Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА С ИЗОЛЯЦИЕЙ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва пласта (ГРП) с применением комплексного подхода для изоляции активных подошвенных и/или кровельных вод, при этом не снижая проницаемость по углеводородам в нефтяных и газовых скважинах.

Основным фактором, ограничивающим область применения ГРП, является близость водо- и газонасыщенных пропластков. Поэтому большинство нефтяных и газовых скважин, выбранных для проведения ГРП, считаются «опасными» по причине значительного увеличения обводненности продукции после проведения операции.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (патент РФ №2483209, МПК Е21В 43/26, опуб. 2011), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с пакером, образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва закачкой жидкости разрыва, спуск в колонну НКТ и ниже нее колонны гибких труб - ГТ - до нижних отверстий интервала перфорации, закачку по колонне НКТ жидкости разрыва с проппантом, а по колонне ГТ водоизолирующего цемента в количестве, достаточном для заполнения водоизолирующим цементом нижней части трещины до уровня водонефтяного контакта - ВНК - с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды.

Недостатками данного способа является, что при одновременной закачке в НКТ жидкости разрыва, а в ГТ, находящуюся в НКТ, закачке цемента для изоляции трещины в зоне подошвенной воды невозможно точно изолировать подошвенные воды, не снизив проницаемость по углеводородам в продуктивной части трещины, так как цемент не может обеспечивать селективность (избирательность) воздействия.

Возможно смешивание водоизолирующего цемента и проппанта в призабойной зоне пласта, возникающее при их закачке, что снижает качество водоизоляционных работ из-за проникновения в подошвенную часть пласта совместно с водоизолирующим цементом проппанта.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих в скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах (патент РФ №2256787, МПК Е21В 43/26, опубл. 2005), включающий закачку изолирующего состава и последующую закачку полисахаридного водного геля, содержащего деструктор. В качестве изолирующего состава используют углеводородный гель, содержащий нефть или нефтепродукты, гелеобразователь "Химеко-Т" и активатор "Химеко-Т" или гелеобразователь "Химеко-Н" и активатор "Химеко-Н", а в качестве полисахаридного водного геля - водный гель комплекса "Химеко-В".

Недостатком данного способа является недостаточная селективность данных составов на углеводородной основе, так как снижение фазовой проницаемости после обработки гелем по дизельному топливу в 4,35 раза, что говорит о частичном блокировании добываемой продукции.

Кроме того, ограничение водопритока вследствие закачки углеводородного геля происходит только в породе коллекторе, а в самой трещине гидроразрыва управление фазовой проницаемостью отсутствует по причине высокой проводимости проппантовой трещины. Водоизолирующие композиции вымываются, а вслед за ними идет подтягивание водоносных горизонтов. Оставшаяся часть водоизоляционного состава на основе углеводородного геля находится в горной породе и не способна снизить обводненность продукции, поступающей, как правило, через сетки высокопроницаемых трещин.

Задачей способа является повышение дебита нефтяных и газовых скважин, эффективности проведения ГРП путем продления безводного периода эксплуатации после производства работ, даже в случае прорыва в обводненный горизонт, что особенно актуально в условиях падающей добычи и растущей обводненности на месторождениях Западной Сибири.

Технический результат изобретения состоит в осуществлении эксплуатации горизонтальных участков скважин через трещины гидроразрыва, с управлением фазовой проницаемостью в самой трещине при наличии активных подошвенных и/или кровельных вод.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах, характеризуется тем, что в горизонтальный участок скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с установкой пробки мостовой, разбуриваемой ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта - ГРП, поднимают НКТ и производят спуск НКТ с пакером и устанавливают его выше интервала участка обработки скважины, проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе состава, об. %: дизельное топливо - 99,0-99,5, гелант HGG-77 - 0,3-0,5, активатор HGA-10 - 0,2-0,5, проводят прокачку сшитой «подушки» геля в продуктивный пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана состава, об. %: HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5; дизельное топливо - 89, этилсиликат ЭТС-40 - 10, проводят мини гидравлический разрыв пласта, с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об. %: гелант HGG-77 - 0,8, активатор HGA-10 - 0,8, дизельное топливо - 93,4, кремнийоргананическая жидкость ГКЖ-11Н - 5,0, и в качестве проппанта - опоки, предварительно насыщенной кремнийорганической жидкостью ГКЖ-11Н, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 200 кг/м³, продавливают жидкость - проппантоноситель в пласт дизельным топливом, проводят основной гидравлический разрыв пласта с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об. %: гелант HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5, дизельное топливо - 89,0, ЭТС-40 - 10,0, и в качестве проппанта - опоки, предварительно насыщенной этилсиликатом ЭТС-40, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 1200 кг/м³, с последующей продавкой в пласт дизельным топливом.

