可以流到地下地层中，用于进一步处理或操作。在地下地层已用导流组合物处理后，可采用任何处理或操作，包括但不限于，增产、完井、压裂、酸化、修井及其组合。
在一些实施方式中，根据压裂处理，如水力压裂处理，导流组合物被用于任何类型的地下地层，如页岩、粘土、砂岩、石灰岩、花岗岩、安山岩、大理岩、片岩、石英岩、煤床的地层、碳酸盐地层或任何其他地热地层或其组合。水力压裂处理一般包括在地下地层中生成或增强一个或多个裂纹或“裂缝”。在地下地层中“增强”一个或多个裂纹或裂缝网络可包括延伸或扩大地下地层中一个或多个天然或之前生成的裂缝。为生成新裂缝和延伸裂缝网络，可期望密封已存在的裂缝，以便处理流体可被导流至地下地层的未处理部分，例如以膨胀裂缝网络（或蚓孔网络）的体积和膨胀处理中的地下地层的体积而不损坏已存在的裂缝。随着导流组合物被布置在预期位置，已存在的裂缝或裂缝网络得到保护，并且可进行连续的压裂处理以延伸裂缝网络。
在一些实施方式中，根据地下地层的酸化处理，如地下地层包含酸溶性组分的碳酸盐储层，使用导流组合物。这些地层的增产可一般包括使地层接触包含酸的处理流体，溶解地层中的酸溶性组分如碳酸钙，在地层中留下预期量的空隙（例如，侵蚀裂缝或蚓孔）。类似于水力压裂处理，碳酸盐地层的酸化处理可增强地层的通透性和/或增加烃类随后可从地层生产的速率。还可期望密封已存在的蚓孔，以延伸这些地层中的蚓孔网络，而不损坏已存在的蚓孔网络。随着导流组合物被布置在期望位置，已存在的蚓孔得以保护，并且可进行连续的酸化处理以延伸网络。
导流组合物提供处理离井眼、射孔孔道或地层面基本上远距离的地下地层部分的益处。通过使用导流组合物，处理流体可均匀地分布在处理中的增产网络周围的地下地层部分，而不损坏已存在的裂缝或蚓孔。因此，增产网络延伸至离井眼基本上远距离的地下区域。处理的地下地层体积因此显著增加，并且地下地层的总体通透性得到提高。
实施例
实施例1.导流组合物
制备约100lbs/Mgal（约12kg/m3）在丙二醇中的氧化硼，作为导流剂组合物。氧化硼在接触水时膨胀至其原始体积的约200%。随着材料水合，其溶解性增加。在250°F下，氧化硼于数天后完全溶解在溶液中。
实施例2.导流组合物的膨胀实验
利用非水液体携载氧化硼颗粒，并将其以均匀的层运输至管系中，填充60%至65%的管系体积。在将氧化硼充分置于管系中后，将自来水的稳恒流注入漏斗，并穿过非水液体，将其置换并接触氧化硼。利用盘式指示器监测氧化硼溶胀引起的膨胀。
用量筒测量氧化硼至体积为30mis。这足以填充
Figure BDA00002557523100121
管系8.5英寸（22cm）的平坦区域至约65%的总高度。用三种不同的载流体将颗粒布置于管道中：乙二醇、丙二醇和异丙醇。在未使用非水流体的情况下，当硼酸接触水时，反应在数秒内迅速发生，溶胀并产生大量热量；超过200°F（93°C）。将二醇类用作载流体延迟了导入水时硼酸与水的反应。例如，当二醇类用于布置颗粒时，在注意到颗粒溶胀或热量产生的任何迹象前，记录了30分钟的延迟。然后使用异丙醇，以试图缩短该延迟时间。虽然水可更容易地置换异丙醇，但仍观察到30分钟的延迟。
为进一步分析这种硼酸与水之间反应时间的延迟，将干燥的氧化硼颗粒层置于管系中，并加水以启动反应。反应几乎是瞬间的，发生溶胀，并且产生热量。记录管系的膨胀，其中增加了0.1英寸（0.25cm）。另外，这种膨胀占加水前管系中留下的35%空隙。
实施例3.颗粒在水中的膨胀
在本实施例中，测试氧化硼颗粒在水中的溶胀率，作为颗粒尺寸的函数。
将氧化硼材料筛分成尺寸在不同范围内的颗粒，如表1所示。分别进行各尺寸范围的颗粒的溶胀实验。对于各实验，通过具体尺寸范围分开颗粒——在本案中为8目、10-12目、12-14目、16-18目、20-30目、30-40目和40目以及更小的颗粒，并将其装载于5ml量筒中，以填充约1ml的筒底。将长针插入颗粒堆积体，触及筒底，以用于流体注射。在时间=0时，将足够的水注入颗粒堆积体中以完全覆盖颗粒。然后监测颗粒堆积体随时间的高度/体积，并将其记录在表1。
如表1所示，颗粒的溶胀总体上导致大约二倍的颗粒原体积（即，颗粒体积膨胀或增加100%）。颗粒体积最终达到原始体积的200%的趋势可在表1中明确看到，其中多数实验最终膨胀至2mL或接近2mL（测试的随机性导致一些差异）。该表还说明，溶胀率根据颗粒尺寸而不同。较小的颗粒，如尺寸为约40目或更小的颗粒和尺寸为约30/40目的颗粒，在约1至2分钟内完成溶胀；但是，较大的颗粒，例如，尺寸大于8目的颗粒在1小时末仍在溶胀。
表1.颗粒在水中的溶胀
Figure BDA00002557523100131
a美国筛目尺寸

