Способ обработки подземных пластов

011696 Уровень техники Настоящее изобретение относится к способу снижения потерь технологических жидкостей в подземных пластах. В частности, настоящее изобретение относится к способам снижения потерь жидкостей для обработки призабойной зоны, таких как жидкости, используемые для интенсификации добычи углеводородов из таких пластов, жидкости, используемые для отклонения потока флюидов, жидкости, используемые для борьбы с водопритоком, этапу закачки жидкости гидроразрыва в пласт без проппанта,для осуществления обычного гидроразрыва с использованием проппантов, обработки пласта растворителями и, в целом, любые жидкости, используемые для обработки пласта. Линия тока пластовых флюидов в пористой среде, например, при скважинной добыче, характеризуется тремя основными параметрами: размером, проницаемостью и движущей силой. Часто, когда продуктивность скважины неудовлетворительная, необходимо стимулировать приток флюидов из подземных пластов. Причиной снижения продуктивности обычно является недостаточность или закупорка линии тока пластовых флюидов из пласта в ствол скважины. Закупорка может являться результатом присущей пласту низкой пористости и/или проницаемости, либо результатом того, что пористость и/или проницаемость призабойной зоны снизилась (произошла закупорка) во время бурения, и/или заканчивания, и/или эксплуатации скважины. Существует два основных способа возбуждения: обработка под давлением ниже давления гидроразрыва и гидроразрыв пласта. Обработка под давлением сопровождается закачкой жидкости (например,кислоты или растворителя) с целью растворения и/или рассеивания материалов, которые снижают продуктивность скважины, или создания новых, неповрежденных каналов притока между скважиной и формацией. Обработка под давлением ниже давления гидроразрыва, обычно, если флюид для возбуждения является кислотой, называемая структурной кислотной обработкой, как правило, используется для обработки только призабойной зоны скважины. При кислотной обработке кислоту (обычно, для карбонатных пластов, соляная кислота) закачивают под давлением, которое достаточно мало для того, чтобы вызвать разрыв пласта. При закачивании кислоты в подземный пласт, например, карбонатный (известняк или доломит) под давлением ниже давления гидроразрыва, кислота движется предпочтительно по участкам породы с наиболее высокой растворимостью или проницаемостью (т.е. с наиболее крупными порами, пустотами или естественными разрывами). Вступая в химические реакции на участках с высокой растворимостью или проницаемостью, кислота, в идеальном случае, вызывает образование широких, высокопроводящих каналов, называемых свищи, которые располагаются практически радиально от ствола скважины. Однако, когда кислота проникает в пустоты или естественные разрывы, существенное ее количество может быть потеряно, а низкопроницаемые участки могут остаться необработанными. С другой стороны, при осуществлении гидроразрыва пласта жидкость закачивают в пласт под давлением, превышающим то, при котором в слагающих пласт горных породах происходит образование расширенных линий тока. Когда давление сбрасывают, разрыв обычно закрывается, если не обеспечен определенный механизм поддержания его открытым. Существуют два общих способа для поддержания трещин открытыми. При обычном гидроразрыве с заполнением трещин проппантом, осуществляется закачивание вязкой жидкости (этап закачки жидкости гидроразрыва в пласт без проппанта), что способствует образованию или развитию разрывов. На следующих этапах к вязкой жидкости добавляют твердый проппант, который захватывается трещиной при сбросе давления, тем самым предотвращая ее полное закрытие. При кислотном гидроразрыве пласта первоначально полученный разрыв затем обрабатывают кислотой. В этом случае, однако, параметры обработки устанавливают таким образом, чтобы не происходило образование свищей. Задачей, вместо этого, является неодинаковое разъедание кислотой стенок разрыва. Тогда, после сброса давления, разрыв не закрывается полностью потому, что в результате неодинакового разъедания между неровными не смыкающимися стенками образуется зазор. В идеальном случае при неодинаковом разъедании формируются каналы притока, обычно располагающиеся вдоль стенок разрыва от его верхушки до ствола скважины, что повышает ее продуктивность. Хотя в дальнейшем основное внимание будет сосредоточено, главным образом, на кислотной обработке (обработка растворяющими пласт жидкостями, не все из которых являются кислотами), сходные трудности возникают при обработке под давлением ниже давления гидроразрыва, осуществлении гидроразрыва с использованием проппантов, кислотного гидроразрыва и других способов, т.е. рассмотрение данного вопроса всецело относится к любому типу жидкостей для обработки пласта. Следует заметить,что растворяющие пласт жидкости составляют подкласс жидкостей для обработки пласта, и что, как оговорено в настоящем документе, растворяющие пласт жидкости включают жидкости, растворяющие материал пласта или закупорки пласта, например, солевые отложения и фильтрат бурового раствора. Трудность, из-за которой снижается эффективность применения жидкостей для обработки пласта,заключается в их недостаточном осевом распределении. Это относится к надлежащей подаче жидкости,т.е. обеспечению того, что жидкость будет подана в нужную зону (т.е. зону, которая должна быть обработана), а не куда-либо еще. Если говорить более конкретно, когда кислоту закачивают в карбонатный пласт, она обычно начинает растворять материал в стволе скважины и/или в материнской породе призабойной зоны. В зависимости от реакционной способности кислоты и материнской породы и скорости-1 011696 подачи кислоты в зону реакции, по мере закачки кислоты в пласт, в материнской породе образуется основной канал. При продолжении закачки кислоты в пласт кислота протекает по вновь образовавшемуся каналу, как по пути наименьшего сопротивления, и, следовательно, остальная часть пласта остается практически необработанной. Это осложняется присущей пласту неоднородностью по проницаемости(что встречается во многих пластах), особенно наличием естественных разрывов и высокопроницаемых пропластков. В зоны с такими неоднородностями устремляется большее количество закачиваемой кислоты, тем самым, оставляя другие зоны пласта вдоль ствола скважины, где она действительно необходима,необработанными. Так, в пластовых резервуарах, образовавшихся в результате естественного разрыва, в значительную часть продуктивных, нефте- и газоносных горизонтов в обрабатываемой зоне не поступает такое количество кислоты, которое достаточно для проникновения в материнскую породу пласта (для вертикального ствола скважины - вбок) на глубину, необходимую для эффективного увеличения проницаемости пласта и, следовательно, его способности подводить нефть и/или газ к стволу скважины. Затруднения, связанные с надлежащим размещением жидкости, особенно досадны из-за того, что закачиваемая жидкость предпочтительно перемещается в более высокопроницаемые зоны (по пути наименьшего сопротивления), а не в низкопроницаемые, хотя именно низкопроницаемые зоны обычно нуждаются в кислотной обработке (т.