Способ разработки нефтяной залежи
Владельцы патента RU 2309248:
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений, сложенных мощной толщей трещинных и трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластов, осложненных низкими коллекторскими свойствами пласта, высокой вязкостью нефти, а также может найти применение при разработке терригенных пластов. Техническим результатом является увеличение нефтеотдачи за счет повышения прочности гелеобразующего слоя, образования барьера, обладающего повышенными структурными свойствами при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков, а также упрощение технологии и повышение технологичности способа разработки нефтяной залежи за счет возможности контроля за технологическим процессом, сокращение материальных и трудовых затрат и снижение пожаро- и взрывоопасности. В способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в пласт гелеобразующей, осадкообразующей композиций и продавливание их в пласт, уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну, закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин, в качестве гелеобразующей композиции закачивают полимерную композицию оторочками начиная с концентрации полимера 0,1-0,5 мас.% до увеличения давления закачки на 5-10%, вторую оторочку закачивают при концентрации полимера 0,5-2,0 мас.% до увеличения давления закачки на 10-20%, в качестве осадкообразующей композиции используют щелочные реагенты или щелочно-полимерную композицию в присутствии минерализованной воды, осадкообразующую композицию закачивают в соотношении к гелеобразующей композиции от 1:1 до 1:3 до увеличения давления закачки на 30-90%, затем продавливают в пласт минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 в количестве 1-3 объемов ствола скважины, после этого производят технологическую выдержку в течение 1-3 суток. Причем для высокоприемистых скважин в гелеобразующую композицию дополнительно вводят наполнитель в количестве 5-30 мас.%, в качестве наполнителя используют, например, сломель, или глинопорошок, или мел, или древесную муку, закачку гелеобразующей композиции в пласт осуществляют при одновременной подаче полимера в виде суспензии и водного раствора сшивателя, для закачки осадкообразующей композиции используют минерализованную сточную воду плотностью 1,01-1,2 г/см3, гелеобразующую и осадкообразующую композиции закачивают в объеме, равном объему трещин и каверн. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений, сложенных мощной толщей трещинных и трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластов, осложненных низкими коллекторскими свойствами пласта, высокой вязкостью нефти, а также может найти применение при разработке терригенных пластов.
Известен способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды (пат. РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.06.2001 г., бюл. №17). Изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. Однако способ недостаточно эффективен при разработке водонасыщенных, неоднородных по проницаемости карбонатных пластов.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт гелеобразующей и осадкообразующей композиций и продавливание в пласт (а.с. СССР №1595063, Е21В 43/22, опубл. 10.10.1996 г.). Перед закачкой гелеобразующей композиции и после закачки осадкообразующей в пласт закачивают растворитель. В качестве растворителя используют пропан, бутан, смесь легких углеводородов, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии. Растворитель смешивается с нефтью и вытесняет образующуюся смесь к добывающим скважинам. Одновременно за счет капиллярных явлений происходит впитывание растворителя в блоки пород, снижается вязкость пластовой углеводородной жидкости и увеличивается насыщенность его порового объема.
Гелеобразующую композицию следующего состава, мас.%: жидкое стекло 2,0-10,0; гипан 0,5-2,5; нитролигнин 2,0-7,0; вода - остальное, непрерывно закачивают оторочками в объеме, равном объему трещин, причем время начала гелеобразования у последующей порции меньше, чем у предыдущей, а вязкость последующей порции больше, чем у предыдущей. Останавливают скважину на трое суток на время гелеобразования. В качестве осадкообразующей композиции используют растворы едкого натра или едкого кали. Оторочка щелочного раствора выполняет функцию деблокирующего агента, предупреждает преждевременный прорыв закачиваемого следом углеводородного растворителя по отдельным избирательным путям и тем самым способствует равномерному продвижению фронта вытеснения.
Способ позволяет увеличить степень охвата пласта воздействием и обеспечить равномерность фронта вытеснения углеводородов из трещиноватых коллекторов.
