CN101553552A - 可降解材料辅助转向 - Google Patents

Abstract

本发明披露了可降解材料辅助转向(DMAD)井处理方法、DMAD处理液、以及在井下作业中用于DMAD的可去除封堵。将固体可降解材料的浆料注入井中，形成由可降解材料构成的封堵，在封堵转向体周围进行井下作业，然后使封堵降解以去除封堵。降解引发要素可以是温度或化学反应物，以及任选的加速剂或缓速剂以提供所需的封堵去除时间。在多层DMAD压裂中，封堵隔离已完成的裂缝，同时顺次压裂和封堵其它层，然后将封堵去除以从压裂层回流。在DMAD流体中，含水浆料可具有包括可降解材料的固相和包括粘弹性表面活性剂的液相。固相可以是纤维和粒状材料的混合物。

Description

可降解材料辅助转向

发明背景

本发明涉及使穿透地层的井增产。具体地，本发明涉及用于实施多段顺次井处理和采用转向技术临时保护在先处理不受后继处理影响的方法和组合物。

烃类(油、凝析液和气)通常自钻入含烃地层的井中产出。出于各种原因，例如储层固有的低渗透性或钻井和完井对地层造成的破坏，流入井中的烃流量可能较低。在这种情况下，例如采用水力压裂、化学增产(通常为酸化增产)或所述两者的组合(称为酸化压裂或压裂酸化)，使井增产。

水力压裂包括以高的压力和速度将流体注入地层，以使储集岩受损并形成裂缝(或裂纹网络)。通常在缓冲液之后将支撑剂注入压裂液，以使一条或多条裂缝在泄压之后保持张开。在化学(酸化)增产处理中，通过将物料溶于地层，来改善流动能力。

在水力和酸化压裂中，通常将称为缓冲液的第一粘性流体注入地层，以引发裂缝并使裂缝扩展。随后注入包含支撑剂的第二粘性流体，以使裂缝在泵送压力释放之后保持张开。粒状支撑剂材料可包括砂砾、陶瓷珠或其它材料。在酸化压裂中，第二流体包含可溶解部分岩石的酸性物质或其它化学物质如螯合剂，造成裂缝面的不规则腐蚀并除去一些矿物质，使得裂缝在泵送停止时未完全闭合。当需要限制裂缝的几何形状时，推荐使用表面活性剂类流体，例如粘弹性表面活性剂(VES)。有时，通过以极高的速度泵送包含降阻聚合物的低粘度流体(即减水阻处理)，来进行水力压裂，以减少高度浓缩的聚合物造成的破坏或其它增稠剂的费用。另外，为进一步减少破坏，可使用低粘度表面活性剂类流体进行减水阻处理。

当通过水力压裂或化学增产使多个含烃层段增产时，期望分段处理多个层段。在多层段压裂中，压裂第一生产层(pay zone)。然后，将压裂液导入下一段来压裂下一生产层。重复该过程直至压裂所有生产层。或者，如果数个生产层位置紧邻且具有类似的性质，则可一次压裂数个生产层。转向可通过多种方式实现。例如，在桥堵技术(bridge plug technique)(BPT)中，作业人员首先射孔，接着进行压裂，然后安装桥堵工具，并根据需要重复该过程。该方法通过在压裂层段和目标层段之间安装封隔器确保100％可靠的层间隔离。然而，该方法费用极高。费用源于电缆设施的广泛介入，这在压裂处理前后需要额外的时间进行射孔和安装并随后从井筒中收回每个生产层的封隔器。另外，封隔器收回有时存在危险。

在流通复合桥堵(FTCBP)法(flow through composite bridge plugapproach)(BPT的改进方法)中，FTCBP工具在其上方存在较高压力时例如在随后的压裂处理过程中发挥BPT封堵的作用。然而，当封堵下方压力较高时，例如当井回流时，FTCBP使流体从下方流动通过封堵。采用FTCBP技术允许所有在先压裂层段在完井过程中流通。该方法具有两种优势。第一，该方法通过及早使各裂缝回流明显缩短了关井时间。第二，所有在先处理层段有助于净化新的各处理液。在完井之后，FTCBP可容易地钻碎或留于井中。已证实该方法为增产的可靠手段。主要缺点在于安装封堵所需的费用和时间。

砂堵技术(sand plug technique)(SPT)与BPT类似，不同之处在于使用砂堵代替工具。主要构思如下：经由不同的射孔组(perforation set)顺次压裂数个生产层，在每一处理阶段结束时安装砂堵以防止流到封堵之外，从而使应力场转向以进行后续各段。该方法由于不要求收回封隔器而明显减少了时间和费用。然而，由于初始原地应力的差异，可能不能够压裂所有层段。此外，支撑剂布置要求将支撑剂填入井筒，这可能导致处理效率低。

限流(limited entry)(LE)法是不要求将砂砾填入井筒的简化方法，这使该方法更加实用。该方法例如结合使用封堵球来堵塞各段或使不同段具有不同数量的射孔。LE法主要依赖于在计算量的射孔之间建立人为的压降。根据射孔的数量、射孔的尺寸和注入速度，计算压降。然后通过射孔的数量调整压差，以在射孔的地层侧形成等于压裂压力(fracturing pressure)的选定压力。获知各含砂层的确切压裂压力是限流法的本质部分。在生产层内的加密钻井过程中，任意给定砂砾的压力可显著变化。获取可靠的压力数据需要检测各层段、增加完井的时间和费用。在未获知准确数据的情况下进行处理可能导致从一些射孔组获得的产量极小或没有产出。

封堵球通常包括悬浮在处理液中并随处理液泵入井中的经橡胶包覆的小球。这些球被带到与高渗透性地层层段连通的射孔。封堵球密封这些射孔并将处理液转向至渗透性较低的地层层段。在一些情况下，处理之后井筒中存在封堵球带来了收回这些封堵球时的操作问题。如Ischy等人的US6,380,138中所述，使用可降解球可有助于消除这些问题。聚酯制成的球随时间降解，形成可溶性低聚物并允许射孔重新打开。

诱导应力转向技术(induced stress diversion technique)(ISDT)是分段水力压裂处理的应用，而未使用任何可靠的隔离，例如桥堵、裂缝挡板(fracbaffle)、砂堵或封堵球。ISDT结合了LE和多段压裂技术的优势。参考图1，ISDT包括：泵送井10中的多层裂缝(multiple frac)，例如层叠在非生产层之间的相应的第一生产层16和第二生产层18中的第一裂缝12和第二裂缝14；在没有可靠的层间隔离的情况下，依靠在先压裂增产引起的诱导应力将随后的裂缝转向所需层段。在该方法中，第一水力压裂段12的初始诱导应力20与所产生的诱导应力22一起作为输入能量，以有效地将第二段14和随后的裂缝转向第二生产层18和后继各段。可使用ISDT方法，通过根据需要重复该过程多次，对多个不连续的生产层段进行射孔和压裂。一些ISD技术可包括引发脱砂的方法以辅助转向。

然而，ISDT需要很好地了解储层的性质。这使得ISDT在具有不同性质的区域不易于重复。为实现最大程度的应力转向，需要基于地层力学性质优化压裂处理。这通常需要使用设计工具如DataFRAC^TM(SchlumbergerTechnology Corp.的商品名)获取数据，并对方法进行后续的重新设计。从而花费时间。另外，重新设计强烈依赖于地层性质的临界假设。因而，目前还没有可靠的方法证实在致密的储气层中应用ISDT的可行性。因此，仍需要在井下环境中进行转向、多段压裂或临时密封的简单、可靠的方法。

可降解材料此前已用于降滤失和转向。实例包括岩盐、粒级岩盐、苯甲酸薄片、蜡球、蜡饼(wax button)、油溶性树脂材料等。例如US2006-0283591所披露的，可降解材料已用于其它井下作业。然而，这些材料通常以经设计的尺寸、形状和浓度用于在井筒或裂缝面上形成滤饼，而不是在例如脱砂条件下在井筒、射孔或裂缝中形成固结的封堵。

发明内容

本发明在各种实施方案中提供利用可降解材料辅助转向(DMAD)对井进行处理的方法、用于多层压裂的DMAD方法、可用于DMAD过程的井处理液和有利于转向过程的由可降解材料形成的可去除复合封堵。可降解材料可在井下条件下经过一段选定的持续时间之后降解，从而不需要采取额外的措施去除封堵。封堵对地层的临时阻断使其它井下作业得以进行而不破坏现有裂缝或受到现有裂缝的干扰。

在一种实施方案中，井处理方法可包括：(a)将含水浆料注入穿透地层的井中，其中浆料的固相包括不溶性可降解材料；(b)使可降解材料固结，以在井内的射孔、裂缝、井筒或其组合中形成可降解材料构成的封堵；(c)在可降解材料辅助转向离开被封堵的射孔、裂缝、井筒或其组合的同时，在井内进行井下作业，其中井下作业可以是水力压裂、酸化、修井、安装井下设备及其组合；以及(d)使固结的可降解材料降解以去除封堵并使射孔、裂缝、井筒或其组合恢复渗透性。再例如，井下作业还可包括减水阻压裂和酸化压裂。

在一种实施方案中，可降解材料可以是单体衍生单元例如酯类、芳族酸、酰胺等及其组合构成的聚合物。在一种实施方案中，可降解材料可以是丙交酯(lactide)和乙交酯的聚合物以及共聚物、聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)、聚对苯二甲酸丁二醇酯(PBT)、聚萘二甲酸乙二醇酯(PEN)、部分水解的聚乙酸乙烯酯、它们的衍生物、它们的组合和混合物等。

在一种实施方案中，可降解材料在浆料中可具有较高的浓度，例如至少4.8g/L(40lbm/1,000gal)、至少6g/L(50lbm/1,000gal)或至少7.2g/L(60lbm/1,000gal)。该方法可包括引发固相的脱砂以使可降解材料固结。

在一种实施方案中，固相可包括纤维，在另一种实施方案中，固相可包括纤维和粒状材料(例如具有粒度分布)的混合物。例如，纤维可包含可降解材料，粒状材料可以是惰性支撑剂，或者纤维和粒状材料可均包含可降解材料，所述可降解材料可以是相同的材料或不同的材料。

