RU2523316C1

RU2523316C1 - Method of hydraulic breakdown of formation

Info

Publication number: RU2523316C1
Application number: RU2012154650/03A
Authority: RU
Inventors: Евгений Борисович Барматов; Сергей Михайлович МАКАРЫЧЕВ-МИХАЙЛОВ; Дмитрий Иванович ПОТАПЕНКО; Кристофер Н. Фредд
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2010-05-18
Filing date: 2010-05-18
Publication date: 2014-07-20
Also published as: CA2799555A1; CN103109039A; RU2012154650A; MX341853B; US20130105157A1; WO2011145966A1; MX2012013299A; AR081195A1

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method suggests deviation of injected operating fluid containing a friction reducer during hydraulic fracturing process. Hydraulic fracturing of the underground formation includes injection of an intermediate liquid with viscosity less than approximately 50 mPa·s at shear rate of 100 s^-1 at external conditions. Then proppant suspension is injected with viscosity less than approximately 50 mPa·s at shear rate of 100 s^-1 at external conditions. Thickened liquid is injected with viscosity more than approximately 50 mPa·s at shear rate of 100 s^-1 at external conditions or thickened liquid with viscosity less than approximately 20 mPa·s upon which it becomes thickened.

EFFECT: improving the hydraulic fracturing efficiency.

3 ex, 3 dwg

Description

Предпосылки создания изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION

Извлечение углеводородов из нетрадиционных пластов, таких как плотные песчаники и глинистые сланцы, обычно требует интенсификации притока, например, с помощью гидравлического разрыва пласта для обеспечения рентабельной добычи. Широкий ряд жидкостей на водной основе с небольшой добавкой несшитого полимера (или других соединений, понижающих трение) часто используются в качестве жидкости для гидроразрыва пласта с целью интенсификации притока в малопроницаемых нетрадиционных (сланцевых) пластах. Такие способы обработки рассчитаны на интенсификацию притока из крупных объемов пласта и открытие большей площади поверхности углеводородсодержащей породы, способствуя тем самым увеличению добычи. Хотя реагенты на водной основе, как правило, плохо обеспечивают перенос в трещину обычных расклинивающих агентов вследствие своей очень низкой вязкости, их, тем не менее, считают эффективными и экономичными. Применение низковязких жидкостей для интенсификации притока из трещин в малопроницаемых пластах иногда приводит к созданию сети пересекающихся трещин гидроразрыва, а иногда - к развитию единичной плоскости трещины. Несмотря на то что низкая проводимость, достигаемая при таких способах обработки, часто оказывается достаточной для пластов глинистых сланцев, можно полагать, что увеличение поверхности контакта за счет формирования сложной сети трещин станет одним из основных факторов, позволяющих увеличить добычу углеводородов в таких пластах.Extraction of hydrocarbons from unconventional formations, such as dense sandstones and shales, usually requires stimulation of the inflow, for example, by hydraulic fracturing to ensure cost-effective production. A wide range of water-based fluids with a small addition of non-crosslinked polymer (or other compounds that reduce friction) are often used as hydraulic fracturing fluids to stimulate flow in low-permeability unconventional (shale) formations. Such processing methods are designed to intensify the influx from large volumes of the reservoir and the discovery of a larger surface area of hydrocarbon-containing rocks, thereby contributing to an increase in production. Although water-based reagents, as a rule, poorly provide for the transfer of conventional proppants into the fracture due to their very low viscosity, they are nonetheless considered effective and economical. The use of low-viscosity fluids to intensify the influx from fractures in low-permeable formations sometimes leads to the creation of a network of intersecting hydraulic fractures, and sometimes to the development of a single plane of the fracture. Despite the fact that the low conductivity achieved with such processing methods is often sufficient for shale formations, it can be assumed that an increase in the contact surface due to the formation of a complex network of cracks will become one of the main factors allowing to increase hydrocarbon production in such formations.

Существующие методы обработки оказались недостаточно эффективными для формирования сети трещин с высокой плотностью трещин. Сложность сети трещин выражается в количестве взаимосвязанных трещин в системе сети, как показано на фиг.1. Существует потребность в надежном методе гидроразрыва, при котором создается сеть трещин повышенной сложности и, таким образом, большая поверхность контакта с пластом в течение одного цикла ГРП.Existing processing methods were not effective enough to form a network of cracks with a high crack density. The complexity of the crack network is expressed in the number of interconnected cracks in the network system, as shown in FIG. There is a need for a reliable fracturing method in which a network of fractures of increased complexity is created and, thus, a large contact surface with the formation during one hydraulic fracturing cycle.

Краткое изложение сущности изобретенияSummary of the invention

Один из вариантов осуществления настоящего изобретения представляет собой способ гидравлического разрыва подземной формации, при котором ряд жидкостей последовательно закачивается в формацию; эта последовательность в качестве отличительного признака содержит первый цикл, который включает (a) закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1 при внешних условиях, (b) закачивание суспензии расклинивающего агента с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1 при внешних условиях, (c) закачивание загущенной жидкости (которая будет действовать в качестве отклоняющего агента) с вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·c при скорости сдвига 100 с⁻¹ при внешних условиях и один или несколько последующих циклов, включающих повторение этапов (b) и (c). В некоторых случаях первой закачивается промежуточная жидкость. Как правило, проницаемость формации менее чем приблизительно 1 мД.One of the embodiments of the present invention is a method of hydraulic fracturing of an underground formation, in which a number of liquids are sequentially pumped into the formation; this sequence contains, as a hallmark, a first cycle that includes (a) injecting an intermediate fluid with a viscosity of less than about 50 mPa · s at a shear rate of 100 s ⁻¹ under ambient conditions, (b) pumping a suspension of proppant with a viscosity of less than about 50 mPa · c at a shear rate of 100 s ^-1 at ambient conditions, (c) pumping the gelled liquid (which will act as a diverting agent) having a viscosity of greater than about 50 mPa · c at a shear rate of 100 s ^-1 at is these conditions and one or more subsequent cycles including repeating steps (b) and (c). In some cases, the intermediate fluid is first injected. Typically, the permeability of the formation is less than about 1 mD.

В другом варианте осуществления загущенная отклоняющая жидкость обладает вязкостью менее чем приблизительно 20 мПа·c во время закачки, после чего она загустевает в пласте; например, пласт содержит карбонат, при этом загущенная жидкость первоначально является кислотной и становится более вязкой по мере расходования кислоты. Для образования таких систем, которые загустевают в пласте, могут использоваться самоотклоняющие кислотные системы.In another embodiment, the thickened diverting fluid has a viscosity of less than about 20 mPa · s during injection, after which it thickens in the formation; for example, the formation contains carbonate, wherein the thickened fluid is initially acidic and becomes more viscous as acid is consumed. Self-deflecting acid systems can be used to form systems that thicken in the formation.

В различных других вариантах осуществления загущенная жидкость содержит также расклинивающий агент; общий объем жидкости, закачиваемой на этапах (b), составляет по меньшей мере 75 процентов общего объема жидкости, закачиваемой при гидроразрыве; жидкость, закачиваемая на этапах (b), переносит по меньшей мере 90 процентов всего расклинивающего агента, закачиваемого при гидроразрыве; для расклинивающего агента выбирают одну из следующих форм: сферы, стержни, цилиндры, пластины, листы, сфероцилиндры, эллипсоиды, торы, овалы, волокна, дуги/ячейки, сети, сети/ячейки, соты, пузырьки, губчатые или пеноструктуры, а также комбинации этих форм; размер расклинивающего агента варьирует в пределах приблизительно от 5 до 1000 микрон.In various other embodiments, the thickened liquid also comprises a proppant; the total volume of fluid injected in steps (b) is at least 75 percent of the total volume of fluid injected during fracturing; the fluid injected in steps (b) carries at least 90 percent of the total proppant injected during fracturing; for the proppant, one of the following forms is chosen: spheres, rods, cylinders, plates, sheets, spherical cylinders, ellipsoids, tori, ovals, fibers, arcs / cells, networks, networks / cells, honeycombs, bubbles, spongy or foam structures, as well as combinations these forms; the size of the proppant varies from about 5 to 1000 microns.

Еще в одном варианте осуществления по меньшей мере одна из закачиваемых жидкостей содержит твердые материалы, поддающиеся разложению, такие как полимолочная кислота, полигликолевая кислота, сополимеры полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеры гликолевой кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или оксикарбоновые кислоты, сополимеры молочной кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или оксикарбоновые кислоты, а также смеси указанных материалов. Поддающиеся разложению материалы, как правило, используются в форме волокон, пластин, хлопьевидных частиц, гранул и их комбинаций.In yet another embodiment, at least one of the injected fluids contains degradable solid materials such as polylactic acid, polyglycolic acid, copolymers of polylactic acid and polyglycolic acid, copolymers of glycolic acid with other groups containing hydroxyl, carboxylic or hydroxycarboxylic acids, copolymers lactic acid with other groups containing hydroxyl, carboxylic or hydroxycarboxylic acids, as well as mixtures of these materials. Degradable materials are typically used in the form of fibers, plates, flocculent particles, granules, and combinations thereof.

