СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА С СЕЛЕКТИВНОЙ ЗАКАЧКОЙ ПОТОКА
METHOD OF RESERVOIR HYDRAULIC FRACTURING WITH SELECTIVE FLOW INJECTION

2
При освоении некоторых скважин добыча флюидов на основе углеводородов может со временем снизиться до нерентабельных уровней. Иногда извлечение углеводородов может быть увеличено за счет закачки флюидов, а такие способы относятся к способам вторичного извлечения или повышения отдачи пласта. В одном из способов, известном как заводнение, вода закачивается с целью выталкивания нефти в направлении добывающей скважины. Однако для увеличения добычи требуемого углеводорода можно закачивать углеводородные газы, CO, воздух, пар и другие флюиды. Различные способы гидроразрыва пласта, включая способы гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, также использовались для облегчения извлечения углеводородов из некоторых подземных пластов. Поскольку структура подземных пластов часто является слоистой, адекватное регулирование в отношении гидроразрыва пласта и/или закачки флюидов затруднено за счет того, что многие индивидуальные пласты содержат флюиды на основе углеводородов.
В общем случае, настоящее изобретение включает систему и способ, которые сочетают способ возбуждения скважины, например способ гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, и применение потоков селективной закачки в нескольких отдельных подземных пластах с целью увеличения добычи углеводородов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Ниже будут описаны некоторые варианты реализации изобретения со ссылкой на сопроводительные чертежи, причем одинаковые позиционные обозначения обозначают одинаковые элементы, и:
Фиг.1 - это иллюстрация системы для улучшения профиля закачки флюида в несколько слоев вдоль ствола скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.2 - это график, иллюстрирующий один способ для отбора/гидроразрыва слоя пласта с целью увеличения скорости закачки флюида, что улучшает добычу углеводорода в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.3 - это схематическая иллюстрация, показывающая последовательный гидроразрыв нескольких слоев пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.4 - это графическая иллюстрация увеличения эффективности извлечения углеводородов, являющегося следствием применения способа многоуровневого гидроразрыва пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.5 - это блок-схема, иллюстрирующая последовательность операций, относящихся к закачиванию для увеличения притока в скважину, которое используется для облегчения последовательного гидроразрыва совокупности уровней пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
Фиг.6 - это блок-схема, иллюстрирующая способ закачивания для гидроразрыва, используемый для облегчения последовательного гидроразрыва совокупности уровней пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения; и
Фиг.7 - это блок-схема, иллюстрирующая промывку жидкостью с химикалиями, например кислотами или растворителями, которая может использоваться для облегчения последовательного гидроразрыва совокупности уровней пласта в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения.
В приведенном ниже описании приведены многочисленные подробности, обеспечивающие понимание настоящего изобретения. Однако для средних специалистов в данной области техники будет очевидно, что настоящее изобретение может использоваться на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные изменения или модификации описанных вариантов реализации изобретения.
Настоящее изобретение, в общем случае, относится к системе и способу для увеличения профиля закачки флюида в скважинах с нагнетанием флюида для стимулирования, таким образом, повышенного извлечения углеводородов, например нефти, из подземных участков. Способ полезен для увеличения процента флюидов на основе углеводорода, извлекаемых из совокупности слоев пласта, сформированного на протяжении данного подземного участка. В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения потоки селективной закачки (ПСЗ) используются для регулирования закачки флюидов, например жидкостей, газов, пара, в слои пласта через регуляторы потока, расположенные между изолирующими устройствами. Использование потоков селективной закачки также более эффективно распределяет флюиды по слоям пласта, что увеличивает коэффициент вертикального вытеснения и увеличивает извлечение углеводородов.