在一种实施方案中，可借助温度变化和/或可降解材料与其它反应物质之间的化学反应引发降解。降解可包括可降解材料的溶解。

在该方法的实施方案中，浆料的液相可包括粘弹性表面活性剂(VES)、助表面活性剂、流变改进剂、聚合物降阻剂、表面活性剂降阻剂、聚合物减阻增强剂、单体减阻增强剂、盐水等或者它们的组合或混合物。在本发明的其它实施方案中，使用高粘度聚合物类流体(例如多糖，如瓜尔胶或瓜尔胶衍生物，线形的或交联的)、或低粘度聚合物类流体(例如聚丙烯酰胺)、或高粘度表面活性剂类流体(例如VES类流体***、或VES加疏水改性聚合物、或VES加流变改进剂)、或低粘度聚合物降阻剂类流体、或低粘度表面活性剂基降阻剂流体(例如表面活性剂降阻剂加聚合物减阻增强剂和/或单体减阻增强剂)及其组合，增稠和/或代替可降解材料封堵的浆料。优选含VES的***。

在具体实施方案中，本发明可提供DMAD压裂方法，该方法可包括以下步骤：(a)将井处理液注入穿透多层地层的井，以使该地层的一层中的水力压裂裂缝扩展；(b)注入固相包括不溶性可降解材料纤维的含水浆料，以形成固结纤维封堵并使水力压裂裂缝与井筒隔离，其中可降解材料在浆料中的的浓度为至少4.8g/L(40lbm/1,000gal)，并且其中浆料的液相包括粘弹性表面活性剂、助表面活性剂、流变改进剂、聚合物降阻剂、表面活性剂降阻剂、聚合物减阻增强剂、单体减阻增强剂、盐水或者它们的组合或混合物；(c)利用封堵转向离开在先的水力压裂裂缝，将井处理液注入井中以使地层另一层中的后继水力压裂裂缝扩展；以及(d)随后使可降解材料降解以去除封堵。在各种实施方案中，步骤(a)中的井处理液可包括聚合物降阻剂或低粘度表面活性剂基降阻剂、粘弹性表面活性剂、助表面活性剂、流变改进剂、盐水或者它们的组合或混合物，该流体优选包含降阻成分。

在一种实施方案中，DMAD压裂方法还可包括顺次重复步骤(b)和(c)一次或多次以转向离开在先的水力压裂裂缝并使其它层中后继的水力压裂裂缝扩展，其中随后在步骤(d)中通过使可降解材料降解去除封堵。

在一种实施方案中，为进行随后的水力压裂，井筒中的井处理液通道可在地层之间保持打开，其中在先的裂缝通过封堵与井筒隔离，例如未在井筒中使用桥堵或砂堵或者其它隔离装置。在一种实施方案中，DMAD压裂方法可包括在步骤(a)和(c)中的裂缝扩展之前进行射孔。

在一种实施方案中，浆料注入可作为水力压裂的末段。在一种实施方案中，纤维可与裂缝中的惰性支撑剂桥接以形成封堵，在另一种实施方案中，封堵可通过浆料脱砂而形成。

DMAD压裂方法可包括维持井筒中邻近封堵处的压力，使该压力大于隔离裂缝的地层压力。可进行处理，以使位于封堵和井口之间的井筒充满流体，且封堵井筒侧的静水压大于封堵另一侧的静水压。

在一种实施方案中，封堵的去除可借助于冲洗。在一种实施方案中，任意未降解的材料随产出液产出而没有任何必要加以辅助将其去除。

本领域已知的模拟方法可与本发明的实施方案一同使用，以优化井处理方法的参数。例如，可通过模拟确定将要进行的作业所需的持续时间，然后相应地选择可降解材料、可降解材料的浓度和泵送速度。诱导应力转向(ISD)的主要局限性在于诱导应力场可产生的应力大小有限，通常在约3.44MPa(500psi)左右。如果层段的压裂压力大于约3.44MPa(500psi)，则所产生的差异应力不足以阻止原始裂缝接受随后的注入。

另一方面，本发明提供用于DMAD井处理的井处理液，该井处理液可以为含水浆料。该浆料可包含上述不溶性可降解材料，其中可降解材料为纤维状，包括选自酯类、芳族酸、酰胺及其组合的单体衍生单元构成的聚合物，并且在浆料中的浓度为至少4.8g/L(40lbm/1,000gal)。该浆料还可包含优选具有粒度分布的粒状材料，该浆料的液相可包括粘弹性表面活性剂、助表面活性剂、流变改进剂、聚合物减阻增强剂、单体减阻增强剂、盐水等或者它们的组合或混合物。粒状材料在一种实施方案中可以是可降解材料或在另一实施方案中可以是支撑剂。

再一方面，本发明可提供DMAD组合物，该组合物可包括在井内由井处理液通过脱砂在射孔、裂缝、井筒或其组合中形成的可去除封堵，该井处理液包括如上所述纤维状不溶性可降解材料和具有粒度分布的粒状材料的含水浆料。

附图说明

图1示出相应于现有技术所采用的诱导应力转向(ISD)技术的压力分布示意图。

图2示出根据本发明的一种实施方案于121℃(250°F)在6.89MPa和17.24MPa(1000psi和2500psi)下由重均分子量(Mw)不同的聚乳酸纤维制成的封堵的分解示意图，封堵的分解表现为通过封堵的流量快速提升。

图3示出根据本发明的一种实施方案在存在煤油的情况下于121℃(250°F)和17.24MPa(2500psi)由可降解材料和支撑剂制成的封堵的分解示意图，封堵的分解表现为通过封堵的流量快速提升。

图4示出压裂生产层所需的过压随深度和生产层之间间距变化的示意图。

图5示出对于生产层和页岩之间10.34MPa(1500psi)的原地应力差过压的示意图。

图6示出根据本发明的一种实施方案相应于支撑剂在裂缝中的桥接和阻断的压力分布示意图。

图7A示出根据本发明的一种实施方案封堵射孔的示意图。

图7B示出图7A的区域7B的放大截面。

图8示出根据本发明的一种实施方案封堵井筒的示意图。

图9示出图8的区域9的放大截面。

图10示出以下实施例7中所述的各段的射孔位置和所进行的作业。

图11示出以下实施例7中第四段的泵送过程中的温度测井曲线，表明在第四段的压裂过程中极少的流体进入第三段的射孔。

图12示出在第八段和第九段中注入不同的示踪剂之后实施例7的井内示踪剂分布，表明观察到仅有极少的第九段流体进入第八段的射孔。

具体实施方式

本发明的实施方案涉及临时阻断井筒、射孔或地层裂缝以便能够更有效地或在不破坏现有裂缝的情况下进行其它作业(例如其它层段的压裂、修井、井下设备的安装等)的方法。临时阻断通过使固体物质固结来实现，所述固体物质包括将在所需的时段内降解的可降解材料。当应用于压裂时，本发明的方法类似于位于北美陆地的井目前所采用的诱导应力转向技术(ISDT)。

可降解材料可为任意形状：例如粉末、颗粒、微球、切片或纤维。优选实施方案可使用纤维状材料。纤维的长度可为约2mm至约25mm，优选约3mm至18mm。通常，纤维的线质量密度为约0.111dtex至约22.2dtex(约0.1旦至约20旦)，优选约0.167dtex至约6.67dtex(约0.15旦至约6旦)。纤维优选在井下条件下历经适于选定作业的持续时间而降解，所述井下条件可包括高达180℃(约350°F)或更高的温度以及高达137.9MPa(20,000psi)或更高的压力，所述持续时间可从0.5、1、2或3小时的最短持续时间直至24、12、10、8或6小时的最长持续时间，或从任意最短持续时间至任意最长持续时间。尽管一般情况下没有必要，但还可借助于包含适宜的溶解剂或改变pH和/或盐度的物质的洗涤剂来辅助或加速降解。例如还可通过在蒸汽驱油之前进行处理时升高温度来辅助降解。在本申请中，使用术语可降解时包括所有适宜的可溶性材料。

可降解材料可能对环境敏感，因而可能存在稀释和沉淀的问题。用作密封体的可降解材料优选应在地层或井筒中保持足够长的时间(例如3-6小时)。持续时间应足够长以便电缆设施对下一生产层进行射孔、完成随后的压裂处理、以及使裂缝在支撑剂完全沉降之前围拢支撑剂，条件是最佳的裂缝传导性。在低漏失的致密储气层中，封堵的持续时间可能是关键性因素。

此外，应当认为可降解材料密封体可抑制回流，因而裂缝可增压更长的时间，这可能有利于转向。然而，在低漏失地层中，应当注意的是关井时间可能变得过长，这可能导致支撑剂沉降。在这种情况下，可利用可降解材料分解之后的回流帮助支撑剂悬浮在裂缝中。因而，应在这两种考虑之间作出折衷。根据本发明的实施方案，化学物质在井筒和裂缝中的寿命优选不短于2-3小时。另一方面，它们的寿命优选不超过一定的限度以允许物质回流到漏失极低的地层中。这表明重要的是适当地选择密封体的类型和添加剂。

本发明的实施方案可使用各种可降解材料。这些材料理论上可包括无机纤维，例如石灰石纤维或玻璃纤维，但优选为单体衍生单元如酯类、酰胺或其它类似物质的聚合物或共聚物。如本文所用，聚合物可表示单体或单体的反应形式(as-reacted form)，应当理解的是在说明书和权利要求书中提及单体时应解释为单体聚合得到的衍生物的聚合形式。

可降解聚合物可在非主链位置部分水解。实例包括聚羟基链烷酸酯、聚酰胺、聚己酸内酯、聚羟基丁酸酯、聚对苯二甲酸乙二醇酯、聚对苯二甲酸丁二醇酯、聚萘二甲酸乙二醇酯、聚乙烯醇、聚乙酸乙烯酯、部分水解的聚乙酸乙烯酯以及这些材料的共聚物。酯类的聚合物或共聚物例如包括取代和未取代的丙交酯、乙交酯、聚乳酸和聚乙醇酸。酰胺的聚合物或共聚物例如可包括聚丙烯酰胺，诸如Nylon 6，6、Nylon 6、KEVLAR等聚酰胺，等等。

还可使用在所经受的条件下在适当的时间溶解的材料，例如具有三个或更多个羟基的多元醇。可用于本发明的多元醇为加热、脱盐或进行两者的组合时可溶解的聚合多元醇，基本上由聚合物链中的羟基取代碳原子和通过聚合物链中至少一个碳原子隔开的相邻的羟基取代碳原子构成。换言之，可使用的多元醇优选基本上没有相邻的羟基取代基。在一种实施方案中，多元醇的重均分子量大于5000至500,000或更大，在另一种实施方案中，多元醇的重均分子量为10,000至200,000。如有必要，例如可通过包含烃基取代基如烷基、芳基、烷芳基或芳烷基部分和/或具有2至30个碳原子的侧链，对多元醇进行疏水改性，以进一步抑制或减缓溶解。多元醇还可进行改性，从而包括羧酸、硫醇、石蜡、硅烷、硫酸、乙酰乙酰化物、聚环氧乙烷、季铵或阳离子单体。在一种实施方案中，多元醇是可通过具有酯取代基的前体聚乙烯基材料至少部分地水解制备的取代或未取代的聚乙烯醇。

