Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии (пат.RU №2136872, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.1999, Бюл. №25). В водной дисперсии в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. Водную дисперсию закачивают оторочками. Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%. В каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера. При этом общее уменьшение количества глинопорошка лежит в пределах от 15 до 0 вес. % при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес. %. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы.

Недостатком данного способа является низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка водной дисперсии вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ. В качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе (пат.RU №2487234, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013, Бюл. №19).

Недостатком способа является многокомпонентность раствора ПАВ, что создает трудности при использовании способа в промысловых условиях.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины полимердисперсной системы в количестве 1-25% объема пор и раствора ПАВ с последующим вытеснением водой (пат.RU №1566820, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.02.1996, Бюл. №16).

Способ малоэффективен для увеличения нефтеотдачи пластов из-за использования неионогенного ПАВ (НПАВ) с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными недостаточно низким межфазным натяжением.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий циклическую закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента (пат.RU №2065947, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.08.1996, Бюл. №20). В качестве химреагента используют раствор, содержащий нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 580, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и растворитель.

Недостатком способа является низкая технологичность вследствие недостаточно высоких нефтеотмывающих свойств раствора ПАВ, многокомпонентности и высокой вязкости состава, что затрудняет его приготовление в промысловых условиях и закачку в пласт и приводит к низкой нефтеотдаче пластов.

Способ также сложен в осуществлении из-за использования чередующейся закачки водного раствора частично гидродролизованного полимера и глинистой суспензии, который не обеспечивает полного блокирования высокопроницаемых обводненных зон и вовлечения в разработку ранее недренируемых пропластков продуктивного пласта за счет выравнивания фронта заводнения и увеличения охвата пластов воздействием. В результате нефтеотдача пласта остается невысокой.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта и расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.

Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.%:

закачку в пласт указанных суспензии и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют в объемном соотношении (1-3):1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины - при приемистости 200-400 м³/сут - 1-2:1, 400-500 м³/сут - 2-3:1, более 500 м³/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором указанного ПАВ комплексного действия производят закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.

Также технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.

Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

закачку в пласт указанных суспензии и раствора комплексного ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе - при приемистости 200-400 м³/сут - 1-2:1, 400-500 м ³/сут - 2-3:1, более 500 м³/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором комплексного ПАВ производят закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

По первому варианту

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия.

Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

Водную суспензию полимера и глинопорошка готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.

В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 до 40 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.

Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м³. Затем закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л.

Раствор ПАВ комплексного действия подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.

По второму варианту

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а также добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ.

Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

Водную суспензию полимера и глинопорошка готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.

В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 40 до 300 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.

Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м³. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л.

Раствор комплексного ПАВ подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.

Для приготовления водной суспензии полимера и глинопорошка используют следующие реагенты:

- в качестве полимера используют полиакриламиды (ПАА) отечественного или импортного производства с молекулярной массой не менее 5×10⁶, со степенью гидролиза в пределах от 5 до 20%, массовая доля основного вещества - не менее 90%;

- в качестве глинопорошка используют бентонитовые глинопорошки, хорошо набухающие в пресной воде.

В качестве ПАВ используют:

- ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля, плотность при 20°C 1,06-1,11 г/см³, pH 6-10 ед., внешний вид - прозрачная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, массовая доля активного вещества не менее 30 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) поверхностно-активных веществ, концентрация водно-спиртового раствора не менее 70 мас.% (для осуществления способа по первому варианту);

- комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.%, массовой долей активного вещества не менее 40 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) и катионных (алкилдиметилбензиламмоний хлорид) поверхностно-активных веществ, pH 6-9 ед., внешний вид - жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, концентрацией водно-спиртового раствора - не менее 50 мас.% (для осуществления способа по второму варианту).

Для оценки нефтеотмывающих свойств раствора комплексного ПАВ использовали показатель - межфазное натяжение растворов комплексных ПАВ на границе «нефть-вытесняющая жидкость» в воде с минерализацией от 0,15 до 300 г/л. Результаты исследований приведены в табл. 2.

Анализ полученных данных показывает, что предлагаемые растворы комплексных ПАВ (опыты 1, 6, 4, 9, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11-14, табл. 2) имеют более низкие значения межфазного натяжения на границе «нефть-вытесняющая жидкость».

Кроме того, наилучшими нефтеотмывающими свойствами обладает ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л (опыты 1-3, табл. 2), а комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л (опыты 8-10, табл. 2).

Также из табл. 2 видно, что комплексные ПАВ обладают низкой вязкостью (опыты 1-10, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11, 13, табл. 2). Вследствие этого комплексные ПАВ обладают хорошей проникающей способностью в пласт.

Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям - остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см²). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,810-0,890 г/см³. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л с замером на выходе объемов нефти и воды.

В табл. 3 приведены результаты лабораторных исследований на насыпных физических моделях пласта по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при последовательной закачке водной суспензии полимера и глинопорошка, воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% и раствора ПАВ.

Пример 1. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 0,15 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,3, а остаточный фактор сопротивления - 13,4 (см. табл. 3, опыт 1).

Пример 2. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,1 в объеме 10% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,05 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды.

Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 2:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 56,8, а остаточный фактор сопротивления - 17,4 (см. табл. 3, опыт 8).

Пример 3. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 40 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 40 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,5, а остаточный фактор сопротивления - 13,6 (см. табл. 3, опыт 24).

Пример 4. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8,0 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 300 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 57,5, а остаточный фактор сопротивления - 16,7 (см. табл. 3, опыт 26).

Как видно из приведенных данных табл. 3, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов более эффективен по сравнению с прототипом.

Примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях

По первому варианту (см. табл. 4, №1)

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м³/сут при давлении на водоводе 8,5 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 0,15 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (0,15 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 1:1.

Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 125 м³, объем раствора комплексного ПАВ составляет 125 м³. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 13,0 МПа.

Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 0,15 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 1,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 125 м³ закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 мас.% в объеме 10 м³. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 30°C - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.% в объеме 125 м³ и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м³.

Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (140 м³/сут при давлении закачки 11,0 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.

Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по первому варианту приведены в таблице 4 (№№1-33).

По второму варианту (см. табл. 4, №42)

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м³/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 45,8 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (45,8 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 2:1.

Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 100 м³, объем раствора комплексного ПАВ составляет 50 м³. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,5 МПа.

Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 5,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 45,8 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 5,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 100 м³ закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт воду с минерализацией 45,8 г/л в объеме 10 м³. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.% в объеме 50 м³ и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м³.

Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (155 м³/сут при давлении закачки 9,5 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.

Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по второму варианту приведены в таблице 4 (№№34-66).

Результатами предлагаемого способа являются увеличение дебита нефти на 1,5 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции с 95,5 до 89,5%. Дополнительная добыча нефти по участку составила более 1500 т нефти при продолжающемся технологическом эффекте.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием и улучшения нефтеотмывающих свойств растворов комплексных ПАВ. Предложение позволяет расширить технологические возможности способа.