EA002464B1 - Новые жидкости и способы для максимальной очистки трещины от жидкости - Google Patents

Abstract

Настоящее изобретение касается способов интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта (40). Согласно настоящему изобретению описываются способы увеличения отбора жидкости для гидравлического разрыва пласта из трещины (42), намеренно созданной в пласте (40), посредством чего увеличивается эффективная длина трещины (42) и, тем самым, повышается добыча углеводородов. Способы согласно настоящему изобретению включают в себя составление графиков использования десгустителей с их постадийным изменением, так что жидкость вблизи оконечности (46) трещины (42) первой понижает свою вязкость, создавая градиент вязкости, который вызывает движение жидкости, находящейся в оконечности (46) трещины, по направлению к стволу скважины (10), где она может быть легче удалена. Предпочтительные варианты воплощения изобретения включают в себя использование газа для вспенивания жидкости на ранних стадиях закачивания для создания градиента плотности, а также использование волокнистого материала на поздних стадиях закачивания для стабилизации набивки из расклинивающего агента.

Description

Предпосылки создания изобретения Область техники для применения изобретения

Настоящее изобретение касается способа интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта. В частности, согласно настоящему изобретению описываются и заявляются способы увеличения отбора отработавшей жидкости для гидравлического разрыва пласта из трещины, намеренно созданной в пласте, посредством чего увеличивается эффективная длина трещины и, тем самым, повышается добыча углеводородов.

Введение в технологию

Настоящее изобретение, в общем, касается добычи углеводородов (нефти и природного газа) из скважин, пробуренных в земле. Как очевидно, желательно максимально увеличить как дебит скважины, так и суммарную добычу углеводорода из подземного пласта к поверхности, где он может быть извлечен. Одна группа способов для осуществления этого называется способами по интенсификации притока в скважину, и один такой способ - гидравлический разрыв пласта - является предметом настоящего изобретения. Дебит скважины или добыча углеводорода из геологической формации, конечно, зависит от многих факторов. Одним из этих факторов является радиус ствола скважины; при равных прочих условиях с увеличением радиуса ствола скважины увеличивается дебит. Другим фактором, связанным с первым фактором, являются пути из пласта к стволу скважины, доступные для миграции углеводорода.

Бурение скважины в недрах является дорогостоящим делом, и это ограничивает количество скважин, которые могут быть экономично пробурены, эти расходы обычно только повышаются с увеличением размера ствола скважины. Кроме того, с увеличением ствола скважины возрастает неустойчивость геологической формации, что, таким образом, увеличивает вероятность сдвига формации вокруг скважины и, следовательно, ее повреждение (а в худшем случае и смятие). Итак, хотя при большем стволе скважины теоретически будет увеличиваться добыча углеводорода, это является непрактичным, при этом имеет место значительный недостаток. Кроме того, трещина или большая щель в продуктивной зоне геологической формации, возникающая и проходящая от ствола скважины, фактически может увеличить эффективный (в противоположность действительному) радиус ствола скважины, и, таким образом, скважина действует (в отношении дебита), как если бы полный радиус ствола скважины был намного больше.

Гидравлическим разрывом пласта (вообще говоря, существуют два типа гидравлического разрыва пласта - кислотный разрыв и разрыв с применением расклинивающего агента, причем последний представляет здесь главный интерес), таким образом, называются способы, используемые для интенсификации добычи текучих сред, находящихся в недрах, например, нефти, природного газа и рассола. Гидравлический разрыв пласта заключается буквально в разрушении или разрыве части окружающей породы посредством нагнетания в скважину специальной жидкости и ее направления на поверхность геологической формации под давлениями, достаточными для возникновения и распространения трещины в формации. Конкретнее, жидкость нагнетают через скважину; жидкость выходит через отверстия (отверстия в обсадной трубе, ограничивающей ствол скважины) и направляется на поверхность формации (иногда скважины заканчивают при необсаженном забое, когда не существует никакой обсадной трубы и, следовательно, никаких отверстий, так что жидкость нагнетается через ствол скважины и непосредственно к поверхности формации) под давлением и со скоростью истечения, достаточными для преодоления минимального местного напряжения в породе (известного также как минимальное главное напряжение) и для возникновения и/или распространения трещины (трещин) в пласте. При этом способе фактически не всегда образуется единственная трещина, а возникает зона разрыва, т. е. зона, имеющая многочисленные трещины или щели в пласте, через которые углеводород может течь к стволу скважины.

На практике гидравлический разрыв пласта является весьма сложной операцией, выполняемой высококвалифицированными инженерами и техниками при точном и тщательном согласовании работы оборудования и при использовании мощных объединенных компьютеров для контроля скоростей, давлений, объемов и т. п. Во время обычной работы по гидравлическому разрыву пласта в скважину к месту, часто находящемуся на тысячах футах (сотнях метров) ниже уровня поверхности, закачивают большие количества материалов, часто свыше четверти миллиона галлонов (около 1 млн. л) жидкости, под высокими давлениями, превышающими минимальное главное напряжение.

В связи с этим на фиг. 1 показана типичная зона разрыва. Позицией 10 обозначена фактическая скважина или ствол в породе, в который помещена труба, по которой углеводород течет вверх из углеводородоносного пласта к поверхности, а позицией 20 обозначена вся зона разрыва. В идеальном случае (но не обычно) вертикальный размер продуктивной зоны совпадает с высотой зоны разрыва (по расчету). Эти две совпадающие зоны, как показано, ограничены границами 22, 24. Гидравлический разрыв пласта обычно производят в продуктивной зоне, представляющей интерес (а не в другой геологической зоне), для чего заранее в обсадных трубах образуют специальные отверстия или перфорации 26-36; таким образом жидкость разрыва течет вниз (вертикально) по скважине и выходит через отверстия. Кроме того, в подземной породе пласт не обязательно представлен единственной зоной, а скорее может быть представлен многочисленными зонами различных размеров.

Таким образом, после того как была пробурена скважина, в пласте часто намеренно образуют трещины как средство интенсификации добычи посредством увеличения эффективного радиуса ствола скважины. Ясно, что чем длиннее трещина, тем больше эффективный радиус ствола скважины. Точнее, скважины, подвергнутые гидравлическому разрыву пласта, обеспечивают как радиальный поток вокруг ствола скважины (обычный), так и линейный поток из углеводородонесущего пласта к трещине, и, кроме того, линейный поток вдоль трещины к стволу скважины. Следовательно, гидравлический разрыв пласта является обычным средством интенсификации добычи углеводородов в малопроницаемых пластах. Кроме того, гидравлический разрыв пласта используется также для интенсификации добычи в высокопроницаемых пластах. Очевидно, что если в конкретном случае желателен гидравлический разрыв пласта, то тогда, вообще говоря, также желательно образование как можно большой (т.е. длинной) зоны разрыва, например, большая трещина означает увеличенный путь миграции углеводорода по направлению к стволу скважины и к поверхности.

Однако многие скважины действуют так, как если бы длина трещины была намного короче, так как трещина забивается жидкостью разрыва (т.е. конкретнее, жидкостью, используемой для доставки расклинивающего агента, а также жидкостью, используемой для образования трещины, которые обе будут обсуждаться ниже). Наиболее трудной для извлечения частью жидкости является та часть, которая удерживается в оконечности трещины, т. е. в части трещины, которая является самой дальней от ствола скважины. Таким образом, из-за наличия в трещине застойной жидкости разрыва, конечно, уменьшается извлечение углеводородов. Причины этого являются и простыми, и сложными. Самая простая причина - это жидкость, присутствующая в трещине, действует как препятствие для миграции углеводорода из породы в трещину. Точнее, жидкость на водной основе насыщает поры в поверхности трещины, предотвращая миграцию углеводорода в эти поры, т. е. насыщенная жидкостью зона имеет низкую проницаемость в отношении углеводорода.

Действительно, уменьшенная эффективная длина трещины, обусловленная наличием застойной жидкости в оконечности трещины, вероятно, является самой значительной переменной величиной, ограничивающей добычу (как дебит, так и отдачу пласта) из данной скважины.