В других вариантах осуществления жидкость этапа (a), или жидкость этапа (b), или обе эти жидкости содержат понизитель трения. Жидкость этапа или этапов (c) может в некоторых случаях содержать расклинивающий агент в количестве менее чем приблизительно 0,024 кг на литр свободной от примесей жидкости или может в некоторых случаях быть практически свободной от расклинивающего агента.In other embodiments, the implementation of the fluid of step (a), or the fluid of step (b), or both of these fluids contain a friction reducer. The liquid of step (s) may, in some cases, contain a proppant in an amount of less than about 0.024 kg per liter of impurity-free liquid, or may in some cases be substantially free of a proppant.

В соответствии с другими вариантами осуществления после одного или нескольких циклов выполняется закачка жидкости с вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·c при скорости сдвига 100 с⁻¹ при внешних условиях, содержащей крупнозернистый расклинивающий агент; после одного или нескольких этапов закачки жидкости с вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·c при скорости сдвига 100 с⁻¹ при внешних условиях, содержащей крупнозернистый расклинивающий агент, в некоторых случаях может осуществляться закачка жидкости, содержащей агент для регулирования выноса расклинивающего агента из трещины в скважину.In accordance with other embodiments, after one or more cycles, fluid is injected with a viscosity of more than about 50 mPa · s at a shear rate of 100 s ⁻¹ under external conditions containing a coarse proppant; after one or several stages of pumping a fluid with a viscosity of more than approximately 50 mPa · s at a shear rate of 100 s ⁻¹ under external conditions containing a coarse-grained proppant, in some cases it may be injected with a fluid containing an agent to control the proppant removal from the fracture well.

В другом варианте осуществления способ включает заключительный этап закачки промывочной жидкости; вязкость по меньшей мере одной из жидкостей повышается под действием поддающегося разложению загустителя. В других вариантах осуществления по меньшей мере одному этапу (b) после первого этапа (b) предшествует этап (a) или каждому этапу (b) предшествует этап (a).In another embodiment, the method includes the final step of injecting the flushing fluid; the viscosity of at least one of the fluids increases under the action of a degradable thickener. In other embodiments, the implementation of at least one step (b) after the first step (b) is preceded by step (a) or each step (b) is preceded by step (a).

Общий объем жидкости, закачиваемой на этапах (c), предпочтительно составляет менее 10 процентов общего объема жидкости, закачиваемой при гидроразрыве. В каждом цикле отношение объема жидкости на этапе C к объему жидкости на этапе B предпочтительно равно менее чем приблизительно 1/10.The total volume of fluid injected in steps (c) is preferably less than 10 percent of the total volume of fluid injected during fracturing. In each cycle, the ratio of the fluid volume in step C to the fluid volume in step B is preferably less than about 1/10.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

На фиг.1 показана сложность системы трещин, возрастающая от A к B и от B к C.Figure 1 shows the complexity of the crack system, increasing from A to B and from B to C.

На фиг.2 представлена система манифольда.Figure 2 presents the manifold system.

На фиг.3 показана зависимость давления от времени в системе манифольда.Figure 3 shows the dependence of pressure on time in the manifold system.

Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Описание настоящего изобретения дается на примере обработки вертикальных скважин, но оно в равной степени применимо к скважинам с любой ориентацией. Описание изобретения дается на примере скважин для добычи углеводородов, но подразумевается, что настоящее изобретение может также использоваться в скважинах для добычи других жидкостей, таких как вода или диоксид углерода, или, например, в нагнетательных скважинах и скважинах хранения. Подразумевается также, что в рамках данного технического описания при указаниях на какой-либо диапазон используемых, соответствующих и т.п. концентраций или количеств имеются в виду любые концентрации или количества в пределах данного диапазона, включая начальную и конечную точки. Кроме того, каждое числовое значение следует сначала читать как имеющее определение «приблизительно» (если такое определение отсутствует в тексте) и в дальнейшем читать как не имеющее такого определения, если в контексте не оговорено иначе. Например, «диапазон от 1 до 10» означает указание на все без исключения возможные числа в непрерывном множестве между приблизительно 1 и приблизительно 10. Иными словами, в случае когда дается некоторый диапазон, даже если только несколько конкретных точек данных указаны в явном виде или подразумеваются внутри этого диапазона или даже если никакие точки данных не подразумеваются внутри этого диапазона, следует иметь в виду, что авторы изобретения учитывают и понимают, что все без исключения точки данных рассматриваются в качестве заданных, и что авторы изобретения обладают всем диапазоном и всеми точками внутри указанного диапазона.The description of the present invention is given by the example of processing vertical wells, but it is equally applicable to wells with any orientation. The invention is described using hydrocarbon production wells as an example, but it is understood that the present invention can also be used in wells for producing other fluids, such as water or carbon dioxide, or, for example, in injection wells and storage wells. It is also understood that within the framework of this technical description, when referring to any range of used, relevant, etc. concentrations or quantities refers to any concentration or amount within a given range, including the start and end points. In addition, each numerical value should first be read as having a definition of “approximately” (if such a definition is not included in the text) and further read as not having such a definition, unless the context says otherwise. For example, “a range of 1 to 10” means an indication of all possible numbers in a continuous set between approximately 1 and approximately 10. In other words, in the case where a certain range is given, even if only a few specific data points are indicated explicitly or implied within this range or even if no data points are implied within this range, it should be borne in mind that the inventors take into account and understand that, without exception, all data points are considered as given, and that the inventors possess the entire range and all points within the specified range.

Авторами изобретения разработан способ повышения сложности системы трещин для увеличения добычи углеводородов из нетрадиционных малопроницаемых пластов. При этом способе выполняется поэтапная закачка в пласт; обработка с помощью низковязкой жидкости дополняется по меньшей мере одним этапом закачки относительно небольшого объема жидкости, вязкость которой повышается под действием поддающегося разложению загустителя, используемого в качестве отклоняющего агента. Закачка отклоняющего агента на основе вязкой жидкости приводит к возрастанию эффективного давления и закупориванию некоторых микротрещин в первоначально созданной системе трещин, что вызывает образование дополнительных микротрещин, связанных с первоначальной сетью трещин, и увеличивает поверхность контакта с горной породой. Закачка вязких водяных пробок отклоняющего агента, как правило, повторяется. Такое использование пробок из вязкой жидкости обеспечивает интенсификацию притока из больших объемов пласта в его отдаленных областях. После обработки загущенная жидкость разлагается естественным путем или разрушается с помощью разжижителя, подготавливая добычу из временно закупоренных трещин. Следует отметить, что настоящее изобретение относится к способу перенаправления гидроразрыва в пределах зоны уже интенсифицированного притока, что приводит к созданию большей поверхности контакта с пластом благодаря возрастанию сложности трещин в этой зоне.The inventors have developed a method for increasing the complexity of the fracture system to increase hydrocarbon production from unconventional low-permeability formations. With this method, a phased injection into the reservoir is performed; processing with a low-viscosity fluid is complemented by at least one injection step of a relatively small volume of fluid, the viscosity of which is increased by the action of a degradable thickener used as a deflecting agent. The injection of a viscous fluid-based diverting agent leads to an increase in effective pressure and clogging of some microcracks in the initially created system of cracks, which causes the formation of additional microcracks associated with the initial network of cracks and increases the contact surface with the rock. The injection of viscous water plugs of the diverting agent is usually repeated. Such use of viscous fluid plugs provides intensification of inflow from large volumes of the reservoir in its remote areas. After processing, the thickened liquid decomposes naturally or is destroyed by a diluent, preparing production from temporarily clogged cracks. It should be noted that the present invention relates to a method for redirecting hydraulic fracturing within the zone of an already intensified inflow, which leads to the creation of a larger contact surface with the formation due to an increase in the complexity of cracks in this zone.

Когда приток из трещин стимулируется в нескольких продуктивных зонах, часто требуется обработка нескольких зон за несколько этапов. Вследствие этого возникает необходимость в применении метода отклонения, позволяющего осуществлять перенаправление гидроразрыва от зоны к зоне. Такое отклонение, в некоторых случаях с использованием нового перфорационного прострела после каждого ГРП, выполняется, например, с помощью мостовых пробок, уплотнительных шариков, твердогелевых пробок или пробок из поддающихся разложению волокон, порошка, хлопьевидных частиц, гранул, шариков и комков, иногда с покрытиями, медленно растворяющимися в воде. Другая ситуация, в которой требуется отклонение, возникает при перенаправлении гидроразрыва в пределах зоны интенсификации притока. В этом случае приток в дополнительном объеме породы стимулируется с использованием того же места ввода в пласте без перенаправления гидроразрыва в другую зону вдоль ствола скважины. Примечательно, что разработаны методы, в которых пробки из вязких жидкостей или мелкозернистого песка используются для предотвращения утечки жидкости и для уменьшения, а не увеличения сложности трещин в пластах с естественной трещиноватостью. В прошлом к созданию единичной плоскости трещины в призабойной зоне скважины вместо нескольких каналов взаимосвязанных трещин стремились целенаправленно для обеспечения существенного снижения извилистости и минимизации риска остановки пропанта.When inflow from cracks is stimulated in several productive zones, it is often necessary to process several zones in several stages. As a result, there is a need to use the deviation method, which allows for the redirection of hydraulic fracturing from zone to zone. Such a deviation, in some cases using a new perforation lumbar after each hydraulic fracturing, is performed, for example, using bridge plugs, sealing beads, hard gel plugs or plugs of degradable fibers, powder, flocculent particles, granules, balls and lumps, sometimes with coatings slowly soluble in water. Another situation in which deviation is required occurs when fracturing is redirected within the influx intensification zone. In this case, the inflow in the additional volume of the rock is stimulated using the same injection site in the formation without redirecting the fracture to another zone along the wellbore. It is noteworthy that methods have been developed in which plugs of viscous fluids or fine sand are used to prevent fluid leakage and to reduce rather than increase the complexity of fractures in formations with natural fracturing. In the past, instead of several channels of interconnected cracks, instead of several channels of interconnected fractures, they purposefully sought to create a single fracture plane in the bottomhole zone of the well to significantly reduce tortuosity and minimize the risk of proppant shutdown.

