Способ стимуляции разрыва пласта для нефтяных коллекторов, образованных карбонатными породами

006335 Предшествующий уровень техники изобретения Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к новому способу разрыва нефтяного коллектора, образованного карбонатными породами, в подземной формации, для стимуляции добычи углеводородных жидкостей из формации. При осуществлении способа стимуляции состав и реакционная способность жидкости для стимуляции, которую закачивают в формацию, окружающую ствол скважины, варьирует от жидкости с более низкой реакционной способностью до жидкости с более высокой реакционной способностью. Новый способ предназначен для эффективной стимуляции разрыва, начинающегося от вершины разрыва и распространяющегося назад к стволу скважины. Стимуляция разрыва, обычно называемая подкисляющим разрывом или кислотным разрывом, когда жидкостью стимуляции является кислота, является способом стимуляции, обычно используемым для повышения продуктивности углеводородных жидкостей из подземных формаций. Подкисляющий разрыв используют в нефтяных коллекторах, образованных карбонатными породами. Способ обычно включает закачивание кислоты, обычно водной хлористо-водородной кислоты (НСl) через ствол скважины и в формацию при давлении, достаточном для разрыва формации или открытия существующих разрывов. Кислота протравливает передние поверхности разрыва, что приводит к образованию проводящих проточных путей. Такие обработки часто являются неэффективными. Глубина стимуляции обычно ограничивается быстрым расходом кислоты около ствола скважины и потерей кислоты через передние поверхности разрыва (обычно называемой утечкой жидкости или потерей жидкости). Утечка жидкости является динамическим процессом, на которое значительно влияет образование червячных отверстий, которые образуются в пористых стенках разрыва. Червячные отверстия являются высоко проводящими проточными каналами, которые образуются почти перпендикулярно разрыву. Эти червячные отверстия уводят из разрыва,. расходуют большие количества реагента из жидкости стимуляции разрыва и не способствуют проводимости разрыва. Термин проводимость разрыва означает способность жидкостей формации мигрировать или протекать через проводящие протравленные проточные каналы, которые образуются реакцией жидкости с компонентами формации вдоль поверхностей разрыва. Жидкости формации, конечно, мигрируют или протекают через такие проводящие протравленные проточные каналы к стволу скважины, где они собираются, к поверхности и извлекаются. Образование таких проводящих протравленных проточных каналов в формации легко доказывается повышенной добычей жидкостей формации из скважины, такие каналы можно также визуально наблюдать в лаборатории с использованием обычных испытаний на проводимость с применением кислоты на образцах кернов. Разработаны системы жидкостей для стимуляции разрыва, такие как эмульгированная НСl, которые имеют тенденцию обеспечивать более глубокое проникновение действующей кислоты. Определяемая на основе глубины проникновения газированной кислоты эффективность таких систем при подкисляющих обработках разрывов повышается, так как скорость растворения и скорость образования червячных отверстий снижается относительно непосредственного применения НСl (негазированной кислоты). Однако около ствола скважины проводимость обычно является низкой вследствие недостаточного растворения или протравливания передней поверхности разрыва, что, в свою очередь, вызывается начальным эффектом охлаждения и геометрией разрыва вблизи ствола скважины. Таким образом, требуется создание способа, обеспечивающего повышение как длины, так и проводимости проводящих протравленных проточных каналов, чтобы повысить эффективность обработок для стимуляции разрыва. Сущность изобретения Создан новый способ стимуляции разрыва для стимуляции добычи углеводородных жидкостей из нефтяных коллекторов, образованных карбонатными породами, в подземных формациях, через которые проходит ствол скважины. Новый способ включает закачивание жидкости стимуляции разрыва в ствол скважины и через ствол скважины и в коллектор, образованный карбонатными породами, в условиях закачивания, которые выбирают и регулируют для поддержания оптимального числа эффективности стимуляции разрыва Ff приблизительно от 0,1 до приблизительно 0,3 во время процесса разрыва пород пласта. Число эффективности стимуляции разрыва пород пласта в