Представленные чертежи поясняют схему осуществления способа в горизонтальном участке скважины 1, оборудованной колонной-хвостовиком 5, на примере гидравлического разрыва пласта с потенциально возможным прорывом в обводненный горизонт 8.

На фиг. 1 представлен горизонтальный участок скважины 1, со спущенной и зацементированной колонной-хвостовиком 5, внутри которой до забоя спущена колонна насосно-компрессорных труб 7. Позициями на чертеже обозначены: 1 - ствол скважины, 2 - продуктивный пласт, 3 - эксплуатационная колонна, цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной, 5 - хвостовик, 6 - центраторы, 7 - колонна насосно-компрессорных труб, 8 - обводненный горизонт, 9 - цементное кольцо за хвостовиком.

На фиг. 2 представлен горизонтальный участок скважины 1 со спущенной пробкой мостовой разбуриваемой 10, установленной ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта на колонне насосно-компрессорных труб 7 с пакером 11, установленным выше интервала гидравлического разрыва пласта, после прокачки сшитой «подушки» геля 12 с ЭТС-40 в продуктивный пласт 2. Позициями на чертеже обозначены: 1 - ствол скважины, 2 - продуктивный пласт, 3 - эксплуатационная колонна, 4 - цементное кольцо за эксплуатационной колонной 3, 5 - хвостовик, 6 - центраторы, 7 - колонна насосно-компрессорных труб, 8 - обводненный горизонт, 9 - цементное кольцо за хвостовиком 3, 10 - пробка мостовая разбуриваемая, 11 - пакер, 12 - «подушка» сшитого геля с ЭТС-40 - гидрофобизирующее вещество на основе этиловых эфиров ортокремниевой кислоты - полимерэтилсиликатов (ГОСТ 26371-84).

На фиг. 3 представлен горизонтальный участок скважины 1 со спущенной пробкой мостовой разбуриваемой 10, установленной ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта на колонне насосно-компрессорных труб 7 с пакером 11, установленным выше интервала гидравлического разрыва пласта, после проведенного мини гидравлического разрыва пласта с использованием в качестве проппанта опоки 13, предварительно насыщенной гидрофобной кремнийорганической жидкостью ГКЖ-11Н, причем в состав сшитого геля 12 также включена гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н - 30%-ный водно-спиртовый раствор этилсиликоната натрия или метилсиликоната натрия, хорошо растворимая в воде (ТУ 6-02-696-76). Позициями на чертеже обозначены: 1 - ствол скважины, 2 - продуктивный пласт, 3 - эксплуатационная колонна, 4 - цементное кольцо за эксплуатационной колонной 3, 5 - хвостовик, 6 - центраторы, 7 - колонна насосно-компрессорных труб, 8 - обводненный горизонт, 9 - цементное кольцо за хвостовиком, 10 - пробка мостовая разбуриваемая, 11 - пакер, 12 - сшитый гель с ГКЖ-11Н, 13 - расклинивающий материал на основе опоки, предварительно насыщенный ГКЖ-11Н.

На фиг. 4 представлен горизонтальный участок скважины 1 со спущенной пробкой мостовой разбуриваемой 10, установленной ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта, на колонне насосно-компрессорных труб 7 с пакером 11, установленным выше интервала гидравлического разрыва пласта, после проведенного мини гидравлического разрыва пласта с использованием в качестве проппанта опоки 13, предварительно насыщенной гидрофобной кремнийорганической жидкостью ГКЖ-11Н, причем в состав сшитого геля 12 в составе ЭТС-40 и проппант на основе опоки, предварительно насыщенный ЭТС-40.

