Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )

Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты )

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область применения изобретения

Настоящее изобретение имеет отношение к способу исправления и/или задержки (подавления) прорыва рабочей жидкости в ходе добычи углеводородов, в частности тяжелой/вязкой нефти, из подземного коллектора, например, когда возникает связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной во время операции заводнения.

Предпосылки к созданию изобретения

Многие месторождения нефти содержат коллекторы, в которых нагнетательные скважины, задействованные в операции заводнения, имеют или получают прямую или косвенную связь по давлению с соседними эксплуатационными скважинами. Когда возникает эта связь по давлению, происходит прорыв нагнетаемой воды в добывающую скважину и, таким образом, увеличивается водонефтяной фактор и снижается добыча нефти. В результате, процесс заводнения прерывается. Этот прорыв нагнетаемой воды является серьезной проблемой, которая становится более частой по мере старения месторождения нефти. Аналогичная проблема для стандартного заводнения коллектора легкой нефти в общих чертах описана в патенте США 7,243,720.

Используемый здесь термин "вязкая/тяжелая нефть" (или для упрощения ссылки просто "тяжелая нефть") означает нефть с плотностью 30°API (30 градусов Американского нефтяного института) или меньше, а обычно меньше чем 25°API. Некоторые коллекторы тяжелой нефти на Аляске (США) или в Канаде могут иметь плотность меньше чем 17°API и даже такую низкую плотность, как 10°API.

Несмотря на то что может существовать указанная связь, нагнетательная скважина может все еще поддерживать давление нагнетания, так что операция заводнения коллектора не полностью прекращается. Типично, разность давлений между давлением забоя нагнетательной скважины и давлением забоя эксплуатационной скважины составляет ориентировочно от 1000 до 2000 psi (фунтов на квадратный дюйм), а обычно от 1200 до 1500 psi при нормальном заводнении тяжелой/вязкой нефти. Когда возникает связь, эта разность давлений снижается. В тяжелых случаях, таких как акт обхода матричной породы или "МВE" (что описано далее более подробно), заводнение зачастую полностью прекращается, что приводит к тому, что давление нагнетания забоя нагнетательной скважины становится по существу равным давлению эксплуатации забоя добывающей скважины.

Способ заводнения также может быть использован для добычи тяжелой/вязкой нефти из коллектора в сочетании с холодным способом добычи, в котором получают песок вместе со смесью воды и нефти. Этот холодный способ добычи иногда называют CHOPS способом (холодный способ добычи тяжелой нефти с песком). Стандартное заводнение коллекторов тяжелой/вязкой нефти становится невозможным по причине очень больших градиентов давления или преждевременного прорыва воды, как уже было указано здесь выше, причем оба эти аспекта могут приводить к низкой приемистости или к плохому коэффициенту охвата, что приводит к снижению нефтеотдачи. Более того, по причине повышенной вязкости тяжелой нефти она подвержена образованию языков. Выработка песка не является острой проблемой при добыче тяжелой/вязкой нефти, так как скважины предназначены, как в случае CHOPS способа, для добычи нефти вместе с песком.

Специфической характеристикой CHOPS способа, которая создает беспокойство при заводнении, является образование так называемых "червоточин" или каналов, которые образуются тогда, когда мелкие фракции удаляют из породы коллектора при добыче смеси нефти с песком. В статье Tremblay et al. "Simulation of Cold Production in Heavy-Oil Reservoirs: Wormhole Dynamics", SPE Reservoir Engineering (May 1997) at pages 110-117, сообщается, что удаление мелких фракций повышает проницаемость породы по мере образования червоточин. Кроме того, материнская порода становится слабее и слабее по мере продолжения процесса до момента, когда часть горной породы может обрушиться, создавая большие объемы песка и оставляя "карман" в коллекторе. Области повышенной проницаемости породы, в которых удалены мелкие фракции, также иногда называют областями "ореола". Образование червоточин описано, например, в патенте США 7,677,313, который полностью включен в данное описание в качестве ссылки. Червоточины могут содержать зоны "карманов" и/или области "ореола".