Было показано, что обработка пласта с помощью рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения, обеспечивает уровень добычи, сравнимый с уровнем, достигаемым с помощью обычного геля, но при значительно более низких затратах. Одна из важнейших особенностей операций с использованием рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения, состоит в относительно низком загрязнении трещины гидроразрыва благодаря низкому содержанию полимера в жидкости. Однако низкая вязкость жидкости существенно уменьшает транспортные свойства жидкости, поэтому размещение расклинивающего агента в глубине трещины представляет собой проблему. Одним из решений стало использование расклинивающих агентов малого и сверхмалого удельного веса. Другое решение состоит в поэтапном закачивании рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, и сшитого геля с различными количествами расклинивающих агентов; такие обработки часто называют гибридным ГРП. Хотя целью гидроразрыва с применением смешанной жидкости является более удобное размещение расклинивающего агента с помощью жидкости более высокой вязкости, чем у рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения, отмечаются и другие преимущества этого варианта, включая создание более широких трещин и тем самым предотвращение закупоривания расклинивающим агентом. Отмечается также, что при гибридном ГРП может формироваться большая эффективная длина гидроразрыва, однако эффективная удельная проводимость при гидроразрыве с применением «смешанной» жидкости не всегда выше, чем при гидроразрыве с применением рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения.It has been shown that treating the formation with working fluids containing a friction reducer provides a level of production comparable to that achieved with a conventional gel, but at significantly lower costs. One of the most important features of operations using working fluids containing a friction reducer is the relatively low contamination of the fracture due to the low polymer content in the fluid. However, the low viscosity of the liquid significantly reduces the transport properties of the liquid, therefore, the placement of proppant in the depth of the crack is a problem. One solution was the use of proppants of small and ultra-low specific gravity. Another solution is the phased injection of a working fluid containing a friction reducer, and a cross-linked gel with various amounts of proppants; such treatments are often called hybrid fracturing. Although the purpose of hydraulic fracturing using a mixed fluid is to more conveniently place the proppant with a higher viscosity fluid than working fluids containing a friction reducer, there are other advantages of this option, including the creation of wider cracks and thereby preventing clogging of the proppant. It is also noted that in case of hybrid hydraulic fracturing, a large effective fracture length can be formed, however, the effective conductivity in hydraulic fracturing using a “mixed” fluid is not always higher than in hydraulic fracturing using working fluids containing a friction reducer.

Был опробован гидроразрыв с помощью рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения, без использования расклинивающего агента или с использованием только крупнозернистого расклинивающего агента, либо с поочередным использованием этих двух вариантов. Однако обычный ГРП с помощью рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения, включает следующие этапы: a) закачка рабочей жидкости, содержащей понизитель трения (без расклинивающего агента); b) закачка рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, с тонкозернистым расклинивающим агентом (например, песок, приблизительно соответствующий ситу № 100 (зерна крупностью приблизительно от 0,105 до 0,21 мм) или ситу № 30/70 (приблизительно от 0,21 до 0,595 мм)) с концентрациями, постепенно возрастающими приблизительно от 0,1 до 2 ppa (концентрация расклинивающего агента в фунтах на галлон жидкости носителя) (приблизительно от 0,012 до 0,240 кг песка на литр свободной от примесей жидкости); c) закачка линейного геля (с типовой вязкостью приблизительно от 10 до 100 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1) с крупнозернистым расклинивающим агентом (например, песок, приблизительно соответствующий ситу № 20/40 (приблизительно от 0,42 до 0,841 мм) или песок с полимерным покрытием, приблизительно соответствующий ситу № 20/40) с концентрациями, возрастающими до приблизительно 5 ppa (приблизительно 0,6 кг песка на литр свободной от примесей жидкости), для удержания открытым околоскважинного пространства трещины; и d) промывочная жидкость. Как правило, на этапе закачки жидкости гидроразрыва без расклинивающего агента закачивается приблизительно от 500 до 3000 баррелей (приблизительно от 80 до 480 м³), на этапе закачки рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, - приблизительно от 500 до 25000 баррелей (приблизительно от 80 до 4000 м³), на этапе закачки геля - приблизительно от 500 до 25000 баррелей (приблизительно от 80 до 4000 м³) и на этапе промывки - приблизительно объем ствола скважины от устьевого отверстия до перфорационных отверстий, иногда плюс приблизительно 50 баррелей (около 8 м³).Hydraulic fracturing was tested using working fluids containing a friction reducing agent, without using a proppant, or using only a coarse-grained proppant, or using these two alternatives. However, conventional hydraulic fracturing using working fluids containing a friction reducer includes the following steps: a) pumping a working fluid containing a friction reducer (without a proppant); b) injection of a working fluid containing a friction reducing agent with a fine-grained proppant (for example, sand approximately corresponding to sieve No. 100 (grain size from approximately 0.105 to 0.21 mm) or sieve No. 30/70 (approximately from 0.21 to 0.595 mm)) with concentrations gradually increasing from about 0.1 to 2 ppa (proppant concentration in pounds per gallon of carrier fluid) (from about 0.012 to 0.240 kg of sand per liter of free of impurities); c) injection of a linear gel (with a typical viscosity of about 10 to 100 MPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 ) with a coarse proppant (for example, sand, approximately corresponding to Situ No. 20/40 (approximately 0.42 to 0.841 mm ) or sand with a polymer coating, approximately corresponding to sieve No. 20/40) with concentrations increasing to approximately 5 ppa (approximately 0.6 kg of sand per liter of fluid free of impurities), to keep the fracture open around the borehole; and d) flushing fluid. Typically, at the stage of pumping hydraulic fracturing fluid without a proppant, approximately 500 to 3,000 barrels (approximately 80 to 480 m ³ ) are pumped; at the stage of pumping a working fluid containing a friction reducer, approximately 500 to 25,000 barrels (approximately 80 to 4000 m ³ ), at the gel injection stage, approximately 500 to 25000 barrels (approximately 80 to 4000 m ³ ) and at the washing stage, approximately the volume of the wellbore from the wellhead to the perforations, sometimes plus approximately 50 barrels (about 8 m ³ ).

Выполнение гибридного ГРП направлено на получение преимуществ гидроразрыва с использованием как обычного геля, так и рабочей жидкости, содержащей понизитель трения. Как правило, гидроразрыв с применением смешанной жидкости включает закачку следующих компонентов: a) закачка рабочей жидкости, содержащей понизитель трения (без расклинивающего агента); b) дополнительный этап закачки рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, с тонкозернистым расклинивающим агентом (например, менее чем приблизительно 0,5 ppa (приблизительно 0,06 кг/л свободной от примесей жидкости)); c) закачка сшитого геля с вязкостью приблизительно от 100 до 1000 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1 с крупнозернистым расклинивающим агентом, например, соответствующим ситу приблизительно № 20/40 (приблизительно от 0,4 до 0,841 мм) (при концентрации, например, до приблизительно 5 ppa (приблизительно 0,6 кг песка на литр свободной от примесей жидкости)); в некоторых случаях повторение этапов b) и c); и закачка промывочной жидкости. Объемы, как правило, приблизительно такие же, как в случае гидроразрыва с использованием рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, описанного выше. В модификации гидроразрыва с применением смешанной жидкости, называемой «обратным гибридным гидроразрывом с применением «смешанной» жидкости», последовательность закачки жидкостей изменена, поэтому высоковязкий полимер (линейный или сшитый) используется для создания трещины, тогда как расклинивающий агент, переносимый низковязкой жидкостью, закачивается после вязкой жидкости гидроразрыва. Различие значений вязкости приводит к образованию языков низковязкой жидкости-носителя расклинивающего агента в жидкости с более высокой вязкостью, при этом осаждению расклинивающего агента препятствуют слои (языки) более вязкой жидкости. В данном случае, как и при классическом гидроразрыве с применением «смешанной» жидкости, целью этой схемы является перенос расклинивающего агента в более глубокие части трещины для обеспечения большей расклиненной длины и более высокой проводимости трещины. При любом режиме закачки жидкости, содержащей понизитель трения, когда происходит переход с маловязкой на вязкую суспензию, замена рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, на вязкую жидкость может осуществляться в течение некоторого периода времени перед добавлением расклинивающего агента; например, в другом варианте гидроразрыва с применением «смешанной» жидкости сначала закачивается рабочая жидкость с понизителем трения для формирования длины; затем выполняют закачку жидкости разрыва на основе сшитого геля, после чего закачивают крупнозернистый песок в сшитом геле.The implementation of hybrid hydraulic fracturing is aimed at obtaining the advantages of hydraulic fracturing using both a conventional gel and a working fluid containing a friction reducer. Typically, fracking using mixed fluid involves injecting the following components: a) injecting a working fluid containing a friction reducer (without a proppant); b) an additional step for injecting a working fluid containing a friction reducing agent with a fine-grained proppant (for example, less than about 0.5 ppa (approximately 0.06 kg / l of a fluid free of impurities)); c) injection of a crosslinked gel with a viscosity of from about 100 to 1000 mPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 with a coarse proppant, for example, corresponding to a sieve of approximately 20/40 (from about 0.4 to 0.841 mm) (at a concentration of for example, up to about 5 ppa (about 0.6 kg of sand per liter of impurity-free liquid)); in some cases, repeating steps b) and c); and flushing fluid injection. Volumes are typically approximately the same as in the case of fracturing using a working fluid containing the friction reducer described above. In the modification of hydraulic fracturing using a mixed fluid called “reverse hybrid hydraulic fracturing using a“ mixed ”fluid, the fluid injection sequence is changed, so a highly viscous polymer (linear or crosslinked) is used to create a crack, while a proppant transported by a low-viscosity fluid is pumped after viscous fracturing fluid. The difference in viscosity values leads to the formation of tongues of a low-viscosity carrier fluid of the proppant in a higher viscosity fluid, while the deposition of the proppant is prevented by layers (tongues) of a more viscous fluid. In this case, as in the case of classical hydraulic fracturing using a “mixed” fluid, the purpose of this scheme is to transfer the proppant to deeper parts of the crack to provide a longer wedged length and higher conductivity of the crack. In any mode of injection of a fluid containing a friction reducer, when a low-viscosity transition occurs to a viscous suspension, the replacement of a working fluid containing a friction reducer with a viscous fluid can take place for a certain period of time before the proppant is added; for example, in another embodiment of hydraulic fracturing using a “mixed” fluid, a working fluid with a friction reducer is first pumped to form a length; then, the fractured fluid is injected based on the crosslinked gel, after which coarse sand is pumped into the crosslinked gel.

