CN115298285A - 使用热化学物质进行储层增产处理转向的***、方法和组合物 - Google Patents

使用热化学物质进行储层增产处理转向的***、方法和组合物 Download PDF

Info

Publication number
CN115298285A
CN115298285A CN202180019747.XA CN202180019747A CN115298285A CN 115298285 A CN115298285 A CN 115298285A CN 202180019747 A CN202180019747 A CN 202180019747A CN 115298285 A CN115298285 A CN 115298285A
Authority
CN
China
Prior art keywords
reservoir
acid
gas
permeability
thermochemical
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN202180019747.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN115298285B (zh
Inventor
艾曼·阿勒-纳赫利
***·艾哈迈德·纳斯尔·埃尔丁·马哈茂德
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
King Fahd University of Petroleum and Minerals
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
King Fahd University of Petroleum and Minerals
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Saudi Arabian Oil Co, King Fahd University of Petroleum and Minerals filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN115298285A publication Critical patent/CN115298285A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN115298285B publication Critical patent/CN115298285B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/607—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation specially adapted for clay formations
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
    • E21B43/168—Injecting a gaseous medium
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)

Abstract

储层增产处理转向方法、***和组合物，一种方法包括：在储层的渗透率较低的部分识别需要液体增产处理剂的储层；识别储层的渗透率较高的部分，储层的渗透率较高的部分比渗透率较低的部分具有更高的渗透率；在储层的渗透率较高的部分配置气体；向储层注入液体增产处理剂；并且使得储层的渗透率较高的部分中的气体能够将液体增产处理剂转向到渗透率较低的部分中以从储层的渗透率较低的部分增产流体。

