Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного пласта нефтяных месторождений, также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины, для увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта включает закачку в пласт первой оторочки - дисперсии компонентов, второй оторочки - водного раствора полимера и соли поливалентного металла, причем в качестве дисперсии компонентов используют дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала - ВДГМ в количестве 0,1-3,0 мас.% в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества, а указанный водный раствор полимера подкислен до рН 1-3 и дополнительно содержит, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество - ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полимер 0,01-5,0, по меньшей мере, одно ПАВ 0,1-3,0, соль поливалентного металла 0,01-0,3, вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности способа обработки пласта за счет улучшения реологических и гидрофобизирующих свойств закачиваемых композиций, увеличения их нефтевытесняющих свойств. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 3 з.п. ф-лы, 6 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки пласта нефтяных месторождений, а также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины, для увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ обработки пласта, включающий закачку кремнийсодержащего вещества и высокодисперсного гидрофобного материала ВДГМ (патент № 2249670, опубл. 10.04.2005 г. Бюл. №10).

Известен способ обработки пласта, включающий закачку водного раствора анионного полимера и соли поливалентного металла в кислой среде (СССР А.С. №1645472, Е21В 43/22, опубл. 30.04.91, Бюл. №16).

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, по которому в пласт закачивают водный раствор полимера и соли поливалентного металла с применением дисперсии гель-частиц (патент № 2299319, опубл. 20.05.2007 г. Бюл. №14).

Ввиду гидрофильной природы закачиваемые композиции по известному способу разработки слабо изменяют смачиваемость породы пласта и имеют низкие нефтевытесняющие свойства. Способ имеет узкую область применения.

Целью предлагаемого изобретения является создание более эффективного и имеющего широкую область применения способа разработки неоднородного нефтяного пласта, включающего закачку в пласт поверхностно-активной композиции с применением дисперсии высокодисперсного гидрофобного материала, ПАВ и других компонентов в среде кремнийсодержащего вещества, представляющего широкий спектр кремнийсодержащих веществ: кремнийорганических или кремнийнеорганических для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, и увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций за счет изменения смачиваемости породы, а именно, увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.

Поставленная задача решается тем, что

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт первой оторочки - дисперсии компонентов, второй оторочки - водного раствора полимера и соли поливалентного катиона, отличающийся тем, что в качестве дисперсии компонентов используют дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала ВДГМ в количестве 0,1-3,0 мас.% в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества, а указанный водный раствор полимера подкислен до рН 1-3 и дополнительно содержит, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество - ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полимер	0,01-5,0
по меньшей мере, одно ПАВ	0,1-3,0
соль поливалентного металла	0,01-0,3
вода	остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке в пласт с недостатком воды указанную дисперсию ВДГМ предварительно разбавляют разбавителем, в качестве которого для маслорастворимого кремнийорганического вещества, содержащего хлор, используют минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа, а для маслорастворимого кремнийорганического вещества, не содержащего в своем составе хлора, используют 0,5-4,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной пластовой воде хлоркальциевого типа, при соотношении: на 1 об. ч. указанной дисперсии 0,5 - 2 об. части разбавителя.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера и/или 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку третьей оторочки, содержащей, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество.

В качестве кремнийсодержащего вещества используют маслорастворимые или водорастворимые кремнийорганические вещества, или водорастворимые или коллоидные кремнийнеорганические вещества.

В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества, используют органохлорсиланы, смесь тетраэтоксилана и органохлорсиланов, смесь тетраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, например, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны под названием «продукт 119-204» (ТУ 6 02-1294-84), этилсиликат-40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов; или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или полимерный тампонажный материал марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88), или новые марки материалов группы АКОР: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества используют, например, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н ТУ 6-000491277-101-97) - водный раствор метилсиликоната натрия или композицию этоксисилоксанов (ТУ 6-00 - 05763441-45-92) под названием «продукт 119-296 Т».

В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические водорастворимые или коллоидные силикаты, включающие силикаты натрия в виде жидкого стекла или полисиликаты с силикатным модулем 3,0-6,5, или метасиликаты, или коллоидные силикаты, или быстрорастворимые гидратированные силикаты, например, метасиликат (ТУ 6-18-161-82), жидкое высокомодульное стекло марки «Нафтосил», выпускающееся по ТУ 2145-002-12979928-2001 или коллоидные силикаты натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), «Кремнезоль К3-ТМ», или быстрорастворимый гидратированный силикат натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), или морозостойкое стекло марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95) или смеси их.

В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.

Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см³, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

В качестве водопоглощающего полимера используются водопоглощающие полимеры серий АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 (ТУ 6-02-00209912-59-2003) и водопоглощающий полимер марки «Аквамомент», выпускаемые в г.Саратове фирмой ООО «Гель-Сервис».

Водопоглощающие полимеры серии АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляют собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас.%, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде 20-50 г/г.Температура до 80°С не оказывает влияния на свойства полимеров.

Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте ней. Полимер имеет размер частиц менее 0,1 мм, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 900-1000 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л до 300 г/г.

Кроме того, можно использовать водопоглощающий полимер марки FS - 305 по техническому паспорту ООО «СНФ С.А» г.Москва), представляющий собой белый порошок с адсорбцией дистиллированной воды 400 г/г.

В качестве ПАВ или смеси их используют водорастворимые, водомаслорастворимые, масловодорастворимые ПАВ или смесь их.

В качестве водорастворимых ПАВ используют анионные ПАВ, например, АПАВ марки Сульфонол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, а также водорастворимые неионогенные ПАВ, например, нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ₉-12) неонол-12, выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО Татнефть», либо его товарную форму СНО-3Б и СНО-4Д, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например, Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-015-17197708-97.

Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водо-маслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МЛ-80 БС (ТУ 2458-040-52412574-03), или МЛ-81Б, содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12 мас.%) (ТУ 2481-007-50622652-99-2002), производимые на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и моющий препарат марки «МЛ-супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.

Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, нефтенол Н - композицию нефте- и нефте-водорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).

В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, представляющий собой четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида, выпускающийся по ТУ 2482-006-48482528-89 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» в виде прозрачной жидкости с массовым содержанием активного вещества не менее 50%, хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне, в нефти нерастворим.

В качестве растворителя и разбавителя используют минерализованную сточную, подтоварную (техническую) или пластовую воду хлоркальциевого типа.

В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА), как низкомолекулярные, а так и высокомолекулярные ПАА с ММ=0,5-18·10⁶ и степенью гидролиза 5-20%, например, ПАА, как отечественного производства, например, низкомолекулярные ПАА марок АК-631 и АК-642 с ММ 1,0-1,8×10⁶ и степенью гидролиза 5-10%, выпускающиеся по ТУ 6-02-00209912-41-94 и ТУ 6-02-00209912-65-99 фирмой ООО «Гель-Сервис», г.Саратов, так и ПАА импортного производства, например, производства Англии низкомолекулярный анионный полимер марки Alkoflood 254 S, аналог ПАА с ММ 0,5-0,8×10⁶ и степенью гидролиза 5-6% или высокомолекулярные полимеры марок CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT производства Японии ПАА с ММ 5-18×10⁶ и степенью гидролиза 5-20%, биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре -гетерополисахарид марки ГПС или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам СЗ=80-90, например, КМЦ марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, КМЦ-800, оксиэтилированную целлюлозу марки ОЭЦ или гидроэтилцеллюлозу ГЭЦ и ее модификации, или метилцеллюлозу марки МЦ, или модифицированную лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлозу марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкую полианионную целлюлозу марки Полицел ПАЦ, выпускающуюся по ТУ 2231-013-32957739-00, полиметакриловую кислоту (ПМАК) или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающийся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты или метакриламид марки Метас, полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, поливинилацетатные полимеры, например, поливинилацетат (ПВА) и поливиниловый спирт (ПВС), сополимеры винилацетата и винилового спирта.

В качестве соли поливалентного металла используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, хромокалиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), алюмокалиевые квасцы (акк), или соли с более высокой валентностью хрома или марганца: хроматы, бихроматы, перманганаты одновалентных катионов, например, хроматы и бихроматы калия и натрия, перманганат калия.

В качестве соли поливалентного металла используют, например, ацетат хрома, который выпускают в виде водного раствора по ТУ 6-02-00209912-70-00 в г.Саратове фирмой ООО «Гель-Сервис», натрия бихромат технический выпускают по ГОСТ 2651-78 фирмой ООО «КВАРТ» в г.Тюмени, квасцы хромокалиевые выпускают по ГОСТ 4162-79 фирмой АН «НТО «ИТИН» в г.Москве, сульфат алюминия выпускают по ГОСТ 12966-85 в институте «ТатНИПИнефть АО «Татнефть» в г.Бугульме.

В качестве кислоты используют неорганические или органические кислоты или смесь кислот, например, для обработки терригенных коллекторов обычно используют соляную кислоту или смесь соляной с плавиковой кислотой, или смесь соляной с кремнефтористо-водородной кислотой, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, для карбонатных - соляную или смесь соляной с уксусной, или смесь соляной и концентрата НМК; для полимиктовых глиносодержащих - фосфорную или ортофосфорную кислоту.

