Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяного месторождения за счет увеличения охвата пласта воздействием. Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских отложений включает закачку в пласт через добывающую скважину состава, содержащего полиакриламид - ПАА, и добычу продукции через добывающую скважину. Предварительно выбирают нагнетательную скважину в верей-башкирском или верейском или башкирском объекте и реагирующую добывающую скважину. Останавливают работу нагнетательной скважины, через 10 дней производят гидроразрыв пласта под давлением в добывающей скважине, в качестве жидкости разрыва осуществляют закачку композиции, состоящей из ПАА и состава из следующих компонентов, мас.%: катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5-6,0 или его композиция с анионным ПАВ в количестве 2,0-5,0, в качестве катионных ПАВ используют эруцил-бис(2-гидроксиэтил) метиламмония хлорид - ЭГАХ, анионный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5, низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом, сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода – остальное, при соотношении ПАА и состава 1:2 соответственно, в объеме 5-8 м3 на 1 м толщины пласта. Затем закачивают проппант в количестве, определяемом по формуле: , где Спр - концентрация проппанта, кг/м3, Qжс - объем жидкости-песконосителя. В качестве жидкости-песконосителя закачивают композицию, состоящую из ПАА и состава, указанного выше, при соотношении ПАА и состава 1:2 соответственно, при этом объем жидкости-песконосителя составляет на 15 % меньше объема колонны насосно-компрессорных труб, а концентрация проппанта составляет 40-45 % объема жидкости-песконосителя, продавливают проппант композицией, состоящей из ПАА и состава, указанного выше, при соотношении 1:2 соответственно, в объеме 15-20 м3 на 1 м толщины пласта. Далее осуществляют свабирование на добывающей скважине, через четыре месяца осуществляют запуск нагнетательной скважины. В результате повышается эффективность способа разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов за счет увеличения охвата пласта воздействием, вследствие подключения нефтенасыщенных малопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды, отсутствия закупоривания нефтеносной части пласта, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти. 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяного месторождения за счет увеличения охвата пласта воздействием.
Известен способ разработки нефтяного месторождения [Игнатьева В.Е., Силищев Н.Н., Нигматуллина Р.Ф. и др. Совершенствование технологии применения НПАВ для увеличения нефтеотдачи.-Нефтяное хозяйство, 1992, №6, стр. 49], включающим закачку в пласт через скважину в пласт состава, содержащего поверхностно-активное вещество (ПАВ), и добычу продукции через добывающие скважины. Закачку осуществляют через нагнетательную скважину. Дополнительно состав содержит кубовый остаток производства синтетического глицерина "Полиглицерин" и воду. В качестве ПАВ применяют неионогенного ПАВ АФ 9-12.
Недостатками предлагаемого способа являются:
- не указаны соотношения компонентов состава, объёмы закачки состава и технология их регулирования с учетом геологического разреза скважины для создания качественного вязкоупругого экрана;
- низкая эффективность, проявляющаяся незначительными приростами коэффициента вытеснения нефти, мало зависящими от величины проницаемости пористой среды, обрабатываемой закачиваемым составом. А также так, как закачиваемый состав не имеет потокоотклоняющих свойств, в этой связи, его продвижение в низкопроницаемых зонах будет неравномерным, в следствие чего, и охват воздействием низкопроницаемых зон пласта будет низким.
Известен способ увеличения охвата пласта воздействием обработкой нагнетательных скважин [Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М. :Недра, 1985.], включающий закачку в пласт через скважину состава, содержащего полиакриламид (ПАА), и добычу продукции через добывающие скважины. Закачку осуществляют через нагнетательную скважину. Дополнительно состав содержит воду.