Description

使用热化学物质进行储层增产处理转向的***、方法和组 合物
技术领域
本公开总体上涉及储层中液体增产处理剂的气体转向。具体而言，本公开涉及使用热化学物质产生热和气体以引导增产处理，例如含烃地层中的酸化处理。
背景技术
相关技术的描述
具有不同内部渗透率的非均质碳酸盐和砂岩储层在增产工艺中需要化学或机械转向以进行均匀处理，例如沿着增产层段进行的酸处理。机械转向器(如封堵球)可用于砂岩储层，而化学转向剂(如稠化酸)可用于碳酸盐储层。
诸如原位基于稠化酸的聚合物和基于粘弹性表面活性剂(VES)的酸的化学转向剂被广泛用于碳酸盐储层增产。然而，这些化学转向剂已被证明会对碳酸盐储层造成损害。当增产碳酸盐地层中的具有扩展目标区域的垂直井和水平井时，酸转向很重要。在非均质地层中，注入的酸将主要流入渗透率较高的区域。酸的不良分布会降低这些增产处理的整体效率，特别是在渗透率较低的区域。例如，在碳酸盐岩储层中，渗透率较高的区域和渗透率较低的区域之间的渗透率级差可以是10的倍数，例如渗透率较高的区域为200毫达西(mD)，而渗透率较低的区域为20mD。在砂岩储层中，渗透率级差可以是2的倍数，例如渗透率较高的区域为100mD，而渗透率较低的区域为50mD。
此外，在具有天然裂缝储层的地层中，整个地层的渗透率不同、岩性变化并且整个地层的损害不同，增产处理转向(例如酸增产转向)是重要的。增产转向处理中使用的聚合物的分子量导致它们在地层表面被滤出，从而对地层表面造成损害。此外，地层表面可能发生冲溃，并且在致密储层的情况下(例如，渗透率小于约1mD)可能无法实现增产处理剂的深度渗透。盐酸浓度会很快耗尽，然后酸难以深入渗透进地层以进行增产处理。地层内的聚合物残留物会导致地层损害，从而导致烃产量减少。例如，在现有技术增产转向处理中使用的地层内酸性pH值下的交联剂沉淀会导致地层损害和生产困难。目前的机械和化学增产处理转向技术不适用于具有不同渗透率的区域的储层。
发明内容
申请人已经认识到需要一种用于将从渗透率较高的区域离开并朝向渗透率较低的区域的增产处理的原位气体转向的组合物、***和方法。本公开给出了用于在含烃地层或其他储层中进行增产处理的气体转向的组合物、***和方法，其中气体可以原位产生和/或从地表提供。例如，在水力压裂之前、期间或之后，或在没有水力压裂的情况下，作为遭受减产的地层的补充或替代，可以将一种或多种放热反应组分泵送或注入井筒中。裸眼或套管井回收井可用于注入放热反应组分。作为由地表提供的气体的补充或替代，通过原位化学反应产生的气体可用于引导增产处理(例如热处理和酸化处理)从渗透率较高的区域离开并朝向渗透率较低的区域。
由热化学反应原位产生的气体可以用作油井和水井中的粘性转向剂。位于含烃地层中渗透率较低的区域中的气体将使得液体酸和其他液体流体处理剂朝向储层中的渗透率较低的区域转向，而无需使用额外的化学转向剂，例如稠化酸、聚合物或粘弹性表面活性剂。用于配置在渗透率较高的区域的原位产生的或从地表供应的所需的气体量部分取决于储层非均质性的程度。原位反应产生的热降低了井筒附近的储层流体粘度，并且这协同地增加了在渗透率较高的区域中配置的气体的粘性转向效果，从而将流体处理剂(例如酸)驱动到渗透率较低的区域。
如所解释的，作为能够从热化学(任选地放热或吸热)反应原位产生的气体的补充或替代，气体可以在地表处供应并注入到含烃地层的渗透率较高的区域中。某些热化学反应还可以与气体原位共同产生酸以进行酸性自转向，其中产生的气体进入渗透率较高的区域，而原位产生的液态酸被驱动到渗透率较低的区域(见方程式2和3)。另外或替代地，热化学物质(将产生气体和蒸汽)可以与酸共同注入。井下产生的任何气体都会流入渗透率较高的区域，并迫使酸去处理渗透率较低的区域。
在某些实施方案中，合适的热化学物质在酸性pH下一起反应并在井筒或地层中原位产生氮气、蒸汽和酸。产气后，由于靠近井筒或地层的压力较大，气体流入地层并侵入渗透率较高的层，然后酸(原位产生和/或从地表注入)将被配置到地层中的渗透率较低的层中。由于与其他环境流体相比气体粘度较小，因此气体通过变为配置到渗透率较高的区域中并迫使流体(例如酸)增产渗透率较低的区域(进一步参考图1描述)来充当转向剂。在某些实施方案中，原位产生的或从地表注入的气体不会导致压裂，并且类似地，在一些实施方案中，注入的酸或原位产生的酸不会导致压裂，而是例如通过降低渗透率较低的区域的表面张力使渗透率较低的区域增产。
在参考附图进一步描述的实施例中，放热热化学物质被注入气井中，并且记录分布式温度传感(DTS)显示产生的热量，随后由于气体的产生而从储层的一部分向另一部分发生增产处理转向(进一步参考图2描述)。在此处描述的某些实施方案中，不希望也不需要产生泡沫(例如酸化泡沫)。此处描述的处理可应用于油井、气井、水损害井以及由于区域之间的渗透率差异而需要增产处理转向的地层中的其他井。
产生的热量还降低了储层流体粘度，并且这协同地有助于将增产处理剂转向渗透率较低的区域。压裂不需要由气体或增产处理剂引起。所述处理剂适用于高达约200℃或高达约300℃的井筒和储层。在一些实施方案中，气体体积可以膨胀到覆盖从井筒向外进入储层的约10英尺(ft.)径向距离的区域。此外，在一些实施方案中，由某些热化学反应产生的盐将有利地稳定储层中的粘土矿物。
因此，本文公开了一种储层增产处理转向方法，该方法包括在储层的渗透率较低的部分识别需要液体增产处理剂的储层；识别储层的渗透率较高的部分，储层的渗透率较高的部分比渗透率较低的部分具有更高的渗透率；在储层的渗透率较高的部分配置气体；向储层注入液体增产处理剂；并且使得储层的渗透率较高的部分中的气体能够将液体增产处理剂转向到渗透率较低的部分中以从储层的渗透率较低的部分增产流体。
在一些实施方案中，渗透率较高的部分的渗透率大于约80mD并且渗透率较低的部分的渗透率小于约40mD。在一些实施方案中，渗透率较高的部分的渗透率大于约200mD并且渗透率较低的部分的渗透率小于约20mD。在一些实施方案中，渗透率较高的部分的渗透率大于约100mD并且渗透率较低的部分的渗透率小于约50mD。
在该方法的一些实施方案中，配置步骤在注入步骤之前执行。仍然在其他实施方案中，配置步骤在注入步骤期间执行。在某些其他实施方案中，配置步骤在注入步骤之后进行。在又一些实施方案中，配置步骤包括将气体从地表注入到渗透率较高的部分中，该气体包括至少一种选自如下的组分：二氧化碳、甲烷、乙烷和氮气。在某些实施方案中，配置步骤包括通过与热化学物质反应在储层中原位产生气体。在其他实施方案中，热化学物质包括铵离子和亚硝酸根离子。在其他实施方案中，注入步骤包括注入酸组合物，该酸组合物包括选自盐酸和氢氟酸中的至少一种酸。