Недостатком является то, что закачка растворителя приводит к внутрипластовой деасфальтизации нефти, увеличивает пожаро- и взрывоопасность при проведении промысловых работ, особенно в летнее время. Также недостатком является низкая технологичность способа, малоэффективная водоизоляция трещиновато-порового коллектора карбонатного пласта, обусловленная невысокой прочностью гелеобразующей композиции.
Технической задачей является увеличение нефтеотдачи за счет повышения остаточного фактора сопротивления, прочности гелеобразующего слоя, образования барьера, обладающего повышенными структурными свойствами при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков, а также упрощение технологии и повышение технологичности способа разработки нефтяной залежи за счет возможности контроля за технологическим процессом, сокращение материальных и трудовых затрат и снижение пожаро- и взрывоопасности.
Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим последовательную закачку в пласт гелеобразующей, осадкообразующей композиций и продавливание их в пласт.
Новым является то, что уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну, закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин, в качестве гелеобразующей композиции закачивают полимерную композицию, указанную композицию закачивают оторочками начиная с концентрации полимера 0,1-0,5 мас.% до увеличения давления закачки на 5-10%, вторую оторочку закачивают при концентрации полимера 0.5-2,0 мас.% до увеличения давления закачки на 10-20%, в качестве осадкообразующей композиции используют щелочные реагенты или щелочно-полимерную композицию в присутствии минерализованной воды, осадкообразующую композицию закачивают в соотношении к гелеобразующей композиции от 1:1 до 1:3 до увеличения давления закачки на 30-90%, затем продавливают в пласт минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 в количестве 1-3 объемов ствола скважины, после этого производят технологическую выдержку в течение 1-3 суток.
Также новым является то, что для высокоприемистых скважин в гелеобразующую композицию дополнительно вводят наполнитель в количестве 5-30 мас.%, а в качестве наполнителя используют, например, сломель, или глинопорошок, или мел, или древесную муку.
Также новым является то, что закачку гелеобразующей композиции в пласт осуществляют при одновременной подаче полимера в виде суспензии и водного раствора сшивателя.
Также новым является то, что для закачки осадкообразующей композиции используют минерализованную сточную воду плотностью 1,01-1,2 г/см3.
Также новым является то, что гелеобразующую и осадкообразующую композиции закачивают в объеме, равном объему трещин и каверн.
Эффективность предлагаемого способа обусловлена следующим. При разработке нефтяной залежи, представленной трещиновато-пористым коллектором карбонатного пласта, выполняют геофизические и гидрогеологические исследования, уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объем закачиваемых композиций в зависимости от объема порового пространства. Закачку гелеобразующей и осадкообразующей композиций осуществляют в объеме, равном объему трещин и каверн. Закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин при минимальном давлении закачки. В качестве гелеобразующей композиции используют полимерную композицию со сшивателем, например:
1 состав: полиакриламид 0,1-2,0%, ацетат хрома 0,03-0,5%, вода остальное;
2 состав: полиакриламид 0,05-1,0%, натрий карбоксиметилцеллюлоза 0,05-1,5%, ацетат хрома 0,03-0,5%, вода остальное;
3 состав: водорастворимый полимер 0,1-2,0%, гидроксид натрия 1,0-5,0%, олигомер 2,0-90,0%, вода остальное.
