Изоляция зон поглощения

Изобретение представляет способ селективной изоляции зоны поглощения в углеводородном резервуаре, расположенном в пласте, обогащенном кальцием, через который проходит скважина,содержащий нагнетание в зону поглощения изолирующей текучей среды, содержащей смесь ионов гидроксония (Н+) и источника сульфатных ионов (SO42-), обеспечивающую осаждение указанного соединения сульфата кальция.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: МЕРСК ОЛИЕ ОГ ГАС А/С (DK) Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пластового резервуара и,в частности, к способу уменьшения проницаемости выбранных частей пластового резервуара для предотвращения байпасного протекания текучих сред. Предпосылки создания изобретения Добыча углеводородов из подземных пластовых резервуаров включает бурение одной или нескольких скважин до глубины углеводородного резервуара. После заканчивания скважины пластовый резервуар может быть осушен в отношении углеводородных текучих сред, которые перемещаются к поверхности. Пластовый резервуар обычно имеет разные зоны с разной проницаемостью. Если проницаемость одной зоны выше, чем средняя проницаемость в пластовом резервуаре, то ее иногда называют "зоной поглощения". Зона поглощения представляет собой проницаемую зону, прилегающую к менее проницаемой зоне. Обычно зона поглощения имеет более высокую среднюю проницаемость по сравнению с остальным пластовым резервуаром. Зона поглощения может по своей природе занимать область пластового резервуара,такую как слои и трещины, сформированные во время естественного геологического процесса. Зоны поглощения могут также быть искусственными, такими как каналы в виде червоточин, образованные нагнетанием кислоты (кислота часто нагнетается, чтобы увеличить гидравлическую проводимость при улучшенном нефтеизвлечении, см., например, RegeFogler, AIChE Journal 35(7), 1989, 1177-1185; SingurindyBerkowitz, Water Resources Research 39(1), 2003, 8.1-8.14; EmmanuelBerkowitz, Advances inWater Research 28, 2005, 337-344; SingurindyBerkowitz, Advances in Water Research 28, 2005, 507-521,которые цитируют RegeFogler), или искусственно образованные разрывы (как описано, например, в публикации WO 02/095188 А 1). Зоны поглощения в виде пропластков высокой проницаемости являются обычными в карбонатных продуктивных пластах и могут расширяться и увеличивать риск выдачи эксплуатационной скважиной больших объемов воды, если такая зона поглощения соединяет эксплуатационную скважину с источником воды. Зоны поглощения также вредны для эффективности вытеснения, когда текучая среда инжектируется в пластовый резервуар через нагнетательные скважины, чтобы заменить нефть. Если пластовый резервуар подвергается риску со стороны зоны поглощения, связывающей нагнетательную скважину с эксплуатационной скважиной, то в таком случае эксплуатационная скважина будет выпускать большие количества инжектированной текучей среды. Такие короткие пути в пластовом резервуаре предоставляют дополнительные пути байпасного протекания значительных количеств углеводородов, когда зона поглощения будет препятствовать эффективному охвату вытесняющим агентом пространства за пределами зоны поглощения. Таким образом, наличие зон поглощения может вызывать неэффективную добычу углеводородов из пластового резервуара и способствовать снижению добычи углеводородов. Поэтому было приложено много усилий для разработки способов и продуктов, которые уменьшают проницаемость зон поглощения. Многие из них были направлены на уменьшение проницаемости на поверхности скважины или в пределах нескольких футов ствола посредством, например, закачивания цементного раствора под давлением. Когда зона поглощения изолирована лишь вблизи скважины, режим потока зоны поглощения будет продолжаться сразу за пределами изолированной области, как если бы изоляции не было бы. Поскольку типичная зона поглощения не ограничивается несколькими футами, а может распространяться на большое расстояние от скважины, меры, которые изолируют зону поглощения вблизи скважины,имеют ограниченную полезность. Способы гелеобразования с временной задержкой и полимеризации на месте первоначально применялись на месторождениях, чтобы изолировать зоны поглощения. Использование этих способов связано с трудностями размещения мономера и катализатора в требуемом месте и сложностью достижения правильного согласования по времени. Другой проблемой, связанной со способами гелеобразования с временной задержкой и полимеризации на месте, является тот факт, что фронт нагнетаемой текучей среды расширяется радиально от места нагнетания. Соответственно, это может приводить к изоляции гелем и полимером других областей, чем зона поглощения, что также ухудшает эффективность вытеснения. Патент США 4809780 (автор Shen) описывает способ селективной изоляции зоны поглощения в пласте, через который проходят нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина. Это осуществляется посредством нагнетания термочувствительной изолирующей текучей среды в нагнетательную скважину. Как показано на фиг. 1, инжектированная текучая среда предпочтительно перемещается в зону с высокой проницаемостью. Однако она также перемещается в зону с низкой проницаемостью. За нагнетанием изолирующей текучей среды следует нагнетание выталкивающей воды с высоким содержанием солей. Индукция электрорезистивного нагрева предпочтительно нагревает зоны поглощения. Поскольку большинство изолирующей текучей среды проходит через зону поглощения, она селективно нагревается и в результате изолируется. Селективность этого способа зависит от согласования по времени и нераспространения существенным образом изоляции в соседние менее проницаемые зоны перед тем, как ини-1 019178 циировано нагревание. Следовательно, данный способ имеет, по меньшей мере, некоторые из недостатков, указанных в отношении способов для гелеобразования с временной задержкой и полимеризации на месте. Авторское свидетельство UCP 775294 А 1 раскрывает способ изоляции водонасыщенных пластов,прилегающих к месторождениям нефти и газа при применении изолирующего раствора, содержащего отходы от алкилирования парафинов в присутствии концентрированной серной кислоты. Эффективность изоляции пластов с низкой проницаемостью при температуре выше 100 С улучшена посредством применения алкилированной серной кислоты в качестве изолирующего агента. Алкилированная серная кислота может быть получена в качестве отходов от алкилирования углеводородов парафинового ряда олефинами в присутствии концентрированной серной кислоты в качестве катализатора. Соединения кальция в водоносных пластах реагируют с серной кислотой, проходящей нерастворимый барьер. Процесс занимает примерно 5 ч. В течение этого времени шахтный ствол должен быть закрыт. Данный документ не раскрывает применение кислоты без содержания углеводородов. Авторское свидетельство UCP 1709071 раскрывает способ тампонирования призабойной зоны скважин посредством взаимодействия суспензии извести и глинистой суспензии, предварительно обработанной и содержащей водостойкие соединения, например сульфат алюминия. Скважинная текучая среда замещена средой с глинистой суспензией, которая обработана химическим реагентом, образованным растворами соединений оксида кальция, которые стабильны в воде, например Al2(SO4)3, Fe2(SO4)2,Na2SiF6. В таком случае зона забоя скважины подвергается воздействию потоков суспензии, содержащей известь. Потоки приводят глинистую суспензию в пласт, где ее часть коагулируется вследствие присутствия ионов Ca и уплотняет его. Избыток извести образует глинистые гидраты, увеличивающие эффективность экранирования. Следовательно, существует потребность в способе изолирования зоны поглощения, который обеспечивает простой режим функционирования. Также существует потребность в способе, который при нагнетании текучей среды в подземный пласт будет, по существу, обеспечивать заполнение зоны поглощения. Также существует потребность в способе изоляции зоны с высокой проницаемостью, которая проходит на значительное расстояние от скважины. Также существует потребность в способе, который после применения для зоны с высокой проницаемостью обеспечивает устойчивость к протеканию текучих сред при градиентах давления, создаваемых внутри пластового резервуара во время обычных операций. Сущность изобретения Целью данного изобретения является создание простого способа, предоставляющего возможность,по меньшей мере, частичной изоляции выбранных подземных зон. Эта цель достигается способом селективной изоляции зоны поглощения бурового раствора в пласте, обогащенном кальцием, через который проходит скважина, содержащая нагнетание в зону поглощения изолирующей текучей среды, содержащей сульфатные ионы (SO42-) в количестве, достаточном, по меньшей мере, для частичной изоляции зоны поглощения посредством реакционного взаимодействия с растворенными ионами кальция (Са 2+), существующими в зоне поглощения, для осаждения соединения сульфата кальция. В варианте осуществления способа скважина представляет собой