СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2013 года по МПК E21B43/22 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов путем закачки водного раствора полиакриламида 0,01-0,1 мас.% концентрации (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. С.165-175).

Известный способ малоэффективен на поздних стадиях разработки на месторождениях с высокопроницаемой породой в связи с тем, что молекулы полиакриламида не создают эффективного сопротивления течению воды, и для пластов с большим содержанием солей, разрушающих структуру полимерного раствора.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку в продуктивный пласт полимера в жидкости, не вызывающей быстрого набухания полимера (а.с. SU №1501597, МПК Е21В 43/22, опубл. 23.10.1991 г., бюл. №39). Закачку полимера производят в виде однородной суспензии. Твердые частицы полимера поглощают воду из суспензии и пласта, набухают, увеличиваются в объеме и закупоривают промытые обводненные высокопроницаемые зоны.

Известный способ имеет существенный недостаток: при фильтрации жидкости с полимером в нефтенасыщенпый пропласток, содержащий даже небольшое количество воды, будет происходить набухание полимера и отключение данного пропластка из разработки, что приведет к снижению дебита по нефти. Также данный способ может потребовать больших объемов закачки жидкости, препятствующей набуханию полимера, что приводит к удорожанию способа.

Известен способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2043494, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138, опубл. 10.09.1995 г.). В качестве дисперсных частиц используют древесную муку. Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная недостаточной водоизолирующей способностью из-за быстрого его размыва нагнетаемой водой.

Известен способ разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку водных суспензий древесной муки и глины (пат. RU №2116439, МПК Е21В 43/32, опубл. 27.07.1998 г.).

Однако известный способ имеет низкую эффективность вследствие невозможности полного блокирования промытых водой высокопроницаемых зон пласта.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2090746, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1997 г.). В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диамитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок. Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за низких значений остаточного фактора сопротивления. Также водорастворимые полимеры снижают реологические свойства в минерализованной воде, что снижает эффективность способа.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ добычи нефти, включающий закачку в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе полимера или щелочи (пат. RU №2057914, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.1996 г.). В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу при концентрации 0,005-1,0 мас.%. В качестве твердых частиц используют древесную муку.

Недостатком известного способа является снижение эффективности вследствие солевой деструкции полимерного раствора, проявляющейся в ухудшении реологических свойств закачиваемого состава, что ограничивает область ее применения. Также недостатком способа является то, что при закачке дисперсных частиц в водном растворе указанных полимеров происходит процесс флокуляции, вследствие которого образуются крупные полимер-дисперсные частицы, характеризующиеся низкой проникающей способностью в поровое пространство. Это приводит к невозможности глубокой обработки пласта. Также недостатком является низкая эффективность способа в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за низких значений фильтрационного сопротивления. Кроме того, водорастворимые полимеры (полиакриламид, полиоксиэтилен, карбоксиметилцеллюлоза) подвержены солевой деструкции. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов за счет увеличения остаточного фактора сопротивления, увеличения охвата пласта вытеснением, применение состава с высокими реологическими свойствами в широком диапазоне минерализации, обеспечение проникающей способности состава в поры, высокой стойкости к солевой деструкции, а также расширение технологических возможностей способа.

Поставленная техническая задача решается способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим закачку в скважину полимера и суспензии наполнителя.

Новым является то, что в качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК, в качестве наполнителя - древесную или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок, осуществляют закачку указанных полимера и наполнителя в виде водной суспензии или последовательно в виде водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя при их объемном соотношении 1-5:1 до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полисахаридный реагент ЦПК 0,05-3,0 указанный наполнитель 0,01-10,0 вода пресная или минерализованная остальное.

В качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК (целлюлозно-полимерный комплекс), выпускаемый по ТУ 2231-043-32957739-2011 и представляющий собой полисахаридный полимер, содержащий в составе микродисперсную фракцию, а также дисперсный наполнитель органического и неорганического происхождения. Внешний вид - волокнистая или порошкообразная масса серо-бежевого или темно-коричневого цвета.

В качестве наполнителя используют древесную муку марки 120 или 140 по ГОСТ 16361-87 или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок и др.

Для приготовления водной суспензии используют воду пресную или минерализованную плотностью от 1,00 до 1,20 г/см³ и минерализацией от 0,15 до 300 г/л.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, профиль приемистости скважин, степень выработанности пластов, объем закачки водной суспензии. Закачку водной суспензии производят с помощью установки типа КУДР.

При одновременной закачке полисахаридный реагент ЦПК и указанный наполнитель в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос. Водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя готовят непрерывно в смесительной емкости установки путем подачи воды с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя, например, древесной муки шнековым дозатором. Из смесительной емкости приготовленную водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки насосом высокого давления (насосным агрегатом) закачивают в нагнетательную скважину. Закачку водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки ведут до снижения удельной приемистости скважины на 10-60%. Затем закачанную водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 0,5-3,0 м³.

При последовательной закачке водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя используют аналогичные установки. Объемное соотношение закачиваемых водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя составляет 1-5:1. Полисахаридный реагент ЦПК в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором. Из бункера шнековым дозатором полисахаридный реагент ЦПК подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации, где смешивают с водой и в виде водной суспензии подают в смесительную емкость. После чего водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК закачивают в нагнетательную скважину до снижения удельной приемистости на 10-60%.

Затем закачивают и продавливают в пласт водную суспензию указанного наполнителя, например, древесной муки. Дозировочным насосом подают древесную муку с расходом, обеспечивающим необходимую концентрацию древесной муки. Водную суспензию древесной муки закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% и продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 0,5-3 м³.

Выбор одновременной закачки полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя в виде водной суспензии или последовательной закачки водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя зависит от геолого - технологических показателей скважины. Объем закачиваемых водных суспензий для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе и работающей толщины пласта.

Результаты лабораторных исследований по определению реологических свойств (напряжение сдвига) водных суспензий приведены в таблицах 1, 2.

Из таблиц 1, 2 видно, что реологические свойства водных суспензий зависят от количественного содержания компонентов и плотности воды. Оптимальными концентрациями компонентов являются водные суспензии (опыты 10-12, 14-18, 20, 21, 27-62 табл.1, опыты 10-45, 47-62 табл.2), при содержании полисахаридного реагента ЦПК 0,05-3,0 мас.%, указанного наполнителя 0,01-10,0 мас.%, воды пресной или минерализованной - остальное.

Водные суспензии на основе полисахаридного реагента ЦПК и наполнителя обладают высокими реологическими свойствами в широком диапазоне минерализации (табл.1 опыты 10-12, 14-18, 20, 21, 27-62 табл.1, опыты 10-45, 47-62 табл.2), высокой стойкостью к солевой деструкции (опыты 33, 47 табл.1, опыты 31, 42 табл.2) по сравнению с прототипом (опыты 72, 74 табл.1, опыты 73, 74 табл.2).

При содержании полисахаридного реагента ЦПК менее 0,05 мас.% и наполнителя менее 0,01 мас.% (опыты 1-9 табл.1, опыты 1-9 табл.2) водные суспензии обладают низкими реологическими свойствами и несущественно отличаются от прототипа (опыты 71-74 табл.1, опыты 72-74 табл.2) и не обеспечивают повышение эффективности способа.

Повышение концентрации полисахаридного реагента ЦПК более 3,0 мас.% и указанного наполнителя более 10 мас.% нецелесообразно с экономической точки зрения, а также с технологической из-за высокой стоимости реагентов и высоких реологических свойств водных суспензий (напряжение сдвига составляет более 130 Н/м²). При закачке в пласт водных суспензий с высокими концентрациями компонентов и реологическими свойствами не обеспечивает проникновения в пористую среду.

Предлагаемый способ обеспечивает проникающую способность водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя в пласт, повышает реологические свойства водных суспензий в широком диапазоне минерализации, что приводит к снижению проницаемости высокопроницаемых зон пласта и к повышению эффективности охвата пласта вытеснением.

Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу 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 пресной или минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см³ с замером на выходе объемов нефти и воды. В табл.3, 4 приведены результаты по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при одновременной закачке водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя и последовательной закачке водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя.

Пример 1. В модель пласта одновременно закачивают полисахаридный реагент ЦПК с концентрацией 0,5 мас.%, указанный наполнитель, например, древесную муку с концентрацией 1,0 мас.% в виде водной суспензии. Проводят довытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,07 г/см³ путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 78,3, а остаточный фактор сопротивления - 24,3 (см. табл.3, опыт 5).

Пример 2. В модель пласта последовательно закачивают водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК с концентрацией 0,5 мас.% и водную суспензию наполнителя, например, бентонитового глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Соотношение поровых объемов водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии глинопорошка составляет 2:1. Проводят довытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,12 г/см³ путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 76,8, а остаточный фактор сопротивления - 21,4 (см. табл.4, опыт 3).

Как видно из табл.3, ОФС по предлагаемому способу разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов возрастает в 3,5 раза (опыт 5) по сравнению с прототипом (опыт 23). Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в 1,6 раза.

ОФС по предлагаемому способу разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов возрастает в 3,7 раза (опыт 3 табл.4) по сравнению с прототипом (опыт 13 табл.4). Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в 1,7 раза.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды в насосно-компрессорные трубы. Определяют объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 240 м³/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, и наполнителя, например древесной муки, составляет 250 м³. Закачку водных суспензий полисахаридного реагента и древесной муки проводят одновременно с помощью установки КУДР-1. Полисахаридный реагент ЦПК с концентрацией 0,5 мас.% и древесную муку с концентрацией 0,1 мас.% в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос. Водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки готовят непрерывно в смесительной емкости установки путем подачи воды плотностью 1,07 г/см³ с водовода на вход струйного насоса. Из смесительной емкости приготовленную водную суспензию насосом высокого давления (насосным агрегатом) закачивают в нагнетательную скважину. Удельная приемистость скважины снизилась на 55%. После окончания закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки в объеме 250 м³ ее продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 15 м³.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 300 м³/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-2, и наполнителя, например бентопитового глинопорошка, составляет 400 м³, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 0,05 мас.%, концентрация бентонитового глинопорошка - 0,01 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,12 г/см³ - 99,94 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 10%.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 500 м³/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-3, и наполнителя, например доломитовой муки, составляет 600 м³, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, концентрация доломитовой муки - 10 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,2 г/см³ - 87,0 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 60%.

Пример 4. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м³/сут при давлении па водоводе 7,5 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-2, и наполнителя, например древесной муки, составляет 300 м³, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 1,0 мас.%, концентрация древесной муки - 0,5 мас.%, вода пресная - 98,5 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 20%.

Пример 5. Выполняю, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 450 м³/сут при давлении на водоводе 8,5 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, и наполнителя, например бентонитового глинопорошка составляет 500 м³, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, концентрация бентонитового глинопорошка - 0,01 мас.%, вода пресная - 96,99 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 10%.

Пример 6. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды в насосно-компрессорные трубы. Определяют объем закачки водных суспензий в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. При последовательной закачке водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя используют аналогичные установки. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м³/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, составляет 300 м³ и объем закачки водной суспензии наполнителя, например бентонитового глинопорошка составляет 100 м³, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии бентонитового глинопорошка составляет 3:1. Полисахаридный реагент ЦПК с концентрацией 1,0 мас.% в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором. Из бункера шнековым дозатором полисахаридный реагент ЦПК подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим концентрацию полисахаридного реагента ЦПК - 1,0 мас.%, где смешивают с минерализованной водой плотностью 1,12 г/см³ и в виде водной суспензии подают в смесительную емкость. После чего водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК закачивают насосным агрегатом в нагнетательную скважину.

Затем закачивают в пласт водную суспензию бентонитового глинопорошка с концентрацией 0,5 мас.%. Бентонитовый глинопорошок засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором. Из бункера шнековым дозатором бентони-товый глинопорошок подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим концентрацию бентонитового глинопорошка - 0,5 мас.%, где смешивают с минерализованной водой плотностью 1,12 г/см³ и в виде водной суспензии подают в смесительную емкость. После чего водную суспензию глинопорошка закачивают насосным агрегатом в нагнетательную скважину. Удельная приемистость скважины снизилась на 30%. После окончания закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК в объеме 300 м³ и 100 м³ водной суспензии бентонитового глинопорошка ее продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10 м³.

Пример 7. Выполняют, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 400 м³/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-2, составляет 150 м³ и объем закачки водной суспензии наполнителя, например древесной муки, составляет 150 м³, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии древесной муки составляет 1:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, вода пресная - 97,0 мас.%.

Затем закачивают в пласт водную суспензию древесной муки с концентрацией 0,01 мас.% и воды пресной - 99,99 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 60%.

Пример 8. Выполняю, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м³/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-3, составляет 100 м³ и объем закачки водной суспензии наполнителя, например доломитовой муки, составляет 20 м³, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии доломитовой муки составляет 5:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 0,05 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,12 г/см³ - 99,95 мас.%.

Затем закачивают в пласт водную суспензию доломитовой муки с концентрацией 0,01 мас.% и воды пресной - 99,99 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 10%.

Пример 9. Выполняют, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 300 м³/сут при давлении на водоводе 7,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, составляет 200 м³ и объем закачки водной суспензии наполнителя, например древесной муки, составляет 100 м³, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии древесной муки составляет 2:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 2,0 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,20 г/см³ - 98,0 мас.%.

Затем закачивают в пласт водную суспензию древесной муки с концентрацией 5,0 мас.% и воды минерализованной плотностью 1,20 г/см³ - 95,0 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 30%.

Пример 10. Выполняют, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 500 м³/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-3, составляет 600 м³ и объем закачки водной суспензии наполнителя, например бентонитового глинопорошка, составляет 200 м³, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии глинопорошка составляет 3:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,12 г/см³ - 97,0 мас.%.

Затем закачивают в пласт водную суспензию бентонитового глинопорошка с концентрацией 10,0 мас.% и воды минерализованной плотностью 1,12 г/см³ - 90,0 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 60%.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу перераспределением фильтрационных потоков в пластах за счет увеличения остаточного фактора сопротивления, повышения реологических свойств закачиваемой водной суспензии, обеспечения проникновения водной суспензии в пласт, а также расширить технологические возможности способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем закачку полимера и суспензии наполнителя, в качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК, в качестве наполнителя - древесную или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок, осуществляют закачку указанных полимера и наполнителя в виде водной суспензии или последовательно в виде водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя при их объемном соотношении 1-5:1 до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%: полисахаридный реагент ЦПК 0,05-3,0, указанный наполнитель 0,01-10,0, вода пресная или минерализованная остальное. 4 табл., 10 пр.

Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку полимера и суспензии наполнителя, отличающийся тем, что в качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК, в качестве наполнителя - древесную или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок, осуществляют закачку указанных полимера и наполнителя в виде водной суспензии или последовательно в виде водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя при их объемном соотношении 1-5:1 до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%:
полисахаридный реагент ЦПК 0,05-3,0 указанный наполнитель 0,01-10,0 вода пресная или минерализованная остальное