Основное отличие способа настоящего изобретения от гидроразрыва с применением смешанной жидкости состоит в объемах загущенных жидкостей, закачиваемых на этапах закачки рабочей жидкости, содержащей понизитель трения. Поскольку размещение расклинивающего агента не является главной целью настоящего изобретения, вязкая жидкость составляет лишь небольшую долю общего объема работ. Кроме того, концентрация расклинивающего агента в загущенной жидкости аналогична его концентрации на этапах закачки рабочей жидкости, содержащей понизитель трения.The main difference between the method of the present invention and hydraulic fracturing using mixed fluid is the volume of thickened fluids injected at the stages of pumping a working fluid containing a friction reducer. Since the placement of the proppant is not the main objective of the present invention, a viscous liquid makes up only a small fraction of the total workload. In addition, the concentration of proppant in the thickened fluid is similar to its concentration at the stages of pumping a working fluid containing a friction reducer.

Нетрадиционные газовые пласты-коллекторы характеризуются чрезвычайно низкой проницаемостью (например, менее чем приблизительно от 0,1 мД до 100 нД в глинистых сланцах), при этом обработка пласта для интенсификации притока часто требует крупных объемов обработки (например, более чем приблизительно 15000 м³ (1 мГал)) и высоких скоростей закачивания (например, по меньшей мере приблизительно 6,4 м³/мин (40 баррель/мин), обычно приблизительно 10 м³/мин (60 баррель/мин) и иногда приблизительно до 20 м³/мин (120 баррель/мин)) для открытия длинных трещин и создания сложных сетей трещин, которые могут обеспечить неограниченный приток газа в скважину. Трещины, как правило, расклинивают с помощью песка различного размера, переносимого с помощью реагентов на водной основе, обычно представляющих собой воду с небольшим количеством полимерных понизителей трения, обладающих вязкостью приблизительно до 50 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1. Жидкости, обладающие более высокой вязкостью, например более чем приблизительно 15 сП, как правило, называют жидкостями разрыва на водной основе. Расклинивающие агенты малого удельного веса, например, имеющие удельный вес приблизительно от 2,2 до 2,8, и сверхмалого удельного веса, например приблизительно от 1,0 до 2,0, могут применяться для гидроразрыва с применением рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения. Данные жидкости содержат значительно более низкие концентрации полимеров, чем линейные или сшитые гели, поэтому они оказывают значительно меньшее разрушительное воздействие на пачку расклинивающего агента.Unconventional gas reservoirs are characterized by extremely low permeability (for example, less than about 0.1 mD to 100 nD in shale), while treating the formation to stimulate flow often requires large volumes of processing (for example, more than about 15,000 m ³ ( 1 mGal)) and high injection rates (for example, at least about 6.4 m ³ / min (40 barrels / min), usually about 10 m ³ / min (60 barrels / min) and sometimes up to about 20 m ³ / min (120 barrel / min)) to open long cracks and create Ia complex networks of cracks that can provide unrestricted flow of gas into the wellbore. Cracks are generally wedged with sand of various sizes, carried with water-based reagents, usually water with a small amount of polymer friction reducers, with a viscosity of up to about 50 mPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 . Liquids having a higher viscosity, for example more than about 15 cP, are generally referred to as water-based fracturing fluids. Small proppants, for example, having a specific gravity of from about 2.2 to 2.8, and ultra-low specific gravity, for example, from about 1.0 to 2.0, can be used for fracturing using working fluids containing a friction reducer. These fluids contain significantly lower polymer concentrations than linear or crosslinked gels; therefore, they have a significantly lower destructive effect on the proppant pack.

Для увеличения эффективного стимулируемого объема (ЭСО) пласта-коллектора применяются различные способы отклонения. Эти способы основаны на временном закупоривании некоторых зон (например, зон уже интенсифицированного притока) с целью интенсификации притока в других зонах в рамках того же цикла обработки. В большинстве существующих способов отклонения интенсификация в различных зонах пласта осуществляется с использованием стволов скважин и перфорационных отверстий. В этих способах применяются различные средства разобщения пластов, транспортируемые с помощью обсадной колонны, такие как мостовые пробки, песчаные пробки, уплотнительные шарики, отклонение за счет индуцированного напряжения и другие. В области гидравлического разрыва пластов отклонение в пределах трещины применяется реже. Один из способов предусматривает отклонение в пределах трещины в околоскважинном пространстве по требованию. В этом способе применяются смесь расклинивающего агента и поддающихся разложению волокон наряду со стратегией размещения, предусматривающей временное закупоривание поверхности трещины в околоскважинном пространстве, позволяющее осуществить отклонение процесса обработки в другую зону ствола скважины.To increase the effective stimulated volume (ESO) of the reservoir, various deviation methods are used. These methods are based on the temporary clogging of certain zones (for example, zones of already intensified inflow) in order to intensify inflow in other zones within the same processing cycle. In most existing deviation methods, intensification in various zones of the formation is carried out using wellbores and perforations. In these methods, various means of separating the formations transported by the casing, such as bridge plugs, sand plugs, sealing balls, deviation due to induced stress, and others, are used. In the area of hydraulic fracturing, deviation within the fracture is less commonly used. One method involves deflection within the fissure in the near-wellbore space upon request. In this method, a mixture of proppant and degradable fibers is used along with a placement strategy that provides for temporary clogging of the surface of the fracture in the near-wellbore space, which allows the deviation of the processing process to another zone of the wellbore.

В настоящем изобретении раскрыт способ повышения сложности сети трещин и увеличения поверхности контакта с пластом за счет применения загущенных жидкостей. Загущенные жидкости можно выбирать из таких жидкостей, как, помимо прочего, вязкоупругие поверхностно-активные вещества, сшитые боратом и/или металлом полисахариды, например гуаровые смолы, производные целлюлозы, ксантаны, склероглюканы и т.д. Жидкости могут также включать задерживающие сшивку агенты для контроля вязкости жидкостей, разжижители, в том числе инкапсулированные разжижители, для обеспечения разложения пробок после обработки, поддающиеся разложению волокна и другие добавки. Такие жидкости и их компоненты известны специалистам в данной области. Этот способ предпочтительно применяется к пластам с проницаемостью менее чем приблизительно 1 мД, предпочтительнее - к пластам с проницаемостью менее чем приблизительно 10 мД и наиболее предпочтительно - к пластам глинистых сланцев с проницаемостью менее чем 1000 нД. Данный способ может использоваться при повторном ГРП.The present invention disclosed a method of increasing the complexity of a network of cracks and increasing the surface of contact with the reservoir through the use of thickened fluids. The thickened liquids can be selected from liquids such as, but not limited to, viscoelastic surfactants crosslinked by polysaccharides with borate and / or metal, for example guar gums, cellulose derivatives, xanthan gums, scleroglucans, etc. Liquids may also include crosslinking delaying agents for controlling the viscosity of liquids, thinners, including encapsulated thinners, to permit decomposition of plugs after processing, degradable fibers and other additives. Such liquids and their components are known to those skilled in the art. This method is preferably applied to formations with a permeability of less than about 1 mD, more preferably to formations with a permeability of less than about 10 mD and most preferably to shale formations with a permeability of less than 1000 nD. This method can be used for repeated hydraulic fracturing.