Это особенно справедливо в отношении газоносных пластов с низкой проницаемостью (приблизительно < 50 миллидарси). Влияние этой застойной жидкости на продуктивность скважины доказывается эмпирическим наблюдением, хорошо известным квалифицированному инженеру-промысловику, а именно, что эффективная длина трещины (истинная длина трещины минус отдаленная часть трещины, насыщенная жидкостью разрыва) обычно намного меньше, чем истинная длина трещины, образованной гидравлическим разрывом. Для увеличения эффективной длины трещины, так чтобы она приблизилась к истинной длине трещины, следовательно, необходимо удалить из трещины застойную жидкость разрыва.

Намеренное удаление жидкости разрыва из трещины известно как очистка, т.е. этот термин обозначает извлечение жидкости после того, как расклинивающий агент был доставлен к трещине. Способ очистки трещины, известный из современного уровня техники, заключается в очень простом откачивании жидкости или обеспечении возможности ее вытекания из трещины; таким образом, жидкость разрыва, находящаяся в оконечности трещины, для своего удаления из трещины должна проходить по всей длине трещины (и вверх по стволу скважины). Данная заявка направлена на усовершенствованный способ очистки трещины и на композиции для осуществления этого способа.

Таким образом, наиболее трудной задачей, связанной с очисткой трещины, является удаление застойной жидкости разрыва, находящейся в оконечности трещины (т.е. дальше всего от ствола скважины). Часть трещины часто может быть гидравлически изолирована или отрезана, так что углеводород, вытекающий из породы в трещину, полностью обходит эту зону в оконечности трещин, как это показано на фиг. 2. Позицией 5 обозначен уровень поверхности земли. Направление потока углеводорода обозначено позицией 38. Таким образом, благодаря наличию вновь образованной трещины углеводород течет из пласта 40 в трещину 42 и по ней, пока не достигнет ствола скважины 10, откуда он извлекается на поверхность. Подобный путь потока обозначен позицией 44. Эти пути потока могут определять две зоны: продуктивную зону 46 и непродуктивную зону 48 в оконечности трещины, которая изолирована от остальной части трещины, и так как через эту часть трещины не течет никакой углеводород, то, таким образом, не существует никакого перепада давления. Это явление (в дополнение к другим) обеспечивает то, что застойная жидкость разрыва будет оставаться в оконечности трещины, а не будет вытесняться вследствие добычи углеводорода, которая может происходить в зоне, показанной позицией 46.

Вообще говоря, для образования трещины в углеводородоносном пласте необходим сложный набор материалов; обычно требуются че5 тыре важнейших компонента: жидкостьноситель или жидкость для переноса расклинивающего агента, загуститель, расклинивающий агент и измельчитель. Иногда добавляют пятый компонент, назначением которого является контроль утечки или миграции жидкости в поверхность трещины. Вначале нагнетают первый компонент, который фактически образует/удлиняет трещину. В общих чертах, назначение этих жидкостей - это вначале образовывать/удлинять трещину, а затем, после ее достаточного раскрытия, - доставлять расклинивающий агент в трещину, который удерживает трещину от закрывания после окончания операции закачивания. Жидкость-носитель просто является средством, с помощью которого расклинивающий агент переносится в пласт. В качестве подходящей жидкости-носителя могут действовать многие вещества, хотя они обычно являются растворами на водной основе, которые или были подвергнуты, или вспенены или подвергнуты тому и другому гелеобразованию. Таким образом, жидкость-носитель часто приготавливают смешиванием полимерного гелеобразователя с водным раствором (иногда желательна жидкость на масляной основе, а иногда - многофазная жидкость); в качестве полимерного гелеобразователя часто используют сольфатируемый полисахарид, например, галактоманнановые камеди, глюкоманнановые камеди и производные целлюлозы. Назначение сольфатируемых (или гидратируемых) полисахаридов -это загущать водный раствор, чтобы твердые частицы, известные как расклинивающий агент (обсуждается ниже) могли быть взвешены в растворе для доставки в трещину. Таким образом, полисахариды действуют как загустители, т.е. они увеличивают вязкость водного раствора в 10-100 раз и даже больше. Для случаев применения при высоких температурах дополнительно вводят сшивающий агент, который еще более увеличивает вязкость раствора. В качестве сшивающего агента для гидратированных хьюаровых камедей и других галактоманнановых камедей для образования водных гелей широко используют боратный ион, см. например, патент США № 3059909. В число других доказанно пригодных сшивающих агентов входят титан (патент США № 3888312), хром, железо, алюминий и цирконий (патент США № 3301723). Совсем недавно были созданы вязкоупругие поверхностно-активные вещества, которые исключают необходимость в использовании загустителей и, следовательно, сшивающих агентов, см., например, патенты США №№ 5551516, 5258137 и 4735372, которые все переуступлены компании Шлюмбергер.

Назначение расклинивающего агента - это удерживать пласт, недавно подвергнутый гидравлическому разрыву, в состоянии разрыва, т.е.

удерживать его от повторного закрывания трещины после окончания процесса гидравлического разрыва; таким образом, он предназначен для поддержания трещины раскрытой, другими словами, для обеспечения проницаемого пути для потока углеводорода через трещину и в ствол скважины. Конкретнее, расклинивающий агент создает в трещине каналы, через которые углеводород протекает в ствол скважины и, следовательно, может быть извлечен или добыт. Типичными материалами для приготовления расклинивающего агента являются песок (например, крупностью частиц 20-40 меш), боксит, искусственные материалы средней прочности и стеклянные шарики. Кроме того, для предотвращения оттока расклинивающего агента в определенных случаях применения он может быть покрыт смолой. Таким образом, жидкость разрыва вообще имеет два назначения: (1) образовывать или удлинять существующую трещину посредством создания высокого давления в геологической формации, представляющей интерес, (2) одновременно доставлять расклинивающий агент в пустое пространство трещины, так чтобы расклинивающий агент мог образовывать постоянный канал, по которому углеводород протекает к стволу скважины. По окончании этой второй стадии желательно удалить жидкость разрыва из трещины; ее присутствие в трещине вредно, так как она закупоривает трещину и, следовательно, препятствует потоку углеводорода. Это влияние, конечно, больше в высокопроницаемых пластах, так как жидкость может легко заполнить более крупные пустоты. Это забивание трещины жидкостью называется уменьшением эффективной длины трещины. А процесс удаления жидкости из трещины после того, как был доставлен расклинивающий агент, называется очисткой трещины . Для этого становится уместным конечный компонент жидкости разрыва пласта - десгуститель. Назначение десгустителя - это понижать вязкость жидкости, чтобы она легче удалялась из трещины. Однако не существует никакого полностью удовлетворительного способа извлечения жидкости, и, следовательно, предотвращения уменьшения ею эффективной длины трещины. Кроме того, извлечение жидкости после доставки расклинивающего агента в трещину представляет собой одну из важнейших технологических дилемм в области добычи углеводородов. Данное изобретение направлено на способы извлечения жидкости разрыва после того, как она успешно доставила расклинивающий агент в трещину.

Уменьшение эффективной длины трещины (ЭДТ), вызываемой удерживанием в трещине жидкости разрыва, является эмпирически доказуемой проблемой, которая приводит к значительному снижению дебитов скважин. ЭДТ можно вычислить посредством анализа падения добычи и неустановившегося режима давления. Значения ЭДТ, полученные таким образом, затем можно сравнивать со значением истинной длины трещины, полученным с использованием стандартных геометрических моделей.

Предшествующий уровень техники

По существу, способы очистки трещины, которые опять же имеют отношение к извлечению из трещины жидкости разрыва (без расклинивающего агента) после того, как она доставила расклинивающий агент в трещину, часто включают в себя уменьшение вязкости жидкости по возможности экономичным образом после того, как жидкость доставила расклинивающий агент в трещину - так чтобы она легче вытекала к стволу скважины. Кроме того, целью является извлечение максимального возможного количества жидкости, так как жидкость, оставшаяся в трещине, уменьшает эффективную длину трещины. К числу труднейших аспектов извлечения жидкости или очистки относится извлечение части жидкости, находящейся в самой оконечности трещины. Кроме того, жидкость, используемая для переноса расклинивающего агента в трещину, должна иметь достаточную вязкость, чтобы увлекать с собой частицы расклинивающего агента. Однако после того, как расклинивающий агент помещен в трещину, желательно извлечь жидкость, при этом оставляя расклинивающий агент на месте. Извлечение вязкой жидкости из трещины является трудным делом, и поэтому жидкости разрыва часто содержат добавки для понижения вязкости жидкости, после того, как жидкость разрыва доставила расклинивающий агент в трещину.