нагнетательную скважину. В еще одном варианте осуществления через зону поглощения проходит также эксплуатационная скважина, так что нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина являются "закороченными". В другом варианте осуществления способа изолирующая текучая среда также содержит ионы гидроксония (Н+), которые увеличивают содержание растворенных ионов кальция. В другом варианте осуществления способа соединение сульфата кальция представляет собой преимущественно ангидрит, этот тип соединения сульфата кальция является обычным при температурах пластового резервуара около 80 С. В другом варианте осуществления способа изоляция зоны поглощения выдерживает перепад давления по меньшей мере 40 бар (4 МПа), и в другом варианте осуществления способа изоляция выдерживает давление выше давления гидравлического разрыва пласта. В другом варианте осуществления способа изолирующая текучая среда состоит из водного раствора, содержащего сульфатные ионы (SO42-) и ионы гидроксония (Н+), и в одном из вариантов осуществления отношение [H+]/[SO42-] может быть рассчитано на основании природы пласта, обогащенного кальцием, и природы зоны поглощения. В другом варианте осуществления данное отношение выше чем 2, в еще одном варианте осуществления отношение составляет меньше чем 2,5. В другом варианте осуществления давление нагнетания изолирующей текучей среды составляет больше чем 200 бар (20 МПа). В другом варианте осуществления способа ионная сила изолирующей текучей среды увеличена посредством добавления водорастворимых солей. В одном из вариантов осуществления ионная сила изолирующей текучей среды составляет более 20 М, что снижает произведение растворимости сульфата кальция. В другом варианте осуществления частичная изоляция приводит к уменьшению в обводненности по меньшей мере на 30%. Краткое описание чертежей Фиг. 1 показывает схематическое вертикальное сечение скважины и фронт нагнетенной текучей среды в моменты времени tn. Это иллюстрирует нагнетание в зону поглощения, взятую в патенте США 4809780 (Shen), в котором ствол скважины механически изолирован пакерами, так что нагнетание выполняется селективным образом в зоне поглощения. Фигура также показывает эффект блокирования в зонах с низкой проницаемостью с течением времени вследствие вертикального межпластового перетока. Фиг. 2 показывает фазовую диаграмму Р-Т, показывающую области устойчивости для трех форм сульфата кальция (Н. Yamamoto, G.C. Kennedy, Am. J. Sci 267A, 1969, 550-557). Данными тремя формами являются гипс (Gp, CaSO4, 2H2O), базанит (Bas, CaSO4, 1/2H2O) и ангидрит (Anh, CaSO4). Фиг. 3 показывает поперечное сечение мелового керна, выявляющее канал в виде червоточины вследствие нагнетания кислоты. Фиг. 4 относится к статическим экспериментам, описанным в примере 1, и показывает график массового изменения в процентах для различных соотношений H+/SO42- изолирующей текучей среды. Фиг. 5 иллюстрирует статические эксперименты, описанные в примере 1, и показывает график числа молей ангидрита, сформированных для различных соотношений H+/SO42- изолирующей текучей среды. Фиг. 6 иллюстрирует статические эксперименты, описанные в примере 1, и показывает график массового процента сульфата для различных соотношений H+/SO42- изолирующей текучей среды, основанного на анализе рентгенолюминесцентной спектроскопией (XRF). Фиг. 7 показывает схематический вид экспериментальной установки для проведения экспериментов с протеканием. Данная установка перекрывает перепад давления между датчиками давления 1 и 2 до 40 бар (4 МПа). Фиг. 8 показывает данные давления эксперимента 10, проведенного при применении установки, показанной на фиг. 7. "Press1" представляет собой запись, сделанную датчиком давления 1, "Press2" представляет собой запись, сделанную датчиком 2, "Press3" представляет собой запись давления в затрубном пространстве/кернодержателе, сделанную датчиком давления 3. "Dp40Bar" представляет собой перепад давления (Р) между стороной нагнетания и стороной выпуска (Dp40Bar=Press1-Press2). Вследствие временных сбоев при сборе данных в записанных данных имеются некоторые перерывы. Фиг. 9 является фотографией керна после нагнетания кислотной смеси в эксперименте 10. Присутствуют различные каналы в виде червоточин, показанные черным. Фиг. 10 показывает данные давления эксперимента 19, проведенного при применении установки,показанной на фиг. 7. Фиг. 11 показывает данные давления эксперимента 20, проведенного при применении установки,показанной на фиг. 7. Фиг. 12 показывает срез компьютерной томографии (СТ)96 индуцированной горизонтальной трещины, параллельной направлению протекания. Виден небольшой пластиковый диск, поддерживающий две части треснувшего керна на расстоянии по меньшей мере 2 мм. Фиг. 13 показывает трехмерное изображение срезов компьютерной томографии, визуализирующее керн на фиг. 12 после нагнетания изолирующей текучей среды, полностью изолирующей горизонтальную трещину. Был образован канал в виде червоточины, проходящий через весь керн от стороны нагнетания до стороны выпуска. В конце эксперимента значительное избыточное давление разламывало керн в двух местах, перпендикулярных первоначальной трещине. Фиг. 14 показывает установку для измерения предела прочности на растяжение при бразильском методе испытаний, (а) показывает срез разломленного и повторно уплотненного керна, размещенного в испытательной установке, прилагающей усилие в вертикальном направлении (стрелки), (b) показывает срез разломленного и повторно уплотненного керна после эксперимента. Фиг. 15 показывает результаты применения установки для проведения испытания бразильским методом, из которых можно видеть, что предел прочности на растяжение разломленных и повторно уплотненных кернов (как измерено для примера 15 с применением бразильского метода испытаний) не отличается заметным образом от предела прочности на растяжение мела, который не был разломлен и повторно уплотнен. Фиг. 16 показывает изображение разломленного керна, использованного в FE43 перед нагнетанием кислого раствора, содержащего сульфат, (а) и после того как (b) трещина была уплотнена кислым раствором. Фиг. 17 показывает испытание на разлом на повторно уплотненном FE43. Перепады давления между стороной нагнетания и стороной выпуска (Pinj-Pprod) показаны как помеченные кривые в нижней части (испытание 1; испытание 1 попытка 2; испытание 2; испытание 3; испытание 4; испытание 5; испытание 6; испытание 7; испытание 8; испытание 9), а кривая в верхней части показывает давление в затрубном пространстве, составляющее примерно 320 бар (32 МПа) (Pann), икривая в средней части показывает конечное сжатие керна, составляющее примерно 3,5 мм (Disp). Эксперимент проводился на протяжении 2 ч (7200 с). Подробное описание изобретения Данное изобретение предоставляет способ селективной изоляции зоны поглощения в углеводородном резервуаре, расположенном в пласте, обогащенном кальцием, через который проходит скважина,содержащий нагнетание в зону поглощения изолирующей текучей среды, содержащей сульфатные ионы(SO42-) в количестве, достаточном, по меньшей мере, для частичной изоляции зоны поглощения посредством реакционного взаимодействия с растворенными ионами кальция (Са 2+), существующими в зоне поглощения, для осаждения соединения сульфата кальция. Зона поглощения должна быть селективно изолирована таким образом, чтобы проницаемость соседних менее проницаемых зон существенно не изменялась. Селективная изоляция зоны поглощения достигается предоставлением изолирующей текучей среды, содержащей сульфатные ионы (SO42-). Поскольку менее проницаемые зоны также содержат ионы кальция, соединение сульфата кальция будет осаждаться также и там. Поскольку проницаемые зоны, прилегающие к зоне поглощения, по самой своей природе являются менее проницаемыми, чем сама зона поглощения, то они будут изолироваться быстрее, чем соответствующая зона поглощения, и потери изолирующей текучей среды в соседние менее проницаемые зоны будут минимизированы. Это может быть дополнительно пояснено в графическом виде к фиг. 1, на которой фронт инжектированной текучей среды в момент времени tn будет менее отчетливым в зонах с низкой проницаемостью, чем в зоне с высокой проницаемостью. Фиг. 1 приведена в патенте США 4809780 (Shen), в котором ствол скважины механически изолирован пакерами, так что нагнетание текучей среды выполняется селективным образом в зоне поглощения, т.