在其他实施方案中，注入步骤包括注入一种组合物，该组合物在原位反应以产生酸和气体，所述酸选自：盐酸、氢氟酸以及它们的组合。在某些其他实施方案中，该方法包括通过计算渗透率较低的部分的减少的表皮损害来验证来自储层的渗透率较低的部分的流体增产的步骤。仍然在其他实施方案中，渗透率较低的部分的渗透率增加至少50％或100％。在一些实施方案中，热化学物质包含选自以下的组分：氯化铵、溴化铵、硝酸铵、硫酸铵、碳酸铵、氢氧化铵以及它们的组合。
在又一实施方案中，热化学物质包含选自以下的组分：亚硝酸钠、亚硝酸钾以及它们的组合。在某些其他实施方案中，热化学物质包括NH4Cl和NaNO2。仍然在其他实施方案中，NH4Cl和NaNO2的浓度为约1摩尔，并且在注入步骤期间分别注入NH4Cl和NaNO2并在原位结合以产生放热反应。仍然在其他实施方案中，热化学物质在约50℃和约300℃之间的原位温度下被触发。在一些实施方案中，储层包含选自以下的至少一种组分：石灰岩和白云石。在一些实施方案中，该方法包括用微波、酸或它们的组合中的至少一种来激活热化学物质的步骤。仍然在其他实施方案中，注入步骤选自连续注入、循环注入、吞吐注入以及它们的组合的注入类型。在一些实施方案中，分别进行配置步骤和注入步骤，以免产生泡沫或泡沫酸。
在一些实施方案中，将气体配置在储层的渗透率较高的部分中的步骤不会导致压裂。在一些实施方案中，在储层中注入液体增产处理剂的步骤不会引起压裂。在一些实施方案中，在储层的渗透率较高的部分中配置气体和在储层中注入液体增产处理剂的步骤不会引起压裂。
附图说明
将通过以下说明书、权利要求和附图更好地理解本公开的这些和其他特征、方面和优点。然而，要注意的是，附图仅说明了本公开的若干实施方案，因此不应被认为是对本公开范围的限制，因为它可以承认其他同样有效的实施方案。
图1是在储层中使用气体转向的定向或靶向增产处理的示意图。
图2A和2B显示了在放热热化学物质从渗透率较高的区域到渗透率较低的区域的气体转向之前和之后气井中的井筒的分布式温度传感(DTS)曲线。
图3是显示实施例1的注入速率比相对于体积的图。
图4是显示实施例1的表皮损害变化的图。
图5是显示实施例2的注入速率比相对于体积的图。
图6是显示实施例2的表皮损害变化的图。
图7显示了对于两个用淡水饱和的石灰岩芯产生的虫洞的计算机断层扫描(CT)扫描图像。
图8显示了对于两个石灰岩岩芯产生的虫洞的CT扫描图像，其中渗透率较高的岩芯用氮气饱和，而渗透率较低的岩芯用淡水饱和。
具体实施方式
从而用于含烃储层中的热化学增产转向处理的组合物、***和方法的实施方案的特征和优点的方式以及其他方面将变得显而易见并可以更详细地被理解，参照本发明的实施方案，可以对前面简要概括的本发明的实施方案进行更具体的描述，这些实施方案在构成本说明书的一部分的附图中示出。然而，需要注意的是，附图仅说明了本公开的各种实施方案，因此不应被认为是对本公开范围的限制，因为它也可以包括其他有效的实施方案。
图1是定向或靶向储层增产处理的示意图，例如酸化处理，应用气体转向。在具有不同渗透率的含烃储层100中设置有井筒102，裸眼或套管井。如图所示，具有不同渗透率的含烃储层100包括渗透率在约100毫达西(mD)的渗透率较高的区域104和渗透率在约20mD处的渗透率较低的区域106。在从具有不同渗透率的含烃储层100进行一定量的生产之后，作为气体的补充或替代，可以将油保持困在渗透率较低的区域106中，并且需要诸如酸化处理的增产处理。需要诸如酸化处理的增产处理来释放被困在渗透率较低的区域106中的油和气体，而酸不应损失到流体更容易流动的渗透率较高的区域104中。因此，气体被配置在渗透率较高的区域104中。一旦气体被配置在渗透率较高的区域104中，则增产处理被转向至远离渗透率较高的区域104的转向区域108、110。
此处描述的***和方法的实施方案可以应用于在从小于约5000英尺的浅井到地表以下深至约15000英尺的深井的各种深度的各种地层类型。所述***和方法可以应用于水平井和垂直井。产生的气体通常会被配置于液体之上，部分原因是重力效应。酸化和其他增产处理可通过地层的压裂或微压裂来增产，或者在其他实施方案中不引起压裂或微压裂，而是降低界面表面张力以使得流体能够通过井筒流出储层。
在一些实施方案中，气体通过井筒102从地表注入以配置在渗透率较高的区域104中，作为通过热化学物质(如放热热化学物质或其他)原位产生的补充或替代(例如参见方程式1-3)。酸可以通过某些热化学反应(任选放热或吸热)同时原位产生，并且作为补充或替代，酸(例如盐酸或氢氟酸)可以通过井筒102从地表注入。作为被产生的补充或替代，在气体注入或气体产生之前、期间或之后，可以注入酸。
例如，在一些实施方案中，从地表通过井筒(例如井筒102)将来自外部来源的气体注入到地层(例如具有不同渗透率的含烃储层100)中，然后随后进行酸处理，从地表注入酸并且/或原位产生酸。也可以注入其他增产流体，例如用于表面张力改性的表面活性剂。气体占据渗透率较高的区域，例如渗透率较高的区域104，而不会压裂该区域，由于粘性转向效应而留下渗透率较低的区域供酸渗透和增产。通过转向区域108、110产生改进的转向处理流动路径112，用于液体增产处理剂，以避开渗透率较高的区域104并与在渗透率较低的区域106中捕获的烃相互作用。
作为原位产生的补充或替代，用于注入的合适气体包括二氧化碳、甲烷、乙烷和氮气。从地表注入的合适压力范围在约1,000至约3,000磅每平方英寸表压(“psig”)之间，从地表注入的气体的合适温度范围在约150℉(华氏度)至约300℉之间。从地表注入的气体注入速率的合适范围在约0.5桶/分钟(bbl/min)至约10bbl/min之间。
在某些实施方案中，作为酸产生的补充或替代，放热热化学物质的原位应用被用作气体产生源。热化学物质的化学反应可在井下产生气体和酸。在一些实施方案中，放热热化学物质的浓度、体积和反应速率产生压力脉冲，反应产生的压力脉冲将气体和酸推入地层。气体首先占据渗透率较高的区域，例如渗透率较高的区域104，并将酸转向到渗透率较低的区域，例如渗透率较低的区域106。在一些实施方案中，不需要气体的外部供应源。可以根据浓度、体积、反应物类型和活化时间设计热化学反应，以适当控制和优化产生的气体和酸的量，从而确保成功处理。可以从合适的化学反应产生多种酸，包括例如HCl、HF以及它们的组合。