Способ осуществляется следующим образом.

В горизонтальный участок скважины 1 производят спуск колонны насосно-компрессорных труб 7 с пробкой мостовой разбуриваемой 10 и устанавливают ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта. Поднимают насосно-компрессорные трубы 7, производят спуск насосно-компрессорных труб 7 с пакером 11 и устанавливают выше интервала участка обработки скважины. Затем проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе, состоящей из дизельного топлива, геланта HGG-77 - вещества на основе фосфатного эфира в малогорючем растворителе, следует использовать вместе с активатором HGA-10 [нефтяные словари: http://www.neftepedia.ru/dir/h/hgg_77/36-1-0-1528], активатора HGA-10 сшивателя для углеводородов - компонента состава, предназначенного для создания геля на УВ основе (дизтоплива, ксилола, керосина, нефти), следует использовать в качестве активатора гелирующего агента HGG-77 [http://www.neftepedia.ru/dir/h/hga_10/36-1-0-1529]. После проводят прокачку сшитой «подушки» геля 12 (Фиг. 2) в пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана при следующем соотношении компонентов, об. %: гелант HGG-77 - 0,5; активатор HGA-10 - 0,5; дизельное топливо - 89,0; этилсиликат ЭТС-40 - 10,0. При этих концентрациях вязкость геля составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1.

Следующим этапом проводят мини гидравлический разрыв пласта с использованием в качестве проппанта опоки 13 (Фиг. 3), которая при равных физико-механических характеристиках с алюмосиликатными проппантами обладает адсорбционными свойствами, причем в состав жидкости проппантоносителя 12 (Фиг. 3) включена гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н, которой также насыщен проппант на основе опоки 13 (Фиг. 3) за счет адсорбционных свойств. Гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н является катализатором реакции гидролитической поликонденсации этилсиликата ЭТС-40 с водой для создания блокирующего экрана пластовым водам. Мини гидравлический разрыв пласта проводят при следующем соотношении компонентов, об. %: гелант HGG-77 - 0,8; активатор HGA-10 - 0,8; дизельное топливо - 93,4; гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н - 5,0, при этом вязкость геля 12 (Фиг. 3) составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1, а концентрация проппантов 13 (Фиг. 3) составляет 200 кг/м³.

Далее проводят основной гидравлический разрыв пласта, причем в состав жидкости проппантоносителя 12 (Фиг. 4) включен этилсиликат ЭТС-40, сами проппанты на основе опоки 12 (Фиг. 4) насыщены заранее этилсиликатом ЭТС-40 за счет адсорбционных свойств, для создания селективного (избирательного) экрана по пластовым водам, как в обводненном пласте, так и в самой трещине гидроразрыва, при этом проницаемость по углеводородам не снижается. Основной гидравлический разрыв пласта необходимо проводить при следующем соотношении компонентов, об. %: гелант HGG-77 - 0,5; активатор HGA-10 - 0,5; дизельное топливо - 89,0; этилсиликат ЭТС-40 - 10,0. При данных концентрациях вязкость геля составляет, не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1, а концентрация проппантов составляет 1200 кг/м³.

Если концентрация вышеперечисленных компонентов будет меньше, то вязкость геля будет не достаточной для несущей способности жидкости проппантоносителя и трещина будет более узкой и длинной, что увеличит риск прорыва в водоносные горизонты. При более высоких концентрациях вязкость будет слишком высокая, а это дополнительные сложности при закачке компонентов, связанные с избыточными давлениями на устье. Кроме того, образуется более высокая трещина, что увеличивает риск прорыва в нижележащие обводненные горизонты, также за счет повышенной концентрации геланта и активатора образуется дополнительный скин фактор.