е. из-за их низкой проницаемости передвижение нефти и/или газа по ним ослабевает). Для преодоления этих трудностей создано множество способов более управляемого размещения жидкости, отклонения кислоты от зон с естественно высокой проницаемостью и уже обработанных зон и направления ее в зоны, требующие обработки. Способы снижения потерь кислоты (т.е. обеспечения эффективного охвата нужной зоны) можно приблизительно разделить на механические и химические. К механическим относится использование уплотняющих шариков (вводимых в ствол скважины для перекрытия перфораций в обсадной трубе и препятствования, таким образом, притоку жидкости), пакеров (в особенности, разобщающих пакеров,которые перекрывают часть ствола скважины и, тем самым, препятствуют притоку жидкости через перфорацию этой части ствола), пакер-пробок, гибких труб в бухтах (гибких труб, разматываемых с механизированного барабана, по которым кислота более точно подается в определенную зону ствола) и способа закачки под давлением (заключающимся в попытке задавливания кислоты в пласт путем приложения максимально высокого давления - немногим меньше того, которое бы вызвало разрыв пласта). Химические способы, в свою очередь, можно разделить на способы, при которых происходит химическое изменение пласта в призабойной зоне скважины, отклонение потока кислоты от которой желательно, и способы, при которых модифицируют саму содержащую кислоту жидкость. Первая группа связана с использованием зернистых материалов, которые образуют на поверхности призабойной зоны скважины малопроницаемую глинистую корку, которая при контакте с кислотой отклоняет ее поток в низкопроницаемые зоны. Эти материалы обычно представляют собой растворимые в нефти или в воде твердые частицы, которые, будучи направлены в высокопроницаемые зоны, перекрывают их и, следовательно, отклоняют поток кислоты в низкопроницаемые зоны. Способы второй группы включают использование пенообразователей, эмульгаторов и гелеобразующих веществ. Механические способы и химические способы, заключающиеся в химическом преобразовании пласта в призабойной зоне скважины, от которой желательно отклонить поток кислоты, далее рассматриваться не будут. Промышленностью выпускаются нефтекислотные эмульсии и пенокислоты, которые предназначены для решения проблемы отклонения, однако, иногда их использование ограничивается сложностью применения, например, из-за высоких потерь давления на трение. Кроме того, эти жидкости неэффективны для отклонения потока от естественных разрывов. Промышленность также выпускает гелеобразующие вещества, которые, однако, не обеспечивают достаточного для отклонения потока жидкости от естественных разрывов скачка вязкости. Некоторые промышленно выпускаемые составы представляют собой сшитые полимерные системы, т.е. при закачке эти полимеры имеют линейную структуру, но закачиваемый вместе с ними реактив вызывает либо агрегацию, либо образование поперечных связей (например, в результате изменения pH, вызываемого взаимодействием с кислотой), когда полимеры находятся внутри пласта, что приводит к их превращению в гель. Хотя эти жидкости - сшиваемые в пласте полимеры - могут оказаться эффективными для снижения потерь жидкостей через свищи, они неэффективны для снижения потерь через естественные разрывы. Кроме того, эти системы приводят к остаткам полимеров в пласте, что может вызвать его закупорку и снижение добычи углеводородов. При использовании вязкоупругих гелеобразующих составов на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) можно избежать закупорки пласта, вызываемой жидкостями на основе полимеров. Некоторые гелеобразующие составы на основе ПАВ описаны в патентах США 5979557, 6435277 и 6703352,которые принадлежат тому же патентовладельцу, что и настоящее изобретение. Использование вязкоупругих гелеобразующих составов на основе ПАВ для снижения потерь описано в патенте США 6667280 и заявке на патент США 2003-0119680, которые также принадлежат тому же патентовладельцу, что и настоящее изобретение. Вязкоупругие отклоняющие кислоты, разработанные для кислотной обработки карбонатных пластов, первоначально имеют вязкость, близкую к вязкости воды, но затем,после того как значительная часть кислоты израсходуется в карбонатном пласте, который химически активен по отношению к кислоте, их вязкость существенно увеличивается. Таким образом, в начале за-2 011696 качивания вязкоупругие отклоняющие кислоты поступают в наиболее проницаемую(ые) зону(ы), но когда они превращаются в гель, они блокируют эту(эти) зону(ы) и отклоняют закачиваемую после этого жидкость в ранее не обработанные низкопроницаемые зоны. Успешность применения этих составов зависит от способности пласта взаимодействовать с большим количеством кислоты. Следовательно, они наиболее применимы в карбонатных пластах с высокой активностью по отношению к кислоте. Хотя способы, основанные на превращении жидкостей в гель в пласте, как правило, эффективны для снижения потерь в скелете горной породы и через свищи вдоль ствола скважины или поверхности трещины, их эффективность для снижения потерь через естественные разрывы и/или пустоты неудовлетворительная. При относительно больших ширине естественного разрыва, проводимости и объеме обычные подходы оказываются неэффективными, либо связаны с расходом большого количества жидкости для заполнения естественных разрывов до того, как будет достигнут приемлемый уровень снижения потерь. Это ограничение имеет место при кислотной обработке карбонатных пластов с большими естественными разрывами; здесь, прежде чем наступит очевидный эффект отклонения, необходимы особенно большие объемы жидкостей и многократная обработка вязкоупругими отклоняющими кислотами. Следовательно, объектом настоящего изобретения является способ эффективного снижения потерь технологических жидкостей при обработке нефтяных месторождений, в пластах которых имеются естественные разрывы. Волокна, как известно, используются для снижения потерь в составе жидкостей, содержащих твердые частицы, такие как цемент. Цементная суспензия с равномерно распределенными в ней твердыми частицами и, например, стеклянными волокнами, закачивается в скважину с целью осаждения частиц и волокон в разрыве в виде подушки, которая физически блокирует этот разрыв и снижает потери через него. Аналогично, при гидроразрыве пласта с закачиванием проппанта волокна вводятся в реагент на водной основе, снижающий поверхностное натяжение (вода+понизитель трения), для того, чтобы облегчить перенос проппанта вдоль разрыва. Однако известно, что при такой обработке проппант выпадает из жидкости разрыва, как только она достигает пласта. В случаях, когда, в силу характера горной породы и должного планирования рабочего процесса, ширина разрывов ограничена, использование волокон было бы эффективно для перекрывания разрывов шириной менее 0,25 см (0,1 дюйма). Существует потребность в более совершенных способах снижения потерь