Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %: ПАА 0,3-1,0, ацетат хрома 0,03-0,1, оксид магния 0,015-0,07, указанное волокно 0,1-0,5. Технический результат - повышение эффективности способа. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Известен способ разработки гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов (патент РФ №2180039, МПК E21B 43/22, опубл. 27.02.2002). Способ относится, в частности, к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателя для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами осуществляется путем усовершенствования способа выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламидов и сшивателей. В качестве реагентов-сшивателей используются соли трехвалентного хрома.

Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся вязкоупругих составов и вследствие этого низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов.

Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера и соли поливалентного катиона (патент РФ №2167281, МПК E21B 43/22, опубл. 20.05.2001, бюл. №14). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды (ПАА), полисахариды, полиметакриламиды и производные целлюлозы.

В качестве солей поливалентных катионов используют ацетаты, тартраты, цитраты, хромат и бихромат аммония и щелочных металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы, в частности ацетат хрома. Алюмокалиевые квасцы имеют ограниченную растворимость и плохо совмещаются со сточными водами, при контакте с ними выпадает осадок гидроксида алюминия. Растворение происходит в течение определенного времени.

Дополнительно вводят дисперсии гель-частиц (ДГЧ), набухающих в 100-5000 раз, но не растворимых в воде, при следующем соотношении компонентов, масс. %: водорастворимый полимер 0,1-1,0, соль поливалентного катиона 0,001-0,5, дисперсия гель-частиц 0,001-0,1.

В качестве гель-частиц используют частично сшитые внутримолекулярными связями сополимеры акрилатных мономеров с эфирами целлюлозы, метиленбисакриламида и др. Эти гель-частицы довольно быстро начинают набухать в закачиваемом растворе в 100-5000 раз, но сами при этом нерастворимы в воде, что ведет к резкому увеличению вязкости раствора и, как следствие, к росту давления закачки дисперсной системы. А это, в свою очередь, способствует увеличению энергетических затрат при осуществлении технологического процесса, а также происходит увеличение материальных затрат за счет использования дорогостоящих реагентов. Способ эффективен в пластах с высокой проницаемостью с наличием развитой системы трещин. А в неоднородных коллекторах набухшие гель-частицы закупоривают поры на входе и не дают проникнуть сшитому малоподвижному полимерному раствору вглубь пласта, что снижает охват пласта вытеснением и эффективность способа в целом, что является существенным недостатком.

Также недостатком данного способа являются слишком продолжительный индукционный период гелеобразования и низкая прочность полученных полимерных систем из-за несоблюдения оптимального соотношения полимера и соли поливалентного катиона.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ разработки неоднородного нефтяного пласта (прототип), включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома (патент РФ №2424426, МПК E21B 43/22, C09K 8/90, опубл. 20.07.2011 г. Бюл. №20).

Дополнительно в водный раствор полимера вводят оксид магния при следующем соотношении компонентов в водном растворе, масс. %:

полиакриламид 0,3-1,0
ацетат хрома 0,03-0,1
оксид магния 0,015-0,07
вода остальное

Способ эффективен в неоднородных терригенных коллекторах. С ростом проницаемостной неоднородности эффективность способа снижается.

Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся сшитых полимерных систем и вследствие этого низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов из-за разрушения сшитых полимерных систем в результате повышения перепада давления при фильтрации жидкости в неоднородных пластах.

Технической задачей предлагаемого решения является повышение эффективности способа разработки неоднородного нефтяного пласта за счет повышения прочности армированных полимерных систем, позволяющих выравнивать профиль приемистости нагнетательной скважины и ограничивать водоприток в добывающей скважине, выдерживая при этом большие перепады давления (до 20 МПа).

Поставленная техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт водного раствора полиакриламида (ПАА), ацетата хрома и оксида магния.

Новым является то, что раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФд-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %:

ПАА 0,3-1,0,
ацетат хрома 0,03-0,1,
оксид магния 0,015-0,07,
указанное волокно 0,1-0,5
вода остальное

На чертеже изображена диаграмма зависимости напряжения сдвига от состава армированных полимерных систем.

Для приготовления водного раствора полимера используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л. Для приготовления водного раствора полимера типа полиакриламида (ПАА) и комплексного сшивателя в виде ацетата хрома и оксида магния используют полиакриламид марки DP 9-8177 или его аналоги с концентрацией 0,3-1,0 масс. %. В качестве комплексного сшивателя используют ацетат хрома (АХ) с концентрацией 0,03-0,1 масс. % по ТУ 2499-001-50635131-00 и оксид магния (ОМ) с концентрацией 0,015-0,07 масс. % по ТУ-6-09-3023-79.