对纤维封堵的形成和测试进行了大量试验。测试显示直径1cm、长2cm的封堵在121℃(250°F)时可耐受17.2MPa(2500psi)的压力2-4小时，这取决于封堵的组成。图2示出了具有不同分子量的聚乳酸(PLA)制成的纤维封堵的寿命。在121℃(250°F)和6.9MPa(1000psi)的测试条件下，分子量较大的纤维封堵具有较长的寿命。例如，分子量为77,600的聚合物制成的封堵具有数小时的寿命，而分子量更大的聚合物制成的封堵具有更长的寿命(高达6小时)。

根据本发明的一些实施方案，可泵送不同类型的化学物质以加速或减缓可降解材料的分解(如上所述)。缓速剂(delay agent)的实例可包括任意类型的疏水材料(例如煤油、油类、柴油、聚合物、表面活性剂等)，所述疏水材料将覆盖可降解材料的表面以减缓可降解材料与水的相互作用。对于多元醇如部分水解的聚乙酸乙烯酯，流体中例如可包含盐类，高的离子强度降低了这些材料的溶解度。加速剂(accelerator agent)的实例可包括任意高pH值或低pH值液体(例如苛性或酸性溶液)，所述液体将加速可降解材料的分解。

例如，对于PLA聚合物，主要的降解机理为水解。通过将疏水剂添加到聚合物(或封堵)中，例如作为涂层，来降低水解速度。因此提高了聚合物的寿命(从而提高封堵的寿命)，如对分子量为～128,000的聚乳酸制成的封堵的分解的研究所示，其中在煤油存在的情况下于121℃(250°F)在6.89Mpa和17.24MPa(1000psi和2500psi)下通过封堵的流量快速升高。因而，可控制封堵的寿命以适应作业意图。

通常使用高浓度的可降解材料，例如大于4.8、6.0或7.2g/L(40、50或60lbm/1,000gal)，以形成临时封堵或桥堵。如果纤维浆料可失水(由此使纤维浓缩)，则可采用低浓度。这些材料的最大可用浓度可能受限于用于添加和共混的地面设备。

本发明的一些实施方案使用如上所述的可降解纤维封堵。本发明的其它实施方案使用由可降解纤维和其它材料如惰性支撑剂(包括砂砾)或可降解吸收剂(例如聚丙烯酸-共-丙烯酰胺共聚物)形成的封堵。含有吸收材料可有助于填充封堵内的孔隙并使封堵更牢固。

使用适当的经树脂包覆的支撑剂(RCP)或小粒径非RCP支撑剂给出了十分满意的结果：如图3所示，RCP/纤维封堵在121℃(250°F)时能够耐受17.2MPa(2500psi)的压差数小时。使用或未使用煤油预处理并与RCP(以商品名ACFRAC BLACK PLUS(40/70目)和ACFRAC Pr6000(20/40目)获得的RCP)共混的PLA纤维是适宜的。此外，PLA纤维和具有多模态粒度分布(PSD)的支撑剂是适宜的混合物。

根据本发明的一些实施方案，可降解材料与采用粒度分布技术(particle-size distribution technology)增加浆料固含量的方法结合使用。在适当选择的多模态粒度分布下，较小的颗粒填充较大颗粒之间的空隙，产生需水量较小的浆料。典型分布采用两种或三种不同的粒度范围。由此形成具有改善的流动性和良好的凝固性(如渗透性和强度)的浆料。因而，本发明的一些实施方案使用具有不同尺寸的支撑剂来代替RCP支撑剂。对于这些实施方案，可优化支撑剂的组成，以使封堵在纤维降解之后获得足够的传导性。

通过该方法(即多模态粒度分布)，可获得性能良好的各种临时射孔密封体组合。由于可降解或可溶性材料(如聚乳酸纤维)可经过选择与地层流体相容且其井下寿命易于改变(例如通过添加缓速剂延长它们的寿命)，因而该方法在DMAD技术中非常引人关注。

本领域技术人员应当理解的是各种酸化压裂方法可与本发明的实施方案一同使用，包括井下产酸的方法(使用乳化酸、包胶酸(encapsulated acid)或固体酸前体)。例如，Still的US 7,166,560披露了使用固体酸前体通过水解或溶解提供酸的受控释放。固体酸前体可以是丙交酯，乙交酯，聚乳酸，聚乙醇酸，聚乙酸和聚乙醇酸的共聚物，乙醇酸与其它具有羟基、羧基或羟基羧基的部分的共聚物，乳酸与其它具有羟基、羧酸或羟基羧酸的部分的共聚物，或前述物质的混合物。固体酸可以和与酸反应的第二种固体混合，以加快固体酸前体的溶解和水解速度。

此外，本发明的实施方案还可用于临时封堵裂缝或井筒，以达到所需的效果或进行其它作业。例如，本发明的方法可用于在压裂之后临时关井，以使裂缝能够松弛。出于该目的，持续时间通常较短，例如约0.5小时。可选择适当的可降解材料以达到所需的持续时间。本发明实施方案的可降解封堵还可用作临时封堵射孔或裂缝的“压井段塞(kill pill)”，例如0.32m³(2bbl)包含2％VES(例如以下在实施例中所述的浓缩物加添加剂)加例如9.6g/L(80lbm/1,000gal)聚乳酸纤维加例如9.6g/L(80lbm/1,000gal)聚乳酸微珠或微球(如18-40目)的水。这是有效用于完全可溶的纤维基漏失控制段塞的VES基携带液(完全无破坏性)。

根据本发明的实施方案，可降解材料优选与pH值不同的压裂液以及盐(例如氯化钠NaCl、氯化钙CaCl₂、溴化钠NaBr、氯化钾KCl等)浓度不同的盐水相容。可降解材料应适应尽可能宽的温度范围。优选的是可降解材料适应高于0℃(32°F)的温度。可降解材料还应与加重盐水(weighted brine)或完井液相容。

推荐使用表面活性剂类流体，因为适宜的VES流体可提供高的零剪切粘度以及更有效的支撑剂和纤维布置，并且与聚合物类流体相比造成的破坏较小。此外，当使用VES流体***输送用于转向的可降解材料封堵时，并且当表面活性剂流体***在可降解材料封堵降解之后在例如减水阻压裂中还用于降阻时，没有聚合物残留在***中而造成破坏(例如可能阻碍流体从地层流出)。

尽管本文的说明通过水力压裂示例了本发明的实施方案，但本领域技术人员应当理解的是，本发明的方法还可用于传统的支撑压裂处理(proppedfracturing treatment)，而不依赖于经选择用于提供支撑剂和纤维携带能力的流体的增稠方法。在其它类型的压裂(包括减水阻压裂和酸化压裂)中可使用聚合物基或表面活性剂类流体并且可使用本发明的方法和组合物。

特别关注的是泵送的流体为减水阻处理液的情况，其中将聚合物的浓度降低到以极小的摩阻损失提供高速泵送所需的最小值。在这种情况下，聚合物造成的破坏极小或不存在，但泵送的支撑剂浓度同样减小。在本发明的一种实施方案中，在减水阻处理的后期阶段泵送可降解材料。在这种情况下，使用粘弹性表面活性剂流体提供更好的支撑剂输送性能，同时仍保持基本上或完全不含聚合物的处理，从而保证近井筒区域可达到高的支撑剂浓度，并因此很好地连接。

适宜的高分子量聚合物基减水阻流体包括：例如Root的美国专利No.3,254,719或Phillips和Hunter的美国专利No.4,152,274中所披露的那些聚合物降阻剂，这些专利描述了用于类似压裂等油气井服务(well service)应用的具有低摩擦压力的流体；线形(非交联)天然多糖，例如瓜尔胶和类似的半乳甘露聚糖及其衍生物(如羟丙基瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶)；或2007年8月8日的美国专利系列No.11/835,891中披露的其它杂多糖，例如胞外多糖胶、diutan胶、鼠李聚糖胶(rhamsan gum)及其衍生物，该专利描述了用于油气井服务应用的具有低摩擦压力的流体。

在本发明的另一种实施方案中，压裂处理通过泵送不含聚合物的表面活性剂基减水阻处理液来完成，其中使用低浓度的表面活性剂作为降阻剂，同时仍提供优于等同聚合物基减阻聚合物流体的支撑剂携带性能。在后期阶段可改变表面活性剂的类型和浓度以保证在射孔通道附近更好地布置支撑剂和可降解材料。这种处理能够实现完全不含聚合物的压裂，并且不仅允许在近井筒区域还允许在整个裂缝中设置较高的支撑剂浓度。因此获得更清洁的裂缝，其中可能在处理的任何阶段在裂缝面中均没有滤饼形成。

适宜的减水阻流体包括不含聚合物的流体，例如2007年8月3日的美国专利系列No.11/833449中披露的那些，该专利描述了用于类似增产(例如压裂)、洗井等油气井服务应用的具有低摩擦压力的流体及其使用方法。具体地，该专利描述了表面活性剂类流体及其用于增产、洗井和其它应用的方法，所述表面活性剂类流体包括表面活性剂、低分子量聚合物和任选的平衡离子。与现有技术所披露的类似流体相比，所述流体以低的表面活性剂浓度(优选低于约0.5重量百分比)表现出明显改善的粘性和固体悬浮特性。