настоящем изобретении выбирают и регулируют таким образом, чтобы эффективно стимулировать разрыв, начинающийся от вершины разрыва и распространяющийся назад вдоль разрыва к стволу скважины. Составы жидкости стимуляции разрыва и условия обработки, используемые для поддержания оптимального числа разрыва, могут быть общепринятым способом регулированы изменением реакционной способности жидкости стимуляции разрыва от композиции с низкой реакционной способностью до композиции с более высокой реакционной способностью во время процесса. Скорость потока и/или вязкость жидкости разрыва могут быть также варьированы для регулирования скорости переноса массы реагентов и продуктов в соответствии с оптимальным числом эффективности стимуляции разрыва, основанным на параметрах формации и жидкости. Новый способ разрыва пласта может обеспечить глубокое проникновение действующего реагента вдоль разрыва, снизить скорость образования червячных отверстий для регулирования потери жидкости и эффективно создавать очень хорошо проводящие рисунки протравливания на внешних сторонах разрыва.-1 006335 Краткое описание чертежа Чертеж иллюстрирует типичные рисунки протравливания, полученные в рассматриваемых (указанных) участках стимуляции, когда область стимуляции изменяется от разрыва около вершины до ствола скважины при трехстадийной обработке. Подробное описание изобретения Используемый здесь термин жидкость стимуляции разрыва является жидкостью, содержащей один или несколько компонентов, которые химически реагируют с растворением или солюбилизацией иным образом карбонатного компонента породы подземной формации. Химически реакционноспособные компоненты жидкости стимуляции разрыва называются ниже реагентами и растворенные или солюбилизированные материалы, генерированные контактированием жидкости стимуляции разрыва с содержащей карбонат горной породой называют ниже продуктами. Примером жидкости стимуляции разрыва, пригодной в настоящем изобретении, является жидкость, состав которой изменяется во время подкисляющего процесса разрыва от первоначальной смеси ацетат натрия/уксусная кислота до уксусной кислоты, до смеси уксусной кислоты и хлористо-водородной кислоты и затем до хлористо-водородной кислоты; такое изменение может быть осуществлено инкрементально в три стадии или непрерывно закачиванием смеси кислот. В этом примере кислоты (уксусная кислота и хлористо-водородная кислота) являются реагентами и продуктами, полученными контактированием жидкости с формацией содержащей карбонат горной породы может быть диоксид углерода, вода и неорганические соли. Реакционная способность жидкости стимуляции разрыва повышается во время процесса обработки, чтобы поддерживать число эффективности стимуляции разрыва, достаточное для оптимизации образования проводящих протравленных проточных каналов в формации. Оптимальное число эффективности стимуляции разрыва, Ff, используют (обычно интегрированный в компьютерную программу стимулятора разрыва) для регуляции состава жидкости посредством реакционной способности и скорости потока на основании параметров формации и жидкости. Проводящие протравленные проточные каналы являются каналами,которые образованы потоком и реакцией жидкости стимуляции разрыва вдоль внешних сторон разрыва,через который углеводородные жидкости и другие жидкости формации могут затем течь из различных точек вдоль разрыва к стволу скважины. Новый способ обычно и предпочтительно начинается с общепринятой стадии разрыва подушки для образования разрыва или открытия существующего разрыва или разрывов в содержащей карбонат подземной формации. После приготовления имеющую низкую реакционную способность жидкость разрыва закачивают для стимуляции области разрыва около вершины. Реакционную способность жидкости стимуляции затем позже повышают (инкрементально или непрерывно) для стимуляции целевой области,которая изменяется от района около вершины разрыва до ствола скважины, когда обработка для стимуляции прогрессирует. В соответствии с этим подходом, избыточное образование червячных отверстий и расход реагента минимизируют между стволом скважины и целевой областью стимуляции. Реакционную способность жидкости выбирают таким образом, чтобы на скорость растворения карбоната в подземной формации горной породы оказывала достаточное влияние скорость переноса массы так, чтобы это приводило к образованию проводящих протравленных проточных каналов в целевой области