При проведении работ в такой последовательности, даже если произойдет прорыв трещины в обводненный горизонт (Фиг. 4), образуется блокирующий селективный экран для пластовых вод. За счет содержания как в жидкости проппантоносителя, так и в самих проппантах этилсиликата ЭТС-40, а в отдаленных участках трещины за счет содержания в жидкости проппантоносителя, так и в самих проппантах гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н (являющимся катализатором реакции гидролитической поликонденсации) происходит образование на поверхности каналов полимерной пленки. При этом силоксановые связи кремнийорганических соединений направлены к породе, а углеводородные радикалы - в противоположную сторону. В результате образуется гидрофобная поверхность, которая снижает фильтрационные сопротивления и увеличивает фазовую проницаемость для нефти. Образующийся в пористой среде, а также в самой трещине гидроразрыва полимер имеет высокую адгезию (прилипание) к горным породам, металлу обсадных колонн, закупоривает водонасыщенные интервалы, цементирует каркас коллектора, обладает хорошей гидрофобной активностью, высокими селективными свойствами.

Пример реализации способа №1.

Скважина с горизонтальным окончанием длиной 400 м и диаметром 140 мм, оборудованная хвостовиком 5 наружным диаметром 114 мм, спущенным до забоя. Интервал гидравлического разрыва пласта горизонтального участка 1 ствола скважины 100-130 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины.

Гидравлический разрыв пласта проводят на насосно-компрессорных трубах 7 диаметром 89 мм, длинной 2200 м с установкой пробки мостовой разбуриваемой 10 на глубине 100 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины. Поднимают насосно-компрессорные трубы 7, производят спуск насосно-компрессорных труб 7 с пакером 11 и устанавливают выше интервала участка обработки скважины на глубине 130 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины.

Затем проводят замещение жидкости глушения на линейный гель в объеме 9 м³ на углеводородной основе, состоящей из дизельного топлива в объеме 8,87 м³ (об. %, 99,3), геланта HGG-77 в объеме 0,0477 м³ (об. %, 0,5), активатора HGA-10 в объеме 0,0190 м³ (об. %, 0,2).

После проводят прокачку сшитой «подушки» геля 12 в объеме 4 м³ (Фиг. 2) в пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана, при следующих объемах жидкости, м³: 0,02 - гелант HGG-77 (об. %, 05); 0,02 - активатор HGA-10 (об. %, 0,5); 3,6 - дизельное топливо (об. %, 89,0); 0,4 - ЭТС-40 (об. %, 10), при этих концентрациях вязкость геля составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1.

Следующим этапом проводят мини гидравлический разрыв пласта в объеме жидкости 11 м³ с использованием в качестве проппанта опоки 13 (Фиг. 3), которая при равных физико-механических характеристиках с алюмосиликатными проппантами обладает адсорбционными свойствами, причем в состав жидкости проппантоносителя 12 (Фиг. 3) включена гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н, которым также насыщен проппант на основе опоки 13 (Фиг. 3) за счет адсорбционных свойств. Гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н является катализатором реакции гидролитической поликонденсации этилсиката ЭТС-40 с водой для создания блокирующего экрана пластовым водам. Мини гидравлический разрыв пласта проводят при следующих объемах жидкости, м³: гелант HGG-77 - 0,088 (об. %, 0,8), активатор HGA-10 - 0,088 (об. %, 0,8), дизельное топливо - 10,45 (об. %, 93,4), ГКЖ-11Н - 0,55 (об. %, 5), при этом вязкость геля 12 (Фиг. 3) составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1, а концентрация проппантов 13 (Фиг. 3) составляет 200 кг/м³. Далее продавливают жидкость проппантоносителя с проппантом в пласт продавочной жидкостью, состоящей из дизельного топлива в объеме 10,04 м³.

Далее проводят основной гидравлический разрыв пласта в объеме 44 м³, причем в состав жидкости проппантоносителя 12 (Фиг. 4) включен этилсиликат ЭТС-40, сами проппанты на основе опоки 12 (Фиг. 4) насыщены заранее этилсиликатом ЭТС-40 за счет адсорбционных свойств для создания селективного (избирательного) экрана по пластовым водам как в обводненном пласте, так и в самой трещине гидроразрыва, при этом проницаемость по углеводородам не снижается. Основной гидравлический разрыв пласта необходимо проводить при следующем объеме жидкости, м³: 0,22 - гелант HGG-77 (об. %, 0,5), 0,22 - активатор HGA-10 (об. %, 0,5), 39,6 - дизельное топливо (об. %, 89), 4,4 - этилсиликат ЭТС-40 (об. %, 10). При данных концентрациях вязкость геля составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1, а концентрация проппантов составляет 1200 кг/м³. Затем продавливают жидкость проппантоносителя с проппантом в пласт продавочной жидкостью, состоящей из дизельного топлива в объеме 9,04 м³.