На стороне нагнетания воды может происходить так называемое образование языков нагнетаемой воды через тяжелую нефть, что также становится существенным фактором. Образование языков воды делает процесс заводнения неэффективным.

Когда добывающая и нагнетательная скважины являются активными при заводнении тяжелой/вязкой нефти, тогда, не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией, все же можно полагать, что червоточина со стороны добывающей скважины будет искать источник относительно высокого давления нагнетательной скважины, а соответствующий язык воды со стороны нагнетательной скважины будет искать пониженное давление добывающей скважины. Когда этот язык воды соединяется с червоточиной добывающей скважины, водонефтяной фактор добытых флюидов резко увеличивается и возникает связь по давлению между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной.

Упомянутые выше акты обхода матричной породы (MBE′s) представляют собой специфическую проблему при заводнении многих коллекторов тяжелой/вязкой нефти, когда используют холодный способ добычи, такой как CHOPS способ. По существу, нагнетающая воду скважина образует прямую связь по давлению со скважиной добычи нефти. Заключение о возникновении МВБ в большинстве случаев можно сделать тогда, когда разность давлений между давлением забоя нагнетательной скважины и давлением забоя эксплуатационной скважины (ΔP_bh) имеет значительное снижение в течение относительно короткого периода времени, например снижение ΔP_bh ориентировочно по меньшей мере 100 psi в течение времени 12 часов. В наиболее тяжелых случаях разность давлений (ΔP_bh) может быть меньше чем 200 psi и даже меньше чем 100 psi, то есть давление забоя нагнетающей воду скважины приближается и почти становится равным давлению забоя эксплуатационной скважины. Эта цепь короткого замыкания нагнетаемой воды может сделать заводнение неэффективным и сделать добычу нефти экономически нерентабельной, так как нагнетательная скважина и добывающая скважина будут в первую очередь только производить циркуляцию воды.

В указанном выше патенте США 7,677,313 раскрыт способ регулирования притока воды в скважину за счет блокирования каналов с высокой проницаемостью. Способ предусматривает использование как неупрочненного, так и упрочненного геля, который вводят в канал для блокирования потока воды через него. В патенте США 6,720,292 раскрыто использование упрочненного глиной геля для регулирования расхода жидкости, в то время как в патенте США 7,350,572 раскрыто использование смеси жидкости для обработки (студенистого кислотного материала) и волокна для контроля потерь флюида из скважины.

Несмотря на то что некоторые из этих способов позволяют блокировать поток жидкости, использованные в них материалы не позволяют обеспечивать полное уплотнение, так что любое блокирование является только временным, что приводит к относительно быстрому появлению вновь притока жидкости.

Что необходимо, так это способ, который мог бы быть использован для исправления или ремонта зоны, в которой имеются червоточины, в которых свободный поровый объем и связанная с ним область ореола созданы за счет добычи песка, как в случае CHOPS типа холодного способа добычи, что приводит к нежелательной связи по давлению между эксплуатационной скважиной и связанной с ней скважиной для нагнетания рабочей жидкости. Такой способ мог бы быть использован для контроля потока жидкости и восстановления эффективности соответствующей операции заводнения и для увеличения количества добытых углеводородов.

Раскрытие изобретения

Указанные ранее и другие задачи и преимущества достигнуты при помощи настоящего изобретения, которое в соответствии с одним его аспектом направлено на создание способов исправления свободных поровых объемов и/или областей ореола в имеющей высокую проницаемость зоне подземного пласта, причем указанные свободные поровые объемы или области ореола образуются за счет использования рабочей жидкости, например, при заводнении во время добычи тяжелой/вязкой нефти из пласта.