стимуляции разорванной формации. Скорость потока в целевой области стимуляции повышается, когда обработка прогрессирует (поскольку он движется ближе к стволу скважины), и реакционную способность жидкости повышают для поддержания числа эффективности стимуляции разрыва, достаточного для оптимизации создания проводящих протравленных проточных каналов на внешней стороне формации. Реакционная способность жидкости стимуляции может быть регулирована варьированием скорости реакции, скорости переноса масс или тем и другим. Например, скорость реакции может быть снижена изменением типа жидкости стимуляции разрыва, изменением формы жидкости от раствора до эмульсии, добавлением подходящих солей (которые изменяют константу равновесия для поверхностной реакции) или повышением рН жидкости стимуляции разрыва. Скорость реакции может быть также снижена изменением физических условий процесса (например, снижением скорости потока насоса и/или давления закачивания, или охлаждением жидкости стимуляции разрыва с использованием внешних средств охлаждения или внутренних средств охлаждения (например, закачиванием большой подушки, добавлением азота или другого газа,который является инертным в процессе). Другой пример настоящей обработки для стимуляции разрыва включает закачивание непрерывно изменяемой смеси уксусной кислоты (НАс) и хлористо-водородной кислоты (НСl) через ствол скважины и в нефтяной коллектор, сложенный карбонатными породами, в подземной формации. В данном примере две кислоты одновременно закачивают в формацию со скоростями течения, постепенно изменяющимися от общей скорости закачивания (Q) до нуля и от нуля до Q для НАс и НСl соответственно (т.е. от несмешанной НАс до смесей НАс/HCl и до несмешанной НСl). Примеры других подходящих систем жидкостей разрыва перечислены в таблице. Как показывает информация в таблице, жидкость с более низкой реакционной способностью может быть и предпочтительно является в большинстве случаев водной кислотой (такой как муравьиная кислота, уксусная кислота и тому подобное), эмульгированной кислотой или желатирующим агентом (например, аминополикарбоновой кислотой, такой как N-гидроксиэтил-N,N',N'-этилендиаминтриуксусная кислота ("HEDTA") или ее соль натрия (Na), калия (K) или аммония (NH4+) при основном значении рН),тогда как жидкостью с более высокой реакционной способностью может быть и обычно является водная кислота (такая как уксусная кислота, хлористо-водородная кислота), водный хелатирующий агент (например, HEDTA при кислотном значении рН) или тому подобное. Хелатирующие агенты, пригодные здесь, являются известным классом материалов, имеющим много членов. Класс хелатирующих агентов включает, например, аминополикарбоновые кислоты и фосфоновые кислоты и их соли натрия, калия и аммония. HEDTA и НЕIDA (гидроксиэтилиминодиуксусная кислота) являются пригодными в настоящем способе; свободные кислоты и их соли Na, K, NH4+ (и соли Са) являются растворимыми в сильной кислоте, а также при высоком значении рН, так что их можно более легко использовать при любом значении рН и в комбинации с любыми другими реакционноспособными жидкостями (например, НСl). Подходящими являются также другие члены типа аминополикарбоновых кислот, в том числе EDTA, NTA (нитрилотриуксусная кислота), DTPA (диэтилентриаминпентауксусная кислота) и CDTA (циклогексилендиаминтетрауксусная кислота). При низком значении рН эти последние кислоты и их соли могут быть менее растворимыми. Примеры подходящих фосфоновых кислот и их солей включают АТМР: аминотри(метиленфосфоновую кислоту); HEDP: 1-гидроксиэтилиден-1,1-фосфоновую кислоту; HDTMPA: гексаметилендиаминтетра(метиленфосфоновую кислоту); DTPMPA: диэтилендиаминпентаметиленфосфоновую кислоту и 2-фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновую кислоту. Все эти фосфоновые кислоты являются доступными от Solutia, Inc., St. Louis, MO, USA, как DeQUEST (Registered Trademark of Solutia) фосфонатами. Такие материалы являются известными в нефтяном промысле. Однако обработки известного уровня техники не предусматривали закачивание таких жидкостей в формацию таким образом, чтобы поддерживать оптимальное число эффективности стимуляции разрывов, и они не были такими эффективными, как способы настоящего изобретения в создании проводящих протравленных проточных каналов в формации. Образование пропускающих протравленных проточных каналов в формации оптимизируют регулированием переменных величин переноса масс (обычно, диффузности, вязкости и скорости потока) и переменных величин поверхностной реакции (обычно, скорости поверхностной реакции и константы равновесия для поверхностной реакции) жидкости стимуляции, так чтобы поддерживать оптимальное число эффективности стимуляции разрывов (т.