Как это более подробно описано ниже, способ увеличивает закачку флюидов и увеличивает извлечение углеводорода, что, как следствие, увеличивает добычу углеводорода. Различные аспекты настоящего способа включают закачки флюидов в конкретных выбранных подземных слоях для создания индивидуальных трещин в этих слоях. Способ потока селективной закачки используется для увеличения числа индивидуальных слоев пласта, подвергаемых гидроразрыву. В некоторых применениях в каждый слой пласта доставляются комплементарные химикалии, например кислоты или растворители, с целью улучшения процесса гидроразрыва пласта и/или протяженности созданных трещин. Дополнительно могут быть выполнены различные анализы до, во время и/или после операции гидроразрыва пласта. Селективная закачка потока также увеличивает число слоев пласта/пластового резервуара, которые могут быть подвергнуты гидроразрыву в одной внутрискважинной операции.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения способ может использоваться для увеличения эффективности способов, связанных с закачиваемым флюидом, например способов заводнения, для увеличения извлечения углеводорода. В этом варианте реализации изобретения флюид, например вода или другой подходящий флюид, вводится в подземный участок для создания разнообразных индивидуальных трещин с использованием потока селективной закачки флюида. Поток селективной закачки флюида последовательно направляется в каждый изолированный слой или, по меньшей мере, в некоторые из изолированных слоев совокупности слоев пласта, чтобы обеспечить увеличенный гидроразрыв пласта вдоль всего подземного участка. Гидроразрыв пласта осуществляется через одно или большее число внутрискважинных устройств регулирования потока, например регулирующие клапаны, связанные с каждым индивидуальным слоем или с каждой конкретной группой выбранных слоев.
Во многих применениях самый глубокий слой первоначально подвергается гидроразрыву с использованием глубинной вспомогательной оправки (с устройством регулирования потока, например с установленными в ней регулирующими клапанами, или без такого устройства) при одновременном блокировании верхних регулирующих клапанов за счет «неработающих» клапанов или клапанов «заглушек» (или других клапанов с отсутствием потока) для того, чтобы обеспечить закачку флюида через выбранную оправку и в выбранный слой пласта. Например, способ может использоваться со свободными оправками (если присутствуют ограничения на высокое устьевое давление), или с регулирующими клапанами, или с другими соответствующими регуляторами потока, помещенными в оправку. Операция может повторяться через другие оправки для селективного и последовательного разрыва каждого из последующих слоев пласта, в то время как остальные слои остаются изолированными. В некоторых случаях устройство может быть установлено в оправку с целью защиты целостности оправки от воздействия давления и/или коррозии в процессе гидроразрыва пласта.
В некоторых применениях комплементарные химикалии закачиваются или доставляются другим способом в индивидуальные слои до или после закачки для гидроразрыва пласта. Например, до или после закачки для гидроразрыва пласта в нужный слой пласта могут быть доставлены соляная кислота (HCl), общие растворители, растворитель дизельного топлива, парафина или асфальтена. Комплементарные химикалии улучшают процесс гидроразрыва пласта и/или протяженность трещины. Однако использование комплементарных химикалиев может потребоваться не во всех применениях.
Способ также может включать процесс анализа для оценки и текущего контроля аспектов увеличения добычи углеводородов. Анализ может быть выполнен до, во время и/или после операции, а различные способы текущего контроля могут в дальнейшем использоваться после операции. Например, до операции гидроразрыва пласта может быть выполнен анализ по критерию применимости, чтобы способствовать выбору скважины-кандидата, для которой настоящий способ является приемлемым. Подготовительный анализ перед операцией может включать оценку параметров скважины, включая механическую целостность, давление нагнетания и гидроразрыва пласта, геологические корреляции, физику пласта, расчет запасов, динамику добычи, эксплуатационные аспекты, оценку риска, планирование операции, а также рентабельность операции.
Анализ также может включать эксплуатационные аспекты, включая определение давления гидроразрыва пласта, которое может быть достигнуто, например, с помощью «испытания ступенчатым изменением давления» в соответствии с приведенным ниже описанием. Другие эксплуатационные аспекты могут включать определение приращения давления, используемого во время операции гидроразрыва, и реализацию операции (или, при необходимости, плана работ в аварийных ситуациях). Анализ также может включать способы текущего контроля, которые включают текущий контроль параметров скважины, например скоростей потока, давлений и качества воды/флюида. Текущий контроль может осуществляться с помощью различных технологий, включая самопишущие приборы, вертушечные расходомеры, волоконно-оптические системы распределенного измерения температуры и/или другие технологии, разработанные для измерения скоростей закачки в каждом слое пласта, например, скоростей закачки через конкретные регулирующие клапаны в каждом слое пласта. Способы текущего контроля также могут включать использование математических моделей для воспроизведения динамических аспектов пластовых резервуаров и слоев пласта, а также общих технологических показателей скважины. Скорости закачки для данного слоя или слоев могут быть изменены в соответствии с результатами моделирования.