Таким образом, в соответствии с вариантами осуществления настоящее изобретение направлено на создание способа исправления зоны в подземном, содержащем углеводород пласте, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из скважины для нагнетания рабочей жидкости через зону в эксплуатационную скважину. Зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола внутри зоны, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины. Таким образом, зона позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Способ включает в себя следующие операции:

введение закупоривающей композиции в зону, причем указанная закупоривающая композиция содержит цементный раствор, который может быть закачан в зону;

создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;

введение предшественника геля в зону; и

создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.

В соответствии с другими вариантами осуществления настоящее изобретение направлено на создание способа исправления зоны в подземном пласте, содержащем тяжелую/вязкую нефть, чтобы задержать прорыв воды из скважины для нагнетания воды через зону в эксплуатационную скважину. Зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи тяжелой/вязкой нефти через эксплуатационную скважину. Таким образом, зона позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Способ включает в себя следующие операции:

введение закупоривающей композиции в зону через нагнетательную скважину, причем закупоривающая композиция содержит раствор цементного материала, который может быть закачан в зону;

создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне в течение времени, достаточного для образования цементной пробки, чтобы снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;

введение полимерного предшественника геля в зону через нагнетательную скважину;

введение вытесняющей жидкости в зону через нагнетательную скважину, чтобы сместить полимерный предшественник геля в зону;

создание условий для схватывания полимерного предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из полимерного геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.

Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения станут понятны специалистам в данной области после анализа приведенного далее подробного описания изобретения вместе с примерами и приложенной формулой изобретения. Следует иметь в виду, что варианты осуществления настоящего изобретения могут иметь различные формы. Таким образом, описанные далее специфические варианты осуществления приведены только в качестве примера и не предназначены для ограничения патентных притязаний изобретения только этими специфическими вариантами.

Указанные ранее и другие характеристики, преимущества и задачи изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.

Однако следует иметь в виду, что на приложенных чертежах показаны только типичные варианты осуществления изобретения, так что их не следует понимать как ограничивающие патентные притязания изобретения, так как настоящее изобретение может иметь и другие не менее эффективные варианты его осуществления.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показан график давления нагнетания на устье скважины (psi) и накопленного объема в функции времени для нагнетательной скважины, который может быть использован для того, чтобы определить, имеет ли зона высокой проницаемости свободный поровый объем.

На фиг.2 показан разрез пласта, содержащего тяжелую/вязкую нефть, который имеет зону, исправленную в соответствии с настоящим изобретением и содержащую пробки из сшитого полимерного геля и пробки из цементного материала (THERMATEK), в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, описанным в Примере, который обсуждается ниже.

На фиг.3 показан график давления (psi) на устье скважины в функции расхода (BWPD, баррелей воды в сутки) при нагнетании, до и после прорыва, а также после обработки, для скважины MPE-33SS, что обсуждается далее касательно Сравнительного Примера.

На фиг.4 показан график давления (psi) на устье скважины в функции расхода (BWPD, баррелей воды в сутки) до и после прорыва, а также после обработки, для скважины MPS-33LS, что обсуждается далее касательно Сравнительного Примера.

На фиг.5 показан разрез пласта, содержащего тяжелую/вязкую нефть (вверх по восстанию пласта), который при помощи методологии анализа, которая обсуждается ниже, определен как имеющий свободный поровый объем ("МВБ") и связанную с ним область ореола, которые требуют исправления с использованием как пробок из сшитого полимерного геля, так и пробок из цементного материала (THERMATEK), в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг.6 показан разрез содержащего тяжелую/вязкую нефть пласта, показанного на фиг.5, после исправления свободного порового объема ("МВЕ") в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, то есть за счет использования пробки из цементного материала (THERMATEK). Ранее схватывания цементный материал удерживается на месте при помощи пробки из полимерного геля.

На фиг.7 показан разрез содержащего тяжелую/вязкую нефть пласта, показанного на фиг.6, причем показано дополнительное исправление области ореола, связанной со свободным поровым объемом ("МВЕ"), в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. Область ореола исправлена за счет нагнетания предшественника геля в зону, содержащую область ореола.