В качестве микроармирующих волокон с концентрацией 0,1-0,5 масс. % используют:

- волокно строительное микроармирующее (ВСМ), обладающее следующими техническими характеристиками: средний диаметр волокна - 17-25 мкм, длина волокна - 3, 6, 12, 18 мм, прочность при разрыве - более 550 МПа, удовлетворяет требованиям ТУ 2272-006-1349727-2007;

- стекловолокно марки ЕС-145/1, ЕС-350 (СВ). Основной ассортимент стекловолокнистых материалов включает непрерывные комплексные нити длиной от 3 до 100 мм и с диаметром волокон 1-20 мкм. Коротко рубленые волокна используются в виде совмещенных со связующими волокнитов для последующей переработки;

- базальтовое волокно (БВ) производится согласно ТУ 5952-002-913411008-2012. Диаметр отдельного волокна составляет 13-17 мкм, длина волокна может иметь 3, 6, 12, 18, 24, 30 мм, прочность на разрыв - 1600-3200 МПа.

Сущность изобретения

В настоящее время большинство нефтяных месторождений России и, в частности, Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется снижением уровня добычи нефти и ростом обводненности добываемой продукции. Повышение эффективности разработки таких объектов возможно за счет создания новых составов на основе полимерных систем и армирующих материалов, обладающих более высокими технологическими характеристиками и повышенной водоизолирующей способностью.

Эффективность применения сшитых полимерных систем для повышения нефтеотдачи пласта определяется прочностью гелей, т.е. прочностью сетки, образованной полимерным раствором и сшивателем. В пористой среде прочность сетки будет определять величину начального градиента давления (или начального напряжения сдвига), ниже которого фильтрация жидкости в пласте отсутствует. Только при градиентах давления выше предельного происходит разрушение сетки и создаются предпосылки фильтрации воды через область пласта, занятую сшитой полимерной системой (СПС).

Для повышения прочности сетки СПС предлагается вводить в состав полимерной системы микроармирующие волокна, которые придают ей дополнительную упругость. Когда к сетке СПС прикладывается внешнее напряжение, благодаря волокнам ограничивается деформация и предотвращается разрушение сетки. Поэтому после закачки армированного волокнами полимерного раствора в промытую зону пласта и сшивки его там происходит перераспределение фильтрационных потоков, что способствует выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины и увеличению охвата пласта воздействием.

Для ограничения водопритока в добывающую скважину требуются составы, способные выдерживать большие перепады давления, поскольку чем ближе к забою скважины, тем выше градиент давления. Армированные полимеры - это композиции, в полимерном связующем которых определенным образом расположены упрочняющие полимерную матрицу наполнители волокнистой структуры. Наполнителями служат стеклянные, неорганические и органические волокна в виде анизотропно и хаотически расположенных в массе связующего волокон. При закачке в пористую среду волокно несущественно влияет на давление закачки. Волокна ориентируются вдоль закачиваемого потока и практически не оказывают сопротивления при закачке, в то время как при резкой смене направления движения потока они создают значительное сопротивление. Благодаря применению армированных полимерных систем фильтрация воды может быть существенно снижена или полностью прекращена на длительное время. При этом происходит снижение обводненности добываемой продукции и повышение эффективности разработки неоднородного нефтяного пласта.

Стеклянные и базальтовые волокна являются продуктами многотоннажной химии, имеют невысокую стоимость, применяются в качестве термо- и жаростойких негорючих, электроизоляционных и текстильных материалов.

Волокна являются трехмерными неорганическими полимерами сетчатой структуры. Непрерывные нити получают фильерным формованием пучка тонких филаменов из расплавленной массы с высокой фильерной вытяжкой, замасливанием и намоткой комплексной нити на бобину. Операция замасливания необходима для защиты сформованных нитей от действия влаги, воздуха и облегчения последующей переработки. Для этого обычно используется парафиновая эмульсия, но применяются и другие виды замасливателей.

Поскольку волокна обрабатываются замасливателем, то тип замасливателя влияет на поверхностную активность волокон, а именно на распределение волокон в объеме полимерного раствора. От равномерности распределения микроармирующих волокон в растворе зависит структурная прочность армированных полимерных систем (АПС). Полимерный раствор готовится либо на пресной, либо на минерализованной воде, поэтому необходимо, чтобы волокна предварительно были обработаны гидрофильным замасливателем, т.е. хорошо смачивались водой.

В случае если волокна не прошли такую обработку, то гидрофильные свойства волокнам придают, предварительно обработав их раствором неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ). Исследовано влияние НПАВ, таких как маслорастворимый АФ9-6 и водорастворимый АФ9-12, на распределение стекловолокна в водном растворе. Влияние добавки НПАВ на распределение волокон с длиной 4,5 мм в объеме раствора показано в таблице 1.

Результаты этих исследований представлены в таблице 2, в которой также приведены результаты тестирования прототипа. Указанные армированные полимерные системы получены с применением разных видов микроармирующих волокон.

Как видно из таблицы, исходные величины вязкости всех систем ненамного отличаются друг от друга, по истечении суток резкий рост вязкости наблюдается только у армированных полимерных систем.