е. приблизительно от 0,1 до приблизительно 0,3) во время процесса разрыва пласта. Это число определяют математической зависимостью, установленной при оптимальном числе эффективности стимуляции Ff, предложенной в указанном ниже уравнении (1).-3 006335 Образование проводящих протравленных проточных каналов вдоль внешней стороны разрыва имеет место, когда на скорость растворения влияет скорость переноса массы и имеются локальные изменения в скорости потока. Изменения в скорости потока могут быть вызваны локальными изменениями в ширине разрыва (вследствие изменений в механических свойствах горной породы и/или напряжений в формации) и присутствием поверхностных неровностей, которые образуют извилистые и ограничивающие течение пути. Результатом являются локальные изменения в скорости растворения, которые вызывают неравномерное протравливание и, в результате, образование проводящих протравленных проточных каналов. Изменения в минералогии, которые могут также привести к локальным изменениям в скорости растворения, исторически были важнейшими, если не единственными, описанными средствами получения достаточно неравномерного протравливания во время разрыва подкислением. Эти изменения способствуют неравномерному протравливанию, если на локальное растворение достаточное влияние оказывают кинетики поверхностной реакции для по меньшей мере одного из минеральных типов, присутствующих вдоль внешних сторон разрыва. Структура протравленного рисунка, который образуется вдоль разрыва, зависит от скоростей переноса массы и поверхностной реакции. Поэтому структура изменяется с изменением скорости потока и типа используемой жидкости стимуляции разрыва и минеральной системы в целевой области стимуляции формации. При низких скоростях потоков (и/или быстрых скоростях реакции) быстрый расход реагента приводит к растворению около ствола скважины. Этот протравленный рисунок дает ограниченное просачивание и закрывается при замкнутом напряжении вследствие низкой поверхностной прочности. При промежуточном закачивании и/или скоростях реакции образуются проводящие протравленные каналы. Эти каналы проникают глубоко вдоль разрыва (далеко от ствола скважины) и приводят к большим площадям нерастворенной горной породы, которые эффективно поддерживают замкнутые напряжения и поддерживают каналы открытыми, когда разрыв закрывается. При высоких скоростях потоков (и/или низких скоростях реакции) однородное растворение имеет место, когда реагент глубоко проникает вдоль разрыва. Рисунок равномерного растворения не обеспечивает достаточное растворение или неравномерное протравливание для поддержания проводимости после закрытия разрыва. Однако при варьировании скорости потока и/или реакционной способности жидкости стимуляции разрыва в соответствии с настоящим изобретением происходит образование проводящих проточных протравленных каналов вдоль внешней стороны разрыва, и образование таких каналов оптимизируют поддержанием оптимального числа стимуляции разрыва во время процесса разрыва. Это иллюстрируется на фигуре. Эффективность жидкости стимуляции для обеспечения рисунка травления для оптимального растворения демонстрируется числом эффективности стимуляции разрыва Ff, который при использовании в настоящем способе стимуляции разрыва определяют следующим образом: где Daf представляет собой число Damkohler в разрыве и f представляет собой безразмерный термин потери жидкости разрыва. Число Damkohler разрыва, Daf определяют следующим образом: где Q представляет собой скорость локального потока в разрыве, h и L представляют собой высоту и длину разрыва, соответственно, и K представляет собой общую константу скорости растворения. Общая константа скорости растворения зависит от суммы переноса массы и сопротивляемостей реакции в ряду,которая для поверхностной реакции первого порядка дается уравнением где K1 и K3 представляют собой коэффициенты переноса масс для реагентов и продуктов, соответственно, kr представляет собой константу скорости поверхностной реакции, Keq представляет собой эффективную константу равновесия реакции ипредставляет собой стехиометрическое отношение