Пример реализации способа №2.

Скважина с горизонтальным окончанием длиной 500 м и диаметром 140 мм, оборудованная хвостовиком 5 наружным диаметром 102 мм, спущенным до забоя. Интервал гидравлического разрыва пласта горизонтального участка 1 ствола скважины 200-230 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины.

Гидравлический разрыв пласта проводят на насосно-компрессорных трубах 7 диаметром 73 мм, длинной 2300 м с установкой пробки мостовой разбуриваемой 10 на глубине 200 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины. Поднимают насосно-компрессорные трубы 7, производят спуск насосно-компрессорных труб 7 с пакером 11 и устанавливают выше интервала участка обработки скважины на глубине 230 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины.

Затем проводят замещение жидкости глушения на линейный гель в объеме 8,9 м³ на углеводородной основе, состоящей из дизельного топлива в объеме 8,87 м³ (об. %, 99,5) гелант HGG-77 в объеме 0,0307 м³ (об. %, 0,3), активатор HGA-10 в объеме 0,0122 м³ (об. %, 0,2).

После проводят прокачку сшитой «подушки» геля в объеме 8 м³ (12 Фиг. 2) в пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана при следующих объемах жидкости, м³: 0,04 - гелант HGG-77 (об. %, 05); 0,04 - активатор HGA-10 (об. %, 0,5); 7,2 - дизельное топливо (об. %, 89); 0,8 - ЭТС-40 (об. %, 10), при этих концентрациях вязкость геля составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1.

Следующим этапом проводят мини гидравлический разрыв пласта в объеме жидкости 15 м³ с использованием в качестве проппанта опоки (13 Фиг. 3), которая при равных физико-механических характеристиках с алюмосиликатными проппантами обладает адсорбционными свойствами, причем в состав жидкости проппантоносителя (12 Фиг. 3) включена гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н, которым также насыщен проппант на основе опоки (13 Фиг. 3) за счет адсорбционных свойств. Гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н является катализатором реакции гидролитической поликонденсации этилсиката ЭТС-40 с водой для создания блокирующего экрана пластовым водам. Мини гидравлический разрыв пласта проводят при следующих объемах жидкости, м³: гелант HGG-77 - 0,12 (об. %, 0,8); активатор HGA-10 - 0,12 (об. %, 0,8); дизельное топливо - 14,25 (об. %, 93,4); ГКЖ-11Н - 0,75 (об. %, 5); при этом вязкость геля 12 (Фиг. 3) составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1, а концентрация проппантов 13 (Фиг. 3) составляет 200 кг/м³. Далее продавливают жидкость проппантоносителя с проппантом в пласт продавочной жидкостью, состоящей из дизельного топлива в объеме 6,64 м³.

Далее проводят основной гидравлический разрыв пласта в объеме 60 м³, причем в состав жидкости проппантоносителя (12 Фиг. 4), включен этилсиликат ЭТС-40, сами проппанты на основе опоки (12 Фиг. 4), насыщенные заранее этилсиликатом ЭТС-40 за счет адсорбционных свойств, для создания селективного (избирательного) экрана по пластовым водам как в обводненном пласте, так и в самой трещине гидроразрыва, при этом проницаемость по углеводородам не снижается. Основной гидравлический разрыв пласта необходимо проводить при следующем объеме жидкости, м³: 0,3 - гелант HGG-77 (об. %, 0,5); 0,3 - активатор HGA-10 (об. %, 0,5); 54 - дизельное топливо (об. %, 89); 6 - этилсиликат ЭТС-40 (об. %, 10). При данных концентрациях вязкость геля составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1, а концентрация проппантов составляет 1200 кг/м³. Затем продавливают жидкость проппантоносителя с проппантом в пласт продавочной жидкостью, состоящей из дизельного топлива в объеме 5,64 м³.