Предельное напряжение сдвига, которое выдерживает система, не подвергаясь разрушению, у составов по предлагаемому способу выше, чем у прототипа в 1,1-1,3 раза в зависимости от типа армирующего волокна, что хорошо видно на чертеже.

Если сравнить две системы, армированные волокнами, соответственно волокном ВСМ, предварительно обработанным для придания гидрофильности, и базальтовым БВ-3, сдвиговая прочность системы с ВСМ выше. Предельное напряжение сдвига армированной волокном ВСМ полимерной системы через сутки составляет 120,3 Па, а у полимерной системы, армированной базальтовым волокном, - 112,3 Па, армированной стекловолокном, - 100,4 Па. Для обеспечения необходимых гидрофильных свойств поверхности волокна ВСМ в компонент оболочки вводится гидрофильное вещество и/или поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из сложных эфиров жирных кислот и глицида, НПАВ и др. (патент РФ №2339748). Благодаря гидрофильному характеру микроармирующего волокна ВСМ и вследствие этого более равномерному распределению волокон в объеме раствора происходит усиление структурной прочности полученной армированной системы.

Аналогичное упорядочивание микроармирующих волокон в структуре сшитой полимерной системы происходит и при предварительной обработке их раствором НПАВ (табл. 1).

Пример конкретного выполнения

Предлагаемый способ осуществляется с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку водных растворов в скважину: комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 или аналоги; насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги; автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги.

Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: толщина продуктивного пласта - 5 м, пластовое давление - 9,4МПа, обводненность - 98%, приемистость скважины - не менее 100 м3/сут. Объем оторочки закачиваемого состава равен 100 м3. Плотность воды, на которой готовится раствор, составляет 1120 кг/м3. Готовится водный раствор с концентрациями: 0,7% масс. полимера, 0,02% масс. ОМ, 0,06% масс. АХ, 0,1% масс. ВСМ. Расход реагентов на 1 м3 воды составляет: ПАА - 7,84 кг, ОМ - 0,22 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50% масс, основного вещества) - 1,2 кг, ВСМ - 1,12 кг. Микроармирующие волокна ВСМ прошли предварительную гидрофильную обработку.

Раствор готовится непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением всех компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. Продавливают водный раствор в пласт в объеме, превышающем объем колонны труб, по которым закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м3. После этого осуществляют технологическую паузу продолжительностью не более 3 суток. Предельное значение допустимого давления закачки, когда процесс осуществляется с установкой пакера, составляет 16 МПа, а если процесс закачки указанного состава реализуется без установки пакера, то допустимое давление равно 10-11 МПа.

Следовательно, применение предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного пласта, направленного на выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничение водопритока в добывающей скважине, способствует повышению эффективности разработки неоднородного пласта за счет повышения прочности армированных полимерных систем путем введения в полимерный раствор микроармирующих волокон, предварительно обработанных для придания гидрофильности.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %:.

ПАА 0,3-1,0
ацетат хрома 0,03-0,1
оксид магния 0,015-0,07
указанное волокно 0,1-0,5



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к выделению углеводородов из подземной формации. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая реликтовая вода и нефть, имеющая плотность в АНИ менее 25° и содержащая суспендированные нерастворенные твердые вещества - СНТВ, включает впрыскивание вводимой воды в породу, где вводимая вода содержит СНТВ, общее содержание растворенных твердых веществ - ОСРТ в ней составляет 30000 ч./млн или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов - МК во вводимой воде к общему содержанию МК в реликтовой воде составляет менее 0,9, и осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии вода-в-нефти, общее количество СНТВ во вводимой воде и в сырой нефти является достаточным, чтобы содержание СНТВ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% на массу эмульсии, а СНТВ во вводимой воде составляет, по меньшей мере, 0,05 кг/м3, и средний размер частиц составляет 10 мкм или менее, сырая нефть в порах породы содержит, по меньшей мере, 0,05% СНТВ с тем же средним размером, общее кислотное число - ОКЧ нефти, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, содержание асфальтенов в ней, по меньшей мере, 1-20% мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью.
Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей, низкопроницаемые породы-коллекторы которых выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.

Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, способных образовывать гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной или газовый пласт.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Настоящее изобретение относится к фенолоальдегидной смоле, поперечно-сшитой по мета-положениям, в которой поперечные связи в мета-положениях являются органическими поперечными связями, образованными переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или поперечные связи в мета-положениях являются неорганическими связями, включающими концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.
Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным водочувствительным коллектором, и может быть использовано в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия, в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42. Технический результат - восстановление целостности цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров. 1 табл.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. : ПАА 0,3-1,0, ацетат хрома 0,03-0,1, оксид магния 0,015-0,07, указанное волокно 0,1-0,5. Технический результат - повышение эффективности способа. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Наверх