Как и при обычной обработке пласта с помощью рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения, типовая обработка согласно настоящему изобретению начинается с жидкости разрыва, этап A, на котором выполняется закачка чистой рабочей жидкости, содержащей понизитель трения. На этапе закачки жидкости гидроразрыва без расклинивающего агента создается система трещин и обеспечивается ее ширина, достаточная для прохождения расклинивающего агента. За этапом закачки жидкости гидроразрыва без расклинивающего агента следует этап B крупных объемов, на котором происходит закачка рабочей жидкости с понизителем трения, содержащей расклинивающий агент, доставляющей расклинивающий агент в открытую главную трещину и к сетям дополнительных трещин. Жидкость B составляет по меньшей мере 75 процентов общего объема жидкости, используемой при обработке пласта. Жидкости этапов A и B обладают вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1 при внешних условиях, предпочтительно приблизительно от 1 до 10 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1. Жидкости A и B могут быть одинаковыми и различными. Расклинивающие агенты для обработки пласта с помощью рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения, известны специалистам в данной области; к числу неограничивающих примеров относятся песок и другие породы и минералы, включая мусковит, керамические и полимерные материалы, биоматериалы, а также смеси этих материалов. Особое внимание следует уделить выбору материала расклинивающего агента, поскольку реагенты на водной основе имеют довольно плохие транспортные свойства ввиду очень низкой вязкости. Этап отклонения C следует за размещением расклинивающего агента в дальней зоне на этапе B и включает закачку загущенной жидкости, которая в некоторых случаях может также содержать расклинивающий агент и/или волоконный(-е) материал(-ы). После увеличения вязкости жидкость этапа C обладает вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·c, предпочтительно приблизительно от 100 до 1000 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1 при внешних условиях. В некоторых случаях жидкость этапа C может закачиваться в качестве низковязкой жидкости, причем вязкость жидкости возрастает в пласте; в этом случае начальная вязкость составляет более чем приблизительно 20 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1(с предпочтительным диапазоном приблизительно от 20 до 100 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1), а окончательная вязкость - более чем приблизительно 50 мПа·c, предпочтительно приблизительно от 100 до 1000 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1 при внешних условиях. Объем этапа C в целом меньше, чем объемы других этапов обработки пласта. Соотношение объемов жидкости на этапе C и жидкости на этапе B равно менее чем приблизительно 1/10, предпочтительно приблизительно от 1/100 до 1/10. Верхний предел общего объема жидкости на этапе C в каждом цикле обработки (до перенаправления процесса обработки в другой интервал ствола скважины) составляет приблизительно 64 м³ (400 баррелей); может использоваться всего около 10 м³ жидкости. Жидкость C в некоторых случаях содержит волокно, например поддающееся разложению волокно, и/или расклинивающий агент. Предпочтительный размер расклинивающего агента составляет приблизительно от 0,05 мм до 1 мм (предпочтительно приблизительно от 0,2 до 0,4 мм; предпочтительная концентрация расклинивающего агента составляет приблизительно от 0,012 до 0,6 кг на литр свободной от примесей жидкости (наиболее предпочтительно приблизительно от 0,024 до 0,24 кг на литр свободной от примесей жидкости).As with conventional formation treatment using working fluids containing a friction reducer, a typical treatment according to the present invention begins with a fracturing fluid, step A, where clean working fluid containing a friction reducer is injected. At the stage of pumping hydraulic fracturing fluid without a proppant, a system of cracks is created and its width is sufficient for the proppant to pass. The injection stage of hydraulic fracturing fluid without a proppant is followed by stage B of large volumes, in which the injection of a working fluid with a friction reducer containing a proppant, which delivers the proppant to an open main crack and to additional fracture networks, takes place. Fluid B is at least 75 percent of the total volume of fluid used in the treatment of the formation. The fluids of steps A and B have a viscosity of less than about 50 mPa · s at a shear rate of 100 s ⁻¹ under ambient conditions, preferably from about 1 to 10 mPa · s at a shear rate of 100 s ⁻¹ . Fluids A and B may be the same and different. Proppants for treating a formation with working fluids containing a friction reducer are known to those skilled in the art; non-limiting examples include sand and other rocks and minerals, including muscovite, ceramic and polymer materials, biomaterials, and mixtures of these materials. Particular attention should be paid to the selection of proppant material, since water-based reagents have rather poor transport properties due to their very low viscosity. The deflection step C follows the placement of the proppant in the far zone in step B and includes the injection of a thickened fluid, which in some cases may also contain proppant and / or fiber (s) material (s). After increasing the viscosity, the liquid of step C has a viscosity of more than about 50 mPa · s, preferably from about 100 to 1000 mPa · s at a shear rate of 100 s ⁻¹ under ambient conditions. In some cases, the fluid of step C may be injected as a low viscosity fluid, the fluid viscosity increasing in the formation; in this case, the initial viscosity is more than about 20 mPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 (with a preferred range of about 20 to 100 mPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 ), and the final viscosity is more than about 50 mPa · C, preferably from about 100 to 1000 mPa · s at a shear rate of 100 s ⁻¹ under ambient conditions. The volume of stage C is generally less than the volumes of the other stages of the formation treatment. The ratio of the volumes of liquid in step C to liquid in step B is less than about 1/10, preferably about 1/100 to 1/10. The upper limit of the total fluid volume in step C in each treatment cycle (until the treatment process is redirected to another interval of the wellbore) is approximately 64 m ³ (400 barrels); Only about 10 m ^{3 of} liquid can be used. Liquid C in some cases contains a fiber, for example a degradable fiber, and / or a proppant. A preferred proppant size is from about 0.05 mm to 1 mm (preferably from about 0.2 to 0.4 mm; a preferred proppant concentration is from about 0.012 to 0.6 kg per liter of impurity-free liquid (most preferably about from 0.024 to 0.24 kg per liter of liquid free of impurities).

Особенно перспективным способом закачки низковязкой жидкости на этапе C с последующим возрастанием вязкости жидкости в карбонатсодержащем пласте, например карбонатсодержащих глинистых сланцах, является использование кислотной жидкости, вязкость которой увеличивается при возрастании pH, например, за счет взаимодействия с пластовой породой. Известно применение многих таких систем при кислотной обработке пласта и кислотном гидроразрыве; их обычно называют самоотклоняющими кислотами, а в случае когда они формируются на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ, - вязкоупругими отклоняющими кислотами. В настоящем изобретении они используются для отклонения рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения. Примерами таких систем на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ являются некоторые бетаины. Подходящие загустители и системы описаны в патентах США №№ 6,399,546; 6,667,280; 6,903,054; 7,119,050; 7,148,184; 7,380,602 и 7,666,821. Помимо отклонения применение таких самоотклоняющих кислот в настоящем изобретении позволяет дополнительно увеличить сложность сетей трещин за счет внесения неоднородности путем разъедания пласта и уменьшения давления при создании трещины, а также путем выборочного растворения отложений, которые обычно образуются в естественных трещинах/щелях/структуре пласта.A particularly promising method for injecting a low-viscosity fluid in stage C with a subsequent increase in the viscosity of the fluid in a carbonate-containing formation, for example carbonate-containing clay shales, is to use an acidic liquid whose viscosity increases with increasing pH, for example, due to interaction with the formation rock. It is known to use many of these systems for acid treatment of the formation and acid fracturing; they are usually called self-deflecting acids, and in the case when they are formed on the basis of viscoelastic surfactants, they are viscoelastic deflecting acids. In the present invention, they are used to deflect working fluids containing a friction reducer. Some betaines are examples of such viscoelastic surfactant systems. Suitable thickeners and systems are described in US Pat. Nos. 6,399,546; 6,667,280; 6,903,054; 7,119,050; 7,148,184; 7,380,602; and 7,666,821. In addition to deviation, the use of such self-rejecting acids in the present invention can further increase the complexity of fracture networks by introducing heterogeneity by corroding the formation and reducing the pressure during the formation of the fracture, as well as by selectively dissolving the deposits that usually form in natural fractures / crevices / formation structure.

Этап C может также содержать волокна, предпочтительно имеющие диаметр приблизительно от 1 до 100 микрон (более предпочтительно приблизительно от 10 до 30 микрон) и длину приблизительно от 1 до 50 мм (предпочтительно приблизительно от 3 до 35 мм) при концентрации приблизительно от 0 до 60 г на литр свободной от примесей жидкости (предпочтительно приблизительно от 1,2 до 16 г на литр свободной от примесей жидкости).Stage C may also contain fibers, preferably having a diameter of from about 1 to 100 microns (more preferably from about 10 to 30 microns) and a length of from about 1 to 50 mm (preferably from about 3 to 35 mm) at a concentration of from about 0 to 60 g per liter of free of impurities liquid (preferably from about 1.2 to 16 g per liter of free of impurities liquid).

Жидкость, практически свободная от расклинивающего агента, определяется здесь как жидкость с содержанием расклинивающего агента менее чем приблизительно 0,024 кг на литр свободной от примесей жидкости. Вязкая жидкость предназначена и, таким образом, рассчитана на отклонение, а не транспорт расклинивающего агента или волокна в трещину. Жидкости этапа C практически свободны от расклинивающего агента.A fluid substantially free of proppant is defined herein as a fluid with a proppant content of less than about 0.024 kg per liter of impurity-free fluid. A viscous fluid is designed and thus designed to deflect, rather than transport, a proppant or fiber into a fracture. Stage C fluids are practically free of proppants.