технологических жидкостей через естественные разрывы. Сущность изобретения В первом аспекте настоящее изобретение обеспечивает способ снижения потерь жидкостей в подземных пластах, включающий этапы получения смеси жидкости для обработки пласта и волокон и закачки этой смеси в подземный пласт через ствол скважины. Во втором аспекте настоящее изобретение обеспечивает способ снижения потерь жидкостей в подземных пластах, включающий этапы взаимодействия подземного пласта с жидкостью для обработки пласта, предпочтительно, растворяющей пласт жидкостью (например, при кислотной обработке карбонатных пластов, вязкоупругой отклоняющей кислотой), и взаимодействия пласта со смесью жидкости для обработки пласта и волокон. В еще одном аспекте настоящее изобретение обеспечивает способ возбуждения нефтегазоносных пластов, включающий этапы: (а) взаимодействия подземного пласта с жидкостью для обработки пласта,такой как растворяющая пласт жидкость, (b) взаимодействия подземного пласта со смесью жидкости для обработки пласта, предпочтительно жидкости для кислотной обработки карбонатных пластов, превращающейся in situ в гель, и волокон, имеющий целью отклонение жидкости для растворения пласта от естественных разрывов в нем, и (с) необязательного повторения этапов (а) и (b), если это нужно для последующего возбуждения одной или более зон, кроме и/или дополнительно к зоне или зонам пласта,имеющим естественные разрывы. Необязательно, осуществление этих этапов может быть начато с этапа(b). В любом случае, последним может быть любой этап. Другим объектом одного из воплощений настоящего изобретения является применение волокон в жидкостях для обработки пласта, не содержащих проппанта, с целью снижения потерь через естественные разрывы. Такое применение включает гидроразрыв пласта на этапе закачки жидкости гидроразрыва без проппанта, кислотном гидроразрыве пласта, кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва, в качестве жидкостей для обработки пласта (например, хелатных растворителей), отклоняющих жидкостей (например, эмульсий и пен), самоотклоняющихся жидкостей и жидкостей для борьбы с водопритоком. Целью использования волокон является перекрывание естественных разрывов и, тем самым, снижение потерь технологических жидкостей через них. В случае кислотной обработки пласта,использование только волокон не столь эффективно с точки зрения отклонения потока от естественных разрывов, поскольку при последующей кислотной обработке могут раствориться участки пласта вокруг волоконных перекрытий, т.е. естественный разрыв будет снова открыт. Однако возможно одновременное использование кислоты и волокон, или растворяющих пласт жидкостей и волокон, или любой жидкости для возбуждения пласта и волокон, хотя предпочтительнее вязкая кислота, а наиболее предпочтительно использовать вместе с волокнами вязкоупругие отклоняющие кислоты. В частности, задачей настоящего изобретения является снижение потерь и отклонение потока жидко-3 011696 сти для обработки пласта от естественных разрывов путем сочетания жидкостей для обработки пласта и волокон, предпочтительно жидкости, превращающейся in situ в гель, и волокон, более предпочтительно превращающейся in situ в гель кислоты на основе ПАВ и волокон (например, в карбонатных пластах), более предпочтительно превращающейся in situ в гель кислоты на основе ПАВ, такой как вязкоупругие отклоняющие кислоты, но не только, и волокон (например, из стекла, полиоксипропионовой кислоты, полигликолевой кислоты, поливинилацетата или других волокон) для повышения динамической вязкости по мере расходования кислоты в естественном разрыве с одновременным перекрыванием его волокнами. Также объектом настоящего изобретения является обеспечение такого способа, при котором одновременно образуется вязкая пробка, предотвращающая последующие потери жидкости для обработки пласта, и перекрытие разрыва волокнами, позволяющее снизить потери без использования больших объемов жидкости. Другим объектом настоящего изобретения является обеспечение способа отклонения потока от одного кислотного разрыва к другому кислотному разрыву без необходимости использования механических средств отклонения, таких как уплотняющие шарики. Другим объектом настоящего изобретения является обеспечение способа отклонения потока от высокопроницаемой зоны или зоны с естественными разрывами к другой, низкопроницаемой, зоне в процессе кислотной обработки пласта при давлении ниже давления гидроразрыва, и кислотного гидроразрыва. Также было обнаружено, что настоящий способ применим для снижения потерь жидкости в других ситуациях. Например, включение волокон в загущенные жидкости для закачки в пласт может повысить качество их размещения и эффективность в пластах с естественными разрывами. Способ, являющийся объектом настоящего изобретения, как предполагается, имеет более широкое применение и может быть эффективен для любых жидкостей для обработки пласта, содержащих или не содержащих проппант,включая жидкости гидроразрыва, растворяющие пласт жидкости, такие растворители, как толуол и ксилол, отклоняющие составы, например, пены, гели для борьбы с водопритоком и составы на основе ПАВ. Краткое описание чертежей На фиг. 1 представлены лабораторные данные расхода жидкости, представляющие собой потери смеси вязкоупругой отклоняющей кислоты и волокон, закачиваемой через разрыв 0,3 см (0,12 дюйма) в ширину, 2,54 см (1 дюйм) в высоту и 15,2 см (6 дюймов) в длину, образованный между двумя ядрами индианского известняка, при 93 С (200 К). На фиг. 2 представлены полевые данные, полученные при кислотном гидроразрыве пласта с многократной закачкой реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения, HCl и вязкоупругой отклоняющей кислоты; при этом волокна добавляли на некоторых этапах закачки вязкоупругой отклоняющей кислоты и реагента для снижения поверхностного натяжения. На фиг. 3 представлены полевые данные, полученные при кислотном гидроразрыве пласта, состоявшего из повторяющихся этапов закачки реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения, HCl, геля, полученного загущением воды линейным полимером, и реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения вместе с волокнами. Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления Хотя термины кислотная обработка и кислотный гидроразрыв пласта и употребляются в этом документе, поскольку они прочно укоренились среди специалистов данной области, было бы правильнее вместо слов кислота, кислотный использовать термин растворяющая пласт жидкость, поскольку кислоты представляют собой не единственный класс веществ, растворяющих материал пласта. В некоторых оптимизированных способах создания, например, разъеденных поверхностей трещин на большом удалении от ствола скважины, кислоты не являются наилучшим вариантом химически активной жидкости. Кроме известных загущенных кислот, эмульгированных кислот, медленно действующих эмульсий кислоты в керосине, в состав которых входят неорганические или органические кислоты или смеси этих традиционно используемых кислот, также созданы новые химически активные жидкости на основе хелатов, применение которых для создания свищей в карбонатных пластах, как было показано, позволяет оптимизировать процесс стимулирования притока пластовых флюидов в целом. Примеры таких растворяющих пласт жидкостей включают такие хелатирующие агенты, как аминополикарбоновые кислоты и их соли, например, этилендиаминтетрауксусная кислота, диэтилентриаминпентауксусная кислота, гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота и гидроксиэтилиминодиуксусная кислота, которые иногда,когда они имеют основную реакцию, называют некислотные химически активные растворы. В скважины также закачивают другие жидкости, в данном документе в целом называемые жидкостями для обработки пласта, например, с целью борьбы с водопритоком или в качества растворителей для растворения таких материалов, как солевые отложения, фильтраты буровых растворов, глинистая корка на стенках скважины, парафины и/или асфальтены. Хотя в дальнейшем описание, главным образом, будет сосредоточено на кислотной обработке под давлением ниже давления гидроразрыва (обработка растворяющими пласт жидкостями (не все из которых являются кислотами, сходные проблемы возникают при обработке под давлением ниже давления гидроразрыва (некислотной), гидроразрыве, кислотном гидроразрыве и других способах обработки, т.е. рассмотрение данного вопроса всецело относится к любому типу жидкостей для обработки пласта. Сле-4 011696 дует заметить, что растворяющие пласт жидкости составляют подкласс жидкостей для обработки пласта,и что, как оговорено в настоящем документе, растворяющие пласт жидкости включают жидкости, растворяющие материал пласта или закупорки пласта, например, солевые отложения и фильтрат бурового раствора. Кроме того, хотя данный способ будет описываться в настоящем документе преимущественно как способ блокирования и отклонения потока жидкости от естественных разрывов, он может быть также использован для блокирования и отклонения потока жидкости от искусственных разрывов, пустот и высокопроницаемых пропластков. В соответствии с одним из вариантов осуществления способа, являющегося объектом настоящего изобретения, с целью эффективного возбуждения только что ставших доступными зон осуществляют чередующиеся этапы закачки в ствол скважины сначала смеси превращающейся in situ в гель кислоты и волокон, а затем растворяющей пласт жидкости. Кислота может быть той же, что и растворяющая пласт жидкость. Использование смеси самоотклоняющейся кислоты на основе полимера (см. ниже) и волокон дает больше преимуществ при осуществлении способа, являющегося объектом настоящего изобретения,однако в предпочтительном варианте его осуществления используется смесь вязкоупругой отклоняющей кислоты и волокон, поскольку вязкоупругие отклоняющие кислоты являются менее загрязняющими. Этап закачки смеси превращающейся in situ в гель кислоты и волокон обеспечивает необходимое отклонение потока, а закачка растворяющей пласт жидкости, которая может быть, например, обычной, замедленного действия, гелеобразной или самоотклоняющейся кислотной системой (например, HCl, органической кислотой, эмульгированной кислотой, гелеобразной кислотой или вязкоупругой отклоняющей кислотой), нацелена на дальнейшее возбуждение только ставших доступными зон. В настоящем документе под выражением превращающаяся in situ в гель кислота понимается жидкость с кислотными свойствами, при смешивании на поверхности обладающая низкой вязкостью и закачиваемая в скважину, после чего, в результате нейтрализации части кислоты, ее вязкость увеличивается. Таким образом, исходная жидкость с кислотными свойствами и низкой вязкостью также охватывается этим термином. Термин волокна используется здесь в собирательном значении для обозначения некоторого количества отдельных элементарных нитей волокон определенного класса. Растворяющая пласт жидкость, которую закачивают в ствол скважины попеременно со смесью превращающейся in situ в гель жидкостью для обработки пласта и волокон, может представлять собой любую из множества известных жидкостей. Например, в случае карбонатных пластов, жидкостью для обработки пласта может быть, кроме прочего, неорганическая кислота (например, соляная), органическая кислота (например, уксусная и муравьиная), или смесь органических кислот, неорганических кислот или органической и неорганической кислот, самоотклоняющаяся кислота, как будет описано ниже, аминополикарбоновая кислота или кислоты, такие как гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота (возможно с другой кислотой), соль или соли аминополикарбоновых кислот, такие как гидроксиэтилэтилендиаминтриацетат (возможно с другой кислотой), или смесь аминополикарбоновой кислоты или кислот с солью или солями аминополикарбоновых кислот (возможно с другой кислотой). Растворяющая пласт жидкость также может представлять собой вязкоупругую отклоняющую кислоту, как было описано выше. В случае песчаников, растворяющая пласт жидкость, предпочтительно, должна содержать плавиковую кислоту (или предшественник плавиковой кислоты) и, при необходимости, фосфонат. Выбор конкретной растворяющей пласт жидкости для использования в связи с вариантами осуществления способа,являющегося объектом настоящего изобретения, зависит от особенностей конкретного пласта и многих других параметров, известных специалистам в данной области и далее не рассматриваемых. Что касается смеси волокон и превращающейся in situ в гель кислоты, как указывалось выше, эта кислота может быть либо самоотклоняющейся кислотой на основе полимера, либо вязкоупругой отклоняющей кислотой. Один из примеров самоотклоняющейся кислоты на основе полимера описан в европейском патенте 0278540 B1. Кислота с изначально сильными кислотными свойствами, описываемая в данном патенте, обладает низкой вязкостью, однако в ее состав входит растворимый источник ионов железа (III) и полимерное гелеобразующее вещество, которое сшивается ионами железа (III) при pH около 2 или выше, но не ниже. Примером такого полимера является сополимер этанамин-N,N,Nтриметилметилоксохлорида и пропенамида (анионного полиакриламида) при температуре выше примерно 93 С; или сополимер катионного полиакриламида при температуре выше примерно 93 С. Этот полимер не сшивается ионами железа (II). Следовательно, данный состав включает восстановитель, который восстанавливает ионы железа (III) до железа (II), но только при pH выше примерно 3-3,5. Следовательно,по мере расходования кислоты, например, в стволе скважины или разрыве, pH увеличивается до приблизительно 2 или более, полимер сшивается, и образующийся гель с большой вязкостью сдерживает дальнейший приток свежей кислоты в свищ или разрыв. По мере дальнейшего расходования кислоты (после обработки) pH продолжает увеличиваться, восстановитель преобразует ионы железа (III) в железо (II) и гель возвращается в состояние, более напоминающее воду. Наиболее часто используемыми восстановителями являются соли гидразина и гидроксиламина. Вязкоупругие отклоняющие кислоты, включающие гелеобразующее вещество или первичное ПАВ,например, определенные ПАВ, такие как бетаины, возможно, pH-чувствительное со-ПАВ и/или спирт и кислоту, описываются, например, в патенте США 6667280 и заявке на патент США 2003-0119680.