При рассмотрении в общем случае, на фиг.1 приведена система скважины 20, размещенная в скважине 22 и имеющая по меньшей мере один ствол скважины 24 для обеспечения индивидуального гидроразрыва в совокупности слоев пласта путем увеличения профиля приемистости скважины при закачивании флюида и, за счет этого, увеличения извлечения углеводорода. Система скважины 20 включает эксплуатационное оборудование для селективной закачки 26, разработанное для увеличения вертикального вытеснения из пласта за счет обеспечения регулируемой закачки флюида в индивидуальные выбранные слои пласта 28 из совокупности слоев пласта 28. Эксплуатационное оборудование 26 обеспечивает регулирование потока закачки, например потока закачки воды в индивидуальные слои пласта 28 через соответствующую оправку/устройство регулирования потока 30. Как пример, оправки/устройства регулирования потока 30 могут включать регуляторы расхода, например регуляторы расхода воды (РРВ), такие как регулирующие клапаны. Оправки/регуляторы потока 30 обеспечивают лучшее регулирование профиля приемистости скважины через пластовый резервуар и индивидуальные слои пласта 28 пластового резервуара.
В конкретном примере, приведенном на фиг.1, эксплуатационное оборудование селективной закачки 26 включает насосно-компрессорную колонну 32, содержащую изолирующие устройства 34, например пакеры. В приведенных конкретных вариантах реализации изобретения оправки/устройства регулирования потока 30 могут включать регулирующие клапаны, расположенные в оправках для съемного клапана 36. В некоторых применениях устройства регулирования потока 30 включают неработающие клапаны-заглушки. Кроме того, оправки для съемного клапана 36 независимо изолированы между пакерами 34, обеспечивая, таким образом, отдельную закачку, например закачку воды, в конкретные выбранные слои пласта 28 в соответствии с конкретным расчетом профиля расположения скважин. Такая возможность существенно усиливает операцию по гидроразрыву пласта за счет селективной закачки, одновременно изолируя другие зоны скважины/слои пласта от давления гидроразрыва. Также следует отметить, что в приведенных на фигурах вариантах реализации изобретения насосно-компрессорная колонна 32 размещена внутри окружающей ее обсадной трубы 38, имеющей отверстия 40, связанные с каждым слоем пласта 28, чтобы обеспечить поток закачиваемого флюида от насосно-компрессорной колонны 32 через соответствующее устройство регулирования потока 30, через соответствующие отверстия 40 в выбранные окружающие слои пласта 28.
В зависимости от применения закачки/гидроразрыва пласта и от окружающих пород система скважины 20 может включать ряд других компонентов для облегчения закачки и/или текущего контроля процедуры. Например, внутри скважины может быть размещена следящая система 42 с насосно-компрессорной колонной 32 для текущего контроля гидроразрыва каждого слоя пласта 28. Следящая система 42 может быть размещена внутри насосно-компрессорной колонны 32, вдоль наружной части насосно-компрессорной колонны 32 или в местоположении, отделенном от насосно-компрессорной колонны, таком как местоположение вдоль обсадной трубы 38. Кроме того, следящая система 42 может включать совокупность датчиков 44, например распределенных датчиков или дискретных датчиков, разработанных для измерения нужных параметров, таких как давление, температура, скорость потока, пористость или другие параметры, относящиеся к интенсификации добычи и/или окружающему пластовому резервуару. Следящая система 42 полезна для сбора данных, чтобы обеспечить различные виды анализа до, во время и/или после гидроразрыва индивидуальных слоев 28.
Для того чтобы лучше распознать скважины-кандидаты (например, в процессе отбора скважин) и/или обеспечить лучшее реагирование на низкие скорости закачки, обнаруживаемые в некоторых слоях пласта, может осуществляться подробный анализ возможных проблем, влияющих на ограничение закачки воды. Процесс отбора проблем и возможных связанных решений для них может выполняться с целью определения более приемлемой системы интенсификации добычи для ее реализации с помощью предлагаемого способа. В некоторых применениях процесс отбора может основываться на принципе разрыва пласта/отверстий и создании проводящих каналов внутри пласта за счет жидкости без расклинивающего агента, такой как вода.