在所述***和方法中测试的示例性放热热化学处理组合物包括亚硝酸钠(NaNO2)和氯化铵(NH4Cl)水溶液的试剂配对。通常可以使用等摩尔浓度(例如，各自约1摩尔(M)或各自约3M)的反应物。该反应是放热的，如方程式1所示发生：
NH4Cl(aq)+NaNO2(aq) →N2(g)+NaCl(aq)+2H2O+热方程式1
在方程式1中，作为热的补充或替代和作为微波的补充或替代，可以应用催化剂和/或引发剂，并且催化剂/引发剂可以包括酸性H+离子(例如，来自乙酸或盐酸)。随着反应的进行，产生中间热不稳定产物，并且这些产物最终分解成盐水(NaCl)、氮气和蒸汽。
方程式1的反应可以通过加热到特定温度来激活，激活温度部分取决于pH和压力。存在用于激活热化学物质的放热反应的其他方法，例如改变pH值或应用微波。本公开的处理组合物、方法和***可以在诸如钻井、酸化和压裂操作的若干操作期间或之后应用，以减少和消除在这些工艺期间和之后引起的水损害。
如方程式1所示，产生氮气作为产物以占据储层中的高渗透率区域，例如高渗透率区域104。除了原位产生气体例如产生氮气之外，还可以原位产生酸，例如可以原位产生氢氟酸(HF)，用于增产处理和通过气体转向将其转向到渗透率较低的区域。在一个实例中，HF可以根据方程式2原位生成，在美国化学学会于2019年2月19日发表的题为“BromateOxidation of Ammonium Salts:In Situ Acid Formation for Reservoir Stimulation”(Hull等人)一文中进一步描述：
2NH4F+NaBrO3+ΔH(热)→2HF+NaBr+3H2O+N2
方程式2
在一个实例中，HCl可以根据方程式3原位产生：
2NH4Cl+氧化剂→2HCl+B+3H2O+N2
方程式3
方程式3中的合适氧化剂包括过硫酸铵，但是作为过硫酸铵的补充或替代，可以使用本领域普通技术人员已知的其他合适氧化剂。具有相似或不同反应物的方程式1至3通常可以同时或单独使用以在原位产生适量的气体和热，任选连同酸一起使用。
图2A和2B显示了在放热热化学物质从渗透率较高的区域到渗透率较低的区域的气体转向之前和之后气井中的井筒的温度分布。在图2A中，将包含铵离子和亚硝酸根离子的放热热化学处理剂注入具有分布式温度传感器202、204的井筒200中。井筒200设置在靠近天然气储层的气井中。一旦通过温度和酸添加激活，随之就会发生通常根据方程式1的放热反应。图2A显示了在处理剂被泵入井筒200并激活后，即时的分布温度曲线，并且如图所示，从“基线DTS”到“开始DTS记录”的温度升高集中在接近井筒200的上部靠近分布式温度传感器202。最初，井筒200在顶部附近表现出更高的温度，这表明大多数注入的处理流体正在流过渗透率较高的区域。
所公开的实施方案不限于特定深度。可以处理约5,000英尺和约15,000英尺之间的储层中的井。在图2A和2B所描述的实例中，将200桶放热处理流体施加到井筒200中。由将pH降低至小于5的有机酸激活一个或多个放热反应。关于处理的时间推移，在图2A中，示例性放热处理流体在14:00完全注入。图2A显示了14:30至15:36之间的温度曲线。图2B的记录从15:37开始，并显示温度曲线持续到19:42。
在图2B中，在根据方程式1进行反应产生氮气之后，放热的热化学液体处理剂被氮气转向至更深处，并且温度升高集中在分布式温度传感器204附近。在处理和气体产生之后，流体被转向到靠近井底的渗透率较低的区域，这由靠近分布式温度传感器204的温度从基线DTS升高到升高的温度示出。取决于所需的增产水平，处理可以进行约1、约2、约5、约10或大于约10小时。
粘性表皮系数
作为原位产生的补充或替代，当来自地表的气体被注入用于转向时，它流向渗透率较高的层并替换任何剩余的储层流体(例如油或水)。当诸如酸的液体增产处理流体进入被转向气体占据的渗透率较高的层时，由于气体和液体之间的粘度差异，气体会将液体转向至渗透率较低的层，如图2A和2B所示。
粘性表皮系数是由气体和液体之间的流体粘度的大级差所施加的附加压降。通常液体的粘度约为气体的100倍。因此，原位同时控制气体和流体流动变得困难。原始表皮损害是由于钻井液和完井液中的水垢沉淀或固体侵入造成的近井筒区域渗透率降低导致的额外压降。此外，原始表皮损害可能会受到近井筒区域的流体-岩石相互作用的影响。
在以下方程式中，应用以下命名法和单位：C2,j＝层j的表皮减少率，英尺/加仑(英尺/加仑)；h＝地层或层的厚度，英尺；k＝地层渗透率，mD；Pw＝井筒压力，磅每平方英寸(psi)；Pe＝排水边界处的压力，psi；qi＝注入速率，每分钟每英尺桶数(bpm/ft.)；ra＝酸渗透半径，英尺；re＝排水半径，英尺；rg＝气体渗透半径，英尺；rw＝井筒半径，英尺；Sj＝层j的损害表皮系数；S0,j＝层j的初始损害表皮系数；Svis＝粘性表皮系数；Va＝酸体积，加仑；
Figure BDA0003837813350000101
Figure BDA0003837813350000102
加仑/英尺；
Figure BDA0003837813350000103
加仑/英尺；Vt＝总酸体积，gal./ft.；
Figure BDA0003837813350000109
＝孔隙率；μo/w＝储层流体粘度(油/水)，厘泊(cP)；μa＝酸粘度，cP；μg＝气体粘度，cp。
在某些实施方案中，粘性表皮系数可以在方程式4中计算如下：
Figure BDA0003837813350000104
酸等增产流体的渗透半径可以根据注入酸的体积计算如下：
Figure BDA0003837813350000105
在方程式6中，ra计算如下：
Figure BDA0003837813350000106
其中
Figure BDA0003837813350000107
是注入地层j的每单位厚度的酸体积。
在方程式7中，可作为注入酸体积的函数计算渗透率较高的层的粘性表皮系数：
Figure BDA0003837813350000108
随着酸体积的变化，各个时间步骤的表皮系数都会发生变化，并且假设稳态流量，它将根据方程式8影响各个时间步骤的酸注入速率：
Figure BDA0003837813350000111
然后，酸的体积将相应地变为：
