Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Обзор и анализ технологий водоизоляции, применяемых в условиях низкопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторов 10
1.1 Анализ текущего состояния нефтедобывающей отрасли в Российской Федерации 10
1.2 Анализ особенностей разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми неоднородными коллекторами 14
1.3 Обзор и анализ основных технологий и водоизолирующих материалов, используемых при водоизоляционных работах в условиях низкопроницаемых неоднородных коллекторов 18
ГЛАВА 2 Разработка гидрофобизированного полимерного состава для внутрипластовой водоизоляции в низкопроницаемых неоднородных коллекторах 28
2.1 Исследование влияния гидрофобизатора НГ-1 на межфазное натяжение на границе «дистиллированная вода - керосин» 28
2.1.1 Методика исследований 28
2.1.2 Результаты исследований 30
2.2 Исследование гидрофобизирующих свойств реагента НГ-1 33
2.2.1 Методика исследований 33
2.2.2 Результаты исследований 35
2.3 Исследование гелеобразующих свойств полимерного состава «Гивпан» 37
2.3.1 Методика исследований 37
2.3.2 Результаты исследований 38
2.4 Исследование реологических свойств полимерного водоизоляционного состава ГПС-1 44
2.4.1 Методика исследований 44
2.4.2 Результаты исследований з
2.5 Исследование микрореологических свойств полимерного водоизоляционного состава ГПС-1 49
2.5.1 Методика исследований 49
2.5.2 Результаты исследований 50
2.6 Исследование реологических свойств полимерного водоизоляционного состава ГПС-1 в пластовых термобарических условиях 53
2.6.1 Методика исследований 53
2.6.2 Результаты исследований 55
ГЛАВА 3 Фильтрационные исследования разработанного водоизоляционного состава ГПС-1 60
3.1 Подготовка к фильтрационным исследованиям. Описание лабораторных установок 60
3.2 Фильтрационные исследования по определению проникающей и водоизолирующей способности водоизоляционного состава ГПС-1 70
3.2.1 Методика исследований 70
3.2.2 Результаты исследований 75
3.3 Фильтрационные исследования технологии закачки водоизоляционного состава ГПС-1 79
3.3.1 Методика исследований 79
3.3.2 Результаты исследований 81
3.4 Фильтрационные исследования по определению селективности действия разработанного водоизоляционного состава ГПС-1 82
3.4.1 Методика исследований 82
3.4.2 Результаты исследований 83
3.5 Фильтрационные исследования водоизоляционного состава ГПС-1 на
насыпных моделях неоднородного нефтенасыщенного пласта 87
3.5.1 Методика исследований 87
3.5.2 Результаты исследований 92
3.6 Фильтрационные исследования водоизоляционного состава ГПС-1 на насыпной модели неоднородного водонасыщенного пласта 96 3.6.1 Методика исследований 96
3.6.2 Результаты исследований 98
ГЛАВА 4 Обоснование технологии применения разработанного водоизоляционного состава гпс-1 для внутрипластовой водоизоляции в низкопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторах 102
4.1 Технология внутрипластовой водоизоляции в низкопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторах 102
4.2 Описание технологического процесса закачки водоизоляционного состава ГПС-1 при внутрипластовой водоизоляции в низкопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторах 103
4.3 Обоснование объемов закачки химической композиции 105
Заключение 108
Список сокращений и условных обозначений 111
Список литературы
- Анализ особенностей разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми неоднородными коллекторами
- Исследование гидрофобизирующих свойств реагента НГ-1
- Фильтрационные исследования по определению проникающей и водоизолирующей способности водоизоляционного состава ГПС-1
- Описание технологического процесса закачки водоизоляционного состава ГПС-1 при внутрипластовой водоизоляции в низкопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторах
Анализ особенностей разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми неоднородными коллекторами
Для решения этих задач было предложено большое количество различных методов повышения нефтеотдачи, обеспечивающих, главным образом, увеличение коэффициента вытеснения. Однако, коэффициент охвата пластов воздействием при этом остается низким, что в большой степени определяет недостаточно высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) месторождений с неоднородными коллекторами. Охват пласта воздействием, в основном, зависит от геологического строения залежей, неоднородности коллекторских свойств пласта, эффективности системы разработки месторождений и свойств пластовых флюидов. В свою очередь, из перечисленных факторов наиболее существенное влияние на КИН оказывает неоднородность пластов[11].