将2007年8月3日的美国专利系列No.11/833449的流体称为悬浮降阻剂(SFR)。SFR流体包括减阻表面活性剂和减阻增强剂混合物，该减阻增强剂混合物可包含聚合物减阻增强剂和/或单体减阻增强剂。可用作本发明的减阻表面活性剂的适宜表面活性剂包括阳离子表面活性剂分子，例如，具有式R₁R₂R₃R₄N⁽⁺⁾X^(-)的那些阳离子表面活性剂，以及式R₁R₂R₃R₄N的两性表面活性剂分子，其中(A)R₁选自：(1)饱和脂族、单不饱和、双不饱和或多不饱和的烃链，其包含8～24个碳原子(C₈～C₂₄)，最优选C₁₄～C₁₈，例如十六烷基-(CH₂)₁₅-CH₃；以及(2)结构R₁＝R₅-Y-R₆的官能化烃链，其中Y为官能团如-O-(醚)、-NH-(胺)、-COO-(酯)、-CNH-(酰胺)、-[O-(CH₂)₂]_XO-(聚环氧乙烷)、-[O-CH₂CH(CH₃)]_XO-(聚环氧丙烷)；R₅为饱和脂族、单不饱和、双不饱和或多不饱和的烃链，其包含8～24个碳原子(C₈～C₂₄)，最优选C₁₄～C₂₂；以及R₆为烃链C₁-C₆，更优选-CH₂CH₂-或-CH₂CH₂CH₂-；(B)R₂和R₃选自：(1)1～24个碳原子的烃链，优选甲基，-CH₃；(2)2-羟基乙基链(-CH₂-CH₂-OH)；以及(3)对于R₂和R₃分别各自长度x和y的羟基封端的聚环氧乙烷链，x和y的选择使得x+y＜20，1＜x＜19和1＜y＜19，(-[CH₂-CH₂-O]_n-H)；(C)R₄选自：(1)1～22个碳原子的饱和烃链，优选甲基，-CH₃；(2)2-羟基乙基链(-CH₂-CH₂-OH)；(3)氢原子，-H；以及(4)对于两性(主要是氧化胺)表面活性剂，氧原子或氮原子，其中该表面活性剂不带正电荷，因此在结构中不存在阴离子X^(-)；以及(D)对于阳离子表面活性剂，X^(-)为阴离子，例如F^(-)、Cl^(-)、Br^(-)、I^(-)、NO₃ ^(-)、SO₃H^(-)、SO₄H^(-)、CH₃COO^(-)(醋酸根)、CH₃SO₃ ^(-)(甲烷磺酸根)、CF₃SO₃ ^(-)(氟代甲烷磺酸根)、HO-CO-C₆H₄-COO^(-)(一碱价酞酸根)、CH₃OSO₃ ^(-)(甲烷硫酸根)、HO-C₆H₄COO^(-)(水杨酸根)、CH₃C₆H₄SO₃ ^(-)(甲苯磺酸根)、HO-CH₂COO^(-)(羟基乙酸根)、HO-CH(CH₃)COO^(-)(乳酸根)，以及其它一价阴离子。

有用的表面活性剂还包括具有通式R₁N⁽⁺⁾R₂R₃R₄X^(-)的两性离子表面活性剂，其中(A)R₁选自：(1)饱和脂族、单不饱和、双不饱和或多不饱和的烃链，包含8～24个碳原子(C₈～C₂₄)，更优选C₁₄～C₂₂；例如十六烷基-(CH₂)₁₅-CH₃；以及(2)结构R₁＝R₅-Y-R₆的官能化烃链，其中Y为官能团如-O-(醚)、-NH-(胺)、-COO-(酯)、-CNH-(酰胺)、-[O-(CH₂)₂]_XO-(聚环氧乙烷)、-[O-CH₂CH(CH₃)]_XO-(聚环氧丙烷)；R₅为饱和脂族、单不饱和、双不饱和或多不饱和的烃链，其包含8～24个碳原子(C₈～C₂₄)，更优选C₁₄～C₂₂；以及R₆为烃链C₁-C₆，更优选-CH₂CH₂-或-CH₂CH₂CH₂-；(B)R₂和R₃为1～24个碳原子的烃链，优选甲基，-CH₃；(C)R₄为烷基链C₁～C₆，更优选-CH₂-或-CH₂CH₂-；和(D)对于甜菜碱X^(-)为羧酸根-COO^(-)，或者对于磺基甜菜碱为磺酸根-SO₃ ^(-)。

有用的表面活性剂还包括式R₁X^(-)M⁽⁺⁾的阴离子表面活性剂，其中(A)R₁选自(1)饱和脂族、单不饱和、双不饱和或多不饱和的烃链，其包含8～24个碳原子(C₈～C₂₄)，或者单取代的苯基(例如壬基苯基，-C₉H₁₉C₆H₄，或者辛基苯基，-C₈H₁₇C₆H₄)；以及(2)结构R₁＝R₂Y的官能化烃链，其中Y为官能团如-[O-(CH₂)₂]_XO-(聚环氧乙烷)或-[O-CH₂CH(CH₃)]_XO-(聚环氧丙烷)；及R₂为饱和脂族、单不饱和、双不饱和或多不饱和的烃链，其包含8～24个碳原子(C₈～C₂₄)，或者单取代的苯基(例如壬基苯基，-C₉H₁₉C₆H₄，或者辛基苯基，-C₈H₁₇C₆H₄)；(B)X^(-)为带负电荷的基团如COO^(-)或SO₃ ^(-)；以及(C)M⁽⁺⁾为一价阳离子(例如Li⁽⁺⁾、Na⁽⁺⁾、K⁽⁺⁾、Rb⁽⁺⁾和NH₄ ⁽⁺⁾)。

可用于本发明的SFR流体的表面活性剂的实例还包括那些两性表面活性剂例如具有通式R₁R₂R₃NO的氧化胺表面活性剂，如十六烷基二甲基氧化胺；十四烷基二甲基氧化胺；十二烷基二甲基氧化胺；十八烷基二甲基氧化胺；等等，上面一些实例可以以商品名Aromox B-W 500、Aromox DMC、Aromox DM16、Aromox 14D-W 970、Aromox DMHT、Aromox T/12DEG、Aromox APTA-T和Aromox C/13W从AKZO购得。

有用的″聚合物减阻增强剂″包括相对低分子量聚合物，其不能单独在含水流体中提供任何减阻活性，但当在一种或更多种减阻表面活性剂的存在下使用时，它们强烈提高表面活性剂性能、增加减阻作用、提高低剪切速率流体粘度，从而提供较好的颗粒输送能力。

阳离子减阻表面活性剂和两性离子减阻表面活性剂组合的有用实例包括可以以商品名

16L和

17获得的聚合物。

17为固体物质，其为萘磺酸钠与甲醛的缩聚产物，其分子量为约2000-3000Da。16L为

17的50％水溶液。因此，这两产品具有相同的分子量。还可使用通过萘磺酸盐与其它单体例如苯酚、烷基化酚、各种结构的双酚(如双酚F(甲醛)或双酚A(丙酮))等的甲醛缩合得到的共聚物，不管是通过酸还是碱催化制得的。通过萘磺酸盐与其它单体例如苯酚、烷基化酚、各种结构的双酚(如双酚F(甲醛)或双酚A(丙酮))等的三聚氰胺缩合得到的共聚物以及木质素磺酸盐也可用作聚合物减阻增强剂。

可使用的其它含磺酸盐的低分子量非减阻聚合物包括乙烯基苯磺酸盐和AMPS共聚物。已用磺酸盐、羧酸盐、磷酸盐或硫酸盐基团官能化而使其水溶性的聚碳酸酯、环氧树脂和其它聚合物也是有用的。可用阴离子结构如羧酸盐、磷酸盐或硫酸盐代替任何上面列出的磺酸盐聚合物实例中的磺酸盐基团。聚合物的体积(bulkiness)，聚合物的线型或支化性质，存在或不存在内部交联以及内部交联的程度，以及聚合物的持久长度均会影响所选的低聚物或聚合物提供的减阻作用增强，因此应根据本文所述方法进行测试。

还可用作聚合物减阻单元的有：带负电荷的低分子量多糖，例如羧甲基纤维素、羧甲基瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶(carboxymethylhydropypropylguar)等；水溶性的低分子量马来酸酐共聚物，例如可以商品名

31获得；或者甲基丙烯酸钠聚合物和共聚物，例如可以商品名

30获得；甲基丙烯酸铵聚合物和共聚物，例如可以商品名32获得。

不能单独在含水流体中提供任何减阻活性但在一种或更多种减阻两性离子或两性表面活性剂的存在下强烈提高表面活性剂性能、增加减阻作用、提高低剪切速率流体粘度从而提供较好的颗粒输送能力的其它低分子量聚合物包括诸如部分水解的聚乙酸乙烯酯共聚物、聚乙烯醇和共聚物、聚环氧乙烷和共聚物、聚环氧丙烷和共聚物等非离子聚合物。此类聚合物的具体合适的实例包括以商品名

WD100出售的聚乙烯醇共聚物。此类聚合物的其它实例包括那些水溶性的含有正电荷和负电荷的低分子量聚两性电解质，其通过至少一种阳离子单体与一种阴离子单体以及任选的其它带电或不带电单体的共聚得到。

有用的单体减阻增强剂包括某些不带电有机化合物(例如脲和脲的衍生物)和某些带电有机化合物(也称为抗衡离子，例如水杨酸根离子)，其可在存在或不存在聚合物减阻增强剂下促进特定的表面活性剂的减阻性质的增强。脲和脲的衍生物例如N，N-二甲基脲、N，N′-二甲基脲或N，N-二乙基脲等可用作SFR流体中的单体减阻增强剂。

有机离子化合物如水杨酸钠也可用作各种减阻表面活性剂和表面活性剂混合物的单体减阻增强剂。其它的有用离子化合物包括对甲苯磺酸钠、二甲苯磺酸钠、萘磺酸钠、苯二甲酸钠、柠檬酸钠、EDTA钠盐、甲烷磺酸钠、全氟甲烷磺酸钠、丙二酸钠、延胡索酸钠、己二酸钠，等等。可使用的其它阴离子包括：螯合剂如EDTA盐，氯化水杨酸盐，烷基化水杨酸盐，氯化酞酸盐，烷基化酞酸盐，烷基磺酸盐，烷基硫酸盐，烷基芳基磺酸盐，烷基芳基硫酸盐，乙氧基化烷基磺酸盐，乙氧基化烷基硫酸盐，乙氧基化烷基芳基磺酸盐或者乙氧基化烷基芳基硫酸盐。还可使用枞酸(也称为松香亭酸或松香酸，C₁₉H₂₉COOH)的盐，以及其它类似的物质例如灰黄霉酸盐。这些阴离子的钾盐或铵盐将是有效的，其它简单阳离子的盐也是如此。

本发明的优选实施方案为用于输送可降解材料封堵的流体的用途，所述流体包含：粘弹性表面活性剂，选自两性离子、两性和阳离子表面活性剂以及这些表面活性剂的混合物；以及浓度足够缩短该流体的剪切恢复时间的流变改进剂，其中所述流变改进剂选自两性聚合物，例如包含至少由部分水解的聚乙烯酯或部分水解的聚丙烯酸酯或含磺酸酯(盐)的聚合物组成的部分的均聚物或共聚物。所述流变改进剂也可增加该流体的粘度。