Суммируя, подлинным лимитирующим фактором при добыче углеводородов в малопроницаемых пластах является постоянная невозможность достигнуть соответствующей очистки трещины. При очистке трещины целью является достижение приемлемой эффективной длины трещины, которая приближается к истинной или фактической длине трещины. Таким образом, после гидравлического разрыва пласта жидкость, использованная для гидравлического разрыва, остается в оконечности трещины; эта жидкость препятствует добыче углеводорода через эту часть трещины. Следовательно, появились многочисленные способы, направленные на решение этой проблемы. Одно возможное решение - это просто образовывать более длинные трещины (увеличивать истинную длину трещины, что, в свою очередь, связано с увеличением эффективной длины трещины).

Более длинные трещины требуют больших расходов на закачивание жидкости в пласт. В настоящее время технология близка к пределу своей экономической эффективности, т. е. для образования более длинных трещин потребовалась бы новая технология. Другое возможное решение - это устранение или, по крайней мере, уменьшение необходимости в очистке трещины путем закачивания более чистых жидкостей, т. е. жидкостей с меньшим содержанием поли мера, которые, следовательно, являются менее вязкими и поэтому легче вытекают из трещины. Это является наиболее приемлемым решением; однако, использование жидкостей с низким содержанием полимера часто означает меньшую способность переносить расклинивающий агент и, следовательно, меньшую трещину. Подавляющее большинство предложенных решений относится к одной из этих двух категорий. Способ согласно настоящему изобретению относится к третьей категории - усовершенствованному способу удаления жидкости из оконечности трещины. Настоящее изобретение тесно связано с другой заявкой тех же изобретателей. Епйапстд Б1ш6 Ветоуа1 Бгот БгасШтек ЭсйЬсга1е1у 1п1го6исс6 ίηΐο Не БиЬкшГасе (Увеличение удаления жидкости из трещин, намеренно вы-званных в недрах), которая является заявкой на патент США с порядковым № 09/087286, переуступленной компании Шлюмбергер.

Краткое изложение сущности изобретения

Согласно общепринятому мнению во время очистки трещины вначале необходимо удалять из трещины жидкость в зоне вблизи ствола скважины, после чего можно удалять части жидкости, более отдаленные от скважины. Согласно также общепринятому мнению жидкость в зоне, расположенной вблизи оконечности трещины, по существу, невозможно удалить каким-либо доступным экономичным способом. Следовательно, в промышленности является приемлемой эффективная длина трещины, равная около половины истинной длины трещины (следовательно, половина всей длины трещины заполнена застойной жидкостью разрыва, препятствующей тем самым добыче углеводорода через эту зону), несмотря на вызываемое этим резкое снижение общего количества извлечения углеводорода.

Настоящее изобретение позволяет игнорировать эти существующие мнения. Вопреки этим мнениям настоящее изобретение основано на предпосылке, что жидкость вблизи оконечности трещины можно удалить экономичным способом. Конкретнее, при способах согласно настоящему изобретению жидкость, находящуюся в оконечности трещины, удаляют первой, а не последней (как в обычной практике). Кроме того, это прямо противоречит как обычной практике, так и простой интуиции, так как зона вблизи оконечности трещины является зоной, которая наиболее отдалена от ствола скважины и из которой необходимо, в конце концов, удалить всю жидкость. Для достижения этого экономичным образом при способах согласно настоящему изобретению могут быть использованы обычные жидкости и добавки к ней, хотя и в весьма новых сочетаниях. Каждый способ согласно изобретению основан на принципе создания, а затем использования разностной подвижности жидкости, закаченной в трещину. Таким образом, согласно настоящему изобрете9 нию на жидкость в зоне вблизи оконечности трещины воздействуют (исходя из пластовых условий) таким образом, чтобы она имела большую подвижность, чем слой жидкости, непосредственно ближайший к ней, а этот слой имел большую подвижность, чем слой жидкости, непосредственно ближайший к нему, и т.д. Термин разностная подвижность охватывает два главных механизма: разностную вязкость (движение жидкости в ответ на градиент вязкости) и разностную плотность (движение жидкости в ответ на градиент плотности). Способы согласно изобретению могут быть обозначены как РП.

При предпочтительных вариантах воплощения настоящего изобретения, кроме графика неравномерной подачи десгустителей, применяют вспененные или активированные жидкости на ранних стадиях закачивания (в зону вблизи оконечности) и/или средства для препятствования обратному потоку расклинивающего агента (например, волокон) на поздних стадиях закачивания. В других предпочтительных вариантах воплощения изобретения используется принудительное закрытие, т.е. вскоре после закачивания создают обратный поток в скважине, чтобы как можно больше избежать потери жидкости в поверхность трещины и способствовать движению жидкости вдоль трещины к стволу скважины (т.е. направлять жидкость разрыва в направлении к стволу скважины, а не в перпендикулярном направлении, которое является направлением в пласт).

Краткое описание фигур

Фиг. 1 изображает схематический вид в разрезе типичной зоны гидравлического разрыва подземного пласта.

Фиг. 2 изображает вид в разрезе схематически показанной трещины, измененный с целью показать определенные важные особенности обычной операции по гидравлическому разрыву пласта.

Фиг. 3 изображает типичный реологический профиль для десгустителей двух разных типов (плюс одна кривая при отсутствии десгустителя). Эти заранее определенные кривые могут быть использованы для выбора надлежащего типа десгустителя и его концентрации.

Фиг. 4 изображает четыре отдельных графика (относящихся к пластам четырех разных типов) температуры жидкости, как функции расстояния от ствола скважины (места в трещине).

Подробное описание предпочтительного варианта воплощения изобретения

Согласно обычной практике десгустители выбирают таким образом, чтобы обратный поток вначале происходил вблизи ствола скважины. Другими словами, постадийно изменяют концентрацию десгустителя, так чтобы наибольшая концентрация была в части трещины вблизи скважины. Таким образом, очистку можно осуществлять по возможности рано, хотя эта очистка является лишь частичной. Настоящее изобретение совершенно противоположно этому общепринятому способу. По существу, настоящее изобретение частично основано на получении преимущества от энергии, которая существует в конце работы по гидравлическому разрыву пласта. Конкретнее, вместо ступенчатого изменения десгустителей так, чтобы вначале происходило понижение вязкости в зоне вблизи скважины, в вариантах воплощения настоящего изобретения предусматривается быстрое понижение вязкости в зоне оконечности трещины, а позже в зоне вблизи ствола скважины. После того, как это случилось, образуется градиент вязкости, и жидкость будет перемещаться в ответ на этот градиент. Это является эффективным средством удаления трудноудаляемой жидкости из оконечности трещины, так как эта часть жидкости движется по направлению к стволу скважины к зоне с большей вязкостью в ответ на градиент потенциала давления. Конечно, идея ступенчатого изменения десгустителей не является новой, а новым является то, что по сравнению с обычной технологией их ступенчатое изменение осуществляется в противоположном направлении. Ступенчатое изменение десгустителей, которое является сущностью настоящего изобретения, воплощает в себе, по существу, три понятия. Во-первых, во время разных стадий закачивания можно использовать десгустители разных типов, так чтобы жидкость, находящаяся в контакте с каждым типом десгустителей, имела отличающуюся вязкость. Во-вторых, для достижения того же самого результата можно использовать разные концентрации десгустителя одного и того же типа. И втретьих, для достижения желаемого градиента вязкости можно использовать температурный профиль обрабатываемого пласта (т.е. в более горячей зоне в оконечности трещины будет иметь место понижение вязкости жидкости по сравнению с вязкостью в зонах, расположенных ближе к стволу скважины).

Таким образом, настоящее изобретение опровергает глубоко укоренившееся предположение, существующее в технике и науке по интенсификации притока в скважину. Это предположение заключается в том, что эффективная длина трещины будет равна около половины истинной длины трещины независимо от эффективности применяемого способа очистки, используемой жидкости и т. д. Следовательно, жидкость, которая осталась в оконечности трещины, обычно считается неизвлекаемой любыми экономичными средствами, в частности, изза того, что эта часть трещины часто гидравлически изолирована от остальной части трещины. Следовательно, настоящее изобретение должно опровергнуть это предположение посредством создания превосходного способа очистки око11 нечности трещины и, тем самым, увеличения добычи углеводорода.