е. в зоне с высокой проницаемостью. Фиг. 1 также показывает эффект блокирования на зонах с низкой проницаемостью с течением времени, вследствие вертикального межпластового перетока. Углеводородный пластовый резервуар представляет собой подземную массу породы, обладающей достаточной пористостью и проницаемость, чтобы хранить и пропускать углеводородные текучие среды. Резервуар должен быть расположен в пласте, обогащенном кальцием, который содержит адекватное количество кальция, чтобы обеспечить изоляцию зоны поглощения посредством осаждения соединения сульфата кальция. Обычно подземная масса породы состоит целиком из минералов, которые содержат кальций с небольшим количеством примесей. Как использовано в данном документе, пласт, обогащенный кальцием, в его наиболее широком смысле означает пласт из одного или нескольких минералов, которые содержат кальций. Внутри группы видов породы, обогащенной кальцием, находится карбонатная порода, такая как кальцит (CaCO3) и доломит (CaMg(CO3)2). Через зону поглощения должна проходить скважина, или, по меньшей мере, она должна быть расположена вблизи скважины таким образом, что технически возможно нагнетание изолирующей текучей среды в зону поглощения. Нагнетание в зону поглощения может быть выполнено несколькими путями. Одним из примерных способов может являться перекрывание в скважине доступа от нагнетательной трубы к соседним, менее проницаемым зонам посредством применения пакеров, как проиллюстрировано на фиг. 1. Эта схема предусматривает нагнетание изолирующей текучей среды в основном в зону поглощения. Другим примерным способом может являться нагнетание посредством непрерывной колонны насосно-компрессорных труб, дно которой размещено на уровне зоны поглощения. Разность в проницаемости может быть использована для нагнетания текучих сред в зону поглощения. Изолирующая текучая среда содержит, по меньшей мере, источник сульфатных ионов (SO42-), которые могут быть в форме любой водорастворимой сульфатной соли, например серной кислоты (H2SO4),гидросульфата натрия (NaHSO4), сульфата натрия (Na2SO4), а также других водорастворимых сульфатных солей, хорошо известных специалистам. Другой источник сульфата образуется от окисления сероводорода, который часто встречается как нежелательный побочный продукт в нефтяной промышленности. Сероводород может быть каталитически окислен до сульфата способом, описанным в патенте США 6017501, автор Waycuilis. Обычно среда-носитель, например вода, образует часть изолирующей текучей среды. Сульфатных ионов в инжектированном количестве изолирующей текучей среды должно быть достаточно, по меньшей мере, для частичной изоляции зоны поглощения. Под частичной изоляцией следует понимать, что зона поглощения должна быть изолирована в такой степени, при которой возможна эксплуатация пластового резервуара при снижении негативного влияния зоны поглощения, например, посредством улучшения эффективности вытеснения от нагнетающей скважины к эксплуатационной скважине. Способы оценки качества изолирования известны специалистам в данной области техники. Например, может быть введен в действие прибор для каротажав эксплуатационных скважинах, который измеряет расход от вращающегося и транслирующего скважинного расходомера. Одним из примеров приемлемой частичной изоляции может быть случай, когда восстановлена первоначальная кривая падения добычи углеводородов. Это может быть установлено посредством многократных испытаний скважины на приток на протяжении периода времени в несколько недель. Другой пример приемлемой частичной изоляции может быть измерен как уменьшение в обводненности, которая представляет собой отношение добытой пластовой воды к общему объему добытых жидкостей. Например, уменьшение первоначальной обводненности по меньшей мере на 30%, например 96% первоначальной обводненности,-4 019178 уменьшается до 67% или меньше после частичной изоляции зоны. Предпочтительно, чтобы обводненность была почти полностью устранена так, чтобы, например, уменьшение в обводненности составляло 70-100%, например по меньшей мере 80, 90, 95%. Однако приемлемы также другие степени уменьшения обводненности, такие как доминирующее уменьшение, такое как, например, уменьшение обводненности на 40-70%, например по меньшей мере на 45, 55, 65%, или значительное уменьшение, такое как, например, уменьшение в обводненности на 15-40%, например по меньшей мере на 20, 25, 30, 35%, или небольшое уменьшение, такое как, например, уменьшение в обводненности на 5-15%, например по меньшей мере на 7, 10, 12%. Нагнетенные сульфатные ионы будут реагировать с растворенными ионами кальция из породы пласта, обогащенной кальцием. Пласт породы, обогащенной кальцием, такой как кальцит (CaCO3), может растворяться водой, протекающей в пласте. Количество растворенных ионов кальция зависит от нескольких факторов, температуры воды, рН и концентрации растворенных ионов. Кальцит проявляет необычное свойство, называемое ретроградной растворимостью, при которой он становится менее растворим в воде, когда температура увеличивается. Может оказаться необходимым добавление источника Н+ к изолирующей текучей среде для того, чтобы растворять значительное количество кальция, по меньшей мере, для частичной изоляции зоны поглощения посредством реакционного взаимодействия с сульфатными ионами, присутствующими в изолирующей текучей среде. Добавление источника Н+ к изолирующей текучей среде рассматривается в еще одном варианте осуществления в соответствии с данным изобретением. Когда произведение растворимости сульфата кальция превышено, сульфат кальция будет осаждаться. В зависимости от давления и температуры в пластовом резервуаре сульфат кальция может осаждаться как гипс (Gp, CaSO4, 2 Н 2 О), базанит (Bas, CaSO4, 1/2H2O) или ангидрит (Anh, CaSO4). Фиг. 2 иллюстрирует разные области устойчивости для этих трех форм сульфата кальция, поскольку фиг. 2 показывает фазовую диаграмму Р-Т, показывающую области устойчивости для трех форм сульфата кальция, т.е. гипса, базанита и ангидрита (Н. Yamamoto, G.C. Kennedy, Am. J. Sci 267A, 1969, 550-557). Осажденные соединения сульфата кальция взаимно цементируют существующие зерна горной породы и/или заполняют трещины, посредством чего изолируют зону поглощения. В одном из вариантов осуществления соединение сульфата кальция представляет собой преимущественно ангидрит. Ангидрит будет формироваться в соответствии с интервалами давления и температуры, описанными на фиг. 2, т.е. при сравнительно высоких температурах. Многие зоны поглощения и/или пластовые резервуары имеют такие интервалы давления и температуры, что будет образовываться ангидрит, когда осаждается сульфат кальция. Типичные давления пластовых резервуаров составляют около 100 бар (0,01 ГПа) или выше, а температуры составляют около 80 С. Молярное количество осажденного соединения сульфата кальция, требующееся для того, чтобы изолировать, по меньшей мере частично, зону поглощения, зависит от типа соединения сульфата кальция, которое будет осаждаться. Молярный объем (Vm) может быть взят в качестве меры того, как много материала должно быть осаждено. Молярный объем представляет собой объем, занимаемый одним молем вещества при заданных температуре и давлении. Он равен молярной массе (М), деленной на массовую плотность . Vm обычно измеряется в кубических сантиметрах на моль (см 3/моль). В таблице ниже рассчитан молярный объем карбоната кальция (CaCO3), гипса (Gp, CaSO4, 2 Н 2 О) и ангидрита (Anh,CaSO4). Молярные объемы для разных соединений кальция. Из таблицы молярных объемов выше можно видеть, что 1 моль растворенного кальцита вызывает увеличение объема до примерно 100%, когда осаждается повторно в виде гипса. Кроме того, осаждение того же самого количества ангидрита вызывает увеличение объема лишь до примерно 25%, следовательно, требуется осадить меньше молей гипса по сравнению с ангидритом для того, чтобы заполнить тот же самый объем пустот. В одном из вариантов осуществления буровая скважина является нагнетательной скважиной, которая представляет собой скважину, в которой текучие среды инжектируются, а не добываются. Целью нагнетательной скважины является обычно поддержание давления пластового резервуара или охват зоны пластового резервуара вытесняющим агентом, например водой или газом. Эффективность такого вытеснения зависит, например, от объема пластового резервуара, контактирующего с инжектированной текучей средой, а также от трещин в пластовом резервуаре и проницаемости. Способ, который обычно называется кислотной обработкой материнской породы под давлением ниже давления гидроразрыва или "кислотными работами", включает обработку материнской породы пласта реакционноспособной кислотой,чтобы увеличить поровое пространство, или в случае пластов, обогащенных кальцием, растворить сплошную материнскую породу пласта. В пластах, обогащенных кальцием, образование каналов в виде червоточин часто связано с кислотной обработкой материнской породы под давлением ниже давления гидроразрыва (см. фиг. 3). Если проницаемость после такой кислотной обработки становится слишком высокой, и/или каналы в виде червоточин создают зону поглощения, например такую, которая соединяет нагнетательную скважину с эксплуатационной скважиной, способ по данному изобретению будет в состоянии обеспечить изоляцию искусственно созданной зоны поглощения. В другом варианте осуществления через зону поглощения проходит также эксплуатационная скважина. Обычно нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина могут находиться на расстоянии около 200 м одна от другой. Однако это расстояние основано на экономических критериях в комбинации с моделированием динамики