При изучении вопроса неоднородности, вначале необходимо определить точное значение терминов, используемых при описании месторождения: пласт, горизонт, пропласток и т.д. В «Большой Советской Энциклопедии» приведено следующее определение горизонта: «Горизонт в геологии, местное стратиграфическое подразделение..., включающее одновозрастные породы разного литологического состава.... Иногда термином «Горизонт» обозначают пачку слоев небольшой мощности с характерными литологическими или палеонтологическими признаками, хорошо прослеживающуюся по простиранию». Пласт же определяется как: «Пласт - основная форма залегания осадочных горных пород, отражающая их последовательное отложение. Имеет более или менее однородный состав и ограничен двумя приблизительно параллельными поверхностями...» [12].
Как правило, продуктивные горизонты слагаются из нескольких пластов разного литологического состава. Чаще всего, объектом разработки является горизонт, а не пласт, поэтому именно горизонт необходимо считать объектом исследования при изучении неоднородности. При этом продуктивный горизонт в большинстве случаев, включает породы различного состава и, в случае терригенных коллекторов, он может состоять из песчаников, мергелей, алевроитов, которые, в свою очередь, также могут менять свои свойства в пределах залежи. Такие коллекторские свойства нефтенасыщенных пород как проницаемость, пористость, сжимаемость и др. также меняются в очень широких пределах, поэтому нефтенасыщенные породы (по их коллекторским свойствам) можно рассматривать как анизотропные среды, которые характеризуются изменчивостью своих свойств по всему занимаемому ими объему. Однако, наряду с изменением коллекторских и физических свойств, в продуктивных пластах также наблюдаются изменения минералогического и литологического состава, поэтому для описания изменчивости продуктивного горизонта используется более емкий термин «неоднородность». Окончательное определение неоднородности, таким образом, будет выглядеть так: «Неоднородностью продуктивных пластов называется изменчивость лито лого-фациального и минералогического состава, агрегативного состояния и физических свойств пород, слагающих продуктивный горизонт».
Из приведенного определения видно, что можно выделить два типа неоднородности пластов: 1) литолого-фациальная неоднородность продуктивного горизонта (минералогическая неоднородность пород, слагающих продуктивный горизонт; гранулометрическая неоднородность; неоднородность по толщине горизонта); 2) неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам продуктивного пласта (по проницаемости; по пористости; по распределению остаточной водонасыщенности и микронеоднородности). В случае использования гидродинамической модели месторождения специалисты обычно выделяют еще три вида неоднородности: 1) послойную неоднородность горизонта; 2) зональную (площадную) неоднородность горизонта; 3) пространственную (объемную) неоднородность горизонта [13]. Обобщая результаты теоретических и экспериментальных исследований, М.Л. Сургучев предложил классифицировать методы повышения эффективности заводнения на две группы: первая, основанная на применении тепловых, газовых и химических агентов, и вторая, основанная на модернизировании и совершенствовании системы заводнения. Автор отмечает, что при стационарном режиме фильтрации в пласте образуется система трубок тока флюидов, которые и определяют охват пласта воздействием [14]. Отсюда следует, что для увеличения охвата пласта воздействием, и вовлечения в работу новых трубок тока, необходимо изменение режима фильтрации, которое достигается с помощью различных методов регулирования и управления заводнением [15-17]:
В условиях послойной и зональной неоднородности одним из возможных путей интенсификации добычи нефти является очагово-избирательное заводнение, при котором более полно учитывается характер неоднородности объекта разработки. Основной идеей данного метода является то, что под нагнетательные выбираются скважины с наилучшими продуктивными характеристиками, которые должны быть равномерно распределены по площади и окружены добывающими скважинами (во избежание их нежелательной интерференции в дальнейшем). Опыт практической эксплуатации избирательного заводнения показал его высокую эффективность, которая выражается не только в интенсификации добычи нефти, но и в увеличении нефтеотдачи пластов [14, 18].