В скважину закачивают последовательно две оторочки композиций.

Первая закачиваемая оторочка содержит дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества.

Закачиваемая композиция имеет способность существенно изменять смачиваемость породы, а именно, увеличивать гидрофобизацию породы пласта и улучшать адгезию закачиваемой композиции к породе.

В присутствии высокодисперсного гидрофобного материала изменяются свойства закачиваемых композиций, поэтому после закачки их изменяются фильтрационные характеристики коллекторов как для воды, так и для нефти.

Благодаря субмикронным размерам частиц используемого материала, на 2-3 порядка меньшим среднего размера пор коллектора, высокодисперсный гидрофобный материал любой модификации легко проникает в призабойную зону пласта, меняя энергетику поверхности (смачиваемость) пласта.

За счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых пропластков для притока пластовых вод и увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта после закачки композиции происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов.

При закачке в высокопроницаемые трещиноватые пласты первая закачиваемая оторочка в качестве наполнителя может содержать водопоглощающий полимер.

В пласте при наличии воды водопоглощающий полимер набухает, создавая дополнительные повышенные фильтрационные сопротивления в пористой среде.

В зависимости от геофизических условий первая закачиваемая оторочка может содержать, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество ПАВ.

Введение ПАВ в закачиваемые композиции снижает межфазное натяжение на границе нефть - поверхностно-активная композиция и облегчает закачку поверхностно-активных композиций в пласт.

В таблицах 1.1 и 1.2 указано содержание компонентов первой закачиваемой оторочки по заявляемому способу и по прототипу.

По заявляемому способу закачивают дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного вещества в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества (см. табл.1.1).

Первая оторочка может содержать 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера и/или 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ.

По прототипу (см. табл.1.2) закачивают в качестве первой оторочки дисперсию гель-частиц в водном растворе полимера.

По заявляемому способу в отличие от прототипа закачка маловязкой дисперсии гидрофобного материала в среде кремнийсодержащего вещества приводит к глубокому проникновению дисперсии в пласт и увеличению гидрофобизации поверхности породы пласта, в результате чего происходит вытеснение остаточной нефти из интервалов неоднородного по проницаемости пласта. После закачки дисперсии в пласте происходит изоляция притока пластовых вод в результате образования кремнийсодержащего геля. Так как дисперсия может содержать ПАВ, после закачки поверхностно-активной композиции, содержащей дисперсию гидрофобного материала, увеличиваются нефтевытесняющие свойства, происходит перераспределение фильтрационных потоков и вытеснение нефти из низкопроницаемых насыщенных нефтью интервалов. Поэтому предлагаемый способ можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважину, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.

При закачке первой оторочки по предлагаемому способу в водонасыщенную зону нефтенасыщенного пласта в качестве кремнийсодержащего вещества используют, по меньшей мере, одно маслорастворимое кремнийорганическое вещество из вышеуказанных маслорастворимых кремнийорганических веществ, которое смешивают с гидрофобным материалом - ВДГМ и закачивают в скважину.

После закачки указанной дисперсии в водонасыщенную зону пласта происходит гидролиз кремнийорганического вещества по эфирной связи Si - OR пластовой минерализованной водой с последующей гидролитической поликонденсацией, в результате чего образуется нерастворимый гидрофобный кремнийорганический полимер, который надежно закупоривает поры пласта. За счет использования в закачиваемой композиции гидрофобного материала меняется смачиваемость породы пласта, а именно, увеличивается гидрофобизация породы, поэтому закачиваемая гидрофобная композиция хорошо удерживается в пласте за счет увеличения адгезии закачиваемой композиции к породе пласта.

Перед закачкой в нефтенасыщенную зону продуктивного пласта закачиваемую указанную дисперсию ВДГМ в среде маслорастворимого кремнийорганического вещества из-за недостатка воды в пласте подвергают гидролизу на поверхности.

Маслорастворимые хлорсодержащие кремнийорганические вещества при приготовлении гидролизата разбавляют минерализованной пластовой или сточной водой, имеющейся на промысле в объемном соотношении: на 1 об. часть указанной дисперсии берется 0,5-2 об. части разбавителя.

В маслорастворимые кремнийорганические вещества, не содержащие хлора, в качестве катализатора добавляют соляную кислоту в виде 0,5-4,0%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной пластовой воде в тех же соотношениях.

При закачке в промытые и трещиноватые зоны пласта первая оторочка может содержать водонабухающий полимер в количестве 0,1-5,0 мас.%.

Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно, прежде окончания процесса доставки его в пласт в промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, а именно, в место максимально эффективного его использования, водопоглощающий полимер доставляется в среде кремнийсодержащего вещества. По окончании доставки в пласт водопоглощающий полимер при контакте с водой набухает и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.