При рассмотрении в общем случае, на фиг.2 процесс гидроразрыва пласта может включать нагнетание закачиваемого флюида, например воды или другого подходящего флюида, в процедуре «испытания ступенчатым изменением давления», за которой следует обратный поток. Следует отметить, что цикл нагнетания включает обе вышеупомянутые стадии (нагнетание закачиваемого флюида и обратный поток). Процедура испытания ступенчатым изменением давления включает серию следующих одна за другой более высоких скоростей закачки, для которых значения давления считываются и записываются при каждой скорости и на временном шаге 46, как показано на фиг.2. На фиг.2 диаграмма скоростей закачки и соответствующие стабилизированные значения давления графически представлены как прямая линия с постоянным наклоном 48 до точки 50, в которой пласт разрывается или «разрушается», давление превышает предел (ДИГ) в первом цикле накачки 52. Затем выполняется стадия обратного потока для того, чтобы обеспечить переход между циклами накачки и для увеличения разрыва пласта. Выполняется второй цикл накачки 54, а давление повторного открывания гидроразрыва (ДПОГ) 56 фактически становится параметром для оценки эффективности процесса возбуждения скважины, а также для определения рейтинга успешности воздействия на пласт. Рейтинг успешности зависит от перепада давления, получаемого при сравнении давления повторного открывания гидроразрыва 56 с давлением закачки флюида из установки закачки флюида, например из установки для закачки воды. На давление повторного открывания гидроразрыва может оказываться воздействие при выполнении каждого цикла накачки, что уменьшает эффективное давление повторного открывания. Циклы могут повторяться до тех пор, пока уменьшение этого давления не будет сочтено рентабельным. Выполнение нескольких циклов увеличивает разрывы пласта, что вызывает его усталость и ослабляет пласт. Это проявляется в уменьшении давления повторного открывания за счет уменьшения прочности на разрыв и модуля Юнга пласта.
В предлагаемом способе для увеличения извлечения углеводорода важным фактором является коэффициент вертикального вытеснения из пласта, и этот фактор определяется эксплуатационным оборудованием селективного потока 26 при его использовании для интенсификации гидроразрыва пласта. Кроме того, интенсификация гидроразрыва пласта посредством эксплуатационного оборудования селективного потока 26 предоставляет способ, непосредственно сфокусированный на увеличении коэффициента вертикального вытеснения при низких затратах и малом риске. Другое преимущество способа состоит в обеспечении избирательности закачки, поскольку разрывы выполняются избирательно в соответствии с селективным расположением колонны труб. Способ гидроразрыва пласта рассчитан на то, чтобы избежать взаимосвязи между пластами при существенном увеличении гидропроводности вдоль выбранного или вычисленного пласта. В варианте реализации изобретения на фиг.3 показано последовательное возбуждение скважины, например гидроразрыв индивидуальных слоев пласта 28. В этом примере эксплуатационное оборудование селективной закачки 26 используется для гидроразрыва индивидуальных слоев 28 или конкретных групп слоев через пустую оправку (или с использованием устройств регулирования потока) 30, содержащую «неработающие» клапаны или клапаны «заглушки» 58 для блокирования закачки флюида в другие слои подземного участка. Таким образом, закачка флюида направляется через выбранное устройство (устройства) регулирования 30 в конкретные слои или в группу слоев 28, которые должны подвергаться гидроразрыву.
Как показано в варианте реализации изобретения на фиг.3, последовательность закачки повторяется для каждого слоя или группы слоев подземного участка. Первоначально клапаны-заглушки 58 используются для блокирования потока в верхние слои пласта 28, в то время как самый нижний слой пласта 28 подвергается гидроразрыву или возбуждается другим способом. В приведенном на фигуре конкретном примере флюид для возбуждения притока в скважину 60, например флюид для гидроразрыва пласта на основе воды, вначале доставляется вниз через насосно-компрессорную колонну 32. В этом примере флюид для гидроразрыва пласта вытекает наружу через самую нижнюю оправку 30 в самую нижнюю зону пласта 28, чтобы создать требуемые гидроразрывы 62, как показано в левой части фиг.3.