Еще одним методом, основанным на модификации системы заводнения, является очаговое заводнение, при котором нагнетание воды в скважины проводится на отдельных выделенных участках нефтяного месторождения. Метод очагового заводнения позволяет изменять направление фильтрационных потоков в пласте и градиент давления на фронте вытеснения, что позволяет вовлечь в разработку менее проницаемые зоны пласта. Результаты промышленных испытаний этого метода показали, что в условиях неоднородности пластов, он позволяет повысить КИН за счет увеличения охвата пластов воздействием, вовлекая в разработку относительно малопродуктивные коллектора [18, 19].
Исследование гидрофобизирующих свойств реагента НГ-1
Исследования гидрофобизирующей способности ПАВ осуществлялись методом самопроизвольного впитывания воды [82, 83]. Эксперименты проводились с использованием дезинтегрированной породы Приобского месторождения.
Исследования проводились на насыпных пористых средах, помещенных в стеклянные цилиндрические емкости диаметром 9 мм, длиной 90-100 мм и толщиной стенки не менее 1 мм. Внутренняя поверхность емкостей предварительно гидрофобизировалась силиконовым маслом. Подготовленная пористая среда заполнялась под вакуумом раствором исследуемого ПАВ и выдерживалась 18 часов при стандартных условиях.
После выдержки для адсорбции ПАВ на стенках породы, пористая среда промывалась водой (без доступа воздуха) для удаления избытка ПАВ в количестве 10 поровых объемов. Затем промывочная жидкость удалялась продувкой воздуха через насыпную модель.
Смачиваемость пористой среды оценивалась на установке для измерения кинетики пропитки (Рисунок 2.7). В качестве впитываемой жидкости применялась дистиллированная вода.
Схема установки измерения кинетики пропитки: 1 - весы; 2 - стакан с дистиллированной водой; 3 - нижний торец модели с сеткой; 4 -модель насыпной породы; 5,6- система блоков для спуска и удерживания трубки на необходимой высоте; 7 - штатив Последовательность операций при проведении экспериментов была следующая. Химический стакан (диаметр стакана 25 мм, высота - 155 мм) заполнялся дистиллированной водой и помещался на чашу аналитических весов (точность весов ± 0,1 мг). Подготовленная модель подвешивалась на нить кронштейна, закрепленного на лабораторном штативе. Протягиванием нити через зажим достигался контакт нижнего торца модели с дистиллированной водой. Фиксировалось изменение массы стакана в течение 3-х минут с интервалом 15 секунд. После этого рассчитывалась скорость впитывания воды. Впитавшаяся в пористую среду дистиллированная вода удалялась продувкой воздухом через насыпную модель.
На основе полученных экспериментальных данных строятся гистограммы самопроизвольного впитывания воды в пористую среду (скорость впитывания), определяется характер смачиваемости пористой среды и оценивается гидрофобизирующая способность исследуемого ПАВ.
Результаты экспериментальных исследований гидрофобизирующей способности гидрофобизатора НГ-1 показали, что после обработки породы растворами ПАВ в различной концентрации, динамика впитывания дистиллированной воды в породу существенно изменяется (Рисунок 2.8). Обработка породы раствором ПАВ в концентрации 0,25% масс, обеспечила двукратное снижение массы впитавшейся воды (за 3 мин): с 0,217 до 0,116 г (Рисунок 2.9).
Увеличение концентрации ПАВ в растворе до 1% масс, вызвало дальнейшее снижение скорости впитывания и уменьшение массы впитавшейся воды (до 0,105 г за 3 мин), однако повышение концентрации ПАВ до 2 и 5 % масс, уже не оказало существенного эффекта.
Исследования проводились в следующей последовательности: на первом этапе подготавливались 4 пробирки, в каждую из которых наливалось по 20 мл раствора хлористого кальция различной концентрации (25, 50, 100 и 150 г/л), затем в каждую пробирку добавлялся полимерный состав в объеме равном 5 мл. После этого содержимое пробирки тщательно перемешивалось и оставлялось на 24 ч при комнатной температуре.
На втором этапе подготавливалось 5 пробирок, в каждую из которых добавлялся отмеренный объем модели пластовой воды Приобского или Ромашкинского месторождения, затем в каждую пробирку добавлялся полимерный состав в объеме равном 5 мл. Затем содержимое пробирки тщательно перемешивалось и оставлялось на 24 ч при комнатной температуре.