Claims (22)

1.用于处理离井眼基本上远距离的地下区域的导流组合物，包含：载流体；和水溶胀性颗粒，所述水溶胀性颗粒在接触所述载流体布置时基本上不溶胀，其中所述水溶胀性颗粒通过充分接触含水流体是可溶解的。
2.根据权利要求1所述的导流组合物，其中所述载流体能够携载所述水溶胀性颗粒，并将其布置于离井眼基本上远距离的增产网络中。
3.根据权利要求1或2所述的导流组合物，其中所述水溶胀性颗粒包括部分脱水或无水的硼酸盐来源材料，所述材料选自无水氧化硼、无水硼酸钠、过硼酸钠一水合物及其组合。
4.根据任一项前述权利要求所述的导流组合物，其中所述导流组合物中所述水溶胀性颗粒的浓度范围为约0.0456%v/v至约15.4%v/v。
5.根据任一项前述权利要求所述的导流组合物，其中所述载流体是含水流体，并且所述水溶胀性颗粒的平均尺寸为约14目或更大。
6.根据权利要求1至4中任一项所述的导流组合物，其中所述载流体是非水流体。
7.根据权利要求6所述的导流组合物，其中所述载流体是水混溶性非水流体。
8.根据权利要求6或7所述的导流组合物，其中所述水溶胀性颗粒在接触所述非水载流体布置时不溶胀，并且其中所述非水载流体使所述水溶胀性颗粒在暴露于所述含水流体后的溶胀延迟至少30分钟。
9.根据权利要求6、7或8所述的导流组合物，其中所述非水载流体选自乙二醇、丙二醇、异丙醇、N,N-二甲基甲酰胺、丙酮、四氢呋喃、二氯甲烷、1,4-二烷、二甲基亚砜、四亚甲基砜、乙腈、六甲基磷酰胺、1,3-甲基-3,4,5,6-四氢-2(lH)-嘧啶酮、碳酸丙烯酯、碳酸乙烯酯及其组合。
10.根据任一项前述权利要求所述的导流组合物，其中所述载流体包含至少一种增粘物质。
11.处理被井眼穿透的地下地层的方法，包括如下步骤：将根据任一项前述权利要求所述的导流组合物导入被井眼穿透的地下地层中的一个或多个裂缝中；和使所述导流组合物暴露于足够量的含水流体，由此所述含水流体（a）使所述颗粒溶胀至其桥连所述一个或多个裂缝的点，然后（b）在所述一个或多个裂缝已被桥连后，溶解至少部分所述导流组合物。
12.根据权利要求11所述的方法，其中使所述处理流体均匀地分布在处理中的所述裂缝周围的的地下区域中。
13.处理被井眼穿透的地下地层的方法，包括如下步骤：将根据权利要求1至10中任一项所述的导流组合物导入被井眼穿透的地下地层中的一个或多个蚓孔中；和使所述导流组合物暴露于足够量的含水流体，由此所述含水流体（a）使所述颗粒溶胀至其桥连所述一个或多个蚓孔的点，然后（b）在所述一个或多个蚓孔已被桥连后，溶解至少部分所述导流组合物。
14.根据权利要求11、12或13所述的方法，其中所述载流体携载所述水溶胀性颗粒，并将其布置于所述或每个裂缝或蚓孔中，进入距所述井眼至少10英尺的地下地层中。
15.根据权利要求11至14中任一项所述的方法，其中所述地下地层选自页岩地层、粘土地层、煤地层、碳酸盐地层、砂岩地层、石灰岩地层、花岗岩地层、大理岩地层及其组合。
16.根据权利要求11至15中任一项所述的方法，其中使所述颗粒溶胀的所述含水流体存在于所述地下地层中。
17.根据权利要求11至16中任一项所述的方法，进一步包括使处理流体在所述地下地层中流动的步骤。
18.根据权利要求17所述的方法，其中所述处理流体选自酸水溶液、阻垢物质水溶液、防腐蚀物质水溶液、页岩稳定剂水溶液、含水降阻剂溶液、杀生物剂水溶液、非乳化剂水溶液、水堵物质水溶液、粘土稳定剂水溶液、螯合剂水溶液、表面活性剂水溶液、除蜡水溶液及其组合。