Figure BDA0003837813350000112
原始表皮损害也会随着酸体积的增加而减少，直到当酸体积达到消除损害所需的量时，原始表皮损害达到零。可以通过方程式10将表皮损害作为酸体积的函数进行计算：
Figure BDA0003837813350000113
其中C是层的表皮减少率，以英尺/加仑为单位。
相比之下，渗透率较低的层将仅被酸和地层流体占据，并且在这些计算中可能会忽略少量的气体。可使用方程式11计算渗透率较低的层的粘性表皮系数，其中一个区别是储层流体粘度(包括油和水)：
Figure BDA0003837813350000114
如果侵入地层的气体量很大，可以使用与渗透率较高的层相同的计算来计算粘性表皮系数(方程式7)。进一步详述了此类渗透率计算的一个参考文献是Economides,M.J等人,Petroleum Production Systems,Prentice Hall,2d edition(2012年10月5日)，包括方程式10和11。
实施例
针对具有不同渗透率值100mD和20mD的两层水储层中的井的两种酸处理方案设计模型并模拟运行(参见图1)。气体用于将酸转向到20mD的渗透率较低的层中。表1显示了在这两种情况下应用的储层、井和流体性能。
表1.实施例1和2的双渗透率储层中酸模型的气体转向输入数据
性能 值
孔隙率 0.2
储层流体粘度 1cP
注入酸粘度 1.5cP
气体粘度 0.01cP
P<sub>w</sub> 3,600psi
P<sub>e</sub> 1,600psi
r<sub>e</sub> 1,676ft.
r<sub>w</sub> 0.25ft.
表2.实施例1的某些输入数据
性能 层1值 层2值
k 100mD 20mD
h 20ft. 100ft.
r<sub>d</sub> 12英寸(in.) 12in.
k<sub>d</sub> 10mD 2mD
S<sub>o</sub> 12.47 12.47
C<sub>2,j</sub> 2ft./gal. 2ft./gal.
r<sub>g</sub> 10ft. 不适用
表3.实施例2的某些输入数据
Figure BDA0003837813350000121
Figure BDA0003837813350000131
在实施例1中，注入气体被建模为由于增加的渗透率和重力超覆而仅侵入顶层(表2)，而在实施例2中，相当数量的气体也侵入渗透率较低的层(表3)。
图3是显示实施例1的注入速率比相对于体积的图。图4是显示实施例1的表皮损害变化的图。图5是显示实施例2的注入速率比相对于体积的图。图6是显示实施例2的表皮损害变化的图。如图3和图5所示，由于气体的原因，两层之间的酸注入速率比显著降低，这表明在这两种情况下，酸被成功转向到渗透率较低的层。在图3和5中，Y轴表示在渗透率较高和较低的区域中的注入速率比Q2/Q1。X轴代表每英尺地层厚度的注入体积。
实施例1中，注入速率比持续降低，且渗透率较低的层的表皮损害在渗透率较高的层之前达到零(如图4所示)。相比之下，在实施例2中，当气体均侵入两个层时，两层之间的酸注入速率比首先降低然后逐渐升高，直到达到小于初始值的值(图5)，表现出与天然气储层中的酸处理相似的行为。如图6所示，渗透率较高的层的表皮损害在渗透率较低的层之前达到零。因此，气体可以作为油、气和水储层中有利且有效的酸转向剂，并且通常而言，注入的酸越多，发生转向的可能性就越大。
图7显示了对于两个用淡水饱和的石灰岩芯产生的虫洞的计算机断层扫描(CT)扫描图像。各个岩芯用15重量百分比(wt.％)的HCl处理。大部分处理酸流过渗透率较高的岩芯(90mD)，较少的酸流入渗透率较低的岩芯(27mD)。在这种情况下，认为只有渗透率较高的岩芯被增产。由于注入HCl酸时，90mD和27mD的两个岩芯都被水饱和，酸流过渗透率较高的岩芯，并将其渗透率从90mD增加到约2000mD。如图所示，由于酸没有穿透整个岩芯，渗透率较低的岩芯没有得到有效的增产。在这种情况下，使用15wt.％的HCl，注入速率为5立方厘米(cm3)/min，处理进行约7分钟。将岩芯置于平行的岩芯支架中，将酸置于转移池中，然后使用ISCO注入泵以恒定的注入速率注入酸。两个岩芯的下游压力固定为1,000psi。酸通过公共管道注入，然后通过T形接头连接到两个岩芯的入口。图7和8中表示的两个实验是在室温下进行的，并且都是在增加的压力下进行的，其中在两种情况下下游压力是1000psig而地静压力是1500psig。
图8显示了对于两个石灰岩岩芯产生的虫洞的CT扫描图像，其中渗透率较高的岩芯用氮气饱和，而渗透率较低的岩芯用淡水饱和。酸通过公共管道注入，然后通过T形接头连接到两个岩芯的入口。由于渗透率较高的岩芯中存在氮气，无论是原位产生和/或注入，注入的HCl酸被转向到渗透率较低的岩芯，两个岩芯被增产，虫洞穿透了两个岩芯样品。岩芯长为12英寸且岩芯直径为1.5英寸。所有岩芯均表现出20％的平均孔隙率。原位注入和产生氮气都显示出类似成功的酸转向到渗透率较低的岩芯。
如图2A和2B的现场试验所示，这里描述的模型和实施例中，作为原位产生的气体的补充或替代，可使用气体注入以在渗透率较高的岩石中配置气体以驱动处理液体(例如酸)到具有被困的烃的渗透率较低的岩石。本公开的***、方法和组合物对具有不同渗透率的含烃储层中的区域产生更均匀的处理。这些处理可应用于产油井、注水井、供水井和污水处理井。在一些实施方案中，原位产生的酸包括可用于酸化碳酸盐地层以提高油气采收率的HCl。
这些处理可以在高达约350℉的温度下应用于100％石灰岩地层、混合石灰岩和白云石地层或100％白云石地层。这里描述的处理***和方法也可以消除化学转向剂和机械转向器以及腐蚀抑制剂的使用。在油井和水井中，作为被原位产生的补充或替代，可以从地表注入氮气，然后作为产生的补充或替代，可以在渗透率较高的区域中的氮气配置之后注入HCl。HCl将流向渗透率较高的区域，氮气配置在渗透率较高的区域，粘性表皮系数将迫使酸从渗透率较高的区域离开并流过渗透率较低的岩石。
可以基于目标区域的条件，例如用于增产处理的岩层的类型、数量和范围来选择包括化学浓度、处理体积和注入持续时间在内的处理参数。在一个实施方案中，如果在井筒周围进行处理的目标区域很大(换句话说，用于处理例如酸处理的区域的半径在井筒周围径向向外扩展，例如约10英尺或约100英尺)，则作为处理体积的补充或替代，还应增加化学浓度，以确保通过放热反应原位产生足够的气体和酸，并充分处理井筒周围的整个区域。