-5 011696 Кислота здесь может быть неорганической (например, соляной или плавиковой) или органической (например, уксусной или муравьиной). Со-ПАВ представляет собой, предпочтительно, додецилбензолсульфоновую кислоту или ее соль, а гелеобразующее вещество представляет собой, предпочтительно, цвиттерионное ПАВ, более предпочтительно бетаин. Такие системы изначально имеют очень низкую вязкость и, следовательно, легко, с малыми потерями давления на трение закачиваются в пласт, нечувствительны к сдвигу, но после попадания в пласт, в результате расходования кислоты на взаимодействие с минералами пласта, начинается увеличение вязкости, каналы движения потока закупориваются так, что добавочные порции вязкоупругой отклоняющей кислоты или жидкости для обработки пласта, закачиваемые в пласт, отклоняются от гелевых пробок в менее проницаемые зоны. Вещества, являющиеся примерами цвиттерионных ПАВ, пригодных для использования в качестве компонентов вязкоупругих отклоняющих кислот, имеют следующую амидную структуру: в которой R1 означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, содержит приблизительно от 14 до 26 атомов углерода и может содержать аминогруппу; R2 означает водород или алкильную группу, содержащую приблизительно от 1 до 4 атомов углерода; R3 означает гидрокарбильную группу, содержащую приблизительно от 1 до 5 атомов углерода; Y означает электроноакцепторную группу. Электроноакцепторная группа предпочтительно представляет собой четвертичный амин, сульфонат, карбоновую кислоту или аминоксид. Вязкоупругая отклоняющая кислота может также включать добавки, такие как хорошо известные в данной области добавки, например, ингибиторы коррозии, восстановители железа, регулирующие и хелатирующие агенты. Два примера цвиттерионных ПАВ, пригодных для образования вязкоупругой отклоняющей кислоты, это бетаины, называемые, соответственно, ВЕТ-O и ВЕТ-Е. Первый был обозначен ВЕТ-О-30, поскольку он был получен от поставщика (Rhodia, Inc., Cranbury, New Jersey, USA) под наименованиемMiratain ВЕТ-О-30, так как имеет амидную группу олеиловой кислоты (включая концевую группуC17H33) и содержит около 30% активного ПАВ; остальное - это, по большей части, вода, небольшое количество хлорида натрия, глицерин и пропан-1,2-диол. Аналогичный продукт, ВЕТ-Е-40, также был получен от фирмы Rhodia, он содержит амидную группу эруковой кислоты (включая концевую группуC21H41) и содержит 40% активного ингредиента с остатками по существу воды, небольшое количество хлорида натрия и изопропанол. Общий вид бетаинового ПАВ приведен ниже. Под бетаиновыми ПАВ в настоящем документе подразумеваются ВЕТ-О-30 и ВЕТ-Е-40 (в общем, BET-ПАВ). Эти ПАВ поставляются в таком виде, со спиртом и гликолем, для облегчения растворения ПАВ в воде при высокой концентрации и для поддержания их в виде гомогенной жидкости при низких температурах. Однако эти ПАВ также используются в других формах. BET-ПАВ и другие описаны в патенте США 6258859. Общая химическая структура этих бетаинов где R означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, содержит приблизительно от 14 до приблизительно 26 атомов углерода и содержит амин; n=примерно от 2 до 4; р=1 до примерно 5, и смеси этих соединений. Наиболее предпочтительно, чтобы ПАВ представляло собой бетаин, в котором R означает олефиновую группу C17H33 с неразветвленной цепью (ВЕТ-О-30) или олефиновую группу C21H41 с неразветвленной цепью (ВЕТ-Е-40), n=3 и р=1. Эти бетаиновые ПАВ могут образовывать водные, вязкие загустевающие при высоких температурах гели в широком диапазоне концентраций электролита; они образуют гели как без добавления соли,так и в крепких рассолах. Эти составы могут быть приготовлены, в большинстве случаев, на основе воды из центрального водопровода, озерной, речной или морской. Со-ПАВ могут быть полезны для расширения допустимого диапазона концентраций соляных растворов, повышения прочности геля и снижения чувствительности жидкости к сдвигу, особенно в случае ВЕТ-О. Примером такого со-ПАВ является додецилбензолсульфонат натрия (SDBS). Для конкретного ПАВ и заданных условий (особенно по температуре и времени, в течение которого требуется соответствующая вязкость), чтобы обеспечить необходимую стабильность геля, можно изменять соленость, наличие и природу со-ПАВ в соответствии с параметрами, известными специалистам в данной области. Возможно введение других добавок, таких как совместимые с данным составом ингибиторы коррозии, стабилизаторы, добавки, повышающие сопротивление сдвигу, восстановление после сдвига и т.д. Другими примерами подходящих ПАВ, на основе которых может быть создана вязкоупругая отклоняющая кислота, являются описанные в патенте США 6667280, например, амидоалкиламиноксиды, такие как эруциламидопропиламиноксид. Катионные ПАВ, которые можно использовать в составе вязкоупругой отклоняющей кислоты в со-6 011696 ответствии со способом, являющимся объектом настоящего изобретения, представляют собой четвертичные амины, такие как хлорид эруцил-бис-(2-гидроксиэтил)метиламмония и другие ПАВ, перечисленные в патентах США 5258137, 5551516 и 5924295. Катионные вязкоупругие отклоняющие кислоты описаны в заявке на патент США 2005-0126786. Такие ПАВ смешивают с низкомолекулярным спиртом, таким как изопропанол и/или пропиленгликоль, и растворимой в воде солью, а также можно включать со-ПАВ и добавки, такие как уже известные в данной области, например, ингибиторы коррозии,восстановители железа, регулирующие и хелатирующие добавки. Кислотный компонент самоотклоняющейся кислоты на основе полимера или вязкоупругой отклоняющей кислоты, с которыми смешивают волокна, может представлять собой органическую или неорганическую кислоту; например, но без ограничения, такие неорганические кислоты, как соляная, плавиковая, фтороборная, серная, фосфорная или азотная, или органические кислоты, такие как малеиновая, лимонная, уксусная, муравьиная кислота и их смеси. На реологические свойства самоотклоняющейся кислоты на основе полимера или вязкоупругой отклоняющей кислоты влияет, в основном, сила кислоты, а не тип аниона. Волокна, используемые для смешивания с превращающимися in situ в гель кислотами, принадлежат, например, к типу, описанному в патентах США 5330005, 5439055, 5501275, 6172011 и 6599863 и заявке на патент США 11/156966, поданной 20 июня 2005 г. Вкратце, как указано в данных патентах,волокна могут быть стеклянными, керамическими, углеродными, полимерными естественными или искусственными, или металлическими. Также пригодны другие типы волокон, такие как полимолочная кислота, полигликолевая кислота и поливиниловый спирт. Во многих случаях предпочтительным является выбор такого волокна, которое спустя некоторое время, от нескольких часов до нескольких дней или недель, разлагается при температуре пласта, так что разрывы, которые были блокированы после обработки, снова становятся открытыми для движения