Объем моделей пластовых вод подбирался таким образом, чтобы итоговое соотношение объемов полимерного состава и модели пластовой воды в пробирках было равно, соответственно, для экспериментов с моделью пластовой воды Приобского (1:1,1:3,1:5,1:8 и 1:10) и Ромашкинского месторождений (5:1,5:3,1:1, 1:3 и 1:6)
Разные соотношения моделей пластовых вод Ромашкинского и Приобского месторождений, использованных в опытах, объясняются различием в содержании ионов Са+2, которые приводят к гелеобразованию при смешивании с полимерным составом «Гивпан». Поскольку содержание ионов Са+2в модели воды Приобского месторождения намного меньше, чем в модели воды Ромашкинского месторождения (Таблица 2.1), ее добавлялось больше.
При смешивании полимерного состава «Гивпан» с моделью пластовой воды Приобского месторождения гелеобразования не происходит, во всем диапазоне соотношений объемов полимерного состава и минерализованной воды от 1:1 до 1:10 (Таблица 2.3). Таблица 2.3 -Результаты исследования гелеобразующей способности полимерного состава «Гивпан» при его смешивании с моделью пластовой воды Приобского месторождения
Соотношение объемовполимерного состава«Гивпан» и моделипластовой воды Фотография смесиполимерного составамоделью пластовой воды(после 24 ч выдержки) Описание результатов
Исследования реологических свойств разработанного водоизоляционного состава ГПС-1 проводились с использованием автоматизированного реометра Rheotest RN 4.1 (Рисунок 2.10). Данный прибор может работать в температурном диапазоне от -10 до +120 С. Диапазон измерения вязкости прибора изменяется от 1 до 3-Ю9 мПас. Крутящий момент - 0,1-150 мНм. Частота вращения - 0-1000 об/мин. Прибор позволяет автоматически записывать и обрабатывать получаемые данные с помощью программного пакета «RHEOTEST».
Фильтрационные исследования по определению проникающей и водоизолирующей способности водоизоляционного состава ГПС-1
Кернодержатель находится в термошкафу, который позволяет создавать температуру до 150 С за счет циркуляции и нагрева воздуха. Для нагрева системы используется вентилятор принудительной подачи воздуха и обогреватель. Погрешность поддержания температуры в термошкафу составляет 0,5 С. Температура контролируется с помощью термопары и цифрового терморегулятора с распределяющим полупроводниковым реле. В системе используется датчики давления Texas Instruments с точностью измерения 0,001 МПа.
Установка обладает автоматизированной системой давления обжима, которая состоит из пневматического усиливающего давление насоса, питательного резервуара и соответствующих клапанов и трубок. Данная система используется для повышения и понижения всестороннего давления через компьютерную программу. Система оборудована перепускным и отсекающим клапанами. Перепускной клапан предназначен для стравливания давления из кольцевого пространства кернодержателя и возвращения жидкости в резервуар. Отсекающий клапан - для изоляции давления, создаваемого вокруг образца керна, от системы.
Фильтрационные исследования проводились на автоматизированной установке для оценки степени повреждения пласта FDES-645 (Coretest Systems Corporation, США) при моделировании пластовых термобарических условий, на естественных образцах терригенных горных пород.
Эксперименты проводились в режиме «постоянный расход - меняющиеся перепады давления». Основным контролируемым параметром при проведении экспериментов было изменение перепада давления, по которому определялось изменение подвижности флюидов и проницаемости керна.
Пластовыми условиями проведения лабораторных фильтрационных экспериментов являлись:
Основные, определяемые путем проведения фильтрационных экспериментов, величины:
1) фактор остаточного сопротивления (ФОС) R (ед.) - отношение фазовой проницаемости керна по воде до закачки водоизоляционного состава к фазовой проницаемости керна по воде после закачки и выдержки водоизоляционного состава при стабилизации перепада давления. ФОС показывает кратность снижения проницаемости зоны пласта, блокированной гелем, после того, как гель сдвинут перепадом давления, по отношению к исходной;
2) градиент давления сдвига геля в керне - gradPcdeu2a (МПа/м) - величина максимального достигнутого значения линейного градиента давления фильтрации воды через керн. Параметр показывает какой градиент давления способен выдержать гель в ПЗП без разрушения. При градиентах давления ниже gmdPcdema целостность образованного непроницаемого экрана из геля не нарушается;
3) градиент давления закачки после прокачки одного объема пор водоизоляционного состава - gradP3aKa4KU (МПа/м) - градиент давления, зафиксированный в момент прокачки через керн ровно одного объема пор состава. Параметр характеризует фильтруемость состава в пористой среде, и позволяет оценить возможность закачки состава в расчетных объемах без превышения допустимых давлений закачки при реализации скважинных операций, направленных на ограничение водопритока.