протекания в пластовом резервуаре. Из статистических данных по всему миру известны сетки размещения скважин с расстояниями между ними, такими малыми, как 25 м, и другие, в которых непосредственная связь между скважинами проявляется при нескольких тысячах метров. Когда эксплуатационная скважина и нагнетательная скважина соединены зоной поглощения, это создает короткозамкнутый канал, который обходит значительное количество нефти в пластовом резервуаре. В качестве непосредственного результата эта конкретная часть пластового резервуара не будет обеспечивать добычу эффективным образом и будет приводить к увеличенной обводненности продукции. Следовательно, изоляция такой зоны поглощения посредством нагнетания изолирующей текучей среды в соответствии с данным изобретением будет увеличивать эффективность пластового резервуара. В другом варианте осуществления изолирующая текучая среда дополнительно содержит ионы гидроксония (Н+). Когда растворенные ионы кальция не присутствуют в количестве, достаточно большом,по меньшей мере, для частичной изоляции зоны поглощения посредством реакционного взаимодействия с растворенными ионами кальция (Са 2+), существующими в зоне поглощения, для осаждения соединения сульфата кальция необходимо увеличить концентрацию ионов кальция. Это может быть сделано посредством увеличения растворения пласта, обогащенного кальцием, добавлением ионов гидроксония (Н+). Ионы гидроксония могут быть добавлены в форме кислот, таких как, например, хлорная кислота(HIO3) и йодная кислота (HIO4), уксусная кислота (СН 3 СО 2 Н), муравьиная кислота (HCO2H) и их смеси. По существу, все, что требуется, - это кислота в количестве и с силой, которые обеспечивают образование требуемого количества ионов гидроксония (H3O+ или Н+). В целях упрощения H3O+ часто заменяется в химическом уравнении Н+. Однако следует заметить, что чистый протон просто не существует в воде, а вместо этого связан с одной из неподеленных пар электронов на молекуле H2O. Это создает ион гидроксония и предоставляет его единственному атому О формальный заряд +1. Функцией ионов гидроксония является увеличение концентрации ионов кальция в растворе, а функцией сульфатных ионов является предоставление подходящего реакционного партнера для кальция,который будет осаждать соединение сульфата кальция. В одном из вариантов осуществления изолирующая текучая среда состоит из водного раствора, содержащего сульфатные ионы (SO42-) и ионы гидроксония (Н+). В зависимости от количества растворенных ионов кальция и размера зоны поглощения, подлежащей изоляции, необходимы разные количества, концентрации и соотношения Н+ и SO42-+. Раздел, озаглавленный "Химические реакции - теоретические соображения", описывает теоретические соображения в отношении состава изолирующей текучей среды, когда смесь серной и хлористо-водородной кислоты инжектируется в пласт, обогащенный кальцием. Кроме того, пример 1 и раздел, озаглавленный "Анализ статических экспериментов", а также пример 2-11 и раздел, озаглавленный "Анализ экспериментов с протеканием", дополнительно конкретизируют состав изолирующей текучей среды на базе смеси HCl иH2SO4. В другом варианте осуществления отношение [H+]/[SO42-] рассчитано на основании природы пласта, обогащенного кальцием, и природы зоны поглощения. Ссылка при этом делается как на раздел, озаглавленный "Анализ экспериментов с протеканием", так и на примеры. В другом варианте осуществления данное соотношение больше чем 2. В еще одном варианте осуществления отношение [H+]/[SO42-] меньше чем 2,5. В примерах смеси HCl и H2SO4 были использованы в качестве источника Н+ и SO42-, однако, как описано выше, имеются многие другие источники ионов гидроксония и сульфатных ионов. HCl может быть изготовлена на месте с использованием подходящего хлорида, такого как NaCl, и концентрированной серной кислоты. Это хорошо известно специалистам в данной области техники. Следовательно,лишь один кислотный компонент требуется транспортировать к месту работ. Изоляция, обеспеченная данным изобретением, может противостоять давлению выше давления гидравлического разрыва пласта. Экспериментальные результаты, полученные бразильским методом испытаний, показывают, что разломленные и повторно уплотненные меловые образцы обладают прочностями, сравнимыми с исходными меловыми образцами. Кроме того, во время испытаний бразильским методом все разломленные и повторно уплотненные образцы имели новую трещину в вертикальном направлении. На эту новую трещину не влияла траектория старой уплотненной трещины. В примере 12 показано уплотнение керна с горизонтальной трещиной (фиг. 12). Это можно видеть на фиг. 13, которая представляет собой трехмерный рендеринг сканов СТ керна после полной изоляции горизонтальной трещины. При приближении к окончанию изоляции давление нагнетания возрастает вследствие изоляции зоны поглощения. Это может приводить к образованию индуцированных трещин (гидравлическим разрывам), перпендикулярных направлению нагнетания. Изолированная зона поглощения выдерживает повышенное давление, которое разрывает другие части пласта. Одно из преимуществ, связанных с изолированной зоной поглощения, выдерживающей повышенное давление, которое разрывает другие части пласта, заключается в том, что гидравлические разрывы могут быть повторены или сделаны более энергично, для того чтобы увеличить проницаемость определенных частей пластового резервуара, в то время как "случайные" трещины, которые создают нежелательные зоны поглощения, могут быть уплотнены снова. Когда эти "случайные" зоны поглощения изолированы с применением способа по данному изобретению, они будут выдерживать приложенное давление, и гидравлические разрывы могут быть возобновлены, посредством чего увеличивается добыча нефти. В другом варианте осуществления изоляция выдерживает перепад давления по меньшей мере 40 бар (4 МПа), например по меньшей мере 100 бар (10 МПа), по меньшей мере 150 бар (15 МПа), по меньшей мере 200 бар (20 МПа), по меньшей мере 250 бар (25 МПа), по меньшей мере 300 бар (30 МПа),по меньшей мере 330 бар (33 МПа), по меньшей мере 350 бар (35 МПа), по меньшей мере 400 бар(40 МПа). Перепад давления измеряется как разность давлений на стороне выпуска и стороне нагнетания. Типичные перепады давления могут быть так высоки, как 330 бар (33 МПа). В примере 15 показано, что повторно уплотненные трещины выдерживают по меньшей мере 320 бар (32 МПа) и повторяющиеся изменения перепада давления между сторонами нагнетания и выпуска больше чем 150 бар (15 МПа), без повторного образования трещин. В другом варианте осуществления применяется расход изолирующей жидкости 5-100 баррелей/мин(0,8-16 м 3/мин). Расход должен быть отрегулирован таким образом, чтобы он не был слишком малым,поскольку это приводило бы к изоляции зоны поглощения слишком близко к нагнетательной скважине. Он не должен быть также слишком большим, поскольку это приводило бы к изоляции зоны поглощения слишком далеко от нагнетательной скважины или просто поддерживало бы осажденную массу в суспендированном состоянии. Ссылка при этом делается как на раздел, озаглавленный "Анализ экспериментов с протеканием", так и на пример 4, который относится к эффектам расхода. Пример 4 и его рассмотрение основаны на лабораторных экспериментах. Однако данные примеры предоставляют специалисту общее понимание того, каким образом регулировать расход для того, чтобы эффективно изолировать зону поглощения. Поэтому в одном из вариантов осуществления применяется такой расход, который является достаточным для изоляции зоны поглощения до такой степени, при которой возможна разработка пластового резервуара при снижении негативных эффектов, обусловленных зоной поглощения. В другом варианте осуществления давление нагнетания составляет больше чем 200 бар (20 МПа). Давление нагнетания может даже быть отрицательным, если давление в пластовом резервуаре меньше,чем гидростатическое давление столба жидкости в нагнетательной скважине. В другом варианте осуществления ионная сила изолирующей текучей среды увеличена посредством добавления водорастворимых солей. Увеличение ионной силы изолирующей текучей среды снижает произведение растворимости образуемого соединения сульфата кальция вследствие феномена, называемого эффектом высаливания. В другом варианте осуществления выталкивающая текучая среда, содержащая насыщенный или близкий к насыщению раствор соли, инжектируется после нагнетания изолирующей текучей среды. Соль, используемая для увеличения ионной силы, может быть активными солями, которые сами по себе содержат ионы гидроксония и сульфатные ионы, или может быть другой солью, такой как NaCl и KCl. Ионная сила на основе концентрации определяется как где сумма охватывает все ионы В;zB - зарядовое число иона В; сВ - молярная концентрация иона В. Примерами величин ионной силы для изолирующей текучей среды или выталкивающей текучей среды служат величины 20 М, 30 М, 40 М, 50 М, 60 М, 70 М, где М - молярная концентрация. В другом варианте осуществления ионная сила изолирующей текучей