Недостатками предлагаемого способа являются:
- низкая эффективность вытеснения нефти и высокая обводненность добываемой продукции, вследствие кратковременного эффекта, связанного с тем, что состав, закачанный в виде вязкого водного раствора ПАА, в высокопроницаемые, промытые участки пласта быстро продвигается от нагнетательной скважины к добывающей, в связи с чем в высокопроницаемых частях пласта образуются промытые зоны, по которым фильтруется закачиваемая вода с ПАА, а менее проницаемые области остаются не охваченными воздействием. При этом значительная часть запасов углеводородов остается неизвлеченной. А также так, как закачиваемый состав не имеет потокоотклоняющих свойств, в этой связи, его продвижение в низкопроницаемых зонах будет неравномерным, в следствие чего, и охват воздействием низкопроницаемых зон пласта будет низким;
- низкая надежность способа, связная с ухудшением вязкостных свойств состава в минерализованных водах, в следствие того, что ПАА подвержен различного рода деструктивным процессам в пласте.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2566357, МПК E21B 43/26, C09K 8/62, опубл. 27.10.2015 в бюл. №30), включающий закачку в пласт через добывающую скважину состава и добычу продукции через добывающую скважину. Перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта. Закачку по колонне труб в подпакерную зону состава, в качестве которого применяют гелированную жидкость разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта с образованием трещины и закачку по колонне труб гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, в качестве которого применяют проппант, постепенно увеличивая концентрацию проппанта в гелированной жидкости разрыва от 200 кг/м3 до 1000 кг/м3 и их продавку в трещину пласта, технологическую выдержку, распакеровку пакера, извлечение его и колонны труб на поверхность, с последующей закачкой в колонну труб химического реагента, представляющего смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2.
Недостатками предлагаемого способа являются:
- низкая эффективность нефтевытеснения при разработке неоднородных пластов, связанная с воздействием состава только для создания трещин в пласте, а потокоотклоняющими свойствами состав не обладает;
- а также невозможность применения способа на скважинах с высокой обводненностью и наличием подошвенной воды.
Наиболее близким является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2304706, МПК E21B 43/22, опубл. 20.08.2007 в бюл. №23), включающий закачку в пласт через добывающую скважину состава, содержащего полиакриламид, и добычу продукции через добывающие скважины. Дополнительно состав содержит хромсодержащий сшивающий агент и воду. При этом закачку ведут также и через нагнетательную скважину. После закачки состава закачивают последовательно чередуя рабочий агент и воду. После закачки состава осуществляют выдержку 24 ч. Так же в качестве состава используют тампонажный состав на основе цементных материалов или кремнийорганических соединений, или раствор силиката щелочного металла и активатора, или прямую эмульсию. В качестве рабочего агента и воды используют систему, образующуюся при добавлении 0,5-99 мас.% универсального реагента для добычи нефти РДН-У в пресную или сточную - подтоварную, или пластовую воду.
Недостатками способа являются:
- низкая эффективность нефтевытеснения при разработке неоднородных пластов, связанная с воздействием состава только на охват пласта в высокопроницаемых зонах, при этом отсутствует способность загущивать воду, уменьшать соотношения вязкостей нефти и воды в пласте. Возникает вероятность прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласт. А также так, как закачиваемый состав не имеет потокоотклоняющих свойств, в этой связи, его продвижение в низкопроницаемых зонах будет неравномерным, в следствие чего, и охват воздействием низкопроницаемых зон пласта будет низким. Так же происходит закупоривание нефтеносной части пласта, т.к. закачиваемый состав не имеет свойств закупоривания каналов только водоносной части пласта. Всё это снижает коэффициент нефтеизвлечения.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов за счет увеличения охвата пласта воздействием, в следствие подключения нефтенасыщенных малопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды, отсутствия закупоривания нефтеносной части пласта, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти, в следствие смещения в благоприятную сторону соотношения подвижностей фаз нефти и воды в пласте из-за снижения подвижности воды в водонасыщенных поровых каналов, а также в результате повышения вязкости фильтрующейся воды.
Технические задачи решаются способом разработки карбонатного коллектора верей-башкирских отложений, включающим закачку в пласт через добывающую скважину состава, содержащего полиакриламид - ПАА, и добычу продукции через добывающую скважину.