Направление закачки и фильтрации рабочих жидкостей в исследуемых образцах керна соответствовало реальному направлению движения пластовых флюидов и закачиваемых водоизоляционных составов в добывающих скважинах. Прямая фильтрация соответствовала процессу притока флюида из пласта в скважину и, в дальнейшем, процессу «освоения» скважины, а обратная фильтрация моделировала процесс «изоляции» обводненного интервала призабойной зоны скважины.
Обработка результатов фильтрационных исследований заключалась в следующем: 1) определялись градиенты давления и подвижности пластовой воды (или нефти) до и после закачки водоизолирующего состава, на основе которых рассчитывались коэффициенты фазовой проницаемости по пластовой воде (или нефти) до и после закачки состава в керн; 2) фиксировался градиент давления закачки водоизолирующего состава после прокачки через керн его первого порового объема; 3) фиксировался начальный градиент давления сдвига водоизолирующего состава в керне водой (или нефтью) на последнем этапе фильтрационных исследований; 4) выполнялся расчет фактора остаточного сопротивления образца керна после его обработки исследуемым водоизолирующим составом: = gradP2 осп gradPx (ЗЛ) где Rocm - фактора остаточного сопротивления, ед; gradPi - градиент давления закачки в образец керна воды (нефти) до процесса «изоляции», Па/м; gradP2 - градиент давления закачки в образец керна воды (нефти) после процесса «изоляции», Па /м. 5) выполнялся расчет фактора максимального сопротивления образца керна после его обработки исследуемым водоизолирующим составом: где В-макс - фактора максимального сопротивления, ед; gradPs - начальный (максимальный) градиент давления сдвига геля в керне при фильтрации воды (нефти), Па/м. Анализ степени эффективности водоизолирующих составов выполнялся на основании сравнения трех основных фильтрационных параметров:
1) ФОС керна после прокачки водоизолирующего состава и воздействия температуры - основной критерий оценки эффективности водоизолирующего состава (наиболее эффективны составы, способные максимально снижать исходную проницаемость керна (блокировать водонасыщенные интервалы продуктивного пласта);
2) градиент давления закачки водоизолирующего состава после прокачки одного объема пор образца керна - основной параметр оценки эффективности водоизолирующего состава (наиболее эффективны составы, имеющие наименьшее значение этого параметра, т.е. характеризующиеся наибольшей степенью инфильтрации водоизолирующего состава в ПЗП при РИР);
3) максимальный градиент давления начала фильтрации воды после закачки водоизолирующего состава в керн и выдержки в термобарических условиях -второстепенный значащий параметр оценки эффективности водоизолирующего состава (наиболее эффективны составы, имеющие наибольшее значение этого параметра, т.е. способные создавать наиболее прочный барьер при попытке прорыва воды через изолированный интервал).
Описание технологического процесса закачки водоизоляционного состава ГПС-1 при внутрипластовой водоизоляции в низкопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторах
Обоснование объемов закачки реагентов в изолируемый интервал является одним из наиболее сложных вопросов проведения водоизоляционных работ. Существует два основных метода расчета: 1) теоретический, который основан на классических уравнениях теории фильтрации жидкости, в котором ПЗП рассматривается как однородна пористая среда; 2) эмпирический, основанный на использовании опыты похожих ранее осуществленных технологических операций. В таком подходе объемы применяемых реагентов выбираются исходя из успешности проведенных ранее водоизоляционных работ. Наилучшим решением в данном случае является совмещение обоих подходов по следующей методике: 1) проведение фильтрационных экспериментов для получение эмпирических данных о возможностях гелеобразующего состава; 2) расчет объемов закачки гелеобразующего состава по известным формулам [45, 108].
