Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - увеличение фильтрационных сопротивлений в высокопроводящих каналах пористой среды, что приводит к изменению гидродинамических потоков и перераспределению закачиваемых вод, выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключению из разработки обводненных высокопроницаемых зон, за счет чего - увеличению охвата пластов заводнением и нефтеотдачи. 2 з.п. ф-лы, 1 пр.

 

Область техники

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Предшествующий уровень техники

Проблема наиболее полного извлечения нефти из недр была и остается одной из ключевых проблем в нефтедобывающей промышленности.

В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. Однако применение указанного метода часто приводит к образованию высокопромытых зон, что снижает его эффективность и приводит к обводнению добываемой продукции.

Для повышения охвата пласта заводнением по толщине и по площади, а следовательно, и увеличения нефтеизвлечения необходимо увеличить сопротивление движению воды в промытых высокопроницаемых зонах нефтеносного пласта и тем самым направить воду от заводнения в неохваченные вытеснением более низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки. Это приведет к выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключив из разработки обводненные высокопроницаемые зоны, задействованные ранее со стороны нагнетательных скважин вытеснением, и изменению гидродинамических потоков в пласте. Такой результат можно достигнуть путем закачки в пласт композиций, ограничивающих фильтрацию через зону нагнетания воды в высокообводненные (или полностью промытые), ранее задействованные в разработке нефтяные пласты.

В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.

Известен способ регулирования нефтяных пластов (патент США №4332297, опубл. 1982 г.) посредством избирательного регулирования потока жидкости через зоны коллектора с высокой проницаемостью закачкой водного раствора полимера с последующей закачкой водного раствора силиката щелочного металла. Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде растворы не перемешиваются и не образуют во всем объеме ни ассоциатов, ни осадка, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача остается невысокой.

Одним из эффективных методов воздействия для глубокой обработки пласта является процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия, испытанный и внедренный на обводненных нефтяных залежах. В основе технологии применения силикатных составов лежит их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков CaSiO₃, MgSiO₃, Mg(OH)₂, Са(ОН)₂ или гелеобразных систем. Осадки солей кремнекислоты являются коллоидами, они способны снижать проницаемость среды в 4-10 раз. Осадки гидроокиси магния и кальция снижают проницаемость в меньшей степени, в 1,5-2 раза. Замечено, что гели кремнекислоты обладают малой механической прочностью на сжатие (менее 10² МПа) и характеризуются некоторым начальным напряжением сдвига. Эффект тампонирования достигается вследствие наличия у геля начального сдвига, но из-за малого его значения тампонирующий экран, полученный на его основе, быстро разрушается и вытесняется. Механическая прочность геля повышается путем введения в силикатные растворы специальных добавок, что позволяет сохранить тампонирующий эффект водоизолирующего слоя в обводненных зонах при очень большой депрессии (до 20-25 МПа). К таким добавкам относятся полимеры, при использовании которых образуются межмолекулярные связи между стенками пор и поверхностью осадков, что способствует повышению стабильности слоя и его прочности. Широкие возможности применения силикатов обусловливаются их свойствами, которые сохраняются даже при высоком давлении и температуре до 200°С. Это позволило разработать и внедрить с их использованием способы селективного ограничения водопритоков из глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов. В этих условиях большинство полимерных и кремнийорганических составов малоэффективны.

Способностью к образованию объемных гелеобразных стабильных осадков во времени обладают аммиачно-силикатные растворы с хлористым кальцием. С целью повышения стабильности осадков при повышении температуры до 70-80°C исследовались добавки различных водорастворимых полимеров, обладающих флокулирующей способностью, например ПАА, гипана, демана ВПК-402.

В качестве загущенной воды известен метод закачивания в пласт водных растворов различных полимеров, например полиакриламида (ПАА). В зависимости от товарных свойств полимера при приемлемых концентрациях вязкость воды может быть увеличена в несколько десятков раз. При закачке в пласт растворов полиакриламида увеличивается коэффициент охвата залежи воздействием за счет выравнивания вязкости нефти и вытесняющей жидкости. Одновременно происходит некоторое уменьшение средней приемистости нагнетательных скважин из-за повышения вязкости закачиваемой воды. Кроме того, на приемистость скважины оказывает влияние снижение фазовой проницаемости для воды из-за взаимодействия и адсорбции молекул полимера на поверхности породы. Анализ эффективности обычного полимерного заводнения показывает, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи пластов, ограничивается обводненностью добываемой жидкости, равной 60-70% и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте промытых высокопроницаемых зон. В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется. Этим объясняется более эффективное применение полимерного заводнения на более ранней стадии разработки нефтяных месторождений.

Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт порций растворов вязкоупругих составов на основе полиакриламида ПАА и соли алюминия с оторочками пресной воды между ними (Патент РФ №2086757, опубл. 1997). Недостатком этого способа является то, что в пласт закачивается по одной оторочке ПАА и соли алюминия с буфером воды между ними с устья каждой скважины. При закачке оторочек компонентов (полимера и соли алюминия) и буфера воды малого объема (до 10-50 м³), обеспечивающих качественное смешивание ПАА и соли алюминия, воздействие на пласт будет не эффективно из-за недостаточного объема оторочки после смешивания ПАА и соли алюминия. При увеличении количества реагентов до количества, достаточного для получения результатов кольматации и выравнивания фронтов заводнения пласта, невозможно достижение качественного смешения в пласте при использовании по одной оторочке компонентов и требуется практически двукратное увеличение закачки количества реагентов, что ведет к увеличению затрат на реализацию способа. Кроме того, при приготовлении раствора ПАА на поверхности для закачки в скважину необходимо полное растворение ПАА в пресной воде в течение 60 мин, в сточной воде в течение 90 мин, что приводит к лишним затратам. При этом после закачки состава в пласт требуется выдержка скважины в течение трех суток на период гелеобразования, что связано также с дополнительной затратой времени на проведение процесса. Приготовление и закачка состава производится индивидуально в одну скважину с устья.

Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 70°C происходят разрушение молекул полимеров и снижение эффективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов. При коэффициенте проницаемости пласта менее 0,1 мкм² процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольматация в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул полимера.

В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных полимеров становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения воды, а более устойчивые полимеры биологического происхождения пока практически недоступны.

Наиболее близким является способ разработки неоднородной обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2528183, опубл.10.09.2014), включающий закачку через нагнетательные скважины водного раствора коагулянта (рабочий агент), включающего водные растворы солей многовалентных металлов, водные растворы сшивающих агентов, полимердисперсную систему и ПАВ. Причем закачку реагентов ведут в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи и обводненности нефтепродукта, в виде их отдельных оторочек или в виде их смеси с компонентами полимердисперсной системы и с буферным объемом воды между компонентами полимердисперсной системы.

Недостатком используемого рабочего агента является наличие полимерного реагента. Полимеры являются дефицитными и дорогостоящими продуктами, не стабильными при высоких пластовых температурах и повышенной минерализации, процесс такого заводнения достаточно трудоемкий.

Поэтому с точки зрения уменьшения затрат на увеличение нефтеотдачи существенный интерес представляют методы, основанные на использовании более стабильных не разрушающихся в пластовых условиях химических продуктов, работающих в широком диапазоне температур (без ограничения) и минерализации пластовой воды, обеспечивающие возможность закачки значительного объема рабочих растворов от объема порового пространства без ограничения во времени, в то время как у стандартных систем время закачки ограничено временем сшивки или гелеобразования, как правило, менее 3-7 часов и температуры.

Раскрытие изобретения

Технический результат, на достижение которого направлено заявленное изобретение, заключается в увеличении фильтрационных сопротивлений в высокопроводящих каналах пористой среды, что приводит к изменению гидродинамических потоков и перераспределению закачиваемых вод, выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключению из разработки обводненных высокопроницаемых зон, что приводит к увеличению охвата пластов заводнением на 10-30% (в зависимости от профиля приемистости нагнетательных скважин) и нефтеотдачи залежи на 0,01-2%.

Указанный технический результат заключается в применении известного коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт.

При этом в зависимости от приемистости нагнетательных скважин общий объем закачки рабочего агента может составлять 600-3600 м³, количество циклов закачки 3-5, а время выдержки между циклами 36-72 часа.

Возможный объем закачки и концентрации рабочего агента от величины приемистости скважины: при приемистости меньше 150 м³/сут применяют рабочий агент концентрации 1-4% при приемистости 150-300 м³/сут применяют рабочий агент концентрации 4-5%, 300-700 м³/сут применяют рабочий агент концентрации 5-6%, при приемистости 700-1500 м³/сут применяют рабочий агент концентрации 7-10%, при приемистости больше 1500 м³/сут применяют рабочий агент концентрации 10-30%.

После реализации процесса обработки скважины с применением рабочего агента на основе титанового коагулянта и последующей выдержки нагнетательную скважину переводят под закачку воды в прежний режим работы.

Применяемый коагулянт, полученный из титансодержащей руды, является стабильным в пластовых условиях в широком диапазоне температур (без ограничения) и минерализации пластовой воды, не имеет усадки, так как в его составе отсутствуют полимеры, способ заводнения пласта технологически достаточно прост.