Новым является то, что предварительно выбирают нагнетательную скважину в верей-башкирском или верейском или башкирском объекте с реагирующими добывающими скважинами, расположенными на расстоянии не более 300 м от нагнетательной скважины, определяют пластовое давление Рпл, толщину пласта и расстояние от нефтеносной до водоносной частей пласта в реагирующих добывающих скважинах, выбирают реагирующую добывающую скважину с толщиной пласта не менее 3 м, пластовом давлением менее 0,7*Рпл и с расстоянием от нефтеносной до водоносной частей пласта более 10 м, останавливают работу нагнетательной скважины, через 10 дней производят гидроразрыв пласта под давлением в добывающей скважине, в качестве жидкости разрыва осуществляют закачку состава, состоящего из ПАА и ПАВ ЭГАХ, при соотношении ПАА и ПАВ ЭГАХ 1:2 соответственно, в объеме 5-8 м3 на 1 м толщины пласта, далее закачивают проппант в количестве, определяемом по формуле:
, где Спр - концентрация проппанта, кг/м3,
Qжс - объем жидкости-песконосителя,
в качестве жидкости-песконосителя закачивают состав, состоящий из ПАА и ПАВ ЭГАХ, при соотношении ПАА и ПАВ ЭГАХ 1:2 соответственно, при этом объем жидкости-песконосителя составляет на 15 % меньше объема колонны насосно-компрессорных труб, а концентрация проппанта составляет 40-45 % объема жидкости-песконосителя, продавливают проппант составом, состоящим из ПАА и ПАВ ЭГАХ, при соотношении 1:2 соответсвенно, в объеме 15-20 м3 на 1 м толщины пласта, далее осуществляют свабирование на добывающей скважине, через четыре месяца осуществляют запуск нагнетательной скважины.
Способ реализуется при использовании следующих реагентов:
- гелеобразный полиакриламид (ПАА) - продукт омыления нитрила акриловой кислоты технической серной кислотой с последующей нейтрализацией омыленного продукта аммиачной водой или известью и полимеризацией полученного раствора акриламида в щелочной среде с помощью окислительно-восстановительных инициаторов. Внешний вид - гелеобразная вязкая масса от светло-желтого до голубого или зеленого цвета; массовая доля основного вещества не менее 5,0 %, кинематическая вязкость 0,25 %-ного раствора ПАА в 3%-ном растворе хлористого натрия при Т=30 0 не менее 2,2 мм2/с; скорость осаждения по оксиду меди не менее 4,0 мм/с, массовая доля остаточных мономеров: сумма непредельных не более 0,025 %. Выпускаемый по ТУ-6-01-1049-76;
- ПАВ ЭГАХ, состоящий из следующих компонентов, мас.%: катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5-6,0 или его композиция с анионным ПАВ в количестве 2,0-5,0; анионный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5; низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом; сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода – остальное; выпускаемый по патенту RU №2659443, МПК C09K 8/512, E21B 33/13, опубл. 02.07.2018, в бюл. № 19;
- проппант – полученный в виде гранул с циклометрической плотностью 1,1-2,5 г/см3 и размерами 0,2-4,0 мм, из смеси порошкообразного алюмосиликатного сырья, силикатных микросфер и связующего - смеси 3%-ного водного раствора карбоксиметилцеллюлозы или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических, силикатных микросфер и наночастиц оксидов щелочноземельных металлов; выпускаемый по патенту RU №2472837, МПК C09K 8/80, C04B 35/22, опубл. 20.01.2013, в бюл. № 2.
Сущность способа состоит в следующем.
Выбирают нагнетательную скважину в верей-башкирском или верейском или башкирском объекте с реагирующими добывающими скважинами, расположенными на расстоянии не более 300 м от нагнетательной скважины.
Определяют пластовое давление - Рпл, толщину пласта, обводненность, дебит нефти и расстояние от нефтеносной до водоносной частей пласта в реагирующих добывающих скважинах. Проводят анализ гидродинамического воздействия нагнетаемого агента через нагнетательную скважину в пласт в реагирующих добывающих скважинах.
Выбирают реагирующую добывающую скважину с толщиной пласта не менее 3 м, пластовом давлением менее 0,7*Рпл и с расстоянием от нефтеносной до водоносной частей пласта более 10 м. Такая реагирующая добывающая скважина имеет низкую гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной в следствие наличия «промытых» зон и низких фильтрационно-емкостных свойств коллектора по выбранной реагирующей добывающей скважине (наличие невовлеченных запасов нефти из-за отсутствия влияния системы поддержания пластового давления).