В первую очередь перекрываются крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.

После закачки первой оторочки в скважину закачивают вторую оторочку.

В таблице 2 указано содержание компонентов второй оторочки композиции по заявляемому способу и по прототипу.

Вторая закачиваемая оторочка содержит композицию 0,01-5,0 мас.% водного раствора водорастворимого полимера, подкисленного до рН 1-3; 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ и 0,01-0,3 мас.% соли поливалентного металла.

В отличие от прототипа, содержащего полимерную композицию со сшивателем, по заявляемому способу вторая закачиваемая оторочка представляет собой подкисленную поверхностно-активную полимерную композицию со сшивателем.

Введение ПАВ в закачиваемые композиции по заявляемому способу снижает межфазное натяжение на границе нефть - кислотный состав и облегчает закачку кислотных композиций в пласт.

При введении ПАВ в закачиваемые композиции, повышается поверхностная активность композиций, и увеличиваются их нефтевытесняющие свойства.

При растворении АПАВ в растворах кислот образуются сульфокислоты, при растворении НПАВ - оксониевые соединения. При растворении смесей ПАВ, например, АПАВ и НПАВ, образуются смешанные комплексы сульфокислот и оксониевых соединений.

Известно, что кислые растворы ПАВ по сравнению с нейтральными растворами имеют более низкое межфазное натяжение на границе с вытесняемой нефтью, а следовательно, более высокую нефтевытесняющую способность.

Вышеперечисленные сульфокислоты, оксониевые соединения и звенья акриловой кислоты или другие функциональные группы в кислотных полимерных композициях взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярные комплексы, которые обладают повышенными нефтевытесняющими и реологическими неньютоновскими свойствами.

В пласте при повышении рН выше 3 увеличение вязкости композиции происходит за счет связывания высокомолекулярных комплексов катионом поливалентного металла с образованием сшитых до вязкоупругого состояния модифицированных полимеров трехмерной структуры.

При закачивании известных композиций, включая композиции по прототипу, в промытых и трещиноватых зонах неоднородного пласта создаются фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточно высокими для значительного снижения обводненности добывающих скважин и эффективного выравнивания приемистости нагнетательных скважин, а также в связи с низкой гидрофобностью композиций мало предпосылок для значительного повышения нефтеотдачи пласта из-за узкой области их применения и низких нефтевытесняющих свойств.

По предлагаемому способу закачиваемые композиции имеют высокую гидрофобность, присутствие ПАВ в кислотной форме значительно снижает межфазное натяжение на границе нефть-кислотный состав, повышает поверхностную активность композиций и их нефтевытесняющие свойства. Кроме того, закачиваемые композиции создают высокие фильтрационные сопротивления для значительного снижения обводненности, а также увеличивают нефтевытесняющую способность за счет увеличения гидрофобизации поверхности породы, подключая к разработке застойные и слабодренируемые зоны пласта.

Приготовление композиций первой и второй оторочек по заявляемому способу и по прототипу и закачку их в скважину производят так.

Для приготовления первой оторочки в одной емкости перемешивают, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество и высокодисперсный гидрофобный материал. Первая оторочка может содержать водопоглощающий полимер и/или по меньшей мере, одно ПАВ.

При закачке в водонасыщенную зону закачивают в скважину дисперсию гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества.

При закачке в нефтенасыщенную зону при недостатке воды в пласте перед закачкой на поверхности производят гидролиз указанной дисперсии путем разбавления водой и выдержки реакционной массы до водорастворимого состояния в результате гидролиза.

Указанную дисперсию ВДГМ предварительно разбавляют разбавителем, в качестве которого для маслорастворимого кремнийорганического вещества, содержащего хлор, используют минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа, а для маслорастворимого кремнийорганического вещества, не содержащего в своем составе хлора, используют 0,5-4,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной пластовой воде хлоркальциевого типа, при соотношении: на 1 об. ч. указанной дисперсии 0,5-2 об. ч. разбавителя. Компоненты первой оторочки перемешивают и закачивают в пласт.

В другой емкости готовят при тщательном перемешивании водный раствор 0,01-5,0 мас.% водного раствора водорастворимого анионного полимера на минерализованной сточной, подтоварной (технической) или разбавленной пластовой воде. Затем в водный раствор полимера при перемешивании добавляют 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ и кислоту до рН 1-3. После этого при перемешивании дозируют 1,0-10,0%-ный раствор соли поливалентного катиона до концентрации сшивателя в растворе 0,01-0,3 мас.%, перемешивают до однородной массы и закачивают в качестве второй оторочки.