На фиг.8 показан разрез содержащего тяжелую/вязкую нефть пласта, показанного на фиг.7, когда возобновлено заводнение после исправления как свободного порового объема, так и области ореола соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ контроля потока жидкости внутри одной или нескольких зон высокой проницаемости внутри подземного пласта, которые имеют связь со стволом скважины, причем "зоной высокой проницаемости" считают любой канал, который имеет связь со стволом скважины и который имеет существенно более высокую проницаемость для флюидов, чем средняя проницаемость пласта, окружающего скважину. Считают, что имеется зона высокой проницаемости, если связь между такой зоной и стволом скважины приводит к существенному изменению разности давлений забоя между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной (ΔP_bh) в течение относительно короткого промежутка времени, например, по меньшей мере 50 psi, а преимущественно по меньшей мере 100 psi, в течение периода времени 12 часов. В самых тяжелых случаях разность давлений ΔP_bh может быть меньше чем 200 psi и даже меньше чем 100 psi, так что давление нагнетания воды забоя скважины для нагнетания воды приближается и почти становится равным давлению забоя эксплуатационной скважины. Что касается объема такой зоны (такой, как червоточина), то свободный поровый объем зоны может быть по меньшей мере 10 баррелей на 1000 футов в наиболее тяжелых случаях и составлять всего 0.05 барреля на 1000 футов в самых легких случаях связи по давлению.

В одном из примеров зона высокой проницаемости может иметь одну или несколько трещин или неоднородностей внутри пласта. В другом примере зона высокой проницаемости может иметь одну или несколько пустот (или разрывов) в пласте, окружающем ствол скважины или смежном со стволом скважины, причем пустоты (карманы) могут быть естественного происхождения, однако при добыче тяжелой/вязкой нефти первостепенный интерес представляют собой карманы, которые образуются в ходе добычи углеводородов из скважины. В соответствии с некоторыми специфическими вариантами настоящего изобретения зоны высокой проницаемости содержат червоточины, а именно червоточины, связанные с коллекторами тяжелой нефти, которые возникают за счет использования технологий холодной добычи тяжелой нефти с песком ("CHOPS").

Эти зоны высокой проницаемости в основном содержат свободный поровый объем и также область повышенной проницаемости, связанную со свободным поровым объемом и называемую областью ореола. Полагают, что область ореола содержит пористый, или рыхлый или слабо уплотненный неконсолидированный твердый материал. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления способ в соответствии с настоящим изобретением преимущественно позволяет избирательно блокировать червоточины, связанные с холодными эксплуатационными скважинами, которые подверглись прорыву воды и, таким образом, имеют тенденцию к относительному увеличению процентного содержания воды в скважине. Можно полагать, что способ обработки в соответствии с настоящим изобретением преимущественно позволяет фильтровать червоточины, которые подверглись прорыву воды, за счет относительно низкой вязкости воды по сравнению с вязкостью углеводородов, таких как тяжелая нефть. В результате, способ в соответствии с настоящим изобретением особенно хорошо подходит для использования в тех случаях, когда вязкость углеводородов, добываемых из скважины, является относительно высокой, так как такие условия повышают степень преимущественной фильтрации, за счет способа обработки червоточин, которые имеют большую пропорцию воды.

Порода коллектора, окружающая такие червоточины, типично содержит материнскую породу из относительно плотно слежавшегося, но неконсолидированного песка. Тяжелая нефть содержится в этой песчаной материнской породе, причем проницаемость песчаной материнской породы типично намного ниже, чем проницаемость свободного порового объема или области ореола червоточины.