19.根据权利要求11至18中任一项所述的方法，其中所述载流体是非水流体，并且所述水溶胀性颗粒在接触所述非水流体布置时不溶胀。
20.根据权利要求11至19中任一项所述的方法，其中使所述颗粒溶胀的所述含水流体的溶解特征出现在约8小时至约72小时内。
21.用于处理离井眼基本上远距离的地下区域的导流技术，包括如下步骤：将根据权利要求1至10中任一项所述的导流组合物布置于离井眼基本上远距离的地下区域中的增产网络中；使所述导流组合物暴露于足够量的含水流体，由此所述含水流体（a）使所述颗粒溶胀至其桥连与所述井眼基本上远距离的地下区域中的至少部分所述增产网络的点，然后（b）在部分所述增产网络已被桥连后，溶解至少部分所述导流组合物。
22.根据权利要求21所述的导流技术，其中所述地下区域距所述井眼至少10英尺。
CN201180028658.8A 2010-06-11 2011-06-13 用于处理地下地层的远场导流技术 Expired - Fee Related CN103038308B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/813,959 2010-06-11
US12/813,959 US8905136B2 (en) 2010-06-11 2010-06-11 Far field diversion technique for treating subterranean formation
PCT/GB2011/000885 WO2011154712A1 (en) 2010-06-11 2011-06-13 Far field diversion technique for treating subterranean formation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103038308A true CN103038308A (zh) 2013-04-10
CN103038308B CN103038308B (zh) 2016-02-03

Family

ID=44510016

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201180028658.8A Expired - Fee Related CN103038308B (zh) 2010-06-11 2011-06-13 用于处理地下地层的远场导流技术

Country Status (8)

Country Link
US (2) US8905136B2 (zh)
EP (1) EP2580302A1 (zh)
CN (1) CN103038308B (zh)
AR (1) AR081589A1 (zh)
AU (1) AU2011263547B2 (zh)
CA (1) CA2801653C (zh)
MX (1) MX2012014242A (zh)
WO (1) WO2011154712A1 (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104612648A (zh) * 2014-11-18 2015-05-13 河南理工大学 低压低渗透煤层气井活性水-氮气泡沫压裂方法及其设备
CN107001922A (zh) * 2014-12-17 2017-08-01 贝克休斯公司 改善水力压裂网的组合物和方法