израсходованных реагентов к полученным продуктам. Величины kr и Keq зависят от конкретной системы жидкостьминерал и обычно являются устойчивой функцией температуры. Для реакций непервого порядка, поверхностной реакции псевдопервого порядка выражение скорости реакции может быть использовано,например, в The Appendix to Capter 16 entitled "Advances in Understanding and Predicting Wormhole Formation", by Christopher N.Fredd, (e.g., at page A16-4), and Chapter 17 entitled "Carbonate Acidizing Desing",authored by J.A.Robert and C.W.Crowe, of the text "Reservoir Stimulation", Third Edition, Edited by MichaelJ.Economides and Kenneth G.Nolte, John WileySons (2000). Коэффициенты переноса массы (K1 и K3) могут быть определены из опубликованных корреляций. Пример корреляции переноса масс для потока между параллельными плоскостями приводится следующим образом: где De представляет собой эффективную диффузионную способность реагентов (для K1) или продуктов(для K3), w представляет собой ширину разрыва и Sh представляет собой число Sherwood для потока щели, которое может быть представлено следующим образом:(5c) где Re = Q p/h/, представляет собой число Рейнольдса и Sc = /p/De, представляет собой число Шмидта,гдепредставляет собой вязкость жидкости и р представляет собой плотность жидкости. См., например,Cussler, E.L., "Diffusion: Mass Transfer in Fluid Systems", Cambridge University Press, New York (1984); andNavarrete et al., "Emulsified Acid Enhances Well Production in High-Temperature Carbonate Formation", SPE 50612, presented at the 1998 SPE European Petroleum Conference, The Hague, The Netherlands, October 2022, 1998. Корреляции в уравнениях (5a), (5b) и (5 с) являются действительными для ламинарного, переходного и турбулентного потока соответственно. Эти выражения не относятся к конвекции, перпендикулярной к внешней стороне разрыва (т.е. утечке жидкости). Коэффициенты переноса масс могут быть отрегулированы так, чтобы включать утечку жидкости с использованием такого уравнения, как где 1 представляет собой потерю жидкости или скорость утечки. Посредством вычисления K на основе коэффициентов переноса массы, корректированных с использованием уравнения (6), в оптимальное число эффективности стимуляции разрыва Ff включают влияния утечки жидкости. Безразмерный термин потери жидкости разрыва (f) представляют следующим образом: Термин потери жидкости разрыва означает количественную потерю жидкости стимуляции разрыва из разлома вследствие утечки, но не обеспечивает указание, как реагенты эффективно расходуются в разрыве. Число разрыва Damkhler указывает количество реагентов, израсходованное на стенках разрыва в противоположность реагентам, перенесенным вдоль разрыва. Предпочтительная обработка для стимуляции разрыва в соответствии с настоящим изобретением начинается с обычной стадии подушки для генерации разрыва. Жидкостью подушки может быть, и обычно бывает, желатинизированная водная жидкость, такая как вода или рассол из скважины, загущенный вязкоэластичным поверхностно-активным веществом или водорастворимым или вододиспергируемым полимером, таким как кизельгур, гидроксипропилкизельгур или тому подобное. Жидкость подушки может содержать различные добавки, такие как добавки потери жидкости, сшивающие агенты и тому подобное. После этого жидкость стимуляции разрыва с изменяющейся реакционной способностью от низкой реакционной способности до высокой реакционной способности закачивают через ствол скважины и в формацию со скоростью и под давлением, по меньшей мере, достаточными для разрыва подземной формации или распространения разрыва далее в формацию. Жидкостью стимуляции разрыва может быть хелатирующий агент, такой как алкиленполиаминполикарбоновая кислота (например, N,N,N',N'этилендиаминтетрауксусная кислота ("EDTA"), или N-гидроксиэтил-N,N',N'-этилендиаминтриуксусная кислота ("HEDTA") или ее подходящая соль (например, аммониевая соль), или одна кислота или смесь кислот, или кислоты с подходящей солью, как показано в таблице. Реакционная способность жидкости стимуляции разрыва может быть варьирована регуляцией концентрации кислоты и/или соли (например,кислых солей) или изменением рН. Кислые соли оказывают влияние на эффективную константу равновесия для поверхностной реакции и повышенное количество подходящей соли будет снижать реакционную способность жидкости. Аналогично этому, жидкости с более низким значением рН являются более кислотными