Закачанную вторую полимерную оторочку можно дозакрепить закачкой в скважину третьей оторочки, содержащей, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество для сохранения технологических свойств второй оторочки, ее целостности и эффективного перераспределения закачиваемых за оторочкой термостабильных агентов.

Технология применения закачиваемых композиций по предлагаемому способу заключается в закачке их в пласт из расчета 0,5-50 м³ на метр толщины пласта и продавке их из ствола скважины в пласт закачиваемой водой для нагнетательных скважин или безводной нефтью для нефтяных скважин, выдержке в пласте в течение 12-36 час и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин и закачки воды для нагнетательных скважин.

Разработанную технологию закачки в виде закачиваемых оторочек используют для разработки неоднородного нефтяного пласта, а также технология может быть использована для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для изоляции водопритока в нефтяные скважины.

Для нагнетательных скважин композиции закачивают в пласт до снижения приемистости скважины на 30-50%.

Для нефтяных скважин композиции закачивают в пласт для проведения изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины, что приводит к увеличению добычи нефти на каждую скважино-операцию с одновременным уменьшением добычи воды.

Для определения снижения проницаемости коллекторов и нефтевытесняющей способности композиций были проведены фильтрационные исследования.

Пример 1. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки композиций в водонасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества (см. табл.1.1.). Например, в синтезе 4, в 99,0 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукт 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1 мас.% гидрофобного оксида хрома и закачивают в водонасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде; 0,10-3,0 мас%, по меньшей мере, одного ПАВ, кислоту до рН 1-3 и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 5, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 0,5 мас.% анионного полимера марки РДА-1004, добавляют соляную кислоту до рН 1, тщательно перемешивают, затем добавляют 1,0 мас.% СНО-ЗБ, перемешивают, затем добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 10,1,-13,8 мкм² (K₁). Затем предлагаемые композиции фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости. С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций. После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды.

После этого определяют проницаемость по воде (K₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиций: K₁/K₂ 100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.3.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.3 синтез 5.

Пример 2. По прототипу закачивают последовательно две оторочки в водонасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1-1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. Табл.1.2). Например, в синтезе 2 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки РДА-1004 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 0,5 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки FS-305, закачивают в водонасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 6, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 0,5 мас.% анионного полимера марки РДА-1004, затем добавляют при перемешивании 0,05 мас.% ацетата хрома, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По прототипу приготовленные композиции фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. пример 1).

После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (K₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K₁/K₂ 100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.3.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.3 синтез 6.

Пример 3. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества (см. табл.1.1.). Например, в синтезе 15, в 98,0 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукт 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 2 мас.% гидрофобного оксида титана. Для гидролиза маслорастворимый продукт разбавляют минерализованной водой 15 г/л в соотношении 1:1 и закачивают в нефтенасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде, 0,10-3,0 мас%, по меньшей мере, одного ПАВ, кислоту до рН 1-3 и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 9, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 2,0 мас.% анионного полимера марки АК-642, добавляют фосфорную кислоту до рН 3, тщательно перемешивают, затем добавляют 3,0 мас.% ОП-10, перемешивают, затем добавляют 0,10 мас.% хромово-калиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По предлагаемому способу приготовленные композиции фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.

Приготовленные для фильтрации керны из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют вышеуказанной смесью. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по воде, затем керн насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-38,0% и 1,65-3,50 мкм² (K₁) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций.

Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (K₂), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K₂/K₁·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.4.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.4 синтез 9.

Пример 4. По прототипу закачивают последовательно две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1-1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. Табл.1.2.). Например, в синтезе 7 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки АК-631 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 1,0 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки АК-639, закачивают в нефтенасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 10, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 2,0 мас.% анионного полимера марки АК-642, затем добавляют при перемешивании 0,10 мас.% хромово-калиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По прототипу приготовленные композиции фильтруют через нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора (см. Пример 3).

Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (K₂), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K₂/K₁ 100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.4.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.4 синтез 10.

Пример 5. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки. Первая оторочка содержит дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества (см. табл.1.1.). Например, в синтезе 5, в 95,5 мас.% ЭТС-40 добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 2 мас.% гидрофобного Полисила П-1, затем добавляют 2,0 мас.% водопоглощающего полимера марки Аквамомент и 0,5 мас.% неонола-12 перемешивают и закачивают в нефтенасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде, 0,10-3,0 мас%, по меньшей мере, одного ПАВ, кислоту до рН 1-3 и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 11, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 3,0 мас.% анионного полимера марки КМЦ-600, добавляют смесь соляной с уксусной кислотой до рН 2, тщательно перемешивают, затем добавляют 2,0 мас.% Нефтенола-ВВД, перемешивают, затем добавляют 0,20 мас.% алюмокалиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По прототипу закачивают последовательно две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1 -1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. табл. 1.2). Например, в синтезе 4 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки АК-642 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 0,5 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки АК-639, закачивают в керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 12, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 3,0 мас.% анионного полимера марки КМЦ-600, затем добавляют при перемешивании 0,20 мас.% алюмокалиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.