Закачку гелеобразующей композиции в пласт осуществляют при одновременной подаче полимера в виде суспензии и водного раствора сшивателя. Указанную композицию закачивают двумя оторочками, начиная с концентрации водорастворимого полимера в первой оторочке 0,1-0,5 мас.%. Давление закачки фиксируют по манометру, установленному на устье скважины. Изменение давления определяют в интервале от начального до допустимого давления на эксплуатационную колонну. Рост давления показывает увеличение сопротивления движения жидкости в пласте. При увеличении давления закачки на 5-10% начинают закачку второй оторочки с концентрацией полимера 0,5-2,0 мас.%. Рекомендуемая закачка оторочек гелеобразующей композиции заполняет трещины и каверны пласта, исключает потерю времени на гелеобразование, образует прочный гель, не разрушающийся при длительном механическом воздействии, в отличие от хрупких щелочных силикатных гелей, распадающихся на осадок и воду. Для скважин с приемистостью не менее 400 м3/сут гелеобразующая композиция дополнительно содержит наполнитель в количестве 5-30 мас.%, а в качестве наполнителя используют, например, сломель, или глинопорошок, или мел, или древесную муку. При увеличении давления закачки на 10-20% начинают закачку осадкообразующей композиции, в качестве которой используют щелочные реагенты или щелочно-полимерную композицию в присутствии минерализованной воды плотностью 1,01-1,2 г/см3. Рекомендуемые осадкообразующие композиции в интервале взаимодействия с гелеобразующей композицией дополнительно выполняют функцию наполнителя, способствуя дополнительному структурированию и упрочнению геля. Последовательная закачка гелеобразующей и осадкообразующей композиций способствует формированию закрепляющего барьера на границе двух композиций, увеличивает адгезию с породой карбонатного пласта. Одновременно указанная композиция обладает нефтевытесняющими свойствами при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков. Осадкообразующую композицию закачивают в соотношении к гелеобразующей композиции от 1:1 до 1:3 до увеличения давления закачки на 30-90% в зависимости от проницаемости, пористости карбонатного пласта. Затем продавливают указанные композиции в пласт минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 в количестве 1-3 объемов ствола скважины, после чего производят технологическую выдержку в течение 1-3 суток, для того чтобы в пласте окончательно сформировался закрепляющий барьер, и пускают скважину в работу. В результате увеличивается охват пласта заводнением и повышается коэффициент нефтеотдачи пласта. Под контролем за давлением закачки выбирают закачиваемую композицию. Гелеобразующие и осадкообразующие композиции, предлагаемые в данном способе разработки нефтяной залежи, отличаются простотой приготовления, использования, доступностью. В промысловых условиях способ реализуется с применением установки для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.
В качестве водорастворимых полимеров используют:
- водный раствор полиакриламида (ПАА), например DP9-8177 германского производства (MSDS №2848), а также полиакриламиды американского, японского и отечественного производства;
- натрий карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) - ТУ 2231-002-50277563-2000;
- полиэтиленоксид с молекулярной массой (1,5-10)·106.
В качестве олигомера используют:
- ацетоноформальдегидную смолу марки АЦФ-75 по ТУ 2228-006-48090685-2002, представляющей однородную жидкость от светлого до коричневого цвета.
В качестве водного раствора сшивателя используют ацетат хрома или гидроксид натрия (ГОСТ 2263-79).
В качестве щелочных реагентов используют стекло натриевое жидкое, в том числе и по ГОСТ 13078-81, или водорастворимый порошок силиката натрия, например, по ТУ 2145-015-13002578-94, или водные растворы силикатов натрия, или отработанный каустик, или гидроксид натрия (ГОСТ 2263-79).
В качестве щелочно-полимерной композиции применяют состав, включающий щелочной реагент, полимер и минерализованную сточную воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочной реагент 0,5-1,5; полимер 0,01-1,0; остальное вода.
В качестве минерализованной сточной воды используют сточную воду плотностью 1,01-1,2 г/см3.
Анализ отобранной патентной и научно-технической информации не позволил выявить техническое решение, аналогичное заявленному, выполняющему поставленную задачу при повышении нефтеотдачи нефтяной залежи, что соответствует критериям "новизна" и "изобретательский уровень".
Для определения оптимальной концентрации и последовательности закачки композиций, оценки эффективности повышения нефтеотдачи трещинных и трещиннокавернозных водонасыщенных карбонатных пластов проведены испытания в лабораторных условиях. Испытания известного и предлагаемого способов проводились на линейных моделях, заполненных мелопесчаной смесью, имитируя трещиноватость пласта (длиной 50 см, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта.
Исследования проводили в следующей последовательности:
- после вакуумирования модель последовательно насыщали минерализованной водой и нефтью Ромашкинского месторождения. Характеристика использованной нефти: плотность 0,815-0,895 г/см3, вязкость от 7 до 45 мПа·с. Определяли следующие параметры: поровый объем, начальные водонасыщенность, проницаемость по воде и нефтенасыщенность;
- проводилось вытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 с замером на выходе объемов нефти и воды. Первичное вытеснение водой проводилось до общей обводненности нефти на выходе 100%;
- в модель закачивали последовательно оторочки гелеобразующей композиции (1 состав, или 2 состав, или 3 состав) и осадкообразующую композицию в количестве, равном объему трещин и каверн. Гелеобразующую композицию закачивали при одновременной подаче полимера в виде суспензии и водного раствора сшивателя. Соотношение осадкообразующей композиции и гелеобразующей составляло от 1:1 до 1:3. Фиксировали давление закачки. Начальное давление закачки 0,05 МПа, допустимое давление 0,2 МПа. Первую оторочку гелеобразующей композиции закачивали до увеличения давления на 10% (до 0,065 МПа), вторую - до увеличения давления на 20% (до 0,03 МПа), осадкообразующую композицию закачивали до увеличения давления на 90% (до 0,135 МПа). Продавливали в модель пласта минерализованной водой плотностью 1,2 г/см3. Модель выдерживали от 1 до 3 суток для полного гелеобразования, формирования барьера и завершения процесса адгезионного взаимодействия с породой. При высокой проницаемости модели пласта в гелеобразующую композицию дополнительно вводили наполнитель;
- после чего проводилось довытеснение нефти минерализованной водой путем закачки воды замером на выходе объемов нефти и воды.
Таким образом, моделировали процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после осуществления предлагаемого способа.
Динамическую вязкость композиций определяли на капиллярном вискозиметре ВПЖ-2. Время гелеобразования определялось интервалом времени от момента смешения компонентов до момента потери текучести композиции и образования объемной структуры геля. Структурно-механические свойства гелей оценивали значением сдвиговой прочности гелей при скорости сдвига 1,4 с-1, измерением на ротационном вискозиметре "Полимер РПЭ-1М". Результаты кинетики гелеобразования представлены в таблице 1.
Из представленных результатов видно, что сдвиговая прочность полученных гелей от первоначальной вязкости композиции увеличивается в 20-75 раз. Время гелеобразования при указанных концентрациях композиции составляет от 0,125 часов до 3 суток, что позволяет проводить закачку композиций в скважину быстро, тем самым значительно снижая затраты на проведение технологического процесса.
Адгезионные характеристики определяли по характеру разрушения образцов модели пласта. При разрушении образцов предлагаемых композиций сохраняется структура сшитого геля и остается прочно сцепленной с моделью пласта. Состав по прототипу не образует связанную структуру с моделью пласта, что дает возможность судить об увеличении адгезии с породой карбонатного пласта закачиваемых композиций.
В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой и конечный - после закачки гелеобразующей и осадкообразующей композиций.
Результаты фильтрационного исследования приведены в таблице 2.
Анализ полученных результатов исследований проведен на примере основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС), который характеризует фильтрационное сопротивление при фильтрации воды после закачки гелеобразующей и осадкообразующей композиций по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой композиции.
Как видно из таблицы 2 ОФС по предлагаемому способу разработки на неоднородных по проницаемости пористых средах возрастает в 16 раз по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в два раза.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет увеличить нефтеотдачу изменением и выравниванием фильтрационных потоков в трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластах за счет повышения остаточного фактора сопротивления прочности гелеобразующего слоя, дополнительного структурирования закрепляющего барьера, при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков. Способ прост в осуществлении, технологичен за счет возможности контроля за технологическим процессом, позволяет сократить материальные и трудовые затраты, а также снизить пожаро- и взрывоопасность.
| Таблица 1 | |||||||||||
| Гелеобразующая композиция, мас.% | Начальная вязкость, мПа с | Время гелеобразования, сут | Сдвиговая прочность, Па | ||||||||
| Последовательность закачки | Водорастворимый полимер | Сшиватель | Наполнитель | Вода | |||||||
| ПАА | КМЦ-1 | Ацетоноформальдегидная смола | Ацетат хрома | Гидроксид натрия | Сломель | Глинопорошок | |||||
| 1 | 0,5 | - | - | 0,06 | - | - | - | 99,44 | 12,0 | 3 | 248 |
| 2 | 0,5 | 0,06 | - | - | - | 99,44 | 20,0 | 3 | 320 | ||
| 1 | 0,4 | - | - | 0,06 | - | - | - | 99,54 | 18,0 | 2 | 420 |
| 2 | 1,0 | 0,06 | - | - | - | 98,94 | 25,0 | 2 | 510 | ||
| 1 | 0,1 | - | - | 0,06 | - | 5,0 | - | 94,84 | 15,0 | 1 | 430 |
| 2 | 2,0 | 0,2 | - | 5,0 | - | 92,80 | 28,7 | 1 | 1800 | ||
| 1 | 0,3 | - | - | 0,06 | - | - | 5,0 | 94,64 | 18,0 | 3 | 480 |
| 2 | 0,5 | 0,06 | - | - | 5,0 | 94,44 | 25,6 | 3 | 520 | ||
| 1 | 0,1 | 1,0 | - | 0,06 | - | - | - | 98,84 | 18,0 | 3 | 980 |
| 2 | 2,0 | 1,0 | - | 0,2 | - | - | - | 96,80 | 24,5 | 2,5 | 1670 |
| 1 | 0,4 | 1,0 | - | 0,06 | - | - | - | 98,54 | 11,0 | 3 | 1000 |
| 2 | 1,0 | 1,0 | - | 0,06 | - | - | - | 97,94 | 28,0 | 3 | 1800 |
| 1 | 0,3 | 1,0 | - | 0,06 | - | 5,0 | - | 93,64 | 18,9 | 1,5 | 1120 |
| 2 | 0,5 | 1,0 | - | 0,06 | - | 5,0 | - | 93,44 | 25,0 | 1,5 | 2000 |
| 1 | 0,5 | 1,0 | - | 0,06 | - | - | 5,0 | 93,44 | 19,0 | 1 | 1150 |
| 2 | 0,5 | 1,0 | - | 0,06 | - | - | 5,0 | 93,44 | 26,0 | 1 | 2100 |
| 1 | 0,1 | - | 2 | - | 2,0 | - | 5,0 | 90,9 | 8,0 | 0,25 | 260 |
| 2 | 2,0 | 2 | 2,0 | 94,0 | 12,0 | 0,21 | 980 | ||||
| 1 | 0,4 | - | 5 | - | 2,0 | - | - | 92,6 | 25,0 | 0,21 | 1050 |
| 2 | 1,0 | 5 | 2,0 | 92,0 | 28,0 | 0,15 | 1300 | ||||
| 1 | 0,5 | - | 10 | - | 5,0 | - | - | 84,5 | 25,0 | 0,15 | 1800 |
| 2 | 0,6 | 10 | 5,0 | 84,4 | 28,0 | 0,125 | 2100 |
| Таблица 2 | ||||||||
| № пп | Поровый объем, см3 | Начальная проницаемость по воде, мкм2 | Начальная нефтенасыщенность, см3 | Способ разработки | Соотношение композиций осадкообразующей: гелеобразующей | Конечная проницаемость по воде, мкм2 | Прирост коэффициента нефтеизвлечения, % | Остаточный фактор сопротивления, Rост |
| 1 | 150 | 15 | 90 | Закачка 1 состава с конц. полимера 0,1%, | 1:3 | 0,2 | 7,8 | 175,0 |
| закачка 1 состава с конц. полимера 0,5%, | ||||||||
| закачка гидроксида натрия | ||||||||
| 2 | 150 | 14 | 84 | Закачка 1 состава с конц. полимера 0,35%, | 1:2 | 0,09 | 4,8 | 156,0 |
| закачка 1 состава с конц. полимера 0,6%, | ||||||||
| закачка щелочно-полимерной композиции | ||||||||
| 3 | 150 | 14 | 86 | Закачка 1 состава с конц. полимера 0,4%, | 1:1 | 0,056 | 5,2 | 248 |
| закачка 1 состава с конц. полимера 1,5% | ||||||||
| с наполнителем, | ||||||||
| закачка жидкого стекла | ||||||||
| 4 | 190 | 58 | 68 | Закачка 2 состава с конц. полимера 0,5%, | 1:3 | 0,11 | 5,95 | 527,0 |
| закачка 2 состава с конц. полимера 2,0%, | ||||||||