根据所使用的热化学物质的浓度和量，产生的压力会产生微裂缝，这会降低近井筒中的毛细管压力，并有助于消除水的积聚。然而，在其他实施方案中，热化学物质的浓度和量被设计为避免压裂和微压裂。
井下产生的蒸汽和热量还可以降低阻塞流体的粘度，导致水汽化，并通过任一或两种机制去除水堵塞和冷凝物。
本公开的热化学***和方法可以应用于例如致密地层、砂岩地层、碳酸盐地层和气井，包括具有渗透率较低的岩石的非常规储层中的那些井。例如，在过平衡钻井中使用的压裂液会损害地层的渗透率，并且此处公开的***和方法使得气井的生产率提高。放热反应组分(例如任选包含亚硝酸根离子和铵离子)单独或一起被施加到井筒或储层(例如在侧井中)。
使用同心连续油管，可分别将热化学放热反应组分的两种流体(例如含铵离子的流体和含亚硝酸根离子的流体)注入目标井筒或侧井，然后合并以对放热化学物质的放置和反应提供控制。在一些实施方案中，单个放热反应组分可以与封装的化学物质一起引入，使得直到化学物质在给定的侧井中接近砂面时它们才反应以产生热量和压力。
超致密地层包括那些渗透率可以在纳米达西范围内的储层岩石，这些地层的渗透率使得它们在没有大的增产处理的情况下几乎不可能生产烃。通常，标准地层的渗透率大于约10mD，例如在可渗透的砂岩或石灰岩地层中。致密地层具有较低的渗透率，一般小于约1mD，例如致密砂岩地层。超致密地层的渗透率通常小于约0.01mD，例如在页岩地层中。随着地层致密度的增加，处理体积、化学品浓度和作业时间都增加。在所有提到的地层中，超密地层需要最大的化学浓度、最大的处理体积和最长的处理时间。多级压裂可高达每口井100级。
放热反应组分可以包括一种或多种氧化还原反应物，其发生放热反应以产生热量并增加压力。放热反应组分包括尿素、次氯酸钠、含铵化合物和含亚硝酸盐化合物。在至少一个实施方案中，放热反应组分包括含铵化合物。含铵化合物包括氯化铵、溴化铵、硝酸铵、硫酸铵、碳酸铵和氢氧化铵。在至少一个实施方案中，放热反应组分包括含亚硝酸盐的化合物。含亚硝酸盐的化合物包括亚硝酸钠和亚硝酸钾。在至少一个实施方案中，放热反应组分包括含铵化合物和含亚硝酸盐的化合物。在至少一个实施方案中，含铵化合物是氯化铵(NH4Cl)。在至少一个实施方案中，含亚硝酸盐的化合物是亚硝酸钠(NaNO2)。
在根据方程式1的放热反应组分的反应中，产生的气体可有助于降低可能从井压裂操作留下的地层裂缝中的残余粘性材料(例如，瓜尔胶)的粘度。产生的热量和气体还可以降低粘性烃(例如沥青质)的粘度，从而进一步提高烃的采收率。作为去除其他堵塞材料的补充或替代，如前面所讨论的那样发生水堵塞去除。
放热反应组分被触发以发生反应。在至少一个实施方案中，作为在预先存在的裂缝中触发的补充或替代，放热反应组分在井筒内或侧井内被触发。在本公开的至少一个实施方案中，酸前体通过释放氢离子来触发放热反应组分反应，并且在一些实施方案中，酸前体被放热反应完全消耗，使得没有残留的酸会损害地层或井。
在至少一个实施方案中，放热反应组分由热触发。可以在预填充注入(pre-padinjection)或盐水预冲洗期间降低井筒温度和侧井温度，并达到低于120℉(48.9℃)的温度。然后可以将本公开的放热热化学处理流体注入井中，并且井筒温度因地层的热量而升高。当井筒和侧井温度达到例如大于或等于约120℉的温度时，或在例如约50℃至100℃之间的温度时，取决于放热反应组分的组成，氧化还原反应物的反应被触发。在本公开的至少一个实施方案中，氧化还原反应物的反应在没有酸前体的情况下由温度触发。在本公开的至少一个实施方案中，当放热反应组分在多分支侧井内时(任选地接近预先存在的裂缝)，放热反应组分由热触发。
在至少一个实施方案中，放热反应组分由pH触发。可以将碱添加到本公开的放热反应组分中以将pH调节至在约9至约12之间。在至少一个实施方案中，碱是氢氧化钾。然后将放热反应组分，任选地连同诸如压裂液的其他组分一起，与碱一起注入地层中。在注入压裂液之后，注入酸以将pH调节至小于约6。当pH小于约6时，氧化还原反应物的反应被触发。在本公开的至少一个实施方案中，当放热反应组分在裂缝内时，放热反应组分由pH触发。在一些实施方案中，不使用碱或碱性缓冲液来控制放热反应组分的活化或反应。
双管柱连续油管可用于将放热反应组分和酸前体引入井筒和侧井。在至少一个实施方案中，放热反应组分包括NH4Cl和NaNO2。酸前体可以包括乙酸。在一些实施方案中，乙酸与NH4Cl混合并与NaNO2平行注入，使用双管柱连续油管的不同侧。放热反应组分和酸前体可以在井筒或地层裂缝内混合。
在本公开的方法中，放热反应组分被混合以实现预选的溶液pH。预选的溶液pH在约6至约9.5的范围内，或者约6.5至约9。在至少一个实施方案中，预选的溶液pH为6.5。
在至少一个实施方案中，当放热反应组分达到井筒温度或地层温度时，放热反应组分发生反应。井筒温度或地层温度可以在约100℉和约250℉之间，或者在约120℉和约250℉之间，或者在约120℉和约230℉之间，或者在约140℉和约210℉之间，或者在约160℉和约190℉之间。在至少一个实施方案中，井筒温度为约200℉。在至少一个实施方案中，放热反应组分发生反应的井筒温度受预选的溶液pH和初始压力的影响。初始压力是在放热反应组分反应之前的放热反应组分的即时压力。增加的初始压力可以增加触发放热反应组分反应的井筒温度。升高的预选的溶液pH值也可以升高触发放热反应组分反应的井筒温度。
在此处的实施方案中，热化学处理方法的放热反应组分可以以引起压力脉冲或地层压裂的浓度或体积存在，其中任一种可以与增产处理转向组合应用。
在至少一个实施方案中，该方法还从井筒或地层中清除或去除粘性材料，例如沥青质，或残余粘性材料，例如瓜尔胶。
在一些实施方案中，可以原位应用微波以帮助触发放热反应组分的反应。
术语“约”在用于值或范围时是指包括给定值或范围的正和负5％的值。
单数形式的“一个(a)(an)”和“所述(the)”包括复数指示物，除非上下文另有明确规定。
在附图和说明书中，已经公开了用于增产处理的热化学气体转向以及其他的组合物、***和方法的实施方案，并且尽管使用了特定术语，但这些术语仅用于描述性意义而不是为了限制的目的。具体参照这些说明性的实施方案，已经相当详细地描述了本公开的实施方案。然而，显而易见的是，可以在如前述说明书中描述的本公开的主旨和范围内进行各种修改和改变，并且这些修改和改变将被视为等同方式和本公开的一部分。