在一种更优选的实施方案中，所述粘弹性表面活性剂***可包含两性离子表面活性剂，例如具有下式的表面活性剂或表面活性剂混合物：RCONH-(CH₂)_a(CH₂CH₂O)_m(CH₂)_b-N⁺(CH₃)₂-(CH₂)_a′(CH₂CH₂O)_m′(CH₂)_b′COO^-其中R为含约17～23个碳原子的烷基，其可以是支链或直链的且可以是饱和或不饱和的；a、b、a′和b′各自为0～10且m和m′各自为0～13，若m不为0则a和b各自为1或2，若m为0则(a+b)为2～10；当m′不为0时a′和b′各自为1或2；若m′为0则(a′+b′)为1～5；(m+m′)为0～14；以及CH₂CH₂O也可以是OCH₂CH₂。该两性离子表面活性剂可具有甜菜碱结构：

其中R为烃基，其可以是支链或直链的，芳族，脂族或烯属的，且具有约14～26个碳原子，以及可以包含胺；n为约2～4；和p为1至约5，以及这些化合物的混合物。所述甜菜碱可以是油酰酰胺基丙基甜菜碱或瓢儿菜基酰胺基丙基甜菜碱，且可包含助表面活性剂。

粘弹性表面活性剂***可包含阳离子表面活性剂，例如具有下面结构的表面活性剂或表面活性剂混合物：

R₁N+(R₂)(R₃)(R₄)X^-

其中R₁含有约14～26个碳原子，且可以是支链或直链的、芳族的、饱和或不饱和的，并可包含羰基、酰胺、逆酰胺(retroamide)、酰亚胺、脲或胺；R₂、R₃和R₄各自独立地为氢或C₁至约C₆脂族基团，它们可以是相同或相异的、支链或直链的、饱和或不饱和的，并且它们中的一个或多个被使得R₂、R₃和R₄基团更亲水的基团取代；所述R₂、R₃和R₄基团可并入包含氮原子的5或6元杂环结构；所述R₂、R₃和R₄基团可以相同或相异；R₁、R₂、R₃和/或R₄可包含一个或更多个环氧乙烷和/或环氧丙烷单元；X^-为阴离子；以及这些化合物的混合物。作为进一步示例，R₁包含约18～22个碳原子，且可包含羰基、酰胺或胺；R₂、R₃和R₄包含1至约3个碳原子；X^-为卤素。作为进一步示例，R₁包含约18～22个碳原子，且可包含羰基、酰胺或胺；R₂、R₃和R₄相同，且包含1至约3个碳原子。阳离子粘弹性表面活性剂***任选地包含以约0.01％～10％的浓度(例如以0.01％～1％的浓度)存在的胺、醇、二元醇、有机盐、螯合剂、溶剂、互溶剂、有机酸、有机酸盐、无机盐、低聚物、聚合物、共聚物，以及所述物质的混合物。所述两性表面活性剂例如可以是氧化胺，如酰胺基胺氧化物。

所述流变改进剂可以约0.0005％～0.2％例如以约0.001％～0.05％的浓度存在于所述流体中。例如，所述流变改进剂包含水解百分率为约10％～95％的部分水解聚乙酸乙烯酯。其分子量为例如约500～100,000,000。也可使用其它酯，例如C₂～C₅酯(即部分水解的聚乙烯醇的乙酯至戊酯)。作为另一实例，流变改进剂包含水解百分率为约30％～88％的部分水解聚乙酸乙烯酯，其分子量为例如约500～1,000,000,000。

所述流变改进剂还可包括部分水解的聚丙烯酸酯或者部分水解的聚甲基丙烯酸酯等，例如但不限于，部分水解的聚丙烯酸甲酯、部分水解的聚丙烯酸乙酯、部分水解的聚丙烯酸丁酯、部分水解的聚甲基丙烯酸甲酯，以及这些聚合物的混合物。该流变改进剂还可包括含磺酸酯(盐)的聚合物。

两性聚合物或共聚物流变改进剂可以是线型或支化的，或者具有梳形、树枝状、刷状、接枝、星形或星形支化形状。其可包含乙烯基酯、丙烯酸乙烯酯之外的重复单元，以及相应的水解基团。其它重复单元例如为聚环氧乙烷/聚乙二醇或者聚环氧丙烷/聚丙二醇。该共聚物可以是无规共聚物、交替共聚物或嵌段共聚物。

本发明的方法可用于单段或多段处理，例如非限制性实例：压裂、基岩处理、挤注处理和止水涌处理。将纤维转向用于任意流体可对多种应用产生影响。尽管本发明的方法可用于压裂、修井或其它类型的作业，但为了清楚起见，以下说明将以水力压裂作为实例示例本发明的实施方案。此外，例如还将假设顺次压裂开始于垂直井的底部或水平井的远端，并朝向井口进行。当然，其它顺序也是可行的，这取决于应力分布。本领域技术人员应当理解的是，这并不意图将本发明的范围限制为水力压裂。相反，本发明的方法还可用于其它作业，例如临时封堵裂缝或井筒。

本发明的一些实施方案涉及临时阻断已形成的裂缝以能够压裂其它层段。当应用于多段压裂时，可在压裂处理的末期泵送可降解或可溶解材料以临时封堵已形成的裂缝。临时封堵将支撑剂封闭在裂缝中，从而使支撑剂固定不动，致使应力明显增大，并借助于极有可能发生的支撑剂与可降解材料的桥接所引起的净压明显升高而转向下面的层段。根据本发明的替换性方法，在支撑剂阶段之后泵送可形成临时封隔器的可降解材料，以通过密封射孔临时密封裂缝。在另一种替换性方案中，在井筒中形成封堵以密封通向裂缝的射孔。在再一种实施方案中，在多个这样的位置形成封堵。

利用该***，使裂缝得到保护，并可进行后继的压裂处理(通常进一步沿井筒向上)而无需长时间的电缆介入，因为仅仅需要射孔来引发随后的压裂处理。可降解材料随时间溶解，解除对裂缝的封堵。可降解材料可具有各种性能、形状和含量。可化学、温度或力学驱动材料的分解或离解。可使用本领域已知的任意适当的设备(包括已安装在井中用于喷射新射孔的挠性油管(CT))，实施这些方法。本发明的这些方法类似于目前北美采用的ISDT。然而，根据本发明实施方案的可降解材料辅助转向(DMAD)可提供更高且更可靠的应力转向。

在应力转向多段压裂中，应力应大于后续阶段中断裂压力和净压力的增量。用于转向至后续压裂阶段的应力或压力可源于至少四种机理：(1)应力随深度的垂直增加；(2)钻杆摩擦；(3)源于压裂的临时增压(净压)；和(4)支撑剂上增加的应力。这些机理可区别于使用聚合物作为增稠剂的任意作业中自然发生的应力转向的另一种机理，即聚合物凝胶由于滤失而浓缩，不对该机理作进一步地讨论。

原地应力(in-situ formation stress)可能源于上覆岩层应力、热应力和构造应变。压裂压力增量的一般估值(common estimate)为14kPa/m(0.62psi/ft)。这表明存在法向压力梯度的相同岩石每间隔304.8m(1000ft)具有4.27MPa(620psi)的转向能(diverting power)。然而，事实上，压裂压力分布不完全均匀，通常为所关注地层的岩性和孔隙压力的函数且不随深度线性变化。因而，通常需要为***增加额外的能量以保证ISD技术始终如一地发挥作用。

摩擦压力损失是主要出现在管(套管或油管)(从地面直到流体到达水力压裂裂缝处)中的钻杆摩擦损失。压力损失越大，从地面或基准位置上方的注入位置传递的压力越小。因而，摩擦压力通过减小可能导致在先压裂层段再次压裂的压力而能够促使诱导应力转向技术成功实现。然而，即使在高的摩擦下以高的流速，例如对于极粘稠的流体，摩擦压力最大时通常也不超过22.6kPa/m(1psi/ft)。近来倾向于在压裂液中采用低的聚合物填充量。这种压裂液具有低的粘度和钻杆摩擦压力。因而，钻杆摩擦压力在典型的ISDT压裂作业中没有发挥重要作用。应当注意的是，采用限流技术时，数量有限的射孔产生人为的摩擦压力，这种摩擦压力不是流体引起的而是数量有限的射孔引起的。

压裂增压源自克服断裂压力以引发压裂过程的需要。断裂压力通常比约与闭合应力相等的裂缝扩展压力高5-10％。在约3048m(10,000ft)的深度处，压裂差异梯度(fracture differential gradient)的典型值为2.26-4.53kPa/m(0.1-0.2psi/ft)。这意味着第一(下部)裂缝中需要明显过量的净压，以克服上部层段的断裂压力。然而，为了有效利用，第一裂缝中的增压不应通过回流释放。

图4示出了在不同的深度压裂地层通常所需的过压的示意图，例如曲线24对应1524m(5000ft)，曲线26对应1829m(6000ft)，曲线28对应2134m(7000ft)。在该图中，假设压裂梯度为14.7kPa/m(0.65psi/ft)，断裂压力梯度为17kPa/m(0.75psi/ft)。通过图2证实了，对于给定的生产层间距，生产层越深，所需的过压越高。例如，如果第一裂缝在2286m(7500ft)处形成，下一裂缝在2134m(7000ft)处形成，则第一裂缝中的所需过压为约2551kPa(370psi)(参见曲线28)。在致密的产气层中，在超过3048m(10,000ft)的深度处，所需过压可高达13.8MPa(2,000psi)。这些数据全部以相同的岩性和孔隙压力为假设条件，任意岩性和孔隙压力的变化均可能对曲线造成影响。

当泵送在压裂之后停止时，裂缝将围拢已进入裂缝的支撑剂。评估作用于支撑剂的闭合应力的一般工业做法是从间隔压裂生产层的原地应力估值中减去井底流动压力。然而，已表明由于边界层的影响作用于支撑剂的闭合应力可明显高于预期值。参见Schubarth等人的″Understanding ProppantClosure Stress，″SPE 37489，SPE Production Operations Symposium，OklahomaCity，OK，U.S.A.，March 9-11，1997。通常，裂缝不在与闭合应力较高的上部页岩和下部页岩邻接的目标砂岩内扩展。生产层中的砂岩和边界处的砂岩之间的应力差可在3.44MPa至17.2Mpa(500psi和2500psi)之间变化。生产层间隔的厚度可在6.1m至61m(20ft至200ft)之间变化。基于这些值，表明闭合过压可在2.1MPa(300psi)(对于61m(200ft)厚的生产层)至10.34MPa(1500psi)(对于6.1m(20ft)厚的生产层)之间变化，假设砂岩-页岩边界处的原地压差为10.34MPa(1500psi)，如图5所示。砂岩-页岩边界处的过应力可能对裂缝传导性具有负面作用，但对应力转向具有正面作用。应当指出的是该机理基本上与上述四种机理中的机理1-3无关，因为裂缝闭合不会出现，直到压裂增压通过漏失或回流完全消失。因而，可认为该机理独立于其它三种机理。