Закачка загущенной жидкости приводит к возрастанию эффективного давления в трещине, что временно снижает поток жидкости в части первичной трещины и вызывает образование боковых трещин вдоль первичной трещины. Это временное возрастание давления обеспечивает также обратимое увеличение ширины трещины, снижающее вероятность закупоривания трещины расклинивающим агентом. Поскольку загущенная жидкость имеет плотность, близкую к плотности самой рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, пробки этой вязкой жидкости могут быть перемещены в систему сети трещин без каких-либо проблем, связанных с осаждением пробок (см. Пример 1).The injection of thickened fluid leads to an increase in the effective pressure in the crack, which temporarily reduces the fluid flow in the part of the primary crack and causes the formation of side cracks along the primary crack. This temporary increase in pressure also provides a reversible increase in the width of the crack, reducing the likelihood of clogging of the crack with a proppant. Since the thickened fluid has a density close to the density of the working fluid itself containing the friction reducer, the plugs of this viscous fluid can be moved into the crack network without any problems associated with the deposition of plugs (see Example 1).

Жидкости A и B предпочтительно выбирают из группы, включающей пресную воду, минерализованную воду, морскую воду, растворы полимеров, растворы вязкоупругих поверхностно-активных веществ, гелированные нефти, загущенное дизельное топливо, эмульсии и смеси этих жидкостей. Жидкость C предпочтительно выбирают из группы, включающей растворы полимеров, гели, сшитые гели, растворы вязкоупругих поверхностно-активных веществ, гелированные нефти, загущенное дизельное топливо и эмульсии. Эти загустители предпочтительно поддаются разложению. К числу предпочтительных полимеров относятся гуаровая смола, аравийская камедь, камедь карайи, тамариндовая камедь, смола плодоворожкового дерева, целлюлоза, ксантан, склероглюкан, полиакриламид, полиакрилат, сочетания этих материалов, а также модифицированные, замещенные или производные варианты этих полимеров. Полимеры в жидкостях могут быть сшитыми, например, с помощью соединений бора, алюминия, титана, циркония, хрома, железа, меди, цинка, сурьмы, органических и неорганических полиионов, а также сочетаний этих материалов. В некоторых случаях жидкости могут содержать задерживающие сшивку агенты или разжижители гелей или полимеров, например, инкапсулированные разжижители гелей, внутренние разжижители гелей замедленного действия, температурно активируемые разжижители гелей и их сочетания. Расклинивающий агент в жидкости B и в некоторых случаях в жидкости C предпочтительно выбирают из группы, включающей пески, керамические материалы, стекло, горные породы и минералы, такие как слюда, органические и неорганические полимеры, металлы и сплавы, композитные материалы и смеси этих материалов. Для расклинивающего агента предпочтительно выбирают одну из следующих форм: сферы, стержни, цилиндры, пластины, листы, сфероцилиндры, эллипсоиды, торы, овалы, волокна, дуги/ячейки, сети, сети/ячейки, соты, пузырьки, губчатые или пеноструктуры, а также сочетания этих форм. «Дуги/ячейки» и «сети/ячейки» представляют собой специальные трехмерные структуры материалов, например сетчатый ретикулированный пенополиуретан. Такие материалы имеют трехмерную пузырчатую структуру, состоящую, например, из додекаэдров, каждая грань которых представляет собой пятиугольник. Пятиугольники образованы ребрами, между которыми располагается мембрана или окно. Как минимум одна мембрана всегда отсутствует, образуя тем самым открытопористую структуру. Все загустители, расклинивающие агенты и способы подготовки этих жидкостей известны специалистам в данной области.Fluids A and B are preferably selected from the group consisting of fresh water, saline water, sea water, polymer solutions, viscoelastic surfactant solutions, gelled oils, thickened diesel fuel, emulsions and mixtures of these liquids. Liquid C is preferably selected from the group consisting of polymer solutions, gels, crosslinked gels, solutions of viscoelastic surfactants, gelled oils, thickened diesel fuel and emulsions. These thickeners are preferably degradable. Preferred polymers include guar gum, gum arabic, karaya gum, tamarind gum, fruit tree resin, cellulose, xanthan gum, scleroglucan, polyacrylamide, polyacrylate, combinations of these materials, as well as modified, substituted or derivative versions of these polymers. Polymers in liquids can be crosslinked, for example, using compounds of boron, aluminum, titanium, zirconium, chromium, iron, copper, zinc, antimony, organic and inorganic polyions, as well as combinations of these materials. In some cases, the fluids may contain crosslinking delaying agents or gel or polymer thinners, for example, encapsulated gel thinners, internal delayed gel thinners, temperature activated gel thinners, and combinations thereof. The proppant in liquid B and in some cases in liquid C is preferably selected from the group consisting of sands, ceramic materials, glass, rocks and minerals such as mica, organic and inorganic polymers, metals and alloys, composite materials and mixtures of these materials. For the proppant, one of the following forms is preferably selected: spheres, rods, cylinders, plates, sheets, spherical cylinders, ellipsoids, tori, ovals, fibers, arcs / cells, networks, networks / cells, honeycombs, bubbles, spongy or foam structures, and combinations of these forms. “Arcs / cells” and “networks / cells” are special three-dimensional structures of materials, for example, reticulated mesh polyurethane foam. Such materials have a three-dimensional bubble structure, consisting, for example, of dodecahedrons, each face of which is a pentagon. The pentagons are formed by edges between which a membrane or window is located. At least one membrane is always absent, thereby forming an open-porous structure. All thickeners, proppants, and methods for preparing these fluids are known to those skilled in the art.

Расклинивающий агент в жидкостях B и в некоторых случаях C предпочтительно имеет размер в диапазоне приблизительно от 5 до 1000 микрон, наиболее предпочтительно приблизительно от 50 до 840 микрон. Эти расклинивающие агенты могут в некоторых случаях иметь покрытие или подвергаться обработке с использованием органофильных материалов. Жидкость B предпочтительно переносит приблизительно 90 вес. процентов расклинивающего агента на этапах B и C.The proppant in liquids B and in some cases C preferably has a size in the range of from about 5 to 1000 microns, most preferably from about 50 to 840 microns. These proppants may in some cases be coated or processed using organophilic materials. Liquid B preferably carries about 90 weight. percent proppant in steps B and C.

Жидкости на этапах B и C могут в некоторых случаях также содержать поддающиеся разложению материалы, например волокна, пластины, хлопьевидные частицы, гранулы и сочетания этих материалов. Материалы, поддающиеся разложению, выбирают из группы, включающей, например, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, сополимеры полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеры гликолевой кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или оксикарбоновые кислоты, сополимеры молочной кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или оксикарбоновые кислоты, а также смеси указанных материалов.The fluids in steps B and C may in some cases also contain degradable materials, for example fibers, plates, flocculent particles, granules, and combinations of these materials. Degradable materials are selected from the group consisting of, for example, polylactic acid, polyglycolic acid, copolymers of polylactic acid and polyglycolic acid, copolymers of glycolic acid with other groups containing hydroxyl, carboxylic or hydroxycarboxylic acids, lactic acid copolymers with other hydroxyl groups , carboxylic or hydroxycarboxylic acids, as well as mixtures of these materials.

Любые жидкости, в частности, жидкости, используемые на этапах C, могут быть вспененными или активированными.Any liquids, in particular liquids used in steps C, can be foamed or activated.

Часто считается, что системы трещин, сформированных с помощью гидроразрыва с применением рабочих жидкостей, содержащих понизитель трения, в неоднородных пластах, имеют сложное разветвленное строение с большим количеством пересекающихся естественных трещин и с изменяющимся направлением трещин (см. фиг.1C). Однако загущенные жидкости и способы, применяемые в настоящем изобретении, обеспечивают закупоривание существующих трещин на значительном расстоянии от ствола скважины; это зависит от вязкости жидкости, которая, в свою очередь, может контролироваться задерживающим агентом. Изменяя время задержки, оператор может контролировать расстояние от ствола скважины, на котором происходит закупоривание. Образовавшаяся пробка резко увеличивает давление и вызывает образование новых трещин, связанных с той же сетью трещин и растущих в других направлениях, интенсифицируя приток в ранее необработанных зонах (см. Пример 2).It is often believed that fracture systems formed by hydraulic fracturing using working fluids containing a friction reducer in heterogeneous formations have a complex branched structure with a large number of intersecting natural cracks and with varying direction of cracks (see Fig. 1C). However, the thickened fluids and methods used in the present invention provide for the clogging of existing cracks at a considerable distance from the wellbore; this depends on the viscosity of the liquid, which, in turn, can be controlled by a retention agent. By changing the delay time, the operator can control the distance from the wellbore at which the blockage occurs. The resulting plug sharply increases the pressure and causes the formation of new cracks associated with the same network of cracks and growing in other directions, intensifying the influx in previously untreated areas (see Example 2).