среды превышает 20 М. Данное изобретение может также быть реализовано применительно к цементированию буровых скважин или бурению скважины. Буровой раствор может теряться в зоне поглощения, соединенной с зоной с более низким давлением, чем давление в буровой скважине, или в трещине. В этом случае зона поглощения может быть изолирована лишь на несколько футов от ствола скважины посредством применения идей, изложенных в данном описании. Данное изобретение может также быть применено аналогичным образом для изоляции окружения ствола скважины в случае химического удаления скважинного оборудования, для того чтобы минимизировать потерю смеси, растворяющей оборудование. Это описано в находящейся одновременно на рассмотрении заявке, озаглавленной "Downhole Equipment Removal System" (заявка на патент Дании РА 2008 01617, предварительная заявка на патент США 61/116215), с одной и той же датой подачи и аналогичным авторством на изобретение (на которую далее в данном документе делается ссылка как на "заявку, находящуюся одновременно на рассмотрении"), которая включена настоящим посредством ссылки во всей ее полноте. Когда скважинное оборудование, подлежащее растворению, локально прорвано посредством коррозии или разрушения, предоставляется доступ в пласт, окружающий буровую скважину. Это может вызывать утечку смеси, растворяющей оборудование, в толщу породы, в которой пробурена скважина, что приводит к необходимости введения большего количества смеси, растворяющей оборудование, чтобы растворить скважинное оборудование. Утечка будет увеличивать затраты на растворение скважинного оборудования и соответственно выгодно минимизировать любую утечку активной смеси, растворяющей оборудование, посредством создания барьера для протекания между толщей породы, в которой пробурена скважина, и скважинным оборудованием, подлежащим растворению. Когда скважинное оборудование расположено в пластовом резервуаре, обогащенном кальцием, выгодно применение кислоты в сочетании с источником сульфатных ионов (SO42-), например самой серной кислоты. Серная кислота может присутствовать в любой концентрации от примерно 1 до 98,3%. Серная кислота будет растворять материал, обогащенный кальцием, такой как, например, карбонат кальцияCaCO3, который, в свою очередь, будет повторно осаждаться как сульфат кальция при изменяющихся количествах воды, такой как, например, гипс (CaSO4, 2 Н 2 О), посредством чего создается барьер для протекания, который эффективным образом минимизирует утечку смеси, растворяющей оборудование, в толще породы, в которой пробурена скважина. Поскольку гипс и родственные материалы на базе сульфата кальция имеют больший молярный объем, чем сам карбонат кальция (СаСО 3 37 см 3/моль по сравнению с гипсом 75 см 3/моль), любые трещины в пласте, обогащенном кальцием, которые окружает скважинное оборудование, будут закупориваться и уплотняться посредством избыточного объема сульфата кальция с образованием пласта, футерованного сульфатом кальция, который значительно уменьшает или останавливает утечку. Также выгодно иметь и быть в состоянии содержать смесь, растворяющую оборудование, как внутри, так и снаружи скважинного оборудования. Это обусловлено тем, что смесь,растворяющая оборудование, будет контактировать с обеими сторонами трубной колонны, что подвергает растворению большую часть скважинного оборудования. Способность к контактированию как с внутренней стороной, так и с внешней стороной трубной колонны, без существенных утечек смеси, растворяющей оборудование, в окружающий пласт эффективным образом удваивает скорость коррозии и, тем самым, значительно уменьшает время основной коррозии. Когда смесь, растворяющая оборудование, для пластовых резервуаров, обогащенных кальцием, содержит серную кислоту, она может дополнительно добавлять другой источник Н+, такой как хлористоводородная кислота. Увеличение соотношения между Н+ (который растворяет материал, обогащенный кальцием, такой как, например, СаСО 3) и SO42- (которые осаждает соединение сульфата кальция) приводит к большей концентрации растворенного материала, обогащенного кальцием, который, в свою очередь, может быть осажден. Увеличение соотношения H+/SO42- может быть полезно, если должна быть сформирована пробка из гипса большей величины. Следовательно, идея, изложенная в данном описании, может быть применена аналогичным образом для изоляции ствола скважины посредством осаждения соединения сульфата кальция, как описано в заявке, находящейся одновременно на рассмотрении. Химические реакции - теоретические соображения. Основные реакции, которые имеют место, когда смесь серной и хлористо-водородной кислоты инжектируется в пласт, обогащенный кальцием, следующие: Реакции 1, 2 и 4 полностью смещены вправо, пока один из реагентов в основном не прекратит существование. Реакция 6 происходит в статических экспериментах (см., например, пример 1), но не в экспериментах с протеканием (см., например, примеры 2-12), поскольку растворимость CO2 зависит от давления. Реакция 5 имеет место, когда произведение растворимости ангидрита превышено. Реакция 3 зависит от второй константы диссоциации серной кислоты. Wu et al. (Wu, Y.C., Feng, D., The second dissociation constant of sulfuric acid at various temperatures by the conductometric method, Journal of Solution Chemistry 24 (1995), 133-144) исследовали вторую константу диссоциации серной кислоты при различных температурах и применении следующих соотношений: Когда используется нагнетание кислоты, концентрация Н+ в уравнении 2.2 много больше, чем концентрация SO42-. Совместно с формулой (2.1) это означает, что концентрация SO42- низкая по сравнению с концентрацией H2SO4 и что она сильно зависит от температуры. Уравнение (2.2) также показывает, что концентрация SO42- увеличивается, когда ионы Н+ реагируют с кальцием, поскольку K2 остается постоянной. Для осаждения ангидрита необходимо, чтобы произведение растворимости Ks ангидрита было превышено. Ks является функцией стандартной молярной свободной энергии Гиббса G0 где R представляет собой газовую постоянную. Когда стандартная молярная энтальпия реакции Н 0 для определенной температуры известна, Ks может быть вычислена для неизвестной температуры посредством следующего уравнения: Когда ангидрит является твердотельным, его активность равна 1. Таким образом, произведение растворимости ангидрита задается как произведение активностей Са 2+ и SO42-. Далее, уравнения 2.2 и 2.3 показывают, что произведение растворимости ангидрита представляет собой функцию температуры и активностей ионов. Для уравнений могут быть сделаны соответствующие выводы. 1. Для растворов с высоким соотношением H+/SO42- концентрация SO42- ниже, чем для растворов с низким соотношением H+/SO42-. Эта низкая концентрация SO42- также означает то, что маловероятно,чтобы произведение растворимости было превышено. Это приводит к окружению с большим доминированием растворения для более высоких соотношений концентраций. 2. Произведение растворимости ангидрита увеличивается с повышением температуры, это приводит к тому, что больше ионов остается в растворе. Следовательно, на практике, если текучая среда охлаждается в эксплуатационной скважине, это может приводить к осаждению, поскольку произведение растворимости еще больше уменьшается. 3. Большое увеличение ионной силы раствора может приводить к более раннему осаждению ангидрита. Это достигается добавлением больших количеств хорошо растворимой соли к раствору до достижения растворимости этой соли. Когда этот раствор инжектируется в мел, ангидрит является почти нерастворимым. Этот процесс представляет собой так называемый эффект высаливания. Анализ статических экспериментов (см., например, пример 1). Изменение массы образцов. Фиг. 4 показывает изменение массы кубических меловых образцов примера 1 перед и после эксперимента вследствие реакционного взаимодействия с кислотной смесью. Потеря в массе обусловлена растворением карбоната кальция. Привес обусловлен реакционным взаимодействием с сульфатными ионами, которые тяжелее, чем карбонатные ионы, и обусловленным этим увеличением массы. Фиг. 4 показывает, что низкие концентрации SO42-, т.е. H+/SO42-2,5, вызывают уменьшение массы образцов. Эксперименты с низкими концентрациями кислоты выполняются при увеличенных количествах раствора. Для этих растворов больше кальция остается в растворе перед достижением произведения растворимости. Лучшие результаты получены для растворов с соотношением H+/SO42- ниже 2,5. Тенденцией является то, что с уменьшением соотношения H+/SO42- изменение массы возрастает. Анализ раствора высокоэффективной жидкостной хроматографией. Фиг. 5 показывает общее количество только что образованного ангидрита для разных образцов, которое получено из баланса массы сульфата. После эксперимента количество сульфата, остающееся в растворе, определяется с помощью высокоэффективной жидкостной хроматографии. Это количество сравнивается с концентрацией в первоначальном растворе и дает количество сформированного ангидрита. Фиг. 5 показывает, что чистая серная кислота приводит к низкому формированию ангидрита. Лучшие результаты получены из растворов, имеющих наиболее высокую концентрацию SO42-. После экспериментов все образцы разрезали на две части, чтобы видеть, как далеко раствор проник в меловую матрицу. Для всех образцов, имеющих соотношение H+/SO42- больше чем 2, меньшая сердцевина из мела оставалась внутри большего куба ангидрита. Анализ образца рентгенолюминесцентной спектроскопией. Анализ рентгенолюминесцентной спектроскопией выполняли для 6 образцов:16, 18, 19, 23, 24 и 26. Фиг. 6 показывает, что эксперименты с более высокой молярностью приводят к более высокому содержанию сульфата в образце, т.