и более реакционноспособными, чем жидкости с более высоким значением рН. Для иллюстрации, добавлением кислых солей (например, ацетата натрия) к соответствующей кислоте (например,уксусной кислоте) пользователь может обычно снизить реакционную способность кислотного компонента жидкости стимуляции разрыва. Состав кислотной жидкости стимуляции разрыва может быть варьирован непрерывно или инкрементально во время разрывающей обработки при готовности пользователя. Жидкость стимуляции разрыва может содержать различные добавки (такие как, например, ингибиторы коррозии, агенты регуляции ионов, поверхностно-активные вещества и тому подобное). Периодически на протяжении обработки может (необязательно) быть закачана разделительная жидкость для создания неравномерного протравливания вследствие языкообразования (в результате разности вязкостей) подаваемой затем жидкости через разделительную жидкость для обеспечения охлаждения или снижения утечки жидкости. Языкообразование в результате разности вязкостей может обеспечить вторичный механизм неравномерного протравливания в дополнение к характеру (рисунку) протравливания, вызываемого проведением процесса разрыва пласта при оптимальном числе эффектив-5 006335 ности стимуляции в соответствии с данным способом. Например, подкисляющая обработка разрыва в соответствии с настоящим изобретением может использовать последовательное закачивание: желатинизированной водной подушки из загущенной кизельгуром воды, уксусной кислоты (например, 10%), разделительной жидкости (например, загущенной кизельгуром воды), смеси хлористо-водородной кислоты и уксусной кислоты, разделительной жидкости (например, загущенной кизельгуром воды) и водной хлористо-водородной кислоты (например, 28%). Разделительная жидкость может содержать различные добавки, такие как отводящие агенты, буферные агенты и тому подобное; такие добавки являются хорошо известными в данной области. Аналогично этому, процедурные способы закачивания жидкостей стимуляции разрыва по стволу скважины для разрыва подземной формации являются хорошо известными. Лицо, которое намеревается проводить такие обработки для разрыва, является средним специалистом в данной области, для которого предназначено данное изобретение. Такой специалист имеет многочисленные полезные инструменты для создания и осуществления разрывающих обработок, одним из которых является компьютерная программа, обычно называемая моделью имитации разрыва (а.k.а, моделями разрыва, имитаторами разрыва и моделями помещения разрыва). Большинство, если не все сервисные компании, которые обеспечивают службу разрыва пластов нефтяных промыслов, имеют одну или несколько моделей имитации разрывов,которые используют разработчики такой обработки. Одна коммерческая модель стимуляции разрыва,которая широко используется несколькими компаниями по обслуживанию, известна как FracCADE. Эта коммерческая компьютерная программа является программой проектирования образования разрывов, расчета и мониторинга обработки, которая разработана Schlumberger, Ltd. Все из различных моделей имитации разрыва используют информацию, доступную для разработчика обработки, относящуюся к обрабатываемой формации и различным жидкостям для обработки (и добавкам) в вычислениях, и выводом программы является режим закачивания, который используют для закачивания жидкостей стимуляции разрыва в ствол скважины. Текст книги "Reservoir Stimulation", Third Edition, Edited by MichaelJ.Economides and Kenneth G.Nolte, Published by John WileySons (2000), является превосходным ссылочным материалом, описывающим разрыв пласта и другие обработки скважин; в главе 5 (стр. 5-25), и в приложении к главе 5 (стр. А-15) обсуждаются модели стимуляции разрыва. Описание главы 5 и приложения к главе 5 включено здесь в качестве ссылки. Типичными разработанными процедурами изобретения для варьирования реакционной способности (и фиксированной скорости закачивания) жидкости разрыва являются следующие процедуры. 1. Получение требуемых параметров формации и разрыва, в том числе поверхностной скорости закачива.ния потока, требуемой для разрыва пласта, Q0, геометрии разрыва (w, H и L), температуры коллектора и любых дополнительных параметров, которые требуются для стимулятора разрыва, такого какFracCADE. 2. Выбор требуемого расстояния от ствола скважины для стимуляции разрыва (должно быть меньше, чем начальная длина разрыва, или равно ей). Эта величина будет представлять собой расположение начальной целевой области стимуляции. 