После гидроразрыва самого нижнего слоя пласта 28 он блокируется клапаном-заглушкой 58, как показано в средней части фиг.3. Затем открывается устройство регулирования потока 30 следующего по порядку слоя пласта 28, подвергаемого возбуждению, например подвергаемого гидроразрыву, чтобы обеспечить вытекание флюида 60, как показано на фигуре. В то время как слой пласта 28 подвергается гидроразрыву (или возбуждается другим способом), другие слои пласта 28 остаются изолированными от давления флюида гидроразрыва пласта за счет пакеров 34 и закрытых устройств регулирования потока 30 в таких других зонах скважины. Этот процесс введения закачиваемого флюида в выбранный слой пласта 28 при изоляции других слоев пласта повторяется для каждого последующего слоя пласта, что также показано в крайней правой части фиг.3. Для получения нужной изоляции или включения слоя могут использоваться различные опции, например установка или удаление селективного неработающего клапана или клапана-заглушки.
Устройства регулирования потока 30 могут переключаться между открытым и закрытым положениями с помощью различных механизмов управления клапанами в зависимости от конструкции устройства регулирования потока. Для определенных регулирующих клапанов, включая клапаны-заглушки 58, в забой скважины может перемещаться толкатель для того, чтобы переключать соответствующий клапан. Например, закачка в конкретные слои 28 может быть достигнута путем перемещения/запуска/извлечения регулирующих клапанов 30/58 за счет низкозатратных канатных работ в скважине. В результате исчезает необходимость в извлечении селективных насосно-компрессорных колонн для выполнения индивидуальных гидроразрывов, что позволяет избежать существенных затрат, связанных со стоимостью буровых работ и необходимых заменяемых инструментов.
Способ селективной закачки пара существенно увеличивает эффективность извлечения углеводорода из различных скважин. Усовершенствования применяются не только в отношении коэффициента вертикального вытеснения, но также и в отношении коэффициента вытеснения по площади и общей эффективности извлечения или коэффициента извлечения углеводородов из пласта. В общем случае, на фиг.4 приведена графическая иллюстрация, показывающая существенное увеличение в различных измерениях коэффициента использования, когда предлагаемый «способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока» используется для извлечения углеводородов из подземного участка.
Как показано в примере на фиг.4, коэффициент вытеснения по площади существенно возрастает, как показано в верхней части 66 графического представления на фиг.4. В этом конкретном примере коэффициент вытеснения по площади основывается на конфигурации скважин, в которой используются четыре нагнетающие скважины, расположенные по углам расстановки скважин, а добывающая скважина располагается в центре системы скважин. Со временем закачиваемый флюид протекает в пористую среду, вытесняя нефть в добывающую скважину. Отношение между площадью, заполненной водой, и площадью системы скважин (в данном случае это прямоугольник) называется коэффициентом вытеснения по площади. Следует отметить, что могут применяться различные системы нагнетающих скважин и добывающих скважин в зависимости от характеристик применения и окружающих пород пластового резервуара. По мере достижения закачиваемым флюидом дополнительных слоев пласта коэффициент вытеснения по площади в этих конкретных слоях пласта возрастает, увеличивая, таким образом, общий коэффициент вытеснения по площади.
Коэффициент вертикального вытеснения представлен в нижней части 68 графического представления на фиг.4 посредством схематического вида в поперечном разрезе слоев пласта 28 в три различных момента времени. В этом примере пять различных слоев пласта 28 заполняются водой 60. Нагнетаемая вода 60 распределяется в различных слоях пласта в соответствии с петрофизическими свойствами, например водопроницаемостью и толщиной слоев, повреждением пласта при заканчивании скважины и/или пластовым давлением. В этом примере коэффициент вертикального вытеснения - это отношение между объемом заводненных слоев и общим объемом слоев. Коэффициент вертикального вытеснения, в частности, может быть существенно увеличен за счет использования описанного здесь способа, использующего гидроразрыв пласта с селективной закачкой в индивидуальные слои пласта 28. Однако общий коэффициент вытеснения или коэффициент извлечения также возрастает и представляет собой сумму трех коэффициентов, а именно коэффициента вытеснения, коэффициента вытеснения по площади и коэффициента вертикального вытеснения.
Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока может применяться в различных условиях окружающей среды со многими типами скважин. Однако один вариант реализации способа для осуществления этой методики включает первоначальную подготовку скважины к работе. На этой начальной стадии каждый слой 28, который должен подвергаться индивидуальному воздействию, соответствующим образом подготавливается, чтобы обеспечить целостность эксплуатационного оборудования селективной закачки 26 и гарантировать, что каждый слой пласта 28 имеет изоляцию/независимость от воздействия на пласт относительно других слоев 28. В некоторых применениях на этой стадии выполняются необязательные «травильные» работы путем доставки комплементарного химикалия в один или в большее число индивидуальных слоев пласта. Например, в забой скважины может быть доставлена HCl для очистки колонны или трубопровода для закачки 32 путем удаления остаточных составляющих в стенках трубопровода, которые, в противном случае, могут заблокировать устройства/клапаны регулирования потока 30 или повредить слои пласта 28.
Начальные сегменты одного из вариантов реализации процедуры показаны в блок-схеме на фиг.5. В этом конкретном примере канатные работы могут использоваться для изоляции слоев пласта с помощью клапанов-заглушек 58, как показано в блоке 70. Затем система проходит гидродинамические испытания посредством проверки на герметичность, как представлено в блоке принятия решения 72. Если поток равен нулю, может быть выполнена необязательная операция по травлению путем направления в забой скважины комплементарного химикалия, например HCl, как это представлено в блоке 74, до подключения селективной группы, подвергаемой гидроразрыву, как это представлено блоком 76. Если, с другой стороны, обнаружен поток как индикация недостаточной изоляции, может быть запущен каротаж скважины, а клапаны-заглушки 58 могут быть повторно отрегулированы и/или в забое может быть повторно запущено оборудование, как это представлено блоком 78.
На последующей стадии способа флюид для закачки 60, например вода или другой подходящий флюид, доставляется в забой скважины и вводится в конкретный слой или в группу слоев 28 между пакерами 34 для создания индивидуальных разрывов 62 в конкретном слое (слоях), как указано выше со ссылкой на фиг.3. Поток селективной закачки флюида 60 может последовательно использоваться на индивидуальных изолированных слоях пласта 28 для увеличения числа слоев пласта 28, которые могут быть независимо подвергнуты гидроразрыву. В результате способ применения селективного потока обеспечивает независимую обработку конкретных слоев и оптимизирует эффективное создание протоков по всему пласту. Во многих применениях в качестве флюида для гидроразрыва можно использовать солевой раствор, если слой пласта чувствителен к необработанной воде.
В общем случае, на фиг.6 показана блок-схема, иллюстрирующая одну процедуру по осуществлению процесса гидроразрыва пласта, рассмотренного выше со ссылкой на фиг.2. Первоначально могут быть выполнены несколько циклов накачки для гидроразрыва пласта, как это представлено блоком 80. Циклы нагнетания для гидроразрыва пласта могут быть выполнены на протяжении двух различных стадий, первая из которых - это испытания ступенчатым изменением давления или стадия закачки флюида, когда флюид 60 закачивается в нужный выбранный слой пласта, подвергаемого гидроразрыву. Вторая стадия - это стадия обратного потока (не стадия закачки флюида), которая обеспечивает циклы нагнетания для переходного процесса и увеличения эффекта возмущения пласта. В эксплуатационных условиях скважины с закачкой флюида работают при специфическом давлении нагнетания, определяемом производительностью насосов наземного оборудования месторождения углеводородов, как это предусмотрено для поддержания операций по нагнетанию в пласт. Однако такое специфическое давление нагнетания не имеет отношения к какому-либо давлению, полученному во время применения способа гидроразрыва. Это специфическое давление нагнетания может быть измерено для любого пласта за счет профилирования динамического давления, когда закачка флюида осуществляется в конкретной скважине в нормальных условиях эксплуатации.