Этапы A (в некоторых случаях) и B повторяются после каждого отклонения (этап C) для создания новой(-ых) трещины(-н) и сети трещин. Каждая закачка жидкости, включающая как минимум этап B и этап C (в любом порядке), называется циклом; каждый цикл содержит минимум этапы B и C; процесс обработки в целом начинается с этапа A. Циклы, например ABC-ABC (предпочтительно), ABC-BC, ABC-BC-BC, ACB-CB-CB, ABC-BAC-BC или ABC-BC-ABC-BC и т.д., повторяются столько раз, сколько необходимо для развития нужной сети трещин. В любом цикле соотношение объемов жидкости на этапе C и жидкости на этапе B равно менее чем приблизительно 1/10, предпочтительно приблизительно от 1/100 до 1/10. Верхний предел общего объема жидкости на этапе C каждого цикла обработки (до перенаправления процесса обработки в другой интервал ствола скважины) составляет приблизительно 64 м³ (400 баррелей); может использоваться всего около 10 м³ жидкости. Любой цикл может в некоторых случаях включать этап A, а в некоторых случаях за ним может следовать этап D, в ходе которого закачивается гель с крупнозернистым (например, приблизительно от 0,4 до 1 мм (предпочтительно приблизительно от 0,42 до 0,84 мм)) расклинивающим агентом для удержания от смыкания первичной трещины и обеспечения ее высокой проводимости. За любым этапом D в некоторых случаях следует этап E, состоящий в закачке агента для регулирования выноса расклинивающего агента из трещины в скважину, например расклинивающего агента со смоляным покрытием или любого другого агента для регулирования выноса, известного специалистам, такого как волокна, и, наконец, дополнительная промывка, этап F. Для промывки могут использоваться вода, минерализованная вода или жидкость, идентичная или аналогичная жидкости любого этапа A; объем промывки обычно приблизительно соответствует объему интервала ствола скважины от устьевого отверстия до верха или низа перфорированного интервала, подвергаемого обработке (увеличенного или уменьшенного на величину приблизительно от 3 до 100 баррелей (приблизительно от 18 до 65 м³)). Жидкость любого этапа D обладает вязкостью приблизительно от 1 до 1000 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1; жидкость любого этапа E обладает вязкостью приблизительно от 1 до 50 мПа·c при скорости сдвига 100 с^-1.Steps A (in some cases) and B are repeated after each deviation (step C) to create new crack (s) and a network of cracks. Each fluid injection, including at least stage B and stage C (in any order), is called a cycle; each cycle contains a minimum of steps B and C; the machining process generally starts from step A. Cycles, e.g. ABC-ABC (preferred), ABC-BC, ABC-BC-BC, ACB-CB-CB, ABC-BAC-BC or ABC-BC-ABC-BC, etc. .d., are repeated as many times as necessary for the development of the desired network of cracks. In any cycle, the ratio of the volumes of liquid in step C to liquid in step B is less than about 1/10, preferably about 1/100 to 1/10. The upper limit of the total fluid volume in step C of each treatment cycle (until the treatment process is redirected to another interval of the wellbore) is approximately 64 m ³ (400 barrels); Only about 10 m ^{3 of} liquid can be used. Any cycle may in some cases include step A, and in some cases it may be followed by step D, during which a coarse-grained gel is pumped (for example, from about 0.4 to 1 mm (preferably from about 0.42 to 0.84 mm)) a proppant to hold the primary crack from closing and ensuring its high conductivity. Any step D in some cases is followed by step E, which consists in injecting an agent for controlling the proppant to be removed from the fracture into the well, for example a resin-coated proppant or any other release control agent known to those skilled in the art, such as fibers, and finally additional washing, step F. For washing, water, saline water or a liquid identical or similar to the liquid of any stage A may be used; the flushing volume usually corresponds approximately to the volume of the interval of the wellbore from the wellhead to the top or bottom of the perforated interval being processed (increased or decreased by approximately 3 to 100 barrels (approximately 18 to 65 m ³ )). The fluid of any stage D has a viscosity of from about 1 to 1000 MPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 ; the fluid of any stage E has a viscosity of about 1 to 50 MPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 .

Жидкость каждого из этапов A, B, C, D или E необязательно должна быть идентична жидкости любого другого этапа A, B, C, D или E. После окончания обработки и закрытия трещины жидкостные пробки, созданные к началу этапа(-ов) C для отклонения, разлагаются естественным путем или разрушаются с помощью окислительный реагентов или других типов разжижителей, которые уменьшают вязкость жидкости. При этом открываются изначально трещинные области пласта и обеспечивается перенос углеводородов или других жидкостей к стволу скважины, способствуя увеличению добычи.The fluid of each of steps A, B, C, D, or E does not have to be identical to the fluid of any other step A, B, C, D, or E. After processing and closing the crack, fluid plugs created at the beginning of step (s) C for deviations are naturally decomposed or destroyed by oxidizing agents or other types of thinners that reduce the viscosity of the liquid. In this case, initially fractured areas of the formation are opened and the transfer of hydrocarbons or other fluids to the wellbore is provided, contributing to an increase in production.

Приведенные ниже примеры иллюстрируют транспортные свойства загущенной жидкости в рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, обладающей аналогичной плотностью (Пример 1); транспортные свойства пробки (Пример 2); и закупоривание системы манифольда (которая имитирует формирование сложной сети трещин) пробкой загущенной жидкости (Пример 3). Эти примеры представлены для иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения и никоим образом не ограничивают объем настоящего изобретения.The following examples illustrate the transport properties of a thickened fluid in a working fluid containing a friction reducer having a similar density (Example 1); transport properties of the cork (Example 2); and clogging the manifold system (which simulates the formation of a complex network of cracks) with a thickened fluid stopper (Example 3). These examples are presented to illustrate preferred embodiments of the present invention and in no way limit the scope of the present invention.

Пример 1:Example 1:

Жидкостная пробка, полученная из сшитого боратом гуарового геля с концентрацией гуара 6 г/л (50 фунтов/1000 галлонов), была помещена в паз плоской ячейки 1000×300×4 мм, выполненной из плексигласа, над жидкостью, содержащей понизитель трения (раствор, содержащий 0,05 вес. процентов полиакриламидного понизителя трения). Обе используемые жидкости имели близкие плотности. В течение всего времени эксперимента, продолжавшегося 4 часа при комнатной температуре, никакой диффузии пробки не наблюдалось. Вязкая пробка оставалась плотной и держалась над жидкостью, содержащей понизитель трения без осаждения.A fluid plug obtained from borate crosslinked guar gel with a guar concentration of 6 g / l (50 pounds / 1000 gallons) was placed in a groove of a 1000 × 300 × 4 mm flat cell made of Plexiglas over a fluid containing a friction reducer (solution, containing 0.05% by weight of a polyacrylamide friction reducer). Both liquids used had similar densities. During the entire experiment, which lasted 4 hours at room temperature, no tube diffusion was observed. The viscous plug remained tight and held above a fluid containing a friction reducer without precipitation.

Пример 2:Example 2:

Изучалось поведение вязкой пробки, используемой для отклонения потоков, при ее перемещении в длинной горизонтальной трубе, моделирующей ее перемещение в трещине. Испытание проводили в режиме ламинарного потока жидкости. Установка состояла из прозрачной пластиковой трубы (длина - 35 метров, внутренний диаметр - 18 мм), используемой для подачи воды, наносов для закачки вязкой пробки и базовой жидкости и двух фотодатчиков (один из которых размещался в начале, а другой - в конце трубы) для определения длины вязкой пробки, а также системы сбора данных. Для инжекции пробки использовали обводную линию. Вязкая пробка загружалась в обводную линию для закачки пробок перед началом эксперимента и изолировалась от основной линии с помощью клапанов. В начале эксперимента базовая жидкость прокачивалась в трубе в течение нескольких минут, что необходимо для достижения стабильного потока. По достижении стабильного ламинарного потока базовой жидкости проводили закачку вязкой пробки в систему. Эксперимент продолжался до полного выхода пробки из транспортной трубы.We studied the behavior of a viscous plug used to deflect flows when moving it in a long horizontal pipe simulating its movement in a crack. The test was carried out in a laminar fluid flow mode. The installation consisted of a transparent plastic pipe (length - 35 meters, inner diameter - 18 mm) used to supply water, sediment for pumping a viscous plug and base fluid and two photosensors (one of which was placed at the beginning and the other at the end of the pipe) for determining the length of a viscous plug, as well as a data collection system. A bypass line was used to inject the plugs. A viscous plug was loaded into the bypass line for pumping plugs before the start of the experiment and isolated from the main line using valves. At the beginning of the experiment, the base fluid was pumped in the tube for several minutes, which is necessary to achieve a stable flow. Upon reaching a stable laminar flow of the base fluid, a viscous plug was pumped into the system. The experiment continued until the cork completely exited the transport pipe.