После этого в колонку под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна, которая составила 64,0-77,0%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м³ и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемых вышеуказанных композиций и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации композиций по предлагаемому способу и прототипу по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.5

Примеры, описанные выше в тексте, см. в табл.5 синтезы 11 и 12.

Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки неоднородного нефтяного пласта за счет улучшения реологических и гидрофобизирующих свойств закачиваемых композиций, а также увеличения их нефтевытесняющих свойств.

За счет закачки в пласт предлагаемых композиций в виде двух оторочек, включающих дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества и композицию поверхностно-активного модифицированного полимера со сшивателем, создаются повышенные сопротивления в пористой среде, и в первую очередь перекрываются крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин и изменяется смачиваемость породы пласта.

За счет введения ПАВ или смеси ПАВ в композицию улучшаются фильтрационные характеристики скважины, в результате чего увеличивается ее фазовая проницаемость по нефти.

За счет введения высокодисперсного гидрофобного материала в закачиваемые композиции первой оторочки изменяется смачиваемость поверхности породы, а именно, увеличивается гидрофобизация породы коллектора. При этом снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода - порода - нефть и увеличивается относительная проницаемость пласта по нефти, увеличивается нефтевытесняющая способность состава, в результате чего повышается дебит нефти.

Таблица 1.1
Содержание компонентов первой оторочки по заявляемому способу
№ п/п	Содержание компонентов, мас.%.	Вода, М=15 г/л, объемное соотношение или др. компонентов
	Кремнийсодержащее вещество		Высокодисперсный гидрофобный материал	Водопоглощающий полимер	ПАВ или смесь ПАВ
марка	к-во	марка	к-во	марка	к-во	марка	к-во
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	продукт 119-204	99,85	тальк	0,05	аквамомент	0,05	неонол-12	0,05	-
2	АКОР Б-100	99,8	аэросил	0,1	АК-639	0,10	-	-	-
3	АКОРБ-100	98,4	оксид титана	0,5	АК-639	1,0	ИВВ-1	0,1	-
4	продукт 119-204	99,0	оксид хрома	1,0	-	-	-	-	-
5	ЭТС-40	95,5	полисил П-1	2,0	аквамомент	2,0	неонол-12	0,5	-
6	ЭТС-32	97,0	аэросил	3,0	-	-	-	-	-
7	продукт 119-204	98,0	полисил П-1	2,0	-	-	-	-	-
8	диметилхлорсилан	95,0	тальк	4,0	-	-	МЛ-супер	1,0	-
9	продукт 119-204	98,0	полисил ДФ	2,0	-	-	-	-	-
10	ЭТС-32	93,0	оксид алюминия	2,0	АК-639	3,0	ОП-10	2,0	-
11	ЭТС-40	94,0	тальк	1,0	FS-305	5,0	-	-	-
12	диметилхлорсилан	89,0	полисил П-1	2.0	FS-305	6,0	нефтенол ВВД	3,0	-
13	ЭТС-40	98,0	оксид цинка	2,0	-	-	-	-	для гидролиза разбл.4,0% HCl на мин. воде в соотн. 1:0,5
14	АКОРБ-100	95,5	перлит	1,0	-	-	МЛ-81Б	3,5	для гидролиза разбавляют минер. водой в соотн. 1:2
15	продукт 119-204	98,0	оксид титана	2,0	-	-	-	-	для гидролиза разбавляют минер. водой в соотн. 1:1
16	сиалит 30-5 5% раствор	97,0	аэросил	1,0	-	-	МЛ-супер	2,0
17	продукт 119-296Т	98,0	тальк	2,0	-	-	-	-
18	Номак 15% раствор	96,0	перлит	1,0	-	-	ОП-10	3,0
19	сиалит 60-3 10% раствор	98,0	полисил ДФ	2,0	-	-	-	-
20	полисиликат 20% раствор	96,5	оксид хрома	1,5	-	-	нефтенол ВВД	2,0