Способ предусматривает проведение последовательной обработки при помощи двух основных операций, одной из которых является введение закупоривающей композиции, которая содержит цементный материал, в зону высокой проницаемости, а второй операцией является введение предшественника геля в зону. Обычно является предпочтительным, чтобы за счет начальной операции введения цементного материала в зону следовала операция введения предшественника геля. Можно полагать, что закупоривающая композиция, которая содержит цементный материал, после схватывания, первично создает пробку внутри свободного порового объема зоны высокой проницаемости, в то время как предшественник геля, после схватывания, создает пробку внутри соответствующей области ореола зоны.

Таким образом, способ в соответствии с настоящим изобретением может приводить к обработке, которая создает синергетическую комбинацию пробок или уплотнений и которая является особенно эффективной, например, при контроле связи по давлению и при контроле потока рабочей жидкости между парой нагнетательной и добывающей скважин в операции нагнетания рабочей жидкости, такой как заводнение, которую используют для добычи тяжелой/ вязкой нефти.

Закупоривающие композиции, которые могут быть использованы для практического осуществления настоящего изобретения, содержат цементный материал. Могут быть использованы различные цементные материалы, такие как портландцемент и оксисульфат магния, выпускаемый под торговой маркой MAGNAPLUS фирмой Baker Hughes. Также может быть использован цемент Sorel, который содержит оксихлорид магния.

Однако наиболее полезными являются цементные материалы с быстрым схватыванием, такие как цементы, содержащие оксид магния, а преимущественно оксихлорид магния, такие как описанные в вышеупомянутом патенте США 6,664,215. Аналогичные цементные композиции с быстрым схватыванием раскрыты в патентах США 7,544,641, 7,350,576 и 7,044,222, которые включены в данное описание в качестве ссылки. Эти материалы выпускаются в промышленном масштабе фирмой Halliburton Energy Services Inc. под торговой маркой THERMATEK.

Особенно предпочтительными являются цементные материалы, которые претерпевают быстрое фазовое превращение из текучего раствора в твердое состояние, такие как описанные в патенте США 6,664,215. Это свойство известно как "схватывание под прямым углом" по причине характерной, идущей под резким углом (близким к "прямому углу") кривой вязкости материала в функции времени схватывания. Такие материалы также могут в основном не оказывать вредного влияния на пласты вокруг зоны высокой проницаемости за счет быстрого схватывания, которое ограничивает миграцию цементного материала в такие пласты. Однако следует иметь в виду, что некоторое проникновение раствора в области, окружающие свободный поровый объем, может быть желательным, чтобы содействовать стабилизации связанной области ореола зоны.

Известно, что различные другие компоненты могут быть добавлены в цементный материал, чтобы повысить его желательные свойства до нагнетания, такие как наполнители, стабилизаторы, катализаторы, утяжелители и упрочнители.

Закупоривающую композицию обычно приготавливают на буровой площадке, как цементный раствор. Обычно, композиция представляет собой водный раствор цементного материала. Композиция может быть приготовлена в цементном агрегате (мешалке), например в таком, которые выпускают фирмы Halliburton, Baker Hughes или Schlumberger. Типичный цементный агрегат содержит резервуар и перемешивающее устройство. Компоненты композиции могут быть перемешаны в периодическом или в непрерывном процессе. Затем раствор цементного материала может быть подан насосом и накачан непосредственно от цементного агрегата в ствол скважины. Могут быть использованы и другие подходящие устройства для перемешивания и нагнетания раствора в ствол скважины. Например, композиция может быть приготовлена в резервуаре подходящего объема, перемешана при помощи соответствующего оборудования и подана насосом и накачана в ствол скважины при помощи трехцилиндрового или двухцилиндрового бурового насоса. Предполагается, что приготовление композиции производят при температуре и давлении окружающей среды. Более низкие температуры увеличивают время достижения внутренней температуры композиции, при которой композиция схватывается, чтобы образовать материал в твердом состоянии.