通过公式进行分析可更好地理解前三种转向机理之间的相互影响。首先，假设：(1)第一生产层被压裂并具有Δ₁psi的临时增压；(2)第一段中的增压Δ₁足以转向第二段；(3)随深度具有14.7kPa/m(0.65psi/ft)的法向应力增量；和(4)压裂液的摩擦压力为11.3kPa/m(500psi/1000ft)。在这些假设条件下，可针对第一和第二层段，分别写出如下控制方程：

p_S+p_HS1-p_fr1≤σ_min1+Δ₁    (1)

p_S+p_HS2-p_fr2-σ_min2＝Δ₂    (2)

其中p_s为地面压力，p_HSi为第i个层段的静水压，p_fri为第i个摩擦压力，σ_mini为第i个原地应力，Δ₂为第二层段中的净压。

如果将式(2)代入式(1)，则得到：

Δ₂-p_HS2+p_fr2+σ_min2+p_HS1-p_fr1≤σ_min1+Δ₁    (3)

或

Δ₂+Δp_HS≤Δ₁+Δp_fr+Δσ_min    (4)

其中Δp表示p₁-p₂。式(4)的右侧表示可靠隔离的机理或诱导应力，左侧部分为所需过压。在以上假设条件下，Δ_pHS＝11.3kPa/m(50psi/100ft)，Δp_fr＝11.3kPa/m(50psi/100ft)，Δσ_min＝14.7kPa/m(65psi/100ft)。将这些值代入式(4)，对于152.4m(500ft)的间距得到：

Δ₁≥Δ₂-325psi(2.24kPa)    (5)

式(5)表明如果第一裂缝中的净压完全释放(由于回流或漏失)，则存在2.24kPa(325psi)的过压来转向下一段。在低渗透性硬岩石中，净压的典型值可在6.9MPa至13.8MPa(1000psi至2000psi)之间变化。这表示在第一段回流中可容易地超过ISD的安全极限。

以上说明表明尽管ISD技术在一些地层中可提供有效的转向，但这些技术在其它地层中可能不能够发挥作用。不幸的是，在不对每个待压裂生产层的原地应力进行测量的情况下，没有可靠的方式预测哪个地层适于ISD技术。

本发明的实施方案提供比传统ISD可靠的转向方法，所述转向方法通过添加可降解材料来提高刚刚压裂的生产层的净压。根据本发明的实施方案，为在第一裂缝中达到更高的净压，可在压裂处理的末期使用高浓度的特定可降解材料。可降解材料可以是纤维、粉末或任意其它形态。实验室试验和现场试验表明在高的纤维浓度下支撑剂-纤维浆料可桥接。因此，该作业可脱砂。由此使得净压明显升高并实现良好的近井筒支撑剂布置。该过程可称为“末端脱砂(tail screenout)”。研究还表明纤维桥接是一种复杂的现象，需要专门建模对这种作业进行精确设计。Boney的US 6,837,309披露了经设计引发尖端脱砂的方法和组合物。

另一方面，如果第一裂缝增压释放(例如由于漏失或回流)，则起动上述四种机理(即作用于支撑剂的增量应力)。图3示出了如果在第一段压裂中同时压裂数个薄生产层则作用于支撑剂的增量应力可成功地取代上述增压。以上说明表明，在致密的产气层中，存在两种方案确保足够的应力用于转向：(a)在第一生产层中保持高的净增压，即防止或减少回流；或者(b)依靠作用于支撑剂的高增量应力，即第一段之后立即回流。如果压裂砂岩和页岩之间存在明显原地应力差的数个薄生产层，则第二种方案(依靠作用于支撑剂的增量应力)具有优势。

以上说明还表明，处理末期时高的可降解材料浓度可用于：(a)使支撑剂得到保持，即降低处理过程中和处理之后的沉降速度以及减少支撑剂回流；和(b)保证在先各段具有较大的净增压。

此外，以上说明还表明，需要适当的设计和实验室试验，以确保根据本发明实施方案的DMAD技术适当地发挥作用。除了设计和实验室试验以外，还可通过建模设计DMAD的适当参数。可将各种地层建模技术用于水力压裂，例如Schlumberger的FracCADE stimulator^TM和US 6,876,959披露的方法。其它可使用的软件例如包括伪三维(pseudo three-dimensional)(P3D)水力压裂模拟软件和平面三维(planar three-dimensional)(PL3D)水力压裂模拟软件(包括获自Stim-Lab和Marathon Oil Co.的GOHFER^TM)。本发明的实施方案不限于任何特定的建模方法。

根据本发明的一些实施方案，通过建模模拟所关注地层的诱导应力转向。然后，相应地选择将使用的流体类型和量以及压裂作业的持续时间和泵送速度。本发明的实施方案为分段压裂提供用于应力/压力转向的有效方法。本领域技术人员应当理解的是这些方法可应用于任意类型的井，包括垂直井、斜井或水平井，以及裸眼井或套管井。

更详细地考虑可降解材料密封体的机理。假设：(1)第一生产层被压裂并具有Δ₁psi的临时增压；(2)材料的密封能力为p_MS＝6.9MPa(1000psi)；(3)诱导应力足以转向后续阶段；(4)随深度具有14.7kPa/m(0.65psi/ft)的法向应力升高；(5)压裂液摩擦压力为11.3kPa/m(500psi/1000ft)；以及(6)静水压差为3.45MPa(500psi)。

在这些假设条件下，可再次写出如下控制不等式(4)：

Δ₂+Δp_HS≤Δ₁+Δp_fr+Δσ_min+p_MS    (6)

对于500ft的段间距给出：

Δ₁≥Δ₂-9.1MPa(1325psi)    (7)

鉴于密封体保证没有回流，即大部分增压Δ₁保留在第一裂缝中，可知可降解材料密封体可能是一种良好的转向工具，提供高达或超过13.8MPa(2000psi)的过压。

通过以上说明可知，很好地了解地层和储层流体性质对于将DMAD技术适当地应用于多段压裂处理具有重要性。以下参数是优化DMAD作业时应考虑的重要参数：原地应力分布、生产层和页岩之间的原地应力差、储层流体组成及其与可降解材料的相容性、支撑剂在裂缝中的保存。这些参数中的一部分可通过井下测量获得，而其它参数可能不能够获得。如上所述，本发明的实施方案可采用建模技术优化DMAD作业。可采用本领域已知的适当的建模方法，优化不能够获得的任意参数。

如以上说明所述，本发明的实施方案使用可降解材料临时阻断射孔、裂缝或井筒，以便能够在其它层段进行作业。根据本发明的一些实施方案，在压裂处理的末期，泵送高浓度的可降解材料以临时封堵已形成的裂缝，将支撑剂封闭在裂缝中，从而使支撑剂固定不动，致使应力明显增大，并借助于极有可能发生的支撑剂桥接所引起的净压明显升高而转向离开下面的层段。根据本发明的一些实施方案，在支撑剂阶段之后泵送可形成临时封隔器的可降解材料，以临时密封与裂缝相关的射孔，或者临时密封邻近这些射孔的井筒。利用该***，使裂缝得到保护，并可进行后继的压裂处理(进一步沿井筒向上)而无需长时间的电缆介入，因为仅仅需要射孔来引发随后的处理。

可降解材料随时间溶解，解除对裂缝的封堵。可降解材料可具有各种性能、形状和组成。可化学、温度或机械驱动材料的分解或离解。可使用工业使用的任意适当的设备(例如已安装在井中用于喷射新射孔的挠性油管)，实施这些方法。尽管本发明的方法构思上类似于ISDT，但本发明的DMAD技术保证更高且更可靠的应力转向。

图6示出了根据本发明一些实施方案的方法的示意图。根据该方法，可在在先支撑剂阶段50的末期，加入可降解材料/化学物质，以在初始应力分布53下引发支撑剂桥接52。加入所述材料明显增加了在先生产层54中形成的裂缝50中支撑剂桥接的可能性。一旦出现支撑剂桥接，支撑剂即被封闭在裂缝中，由此避免了回流并有助于在生产层54中保持增压56(如右侧虚线压力分布所示)。支撑剂桥接还可能引发近井筒脱砂，进而可明显升高生产层54中的裂缝增压。生产层54中的增压使压裂液转向，从而有助于在下一生产层58中形成后继的裂缝56。

图7A和7B示出了根据本发明的方法的另一种实施方案。在该方法中，在在先支撑剂阶段60之后泵送高浓度的可降解材料。可降解材料和支撑剂一起堵塞邻近生产层66的油井套管64的射孔62，如图7B所示形成临时封堵68，以将新裂缝70转向后继的生成层72。可降解材料形成的临时密封体或封堵在121℃(250°F)时可耐受超过17.2MPa(2500psi)的压差数小时，这取决于地层条件(参见图2和图3)。在优选实施方案中，密封体或封堵仅由一种或多种可降解材料构成。然而，由于可能存在向裂缝泵送过量支撑剂的风险，因而在一些情况下可通过在支撑剂阶段的末期加入特定的化学物质或材料(桥接诱导材料(bridging inducing material)，如玻璃纤维)来引发末端脱砂。

图8和图9示出了根据本发明一种实施方案的另一方法。根据该方法，在井筒76的主要通道中，临时纤维桥堵74可由可降解材料形成。该方法使密封延伸到井筒76中以确保在先生产层80中的在先裂缝78得到保护，以免在后续生产层84中形成后继裂缝82的过程中再次压裂(再次撑开现有裂缝)。类似于图7A和图7B中所示的方法，可引发末端脱砂。尽管由于末端脱砂的引发，射孔和井筒76中可能存在一定量的砂砾，但井筒76中砂量明显少于采用砂堵技术时的砂量。

部分或完全封堵井筒、射孔和裂缝的所有组合和替换方案均为本发明的实施方案。例如，在图8和图9所示的实施方案中，可在压裂处理的末期泵送可降解材料连同支撑剂，以在射孔和/或井筒中形成支撑剂-纤维复合封堵。无需引发末端脱砂。在这种情况下，可实现最佳的分段转向。可降解材料应经过选择，以在井筒中保持数小时。该实施方案可能存在的缺点是当密封材料不存在时回流过程中井筒中的材料产砂。