е. формируется больше ангидрита. Выводы, основанные на статических экспериментах, являются следующими. 1. Растворы, имеющие низкую концентрацию SO42-, приводят к большему растворению, чем к осаждению. 2. Применение концентрированной чистой серной кислоты приводит к засорению матричной породы кубов, непосредственно на первоначальных поверхностях. 3. Наилучшие результаты получены для концентрированных растворов с низким соотношениемH+/SO42-. 4. Вследствие свободных пустот во время эксперимента происходит рост кристалла на внешних сторонах куба, что приводит к низкому уменьшению пористости или отсутствию уменьшения. Этот феномен ограничивается статическими экспериментами. Анализ экспериментов с протеканием. В этом разделе рассматриваются результаты, полученные из примеров 2-11. Расход. При низких расходах засорение уже происходит в керне. Более высокие расходы приводят к более позднему засорению. При расходах 0,500 и 1,000 мл/мин засорение происходит после керна, в системе эксплуатационных трубопроводов. При этих увеличенных расходах возможно, что реакция осаждения происходит слишком медленно в керне и поэтому возможно происходит при более низкой температуре после керна в системе трубопроводов. Это приводит к осаждению ангидрита, поскольку произведение растворимости ангидрита меньше при более низких температурах. Время нагнетания. Временные эксперименты показывают, что вначале происходит перекрывание просверленного отверстия. После этого происходят другие феномены, такие как образование каналов в виде червоточин и реакции с матричной породой. Тип отверстия. Первоначальные отверстия и неориентированные открытые трещины всегда засоряются посредством цементации. Отверстия большего диаметра также заполняются, однако это занимает больше времени. Период до цементации длиннее, и он определяется периодом очень низких перепадов давления на образце. Изменение соотношения. Различия между экспериментами с разными соотношениями кислот невелики. Визуальный контроль кернов показывает, что при низком соотношении кислот, составляющем 2,2, образуется меньше каналов в виде червоточин. Однако наблюдаются более существенные реакции с матричной породой. Это противоположно тому, что наблюдается при сравнении с экспериментами с более высоким соотношением. Увеличение концентрации. Увеличение концентрации Н+ и SO42- вызывает повышенную скорость реакции и засорение, и цементация ангидритом происходит на переднем конце керна. Увеличенная концентрация позволяет более высокий массовый расход кислоты и сульфата в единицу времени. Кроме того, имеется меньше доступной текучей среды, так что произведение растворимости превышается скорее. Осмотр керна показал, что засорение и реакция цементации, вызванные формированием ангидрита, имели место в переднем конце керна. Это имеет сходство с результатами испытания с низким расходом в 0,125 мл/мин при исследовании влияния расхода и указывает, что эти два параметра взаимосвязаны. Повышенное противодавление. Результаты показывают, что с увеличенными противодавлением и давлением нагнетания керн засоряется быстрее. Также имеется меньше каналов в виде червоточин. Увеличение противодавления также требует увеличения давления в затрубном пространстве. Увеличение давления в затрубном пространстве может сжимать керн и вызывать более раннее засорение и меньшее образование каналов в виде червоточин. Сжимающая нагрузка для нисходящей скважины может быть рассчитана умножением глубины по вертикали, измеренной от поверхности до пласта, на плотность породы. Типичной величиной является 2,3 кг/дм 3. Следовательно, на глубине 2000 м эквивалентное вертикальное давление составляет 460 бар(46 МПа). Примеры Все представленные ниже примеры проведены на модельных трещинах, выполненных в лаборатории. Специалисту будет понятно значение каждого эксперимента и известно, как применить эти результаты в полноразмерном пластовом резервуаре с зоной поглощения в соответствии с идеями, изложенными в данном описании. Пример 1. Статические эксперименты. Статические эксперименты были выполнены на кубических меловых образцах 8 см 3. Образцы распиливали и затем помещали в ультразвуковую ванну, чтобы удалить пыль от распиливания. После этого образцы высушивали и взвешивали. Затем образцы насыщали водой посредством применения вакуумной камеры. После экспериментов все образцы промывали, отфильтровывали и взвешивали. Оставшийся раствор анализировали на остаточные сульфатные ионы. В статических экспериментах использовали разные концентрации кислотных смесей и кубические меловые образцы погружали в кислотные смеси. Температура составляла 80 С. Таблица 1 Кислотные смеси, использованные в статических экспериментах Результаты от отдельных меловых образцов представлены в табл. 2. Для сравнения разных меловых образцов использовали три разных метода: разница в массе перед экспериментом и после него; определение баланса массы сульфата посредством применения высокоэффективной жидкостной хроматографии; анализ рентгенолюминесцентной спектроскопией для элементного анализа. Пример 2. Эксперименты с протеканием. Общая экспериментальная установка. В динамических экспериментах с протеканием с большим кернодержателем были исследованы следующие параметры, относящиеся к нагнетанию кислоты в меловые породы: расход, время нагнетания,соотношение кислот, концентрация, противодавление, тип отверстия. Размеры кернов в этих испытаниях составляли 48 мм в диаметре и 150-180 мм по длине. Для того чтобы предотвратить вытекание мелких частиц, была использована промывка кернов рассолом вместо воды перед нагнетанием кислоты. Общая экспериментальная установка для экспериментов с протеканием на меловых кернах с трещинами описана ниже со ссылками на схематическое изображение, показанное на фиг. 7. Инжектируемая текучая среда прокачивается через разлом мелового керна и вытекающий поток собирается. Давление нагнетания измеряется датчиком давления 1 и давление вытекающего потока измеряется датчиком давления 2. Данная установка создает перепад давления между датчиками давления 1 и 2 до 40 бар(4 МПа). Сам керн расположен в кернодержателе с регулируемыми температурой и давлением. Температура зафиксирована при 80 С. Давление внутри кернодержателя поддерживается примерно 100-140 бар(10-14 МПа), обычно примерно 110 бар (11 МПа). Давление внутри кернодержателя измеряется с применением датчика давления 3, на него также делается ссылка как на давление в затрубном пространстве. Фиксированная температура при 80 С оказывает тот эффект, что осаждается ангидрит (CaSO4), а не гипс(CaSO4, 2 Н 2 О), как показано на фазовой диаграмме на фиг. 2. Пример 3. Эксперименты с протеканием. Получение данных. Эксперимент 10 с протеканием был первым экспериментом с отверстием 3 мм, просверленным в керне. Расход составлял 0,250 мл 0,3/0,9 М HCl/H2SO4 в минуту. Этот расход и кислотная смесь были основаны на ранее проведенных статических экспериментах перед экспериментами с протеканием при применении меньшего кернодержателя. Эксперимент 10 рассматривается как базовый случай. Другие эксперименты являются вариациями этого базового случая. Базовый случай будет рассмотрен с представлением данных по давлению и изображения результата эксперимента. Параметры и результаты экспериментов с протеканием показаны в табл. 3. Фиг. 8 показывает данные по давлению, записанные во время эксперимента 10. Вследствие временных сбоев при сборе данных в записанных данных имеются некоторые перерывы. "Press1" представляет собой давление нагнетания в барах датчика давления "1", "Press2" представляет собой давление в барах датчика давления "2" на конце керна. "Dp40Bar" представляет собой перепад давления, который измеряется непосредственно между датчиками давления 1 и 2. "Press3" представляет собой давление в затрубном пространстве, поддерживаемое на втулке, вокруг керна. "Dp40Bar" представляет собой перепад давления (АР) между стороной нагнетания и стороной выпуска (Dp40Bar=Press1-Press2). Вследствие временных сбоев при сборе данных в записанных данных имеются некоторые перерывы. Пиковые отклонения давления в начале эксперимента обусловлены закрытием и открытием клапанов. Эксперимент заканчивался, когда происходило увеличение давления в месте нагнетания. Давление в затрубном пространстве "Press3" было увеличено дважды, чтобы поддерживать безопасный перепад давления по отношению к поровому давлению. Падения давления для давления 1 и перепада давления приписываются проскоку вследствие образования каналов в виде червоточин. Фиг. 9 показывает керн эксперимента 10 после удаления из кернодержателя. В этом керне белые части в основном состоят из первоначального мела, а серые части представляют собой ангидрит. Присутствуют каналы в виде червоточин, показанные черным. Визуальный контроль керна показал наличие различных каналов в виде червоточин и засорение первоначально просверленного отверстия. Образованная текучая среда содержала желтые/коричневые мелкие частицы.NR - не относится к делу. 1 После керна. 