Claims (24)

1.一种储层增产处理转向方法，该方法包括以下步骤：
在储层的渗透率较低的部分中识别需要液体增产处理剂的储层的步骤；
识别储层的渗透率较高的部分，储层的渗透率较高的部分比渗透率较低的部分具有更高的渗透率的步骤；
在所述储层的渗透率较高的部分配置气体的配置步骤；
向所述储层注入液体增产处理剂的注入步骤；和
使得所述储层的渗透率较高的部分中的气体能够将所述液体增产处理剂转向到所述渗透率较低的部分中以从所述储层的渗透率较低的部分增产流体的步骤。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述渗透率较高的部分的渗透率大于80毫达西(mD)并且其中所述渗透率较低的部分的渗透率小于40mD。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述配置步骤在所述注入步骤之前进行。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述配置步骤在所述注入步骤期间进行。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述配置步骤在所述注入步骤之后进行。
6.根据权利要求1至5中任一项所述的方法，其中所述配置步骤包括将气体从地表注入到所述渗透率较高的部分中，所述气体包括选自以下组分中的至少一种组分：二氧化碳、甲烷、乙烷和氮气。
7.根据权利要求1至6中任一项所述的方法，其中所述配置步骤包括通过使热化学物质反应而在所述储层中原位产生气体。
8.根据权利要求7所述的方法，其中所述热化学物质包括铵离子和亚硝酸根离子。
9.根据权利要求1至8中任一项所述的方法，其中所述注入步骤包括注入酸组合物，所述酸组合物包括选自盐酸和氢氟酸中的至少一种酸。
10.根据权利要求1至9中任一项所述的方法，其中所述注入步骤包括注入组合物，所述组合物原位反应以产生酸和所述气体，所述酸选自：盐酸、氢氟酸以及它们的组合。
11.根据权利要求1至10中任一项所述的方法，还包括以下步骤：通过计算所述渗透率较低的部分的减少的表皮损害来验证来自所述储层的渗透率较低的部分的流体增产。
12.根据权利要求1至11中任一项所述的方法，其中所述渗透率较低的部分的渗透率增加至少100％。
13.根据权利要求7所述的方法，其中所述热化学物质包括选自以下的组分：氯化铵、溴化铵、硝酸铵、硫酸铵、碳酸铵、氢氧化铵以及它们的组合。
14.根据权利要求7所述的方法，其中所述热化学物质包含选自以下的组分：亚硝酸钠、亚硝酸钾以及它们的组合。
15.根据权利要求7所述的方法，其中所述热化学物质包括NH4Cl和NaNO2。
16.根据权利要求15所述的方法，其中NH4Cl和NaNO2的浓度为1摩尔，并且其中在所述注入步骤期间分别注入NH4Cl和NaNO2并原位化合以发生放热反应。
17.根据权利要求15所述的方法，其中所述热化学物质在50℃和300℃之间的温度下原位被触发。
18.根据权利要求1至17中任一项所述的方法，其中所述储层包含选自以下中的至少一种组分：石灰岩和白云石。
19.根据权利要求15所述的方法，还包括用微波、酸或它们的组合中的至少一种激活所述热化学物质的步骤。
20.根据权利要求1-19中任一项所述的方法，其中所述注入步骤选自连续注入、循环注入、吞吐注入以及它们的组合的注入类型。
21.根据权利要求1所述的方法，其中所述配置步骤和注入步骤分开进行，以免产生泡沫或泡沫酸。
22.根据权利要求1至21中任一项所述的方法，其中将气体配置在所述储层的渗透率较高的部分中的步骤不会导致压裂。
23.根据权利要求1至22中任一项所述的方法，其中在所述储层中注入液体增产处理剂的步骤不会导致压裂。
24.根据权利要求1所述的方法，其中在所述储层的渗透率较高的部分中配置气体和在所述储层中注入液体增产处理剂的步骤不会导致压裂。
CN202180019747.XA 2020-03-12 2021-03-11 使用热化学物质进行储层增产处理转向的***、方法和组合物 Active CN115298285B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/817,305 2020-03-12
US16/817,305 US11268017B2 (en) 2020-03-12 2020-03-12 Systems, methods, and compositions for reservoir stimulation treatment diversion using thermochemicals
PCT/US2021/021862 WO2021183739A1 (en) 2020-03-12 2021-03-11 Systems, methods, and compositions for reservoir stimulation treatment diversion using thermochemicals