потока. Было обнаружено, что на способность волокон выполнять отведенную им в соответствии со способом, являющимся объектом настоящего изобретения, роль влияют их толщина и длина. Как правило,предпочтительны более длинные волокна (вплоть до пределов, налагаемых практичностью смешивания и закачки), однако, для волокон длиной менее сантиметра также были получены удовлетворительные результаты. Диаметр волокна также влияет на функционирование волокон в соответствии со способом,являющимся объектом настоящего изобретения. Удовлетворительные результаты были получены для волокон с диаметром в диапазоне от нескольких микрон до нескольких сотен микрон; волокна могут быть фибриллированными. Также могут быть с успехом использованы нейлоновые, арамидные, полиамидные, полипропиленовые и другие полимерные волокна, описываемые в патентах США, ссылки на которые были даны выше, такие как волокна из полимолочной кислоты, полиэтилентерефталата, полигликолевой кислоты и поливинилового спирта. В некоторых случаях может быть полезным остановить свой выбор на волокнах, которые при температуре пласта со временем растворяются, например, полимолочная кислота при низких температурах и полиэтилентерефталат при более высоких температурах. Когда это происходит, приток жидкости к скважине осуществляется позже. Волокна добавляют к превращающейся in situ в гель кислоте в соотношении от приблизительно 1,2 г/л (около 10 фунтов/1000 галлонов) до приблизительно 18 г/л (около 150 фунтов/1000 галлонов), например, от приблизительно 6 г/л (около 50 фунтов/1000 галлонов) до приблизительно 8,4 г/л (около 70 фунтов/1000 галлонов). Это соотношение и физические размеры волокон, а также конкретный тип используемого волокна зависят от ряда переменных величин, включая параметры жидкости для обработки пласта или превращающейся in situ в гель кислоты, а также химические и физические параметры пласта. Например, более длинные волокна можно использовать в пластах с большим количеством разрывов и/или там, где естественные разрывы очень большие; в таких пластах может оказаться благоприятным введение большего количества волокон. Например, как будет описано ниже, основываясь на обработке пласта с добавлением волокон полиэтилентерефталата к реагенту на водной основе для снижения поверхностного натяжения при осуществлении гидроразрыва, введение приблизительно 8,6 г/л (около 71 фунта/1000 галлонов) волокон полиэтилентерефталата достаточно для выполнения гидроразрыва с блокированием относительно узких разрывов, около 0,25 см (0,1 дюйма). В этом случае увеличение вязкости технологической жидкости не дает эффективного отклонения. Методики осуществления попеременной закачки растворяющей пласт жидкости и смеси превращающейся in situ в гель кислоты и волокон в ствол скважины в соответствии со способом, являющимся объектом настоящего изобретения, с целью снижения потерь растворяющей пласт жидкости в процессе возбуждения подземных пластов хорошо известны. Это описание ориентировано на лиц со средней квалификацией, проектирующих, например, обработку с гидроразрывом. В их распоряжении имеется множество инструментов, призванных помочь в проектировании и осуществлении гидроразрыва, одним из которых является вид программного обеспечения, обычно называемый программой моделирования разрыва (а также моделью разрыва и моделью размещения разрыва). Большинство промышленных компаний, оказывающих услуги по проведению обработки нефтегазоносных пластов с гидроразрывом, предлагают одну или более таких моделей разрыва; одна из коммерческих моделей разрыва, которая с успехом используется в контексте способа, являющегося объектом настоящего изобретения, выведена на рынок-7 011696 под торговой маркой FracCADE. Эта коммерческая компьютерная программа, распространяемая корпорацией Schlumberger Technology, предназначена для проектирования, прогнозирования и мониторинга обработки. Насколько известно, в различных моделях разрыва для расчета используется имеющаяся в распоряжении проектировщика информация об обрабатываемом пласте и разнообразных технологических жидкостях (и добавках к ним), а результат моделирования позволяет потребителю уточнить режим закачки технологических жидкостей в ствол скважины для получения необходимых результатов. Руководство Стимулирование коллекторов (Reservoir Stimulation), 3-е издание, под ред. Michael J.Economides и Kenneth G. Nolte, издательство John WileySons, 2000 г., является превосходным справочником по гидроразрыву и другим способам обработки скважин; в нем, в главе 5 (с. 5-28) и приложении к главе 5 (с. А-15), рассмотрены модели разрыва. Общий объем жидкости гидроразрыва зависит от размеров разрыва, которые необходимо получить, и количества теряемой при этом жидкости. Аналогично, как хорошо известно среднему специалисту в данной области, химическую активность растворяющей пласт жидкости можно подобрать (например, при помощи компьютерных программ для моделирования разрыва и/или кислотной обработки при давлении меньшем давления гидроразрыва) на основании ее расхода и параметров пласта и жидкости. Хорошо известно также, что ходом реакции растворяющей пласт жидкости с материалом пласта можно управлять путем изменения скорости реакции и скорости переноса массы, по отдельности или одновременно. Например, увеличить скорость реакции можно путем изменения типа растворяющей пласт жидкости, формы жидкости (раствора на эмульсию),добавления соответствующих солей (которые изменяют константу равновесия поверхностной реакции) или изменения pH растворяющей пласт жидкости. Скорость реакции также можно повысить, изменяя физические условия, т.е. условия процесса (например, снижая производительность насоса и/или давление нагнетания, или охлаждая растворяющую пласт жидкость при помощи внешних охлаждающих устройств или внутреннего охлаждения (например, закачки большого количества жидкости или добавления азота или другого инертного газа. Фактический общий объем/длина ствола скважины, используемые при различных типах кислотной обработки пласта при давлениях, меньших давления гидроразрыва, зависят от многих факторов, таких как высота залегания, угол расположения ствола скважины, природа и протяженность закупорки, природа и степень гетерогенности пласта, размер и количество естественных трещин и разрывов, способности жидкостей растворять данный пласт и др. При типовой кислотной обработке пласта при давлениях,меньших давления гидроразрыва, общий объем растворяющей пласт жидкости (без учета потерь в разрывах) обычно составляет около 86 л/м ствола скважины в пласте (около 75 галлонов/фут). Это может быть, например, общий объем HCl и/или вязкоупругой отклоняющей кислоты и/или вязкоупругой отклоняющей кислоты попеременно с HCl, причем по меньшей мере на одном этапе к ним добавлены волокна. Таким образом, может быть достигнута глубина проникновения приблизительно от 1 до 1,5 м(приблизительно от 3 до 5 футов), что, конечно, зависит от пористости пласта и протяженности закупорки, если именно это вызвало необходимость обработки данного пласта. Технологическим жидкостям,необязательно, можно сообщить дополнительную энергию, например, добавлением 44,5 л азота на литр вязкоупругой отклоняющей кислоты (250 стандарт. куб.