Предполагается, что закупоривающая композиция может быть введена в нагнетательную скважину и/или в добывающую скважину в зависимости от того, какая из скважин имеет лучший доступ к зоне высокой проницаемости, в том, что касается ориентации скважины, использованного способа заканчивания скважины, а также задачи обработки. Было также обнаружено, что предпочтительным является введение порции вязкого геля, такого как гель с вязкостью значительно выше, чем вязкость описанного ниже предшественника геля, который также используют на практике для осуществления настоящего изобретения, например такого геля, который имеет вязкость по меньшей мере 500 сП или выше, например сшитого геля К-МАХ, выпускаемого фирмой Halliburton Energy Services, как до, так и после нагнетания закупоривающей композиции. Это смещает закупоривающую композицию в пласт и, таким образом, исключает возможность взаимодействия с нагнетательной скважиной и/или с добывающей скважиной, а также помещает пробку из вязкого геля до и после (с двух сторон) закупоривающей композиции, что содействует удержанию закупоривающей композиции на месте в желательном местоположении пласта до схватывания цементного материала. Однако в том случае когда объем подлежащей обработке зоны является относительно небольшим, например около 3 баррелей или меньше, тогда трудно сместить закупоривающую композицию по причине риска выталкивания по меньшей мере ее части из подлежащего обработке пласта.

Типично, после нагнетания в зону высокой проницаемости скважину закрывают (останавливают), при этом закупоривающая композиция застывает за счет геотермального нагревания раствора до температуры схватывания композиции, после чего она претерпевает фазовое превращение от текучего до твердого состояния. В случае использования некоторых цементных материалов, таких как ранее здесь указанный материал THERMATEK, во время схватывания композиция претерпевает экзотермическую реакцию, причем теплота, порожденная в реакции, содействует схватыванию материала. Таким образом, промежуток времени, необходимый для схватывания, зависит от выбранного цементного материала, но обычно 24 часа являются достаточными. При использовании некоторых цементов с быстрым схватыванием, таких как ранее здесь указанный материал THERMATEK, время схватывания может составлять всего 6 часов или меньше.

Как уже было указано здесь выше, способ в соответствии с настоящим изобретением дополнительно предусматривает введение материала предшественника геля в зону высокой проницаемости. Предшественник геля также может быть введен в зону высокой проницаемости через нагнетательную скважину и/или через добывающую скважину в зависимости от того, какая из скважин имеет лучший доступ к зоне высокой проницаемости, в том, что касается ориентации скважины, использованного способа заканчивания скважины, а также задачи обработки.

Материалы предшественника геля, используемые на практике для осуществления настоящего изобретения, могут содержать любой тип системы геля, в том числе широкий диапазон глинистых гелей и химических гелей, или их комбинации, однако в наиболее предпочтительном случае преимущественно используют систему полимерного геля.

Как правило, полимерный предшественник геля содержит полимерный гелеобразующий агент и сшивающий агент. Полимерные предшественники геля, которые используют в соответствии с настоящим изобретением, включают в себя предшественники, описанные в патентах США 7,131,493 и 7,299,882, а также в заявке на патент США 2005/0159319, которые включены в данное описание в качестве ссылки. Другой полезный полимерный гелевый материал включает в себя полиамидные гели, выпускаемые фирмой Halliburton Energy Services Inc. под торговой маркой H2ZERO, которые подробно описаны в патенте США 7,131,493.

Также полезными в качестве полимерного предшественника геля в соответствии с настоящим изобретением являются предшественники, описанные в патентах США 4,683,949; 5,947,644; 6,186,231; 6,450,260; 7,328,743 и 7,510,011 и в заявке на патент США 2008/0110628, которые включены в данное описание в качестве ссылки, а в частности, гели на основе полиакриламида MARASEAL и MARCH, разработанные фирмой Marathon и выпускаемые фирмой Tiorco LLC. MARCIT гель содержит полиакриламидный гелеобразующий агент с относительно высоким молекулярным весом, в то время как MARASEAL гель содержит полиакриламидный гелеобразующий агент с относительно низким молекулярным весом.