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN115298285A true CN115298285A (zh) 2022-11-04
CN115298285B CN115298285B (zh) 2023-07-28

Family

ID=75340262

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202180019747.XA Active CN115298285B (zh) 2020-03-12 2021-03-11 使用热化学物质进行储层增产处理转向的***、方法和组合物

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11268017B2 (zh)
EP (1) EP4090716A1 (zh)
CN (1) CN115298285B (zh)
CA (1) CA3173317A1 (zh)
WO (1) WO2021183739A1 (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11732566B2 (en) * 2021-11-22 2023-08-22 Saudi Arabian Oil Company Slickwater hydraulic fracturing with exothermic reactants

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4232741A (en) * 1979-07-30 1980-11-11 Shell Oil Company Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution
US4848465A (en) * 1987-11-20 1989-07-18 Mobil Oil Corp. Use of alkali metal silicate foam with a chemical blowing agent
CN102942914A (zh) * 2012-11-22 2013-02-27 吉林冠通能源科技有限公司 一种用于低渗透碳酸盐岩储层油井的加氢热气化学增产溶液组份
CN105683330A (zh) * 2013-09-11 2016-06-15 沙特***石油公司 用于非常规储层的使用固体酸的碳酸盐基浆料压裂
WO2017123937A1 (en) * 2016-01-15 2017-07-20 Kamdar Ambrish Compositions useful for diverting or stopping fluids in subterranean operations

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4706752A (en) * 1984-12-03 1987-11-17 Union Oil Company Of California Method for foam emplacement in carbon dioxide enhanced recovery
US4941533A (en) 1989-05-16 1990-07-17 The University Of Kansas Subterranean permeability modification by using microbial polysaccharide polymers
BR9705076A (pt) 1997-10-17 2000-05-09 Petroleo Brasileiro Sa Processo para o controle termo-hidráulico de hidrato de gás
US7148184B2 (en) 2003-07-22 2006-12-12 Schlumberger Technology Corporation Self-diverting foamed system
WO2013078306A1 (en) 2011-11-23 2013-05-30 Saudi Arabian Oil Company Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation
US9334721B2 (en) 2011-12-23 2016-05-10 Saudi Arabian Oil Company Method of using a non-acidic stimulation fluid in high temperature sandstone formations
CA2861645C (en) 2012-01-17 2018-05-15 Mohammed Nasser Al-Dahlan Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids
WO2013181229A2 (en) 2012-05-29 2013-12-05 Saudi Arabian Oil Company Enhanced oil recovery by in-situ steam generation
US10053614B2 (en) 2014-04-17 2018-08-21 Saudi Arabian Oil Company Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment
EP3132001B1 (en) 2014-04-17 2020-11-11 Saudi Arabian Oil Company Chemically-induced pulsed fracturing method
CA2943635C (en) 2014-04-17 2019-03-12 Saudi Arabian Oil Company Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment
CA2894920A1 (en) 2014-06-17 2015-12-17 Saudi Arabian Chevron Inc. System and methods to deliver energy downhole
CA2919577C (fr) 2015-02-19 2023-08-01 Sanjel Canada Ltd. Reservoir stimulation by energetic chemistry
CN108350728B (zh) 2015-11-05 2021-02-19 沙特***石油公司 在储层中进行空间定向化学诱导脉冲压裂的方法及设备
US10151186B2 (en) 2015-11-05 2018-12-11 Saudi Arabian Oil Company Triggering an exothermic reaction for reservoirs using microwaves
US11248167B2 (en) 2016-06-30 2022-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Acid diversion in naturally fractured formations
WO2019013855A1 (en) 2017-07-10 2019-01-17 Exxonmobil Upstream Research Company METHODS OF STIMULATING DEEP RESERVOIR USING ACID-FORMING FLUIDS

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4232741A (en) * 1979-07-30 1980-11-11 Shell Oil Company Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution
US4848465A (en) * 1987-11-20 1989-07-18 Mobil Oil Corp. Use of alkali metal silicate foam with a chemical blowing agent
CN102942914A (zh) * 2012-11-22 2013-02-27 吉林冠通能源科技有限公司 一种用于低渗透碳酸盐岩储层油井的加氢热气化学增产溶液组份
CN105683330A (zh) * 2013-09-11 2016-06-15 沙特***石油公司 用于非常规储层的使用固体酸的碳酸盐基浆料压裂
WO2017123937A1 (en) * 2016-01-15 2017-07-20 Kamdar Ambrish Compositions useful for diverting or stopping fluids in subterranean operations

Also Published As

Publication number Publication date
US11268017B2 (en) 2022-03-08
CA3173317A1 (en) 2021-09-16
CN115298285B (zh) 2023-07-28
WO2021183739A1 (en) 2021-09-16
EP4090716A1 (en) 2022-11-23
US20210284899A1 (en) 2021-09-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10151186B2 (en) Triggering an exothermic reaction for reservoirs using microwaves
CA2506428C (en) Selective stimulation with selective water reduction
US10436006B2 (en) Multilateral well drilled with underbalanced coiled tubing and stimulated with exothermic reactants
US7971658B2 (en) Chemically Enhanced Stimulation of oil/gas formations
US10422206B2 (en) Method of acidizing of subterranean formations in well operations
US10442978B2 (en) Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
WO2013109768A1 (en) Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids
WO2010009025A2 (en) Fracturing method for subterranean reservoirs
WO2013158164A1 (en) Controlling hydrogen sulfide production in oilfield operations
US10718184B1 (en) Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore
US7220709B1 (en) Process of diverting stimulation fluids
US4454918A (en) Thermally stimulating mechanically-lifted well production
WO2016167836A1 (en) Supercritical carbon dioxide emulsified acid
US3707192A (en) Two-stage injection of acid-producing chemicals for stimulating wells
CN115298285B (zh) 使用热化学物质进行储层增产处理转向的***、方法和组合物
CA3129699A1 (en) Treatment of subterranean formations
US11578259B1 (en) Energized fracturing fluid by generation of nitrogen gas
US11208877B2 (en) Removal of water blockage in tight gas reservoir using thermochemical fluids
US10392911B1 (en) In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method
US11827849B2 (en) Gas generating compositions and uses
US20230313023A1 (en) Removal of filter cake
US11732566B2 (en) Slickwater hydraulic fracturing with exothermic reactants
US10989035B2 (en) Proppant ramp-up for cluster efficiency
Bybee Delayed-release acid system for cleanup of Al Khalij horizontal openhole completions
WO2006018778A1 (en) Matrix acidizing high permeability contrast formations

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant