СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ ПЕНОЙ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к способу повышения коэффициента нефтеотдачи, в частности к способу вытеснения нефти пеной.

Предшествующий уровень техники
В настоящее время для добычи сырой нефти на многих нефтепромыслах во всем мире широко используется вытеснение нефти нагнетаемой водой, однако в силу неоднородности коллектора и неблагоприятного отношения подвижности воды и нефти в подземном пласте после вытеснения нефти нагнетаемой водой остается много остаточной нефти. Для извлечения этой остаточной нефти помимо бурения по уплотненной сетке постепенно вводится в эксплуатацию широкий спектр новых методов повышения нефтеотдачи, которые прошли стадию экспериментальных разработок и уже получили широкое применение на многих нефтепромыслах во всем мире. При добыче нефти третичными методами одним из наиболее перспективных методов остается нагнетание в пласт растворов химических реагентов. Наиболее широко распространенным методом нагнетания в пласт химических реагентов является метод со смешанным режимом вытеснения, и его применение было расширено от песчаных коллекторов до карбонатных коллекторов. Этот метод постоянно совершенствуется как с точки зрения эксплуатации, так и с точки зрения повышения качества. Кроме того, исследовались и разрабатывались разные смешанные методы вытеснения нефти посредством нагнетания в пласт растворов химических реагентов, например, смешанный двухкомпонентный режим вытеснения, такой как вытеснение нефти щелочью и полимером, поверхностно-активным веществом и щелочью, поверхностно-активным веществом и полимером, а также смешанный трехкомпонентный режим вытеснения нефти, например щелочью, поверхностно-активным веществом и полимером, чтобы повысить коэффициент нефтеотдачи при нагнетании в пласт химических реагентов и снизить себестоимость добычи. Смешанные химические реагенты могут создавать синергетическое действие, которое не только уменьшает количество используемых химических реагентов, но также повышает нефтотдачу по сравнению с отдачей, обеспечиваемой при использовании вытеснения одним химическим реагентом или смешанного двухкомпонентного режима вытеснения нефти. Что касается трехкомпонентного режима вытеснения, то здесь не только ведутся широкие экспериментальные исследования его механизма, но были также проведены испытания его применения на практике и получен довольно значительный эффект. Механизм трехкомпонентного режима вытеснения в основном заключается в следующем: с одной стороны, присутствие полимера в трехкомпонентной системе может повысить вязкость вытесняющей фазы, что уменьшает отношение подвижности нефти и воды и обеспечивает увеличение площади охвата, с другой стороны, синергетическое действие щелочи и поверхностно-активного вещества может обеспечить сверхнизкое межфазное натяжение между водой и нефтью, что позволяет сырой нефти легче отделяться от поверхности пород коллектора и повышает тем самым коэффициент нефтеотдачи режима и, в конечном итоге, значительно повышает добычу. Соответствующие технические решения описаны в документах SPE 24144, SPE 21028, SPE 17538.

Для повышения способности закупоривания высокопроницаемой зоны или зоны поглощения в результате интенсивных исследований была найдена пена, которая может проникать более полно и уменьшать проницаемость сильнее, чем полимер или гель, причем обычно различают нормальную пену и обогащенную пену. Нормальную пену образуют над или под землей, обычно посредством добавления поверхностно-активного вещества в нагнетаемый газ. Например, в патенте США 5363915 описан метод повышения нефтеотдачи с помощью пены, полученной из неионогенного поверхностно-активного вещества, неконденсирующегося газа и воды. Такая пена отличается устойчивостью и ее можно получать под или над землей перед нагнетанием в скважину. Она предпочтительно применяется в карбонатных пластах с легкой нефтью. Кроме того, в патенте США 5074358 описан другой вид стабильной пены. Она представляет собой обогащенную пену, содержащую в дополнение к поверхностно-активному веществу химический реагент, который может повысить вязкость. Например, в патенте США 5307878 описана обогащенная полимером пена, которая используется для повышения устойчивости пены и уменьшения проблемы образования языков газа. Эта обогащенная полимером пена содержит полимер, водный растворитель и газ. В патенте США 5129457 описана обогащенная полимером пена для обработки подземных пластов, имеющих разрывы, которая повышает добычу жидкого углеводорода. Данная пена также содержит полимер, поверхностно-активное вещество, водный растворитель и газ, и эта пена предпочтительно проникает в трещины, присутствующие в подземном пласте. Однако описанные выше процессы, предназначенные для повышения отдачи нефти, направлены на повышение коэффициента охвата вытесняющего реагента, и химический компонент пены не может обеспечить сверхнизкое межфазное натяжение с нефтью, как это имеет место в трехкомпонентной системе вытеснения, поэтому окончательная нефтеотдача обычно составляет 50-60%, тогда как в процессе трехкомпонентного вытеснения способность полимера управлять профилем намного ниже, чем у пены, что ограничивает повышение коэффициента охвата, и вытесняющая жидкость легко прорывается в высокопроницаемую зону и образует в ней каналы. В результате окончательная нефтеотдача обычно составляет около 60%. Следовательно, существует потребность в разработке метода вытеснения нефти, позволяющего полностью использовать синергетические преимущества процесса вытеснения нефти пеной и трехкомпонентного режима вытеснения, чтобы повысить нефтеотдачу из подземного нефтеносного пласта и обеспечить извлечение остаточной нефти из зоны с низкой проницаемостью, имеющей относительно высокое насыщение, а также нефти, вытесненной нагнетаемой водой, но не добытой при этом.

Задача, решаемая изобретением
В основу настоящего изобретения поставлена задача полностью использовать преимущества высокого коэффициента полноты вытеснения, обеспечиваемого трехкомпонентным режимом вытеснения, и высокого коэффициента охвата, обеспечиваемого методом вытеснения пеной, чтобы тем самым повысить нефтеотдачу посредством нагнетания газа и трехкомпонентной системы одновременно или поочередно для образования пены над или под землей и тем самым исключить низкий коэффициент охвата, свойственный трехкомпонентному режиму вытеснения, и низкий коэффициент полноты вытеснения, свойственный методу вытеснения пеной.

Краткое описание сущности изобретения
Настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи из подземного нефтеносного пласта, в частности к способу вытеснения нефти пеной, согласно которому
(1) нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки в количестве 2-8% объема порового пространства пласта,
(2) периодически нагнетают, одновременно или поочередно, в количестве 10-50% объема порового пространства пласта неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены под землей, или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из упомянутых газа и водного раствора над землей, при этом водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер, упомянутый водный раствор пенообразующего состава представляет собой систему со сверхнизким межфазным натяжением, и межфазное натяжение между пенообразующим составом и вытесняемой подземной нефтью может достигать по порядку величины 10^-3 мН/м,
(3) нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки, в количестве 10-45% объема порового пространства пласта.

Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи из подземного нефтеносного пласта, в частности к способу вытеснения нефти пеной, согласно которому
(1) нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки,
(2) периодически нагнетают, одновременно или поочередно, неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены под землей, или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из вышеупомянутых газа и водного раствора над землей, причем водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер,
(3) нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки.

В известных аналогах из-за наличия зоны высокой проницаемости или зоны поглощения в нефтеносном пласте двухкомпонентный режим вытеснения и трехкомпонентный режим вытеснения в определенной степени приводят к образованию языков. После большого числа исследований было обнаружено, что можно использовать водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки перед тем, как нагнетать смешанную систему вытеснения в нефтеносный пласт, так что, с одной стороны, водный раствор полимера входит преимущественно в зону высокой проницаемости и/или зону поглощения и снижает ее проницаемость, а это не дает газу, содержащемуся в нагнетаемой пене, выходить по каналу высокой проницаемости, а с другой стороны, молекулы полимера адсорбируются и задерживаются на поверхности породы, что может эффективно снизить потери разных активных веществ при последующем поглощении пены на поверхности породы.

Согласно настоящему изобретению полимер, используемый в качестве предшествующей пробки, может быть водорастворимым биополимером и/или синтетическим полимером с молекулярным весом 300-30000 дальтонов. Биополимер представляет собой ксантановую смолу или гуаровую смолу, а синтетический полимер представляет собой полиакриламид и частично гидролизованный полиакриламид.

В предложенном способе после того, как водный раствор полимера, используемый в качестве предшествующей пробки, был введен в подземный водоносный пласт, периодически нагнетают, одновременно или поочередно, неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава, содержащего щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер, для образования связанной пены под землей, или же периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из упомянутых газа и водного раствора над землей. Так как водный раствор полимера, используемый в качестве предшествующей пробки, нагнетают первым, пена, образующаяся под землей после нагнетания, одновременно или поочередно, из неконденсирующегося газа и пенообразующего раствора, или ее существенное свойство водного раствора пенообразующего состава состоит в том, что он способен обеспечивать сверхнизкое межфазное натяжение с остаточной нефтью при относительно высокой вязкости. Полимер, добавляемый в водный раствор, может повысить вязкость вытесняющей фазы, снизить относительную подвижность и повысить коэффициент охвата. Синергетический эффект щелочи и поверхностно-активного вещества может обеспечить сверхнизкое межфазное натяжение, так что величина межфазного натяжения нефть - вода может достигать по порядку величины 10^-3 мН/м, и вся система является системой с сверхнизким межфазным натяжением. Таким образом, можно повысить коэффициент полного вытеснения, что приведет к существенному повышению нефтеотдачи. Предложенный способ смешанного вытеснения нефти пеной позволяет повысить общий коэффициент нефтеотдачи в целом на 25-30%.

Согласно настоящему изобретению, водный раствор пенообразующего состава может содержать 0,5-1,5 мас.% щелочи, 0,05-0,5 мас.% поверхностно-активного вещества и 0,05-0,5 мас.% полимера из расчета на общий вес раствора. Щелочь включает гидроксид натрия, гидроксид калия, карбонат калия, бикарбонат калия, карбонат натрия и/или бикарбонат натрия, предпочтительно щелочью является гидроксид натрия и карбонат натрия; поверхностно-активное вещество включает ионогенное поверхностно-активное вещество или неионогенное поверхностно-активное вещество, при этом ионогенное поверхностно-активное вещество включает альфа-олефиновый сульфонат, алкил натрий сульфонат C_12-16, натрий алкил-бензоловый сульфонат C_14-18, а неионогенное поверхностно-активное вещество содержит триэтаноламин; полимер может быть водорастворимым биополимером и/или синтетическим полимером с молекулярным весом 300-30000 дальтонов, биополимер включает ксантановую смолу и гуаровую смолу, синтетический полимер включает полиакриламид и частично гидролизованный полиакриламид.

В пенообразующем составе, использующемся в настоящем изобретении, ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество создает синергетический эффект с щелочью, в результате чего пенообразующий состав обеспечивает сверхнизкое межфазное натяжение между ним и нефтью порядка величины 10^-3 мН/м и имеет пенообразующую способность.

Третий этап предложенного способа заключается в нагнетании полимера, используемого в качестве защитной пробки, после чего проводят заводнение. Целью нагнетания защитной пробки является обеспечение эффективной защиты вспененной пены и уменьшение разжижающего действия на пену последующего вытеснения нагнетаемой водой. На практике было доказано, что согласно предложенному способу нагнетание полимерной защитной пробки может дополнительно повысить эффект, создаваемый пеной.

Согласно предложенному способу полимер, используемый в качестве защитной пробки, является водорастворимым биополимером и/или синтетическим полимером с молекулярным весом 300-30000 дальтонов, причем указанный полимер включает ксантановую смолу и гуаровую смолу; синтетический полимер включает полиакриламид и частично гидролизованный полиакриламид.

В предложенном способе также предусмотрена процедура проведения последующего вытеснения нефти водой после нагнетания упомянутого водного раствора полимера, используемого в качестве защитной пробки.

Механизм смешанного способа вытеснения нефти пеной согласно изобретению заключается в следующем: с одной стороны, вспененная пена проникает преимущественно в высокопроницаемые поры, присутствующие в подземном пласте, и закупоривает их, что вынуждает вытесняющую жидкость (включающую пену) отклоняться и поступать в зону низкой проницаемости, повышая тем самым коэффициент охвата; с другой стороны, нагнетаемая трехкомпонентная система может создавать сверхнизкое межфазное натяжение с нефтью, в результате чего нефть легче отделяется от поверхности породы, повышается коэффициент полноты вытеснения и пена стабилизируется до определенной степени, в то же время плавучее действие газа повышает подвижность нефти в зоне средней и низкой проницаемости верхнего пласта, повышая тем самым отдачу углеводорода, т.е. нефтеотдачу.

Полимер, содержащийся в трехкомпонентной системе, используемой в предложенном способе, может повысить устойчивость вспененной пены. В примере осуществления настоящего изобретения создавали трехкомпонентную систему из ORS-41, используемого в качестве поверхностно-активного вещества, гидроксида натрия, используемого в качестве щелочи, и разных количеств гидролизованного полиакриламида (ГПАМ), используемого в качестве полимера, и определяли период полураспада (t_1/2) пены, полученной из данной трехкомпонентной системы. Результаты представлены в табл. 1.

Как видно из табл. 1, добавление полимера увеличивает период полураспада пены, полученной из данного состава. Чем больше количество полимера, тем продолжительнее период полураспада пены, т.е. тем выше ее устойчивость.

Согласно преложенному способу при применении смешанной системы вытеснения пеной для добычи нефти используемое количество разных компонентов зависит от условий коллектора в нефтедобывающих районах, таких как неоднородность, потери химических реагентов, экономические затраты и т.п. Обычно из расчета на объем порового пространства (ОП) в подземном пласте количество газа составляет не менее 50% объема порового пространства, количество жидкости составляет 10-50% объема порового пространства, количество полимера, используемого в качестве предшествующей пробки и защитной пробки, соответственно составляет 2-8% и 10-45% объема порового пространства.

В зависимости от геологических характеристик коллектора и ситуаций сетки размещения скважин количество полимера, используемого в качестве предшествующей пробки и защитной пробки, может быть уменьшено, более того, эти две пробки или любая из них могут быть исключены.

Настоящее изобретение можно использовать для повышения коэффициента нефтеотдачи из подземного нефтеносного пласта, причем при использовании вытеснения нагнетаемой водой коэффициент нефтеотдачи может быть повышен на 25-30% исходной нефти в пласте (ИНП).

В дальнейшем изобретение будет описано более подробно со ссылками на следующие примеры. Однако понятно, что настоящее изобретение не ограничено этими примерами.

Пример
Было проведено экспериментальное вытеснение нефти нагнетаемой водой из керна с использованием искусственного двухмерного керна (I). Геометрический размер керна составлял 4,5 см • 4,5 см • 30 см. Керн готовили из кварцевого песка, связанного эпоксидной смолой, и его средняя проницаемость составляла около 1 мкм². Керн состоял из трех слоев и представлял распределение с положительным ритмом. Коэффициент изменения проницаемости составлял 0,72, а первичная соленость воды была 6778 мг/л. Использовалась дегазированная и дегидрированная нефть из месторождения, соленость вытесняющей воды составляла 3700 мг/л.

Пример 1
Пенообразующий состав состоял из следующих компонентов:
Компонент - Количество, мас.%
Алкильный ароматический сульфонат¹ - 0,3
Гидролизованный полиакламид² - 0,12
Гидроксид натрия - 1,0
Вода³ - Остальное
¹ Торговое наименование: ORS-41, поставляет компания ICT Incorporated, США.

² Торговое наименование: 1275А, молекулярный вес: 17000000, степень гидролиза: 25%, поставляет компания United Colloid Incorporated, Англия.

³ Соленость воды: 918,34 мг/л.

Экспериментальное вытеснение проводили с использованием искусственного керна, описанного выше. После насыщения керна водой использовали нефть для вытеснения воды, чтобы обеспечить исходное насыщение керна нефтью. Затем воду использовали для вытеснения нефти до тех пор, пока содержание воды в дренируемой жидкости не достигало 98% на выходе из керна. Затем, когда давление на выходе керна составляло 8,0 МПа, нагнетали упомянутую пену, образованную из водного раствора и газа метана, причем нагнетаемый объем водного раствора пенообразующего состава составлял 0,3 ОП, нагнетаемого газа - 0,36 ОП, после чего нагнетали 0,283 ОП водного раствора полимера (127А) с концентрацией 600 мг/л в качестве защитной пробки, а наконец проводили вытеснение водой до тех пор, пока содержание воды в дренируемой жидкости не достигало 98% на выходе из керна. Результаты представлены в табл. 2.

Как видно из результатов, представленных в табл. 2, на основании вытеснения водой смешанный способ вытеснения пеной можно использовать для повышения нефтеотдачи приблизительно на 30%, при этом общая нефтеотдача составляет 60%.

Пример 2
Выполняли те же процедуры, что и в примере 1, за двумя исключениями: давление на выходе из керна было нормальным, газ и связанную систему нагнетали 11 порциями, и отношение газ - жидкость поддерживали на уровне 1,0. Результаты представлены в табл. 3.

Как видно из результатов в табл. 3, на основании вытеснения водой поочередное нагнетание газа и жидкости дополнительно повышает нефтеотдачу на 33,5%, и общая нефтеотдача достигает 73,6%, свидетельствуя о том, что при поочередном нагнетании газа метана и водного раствора пенообразующего состава можно образовать в керне связанную пену с отличной структурой и свойствами, и эта связанная пена имеет такой же эффект, как и пена, образованная до нагнетания в керны.

В следующих примерах использовалась модель с песчаным уплотнением, представляющая собой двухмерную, продольно неоднородную модель (II) со сложным ритмом. Геометрический размер модели (II) составлял 4,5 см • 4,5 см • 30 см. Модель готовили из кварцевого песка, связанного эпоксидной смолой, средняя проницаемость которой составляла около 1 мкм². Керн состоял из пяти слоев без непроницаемого барьера, коэффициент изменения проницаемости был 0,61, проницаемость каждого слоя от верхнего к нижнему соответственно составляла 190•10^-3 мкм², 650•10^-3 мкм², 390•10^-3 мкм², 2700•10^-3 мкм², 1100•10^-3 мкм². Вода, использовавшаяся для насыщения модели, была искусственным синтетически моделированным рассолом с соленостью 6778 мг/л. Использовалась дегазированная и дегидрированная нефть из месторождения; вода, использованная для приготовления пенообразующего состава, и вытесняющая вода представляли собой искусственную синтетическую пластовую воду с соленостью 918,34 мл/л. Температура эксперимента была 45^o.

Пример 3
Экспериментальное вытеснение проводили в модели (II) искусственного керна, описанной выше. Использовался тот же пенообразующий состав, что и примере 1. После насыщения керна водой использовали нефть для вытеснения воды, чтобы обеспечить исходное насыщение керна нефтью. Затем использовали воду для вытеснения нефти со скоростью 1 m/d до тех пор, пока содержание воды на выходе из керна не составляло 98%. Таким образом вычисляли отдачу при вытеснении водой. Затем, когда давление на выходе из керна было 8,0 МПа, нагнетали пену, полученную из водного раствора пенообразующего состава и газа метана, со скоростью около 1 m/d, при этом нагнетаемый объем водного раствора пенообразующего состава составлял 0,3 ОП, объем нагнетаемого газа был 0,36 ОП, затем нагнетали 0,283 ОП водного раствора полимера (1275 А) с концентрацией 600 мг/л в качестве защитной пробки, и наконец, проводили вытеснение водой до тех пор, пока содержание воды на выходе из керна не составляло 98%. Результаты представлены в табл. 4.

Эти результаты иллюстрируют, что настоящее изобретение особенно пригодно для подземных пластов с положительным ритмом.

Пример 4
Экспериментальное вытеснение проводили в модели искусственного керна (II), описанной выше, с использованием такого же пенообразующего состава, как в примере 1. После насыщения керна водой использовали нефть для вытеснения воды, чтобы обеспечить исходное насыщение керна нефтью. Затем применяли вытеснение нефти водой со скоростью 1 m/d до тех пор, пока содержание воды не достигало 98% на выходе из керна. Таким образом рассчитывали нефтеотдачу при вытеснении водой. После этого, когда давление на выходе керна было 8,0 МПа, поочередно нагнетали пену, полученную из водного раствора пенообразующего состава, и газ метан в соответствии со следующим графиком: (1) нагнетали 0,1 ОП пенообразующего состава и 0,05 ОП природного газа; (2) нагнетали 0,05 ОП пенообразующего состава и 0,05 ОП природного газа; (3) нагнетали 0,05 ОП пенообразующего состава и 0,05 ОП природного газа; (4) нагнетали 0,05 ОП пенообразующего состава и 0,05 ОП природного газа; (5) нагнетали 0,05 ОП пенообразующего состава и 0,1 ОП природного газа. После этого нагнетали 0,283 ОП водного раствора полимера (1275А) с концентрацией 600 мг/л в качестве защитной пробки, и наконец проводили вытеснение водой до тех пор, пока содержание воды на выходе из керна не достигало 98%. Результаты представлены в табл. 5.