Когда гель должен содержать сшивающий агент, тогда может быть использован любой сшивающий агент, который подходит для использования с выбранным гелеобразующим агентом. В тех вариантах, в которых гель содержит полиакриламидный гель, сшивающий агент может, например, содержать ацетат хрома.

Полимерные предшественники геля для обработки областей ореола типично имеют вязкость от 20 до 100 сП, а в различных вариантах обычно 30-60 сП.

Предшественник геля может дополнительно содержать упрочняющий материал. Упрочняющим материалом может быть любой подходящий твердый упрочняющий материал, такой как натуральные или синтетические частицы или волокна. Упрочняющий материал может содержать песок. Песком может быть добытый песок или это может быть сортовой песчаный продукт. Упрочняющий материал преимущественно содержит относительно мелкие частицы, чтобы свести к минимуму тенденцию осаждения упрочняющего материала снаружи от геля, а преимущественно частицы меньше чем 100 меш.

Предшественник геля может содержать любое количество упрочняющего материала, который, после схватывания, эффективно обеспечивает желательные свойства полученного геля.

В различных вариантах осуществления способ в соответствии с настоящим изобретением может дополнительно содержать операцию введения некоторого количества вытесняющей жидкости в ствол скважины, а преимущественно в зону высокой проницаемости, чтобы смещать предшественник геля в зону и в направлении удаления от ствола скважины, так что, после схватывания, полученная гелевая пробка не мешает последующей работе скважины. Преимущественно вытесняющую жидкость нагнетают в ствол скважины непосредственно после введения предшественника геля в зону высокой проницаемости, так что предшественник геля не имеет возможности "осаждения" в областях, окружающих ствол скважины или поблизости от них. Когда не является необходимым или желательным смещение предшественника геля в направлении удаления от ствола скважины в пласт, тогда операция введения вытесняющей жидкости может быть опущена.

Вытесняющей жидкостью может быть любая жидкость, которая позволяет вытеснять предшественник геля и которая может оставаться в стволе скважины, не мешая его работе, или которая может быть промыта из ствола скважины, такая как вода, спирты (такие, как метиловый спирт), нефтяное топливо, такое как дизельное топливо, и сырая нефть. Преимущественно вытесняющей жидкостью является вода. Предпочтительнее вытесняющей жидкостью является добытая вода или пластовая вода, которую получают из ствола скважины, через который проводят обработку в соответствии с настоящим изобретением, или из другого ствола скважины. В арктических условиях, например на Аляске, где потенциальной проблемой является замерзание воды в стволе скважины рядом с областями вечной мерзлоты, преимущественно используют безводную вытесняющую жидкость или же сначала используют воду в качестве вытесняющей жидкости, а затем переключаются на безводную жидкость, такую как дизельное топливо, чтобы поддерживать гидростатический напор в стволе скважины во время закрывания скважины, когда гель схватывается.

После введения предшественника геля в зону способ дополнительно предусматривает закрывание (остановку) скважины после обработки на некоторый период времени для схватывания (гелеобразования) предшественника геля. Период времени схватывания обычно составляет 24 часа или больше.

Оценка степени связи по давлению.

Существуют различные технологии, которые могут быть использованы для оценки степени (опасности) связи по давлению и получения указаний относительно того, какие проектные объемы обработки и какую методологию исправления следует использовать.

Проверка при помощи индикатора.