3. Вычисление локальной скорости утечки (1) при учете принятой в настоящее время глубины проникновения червячного отверстия (например, с использованием коэффициента потери жидкости червячного отверстия, введенного Hill et al., "The Effect of Wormholing on the Fluid-Loss Coefficient in AcidFracturing", SPE Production Engineering, pages 257-263, November 1995). 4. Вычисление скорости потока как функции положения вдоль длины разрыва (Q), основанной на поверхностной скорости закачивания и скорости потери жидкости. 5. Обратное вычисление принятой в настоящее время оптимальной константы общей скорости растворения (K) из скорости потока в рассматриваемой (целевой) области стимуляции (определенной в стадии 4), числа эффективности стимуляции разрыва Ff, определенного в уравнении (1), оптимального числа эффективности стимуляции разрыва приблизительно от 0,1 до приблизительно 0,3, обычно приблизительно 0,2, и принятой в настоящее время геометрии разрыва. Это представляет собой свойства жидкости, требуемые для достижения оптимального числа эффективности стимуляции разрыва в рассматриваемой области стимуляции. 6. Выбор жидкости стимуляции с подходящими свойствами (т.е. , р, De, Dpe, kr и Keq) так, чтобы принятую в настоящее время общую константу скорости растворения, вычисленную в стадии 5, можно было получить в разрыве. Подходящие свойства жидкости могут быть достигнуты комбинацией различных типов жидкости или добавлением материалов (таких как замедлители химических реакций, эмульгирующие агенты, соли и тому подобное) к жидкой системе. Если общая константа скорости растворения (K) для выбранной жидкости является слишком высокой, изменения в реакционной способности могут быть достигнуты добавлением определенных солей, изменением рН жидкости, изменением типа жидкости стимуляции или тому подобное. 7. Вычисление количества растворения (протравленной ширины) и локальной глубины проникновения винтового отверстия для жидкости стимуляции, выбранной в стадии 6.-6 006335 8. Корректировка геометрии разрыва. Замечание: FracCADE и другие современные коммерческие модели стимуляции разрыва могут сделать эту стадию 8 автоматической, хотя и в упрощенном способе,который не включает в себя влияние неравномерного протравливания. 9. Повторение стадий от 3 до 8 до тех пор, пока вершина принятой в настоящее время рассматриваемой области стимуляции не будет иметь требуемую протравленную ширину. 10. Движение рассматриваемой области стимуляции в направлении винтового отверстия, так чтобы все области за пределами рассматриваемой области стимуляции были адекватно стимулированы. 11. Повторение стадий от 3 до 10 до тех пор, пока вся длина разрыва не будет стимулированным разрывом. Производительность данной разработанной процедуры определяет оптимальные свойства жидкости для любого определенного времени во время обработки для стимуляции разрыва. Аналогичные разработанные процедуры могут быть использованы, когда скорость закачивания изменяют во время обработки для поддержания оптимального числа стимуляции разрыва Ff приблизительно от 0,1 до приблизительно 0,3, предпочтительно приблизительно 0,2. Этот способ может включать в себя обеспечение неизменности свойств жидкости стимуляции разрыва и регулировку скорости закачивания, Q, в стадиях 5 и 6. Хотя здесь были описаны способы получения углеводородов, и наиболее обычно их используют для этого, они могут быть также использованы в нагнетательных скважинах и для получения других жидкостей, таких как вода или минерализованная вода. Примеры Пример 1. Подкисляющую обработку разрыва с вариабельными кинетиками реакции моделировали для известняковой формации при 200F (93C). Модель стимуляции допускала глубину скважины 13000 футов (3962 м), длину разрыва 800 футов (244 м), высоту разрыва 50 футов (15,24 м) и ширину разрыва при червячном отверстии 0,2 дюйма (5,08 мм). Жидкостью стимуляции была 10% водная уксусная кислота (НАс), закачиваемая при скорости 30 баррелей в минуту (4,77 кл/мин), реакционную способность жидкости регулировали варьированием концентрации ацетата натрия (NaAc) в жидкости стимуляции разрыва. Повышение концентрации NaAc вызывает снижение общей скорости растворения (C.N. Freddand H.S. Fogler, "The Kinetics of Calcite Dissolution in Acetic Acid Solutions", Chem. Eng. Sci., 53 (22), pages 3863-3874 (Oct. 1998. Для поддержания оптимального числа эффективности стимуляции разрыва на уровне 0,2 требуемую общую константу скорости растворения K для обработки от верха до ствола скважины варьировали от начальной величины 1.E.