футов/баррель). Подходящая концентрация кислоты, например HCl, составляет 15%; а диапазон концентраций кислот, например HCl, в вязкоупругой отклоняющей кислоте составляет, например, от приблизительно 10 до приблизительно 28%, например от приблизительно 15 до приблизительно 28%. Конечно, может быть использовано как намного меньше, так и намного больше жидкости. Хотя в настоящем изложении внимание, главным образом, уделяется HCl иHCl в составе вязкоупругой отклоняющей кислоты, следует помнить, что в рамках настоящего изобретения вместе с волокнами можно использовать многие жидкости для обработки пласта и многие растворяющие пласт жидкости, отклоняющие или неотклоняющие, и что необходимые объемы жидкости варьируются в широких пределах. Волокна также могут быть добавлены к невязким жидкостям для облегчения отклонения жидкостей и/или блокирования естественных разрывов, пустот и высокопроницаемых пропластков. Здесь под невязкими жидкостями подразумеваются жидкости, обладающие вязкостью менее приблизительно 25 сП при 170 с-1 и 25 С перед закачкой. Не ограничивающими примерами таких жидкостей являются, кроме прочего, реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, буферные жидкости, взаимные растворители, продавочные жидкости, растворяющие пласт жидкости, жидкости для растворения солевых, парафиновых, асфальтеновых отложений, кислоты и смеси этих жидкостей. Например, добавление приблизительно от 1,2 до 18 г/л (приблизительно от 10 до 150 фунтов/1000 галлонов) волокон к реагенту на водной основе для снижения поверхностного натяжения эффективно для перекрывания естественных разрывов и осуществления отклонения при обработке этим реагентом. В качестве еще одного примера реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения часто закачивают с высокой скоростью между этапами кислотной обработки с целью очистки разрывов в карбонатных пластах от кальцита и твердых частиц. Добавление волокон к этому реагенту способствует его эффективному отклонению к необработанным трещинам. Особенно подходит концентрация около 12 г/л (100 фунтов/1000 галлонов). Варианты осуществления настоящего изобретения включают следующие способы. До- и пост-8 011696 продавочные жидкости и буферные жидкости и подобные им далее не рассматриваются. На любом или на всех из рассматриваемых далее этапов могут быть использованы желатинированные жидкости, замедленного действия, загущенные, эмульгированные, вспененные. Для кислотной обработки пласта: (А) однократная обработка жидкостью для обработки пласта с волокнами, (В) чередующиеся этапы обработки жидкостью для обработки пласта и жидкостью для обработки пласта с волокнами, любой из которых может быть начальным и конечным. Для кислотного гидроразрыва пласта: (А) первый этап закачки в пласт жидкости для обработки пласта с волокнами без проппанта, за которым следует второй этап или несколько этапов, на которых либо закачивают растворяющую пласт жидкость, либо растворяющую пласт жидкость с волокнами (включая чередующиеся этапы после этапа закачки жидкости без проппанта, начиная и заканчивая любым этапом, а также включая этапы, такие же, как этап закачки жидкости без проппанта), (В) однократная обработка растворяющей пласт жидкостью с волокнами. Для гидроразрыва с применением проппанта (включая гидроразрыв с установкой сетчатого фильтра): первый этап закачки в пласт жидкости для обработки пласта с волокнами без проппанта, за которым следуют этапы закачки жидкости с проппантом и волокнами или без волокон на любом из этих этапов. Для борьбы с водопритоком: (А) первый этап закачки реагента или реагентов для борьбы с водопритоком с волокнами, при необходимости сопровождающийся вторым этапом закачки реагента или реагентов для борьбы с водопритоком, (В) первый этап закачки реагента или реагентов для борьбы с водопритоком, сопровождающийся вторым этапом закачки реагента или реагентов для борьбы с водопритоком с волокнами. Для отклонения технологических жидкостей: (А) закачка пены с волокнами, (В) закачка самоотклоняющейся жидкости для обработки пласта с волокнами и (С) закачка эмульсии с волокнами. Настоящий способ может быть использован в скважинах любой конфигурации: вертикальных, горизонтальных или искривленных; не закрепленных обсадными трубами или обсаженных, у которых нижняя труба обсадной колонны имеет щелевидные продольные отверстия или является перфорированной. Закачка может осуществляться под давлением в кольцевое пространство либо через составной трубопровод или трубы в бухтах. Для лучшего понимания способа, являющегося объектом настоящего изобретения, ниже приведены не являющиеся ограничительными примеры, описывающие некоторые варианты осуществления этого способа, а также результаты испытаний, которые, как было установлено, имеют отношение к прогнозированию эффективности кислотных обработок подземных пластов. Пример 1. Был осуществлен гидроразрыв песчаного пласта при температуре около 129 С (около 265F) с использованием реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения (вода+полиакриламидный понизитель трения). Обработка осуществлялась при производительности 7,95 м 3/мин (50 баррелей/мин) и была рассчитана на наличие этапов закачки жидкости с проппантом в концентрации от 0,12 кг/л жидкости (1 фунт проппанта на галлон жидкости) до 0,60 кг/л жидкости(5 фунтов проппанта на галлон жидкости), который представлял собой оттавский песок с частицами от 0,43 до 0,84 мм (20/40 меш США). В начале этапа закачки 0,30 кг проппанта/л жидкости (2,5 фунта проппанта на галлон жидкости) были добавлены волокна полиэтилентерефталата длиной 6 мм в концентрации около 8,6 г/л (около 71 фунтов/1000 галлонов). Из-за быстрого увеличения давления жидкости разрыва и экранирования призабойной зоны скважины в результате перекрывания волокнами/суспензией узкого разрыва (менее чем приблизительно 0,25 см (около 0,1 дюйма) в ширину) в призабойной зоне скважины, работа вынужденно была остановлена спустя несколько минут после начала этого этапа. Пример 2. Были проведены лабораторные испытания с использованием 15%-ной вязкоупругой отклоняющей кислоты (15% HCl, содержащей 6 об.