На основе проведенных фильтрационных экспериментов с гелеобразующим составом ГПС-1 были определены величины предельных градиентов давления сдвига геля в керне и остаточный фактор сопротивления. Таким образом, закачиваемый в пористую среду гелеобразующий состав должен создать изолирующий экран, способный выдержать градиенты давления, возникающие при освоении скважины и ее последующей эксплуатации. коэффициент, характеризующий неравномерность распространения гелеобразующего состава, и его разбавление (принимает значение от 2 до 9).
Подставляя выражение 4.2 в формулу 4.3 получаем окончательное выражение для определения требуемого объема закачки гелеобразующего состава: V = x-(( 7 f-r -h-k -m (4.4) По формуле 4.4 можно рассчитать необходимый объем закачки водоизоляционного состава ГПС-1 в пористую среду для ограничения притока воды путем изоляции обводненных интервалов пласта как в вертикальных, так и в добывающих скважинах. 1) Анализ технологий регулирования фильтрационных потоков, применяемых при разработке нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, показал перспективность использования внутрипластовой водоизоляции с помощью полимерных растворов, а также позволил определить основные недостатки традиционно используемых водоизоляционных полимерных растворов (недостаточная проникающая способность в низкопроницаемых коллекторах, низкая устойчивость в условиях высоких пластовых температур) и сформулировать основные требования к разрабатываемому полимерному составу для внутрипластовой водоизоляции в низкопроницаемых неоднородных коллекторах. 2) Разработан, доведен до промышленного производства (ООО «Синтез ТНП», г. Уфа) и рекомендуется к применению для внутрипластовой водоизоляции на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми неоднородными коллекторами гидрофобизированный полимерный состав («Реагент ГПС-1 для внутрипластовой водоизоляции» по ТУ 2216-007-22650721-2012), представляющий смесь 3-10%-ного водно-щелочного раствора гидролизованного акрилсодержащего полимера «гивпан» и неионогенного поверхностно-активного вещества с гидрофобными свойствами - гидрофобизатора НГ-1 (1-5% масс). 3) Установлено, что добавление к водно-щелочному раствору гидролизованного акрилсодержащего полимера «гивпан» неионогенного поверхностно-активного вещества с гидрофобными свойствами - гидрофобизатора НГ-1 (продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) приводит к значительному улучшению реологических свойств исходного полимерного раствора (в частности, к снижению критического напряжения сдвига), устраняя тем самым один из основных его недостатков - низкую фильтруемость в пористую среду, что достигается за счет регулирования интенсивности интерполиэлектролитного взаимодействия, развивающегося в системе высокомолекулярный полиэлектролит-ПАВ, где последний является регулятором степени взаимодействия анионных боковых групп полимера. 4) В результате микрореологических исследований водоизоляционного полимерного состава в узком зазоре установлено, что при контактном взаимодействии жидкости с твердой поверхностью происходит практически мгновенный скачок ее вязкости, кратно превышающий объемное значение этого параметра. Поверхностную природу этого эффекта характеризует усиление отмеченных аномалий при увеличении интенсивности контактного взаимодействия, уменьшении величины узкого зазора, либо при добавлении к исходному полимерному составу ПАВ, действующего по поверхностному механизму: адсорбция его на твердой поверхности снижает интенсивность поля твердого тела, что позволяет жидкости сформировать в пристенном слое плотно упакованную надмолекулярную структуру с аномально высокими реологическими свойствами.
Результаты фильтрационных исследований, выполненных на образцах естественных кернов и моделях неоднородного нефтеводонасыщенного пласта, с использованием разработанного гидрофобизированного полимерного состава ГПС-1, показали: - способность полимерного состава создавать в пористой среде пород коллекторов прочный водоизоляционный экран; высокую селективность действия полимерного состава, выражающуюся не только в преимущественном образовании изоляционного экрана в водонасыщенных интервалах, но и в проникновении состава большей частью в обводненные зоны; возможность повышения коэффициента вытеснения нефти из неоднородного пласта путем закачки полимерного состава с оторочками раствора хлористого кальция после полного обводнения высокопроницаемых пропластков; способность полимерного состава эффективно блокировать высокопроницаемые промытые пропластки, выравнивая тем самым профиль приемистости нагнетательных скважин.
Разработана технология регулирования внутрипластовых фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные и добывающие скважины гидрофобизированного полимерного состава ГПС-1, позволяющая снизить интенсивность обводнения и повысить коэффициент извлечения нефти на месторождениях с низкопроницаемыми неоднородными коллекторами.