Определения

Используемый здесь термин десгуститель обозначает химическое вещество или набор химических веществ, основным назначением которых является десгущение или понижение вязкости носителя расклинивающего агента. Обычно, но не всегда, это происходит посредством окислительного восстановления. Согласно обычной практике выбор десгустителя зависит от температуры. Примерными десгустителями, пригодными для использования с настоящим изобретением, являются бромат, персульфат, энзимы, ион меди, ион серебра, кислоты (например, фумаровая и азотная кислоты) и органическая перекись. Кроме того, обычные десгустители обыкновенно капсулируют для увеличения их эффективного температурного порога. См., например, патент США № 4741401, Ме!йоб йэт Ттеайпд 8иЫетгапеап ЕоттаИоик (Способ обработки подземных пластов), переуступленный компании Шлюмбергер (описывающий избирательно проницаемые капсулированные десгустители, которые лопаются при проникновении жидкости) и полностью инкорпорированный здесь путем отсылки. См. также патент США № 4506734 Етас!иппд Е1шб Вгеакег 8у8!ет №Ысй 18 АейуаЮб Ьу Егас!ше С1о8иге (Композиция десгустителей для жидкости для гидравлического разрыва пласта, которая активируется закрыванием трещины), переуступленный компании Стандард ойл компани и предоставленный по лицензии компании Шлюмбергер, в которой описываются капсулированные десгустители, которые лопаются под давлением, создаваемым закрыванием трещины. Кроме того, в связи с настоящим изобретением могут также применяться электрохимические способы для уменьшения вязкости жидкостей, используемых для гидравлического разрыва пласта. См. патент США № 4701247 Е1ес1тосйет1са1 Ме!йоб8 £ог Вгеакшд Нщй У18со8Йу Е1шб8 (Электрохимические способы уменьшения вязкости высоковязких жидкостей), переуступленный компании Шлюмбергер и полностью инкорпорированный здесь путем отсылки.

Кроме того, в связи с десгустителями часто используют вспомогательные вещества для десгустителей, стимулирующие активность десгустителей. Вспомогательные вещества для десгустителей описаны, например, в патенте США № 4969526 №п-1ЩегГеппд Вгеакег §у81ет £ог Эек-шуеб Сто88Йике6 Егас!иппд Е1шб8 а! Ьоте Тетрега!иге (Непрепятствующая композиция с десгустителем для замедленных сшитых жидкостей для гидравлического разрыва пласта при низкой температуре), переуступленном компании Шлюмбергер (описывается и заявляется триэтаноламин), и в патенте США № 4250044, которые оба полностью инкорпорированы здесь путем отсылки. Аналогично этому в связи с на стоящим изобретением могут применяться замедлители (или вещества, предназначенные для замедления сшивания). См., например, патент США № 4702848 Кои!го1 о£ Сго881шктд ВеасИои Ра1е И81пд ОгдапохйсопаЮ Сйе1а!е Сго881|ик|ид Адеп! апб А1бейубе Ке!атбтд Адеп! (Регулирование скорости реакции сшивания с использованием органоцирконатного хелатного сшивающего агента и альдегидного замедлителя), переуступленный компании Шлюмбергер (описываются и заявляются альдегиды) и полностью инкорпорированный здесь путем отсылки. В связи с настоящим изобретением вполне могут применяться как вспомогательные вещества для десгустителей, так и замедлители сшивания.

Кроме того, сущность настоящего изобретения заключается не в абсолютной активности десгустителя, а в относительной активности, т.е. в сравнительной активности десгустителя в разных стадиях. Как доказано предшествующим обсуждением, в соответствии с настоящим изобретением могут быть предусмотрены обработки, которые основываются не на прямом воздействии на активность десгустителей, а на косвенном воздействии, например, замедлителями и вспомогательными веществами для десгустителей. Кроме того, можно использовать разные жидкости, не учитывая тип десгустителя, например, закачивать на первой стадии менее вязкую и/или менее плотную жидкость с последующим закачиванием жидкостей с большей мобильностью. См., например, патент США № 5036919 Етас!иппд XV йй Ми1!1р1е Е1шб8 !о 1тртоуе ЕтасШте Сопбисйуйу (Гидравлический разрыв пласта многими жидкостями для улучшения проводимости трещины). В патенте США № 5036919 заявляется и описывается, например, закачивание сшитой цирконатом жидкости с последующим закачиванием сшитой боратом жидкости. Следовательно, настоящее изобретение может быть осуществлено не просто изменением вязкости и плотности жидкости посредством активности десгустителя, но и вообще использованием разных жидкостей на разных стадиях обработки. Другими словами, это также охватывается понятием разностная подвижность.

Кроме того, настоящее изобретение может быть легко осуществлено в связи с обычным выполнением трещины. См. , например, патент США № 5103905 Ме!йоб о£ ΟρΙίιηίζίπβ !йе Сопбисйуйу о£ а Ргорреб Етас!ите6 Еоттайоп (Способ оптимизации проводимости пласта, подвергшегося гидравлическому разрыву с применением расклинивающего агента), переуступленный компании Шлюмбергер и полностью инкорпорированный здесь путем отсылки.

Используемый здесь термин активность, например, в выражении высокоактивный десгуститель обозначает способность десгущать (понижать вязкость) носителя расклинивающего агента. Следовательно, активность является функцией как химической природы, так и концентрации. Например, бромат обладает другой активностью, чем персульфат; аналогично этому бромат при большей концентрации имеет более высокую активность, чем при меньшей концентрации. Кроме того, активность можно изменять капсулированием десгустителя (например, патент США № 4506734).

Используемые здесь термины газ, пена и активированная жидкость будут иметь следующие значения. В частности, в особенно предпочтительных вариантах воплощения настоящего изобретения ранние части жидкости вспенены (в зоне вблизи оконечности трещины). Это делается, по крайней мере, с двумя целями. Во-первых, увлеченный газ будет создавать небольшие каналы, через которые менее вязкая жидкость в зоне вблизи оконечности трещины может легче мигрировать через более вязкую жидкость по направлению к стволу скважины. Во-вторых, пена, расположенная рядом с невспененной жидкостью, более близкой к стволу скважины, создает градиент плотности; таким образом, менее плотная (вспененная) жидкость в зоне вблизи оконечности трещины движется из этой оконечности к стволу скважины в ответ на этот градиент плотности. В-третьих, при утечке жидкости для гидравлического разрыва пласта присутствие газа предотвращает 100%ное насыщение водой примыкающей породы. Термин газ имеет свое обычное словарное значение; в число предпочтительных газов входят двуокись углерода, воздух и азот. Термин пена обозначает газ, увлеченный носителем расклинивающего агента (жидкость является дисперсионной средой, а воздух - дисперсной фазой). Обычно содержание газа (по объему, сравнимым с жидкостью в совместной смеси) составляет между около 90 и около 25%. При содержании газа ниже около 25% смесь (газ и носитель расклинивающего агента) здесь называется активированной жидкостью.

Используемый здесь термин носитель расклинивающего агента обозначает жидкость, используемую для доставки расклинивающего агента в трещину. В число обычных жидкостей входят гуар и модифицированные гуаровые композиции (например, карбоксиметилгидроксипропиловый гуар) и неполимерные жидкости типа вязкоупругих поверхностноактивных веществ, как например, КлиэрФРАК.

Используемый здесь термин разностная подвижность обозначает потенциал жидкости для движения в ответ на один или несколько градиентов. В настоящем изобретении эти градиенты намеренно создаются и являются, главным образом, градиентом вязкости, а в предпочтительных вариантах воплощения изобретения также и градиентом плотности. Настоящее изобретение может быть осуществлено не просто изменением вязкости и плотности жидкости, но и вообще использованием разных жидкостей на разных стадиях обработки (см., например, патент США № 5036919). Другими словами, это также охватывается понятием разностная подвижность. Кроме того, понятие разностной подвижности охватывает третий тип разностной активности жидкости (первый тип относится к вязкости, а второй тип - к плотности), который связан с относительным межфазным натяжением между двумя жидкостями. Например, квалифицированный технолог-разработчик может пожелать разработать способ РП-обработки, при котором жидкостью в зоне вблизи оконечности трещины является углеводород (например, дизельное топливо или керосин) в чистом виде или в эмульгированном состоянии. Межфазное натяжение между этой частью жидкости и примыкающей частью жидкости (более близкой к стволу скважины), которой обычно является жидкость на водной основе, является небольшим, и поэтому жидкий углеводород будет мигрировать по направлению к стволу скважины в ответ на этот градиент потенциала, созданного зоной с низким межфазным натяжением. Таким образом, это также охватывается понятием разностная подвижность.