Таблица 1.2
Содержание компонентов первой оторочки композиции по прототипу
№ п/п	Содержание компонентов, мас.%
	Анионный полимер	Водопоглощающий полимер	Вода, м=15 г/л
марка	к-во	марка	к-во
1	2	3	4	5	6
1	CS-134	0,30	FS - 305	0,10	99,6
2	PDA-1004	0,30	FS - 305	0,5	99,2
3	CS-131	0,30	АК - 639	0,5	99,2
4	АК - 642	0,30	АК - 639	0,5	99,2
5	KW-600	0,30	АК - 639	1,0	98,7
6	Alkoflood 254 S	0,30	АК - 639	1,0	98,7
7	AK-631	0,30	АК - 639	1,0	98,7

Таблица 2
Содержание компонентов второй оторочки, подкисленной до рН 1-3, по заявляемому способу и по прототипу
№ п/п	Наименование способа	Содержание компонентов, мас.%
		Спол	Спав	Сспм	Вода
марка	к-во	марка	к-во	марка	к-во
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Заявляемый	PDA-1041	0,005	Неонол-12	0,05	Хромово-калиевые квасцы	0,005	99,94
2	Заявляемый	PDA-1041	0,01	ИВВ-1	0,10	Хромово-калиевые квасцы	0,01	99,88
3	Заявляемый	CS-134	0,30	сульфонол	0,50	Хромово-калиевые квасцы	0,02	99,18
4	Прототип	CS-134	0,30	-	-	Хромово-калиевые квасцы	0,02	99,68
5	Заявляемый	PDA-1004	0,50	СНО-ЗБ	1,0	ацетат хрома	0,05	98,45
6	Прототип	PDA-1004	0,50	-	-	ацетат хрома	0,05	99,45
7	Заявляемый	CS-131	1,0	МЛ-супер	2,0	Хромат натрия	0,03	96,97
8	Прототип	CS-131	1,0	-	-	Хромат натрия	0,03	98,97
9	Заявляемый	AK-642	2,0	ОП-10	3,0	Хромово-калиевые квасцы	0,10	94,90
10	Прототип	AK-642	2,0	-	-	Хромово-калиевые квасцы	0,10	97,90
11	Заявляемый	КМЦ-600	3,0	Нефтенол ВВД	2,0	Алюмокалиевые квасцы	0,20	94,80
12	Прототип	КМЦ-600	3,0	-	-	Алюмокалиевые квасцы	0,20	96,80
13	Заявляемый	Alkoflood 254 S	5,0	МЛ-81Б	4,0	Ацетат алюминия	0,30	90,70
14	Прототип	Alkoflood 254 S	5,0	-	-	Ацетат алюминия	0,30	94,70
15	Заявляемый	AK-631	6,0	Неонол-12	1,0	сульфат алюминия	0,35	92,65
16	Прототип	AK-631	6,0	-	-	сульфат алюминия	0,35	93,65
17	Заявляемый	ПМАК	3,0	МЛ-80 БС	2,0	Бихромат натрия	0,10	94,90
18	Заявляемый	ПВС	2,0	МЛ-супер	1,0	Хромово-калиевые квасцы	0,20	96,80
19	Заявляемый	ПС	2,0	Нефтенол Н	3,0	Ацетат хрома	0,10	94,90
20	Заявляемый	ОЭЦ	3,0	Нефтенол 001 М	1,0	Бихромат натрия	0,05	95,95

Таблица 3
Результаты фильтрации композиций по заявляемому способу и прототипу с целью понижения проницаемости водонасыщенных коллекторов
№ п/п	Способ	Проницаемость, мкм2	Понижение проницаемости, K1/K2, %
1 оторочка Заявляемый, Табл. 1.1 синт. 1-20, Прототип. Табл. 1.2 синт. 1-7	2 оторочка (см. Табл.2 синт. п/п 1-20)	до обработки K1	после обработки K2
1	2	3	4	5	6
1	Заявляемый 1	1	10,1	9,53	106
2	Заявляемый 2	2	10,7	8,10	132
3	Заявляемый 3	3	10,3	3,45	298
4	Прототип 1	4	11,0	7,33	150
5	Заявляемый 4	5	11,5	3,23	356
6	Прототип 2	6	11,8	6,86	172
7	Заявляемый 7	7	12,2	3,96	308
8	Прототип 3	8	12,6	7,63	165
9	Заявляемый 15	9	11,9	3,28	363
10	Прототип 7	10	10,8	7,20	150
11	Заявляемый 5	11	12,0	3,61	332
12	Прототип 4	12	12,5	7,71	162
13	Заявляемый 8	13	13,6	3,62	375
14	Прототип 6	14	13,1	7,79	168
15	Заявляемый 9	15	13,8	3,61	382
16	Прототип 5	16	13,3	7,60	175
17	Заявляемый 10	17	12,8	3,76	340
18	Заявляемый 11	18	12,3	3,75	328
19	Заявляемый 12	19	11,6	3,59	323
20	Заявляемый 13	20	12,7	3,83	331