-0.3 до 6.Е-0.3 на протяжении семи (7) стадий обработки,где концентрация ацетата натрия (NaAc) в 10% водной уксусной кислоте (НАс) снижалась (и реакционная способность жидкости повышалась), когда обработка развивалась от стадии 1 до стадии 7. Требуемая реакционная способность повышается приблизительно на порядок магнитуды на протяжении 7 стадийного курса обработки. Обработка с вариабельными кинетиками вызывает образование проводящих протравленных проточных каналов (при оптимальном числе стимуляции разрыва 0,2), которые проникают приблизительно на 300 футов (91,44 м). В противоположность этому, было подсчитано с использованием подобных принятых величин, что обычная обработка эмульгированной хлористо-водородной кислотой могла бы эффективно обеспечить проникновение только приблизительно до половины этой глубины и что подобная окисляющая обработка разрыва либо 15%, либо 28% НСl не может создать проводящие протравленные проточные каналы в формации, но может иметь тенденцию растворять формацию и обеспечивать проникновение приблизительно только на 75 футов (22,86 м) в формацию. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ разрыва для стимуляции добычи углеводородных жидкостей из нефтяного коллектора,образованного карбонатными породами, в подземной формации, который содержит следующие операции: а) выбор с использованием модели стимуляции условий закачивания для жидкости стимуляции разрыва для получения оптимального числа эффективности разрыва Ff приблизительно от 0,1 до приблизительно 0,3, предпочтительно приблизительно 0,2; b) закачивание указанной жидкости стимуляции разрыва в и через ствол скважины в нефтяной коллектор, образованный карбонатными породами, в указанных условиях закачивания; с) регулирование указанных условий закачивания для поддержания указанного числа эффективности разрыва в процессе разрыва. 2. Способ разрыва по п.1, в котором стадии закачивания жидкости стимуляции разрыва дополнительно предшествует стадия закачивания водной жидкости подушки. 3. Способ по любому из пп.1-2, в котором реакционную способность жидкости стимуляции разрыва повышают для поддержания ограничения переноса массы, достаточного для оптимизации образования проводящих проточных каналов в нефтяном коллекторе, образованном карбонатными породами, в подземной формации. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором реакционную способность жидкости выбирают с использованием такой модели имитации, чтобы на скорость растворения карбоната в подземной формации достаточно влияла скорость переноса массы, что приводило бы к образованию проводящих протравленных проточных каналов в целевой области стимуляции разорванной формации.-7 006335 5. Способ разрыва по любому из пп.1-4, в котором скорость потока закачанной жидкости стимуляции разрыва в формацию снижается по мере прохождения процесса. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором жидкость стимуляции разрыва варьируют от жидкости с более низкой реакционной способностью до жидкости с более высокой реакционной способностью. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором в качестве жидкости стимуляции разрыва используют водную жидкость, которая содержит уксусную кислоту и/или хлористо-водородную кислоту. 8. Способ по любому из пп.1-6, в котором состав жидкости стимуляции разрыва изменяется во время проведения способа сначала от смеси ацетат натрия/уксусная кислота до уксусной кислоты, до смеси уксусной кислоты и хлористо-водородной кислоты и затем до хлористо-водородной кислоты. 9. Способ по любому из пп.1-6, в котором композиция жидкости стимуляции разрыва включает хелатообразователь, аминополикарбоновую кислоту или фосфоновую кислоту или ее соль в качестве по меньшей мере одного из реакционноспособных компонентов жидкости стимуляции разрыва. 10. Способ по любому из пп.1-6, в котором рН жидкости изменяется в ходе способа от основного рН до кислотного рН. 11. Способ по любому из пп.1-6, в котором жидкость стимуляции разрыва включает эмульгированную хлористо-водородную кислоту, которая содержит поверхностно-активное вещество в количестве,изменяемом в ходе процесса от высокой концентрации поверхностно-активного вещества до низкой концентрации поверхностно-активного вещества.