Соответственно, требуемое давление нагнетания должно быть доступно/достигнуто до осуществления описанного здесь процесса гидроразрыва пласта. Число циклов накачки для гидроразрыва пласта может определяться, например, в соответствии с подробным анализом в отношении характеристик пласта и анализом эффективности затрат для операции. После окончания циклов нагнетания для гидроразрыва пласта последнее давление повторного открывания гидроразрыва сравнивается с ранее определенным давлением нагнетания, как это представлено блоком принятия решения 82. Если давление повторного открывания гидроразрыва больше значения давления нагнетания, то можно использовать промывку химикалием, как это представлено блоком 84. Снова могут быть выполнены последующие несколько циклов нагнетания по гидроразрыву пласта, как это представлено блоком 86, до тех пор, пока давление повторного открывания гидроразрыва не станет меньше, чем давление нагнетания, как это представлено блоком принятия решения 88. Если давление повторного открывания гидроразрыва меньше, чем давление нагнетания, то нагнетание для гидроразрыва пласта заканчивается, как это представлено блоками 90 и 92. Если имеются затруднения в достижении давления повторного открывания гидроразрыва пласта, которое меньше давления нагнетания, то могут применяться дополнительные испытания и/или другие методики, как это представлено блоком 94.
Как указывалось выше, в забой скважины могут быть направлены химикалии вместе с потоком закачки 60 и/или в дополнение к нему, чтобы содействовать процессу гидроразрыва пласта или улучшить его. Если, например, происходит ограничение скорости нагнетания за счет ограничений при повреждении призабойной зоны скважины, то могут быть добавлены комплементарные химикалии (соляная кислота (HCl), общие растворители, растворители дизельного топлива, парафина или асфальтена) для улучшения процесса гидроразрыва пласта и протяженности гидроразрыва. В некоторых применениях комплементарные химикалии могут быть добавлены во время испытаний скачкообразным изменением давления.
В общем случае, как показано на блок-схеме фиг.7, иллюстрируется один из примеров добавления закачки комплементарных химикалий. Во время начальных испытаний скачкообразным изменением давления скорость нагнетания сравнивается с давлением нагнетания, как показано в блоке 96. Скорость нагнетания сравнивается с заранее установленным значением Y, как это представлено в блоке принятия решения 98. Если скорость нагнетания выше значения Y, то используется предварительная промывка, в ходе которой комплементарный химикалий, например HCl, доставляется в забой скважины в нужную зону скважины/слой пласта, как это представлено в блоке 100.
Затем в забое скважины проводится процедура промывки с дополнительным или с более сильным химикалием, как показано в блоке 102. За процедурой промывки может последовать процедура вытеснения флюида, как это представлено в блоке 104.
Снова обратимся к блоку принятия решения 98. Если скорость закачки ниже значения Y, то в буровой скважине может использоваться соответствующий инструмент на гибких насосно-компрессорных трубах (НКТ), как это представлено в блоке 106. Гибкие НКТ используются для выполнения и дополнения процедуры предварительной промывки, как это представлено в блоке 100. Затем могут быть проведены процедуры промывки и вытеснения, как это представлено в блоках 102, 104.
Способ гидроразрыва пласта с селективной закачкой потока может применяться в различных скважинах, выполненных в различных типах подземных участков. Число слоев пласта, подвергаемых независимому воздействию в скважинах с закачкой флюида для увеличения извлечения углеводорода в эксплуатационных скважинах, а также число и тип пакеров, регулирующих клапанов и других компонентов эксплуатационного оборудования для нагнетания может быть отрегулировано в соответствии с конкретными окружающими породами и применением. Аналогично, флюид для закачки и любые комплементарные химикалии, используемые для облегчения гидроразрыва пласта, могут быть выбраны в соответствии с параметрами конкретного применения и/или окружающих пород, в которых применяется способ. Процедурные стадии способа также могут быть отрегулированы для согласования с конкретными параметрами данного применения, использующего способ селективной закачки потока. Также могут быть использованы различные способы отбора скважин-кандидатов для определения скважин, которые наиболее подходят для увеличения добычи с помощью селективного гидроразрыва пласта.
Хотя выше были подробно описаны только немногие варианты реализации настоящего изобретения, средние специалисты в данной области техники охотно признают, что возможны многие его модификации без существенного отхода от замысла этого изобретения. Соответственно, такие модификации подразумевают их включение в объем правовой охраны данного изобретения в соответствии с определениями в формуле изобретения.