2 В месте нагнетания. 3 Повторение эксперимента с протеканием 12. 4 Установка засорена. 5 Действие нагнетания одного лишь рассола. 6 Уплотненный несвязанный мел. 7 Увеличенные противодавление и давление нагнетания. 8 Горизонтальная трещина. Пример 4. Эксперименты с протеканием. Расход. Предварительные эксперименты (не показаны) показали следующее: расход оказывает большое влияние на процесс растворения и процесс осаждения, когда кислотная смесь инжектируется в мел; высокие скорости текучей среды могут приводить к низкому осаждению или его отсутствию в искусственно созданной трещине. Низкие скорости текучей среды могут приводить к поверхностным реакциям и изоляции матрицы. Также следует осознавать, что расход важен, поскольку массовый расход ионов, поступающих в керн, изменяется, когда расход варьируется. Четыре эксперимента было выполнено для изучения влияния расхода. Эксперимент с протеканием 11 был выполнен с расходом 1,000 мл/мин кислотной смеси 0,3/0,9 М HCl/H2SO4. Эксперименты с протеканием 12 и 19 проводились с расходом 0,500 мл/мин и эксперимент с протеканием 13 - с расходом 0,125 мл/мин. Эксперимент 19 являлся повторением эксперимента с протеканием 12. Причиной повторения было засорение установки во время эксперимента. Давление нагнетания в эксперименте с протеканием 12 превышало интервалы давлений датчиков давления, приводя к пластическому поведению и керну с будинажной структурой после эксперимента. Эксперименты с расходами 0,500 и 1,000 мл/мин обычно приводили к засорению установки после керна в системе трубопроводов установки. Эксперимент с расходом 0,125 мл/мин показал, что имелось засорение вблизи участка нагнетания керна. Пример 5. Эксперименты с протеканием. Время нагнетания. В экспериментах с протеканием 14 и 15 был исследован фактор времени. Эти два эксперимента подобны базовому случаю; однако было применено более короткое время нагнетания в два и четыре дня соответственно с расходом 0,250 мл/мин. Керн со временем нагнетания четыре дня показал больше каналов в виде червоточин и видимого ангидрита, чем керн со временем нагнетания два дня. Кроме того, каналы в виде червоточин проходят дальше в керн с увеличением времени нагнетания. После удаления втулки оба керна были твердыми по сравнению с мягкой природой исходного мела. Образованная текучая среда для обоих экспериментов содержала желтые/коричневые мелкие частицы.- 13019178 Пример 6. Эксперименты с протеканием. Изменение в соотношении H+/SO42-. Соотношение H+/SO42- является фактором, контролирующим процесс растворения и осаждения в меле. Для подтверждения этого наблюдения для динамических экспериментов были испытаны два разных соотношения кислот при расходе 0,250 мл/мин. В экспериментах с протеканием 16 и 17 инжектировали кислотную смесь 0,3/0,6 М HCl/H2SO4. Из-за неисправности системы трубопроводов во время эксперимента с протеканием 16 эксперимент был повторен. В эксперименте с протеканием 18 инжектировали 0,3/1,5 М HCl/H2SO4. Для кислотной смеси 0,3/0,6 М HCl/H2SO4 результатом являлся керн с множеством каналов в виде червоточин и цементацией просверленного отверстия. Для кислотной смеси 0,3/1,5 М HCl/H2SO4 эксперимент создавал единственный канал в виде червоточины и матрицу на стороне нагнетания, которая была в основном преобразована в ангидрит. Просверленное отверстие также было засорено. Высверливание больших одиночных кернов из блоков образцов было затруднено вследствие хрупкой природы мела. Поэтому было решено поместить три керна меньшего размера в кернодержатель для эксперимента с протеканием 17. Наблюдалось, что одна из границ кернов действует в качестве барьера для протекания текучей среды. Реакция кислоты с меловой матрицей заканчивается здесь, однако единственный канал в виде червоточины проходит через барьер. Пример 7. Эксперименты с протеканием. Тип отверстия. Все эксперименты с протеканием имеют отверстие в керне, чтобы симулировать зону с высокой проницаемостью в меле. В качестве стандарта было использовано просверленное отверстие 3 мм в меле. Что проверить, будут ли засоряться отверстия других форм и размеров, были проведены три разных испытания: эксперимент 9 имел распил в плоскости, параллельной осевому направлению; эксперимент 20 имел просверленное отверстие 5 мм; эксперимент 24 имел просверленное отверстие 8 мм. Расходы в этих экспериментах составляли 0,250 мл/мин и кислотная композиция была 0,3/0,9 МHCl/H2SO4. Эксперимент с плоским распилом показал, что две противоположные стороны керна были зацементированы полностью. Время нагнетания в этом эксперименте было ограничено вследствие проблем с нагнетанием из-за отказа насоса. Эксперименты с увеличенным диаметром отверстий приводили к засорению и цементации, хотя значительное время занимало достижение перепада давления. Пример 8. Эксперименты с протеканием. Несвязанный мел. В этом эксперименте куски мела размером от 5 до 25 мм помещали во втулку до достижения объемного размера 4180 мм. Для нагнетания была использована текучая среда, состоящая из 1,0/3,0 МHCl/H2SO4, с расходом 0,250 мл/мин. В месте нагнетания имело место полное преобразование в ангидрит. В месте выпуска продукции имело место накопление мелких частиц на фильтре. Куски мела в керне сжаты давлением вышележащей породы. Пример 9. Эксперименты с протеканием. Повышенная концентрация. Более высокая концентрация инжектируемой текучей среды приводит к увеличенному массовому расходу ионов в единицу времени. Один из экспериментов был выполнен, чтобы видеть, какое влияние оказывает повышенная концентрация. Используемая концентрация кислот в эксперименте с протеканием 21 составляла 1,0/3,0 М HCl/H2SO4. Расход составлял 0,250 мл/мин. В результате просверленное отверстие в месте нагнетания было перекрыто ангидритом. Однако основная часть керна не была подвергнута воздействию инжектированной текучей среды. Концентрация кислоты приводит к проблемам с насосом. Пример 10. Эксперименты с протеканием. Испытание рассолом. Керн насыщается и промывается рассолом перед каждым экспериментом с протеканием, проводимым в большом кернодержателе. Для того чтобы проверить, оказывает ли эта процедура влияние на эксперименты, выполняли эксперимент с протеканием, в котором керн промывали рассолом в течение двух дней, и затем открывали и проверяли результаты. Визуальный контроль керна показал, что просверленное отверстие в керне было перекрыто мелкими частицами. Керн был тестообразный в месте нагнетания. Повышение давления после двух дней нагнетания было незначительным. Пример 11. Эксперименты с протеканием. Увеличенное противодавление. В эксперименте 25 было исследовано влияние увеличенного противодавления. Это было сделано,чтобы проверить, влияет ли каким-либо образом давление на процесс растворения и осаждения. Увеличение противодавления до примерно 100 бар (10 МПа) (по сравнению со стандартными 50 бар (5 МПа делает более высоким давление нагнетания (около 100 бар (10 МПа и также требует повышенного давления в затрубном пространстве (около 150-160 бар (15-16 МПа. По сравнению с базовым случаем керны засорялись быстрее. Визуальный контроль кернов показал отсутствие видимых каналов в виде червоточин. Пример 12. Эксперименты с протеканием. Изоляция горизонтальной трещины. В эксперименте 37 была создана трещина, параллельная направлению протекания. Пластиковые диски были введены для того, чтобы генерировать и поддерживать трещину шириной 2 мм. Перпендикулярное поперечное сечение керна показано на фиг. 12, показывающей срез скана, полученного компьютерной томографией,96 индуцированной горизонтальной трещины, параллельной направлению протекания. Виден небольшой пластиковый диск, поддерживающий две части треснувшего керна на расстоянии по меньшей мере 2 мм. Меловой керн весил 2229 г, был 19,1 см длиной и имел диаметр 9,8 см. Объем порового пространства (PV) составлял 610 мл (пористость: 0,42). Первоначально образец насыщали рассолом с последующим нагнетанием кислоты. Во время эксперимента 14 PV кислотной смеси(0,3 М HCl и 0,9 М H2SO4) инжектировали при расходе 2 мл/мин. Посредством анализа вытекающего потока с применением высокоэффективной жидкостной хроматографии (HPLC) было обнаружено, что концентрация SO42- в вытекающем потоке была ниже, чем концентрация в инжектируемом потоке, что следовало ожидать, поскольку происходит формирование ангидрита. Визуальный анализ керна после эксперимента показал, что трещина была закрыта сформированным ангидритом (см. фиг. 13), т.