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20120085536A1 (en) * 2010-09-16 2012-04-12 Hussein Alboudwarej Method and composition to divert fluids at high temperatures
US9121959B2 (en) * 2011-06-30 2015-09-01 Schlumberger Technology Corporation Predicting carbonate rock solid permittivity
US8678089B2 (en) * 2011-11-10 2014-03-25 Halliburton Energy Services, Inc. Cleanup fluids for anhydrous borate compounds and methods for use thereof in subterranean formations
US10066145B2 (en) 2014-08-18 2018-09-04 Halliburton Energy Services, Inc. Polymer brushes in diverting agents for use in subterranean formations
US9995120B2 (en) 2014-11-13 2018-06-12 Saudi Arabian Oil Company Flowing fracturing fluids to subterranean zones
US9994756B2 (en) 2015-03-10 2018-06-12 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Segregating fluids, methods of making, and methods of use
US9951261B2 (en) 2015-03-10 2018-04-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Cement spacer system for wellbores, methods of making, and methods of use
US10012064B2 (en) 2015-04-09 2018-07-03 Highlands Natural Resources, Plc Gas diverter for well and reservoir stimulation
US10344204B2 (en) 2015-04-09 2019-07-09 Diversion Technologies, LLC Gas diverter for well and reservoir stimulation
US9828843B2 (en) 2015-04-09 2017-11-28 Highlands Natural Resources, Plc Gas diverter for well and reservoir stimulation
US9759053B2 (en) 2015-04-09 2017-09-12 Highlands Natural Resources, Plc Gas diverter for well and reservoir stimulation
US10982520B2 (en) 2016-04-27 2021-04-20 Highland Natural Resources, PLC Gas diverter for well and reservoir stimulation
WO2018106259A1 (en) 2016-12-09 2018-06-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methodology for developing treatment fluid compositions to enhance near- and far-field diversion downhole
WO2019156676A1 (en) 2018-02-09 2019-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of ensuring and enhancing conductivity in microfractures
US11732179B2 (en) 2018-04-03 2023-08-22 Schlumberger Technology Corporation Proppant-fiber schedule for far field diversion
US11572497B2 (en) 2018-05-14 2023-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Pelletized diverting agents using degradable polymers
WO2020005246A1 (en) 2018-06-28 2020-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Calcium carbonate / polymer particulate additives for use in subterranean operations
US11530581B2 (en) * 2018-12-17 2022-12-20 Exxonmobil Upstream Research Company Weighted material point method for managing fluid flow in pipes
CN110043220A (zh) * 2019-05-17 2019-07-23 河南理工大学 一种穿层钻孔封孔装置及封孔方法
US11814583B2 (en) * 2020-07-22 2023-11-14 Saudi Arabian Oil Company Diverting agents for well stimulation
NO347500B1 (no) * 2021-05-27 2023-11-27 Topi As Et borevæsketaps-behandlingsfluid
US12060524B2 (en) 2022-06-23 2024-08-13 Saudi Arabian Oil Company Diverting materials for well stimulation

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4157116A (en) * 1978-06-05 1979-06-05 Halliburton Company Process for reducing fluid flow to and from a zone adjacent a hydrocarbon producing formation
US5981447A (en) * 1997-05-28 1999-11-09 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations
US20020193256A1 (en) * 2001-01-26 2002-12-19 Benchmark Research And Technology Suspensions of particles in non-aqueous solvents
CN1511918A (zh) * 2002-12-27 2004-07-14 山东师范大学 新型选择性深度调剖剂
US20060065397A1 (en) * 2004-09-24 2006-03-30 Nguyen Philip D Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations
EP1413710B1 (en) * 2002-10-22 2007-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Introducing treating fluids into subterranean producing zones
US20070277979A1 (en) * 2006-06-06 2007-12-06 Halliburton Energy Services Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use
WO2009027685A1 (en) * 2007-08-30 2009-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods
US20090223667A1 (en) * 2008-03-07 2009-09-10 Halliburton Energy Services, Inc. Sand plugs and placing sand plugs in highly deviated wells