| закачка щелочно-полимерной композиции | ||||||||
| 5 | 150 | 0,61 | 94 | Закачка 2 состава с конц. полимера 0,3%, | 1:2 | 0,099 | 7,5 | 635,0 |
| закачка 2 состава с конц. полимера 1,0%, | ||||||||
| закачка жидкого стекла | ||||||||
| 6 | 150 | 15,0 | 80 | Закачка 2 состава с конц. полимера 0,1%, | 1:1 | 0,09 | 4,75 | 167,0 |
| закачка 2 состава с конц. полимера 0,6%, | ||||||||
| с наполнителем | ||||||||
| закачка гидроксида натрия | ||||||||
| 7 | 160 | 16 | 86 | Закачка 3 состава с конц. полимера 0,1%, | 1:3 | 0,14 | 6,3 | 489,0 |
| закачка 3 состава с конц. полимера 0,5%, | ||||||||
| закачка гидроксида натрия | ||||||||
| 8 | 150 | 14,0 | 84 | Закачка 3 состава с конц. полимера 0,4%, | 1:2 | 0,03 | 7,3 | 750,0 |
| закачка 3 состава с конц. полимера 1,0%, | ||||||||
| закачка щелочно-полимерной композиции | ||||||||
| 9 | 150 | 5,8 | 90 | Закачка по прототипу | - | 3,5 | 3,3 | 45,6 |
| 10 | 153 | 14,0 | 82 | Закачка по прототипу | - | 6.7 | 3,9 | 10,2 |
| 11 | 186 | 52,1 | 67 | Закачка по прототипу | - | 33,4 | 2,5 | 30,1 |
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт гелеобразующей, осадкообразующей композиций и продавливание их в пласт, отличающийся тем, что уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну, закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин, в качестве гелеобразующей композиции закачивают полимерную композицию, указанную композицию закачивают оторочками начиная с концентрации полимера 0,1-0,5 мас.% до увеличения давления закачки на 5-10%, вторую оторочку закачивают при концентрации полимера 0,5-2,0 мас.% до увеличения давления закачки на 10-20%, в качестве осадкообразующей композиции используют щелочные реагенты или щелочно-полимерные композиции в присутствии минерализованной воды, осадкообразующую композицию закачивают в соотношении к гелеобразующей композиции от 1:1 до 1:3 до увеличения давления закачки на 30-90%, затем продавливают в пласт минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см3 в количестве 1-3 объемов ствола скважины, после этого производят технологическую выдержку в течение 1-3 суток.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для высокоприемистых скважин в гелеобразующую композицию дополнительно вводят наполнитель в количестве 5-30 мас.%, а в качестве наполнителя используют, например, сломель или глинопорошок, или мел, или древесную муку.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку гелеобразующей композиции в пласт осуществляют при одновременной подаче полимера в виде суспензии и водного раствора сшивателя.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для закачки осадкообразующей композиции используют минерализованную сточную воду плотностью 1,01-1,2 г/см3.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что гелеобразующую и осадкообразующую композиции закачивают в объеме, равном объему трещин и каверн.