Останавливают работу нагнетательной скважины.
Спускают колонны насосно-компрессорных труб в добывающую скважину, в зону гидроразрыва продуктивного пласта. Осуществляют герметизацию межтрубного пространства пакером любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМЗ-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства Научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).
Через 10 дней после остановки нагнетательной скважины производят гидроразрыв пласта под давлением в добывающей скважине, в качестве жидкости разрыва осуществляют закачку состава, состоящего из ПАА и ПАВ ЭГАХ, при соотношении ПАА и ПАВ ЭГАХ 1:2 соответственно, в объеме 5-8 м3 на 1 м толщины пласта.
Нарушают целостность призабойной зоны пласта с учетом особенностей месторождения, создают новое поровое пространство с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами пласта. При этом, закачиваемый состав, попадая в водоносные части коллектора с пористой структурой, создает сеть трещин в подземной формации, улучшающих гидравлическую проводимость породы пласта и увеличивающих зону дренирования скважины, при этом ширина трещин достаточна для возможности дальнейшей транспортировки необходимого количества проппантов. Далее состав приобретает кажущуюся вязкость, которая в 10-20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром, образуется высоковязкая гелеподобная жидкость, способная загущивать воду, уменьшать соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращать условия прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. Происходит подключение нефтенасыщенных малопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды, смещение в благоприятную сторону соотношения подвижностей фаз нефти и воды в пласте из-за снижения подвижности воды в водонасыщенных поровых каналов, а также в результате повышения вязкости фильтрующейся воды.
Далее производят закачку проппанта в количестве, определяемом по формуле: ,
где Qжс - объем жидкости-песконосителя, м3,
Спр - концентрация проппанта, кг/м3.
В качестве жидкости-песконосителя закачивают состав, состоящий из ПАА и ПАВ ЭГАХ, при соотношении ПАА и ПАВ ЭГАХ 1:2 соответственно. При этом объем жидкости-песконосителя составляет на 15 % меньше объема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), а концентрация проппанта составляет 40-45 % объема жидкости-песконосителя.
Продавливают проппант составом, состоящим из ПАА и ПАВ ЭГАХ, при соотношении 1:2 соответсвенно, в объеме 15-20 м3 на 1 м толщины пласта.
Закачкой проппантов поддерживают индуцированные трещины открытыми после гидроразрыва пласта.
Закачиваемый состав удерживает частицы проппанта во взвешенном состоянии, не давая частицам оседать в нижней части трещины, сохраняя эффективную полудлину трещины. Состав создает «пробку» в высокопроницаемых трещинах, качественно закрепляет трещины разрыва, происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости в пласте, за счет повышения вязкости закачиваемого состава и снижения проводимости среды. Как следствие, повышение охвата пластов заводнением. Далее при контакте закаченного состава с нефтью происходит превращение состава в жидкость с вязкостью порядка вязкости воды, которая извлекается из пласта с использованием минимальной энергии.
Далее осуществляют свабирование на добывающей скважине, вызывают приток нефти. Далее осуществляют отбор жидкости насосом.
Через четыре месяца после запуска добывающей скважины в работу осуществляют запуск нагнетательной скважины. Происходит увеличение прироста добычи нефти за счет выполненного перераспределения фильтрационных потоков при закачке агента в нагнетательную скважину.
Пример практического применения способа.
Выбирали нагнетательную скважину в верей-башкирском объекте с реагирующими добывающими скважинами, расположенными на расстоянии не более 300 м от нагнетательной скважины.
Определили начальное пластовое давление - Рпл, толщину пласта обводненность, дебит жидкости и расстояние от нефтеносной до водоносной частей пласта в реагирующих добывающих скважинах. Провели анализ гидродинамического воздействия нагнетаемого агента через нагнетательную скважину в пласт в реагирующих добывающих скважинах.
Выбирали реагирующую добывающую скважину с толщиной пласта 4,5 м, пластовым давлением 4,1 МПа и с расстоянием от нефтеносной до водоносной частей пласта более 12 м, обводненностью 63 % и дебитом 0,9 т/сут.
Остановили работу нагнетательной скважины. Спустили колонну насосно-компрессорных труб в добывающую скважину, в зону гидроразрыва продуктивного пласта. Осуществили герметизацию межтрубного пространства пакером.
Через 10 дней после остановки нагнетательной скважины производят гидроразрыв пласта под давлением в добывающей скважине, в качестве жидкости разрыва осуществляют закачку состава, состоящего из ПАА и ПАВ ЭГАХ, при соотношении ПАА и ПАВ ЭГАХ 1:2 соответственно, в объеме 23 м3.
Далее закачали проппант в количестве 10,9 кг, при этом концентрация проппанта Спр = 2,1 кг/м3, объем жидкости-песконосителя Qжс = 5,2 м3. В качестве жидкости-песконосителя закачивают состав, состоящий из ПАА и ПАВ ЭГАХ, при соотношении ПАА и ПАВ ЭГАХ 1:2 соответственно.
Продавили проппант составом, состоящим из ПАА и ПАВ ЭГАХ, при соотношении 1:2 соответсвенно, в объеме 67,8 м3.
Далее осуществили свабирование на добывающей скважине, вызывали приток нефти. Через четыре месяца после запуска добывающей скважины в работу запустили нагнетательную скважину. При этом дебит нефти составил 3,1 т/сут.
Полученные результаты показывают, что повышается эффективность способа разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов за счет увеличения охвата пласта воздействием, в следствие подключения нефтенасыщенных малопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды, отсутствия закупоривания нефтеносной части пласта, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти, в следствие смещения в благоприятную сторону соотношения подвижностей фаз нефти и воды в пласте из-за снижения подвижности воды в водонасыщенных поровых каналов, а также в результате повышения вязкости фильтрующейся воды.
Таблица. Результаты осуществления способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов
| № скважины | Начальное пластовое давление Рпл, МПа | Пластовое давление, МПа | Толщина пласта, м | Расстояние водоносной нижележащей части пласта от нефтеносной части в добывающих скважинах, м | Среднесуточные показатели работы добывающей скважины участка до обработки | Жидкость разрыва | Закачка проппанта | Продавка | Среднесуточные показатели работы добывающей скважины после гидроразрыва | Среднесуточные показатели работы добывающей скважины после запуска нагнетательной скважины | |||||||||||
| Праппант | Жидкость -песконосителя | ||||||||||||||||||||
| Дебит нефти, т/сут | Обводненность, % | Объем состава, м3 | ПАА, м3 | ПАВ ЭГАХ, м3 | Количество, кг | Концентрация, кг/м3 | Объем, м3 | ПАА, м3 | ПАВ ЭГАХ, м3 | Объем состава, м3 | ПАА, м3 | ПАВ ЭГАХ, м3 | Дебит нефти, т/сут | Обводненность, % | Дебит нефти, т/сут | Обводненность, % | |||||
| 1 | 6,9 | 4,1 | 4,5 | 11 | 0,9 | 64 | 23 | 7,7 | 15,4 | 10,9 | 2,1 | 5,2 | 1,7 | 3,4 | 67,8 | 22,6 | 45,2 | 2,6 | 52 | 3,1 | 56 |
| 2 | 7,3 | 4,9 | 4,4 | 12 | 1,1 | 75 | 32 | 10,7 | 21,4 | 8,7 | 1,9 | 4,6 | 1,5 | 3 | 70,4 | 23,5 | 46,9 | 3,1 | 61 | 3,8 | 63 |
| 3 | 8,2 | 5,3 | 5,1 | 15 | 1,3 | 56 | 38 | 12,7 | 25,4 | 8,7 | 1,9 | 4,6 | 1,5 | 3 | 91,8 | 30,6 | 61,8 | 2,1 | 42 | 2,9 | 41 |
| 4 | 7,9 | 5,1 | 4,8 | 11 | 0,8 | 43 | 29 | 9,7 | 19,4 | 6,1 | 1,6 | 3,8 | 1,3 | 2,6 | 81,6 | 27,2 | 54,4 | 2,6 | 36 | 3,3 | 37 |
| 5 | 8,5 | 4,6 | 3,2 | 13 | 1,5 | 69 | 19 | 6,3 | 12,6 | 6,3 | 1,7 | 3,7 | 1,2 | 2,4 | 52,5 | 17,5 | 35 | 3,4 | 53 | 3,9 | 61 |
| 6 | 7,7 | 4,8 | 3,6 | 13 | 1,2 | 55 | 25 | 8,3 | 16,6 | 7,5 | 1,7 | 4,4 | 1,5 | 3 | 68,4 | 22,8 | 45,6 | 3,5 | 45 | 4,1 | 51 |
| 7 | 8,4 | 5,4 | 3,1 | 12 | 0,9 | 48 | 22,1 | 7,4 | 14,7 | 6,2 | 1,6 | 3,9 | 1,3 | 2,6 | 44,5 | 14,8 | 29,7 | 2,1 | 32 | 2,8 | 33 |
| 8 | 7,8 | 4,2 | 3,9 | 14 | 0,7 | 39 | 27 | 9 | 18 | 9,4 | 2,0 | 4,7 | 1,6 | 3,2 | 67,5 | 22,5 | 45 | 2,2 | 26 | 2,6 | 29 |
| 9 | 7,3 | 4,8 | 3,1 | 12 | 1,1 | 71 | 15,5 | 5,2 | 10,4 | 5,7 | 1,5 | 3,8 | 1,3 | 2,6 | 46,5 | 15,5 | 31 | 1,9 | 64 | 2,3 | 63 |
| 10 | 6,7 | 4,2 | 5,3 | 14 | 1,6 | 63 | 42,4 | 14,1 | 28,2 | 6,3 | 1,7 | 3,7 | 1,2 | 2,4 | 106 | 35,3 | 70,7 | 2,6 | 52 | 3,1 | 59 |
Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских отложений, включающий закачку в пласт через добывающую скважину состава, содержащего полиакриламид - ПАА, и добычу продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что предварительно выбирают нагнетательную скважину в верей-башкирском или верейском или башкирском объекте с реагирующими добывающими скважинами, расположенными на расстоянии не более 300 м от нагнетательной скважины, определяют пластовое давление Рпл, толщину пласта и расстояние от нефтеносной до водоносной частей пласта в реагирующих добывающих скважинах, выбирают реагирующую добывающую скважину с толщиной пласта не менее 3 м, пластовым давлением менее 0,7*Рпл и с расстоянием от нефтеносной до водоносной частей пласта более 10 м, останавливают работу нагнетательной скважины, через 10 дней производят гидроразрыв пласта под давлением в добывающей скважине, в качестве жидкости разрыва осуществляют закачку композиции, состоящей из ПАА и состава из следующих компонентов, мас.%: катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5-6,0 или его композиция с анионным ПАВ в количестве 2,0-5,0, в качестве катионных ПАВ используют эруцил-бис(2-гидроксиэтил) метиламмония хлорид - ЭГАХ, анионный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5, низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом, сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода – остальное, при соотношении ПАА и состава 1:2 соответственно, в объеме 5-8 м3 на 1 м толщины пласта, далее закачивают проппант в количестве, определяемом по формуле:
, где Спр - концентрация проппанта, кг/м3,
Qжс - объем жидкости-песконосителя,
в качестве жидкости-песконосителя закачивают композицию, состоящую из ПАА и состава, указанного выше, при соотношении ПАА и состава 1:2 соответственно, при этом объем жидкости-песконосителя составляет на 15 % меньше объема колонны насосно-компрессорных труб, а концентрация проппанта составляет 40-45 % объема жидкости-песконосителя, продавливают проппант композицией, состоящей из ПАА и состава, указанного выше, при соотношении 1:2 соответственно, в объеме 15-20 м3 на 1 м толщины пласта, далее осуществляют свабирование на добывающей скважине, через четыре месяца осуществляют запуск нагнетательной скважины.