За счет введения красного красителя, флуоресцеина, или другого растворимого в воде визуального индикатора в нагнетательную скважину, визуального обнаружения присутствия индикатора в добытых жидкостях из добывающей скважины и после этого за счет отбора образцов добытых жидкостей из добывающей скважины можно определить размер (объем) обработки для восстановления. Когда имеется зона высокой проницаемости, типичное время распространения от перфораций обсадной колонны нагнетательной скважины в перфорации обсадной колонны добывающей скважины составляет от 20 до 40 минут. Это связано с введением объема 15-40 баррелей воды при расстоянии между скважинами от 1,000 до 1,400 футов. За счет добавления в рабочую жидкость растворимого химического агента, такого как растворимая в воде соль, например около 1 фунта сульфата магния (английская соль - MgSO₄·7H₂O) на баррель раствора индикатора (в соль добавляют красный краситель, флуоресцеин или другие растворимые в воде визуальные индикаторы) - можно количественно определить фракцию, которая перемещается за счет зоны высокой проницаемости. Таким образом, как только красный краситель, флуоресцеин или другой визуальный индикатор будет обнаружен в добытой жидкости, можно периодически отбирать пробы для количественной оценки фракции индикатора, которая в этот момент проходит через зону высокой проницаемости. Умножение введенного объема воды, требующегося для перемещения индикатора из перфораций нагнетательной скважины в перфорации добывающей скважины, на фракцию индикатора, которая в этот момент добыта из добывающей скважины, дает оценку объема обработки.

Разность давлений забоя между нагнетательной и добывающей скважинами

Оценка связности нагнетательной скважины и добывающей скважины становится возможной, если имеется градиент разности давлений забоя нагнетательной скважины и добывающей скважины (при одинаковом отсчете). Были сделаны следующие допущения: 1) вся нагнетаемая жидкость поступает в зону высокой проницаемости (в червоточину) у нагнетательной скважины; 2) зона (червоточина) имеет ориентировочную конфигурацию в виде цилиндра с областями, которые позволяют рабочей жидкости просачиваться в окружающий пласт (как из шланга с течью); 3) зона (цилиндрической формы) разделена на множество секций для расчета потери напора на трение потока внутри зоны; 4) утечка каждой секции пропорциональна разности давлений между давлением коллектора и давлением в секции зоны; 5) режим течения для каждой секции определяется числом Рейнольдса; 6) падение давления через каждый сегмент червоточины вычисляют для средних параметров этой секции; и 7) фракция индикатора, которая получена за счет добывающей скважины, представляет собой фракцию введенной воды непосредственно при прорыве. При указанных допущениях и с использованием стандартных расчетов можно произвести оценку эквивалентного диаметра зоны, который соответствует фактическим данным нагнетания и добычи, и за счет этого получить оценку эквивалентного объема зоны (червоточины) между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной.

Сравнение двух вычислений размера зоны (за счет проверки при помощи индикатора и за счет разностей давлений нагнетания в забой, что описано здесь выше) дает руководство для классификации обработки.

Проверка интерференции

Уже известен анализ коллектора, при котором нагнетают воду в нагнетательную скважину и затем контролируют характеристику давления в добывающей скважине. Проверка интерференции скважин за счет давления описана в книге John Lee Well Testins. Chapter 6, pps.89-99 (1982 Soc. Of Pet. Eng., AIME). Эту проверку преимущественно осуществляют, когда добывающая скважина остановлена. Нагнетательная скважина работает в пульсирующем режиме (период нагнетания сменяется периодом остановки (закрывания), при этом контролируют результирующее изменение коллекторного давления в добывающей скважине. Обычно, сжимаемость системы считают почти равной сжимаемости воды при 3е-6 vol/vol/psi. Предполагая, что давление передается главным образом в водной фазе и что сжимаемость воды равна 3е-6 vol/vol/psi, определяют при помощи известных вычислений эффективную проницаемость между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной и расстояние, на которое давление передается через матричную породу коллектора. Обычно, если нагнетательная скважина поддерживает давление нагнетания, то скважины имеют расчетное расстояние перемещения волны давления через породу коллектора, которое близко к расстоянию между скважинами. Однако для многих скважин расстояние перемещения волны давления через коллектор будет значительно меньше. Этот анализ дает два вида данных:

Во-первых, суровость МВБ (когда КН, измеренный при проверке интерференции, больше, чем КН коллектора).

Во-вторых, расстояние, которое проходит волна давления через матричную породу коллектора. Когда расстояние прохода через матрич