Как отмечалось выше, предложенный способ можно использовать для повышения нефтеотдачи на 25-30% и он является высоко эффективным способом повышения нефтеотдачи, пригодным для условий неоднородного коллектора.

Описанное выше изобретения было проиллюстрировано примерами его воплощения, однако эти примеры не являются ограничительными. Понятно, что специалист в данной области техники сможет внести в изобретение разные модификации и дополнения, не выходящие за рамки его сущности и объема притязаний.

Способ относится к повышению коэффициента нефтеотдачи, в частности к способу вытеснения нефти пеной. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи за счет повышения коэффициентов охвата и полноты вытеснения. Способ вытеснения пеной заключается в том, что нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки; периодически нагнетают, одновременно или поочередно, неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены под землей или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из вышеупомянутых газа и водного раствора над землей, при этом водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер; и нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки, а затем продолжают вытеснение нефти нагнетаемой водой. 15 з.п.ф-лы, 5 табл.

1. Способ вытеснения пеной, отличающийся тем, что (1) нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки в количестве 2-8% объема порового пространства пласта, (2) периодически нагнетают, одновременно или поочередно, в количестве 10-50% объема порового пространства неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены под землей, или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из вышеупомянутых газа и водного раствора над землей, при этом водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер, упомянутый водный раствор пенообразующего состава представляет собой систему со сверхнизким межфазным натяжением, и величина межфазного натяжения между пенообразующим составом и вытесненной подземной нефтью может достигать по порядку величины 10^-3 мН/м, (3) нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки, в количестве 10-45% объема порового пространства пласта. 2. Способ по п. 1, отличающийся в том, что дополнительно осуществляют последующее вытеснение нефти нагнетаемой водой. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полимер, используемый в качестве предшествующей пробки, содержит водорастворимый биополимер и/или синтетический полимер с молекулярным весом 300-30000 дальтон. 4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что биополимер выбирают из группы, состоящей из ксантановой смолы или гуаровой смолы. 5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что синтетический полимер выбирают из группы, состоящей из полиакриламида и частично гидролизованного полиакриламида. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что неконденсирующийся газ выбирают из группы, включающей азот, природный газ, газ метан, воздух или их смеси. 7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что водные растворы пенообразующего состава содержат 0,5-1,5 мас. % щелочи, 0,05-0,5 мас. % поверхностно-активного вещества и 0,05-0,5 мас. % полимера от общего веса состава. 8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что щелочь выбирают из группы, состоящей из гидроксида натрия, гидроксида калия, карбоната калия, бикарбоната калия, карбоната натрия и/или бикарбоната натрия. 9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из ионогенного поверхностно-активного вещества или неионогенного поверхностно-активного вещества. 10. Способ по п. 7, отличающийся тем, что полимер выбирают из водорастворимого биополимера и/или синтетического полимера с молекулярным весом 300-30000 дальтон. 11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что биополимер выбирают из группы, состоящей из ксантановой смолы и гуаровой смолы. 12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что синтетический полимер выбирают из группы, состоящей из полиакриламида и частично гидролизованного полиакриламида. 13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полимер, применяемый в качестве защитной пробки, выбирают из водорастворимого полимера и/или синтетического полимера с молекулярным весом 300-30000 дальтон. 14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что биополимер выбирают из группы, состоящей из ксантановой смолы и гуаровой смолы. 15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что синтетический полимер выбирают из группы, состоящей из полиакриламида и частично гидролизованного полиакриламида. 16. Способ по п. 1, отличающийся тем, что объем нагнетаемого газа составляет, по меньшей мере, 50% объема порового пространства, а объем пенообразующего водного раствора составляет 10-50% объема порового пространства.