Способ получения указанного коагулянта, применяемого для очистки и обеззараживания природных и сточных вод, раскрыт в патенте РФ №2367618, опубл. 20.09.2009 и патенте РФ №2399591, опубл. 20.09.2010, и включает прокаливание флотационного концентрата из титансодержащей руды лейкоксен до концентрата с содержанием диоксида титана не менее 50% и диоксида кремния не более 25%, смешение полученного концентрата, кокса и лигносульфонатов в соотношении 4:1,3:1, хлорирование при температуре не менее 600°C, отстаивание и фильтрацию шлаков примесей из жидких хлоридов титана и кремния с последующим гидролизом хлоридов титана и кремния и добавлением гидроксида алюминия.

Полученный заявленным способом коагулянт, используемый для обработки обводненных нефтяных пластов в виде 1-30%-ной водной суспензии, содержит ингредиенты - сульфаты, оксигидросульфаты, хлориды и оксигидрохлориды титана, кремния и алюминия, количественное содержание которых рассчитывают из необходимого состава содержания оксидов титана, кремния и алюминия. Суммарное содержание сульфатов и оксигидросульфатов титана составляет не более 0,03 мас %, кремния - не более 0,005 мас.%, алюминия - не более 0,026 мас.%. Таким образом, в сумме сульфаты и оксигидросульфаты титана, кремния и алюминия составляют не более 0,061 мас.%. Содержание в общей массе коагулянта сульфатов и оксигидросульфатов является минимальным и их влияние на коагулирующие свойства в процессе водоподготовки незначительно.

Содержание в составе коагулянта хлоридов и оксигидрохлоридов титана, кремния и алюминия положительно влияет на его коагулирующие свойства реагента.

Суммарное содержание хлоридов и оксигидрохлоридов титана составляет не менее 2,3 мас.%, кремния - не менее 0,75 мас.%, алюминия - не менее 5,2 мас.%. Общее количество хлоридов и оксихлоридов титана, кремния и алюминия в составе коагулянта составляет не менее 8,25 мас.% (достаточно значимо по отношению к общей массе). Однако эти количества, пересчитанные на оксиды, составляют менее трети (2,3 мас.%) и уже входят в общее содержание оксида титана, которое в коагулянте составляет не менее 10,6 мас.%.

С учетом изложенного, «пересчет на оксиды» предполагает, что в общем количестве (пересчитанных в мас.%) оксидах уже присутствуют и сульфаты, и оксигидросульфаты, и хлориды и оксигидрохлориды титана, кремния и алюминия, и поэтому в полученном коагулянте указаны ингредиенты, в пересчете на оксиды, в следующем соотношении в мас.%:

оксид титана - не менее 10,6;

оксид алюминия - не более 76,5;

оксид кремния - не менее 5,0;

примесные соединения серы, железа, кальция, хлора - не более 0,5;

содержание воды - не более 7,4.

При добавлении вышеуказанного коагулянта в сильно загрязненную воду (с механическими примесями, органикой), представляющую собой равновесную коллоидную систему, наряду с образованием неорганического геля из соединений титана происходит разрушение коллоидной системы - воды, содержащей большое количество загрязнений, за счет электростатического притяжения загрязняющих частиц из коллоидной системы к адсорбционным центрам соединений титана. Равновесие коллоидной системы (загрязненной воды) нарушается - происходит налипание частиц-загрязнителей на частицы соединений титана и алюминия. Таким образом, происходит флокуляция - слипание частиц коллоидной системы, при которой мелкие частицы, находящиеся во взвешенном состоянии в воде, образуют рыхлые хлопьевидные скопления, т.е. флокулы.

Указанный коагулянт в определенных концентрациях при взаимодействии с очищенной водой образует гелеобразные структуры в виде однородной микродисперсной смеси.

Соединения титана (TiCl₄, TiO₂) являются наиболее активной частью реагента и при взаимодействии с водой образуют развитые линейные структуры - неорганический полимер, состоящий из сцепленных частиц с большим количеством адсорбционных центров, которые за счет электростатического притяжения образуют коллоидную систему в виде геля.

Содержащиеся в коагулянте соединения алюминия (AlCl₃, Al₂O₃) дополнительно создают тонкодисперсную взвесь, которая упрочняет образованную гелевую систему. В зависимости от концентрации коагулянта жидкая суспензия даже после отделения твердых частиц путем фильтрации обладает большей вязкостью, чем вода - растворитель.