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5161615A (en) * 1991-06-27 1992-11-10 Union Oil Company Of California Method for reducing water production from wells
US7741251B2 (en) 2002-09-06 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
US7866394B2 (en) 2003-02-27 2011-01-11 Halliburton Energy Services Inc. Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry
US6889766B2 (en) 2003-02-27 2005-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for passing a swelling agent into a reservoir to block undesirable flow paths during oil production
US7829507B2 (en) * 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7690429B2 (en) 2004-10-21 2010-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using a swelling agent in a wellbore
US7488705B2 (en) 2004-12-08 2009-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex
US8703659B2 (en) 2005-01-24 2014-04-22 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole
US7287586B2 (en) 2005-02-01 2007-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for plugging and sealing a subterranean formation
US7891424B2 (en) 2005-03-25 2011-02-22 Halliburton Energy Services Inc. Methods of delivering material downhole
US8096358B2 (en) 2008-03-27 2012-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method of perforating for effective sand plug placement in horizontal wells
US8720568B2 (en) 2010-06-11 2014-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable/degradable “sand” plug system for horizontal wells

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4157116A (en) * 1978-06-05 1979-06-05 Halliburton Company Process for reducing fluid flow to and from a zone adjacent a hydrocarbon producing formation
US5981447A (en) * 1997-05-28 1999-11-09 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations
US20020193256A1 (en) * 2001-01-26 2002-12-19 Benchmark Research And Technology Suspensions of particles in non-aqueous solvents
EP1413710B1 (en) * 2002-10-22 2007-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Introducing treating fluids into subterranean producing zones
CN1511918A (zh) * 2002-12-27 2004-07-14 山东师范大学 新型选择性深度调剖剂
US20060065397A1 (en) * 2004-09-24 2006-03-30 Nguyen Philip D Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations
US20070277979A1 (en) * 2006-06-06 2007-12-06 Halliburton Energy Services Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use
WO2009027685A1 (en) * 2007-08-30 2009-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods
US20090223667A1 (en) * 2008-03-07 2009-09-10 Halliburton Energy Services, Inc. Sand plugs and placing sand plugs in highly deviated wells

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
李延美等: "延迟交联无机硼水基冻胶高温压裂液", 《油田化学》 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104612648A (zh) * 2014-11-18 2015-05-13 河南理工大学 低压低渗透煤层气井活性水-氮气泡沫压裂方法及其设备
CN107001922A (zh) * 2014-12-17 2017-08-01 贝克休斯公司 改善水力压裂网的组合物和方法

Also Published As

Publication number Publication date
AU2011263547B2 (en) 2014-06-19
CN103038308B (zh) 2016-02-03
US9410075B2 (en) 2016-08-09
EP2580302A1 (en) 2013-04-17
MX2012014242A (es) 2013-01-28
AR081589A1 (es) 2012-10-03
US20110303415A1 (en) 2011-12-15
CA2801653C (en) 2016-03-22
US8905136B2 (en) 2014-12-09
CA2801653A1 (en) 2011-12-15
AU2011263547A1 (en) 2013-01-10
WO2011154712A1 (en) 2011-12-15
US20140371114A1 (en) 2014-12-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103038308B (zh) 用于处理地下地层的远场导流技术
US10662748B2 (en) Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation
EP1991633B1 (en) Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent
US8657003B2 (en) Methods of providing fluid loss control or diversion
US12060761B2 (en) System and method of treating a subterranean formation with a diverting composition
US8636069B2 (en) Wellbore servicing fluid compositions and use thereof
US9567841B2 (en) Cementitious fracture fluid and methods of use thereof
AU2011263548B2 (en) Swellable/degradable sand plug system for horizontal wells
CN106795750A (zh) 用于井处理操作的转向系统
CN104428388A (zh) 用于提高弱胶结或无胶结地层中油井产率的方法和组合物
US20140329724A1 (en) Crosslinking Chitosan for Reducing Permeability in a Well

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20160203

Termination date: 20190613