% концентрата, содержащего около 40% эруциламидопропилдиметилбетаина в изопропаноле и воду), содержащего 8,4 г/л (70 фунтов/1000 галлонов) волокон полимолочной кислоты длиной 6 мм при 93,3 С (200F). Эту смесь, представляющую собой превращающуюся insitu в гель кислоту (вязкоупругую отклоняющую кислоту), закачивали через разрыв 0,3 см (0,12 дюйма) в ширину, 2,54 см (1 дюйм) в высоту и 15,2 см (6 дюймов) в длину, образованный между двумя половинами ядра индианского известняка. Эту технологическую жидкость закачивали при постоянном перепаде давления между началом и концом разрыва, составляющем 0,17 МПа (25 фунтов/кв. дюйм), а расход измеряли как функцию времени (см. фиг. 1). В начале расход составлял около 50 мл/мин и через минуту закачки вязкоупругой отклоняющей кислоты с волокнами снизился до приблизительно 8 мл/мин. Однако скорость потери жидкости в результате использования вязкоупругой отклоняющей кислоты с волокнами снизилась приблизительно в 6 раз. Этот эксперимент показывает, что данная жидкость, содержащая волокна и вязкоупругую отклоняющую кислоту, при закачивании в разрыв ведет себя как самоотклоняющаяся. После испытания разрыв оставался перекрытым в течение 12 ч. При заключительном осмотре разрыва после испытания обнаружено, что волокна полимолочной кислоты полностью растворились, и разрыв стал чистым. Пример 3. Был осуществлен кислотный гидроразрыв карбонатного пласта с естественными разрывами. Режим-9 011696 закачки представлен в табл. 1; основной технологической жидкостью был реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, закачиваемый с расходом 12,7 м 3/мин (80 баррелей/мин). На других этапах небольшие количества 15%-ной HCl, 15%-ной вязкоупругой отклоняющей кислоты, реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения, содержащего взаимный растворитель, и буферного реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения закачивали с расходом около 3,2 м 3/мин (20 баррелей/мин). Реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения содержал около 0,1 об.% полимера, снижающего трение; 15%-ная вязкоупругая отклоняющая кислота представляла собой 15%-ную HCl, содержащую 6 об.% концентрата, содержащего около 40% эруциламидопропилдиметилбетаина в изопропаноле и воду; реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения с взаимным растворителем содержал около 10% монобутилового эфира этиленгликоля. В вязкоупругую отклоняющую кислоту вместе с HCl добавляли ингибитор коррозии. Волокна первые три раза добавляли в концентрации 12 г/л (100 фунтов/1000 галлонов), затем два раза в концентрации 18 г/л (150 фунтов/1000 галлонов), т.е. всего на пяти этапах, включая три этапа с использованием отклоняющих жидкостей (табл. 1). Волокна были волокнами полимолочной кислоты длиной около 6 мм, 1,4 денье. Как видно из графика на фиг. 2, использование волокон на различных этапах обработки приводит к существенному повышению давления, до 9 МПа (1300 фунтов на кв. дюйм),что объясняется их эффективностью с точки зрения отклонения жидкости. Предшествующая обработка той же скважины реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения, HCl и вязкоупругой отклоняющей кислотой без волокон не сопровождалась повышением давления; давление обработки было практически постоянным на всем протяжении обработки. Таблица 1- 10011696 Пример 4. Был осуществлен второй кислотный гидроразрыв карбонатного пласта с естественными разрывами. Режим закачки отличался от использованного в примере 3. В примере 4 не использовали вязкоупругую отклоняющую кислоту, вместо этого чередовали этапы закачки реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения, 15%-ной HCl, геля и реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения с волокнами. Режим закачки представлен в табл. 2. Концентрация волокон на каждом этапе отклонения составляла 12 г/л (100 фунтов/1000 галлонов). Реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения и волокна использованы те же, что и в примере 3. Гель образован 7,2 г/л(60 фунтов/1000 галлонов) линейного гуара. Как видно из фиг. 3, отчетливое изменение давления наблюдалось после этапов закачки отклоняющей жидкости с волокнами, при этом давление возрастало на 10,3 МПа (1500 фунтов на кв. дюйм) и 15,9 МПа (2300 фунтов на кв. дюйм). При обычной обработке с использованием для отклонения хлопьев бензойной кислоты наблюдалось только небольшое повышение давления (менее чем 3,5 МПа (500 фунтов на кв. дюйм. Таблица 2 Специалисты в данной области, для которых окажется полезным описание настоящего изобретения,должны признать, что на каждом из этапов, составляющих способ, являющийся объектом настоящего изобретения, могут быть внесены некоторые изменения, которые не меняют сущности его действия по достижению желаемых результатов. Подразумевается, что все подобные изменения, а также другие, которые становятся понятны специалистам из настоящего описания, входят в следующую ниже формулу изобретения, которая не является ограничивающей. Также следует признать, что хотя изобретение описано в терминах, относящихся к добыче углеводородов, оно может быть использовано в скважинах других типов, например, нагнетательных или хранилищах, а также при добыче, хранении и отведении других материалов, таких как вода, гелий и диоксид углерода. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки подземных пластов, в котором:(a) закачивают в подземный пласт первую жидкость для обработки пласта, выбранную из группы,состоящей из реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения, буферных жидкостей,взаимных растворителей, продавочных жидкостей, растворяющих пласт жидкостей, жидкостей гидроразрыва, жидкостей для растворения соляных отложений, жидкостей для растворения парафиновых отложений, жидкостей для растворения асфальтеновых отложений, отклоняющих жидкостей, реагентов для борьбы с водопритоком, хелатирующих добавок, вязкоупругих отклоняющих кислот, самоотклоняющихся кислот, кислот и их смесей; и(b) в подземный пласт закачивают под давлением выше давления гидроразрыва смесь не содержащей проппанта второй жидкости для обработки пласта и волокон с диаметр от нескольких микрон до нескольких сотен микрон, способных не растворяться в жидкости для обработки пласта в течение нескольких дней, что приводит к перекрыванию естественных разрывов и отклонению второй жидкости для обработки пласта от зоны пласта, имеющей естественные разрывы. 2. Способ по п.1, в котором этапы (а) и (b) повторяют.- 11011696 3. Способ по п.2, в котором по меньшей мере на одном из этапов (а) добавляют проппант. 4. Способ по п.1, в котором вторая жидкость для обработки пласта включает растворяющую пласт жидкость. 5. Способ по п.4, в котором растворяющая пласт жидкость включает превращающуюся in situ в гель кислоту. 6. Способ по п.5, в котором превращающаяся in situ в гель кислота включает самоотклоняющуюся кислоту или вязкоупругую кислоту. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором волокна смешивают с жидкостью для обработки пласта в концентрации от приблизительно 1,2 до приблизительно 18 г/л. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором по меньшей мере одна жидкость для обработки пласта перед закачкой имеет вязкость менее чем приблизительно 25 сП при 170 с-1 и 25 С. 9. Способ по п.1, в котором вторую жидкость для обработки пласта выбирают из группы, состоящей из реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения, буферных жидкостей, взаимных растворителей, продавочных жидкостей, растворяющих пласт жидкостей, жидкостей гидроразрыва, жидкостей для растворения соляных отложений, жидкостей для растворения парафиновых отложений, жидкостей для растворения асфальтеновых отложений, отклоняющих жидкостей, реагентов для борьбы с водопритоком, хелатирующих добавок, вязкоупругих отклоняющих кислот, самоотклоняющихся кислот, кислот и их смесей.