е. ангидрит полностью уплотнил горизонтальную трещину. Были образованы канал в виде червоточины или система каналов в виде червоточин, протянутые через весь керн от стороны нагнетания к стороне выпуска, и части каналов в виде червоточин были также уплотнены формированием ангидрита. Эти каналы в виде червоточин начинаются на стороне нагнетания и разветвляются в направлении к стороне выпуска. Наблюдаются гидравлические разрывы, перпендикулярные направлению протекания. Эти гидравлические разрывы были образованы вследствие высокого порового давления в последней фазе эксперимента. Пример 13. Эксперименты с протеканием FE43, FE49, FE50. В экспериментах с протеканием FE43, FE49 и FE50 трещина, параллельная направлению протекания, была сделана аналогично примеру 12. Результаты представлены в табл. 4. Таблица 4 Параметры и результаты дополнительных экспериментов с протеканием в кернодержателе Фиг. 16 показывает образец керна от FE43 перед перекрыванием горизонтальной трещины ангидритом и после перекрывания. Анализ показывает, что в то время как инжектированная кислота содержит примерно 90 г/л серной кислоты, меньше чем 2 г/л серной кислоты/сульфата извлекается на стороне выпуска, иллюстрируя то, что большинство сульфатных ионов было осаждено внутри керна. Пример 14. Предел прочности на растяжение уплотненной трещины. Бразильский метод испытаний. Обычно предел прочности на растяжение определяется при применении прямого одноосного испытания, которое трудно выполнять на образцах. Растяжение при раскалывании или бразильский метод испытаний предоставляет хорошую альтернативу. Круглый диск из породы с отношением толщины к диаметру (t/d) между 0,2 и 0,75 размещается на его радиальной стороне между узлами для сжатия и подвергается нагрузке. Как видно на фиг. 14, нагрузка в вертикальном направлении (фиг. 14 а, показано стрелками) создает параллельный разлом. Предел прочности на растяжение (фиг. 14b) является перпендикуляром к нагрузке (см. стрелки). В этом случае может быть применено приведенное ниже уравнение для предела прочности на растяжение при бразильском методе испытаний: в котором t - предел прочности на растяжение при раскалывании (МПа);F - максимальная приложенная нагрузка, указанная машиной для испытаний (Н);D - диаметр образца (мм). Семь кернов высверливали из блока необработанного мела и шесть - из разломленного и затем обрабатывали керны в экспериментах FE49 и FE50. При этом было подтверждено то, что первоначальные уплотненные трещины имеются в обработанных кернах. Все керны имели диаметр примерно 50 мм. Было рассчитано с помощью вычислений для нагнетания кислоты и вычислений для анализа изображений,что FE49 имел содержание ангидрита примерно 22% и FE50 примерное содержание ангидрита 24%. Эти керны распиливаются на блоки длиной примерно 20 мм. От обоих экспериментов могли быть получены лишь 3 этих керна. При этих экспериментах измеряли длину и диаметр керна и максимальное усилие нагрузки, для того чтобы вычислить предел прочности на растяжение в соответствии с уравнением (3.1),см. фиг. 15. На фиг. 15 можно видеть, что предел прочности на растяжение мела различается между 0,15 и 0,65 МПа. Все образцы кернов, подвергнутых кислотной обработке, варьировались в одном и том же интервале. Следовательно, предел прочности на растяжение не отличается по сравнению с первоначальным мелом. Иными словами, предел прочности на растяжение разломленных и уплотненных образцов мела не ухудшается, в соответствии с измерениями примера 13. Два образца, подвергнутых кислотной обработке, были размещены с расположением их уплотненных трещин в позиции вертикального приложения давления. А другие были размещены с расположением их уплотненных трещин под небольшими углами к вертикальному перепаду давления. Это было сделано, чтобы видеть, является ли старая трещина предпочтительным путем для образования новой трещины. Наблюдалось, что старые уплотненные трещины не являются предпочтительными путями для образования новых трещин. Пример 15. Эксперименты с гидравлическим разрывом при напряжении, создаваемым горным давлением. Этот эксперимент был сделан на уплотненной трещине в результирующем керне FE43. Испытания на разлом были выполнены в условиях пластового резервуара, при которых давление в затрубном пространстве/горное давление составляет 320 бар (32 МПа), поровое давление/давление нагнетания составляет 270 бар (27 МПа) и температура составляет 80 С. Поровое давление было создано пресной водой. Экспериментальная установка очень сходна с экспериментами с протеканием. Однако здесь перепады давления гораздо выше. Керн помещен внутри резиновой втулки в реакторе, давление в затрубном пространстве доведено до 30 бар (3 МПа) при одновременном заводнении керна водой. Давление нагнетания и давление выпуска доведены до 270 бар (27 МПа), в то время как давление в затрубном пространстве доведено до 320 бар (32 МПа). В момент времени, равный нулю, обратный клапан на стороне выпуска стравливался до 200 бар (20 МПа) по отношению к 0 бар (0 МПа) ступенями по 60 бар (6 МПа), в то время как закачиваемая вода удерживалась в керне на стороне выпуска, чтобы поддерживать впускное давление при 270 бар (27 МПа). Таким образом, создаются высокие перепады давления на образце. Каждое отдельное испытание на разлом с перепадом давления может быть выполнено лишь в течение нескольких минут вследствие того, что нагнетательный насос, используемый для нагнетания воды, имеет резервуар 50 мл. Во время эксперимента FE43 это является процедурой, которая повторяется 9 раз, как можно видеть на фиг. 17.FE43 показывал увеличение давления (фиг. 17), небольшое осевое сжатие (примерно 3,5 мм или примерно 1,3 об.%). Фиг. 17 показывает ограничивающее давление, стадии перепада давления и сжатие. Давление в затрубном пространстве или ограничивающее давление поддерживается при 320 бар(32 МПа) во время испытания. После эксперимента керн разрезали для того, чтобы распознать новые трещины. В образце не были найдены трещины, что демонстрирует то, что старая уплотненная трещина невосприимчива к разрывам при вышеуказанных моделированных условиях пластового резервуара. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ селективной изоляции зоны поглощения бурового раствора в углеводородном резервуаре,расположенном в пласте, обогащенном кальцием, через который проходит скважина, согласно которому нагнетают в зону поглощения изолирующую текучую среду, содержащую смесь ионов гидроксония (Н+) и источника сульфатных ионов (SO42-), обеспечивающую осаждение соединения сульфата кальция, посредством чего обеспечивают изоляцию зоны поглощения, при этом поддерживают отношение[Н+]/[SO42-] превышающим 2. 2. Способ по п.1, в котором по меньшей мере 50% образованного соединения сульфата кальция представляет собой ангидрит. 3. Способ по п.1 или 2, в котором изоляция зоны поглощения выдерживает перепад давления, составляющий по меньшей мере 40 бар (4 МПа). 4. Способ по п.3, в котором изоляция зоны поглощения выдерживает перепад давления, составляющий по меньшей мере 150 бар (15 МПа). 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором отношение [Н+]/[SO42-] меньше чем 2,5. 6. Способ по любому из пп.1-4, в котором давление нагнетания изолирующей текучей среды превышает 200 бар (20 МПа). 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором ионная сила изолирующей текучей среды увеличена посредством добавления водорастворимых солей. 8. Способ по п.7, в котором ионная сила изолирующей текучей среды превышает 20 М. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором источником ионов гидроксония является HCl или смесь HCl и H2SO4. 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором источником ионов гидроксония (Н+) является хлористо-водородная кислота (HCl). 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором источником ионов гидроксония (Н+) является хлористо-водородная кислота (HCl), а источником сульфатных ионов (SO42-) является сульфат натрия (Na2SO4). Области устойчивости для гипса (Gp), базанита (Bas) и ангидрита (Anh) Фиг. 2 Пример мелового керна с каналом в виде червоточины,обусловленном нагнетанием кислоты. Поле зрения составляет примерно 45 мм Фиг. 3 Изменение массы образцов в процентах по сравнению с начальной массой для разных смесей кислот Формирование ангидрита для разных кислотных смесей Фиг. 5 Результат анализа рентгенолюминесцентной спектроскопии Фиг. 6 Схематическое изображение экспериментальной установки Фиг. 8 Керн после нагнетения кислоты (эксперимент с протеканием 10) Фиг. 11 Срез компьютерной томографии 96 первоначальной трещины Фиг. 12 Трхмерное изображение срезов компьютерной томографии керна после уплотнения трещины на фиг. 12 Бразильский метод испытаний для определения предела прочности на растяжение Фиг. 14 Результаты измерения предела прочности на растяжение при бразильском методе испытаний Фиг. 15 Керн перед и после нагнетания кислоты (эксперимент с протеканием 43) Фиг. 16 Испытание на разлом для FE43