Используемый здесь термин средство для контроля обратного потока расклинивающего агента (впервые используется здесь) обозначает любой материал, указанный в патентах, инкорпорированных путем отсылки и цитированных ниже (например, патент США № 5782300), в которых описываются материалы, пригодные для контроля обратного потока расклинивающего агента. В число таких материалов входят, хотя и не ограничиваются ими, следующие: НОВАЛОИД (в виде волокон или чешуек), полимерные материалы типа НОВАЛОИД, стеклянные волокна и металлические нити. В особенно предпочтительных вариантах воплощения настоящего изобретения используют волокна НОВАЛОИД с размерами около 10 мм (длина) и около 30 микрон (диаметр).

Предпочтительные варианты воплощения изобретения

Далее описываются три особенно предпочтительные группы вариантов воплощения настоящего изобретения (обработки в соответствии с настоящим изобретением называются РПобработками). В одной группе предпочтительных вариантов во время, по крайней мере, одной ранней стадии (т.е. закачивания жидкости в оконечность трещины) жидкость вспенивают, используя газ, как например азот или двуокись углерода (предпочитается любой из них при способах согласно настоящему изобретению). При нахождении в оконечности трещины газ будет выходить из пены и, следовательно, образовывать каналы, параллельные трещине, через которые жидкость может с намного меньшим сопротивлением течь по направлению к стволу скважины.

При выполнении этой предпочтительной РП-обработки (т.е. пена на ранней стадии), вопервых, такая обработка предотвращает насыщение водой в оконечности трещины до 100%ного насыщения (которое полностью препятствовало бы движению углеводорода в оконечность трещины) и, во-вторых, пена препятствует утечке жидкости.

Во второй группе предпочтительных вариантов воплощения изобретения во время, по крайней мере, одной из более поздних стадий закачивания (для помещения жидкости в части трещины вблизи ствола скважины) в жидкость добавляют ПропНЕТ или ПропНЕТ ГОЛД (товарные знаки компании Шлюмбергер) или подобный материал. Назначение ПропНЕТ это стабилизировать расклинивающий агент или предотвращать обратный поток расклинивающего агента. Следовательно, расклинивающий агент вблизи ствола скважины стабилизируют (добавлением, например, волокон) для того, чтобы можно было без смещения закладки из расклинивающего агента выдавливать (более подвижную) жидкость, первоначально помещенную в зоне оконечности трещины, во время ее движения по направлению к стволу скважины. Такой материал является более желательным при способе согласно изобретению, так как жидкость будет течь обратно к стволу скважины с большей силой, чем в случае применения обычных способов. ПропНЕТ ГОЛД описан в патенте США № 5782300 Бикрепыоп апб Рогоик Раск £ог Вебисбоп о£ Рагбскк ίη 8иЫеггапеап ^е11 Е1шб§, апб Ме1йоб§ £ог Тгеабпд ап Ипбегдгоипб ЕогшаИоп (Суспензия и пористая набивка для диспергирования частиц в жидкостях подземных скважин и способы обработки подземного пласта), переуступленном компании Шлюмбергер. ПропНЕТ описан в патенте США № 5330005 Соп1го1 о£ РагИси1а1е Ио^Ьаск ш 8иЫеггапеап ^е11к (Контроль обратного потока частиц в подземных скважинах), переуступленном компании Шлюмбергер. В обоих патентах, которые полностью инкорпорированы путем отсылки, особое внимание обращено на волокнистые композиции и способы размещения указанных волокон, (например, в патенте США № 5782300: виды волокон, столбец 4. 1.37; способы, столбец 5, 1.65). Кроме того, особое внимание обращается на столбцы 3 и 4, которые содержат описание предпочтительных композиций ПропНЕТ и их предпочтительных случаев применения. Кроме того, в патентах США №№ 5330095, 5439055 и 5501275 (каждый из них цитируется в патенте США № 5782300), которые полностью инкорпорированы путем отсылки, описываются средства контроля обратного потока расклинивающего агента.

По существу ПропНЕТ и другие средства контроля обратного потока расклинивающего агента представляют собой волокнистые материалы (например, стеклянные волокна диаметром 16 микрон), находящиеся в тесном контакте с частицами расклинивающего агента. Волокна перекрывают отверстия в набивке из расклинивающего агента и, следовательно, стабилизируют ее с незначительным или минимальным влиянием на проводимость расклинивающего агента.

Конечно, другие виды РП-обработок могут включать в себя как использование пены на ранней стадии, так и применение соответствующих средств для контроля обратного потока расклинивающего агента на поздней стадии. Аналогично этому РП-обработки могут также включать в себя введение одного и того же десгустителя с разными концентрациями или использование разных десгустителей на разных стадиях. Наконец, при других предпочтительных РП-обработках можно, добавляя вспомогательное вещество для десгустителя, регулировать активность десгустителя, даже если используется один и тот же десгуститель с одинаковыми концентрациями. Следовательно, в число главных переменных величин, используемых при разработке графиков использования десгустителей согласно настоящему изобретению, входят следующие: пена, волокна, концентрация десгустителя, тип десгустителя и тип и концентрация вспомогательного вещества для десгустителя.

Кроме того, в каждой из обсуждавшихся выше групп вариантов воплощения изобретения особенно предпочитаемым является принудительное закрытие. Согласно обычной практике при гидравлическом разрыве пласта немедленно останавливают скважину после образования трещины и помещения набивки из расклинивающего агента. Благодаря остановке скважины она оказывается закрытой от атмосферы и, следовательно, находящейся под давлением. Следовательно, давление в трещине постепенно снижается, так как жидкость, находящаяся в трещине, утекает из трещины через ее поверхность в пласт. В наиболее предпочтительных вариантах воплощения настоящего изобретения применяется противоположная практика. Конкретнее, при предпочтительных РП-обработках немедленно после закачивания (или вскоре после него) открывают ствол скважины для соединения с атмосферой. В результате этого трещина быстрее закрывается при снижении давления до атмосферного, и, следовательно, жидкость для гидравлического разрыва пласта энергично выдавливается из трещины. В связи с поздней частью (частями) жидкости, содержащей волокна, и ранней частью (частями) жидкости, содержащей газ, принудительное закрытие является предпочтительным способом согласно настоящему изобретению.

Кроме того, настоящее изобретение касается новых способов и композиций для увели17 чения эффективной длины трещины. Механизм, посредством которого увеличивается эффективная длина трещины, заключается в усиленном удалении жидкости из оконечности трещины, что, в свою очередь, достигается посредством создания и последующего использования градиента вязкости в направлении трещины или поперек ствола скважины. Градиент вязкости создается посредством выбора соответствующего набора десгустителей (или веществ, которые разрушают сшитую структуру полимера).

Механизм, посредством которого, как полагают, действует настоящее изобретение, заключается в следующем. Постадийно изменяющиеся десгустители - или десгустители разной концентрации, или десгустители разных типов, либо то и другое - обуславливают то, что части жидкости в трещине имеют различные величины вязкости относительно друг друга. В идеальном случае жидкость, закаченная в оконечность трещины (стадия 1 или стадия первого закачивания), первой понижает свою вязкость, причем в данный момент эта жидкость имеет меньшую вязкость, чем прилегающая часть жидкости, расположенная ближе к стволу скважины. В результате этого градиента вязкости жидкость с низкой вязкостью (низкой подвижностью) движется по направлению к стволу скважины. Кроме того, этому движению в ответ на градиент вязкости может способствовать вспенивание на первой стадии. Следовательно, пена будет не только уменьшать плотность жидкости и, следовательно, создавать градиент плотности, но также будет образовывать каналы, через которые жидкость вблизи оконечности трещины может перемещаться в направлении к стволу скважины. Таким образом, термин подвижность обозначает движение в ответ на уменьшение вязкости или уменьшение плотности либо уменьшение того и другого, а также градиента, основанного на межфазном натяжении (например, в случае углеводородов или их эмульсий).

Говоря с практической точки зрения, для осуществления РП-обработок требуется выбор соответствующего графика использования десгустителей. Как легко понять квалифицированному инженеру, этот выбор будет резко различаться от одной обработки при гидравлическом разрыве пласта к следующей. Главным фактором, который определяет вид десгустителя и его концентрацию, является температурный профиль, т. е. температура пласта, которая влияет на температуру (и, следовательно, на стабильность или вязкость) жидкости, закаченной в пласт.

Пример 1.

Этот пример, иллюстрирует РП-обработки, применяемые в связи с работой по гидравлическому разрыву пласта. Выбранной жидкостью для гидравлического разрыва пласта является

КМГПГ (карбоксиметилгидроксипропиловый гуар), модифицированная гуаровая композиция.

Расклинивающий агент - песок Норферн Уайт крупностью 20/40 меш. График закачивания разделен на девять разных стадий. Этот график яснее показан в нижеприведенной табл. 1 (так как количества десгустителей даны в их концентрациях, т.е. в г/1000 л, то не приводятся общие количества закаченной жидкости и т.п.).

Таблица 1

Температура °С	Стадия	Тип десгустителя	Концентрация десгустителя, г/1000 л	Добавки
149	1	Капсулированный бромат	240	Газообразный азот
135	2	Капсулированный бромат	120
121	3	Капсулированный бромат	60
107	4	Некапсулированный бромат	240
93	5	Капсулированный персульфат	240
79	6	Капсулированный бромат	120
66	7	Капсулированный бромат	60
52	8	Капсулированный бромат	60	Проп- НЕТ ГОЛД
38	9	Персульфат	120	Проп- НЕТ ГОЛД

Как видно из табл. 1, ПропНЕТ ГОЛД используется для предотвращения обратного потока расклинивающего агента (т.е. как средство для контроля обратного потока расклинивающего агента). Кроме того, точный выбор десгустителей диктуется температурой жидкости, которая, в свою очередь, зависит от температуры пласта. Новизна настоящего изобретения не сводится к конкретному набору десгустителей; в действительности, в пределах настоящего изобретения находятся любое сочетание десгустителей и/или сочетаний десгустителей, которые создают градиент вязкости в жидкости для гидравлического разрыва пласта, так что зоной с наименьшей вязкостью является зона в оконечности трещины, а зоной с наибольшей вязкостью - зона вблизи ствола скважины, и это обеспечивает иначе осуществляемую РП-обработку (которую сможет легко отличить квалифицированный инженер). Другими словами, имея определенные таким образом цели изобретения, конкретные варианты сочетаний десгустителей, описанные здесь, можно заменить любым конкретным сочетанием десгустителей (который квалифицированный инженер сможет легко отличить), которые достигают указанных целей настоящего изобретения. При других РП-обработках могут быть также применены, например, энзимные десгустители.

После выполнения графика закачивания, показанного в табл. 1, останавливают скважину.

Обратный поток из скважины происходит намного быстрее, чем при обычной практике, в этом случае предпочитается примерно через час после закрытия. Жидкость вблизи оконечности трещины быстро уменьшает свою вязкость, в результате чего создается градиент вязкости, так как более вязкая жидкость расположена в зоне вблизи ствола скважины, а менее вязкая жидкость - в оконечности трещины. Жидкость, следовательно, движется в ответ на этот градиент, что в этом случае означает, что она движется в направлении к стволу скважины, способствуя тем самым очистке трещины.

В этом примере на первой стадии осуществляют вспенивание газообразным азотом. Газ в зоне оконечности трещины (только) создает другой перепад подвижности, который еще более способствует движению жидкости из оконечности трещины к стволу скважины.

Использование способа в примере 1 приведет к увеличенному удалению жидкости из оконечности трещины и, следовательно, к большей эффективной длине трещины и большей добыче углеводорода.

Пример 2.

Как и в примере 1, в этом примере излагается типичный проект РП-обработки, хотя и значительно подробнее, чем в примере 1. Предпочтительно используется, хотя и не требуется, программа расчета гидравлического разрыва пласта ФракКАДЕ (товарный знак компании Шлюмбергер, продукт ФракКАДЕ был создан и в настоящее время продается компанией

Наименование стадии	Тип жидкости	Скорость закачивания, л/мин	Объем жидкости, л	Температура закачивания у отверстий, °С	Воздействие при СТЗ 121°С	Воздействие при температуре 93°С
Набивка	Гуар, сшитый цирконатом, 4,8 кг гуара/1000 л жидкости	5355	378500	32	76,5	90/3
2 ЗРА*	- -	5355	34065	28	49,5	67,0
3 ЗРА	- -	5355	45420	28	43,7	61,2
4 ЗРА	- -	5355	52990	28	34,8	55,4
5 ЗРА	- -	5355	68130	28	23,1	43,7
6 ЗРА	- -	5355	83270	28	5,8	31,8
7 ЗРА	- -	5355	94625	28	0	14,4
8 ЗРА	- -	5355	75700	28	0	0,0
Промывка	Гуар, несшитый, 4,8 кг гуара/1000 л жидкости	5355	22543

*) заполнение расклинивающим агентом

После того, как определено время воздействия жидкости, определяют соответствующее количество десгустителя, необходимое на каждой стадии для достижения желаемой вязкости при расчетной температуре. Это может быть сделано, например, обращением к заранее определенным реологическим профилям жидкости, как например, к показанному на фиг. 3. Как видно на фиг. 3, реологические профили этого типа показывают вязкость жидкости как функцию температуры для данного типа жидкости и температуры. Отдельная кривая соответствует единственному типу десгустителя при данной

Шлюмбергер). См. У.^. \Уаг6. ТНе МщгаОоп оГ СЛЭЕ 8оП\гаге Гог ОППе16 8егу1сек Аррйсаΐίοη 1о Ьар1ог Сошри1ег8, 8РЕ 36001, представленный на Ре1го1еиш Сошри1ег8 СопГегепсе, ЭаПак Техак, 1996; 8.Ν. Си1га.)ап1, е! а1., Еуа1иайоп оГ (Не М-8йе В-8ап6 ЕгасШге ЕхрегипеШк: ТНе Еуо1и1юп оГ а Ргеккиге Апа1у818 Ме(йобо1оду, 8РЕ 38575, представленный на Аппиа1 Тесйшса1 СопГегепсе апб ЕхЫЬйюп, 8ап Ап(опю, Техак, 1997, причем оба доклада полностью инкорпорированы здесь путем отсылки.

Для проектирования РП-обработки, как и при обычных обработках, требуется достаточно точный расчет статической температуры на забое (СТЗ). Другие важнейшие рассматриваемые параметры - это время воздействия жидкости (для каждой стадии основывается на скоростях и объемах закачивания) и минимальная вязкость, необходимая для доставки расклинивающего агента с желаемой концентрацией. Используя программы, как например ФракКАДЕ, можно на основании этой информации предсказать также температуру в трещине (следовательно, температуру жидкости) в различные интервалы времени в графике закачивания. Таким образом, используя ФракКАДЕ или более простую итерационную математическую модель, можно получить таблицу величин для разных стадий закачивания, как например, нижеприведенную табл. 2.

Таблица 2 концентрации. Таким образом, выбирая желаемую вязкость и время воздействия жидкости, технолог-разработчик затем выбирает десгуститель и концентрацию, которая соответствует кривой, ближайшей к пересечению времени воздействия и желаемой вязкости.

Следовательно, квалифицированный технолог-разработчик может, например, придерживаться этих стадий при проектировании РПобработки. Вначале выбирают минимальную требующуюся вязкость для выбранной жидкости, используемой для гидравлического разрыва пласта, в идеальном случае это делают для каждой стадии. Например, технолог может решить, что для доставки расклинивающего агента соответствующей концентрации необходима жидкость, имеющая вязкость 50 сантипуаз. Это может быть сделано с помощью моделирующей программы, как например фракКАДЕ. Далее на основании скорости закачивания и т. п. определяют для каждой стадии время воздействия жидкости. В этот момент технолог может полагаться на заранее определенные реологические профили жидкости для выбора надлежащих десгустителя и его концентрации.