Для закачки в пласт суспензию коагулянта готовят на поверхности путем приготовления его суспензии в относительно «чистой воде», не содержащей большого количества загрязняющих частиц. При этом в зависимости от концентрации коагулянта образуется лишь неорганический гель, который большими порциями закачивают в нагнетательные скважины. При поступлении в поровое пространство он в виде поршня выталкивает ранее закачанные порции нагнетаемой воды, качество которой также регламентируется нормативными документами. Проникновение дополнительных загрязнений в закачиваемый раствор коагулянта обусловлено лишь контактом с небольшим количеством остаточной нефти, содержащейся в промытых зонах коллектора, и возможным частичным контактом с пластовой водой, имеющей более высокую минерализацию, чем закачиваемая вода. Таким образом, вода, содержащая коагулянт при закачке в пласт практически не контактирует с большим количеством загрязнений, что позволяет беспрепятственно осуществить закачку больших объемов.

По мере продвижения закачанных порций реагента по промытым и обводненным фильтрационным каналам на активных адсорбционных центрах происходит коагуляция твердых взвешенных частиц и остатков нефти. В результате образуются флокулы, которые дополнительно упрочняют закачанные порции реагента. Кроме того, за счет сил электростатического притяжения происходит сцепление свободных адсорбционных центров с минералами стенок порового пространства, что также упрочняет и закрепляет закачанные порции реагента в промытых зонах, что также способствует снижению проницаемости высокопроводящих каналов.

Осуществление изобретения

Технология закачки в нагнетательные скважины воды, содержащей заявленный коагулянт, относится к категории потокоотклоняющих. Задача указанных технологий состоит в блокировании или снижении проницаемости наиболее промытых зон коллектора, что дает возможность расширить зону нефтевытеснения, что, в свою очередь, способствует увеличению коэффициента охвата, текущего коэффициента нефтеотдачи и снизжению обводненности добываемой жидкости. При увеличении концентрации титанового коагулянта в рабочем агенте возрастает величина снижения проницаемости промытых зон и повышается эффективность потокоотклонения, однако могут возникать ограничения технологического и экономического характера (возможность прокачки, стоимостные характеристики).

Эффективность применения технологии оценивается величиной дополнительной добычи нефти на одну обработку (скв./операцию). Для разных объектов (в зависимости от ГФХ, состояния разработки) дополнительная добыча может составлять от 200 до 2400 тонн нефти. Прямую зависимость между концентрацией суспензии ТК в рабочем растворе и дополнительной добычей привести сложно, поскольку концентрация ТК в первую очередь определяется приемистостью нагнетательных скважин (ГФХ) при выборе стратегии обработок.

В целом, эффективность потокоотклоняющих технологий выше на ранних стадиях разработки, чем на заключительных, что характерно для всех технологий ПНП, включая и классические: полимерное заводнение, заводнение с ПАВ и ASP, газовые методы.

Основным компонентом реагента для закачки в пласт является водная суспензия коагулянта, получаемого из титансодержащей руды. Получаемый коагулянт представляет собой сложную композицию на основе соединений титана и алюминия (оксидов, гидроксидов, хлоридов и оксигидрохлоридов). Водный раствор (суспензия) коагулянта является неорганическим полимером. Коагулянт представляет собой белый мелкодисперсный порошок с низкой объемной плотностью 0,80±0,1 г/см, при смешивании с водой образует суспензию, размер частиц растворенного в воде коагулянта - около 5 мкм. В диапазоне концентраций 1-30% водный раствор является ньютоновской жидкостью, при этом раствор имеет pH=4-5. Содержащиеся в коагулянте соединения алюминия (AlCl₃, Al₂O₃) дополнительно создают тонкодисперсную взвесь, которая упрочняет образованную гелевую систему. В целом, гелеобразная система с повышенной вязкостью увеличивает фильтрационные сопротивления в высокопроводящих каналах пористой среды, что приводит к перераспределению закачиваемых вод и увеличению охвата пластов заводнением.

Технология обработки нагнетательных скважин включает следующие стадии:

Выбор концентрация рабочего агента зависит от проницаемости и эффективной мощности пласта и фактической приемистости нагнетательной скважины, которая является производной фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) объекта, то есть от толщины, пористости, проницаемости коллектора, наличия высокопроницаемых каналов и т.д. Рекомендуемые концентрации реагента от приемистости скважины:

≤150 м³/сут, концентрация 1-4%

150-300 м³/сут, концентрация 4-5%

300-700 м³/сут, концентрация 5-6%

700-1500 м³/сут, концентрация 7-10%

>1500 м³/сут, концентрация 10-30%

1.1. Выбор объема закачки на одну скважину.

Объем закачиваемого реагента выбирают с учетом результатов трассерных исследований, которые проводят по общепринятым методикам и позволяют определить суммарные объемы высокопроницаемых фильтрационных каналов (эффективный объем трубок тока). С учетом коэффициента запаса, рекомендуемый общий объем одной обработки составляет 1,5-2,5 указанного объема суммарных эффективных трубок тока и составляет 600-3600 м³.

Рекомендуемые объемы одной обработки по стадиям:

- 1 цикл - 0,5 эффективного объема трубок тока.

- 2 цикл - 1,0 эффективного объема трубок тока.

- 3 цикл - 1,5 эффективного объема трубок тока.

Порядок реализации этапов обработки нагнетательных скважин: выбор количества циклов, выбор объемов каждого цикла, времени выдержки.

1.2. Количество циклов: количество циклов определяют из необходимости снижения проницаемости указанных выше каналов и в каждом случае выбирают индивидуально. Рекомендуемое количество - 3, возможно увеличение до 5.

1.3. Время между циклами: 36-72 часа выбирают для обеспечения дополнительного осадкообразования (флокуляции) в пласте с учетом средней продолжительности восстановления пластового давления до 90-95% от текущего давления по участку, после цикла закачки титанового коагулянта.

Объемы циклов определяются исходя из объема высокопроводящих каналов (по результатам трассерных исследований) - трубок тока. Увеличение объемов обработки с каждым циклом связано с неодинаковым распределением проводимости и объемов каждой трубки тока и необходимостью последовательного блокирования высокопроводящих обводненных каналов между нагнетательными и добывающими скважинами.

Опыт применения потокоотклоняющих технологий свидетельствует о максимальной эффективности технологий на ранних стадии заводнения и высокой фильтрационной неоднородности продуктивного разреза. Тем не менее, применение на поздних стадиях эффективность достаточна высока и в обязательном порядке технологии должны применяться в связи с увеличением фильтрационной неоднородности (рост фазовых проницаемостей для воды) и снижением КПД закачиваемой воды, движущейся по сложившимся каналам фильтрации (трубкам тока) без совершения полезной работы по вытеснению нефти.

Разрабатывают неоднородное многопластовое нефтяное месторождение. Отбор продукции осуществляется через добывающие скважины, закачку воды для вытеснения нефти ведут через нагнетательные скважины. Для регулирования охвата пластов заводнением проводят обработки нагнетательных скважин путем закачки в них рабочего агента - суспензии коагулянта на основе титансодержащей руды. Для оценки эффективности работ выполняется анализ состояния разработки месторождения, изменения обводненности продукции и приемистости нагнетательных скважин.

Пример. Выделяют участок залежи со средней обводненностью продукции около 90% и с приемистостью нагнетательных скважин до 150-300 м³/сут. Залежь имеет следующие характеристики: толщина продуктивного пласта - 10 м, глубина водонефтяного контакта - 1980 м, пластовое давление - 18,6 МПа, пластовая температура - (-74°C), пористость - в пределах от 12 до 24%, проницаемость - 250·10^-3 мкм², начальная нефтенасыщенность - 0,7, неоднородность 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях - 7,0 мПа·с, плотность нефти - 0,86 г/см³, минерализация пластовой воды - 260 г/л. Текущий коэффициент нефтеотдачи залежи составляет 0,36.

Залежь разрабатывают с применением заводнения. Для обработки выбирают рабочий агент - водную суспензию, содержащую 5% титанового коагулянта, и закачивают через 1-8 нагнетательных скважин, из добывающих скважин ведется отбор продукции - обводненная жидкость со средней долей нефти около 80-90%.

Один цикл включает закачку водных растворов реагента в объеме 600-1200 м³ на 1 нагнетательную скважину. После закачки всего объема рабочего агента на основе титанового коагулянта в количестве 1800-3600 м³ на 1 нагнетательную скважину и последующей выдержки нагнетательную скважину переводят под закачку воды, разработку месторождения продолжают в прежнем режиме.

В результате проведения мероприятий коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,37.

1. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт.

2. Применение по п. 1, отличающееся тем, что закачку осуществляют при общем объеме 600-3600 м³, количество циклов закачки 3-5, время выдержки между циклами 36-72 часа.

3. Применение по п. 1, отличающееся тем, что при приемистости скважины менее 150 м³/сут осуществляют закачку 1-4%-ной указанной суспензии, при приемистости 150-300 м³/сут осуществляют закачку 4-5%-ной суспензии, при приемистости 300-700 м³/сут осуществляют закачку 5-6%-ной суспензии, при приемистости 700-1500 м³/сут осуществляют закачку 7-10%-ной суспензии, при приемистости больше 1500 м³/сут осуществляют закачку 10-30%-ной суспензии.