Пример реализации способа №3.

Скважина с горизонтальным окончанием длиной 700 м и диаметром 161 мм, оборудованная хвостовиком 5 наружным диаметром 127 мм, спущенным до забоя. Интервал гидравлического разрыва пласта горизонтального участка 1 ствола скважины 300-330 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины.

Гидравлический разрыв пласта проводят на насосно-компрессорных трубах 7 диаметром 89 мм, длинной 2500 м с установкой пробки мостовой разбуриваемой 10 на глубине 300 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины. Поднимают насосно-компрессорные трубы 7, производят спуск насосно-компрессорных труб 7 с пакером 11 и устанавливают выше интервала участка обработки скважины на глубине 330 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины.

Затем проводят замещение жидкости глушения на линейный гель в объеме 10 м³ на углеводородной основе, состоящей из дизельного топлива в объеме 9,75 м³ (об. %, 94); гелант HGG-77 в объеме 0,54 м³ (об. %, 0,3); активатор HGA-10 в объеме 0,54 м³ (об. %, 0,5).

После проводят прокачку сшитой «подушки» геля в объеме 10 м³ (12 Фиг. 2) в пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана при следующих объемах жидкости, м³: 0,05 - гелант HGG-77 (об. %, 0,5); 0,05 - активатор HGA-10 (об. %, 0,5); 9 - дизельное топливо (об. %, 89); 1 - ЭТС-40 (об. %, 10), при этих концентрациях вязкость геля составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1.

Следующим этапом проводят мини гидравлический разрыв пласта в объеме жидкости 20 м³ с использованием в качестве проппанта опоки (13 Фиг. 3), которая при равных физико-механических характеристиках с алюмосиликатными проппантами обладает адсорбционными свойствами, причем в состав жидкости проппантоносителя 12 (Фиг. 3) включена гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н, которым также насыщен проппант на основе опоки 13 (Фиг. 3) за счет адсорбционных свойств. Гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н является катализатором реакции гидролитической поликонденсации этилсиката ЭТС-40 с водой для создания блокирующего экрана пластовьм водам. Мини гидравлический разрыв пласта проводят при следующих объемах жидкости, м³: гелант HGG-77 - 0,16 (об. %, 0,87); активатор HGA-10 - 0,16 (об. %, 0,8); дизельное топливо - 19 (об. %, 93,4); ГКЖ-11Н - 1 (об. %, 5), при этом вязкость геля 12 (Фиг. 3) составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1, а концентрация проппантов 13 (Фиг. 3) составляет 200 кг/м³. Далее продавливают жидкость проппантоносителя с проппантом в пласт продавочной жидкостью, состоящей из дизельного топлива в объеме 11,33 м³.

Далее проводят основной гидравлический разрыв пласта в объеме 70 м³, причем в состав жидкости проппантоносителя 12 (Фиг. 4) включен этилсиликат ЭТС-40, сами проппанты на основе опоки 12 (Фиг. 4), насыщенные заранее этилсиликатом ЭТС-40 за счет адсорбционных свойств, для создания селективного (избирательного) экрана, по пластовым водам, как в обводненном пласте, так и в самой трещине гидроразрыва, при этом проницаемость по углеводородам не снижается. Основной гидравлический разрыв пласта необходимо проводить при следующем объеме жидкости, м³: 0,35 - гелант HGG-77 (об. %, 0,5), 0,35 - активатор HGA-10 (об. %, 0,5), 63 - дизельное топливо (об. %, 89), 7 - этилсиликат ЭТС-40 (об. %, 10). При данных концентрациях вязкость геля составляет не менее 400 мПа*с при скорости сдвига 100 сек^-1, а концентрация проппантов составляет 1200 кг/м³. Затем продавливают жидкость проппантоносителя с проппантом в пласт продавочной жидкостью, состоящей из дизельного топлива в объеме 10,33 м³.