Разница между РП-обработками и обычными обработками заключается в том, что минимальная выбранная вязкость выше на последних стадиях закачивания. В то же самое время она ниже на более ранних стадиях закачивания (в зоне вблизи оконечности трещины), что является предпочтительным по сравнению с обычной практикой. Однако, жидкость в оконечности трещины является самой горячей и имеет самое длительное время воздействия. Следовательно, независимо от того, применяется ли обычная практика или способ согласно настоящему изобретению, концентрация десгустителя не может быть слишком высокой; если она является такой, то тогда жидкость будет преждевременно понижать свою вязкость и будет препятствовать удлинению трещины. Следовательно, при способах согласно настоящему изобретению и обычных способах тип десгустителя и концентрация могут быть приблизительно одинаковыми. Различие между способами согласно настоящему изобретению и обычными способами заключается в том, что при последних способах активность десгустителя увеличивают

Наименование стадии	Тип жидкости	Объем жидкости, л	Температура закачивания у отверстий, °С	Обычный проект: концентрация десгустителя (бромат калия), г/л	РП-проект: концентрация десгустителя (бромат калия), г/л
Набивка	Гуар, сшитый цирконатом, 4,8 кг гуара/1000 л жидкости	378500	32	480	480
2 ЗРА*	- -	34065	28	600	360
3 ЗРА	- -	45420	28	720	300
4 ЗРА	- -	52990	28	780	240
5 ЗРА	- -	68130	28	840	180
6 ЗРА	- -	83270	28	960	180
7 ЗРА	- -	94625	28	1200	60
8 ЗРА	- -	75700	28	1200	0
Промывка	Гуар, несшитый , 4, 8 кг гуара/1000 л жидкости	22543

*) заполнение расклинивающим агентом

Как видно из табл. 3, стадия набивки при обоих проектах имеет одинаковые концентрации десгустителя. Причина этого заключается в том, что хотя при проектировании гидравлического разрыва пласта согласно настоящему изобретению теоретически желательна высокая концентрация десгустителя, говоря с практической точки зрения, жидкость в оконечности трещины подвергается воздействию самой высокой температуры и имеет самое длительное (концентрированием десгустителя изменяющегося типа) в конечных стадиях, тогда как при первых способах активность десгустителя уменьшают для достижения градиента подвижности. Кроме того, согласно общепринятому мнению требуются более высокие концентрации десгустителя на последних стадиях, чтобы жидкость вблизи ствола скважины по возможности больше понижала свою вязкость. Разумность этого вызывает сомнение, особенно в свете настоящего изобретения, но тем не менее это является общепринятым мнением. Настоящее изобретение игнорирует это общепринятое мнение, хотя все же и относится к способам, которые могут быть осуществлены с обычными жидкостями для гидравлического разрыва пласта и десгустителями.

Следовательно, проектирование предпочтительных РП-обработок заключается в определении времени воздействия для выбранной жидкости для гидравлического разрыва пласта (на основании скорости закачивания и т.п.), в частности, для каждой стадии и последующем рассмотрении соответствующей группы (для этой жидкости при данной температуре) реологических профилей (зависимость между вязкостью и временем) для выбора активности десгустителя (тип и/или концентрация) из этих профилей, обеспечивая то, что вязкость жидкости в конце закачивания для каждой стадии выше, чем в стадии, непосредственно предшествующей ей. В нижеприведенной табл. 3 сравниваются обычный режим обработки с обработкой согласно настоящему изобретению.

Таблица 3 время пребывания в трещине. Следовательно, используются ли обычные способы или способы, изложенные здесь, концентрация десгустителя в оконечности трещины является ограниченной, т.е. она не может быть очень высокой, иначе жидкость в оконечности трещины будет преждевременно уменьшать свою вязкость и трещина не будет удлиняться должным образом.

При других, особенно предпочтительных

РП-обработках квалифицированный, технологразработчик может пожелать не добавлять ка23 кой-либо десгуститель к фракции (фракциям) набивки. Причина этого заключается в том, что жидкость набивки (теоретически) полностью просачивается в породу, а с ней и десгуститель, смешанный с жидкостью. Аналогично этому, длительное время пребывания жидкостиносителя расклинивающего агента (после набивки) в зоне вблизи оконечности трещины может привести к значительной утечке. Для устранения или уменьшения этого квалифицированный технолог-разработчик может пожелать активировать или вспенивать жидкость на этих стадиях. Таким образом, вспенивание/активирование на ранних стадиях имеет два преимущества, используемых при настоящем изобретении: (1) уменьшение плотности жидкости и, следовательно, увеличение перепада подвижности и (2) уменьшение утечки. Кроме того, газ предотвращает достижение породой 100%ного насыщения водой,

На фиг. 3 показана кривая, показывающая характер изменения десгустителя при обычном проекте. Квалифицированному технологуразработчику будет понятно, что тип и концентрация десгустителя выбраны (опять по реологическим профилям) так, что в конце закачивания каждая часть жидкости имеет приблизительно одну и ту же вязкость (или, по крайней мере, каждая часть жидкости имеет по возможности низкую вязкость). Наоборот, характер изменения десгустителя при РПобработках выбран на основании точно противоположного критерия: вязкость жидкости не является одинаковой во всех ее частях, а увеличивается по направлению от оконечности трещины к стволу скважины.

Наконец, на фиг. 4 показаны четыре отдельные графика (каждый график относится к другому типу породы) температуры жидкости для гидравлического разрыва пласта как функции расстояния от ствола скважины. При проектировании обработок по гидравлическому разрыву пласта согласно настоящему изобретению квалифицированный технолог-разработчик может предпочесть обратиться к такой фигуре. Проект по РП-обработке будет варьироваться в зависимости от того, какая из этих четырех кривых наиболее близко приближается к фактическому профилю пласта, подлежащего гидравлическому разрыву. Таким образом, если пласт дает профиль, сходный с темной горизонтальной линией (пересекающей ось у при температуре около 121°С), то тогда технолог должен изменить активность десгустителя в большей степени, чем если пласт давал бы профиль, сходный с профилем, ближайшим к низу фиг. 4. В этом последнем случае пласт будет сам по существу создавать градиент вязкости (низкая вязкость вблизи оконечности трещины и ее увеличение в направлении к стволу скважины), поэтому активность десгустителя может менее резко изменяться по сравнению с первым случа ем. В любом случае ключевой особенностью РП-обработок является преднамеренное управление подвижностью жидкости (вязкостью и плотностью), так чтобы подвижность изменялась между частями жидкости таким образом, чтобы образовывался принудительный градиент, который может быть использован для удаления жидкости из трещины.

Пример 3. Общий проект операции по гидроразрыву пласта с использованием способов согласно настоящему изобретению.

Квалифицированному технологу-разработчику несомненно понятно, что конкретный график использования десгустителя для РПобработки не может быть точно определен заранее с подробностями, ибо он зависит от конкретной геологической формации, подлежащей обработке. В этом примере будут изложены существенные параметры, необходимые для проектирования операции по гидравлическому разрыву пласта согласно настоящему изобретению.

Кроме того, настоящее изобретение направлено на установление перепада подвижности, так чтобы жидкость в зоне вблизи оконечности трещины двигалась в ответ на этот градиент по направлению к стволу скважины. При РП-обработках перепад подвижности устанавливается, главным образом, благодаря образованию градиента вязкости, а в особенно предпочтительных вариантах воплощения изобретения - и градиента плотности. Следовательно, жидкость вблизи оконечности трещины изменяют химически, чтобы она имела меньшую вязкость, а в других вариантах воплощения изобретения - также вспенивают, чтобы она имела меньшую плотность.

После этих общих замечаний конкретный выбор десгустителей, их концентраций и того, на каких стадиях закачивания следует добавлять какие десгустители, зависит от многочисленных факторов, уникальных для конкретной геологии и геохимии пласта. Кроме того, главным фактором, который влияет на проектирование графика использования десгустителей согласно настоящему изобретению, является температурный профиль пласта. Такой профиль может быть получен посредством математических моделей, воплощенных в программе, как например ФракКАДЕ. В любом случае используемая модель может быть простой или сложной, но целью является по возможности точное определение профиля (т.е. температуры жидкости как функции расстояния от ствола скважины в момент прекращения закачивания) в конце работы (т. е. в конце закачивания). Параметрами, используемыми для определения профиля, в общем, являются следующие: начальная статическая температура на забое (обычно легко доступна до операции гидравлического разрыва пласта по результатам измерений по проводам), свойства жидкости для гидравлического разрыва пласта (удельная теплоемкость и удельная теплопроводность) и свойства пласта/породы (удельная теплоемкость и удельная теплопроводность).