如上所述，本发明的在射孔、裂缝、井筒或它们的任意组合中形成临时桥堵或密封的方法用于后续压裂或将在井下进行的其它作业。根据本发明的一些实施方案，在形成临时密封之后，井可能经受各种处理而不是后续压裂。例如，可对井筒进行修复(酸化处理)，或者可进行电动潜油泵(ESP)的安装。可选择封堵剂以持续足够长的时间，从而在后续井下作业的预期时间段内保护地层。

因而，根据本发明的一些实施方案，可降解材料临时密封或阻断裂缝。可降解材料用于临时保护裂缝不受后期作业修井流体的破坏，或用于临时保护井下设备不受压裂回流的破坏。可降解材料的选择取决于预期的破坏、井底条件和保护所需的持续时间。

根据本发明的实施方案加入可降解材料可利用现有的设备实现。本领域技术人员应当理解的是，油田采用的各种方法适于与本发明的方法一同使用。例如，可在混合器中混合可降解材料与支撑剂。可借助于改进的送料机或洗井套件(flush kit)控制化学物质(可降解材料或其它添加剂)的添加。或者，还可借助井筒中的挠性油管投送可降解材料。类似地，还可使用挠性油管注入(添加)缓速剂或加速剂。还可经由挠性油管或油管投送可降解材料，同时向下压裂挠性油管和套管之间的环空。可降解材料可与支撑剂混合或者简单地接受(follow)套管中的支撑剂以形成桥接。

本发明的方法还可结合使用纤维的方法以辅助支撑剂的输送，例如在减水阻处理中，例如US 7,275,596中所述。本发明的方法还可用于不含支撑剂的流体例如压裂处理的缓冲液也使用纤维的处理，或者如US2006-0042797所述用于防止进入天然裂缝的滤失。优选地，在这些组合处理的所有阶段使用相同的纤维。例如，在压裂处理阶段的缓冲液中，和/或为了辅助支撑剂的输送在该阶段的主压裂液中，以及为了进行可降解材料辅助转向在该阶段的末期，使用相同的可降解纤维。

应当指出的是在压裂阶段的末期可降低泵送速度，以促使例如在水力压裂中纤维和支撑剂的脱砂或者在酸化压裂中纤维的脱砂。还应当指出的是将第一裂缝设置在地层的最薄弱部分，可位于井口端、远端或井口端和远端之间的任意位置，各个层可以任意顺序压裂。如果一个或多个封堵位于井筒中而不是裂缝中，则需要在处理过程中除去所述一个或多个封堵。

在其它实施方案中，在套管井完井时，按照选定的间隔和时间通过套管上打通的射孔泵送压裂液和本发明的封堵形成可降解材料(通过常规的射孔，例如使用挠性油管或电缆式射孔工具得到的射孔)。井筒可以是垂直井筒、斜井筒或水平井筒。

在另一种实施方案中，在套管井完井时，按照选定的间隔和时间通过位于套管上的割缝穿过水泥泵送压裂液和本发明的封堵形成可降解材料。在另一种实施方案中，在裸眼井完井时，按照一定的间隔借助于地层应力的驱动穿过钻井泥饼泵送压裂液和本发明的封堵形成可降解材料。

实施例

实施例1(聚合物减阻液)：通过将1升/立方米(L/m³)(1加仑/千加仑，gpt)的聚合物降阻剂浓缩物泵入水流，制备了用于本发明的井处理的聚合物降阻剂组合物(流体1)。该聚合物降阻剂是包含28重量百分比聚丙烯酰胺衍生物降阻剂、30重量百分比石油馏出物、3.5重量百分比乙氧基化乙醇(ethoxylated alcohol)和38.5重量百分比水的组合物。

实施例2(VES压裂液)：通过将25L/m³(25gpt)获自Rhodia，Inc.Cranbury，New Jersey，U.S.A.的表面活性剂浓缩物和0.5重量百分比部分水解聚乙酸乙烯酯衍生物浓缩物ALCOTEX WD200(获自Synthomer Limited，Harlow，Essex，United Kingdom)泵入水流，制备了用于本发明的井处理的粘弹性表面活性剂压裂液(流体2)。表面活性剂浓缩物包含约40重量百分比有效二十二碳烯酰氨基丙基甜菜碱(active erucylamidopropyl betaine)和约1重量百分比聚萘磺酸钠的缩合产物，剩余部分基本上为水、氯化钠和异丙醇。聚乙酸乙烯酯衍生物包含约20重量百分比的共聚物，平均分子量为约25,000，且包含低于2重量百分比的甲醇，所述共聚物包含约42-45％水解的聚乙酸乙烯酯。

实施例3(SFR流体)：通过将4.25L/m3(4.25gpt)按照ARQU AD获自Akzo Nobel Surface Chemistry，Stenungsund，Sweden的十六烷基三甲基氯化铵浓缩物和3.2Kg/m³水杨酸钠泵入水流，制备了用于本发明的井处理的悬浮降阻剂组合物(流体3)。

实施例4(浆料组合物)：如以下表1所示，通过将不同量的支撑剂和可降解纤维添加到实施例1至3的组合物中，制备了一系列浆料组合物。支撑剂为20/40目的Jordan砂。纤维为获自Fit Fiber Innovation Technology，Inc.(Johnson City，TN)的5-9mm的聚乳酸纤维，比重为1.25，熔点为165℃(329°F)，韧度(tenacity)为2.5-5g/denier，断裂伸长率为50-60％。

表1：井处理时泵送的浆料组合物

浆料    流体组合物    支撑剂(Kg/L)    纤维(Kg/L)

1	1	0.000	0.000
				2	1	0.060	0.000
3	1	0.090	0.000
				4	1	0.120	0.000
5	1	0.150	0.000
				6	1	0.180	0.000
7	2	0.240	3.600
				8	2	0.360	4.200
9	2	0.480	4.800
				10	3	0.000	0.000
11	3	0.060	0.000
				12	3	0.090	0.000
13	3	0.120	0.000
				14	3	0.150	0.000
15	3	0.180	0.000

实施例5(井处理流程)：针对流体1和2(浆料1至9)建立了本发明井处理的泵送和流体配制流程，并列于表2。

表2：井处理流程

                 泵送速度    流体体积    泵送时间

泵送步骤    浆料

                 (m³/min)    (m³)        (min)

1	1	5.56	45.4	8.2
					2	2	5.56	41.6	7.7
3	3	5.56	37.8	7
					4	4	5.56	53.0	10
5	5	5.56	53.0	10.1
					6	6	5.56	45.4	8.7
7	7	5.56	7.6	1.5
					8	8	5.56	7.6	1.5
9	9	5.56	7.6	1.5
					10	1	5.56	12.2	2.4
后冲洗	1	5.56	0.8	0.14

实施例6(井处理总流程)：采用实施例5的井处理流程，针对地层，建立了本发明的井处理方法。该方法包括以下步骤：(1)进行射孔以使地层与井筒连通；(2)进行常规的台阶状流量试井和阶梯式下降试验，以确定裂缝扩展压力和裂缝闭合压力；(3)泵送含有降阻剂的减水阻浆料(表2的泵送步骤1-6)；(4)泵送VES(表2的泵送步骤7-9)；(5)冲洗和后冲洗裂缝(表2的步骤10和后冲洗)；以及(6)根据需要针对每个新的生产层重复这些DMAD步骤。为检验或确定纤维封堵的隔离效果，可实施温度测井。如果压力下降小，则各段之间存在充分的隔离并可进行下一射孔、裂缝扩展和固结纤维封堵形成的DMAD循环。然而，如果压力下降大，则表明各段之间的隔离不良，可以骨架速度(matrix rate)泵入压井段塞以控制漏失，例如0.3m³的VES流体以及可降解纤维和可降解球状固体。如果纤维基段塞成功地控制了漏失，则DMAD压裂循环可正常进行。然而，如果纤维段塞没有成功，则如有必要可将机械或其它常规桥堵置于井筒中，以隔离在先的压裂阶段并起动新的DMAD循环。

实施例7(井处理实际流程)：在图10所示的致密产气井100中根据实施例5和6中的步骤进行11个处理或分段，图10示出了各段的射孔和封堵的位置。压裂第一段102(2949-3947m(9676-9997ft))作为试验段来观察地层的裂缝特性和纤维浆料的性能特征。然后，设置机械桥堵104并压裂第二段106(2684-2703m(8807-8867ft))，温度测井表明纤维封堵未起效。接着压裂第三段108(2618-2669m(8588-8755ft))，随后是第四段110(2515-2598m(8252-8523ft))。在第四段110泵送过程中进行图11所示的温度测井，再次参考图10的示意图，第四段压裂过程中仅有极少的流体进入第三段108的射孔表明固结纤维封堵112有效地隔离了第三段108。

布置机械桥堵114之后，压裂分别位于2400-2497m(7874-8191ft)、2314-2375m(7592-7791ft)、2234-2302m(7330-7553ft)、2145-2207m(7038-7241ft)、2079-2126m(6820-6975ft)、1992-2063m(6536-6770ft)和1922-1972m(6305-6469ft)的第五段至第十一段116、118、120、122、124、126、128。在各段之后形成固结纤维封堵。将两种不同的示踪剂注入第八段122和第九段124。图12示出了示踪剂的分布，表明仅有极少的第九段124的流体进入第八段122的射孔，且其它各段得到了有效地隔离。

实施例8(使用SFR流体的井处理流程)：在初始段中使用SFR流体，针对流体2和3(浆料7至15)，建立了本发明井处理的替换性泵送和流体配置流程，并列于表3。

表3：使用SFR流体的井处理流程

                   泵送速度    流体体积    泵送时间

泵送步骤  浆料

                   (m³/min)    (m³)        (min)

1	10	5.56	45.4	8.2
					2	11	5.56	41.6	7.7
3	12	5.56	37.8	7
					4	13	5.56	53.0	10
5	14	5.56	53.0	10.1
					6	15	5.56	45.4	8.7
7	7	5.56	7.6	1.5
					8	8	5.56	7.6	1.5
9	9	5.56	7.6	1.5
					10	10	5.56	12.2	2.4

应当理解的是在整个说明书中列举或说明可使用或适用的浓度或含量范围时，应解释为已指明该范围内的任意和每一浓度，包括端点。此外，各数值应理解为被措词“约”修饰(除非已明确如此修饰)，除非文中另外指明否则不应理解为未如此修饰。例如，“范围1至10”应理解为表示从约1至约10的连续区间内的各个和每个可能的数值。换言之，当表达某个范围时，即使仅仅明确指出或提及该范围内的数个特定的数值点，或未提及该范围内的数值点，也应当理解为本发明人认识并理解该范围内的任意和全部数值点应解释为已进行了规定，且本发明人对整个范围和该范围内的所有点具有权利。