Пробки из вязкой жидкости выполняли из сшитого боратом гуарового геля (pH 10,5) с концентрацией гуара 6 г/л (50 фунтов/1000 галлонов) и окрашивали фенолфталеином для лучшего визуального наблюдения. Базовая жидкость представляла собой воду, содержащую 0,05 вес. процентов полиакриламидного понизителя трения. Выполнялась закачка рабочей жидкости, содержащей понизитель трения, и пробки из вязкой жидкости, при этом изучалось изменение размера (растяжение) пробки в процессе ее перемещения внутри трубы. Расход жидкости составлял 8,1 л/мин, что соответствует линейной скорости 43,6 см/с. Эксперимент показал, что средние скорости пробки составляли 42 см/с. Разность скоростей базовой жидкости и вязкой пробки была обусловлена эффектом языкообразования, при котором перенос более плотной и вязкой жидкости осуществлялся медленнее по сравнению со скоростью базовой жидкости. Начальные длины закачиваемых пробок составляли 215±20 см. Окончательные длины пробок в конце трубы составляли 250±24 см. Таким образом, в условиях ламинарного движения значительного растяжения пробок в процессе переноса внутри трубы не наблюдалось. Эти эксперименты показывают возможность переноса пробки внутри трещины.Viscous fluid plugs were made from borate crosslinked guar gel (pH 10.5) with a guar concentration of 6 g / L (50 pounds / 1000 gallons) and stained with phenolphthalein for better visual observation. The base fluid was water containing 0.05 weight. percent polyacrylamide friction reducer. An injection fluid containing a friction reducer and a plug made of viscous fluid were pumped, and the size (tension) of the plug during its movement inside the pipe was studied. The fluid flow rate was 8.1 l / min, which corresponds to a linear speed of 43.6 cm / s. The experiment showed that the average cork speeds were 42 cm / s. The difference in the velocities of the base fluid and the viscous plug was due to the effect of language formation, in which the transfer of a denser and viscous fluid was slower compared to the speed of the base fluid. The initial lengths of the injected plugs were 215 ± 20 cm. The final lengths of the plugs at the end of the pipe were 250 ± 24 cm. Thus, under conditions of laminar motion, significant stretching of the plugs during transport inside the pipe was not observed. These experiments show the possibility of transferring the plug inside the crack.

Пример 3:Example 3:

Для моделирования образования разветвленной сети трещин использовали установку (Фиг.2), состоящую из системы разветвленных металлических трубок (3), внешний диаметр которых попеременно изменялся от 6,35 мм (0,25 дюйма) до 1,59 мм (1/16 дюйма) в точке разветвления, насоса (1), контейнера с жидкостью (2), пробойного диска сброса давления (4) и датчика давления. В ходе испытания систему наполняли рабочей жидкостью, инжектировали пробку и продолжали прокачку рабочей жидкости при постоянном расходе 0,5 л/мин вплоть до разрыва пробойного диска.To simulate the formation of a branched network of cracks, the installation (Figure 2) was used, consisting of a system of branched metal tubes (3), the outer diameter of which alternately varied from 6.35 mm (0.25 in) to 1.59 mm (1/16 in) ) at the branch point, pump (1), liquid container (2), breakdown pressure relief disk (4) and pressure sensor. During the test, the system was filled with working fluid, the plug was injected, and pumping of the working fluid was continued at a constant flow rate of 0.5 l / min until the breakdown disk ruptured.

Пробки из вязкой жидкости выполняли из сшитого боратом гуарового геля (pH 10,5) с концентрацией гуара 6 г/л (50 фунтов/1000 галлонов). Базовая жидкость представляла собой воду, содержащую 0,05 вес. процентов полиакриламидного понизителя трения.Viscous fluid plugs were made from borate crosslinked guar gel (pH 10.5) with a guar concentration of 6 g / L (50 lbs / 1000 gallons). The base fluid was water containing 0.05 weight. percent polyacrylamide friction reducer.

На фиг.3 показаны результаты испытания, при котором значения показания давления жидкости внутри трубы представлены как функция времени тестирования. При прокачке рабочей жидкости с постоянным расходом 0,5 л/мин, давление в системе, как правило, не превышало 138 кПа. После инжекции пробки давление скачкообразно выросло до 1007 кПа, при этом произошел разрыв пробойного диска сброса давления (4). В данном тесте система манифольда имитирует сложную сеть трещин на этапе отклонения потоков, при этом разрыв пробойного диска имитирует гидроразрыв в нестимулированной зоне пласта вследствие возрастания эффективного давления.Figure 3 shows the test results, in which the values of the liquid pressure inside the pipe are presented as a function of test time. When pumping a working fluid with a constant flow rate of 0.5 l / min, the pressure in the system, as a rule, did not exceed 138 kPa. After the injection of the plug, the pressure jumped up to 1007 kPa, with a rupture of the breakdown disk of pressure relief (4). In this test, the manifold system simulates a complex network of cracks at the stage of flow deviation, while the breakdown of the breakdown disk simulates hydraulic fracturing in the unstimulated zone of the reservoir due to an increase in effective pressure.

Claims

1. Способ гидравлического разрыва подземной формации, содержащий первый цикл, включающий следующие этапы: (a) закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с^-1 при внешних условиях, (b) закачивание суспензии расклинивающего агента с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с^-1 при внешних условиях, (c) закачивание загущенной жидкости с вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с^-1 при внешних условиях или загущенной жидкости, которая во время закачки обладает вязкостью менее чем приблизительно 20 мПа·с, после чего загустевает, и один или несколько последующих циклов, включающих повторение этапов (b) и (c).1. A method of hydraulic fracturing of an underground formation, comprising a first cycle, comprising the following steps: (a) pumping an intermediate fluid with a viscosity of less than about 50 MPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 under external conditions, (b) pumping a suspension of proppant with a viscosity of less than about 50 mPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 under external conditions, (c) injection of a thickened fluid with a viscosity of more than about 50 mPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 under ambient conditions or a thickened liquid that VR The injection volume has a viscosity of less than about 20 mPa · s, after which it thickens, and one or more subsequent cycles, including repeating steps (b) and (c).

2. Способ по п.1, в котором пласт содержит карбонат, и загущенная жидкость первоначально является кислотной, и/или проницаемость формации составляет менее чем приблизительно 1 мД.2. The method according to claim 1, in which the reservoir contains carbonate, and the thickened fluid is initially acidic, and / or the permeability of the formation is less than about 1 MD.

3. Способ по любому из предшествующих пп., в котором загущенная жидкость также содержит расклинивающий агент.3. The method according to any one of the preceding claims., In which the thickened liquid also contains a proppant.

4. Способ по п.1, в котором общий объем жидкости, закачиваемой на этапах (b), содержит по меньшей мере 75 процентов общего объема жидкости, закачиваемой при обработке пласта.4. The method according to claim 1, in which the total volume of fluid injected in steps (b), contains at least 75 percent of the total volume of fluid injected during processing of the reservoir.

5. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна из закачиваемых жидкостей содержит твердые материалы, поддающиеся разложению, выбранные из группы, состоящей из полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или оксикарбоновые кислоты, сополимеров молочной кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или оксикарбоновые кислоты, а также смесей указанных материалов.5. The method according to claim 1, in which at least one of the injected liquids contains solid materials that are degradable, selected from the group consisting of polylactic acid, polyglycolic acid, copolymers of polylactic acid and polyglycolic acid, glycolic acid copolymers with other groups, containing hydroxyl, carboxyl or hydroxy carboxylic acids, copolymers of lactic acid with other groups containing hydroxyl, carboxy or hydroxy carboxylic acids, as well as mixtures of these materials .

6. Способ по п.5, в котором поддающиеся разложению материалы используются в форме волокон, пластин, хлопьевидных частиц, гранул и их комбинаций.6. The method according to claim 5, in which degradable materials are used in the form of fibers, plates, flocculent particles, granules, and combinations thereof.

7. Способ по п.1, в котором жидкость этапа (a), или жидкость этапа (b), или обе эти жидкости содержат понизитель трения.7. The method according to claim 1, in which the fluid of step (a), or the fluid of step (b), or both of these fluids contain a friction reducer.

8. Способ по п.1, в котором жидкость этапа или этапов (c) содержит расклинивающий агент в количестве менее чем приблизительно 0,024 кг на литр свободной от примесей жидкости.8. The method according to claim 1, wherein the liquid of step or steps (c) contains a proppant in an amount of less than about 0.024 kg per liter of liquid free of impurities.

9. Способ по п.1, в котором после одного или нескольких циклов осуществляют закачку жидкости с вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с^-1 при внешних условиях, содержащей крупнозернистый расклинивающий агент.9. The method according to claim 1, in which after one or more cycles carry out the injection of a fluid with a viscosity of more than approximately 50 MPa · s at a shear rate of 100 s ^-1 under external conditions, containing a coarse proppant.

10. Способ по п.1, включающий заключительный этап закачки промывочной жидкости.10. The method according to claim 1, comprising the final step of injecting the flushing fluid.

11. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, одному этапу (b) после первого этапа (b) предшествует этап (a).11. The method according to claim 1, in which at least one step (b) after the first step (b) is preceded by step (a).

12. Способ по п.1, в котором каждому этапу (b) предшествует этап (a).12. The method according to claim 1, in which each step (b) is preceded by step (a).

13. Способ по п.1, в котором общий объем жидкости, закачиваемой на этапе (c), содержит менее 10 процентов общего объема жидкости, закачиваемой при обработке пласта.13. The method according to claim 1, in which the total volume of fluid injected in step (c), contains less than 10 percent of the total volume of fluid injected during processing of the reservoir.

14. Способ по п.1, в котором в каждом цикле отношение объема жидкости на этапе C к объему жидкости на этапе B равно менее чем приблизительно 1/10. 14. The method according to claim 1, in which in each cycle the ratio of the fluid volume in step C to the fluid volume in step B is less than about 1/10.