Например, если температурный профиль такой, что температура в стволе скважины быстро повышается, то тогда технологразработчик может пожелать использовать единственный десгуститель, изменяя при этом его концентрацию (концентрация выше вблизи оконечности трещины и понижается по направлению к стволу скважины). Причина этого заключается в том, что охлаждение происходит вследствие утечки (движения жидкости для гидравлического разрыва пласта в этот пласт), когда пласт возвращается к своей равновесной или устойчивой температуре до его гидравлического разрыва.

Пример 4. Подтверждение успеха обработок, основанных на настоящем изобретении.

Эффективность РП-обработок просто подтверждается при фактических применениях в промысловых условиях. Например, может быть проведено исследование методом изотопных индикаторов, при которых в различные части жидкости для гидравлического разрыва пласта добавляют небольшие количества изотопных индикаторов.

Если способ согласно настоящему изобретению оказывается действующим, то исследование методом изотопных индикаторов должно показать, что по сравнению с обычными обработками первая закаченная жидкость течет обратно раньше, чем остальная часть жидкости.

Кроме того, целью настоящего изобретения является увеличение эффективной длины трещины, так чтобы она по возможности приближалась к истинной длине трещины. Если способ, согласно настоящему изобретению, оказывается действующим, то результатом должна быть большая эффективная длина трещины. В настоящее время существует ряд методов определения этой величины, на все которые можно положиться для подтверждения правильности обработок согласно настоящему изобретению.

Кроме того, для оценки РП-обработок можно предварительно полагаться на другие, менее прямые следующие показатели: улучшенная добыча; жидкости для разрыва, возвращенные во время обратного потока, являются более теплыми, чем ожидалось; расчетная большая эффективная длина трещины по результатам анализа неустановившегося режима давления или по другой модели (например, анализу после закрытия, введенному в ФракКАДЕ).

Claims (34)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, содержащий последовательное нагнетание в ствол скважины жидкости разрыва для создания трещины, имеющей оконечность, наиболее отдаленную от ствола скважины, при этом жидкость разрыва содержит набор десгустителей или единственный десгуститель при изменяющихся концентрациях для создания градиента подвижности, так что жидкость разрыва вблизи оконечности трещины имеет более высокую разностную подвижность, чем жидкость разрыва вблизи ствола скважины.
2. 2. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, содержащий следующие стадии:

   нагнетание жидкости в ствол скважины при давлении большем, чем минимальное местное напряжение в породе, для образования трещины, совместное нагнетание с жидкостью, по крайней мере, одного десгустителя для создания перепада подвижности в трещине вдоль направления трещины, обеспечение мигрирования жидкости по направлению к стволу скважины в ответ на перепад подвижности.
3. 3. Способ по п.2, при котором перепадом подвижности является градиент вязкости.
4. 4. Способ по п.2, при котором перепадом подвижности является градиент плотности.
5. 5. Способ по п.2, при котором перепадом подвижности являются градиент вязкости и градиент плотности.
6. 6. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, содержащий нагнетание в неравномерной последовательности десгустителей в ствол скважины при давлениях больших, чем минимальное местное напряжение в породе, для образования трещины, при этом десгустители вызывают образование перепада подвижности.
7. 7. Способ по п.6, при котором неоднородная жидкость состоит, по крайней мере, из жидкости первой стадии и жидкости второй стадии.
8. 8. Способ по п.7, при котором жидкость первой стадии содержит носитель расклинивающего агента, высокоактивный десгуститель и газ.
9. 9. Способ по п.7, при котором жидкость второй стадии содержит носитель расклинивающего агента, низкоактивный десгуститель и средство для контроля обратного потока расклинивающего агента.
10. 10. Способ по п.7, при котором жидкость первой стадии содержит носитель расклинивающего агента и капсулированный броматный десгуститель.
11. 11. Способ по п. 10, при котором жидкость первой стадии дополнительно содержит компонент, выбранный из группы, состоящей из азота, воздуха и двуокиси углерода.
12. 12. Способ по п.11, при котором капсулированный броматный десгуститель присутствует в жидкости при концентрации около 240 г/1000 л жидкости.
13. 13. Способ по п. 12, при котором жидкость второй стадии дополнительно содержит носи тель расклинивающего агента и капсулированный броматный десгуститель.
14. 14. Способ по п. 13, при котором капсулированный броматный десгуститель присутствует в жидкости при концентрации около 120 г/1000 л жидкости.
15. 15. Способ по п.14, дополнительно содержащий третью стадию.
16. 16. Способ по п.15, дополнительно содержащий четвертую стадию.
17. 17. Способ по п.16, дополнительно содержащий пятую стадию.
18. 18. Способ по п.17, дополнительно содержащий шестую стадию.
19. 19. Способ по п.18, дополнительно содержащий седьмую стадию.
20. 20. Способ по п.19, дополнительно содержащий восьмую стадию.
21. 21. Способ по п.20, дополнительно содержащий девятую стадию.
22. 22. Способ по п.21, при котором жидкости третьей - девятой стадий содержат одинаковые или разные десгустители, при этом, если десгустители одинаковые, то жидкость каждой стадии имеет меньшую активность десгустителя, чем жидкость предшествующей стадии.
23. 23. Способ по п.14, дополнительно содержащий конечную стадию.
24. 24. Способ по п.23, при котором жидкость конечной стадии содержит носитель расклинивающего агента, десгуститель и средство для контроля обратного потока расклинивающего агента.
25. 25. Способ по п.24, при котором средство для контроля обратного потока расклинивающего агента выбрано из группы, состоящей из волокон НОВАЛОИД, чешуек НОВАЛОИД, волокон и чешуек НОВАЛОИД, найлоновых волокон и стеклянных волокон.
26. 26. Способ по п.25, при котором средством для контроля обратного потока расклинивающего агента является ПропНЕТ ГОЛД.
27. 27. Способ по п.6, дополнительно содержащий стадию, при которой в пределах одного часа после создания трещины открывают ствол скважины и обеспечивают возможность протекания жидкости обратно, тем самым быстро понижая давление в трещине.
28. 28. Способ по одному из пп. 1-6, при котором жидкость состоит из жидкостей, по крайней мере, первой, второй и третьей стадий, и жидкости, по крайней мере, трех стадий последовательно нагнетают в ствол скважины, начиная с жидкости первой стадии, при этом жидкость первой стадии содержит носитель расклинивающего агента, первый десгуститель и компонент, выбранный из группы, состоящей из газа, пены и активированной жидкости, жидкость второй стадии содержит средство для контроля обратного потока расклинивающего агента, носитель расклинивающего агента и второй десгуститель, и первый и второй десгустители являются одинаковыми или разными, а если они одинаковы, то концентрация первого десгустителя больше, чем концентрация второго десгустителя.
29. 29. Способ по п.28, дополнительно содержащий стадию, при которой в пределах одного часа после образования трещины открывают ствол скважины и обеспечивают возможность протекания жидкости обратно, тем самым быстро понижая давление в трещине.
30. 30. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, содержащий нагнетание через устье скважины в ее ствол вспененной жидкости, несущей расклинивающий агент, по крайней мере, на одной ранней стадии, нагнетание в ствол скважины средства для контроля обратного потока расклинивающего агента, по крайней мере, на одной последней стадии, открывание ствола скважины вскоре после окончания закачивания для обеспечения возможности обратного потока и, тем самым, принудительное закрытие трещины.
31. 31. Способ гидравлического разрыва подземного пласта согласно графику закачивания для достижения разностной подвижности, содержащий следующие стадии:

    нагнетание жидкости-носителя расклинивающего агента в пласт, при этом указанная жидкость имеет большую подвижность, чем жидкости последующих стадий до конца обработки; последующее нагнетание средства для контроля обратного потока расклинивающего агента в пласт;

    последующее обеспечение энергичного обратного потока посредством принудительного закрытия.
32. 32. Способ по п.31, при котором жидкость перед нагнетанием объединяют с газом, выбранным из группы, состоящей из азота, двуокиси углерода и воздуха.
33. 33. Способ разработки операции по гидравлическому разрыву пласта, содержащий выбор набора десгустителей и их концентраций для достижения разностной подвижности.
34. 34. Устройство, содержащее предварительно записанное, читаемое на компьютере средство, выбранное из группы, состоящей из магнитной ленты, магнитного диска, оптического диска, компакт-диска - постоянного запоминающего устройства, диска двойного видения постоянного запоминающего устройства, при этом указанное устройство несет инструкции для способа по п.1-33.