尽管针对数量有限的实施方案对本发明进行了描述，但受益于本发明的本领域技术人员应当理解，在不脱离如本申请披露的本发明的范围的情况下，可设计其它实施方案。因而，本发明的范围应仅仅由所附权利要求限定。

权利要求书(按照条约第19条的修改)

1.一种可降解材料辅助转向(DMAD)井处理方法，该方法包括以下步骤：

a)将第一井处理液注入穿透多层地层的井以使该地层的一层中的水力压裂裂缝扩展；

b)将含水浆料注入穿透地层的井，其中所述浆料的固相包括不溶性可降解材料；

c)使所述可降解材料固结以在井内的射孔、裂缝、井筒或其组合中形成封堵；

d)在将第二井处理液注入井中的同时利用所述封堵转向，以使该地层的另一层中的后继水力压裂裂缝扩展；以及

e)使所述固结的可降解材料降解，以除去封堵并恢复所述射孔、裂缝、井筒或其组合的渗透性。

2.权利要求1的DMAD方法，其中所述可降解材料包括选自酯类、芳族酸、酰胺及其组合的单体衍生单元的聚合物。

3.权利要求1的DMAD方法，其中所述可降解材料选自：丙交酯和乙交酯的聚合物以及共聚物；聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)；聚对苯二甲酸丁二醇酯(PBT)；聚萘二甲酸乙二醇酯(PEN)；部分水解的聚乙酸乙烯酯；聚丙烯酰胺、聚甲基丙烯酰胺及其衍生物；以及它们的组合和混合物。

4.权利要求1至3中任一项的DMAD方法，其中所述可降解材料在浆料中的浓度为至少4.8g/L(40lbm/1,000gal)，优选至少7.2g/L(60lbm/1,000gal)。

5.权利要求1至4中任一项的DMAD方法，其中所述固结包括引发所述固相的脱砂。

6.权利要求1至5中任一项的DMAD方法，其中所述固相包括纤维。

7.权利要求6的DMAD方法。其中所述固相包括纤维和粒状材料的混合物。

8.权利要求7的DMAD方法，其中所述纤维包括可降解材料以及所述粒状材料包括惰性支撑剂。

9.权利要求7的DMAD方法，其中所述纤维和粒状材料包括可降解材料。

10.权利要求1至9中任一项的DMAD方法。其中所述降解由温度变化、可降解材料与其它反应物之间的化学反应、或它们的组合来引发。

11.权利要求1至10中任一项的DMAD方法，其中所述降解包括可降解材料的溶解。

12.权利要求1至11中任一项的DMAD方法。其中所述浆料的液相包括粘弹性表面活性剂、助表面活性剂、流变改进剂、盐水或者它们的组合或混合物。

13.权利要求1至12中任一项的DMAD方法，

其中步骤(c)包括在水力压裂裂缝中形成封堵以使该水力压裂裂缝与井筒隔离。

14.权利要求13的DMAD方法，还包括顺次重复步骤(b)和(c)一次或多次，以转向离开在先的水力压裂裂缝并使其它层中的后继水力压裂裂缝扩展，其中随后在步骤(d)中通过使可降解材料降解除去所述封堵。

15.权利要求13或14的DMAD方法，其中井筒内的井处理液通道在地层各层之间保持打开以进行后续的水力压裂，其中在先的裂缝通过所述封堵与井筒隔离。

16.权利要求13、14或15中任一项的DMAD方法，还包括在步骤(a)和(c)中的裂缝扩展之前进行射孔的步骤。

17.权利要求13至16中任一项的DMAD方法，其中所述浆料注入构成水力压裂步骤的末段。

18.权利要求13至17中任一项的DMAD方法，还包括泵送一段或多段不含支撑剂的含水流体和一段或多段含水的支撑剂携带液。

19.权利要求18的DMAD方法，其中所述含水流体为选自聚合物减阻液、表面活性剂类减阻液或其混合物的低粘度减水阻流体。

20.权利要求13至19中任一项的DMAD方法，其中借助于冲洗进行所述封堵的去除。

21.权利要求13至20中任一项的DMAD方法，包括使井筒中邻近所述封堵处的压力保持高于所隔离裂缝的地层压力。

22.权利要求1的DMAD方法，所述浆料包含：

纤维状不溶性可降解材料，其中所述可降解材料包括选自酯类、芳族酸、酰胺及其组合的单体衍生单元的聚合物，并且其中所述可降解材料在浆料中存在的浓度为至少4.8g/L(40lbm/1,000gal)，优选至少7.2g/L(60lbm/1,000gal)；

粒状材料；以及

所述浆料的液相，其包括粘弹性表面活性剂、助表面活性剂、流变改进剂、盐水或者它们的组合或混合物。

23.权利要求22的DMAD方法，其中所述纤维选自丙交酯和乙交酯的聚合物以及共聚物；聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)；聚对苯二甲酸丁二醇酯(PBT)；聚萘二甲酸乙二醇酯(PEN)；部分水解的聚乙酸乙烯酯；聚丙烯酰胺、聚甲基丙烯酰胺及其衍生物；以及它们的组合和混合物。

24.权利要求22或23的DMAD方法，其中所述粒状材料包括具有粒度分布的惰性支撑剂。

Claims (24)

1.一种可降解材料辅助转向(DMAD)井处理方法，该方法包括以下步骤：

a)将含水浆料注入穿透地层的井，其中所述浆料的固相包括不溶性可降解材料；

b)使所述可降解材料固结以在井内的射孔、裂缝、井筒或其组合中形成封堵；

c)在所述可降解材料辅助转向离开被封堵的射孔、裂缝、井筒或其组合的同时，在井内进行井下作业，其中所述井下作业选自水力压裂、酸化、修井、安装井下设备及其组合；以及

d)使所述固结的可降解材料降解，以除去封堵并恢复所述射孔、裂缝、井筒或其组合的渗透性。

2.权利要求1的DMAD方法，其中所述可降解材料包括选自酯类、芳族酸、酰胺及其组合的单体衍生单元的聚合物。

3.权利要求1的DMAD方法，其中所述可降解材料选自：丙交酯和乙交酯的聚合物以及共聚物；聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)；聚对苯二甲酸丁二醇酯(PBT)；聚萘二甲酸乙二醇酯(PEN)；部分水解的聚乙酸乙烯酯；聚丙烯酰胺、聚甲基丙烯酰胺及其衍生物；以及它们的组合和混合物。

4.权利要求1至3中任一项的DMAD方法，其中所述可降解材料在浆料中的浓度为至少4.8g/L(40lbm/1,000gal)，优选至少7.2g/L(60lbm/1,000gal)。

5.权利要求1至4中任一项的DMAD方法，其中所述固结包括引发所述固相的脱砂。

6.权利要求1至5中任一项的DMAD方法，其中所述固相包括纤维。

7.权利要求6的DMAD方法。其中所述固相包括纤维和粒状材料的混合物。

8.权利要求7的DMAD方法，其中所述纤维包括可降解材料以及所述粒状材料包括惰性支撑剂。

9.权利要求7的DMAD方法，其中所述纤维和粒状材料包括可降解材料。

10.权利要求1至9中任一项的DMAD方法。其中所述降解由温度变化、可降解材料与其它反应物之间的化学反应、或它们的组合来引发。

11.权利要求1至10中任一项的DMAD方法，其中所述降解包括可降解材料的溶解。

12.权利要求1至11中任一项的DMAD方法。其中所述浆料的液相包括粘弹性表面活性剂、助表面活性剂、流变改进剂、盐水或者它们的组合或混合物。

13.权利要求1至12中任一项的DMAD方法，还包括以下步骤：

将井处理液注入穿透多层地层的井以使水力压裂裂缝在该地层的一层中扩展；

其中步骤(b)包括在水力压裂裂缝中形成封堵以使该水力压裂裂缝与井筒隔离；并且

其中步骤(c)包括借助于所述封堵转向离开在先的水力压裂裂缝并将井处理液注入井中以使该地层的另一层中的后继水力压裂裂缝扩展。

14.权利要求13的DMAD方法，还包括顺次重复步骤(b)和(c)一次或多次，以转向离开在先的水力压裂裂缝并使其它层中的后继水力压裂裂缝扩展，其中随后在步骤(d)中通过使可降解材料降解除去所述封堵。

15.权利要求13或14的DMAD方法，其中井筒内的井处理液通道在地层各层之间保持打开以进行后续的水力压裂，其中在先的裂缝通过所述封堵与井筒隔离。

16.权利要求13、14或15中任一项的DMAD方法，还包括在步骤(a)和(c)中的裂缝扩展之前进行射孔的步骤。

17.权利要求13至16中任一项的DMAD方法，其中所述浆料注入构成水力压裂步骤的末段。

18.权利要求13至17中任一项的DMAD方法，还包括泵送一段或多段不含支撑剂的含水流体和一段或多段含水的支撑剂携带液。

19.权利要求18的DMAD方法，其中所述含水流体为选自聚合物减阻液、表面活性剂类减阻液或其混合物的低粘度减水阻流体。

20.权利要求13至19中任一项的DMAD方法，其中借助于冲洗进行所述封堵的去除。

21.权利要求13至20中任一项的DMAD方法，包括使井筒中邻近所述封堵处的压力保持高于所隔离裂缝的地层压力。

22.一种用于可降解材料辅助转向(DMAD)井处理的井处理液，该井处理液包括含水浆料，所述含水浆料包含：

纤维状不溶性可降解材料，其中所述可降解材料包括选自酯类、芳族酸、酰胺及其组合的单体衍生单元的聚合物，并且其中所述可降解材料在浆料中存在的浓度为至少4.8g/L(40lbm/1,000gal)，优选至少7.2g/L(60lbm/1,000gal)；

粒状材料；以及

所述浆料的液相，其包括粘弹性表面活性剂、助表面活性剂、流变改进剂、盐水或者它们的组合或混合物。

23.权利要求22的井处理液，其中所述纤维选自丙交酯和乙交酯的聚合物以及共聚物；聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)；聚对苯二甲酸丁二醇酯(PBT)；聚萘二甲酸乙二醇酯(PEN)；部分水解的聚乙酸乙烯酯；聚丙烯酰胺、聚甲基丙烯酰胺及其衍生物；以及它们的组合和混合物。

24.权利要求22或23的井处理液，其中所述粒状材料包括具有粒度分布的惰性支撑剂。

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