Таблица 4
Результаты фильтрации композиций по заявляемому способу и прототипу с целью повышения проницаемости коллектора, насыщенного нефтью с остаточной водонасыщенностью 23-38%
№ п/п	Способ	Проницаемость, мкм2	Повышение проницаемости, K2/K1, %
1 оторочка Заявляемый. Табл. 1.1, синт. 1-20, Прототип. Табл. 1.2 синт. 1-7	2 оторочка (см.Табл.2 синт. п/п 1-20)	до обработки K1	после обработки K2
1	2	3	4	5	6
1	Заявляемый 1	1	1,65	1,69	103
2	Заявляемый 2	2	1,88	2,08	111
3	Заявляемый 3	3	2,05	3,89	190
4	Прототип 1	4	2,10	2,41	115
5	Заявляемый 4	5	2,50	5,90	236
6	Прототип 2	6	2,30	2,71	118
7	Заявляемый 7	7	2,72	7,15	263
8	Прототип 3	8	2,80	3,52	126
9	Заявляемый 15	9	2,95	8,11	275
10	Прототип 7	10	3,01	3,49	116
11	Заявляемый 5	11	3,12	8,82	283
12	Прототип 4	12	3,09	3,70	120
13	Заявляемый 8	13	3,50	10,22	292
14	Прототип 6	14	13,1	7,79	168
15	Заявляемый 9	15	3,42	4,37	128
16	Прототип 5	16	3,20	8,80	275
17	Заявляемый 10	17	3,15	4,12	131
18	Заявляемый 11	18	2,88	6,76	235
19	Заявляемый 12	19	2,70	6,69	248
20	Заявляемый 13	20	3,32	8,79	265

Таблица 5
Нефтевытесняющая способность композиций по заявляемому способу и прототипу
№ п/п	Способ	Начальная нефтенасыщенность, %	Коэффициент нефтевытеснения нефти
1 оторочка Заявляемый. Табл. 1,1, синт. 1-20, Прототип. Табл. 1.2, синт. 1-7	2 оторочка (см.Табл.2 синт. п/п 1-20)	по воде	прирост	общий
1	2	3	4	5	6	7
1	Заявляемый	1	1	65,1	0,63	0,18	0,81
2	Заявляемый	2	2	64,5	0,64	0,22	0,86
3	Заявляемый	3	3	64,8	0,64	0,25	0,89
4	Прототип	1	4	64,0	0,63	0,20	0,83
5	Заявляемый	4	5	65,3	0,64	0,30	0,94
6	Прототип	2	6	66,7	0,63	0,21	0,84
7	Заявляемый	7	7	65,2	0,64	0,29	0,93
8	Прототип	3	8	65,8	0,63	0,20	0,83
9	Заявляемый	15	9	67,5	0,65	0,30	0,95
10	Прототип	7	10	68,6	0,63	0,21	0,84
11	Заявляемый	5	11	69,5	0,64	0,30	0,94
12	Прототип	4	12	69,0	0,63	0,20	0,83
13	Заявляемый	8	13	65,3	0,63	0,27	0,90
14	Прототип	6	14	70,8	0,62	0,22	0,84
15	Заявляемый	9	15	70,6	0,63	0,27	0,90
16	Прототип	5	16	73,2	0,62	0,21	0,83
17	Заявляемый	10	17	71,8	0,64	0,28	0,92
18	Заявляемый	11	18	72,3	0,65	0,29	0,94
19	Заявляемый	12	19	72,6	0,63	0,28	0,91
20	Заявляемый	13	20	77,0	0,64	0,28	0,92

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт первой оторочки - дисперсии компонентов, второй оторочки - водного раствора полимера и соли поливалентного металла, отличающийся тем, что в качестве дисперсии компонентов используют дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала - ВДГМ в количестве 0,1-3,0 мас.% в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества, а указанный водный раствор полимера подкислен до рН 1-3 и дополнительно содержит, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество - ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полимер	0,01-5,0
по меньшей мере, одно ПАВ	0,1-3,0
соль поливалентного металла	0,01-0,3
вода	остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке в пласт с недостатком воды указанную дисперсию ВДГМ предварительно разбавляют разбавителем, в качестве которого для маслорастворимого кремнийорганического вещества, содержащего хлор, используют минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа, а для маслорастворимого кремнийорганического вещества, не содержащего в своем составе хлора, используют 0,5-4,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной пластовой воде хлоркальциевого типа, при соотношении: на 1 об.ч. указанной дисперсии 0,5-2 об.ч. разбавителя.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера и/или 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку третьей оторочки, содержащей, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество.