Способ снижения аномалий вязкости пластовой нефти Российский патент 2019 года по МПК E21B43/20 E21B28/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для повышения эффективности разработки месторождений аномальной (неньютоновской) нефти с использованием заводнения.

Известен способ улучшения реологических свойств аномальных пластовых нефтей (Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М., «Недра», 1975, стр. 145-156), включающий различные варианты комбинирования теплового и гидродинамического воздействия на продуктивный пласт, а также закачки в продуктивный пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ) при заводнении нефтяной залежи через нагнетательные скважины. При контакте с нефтью водного раствора ПАВ он диффундирует в нефтяную фазу. Нефть при этом обогащается поверхностно-активным веществом, разрушающим пространственную структуру нефти, образуемую частицами асфальтенов.

Недостатками данного способа являются значительные затраты ПАВ при осуществлении предлагаемой технологии, низкий коэффициент охвата пласта заводнением и малая скорость диффузии ПАВ из закачиваемого раствора в нефть.

Известен способ воздействия на флюид нефтяных месторождений при добыче нефти (патент РФ №2281387, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.08.2006 г.), заключающийся в погружении в скважину резонансно-волнового устройства и создании колебательного процесса заданной частоты в обрабатываемом нефтяном флюиде в зоне осуществления добычи нефти. При этом резонансно-волновое устройство погружают в одну из скважин обрабатываемого участка, а на его поверхности размещают подвижные резонансные модули, волноводы и контуры, колебательный процесс осуществляют непосредственно в обрабатываемом нефтяном флюиде несущими электромагнитными волнами в диапазоне частот 3*10^-5 до 3*10¹⁴ Гц или ультразвуковыми волнами в диапазоне частот 1,5*10⁴ до 10⁹ Гц, или акустическими волнами в диапазоне частот от 17 Гц до 20 кГц, которые моделируют информационными сигналами, резонансными углеводородам обрабатываемого нефтяного флюида, и формируют стоячие волны.

Недостатками данного способа являются ограниченность применения обработки призабойной зоны продуктивного пласта, отсутствие комбинированных решений совместно с физико-химическим воздействием, при этом, конструктивная особенность резонансно-волнового устройства (генератора) не позволяет использовать его в горизонтальных скважинах, а только в вертикальных скважинах, что оказывает незначительное влияние предлагаемой технологии на повышение коэффициента извлечения углеводородов из пласта.

Известно устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины (патент РФ на полезную модель №131503, кл. G01V 1/00, опубл. 20.08.2013 г.). Данное устройство предназначено для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины, и состоит из наземного пульта питания, управления и контроля и корпуса скважинного прибора, в котором размещены: источник повышенного напряжения в виде последовательно соединенных трансформаторов, блок выпрямления и блок умножения напряжения, конденсаторный накопитель электрической энергии, разрядник и излучатель, состоящий из высоковольтного и низковольтного электродов, а излучатель снабжен низковольтным электродом, соединенным с вращающимся блоком корпуса, выполненным в виде цилиндра, установленного на подшипниках скольжения с вырезом для контакта со скважинным флюидом, заполненного с противоположной стороны выреза тяжелым металлом, например свинцом, так что при движении в горизонтальной скважине вырез всегда направлен вверх, причем корпус скважинного прибора оснащен эластичными пакерами, а разрядник выполнен в виде безнакального тиратрона.

Недостатком данного устройства является отсутствие технологии его применения для обработки продуктивного пласта в горизонтальных нагнетательных скважинах при разработке месторождений аномальной (неньютоновской) нефти с использованием заводнения с достижением продолжительного технологического эффекта и снижения себестоимости добычи скважинной продукции.

Известен способ снижения аномалий вязкости пластовой нефти (заявка на изобретение РФ №2009112966, кл. Е21В 43/26, кл. Е21В 28/00, опубл. 20.10.2010 г.), принятый за прототип. Данный способ заключается в постоянной закачке водного раствора неионогенных ПАВ в продуктивный пласт через систему нагнетательных скважин. При этом, постоянную закачку ПАВ осуществляют совместно с упругим волновым воздействием на пласт путем периодического погружения в нагнетательные скважины источника электрогидравлического резонансного воздействия и создания в продуктивном пласте упругих резонансных импульсов, обеспечивающих повышение приемистости нагнетательных скважин, увеличение охвата пласта заводнением и скорости перехода ПАВ из водного раствора в нефть, причем периодичность упругого волнового воздействия на пласт определяют по времени восстановления приемистости нагнетательных скважин до ее первоначального значения.

Недостатком данного способа является отсутствие технологической возможности проведения обработок продуктивного пласта в горизонтальных скважинах из-за ограниченной применимости скважинных источников на пласт только в вертикальном положении, незначительное влияние предлагаемой технологии на повышение, как коэффициента охвата пласта заводнением, так и коэффициента извлечения углеводородов из пласта. Кроме того, обработка продуктивного пласта виброволновым воздействием в вертикальных скважинах будет характеризоваться низким эффектом даже с применением различных реагентов и газа.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки залежей на месторождениях аномальной (неньютоновской) нефти с использованием заводнения, снижение вязкости аномальной (неньютоновской) нефти, снижение себестоимости добычи углеводородного сырья из продуктивных пластов эксплуатационных объектов данной категории запасов, снижение обводненности добываемой скважинной продукции, улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, достижение требуемого технологического эффекта от внедренных научно-технических решений, повышение коэффициента охвата пласта заводнением и коэффициента извлечения углеводородов из пласта, достижение и превышение проектных показателей разработки данных месторождений с аномальной (неньютоновской) нефтью.

Поставленная техническая задача решается способом снижения аномалий вязкости пластовой нефти, включающим бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в соотношении 1:2, горизонтальные участки которых размещены параллельно друг другу в горизонтальной плоскости вдоль линий естественного трещинообразования, проведение закачки модели пластовой воды в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор флюида из горизонтальной добывающей скважины, с периодической обработкой горизонтального участка нагнетательной скважины физическим воздействием с частотой 1 раз в 5-7 месяцев.

Новым является то, что после роста средней обводненности скважинной продукции по добывающим скважинам на разрабатываемом эксплуатационном объекте до 45% поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью, первый режим включает закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием неионогенного ПАВ - реагента ОП-10 в количестве 0,05-0,15 мас. % в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласт или с содержанием гидроксида натрия в количестве 0,10-5,00 мас. % в объеме 0,1-0,2 поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта, либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта, второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу до 30 часов для перераспределения фильтрационных потоков и снижения аномалий вязкости нефти за счет диспергирующего действия основных структурообразующих компонентов нефти - асфальтенов, третий режим включает закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием полиакриламида в количестве 0,03-0,15 мас. % в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта, либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта.

Применение физического воздействия на месторождениях аномальной (неньютоновской) нефти направлено, в первую очередь, на увеличение подвижности углеводородов в пласте, а также на улучшение фильтрационно-емкостных свойств пласта. В качестве источника физического воздействия рассматривается устройство, предназначенное для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины. Применение физического воздействия оказывает диспергирующее воздействие на структурообразующие элементы аномальной (неньютоновской) нефти. Интенсивность, продолжительность обработки и интервалы обработки продуктивного пласта физическим воздействием определяются по исходным геолого-промысловым данным.

Для эффективной разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью главным условием является снижение аномалий вязкости пластовой нефти (эффективная вязкость, предельное напряжение сдвига, энергия тиксотропии и вязкоупругие свойства), улучшение гидродинамической связи в продуктивном пласте, улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, повышение подвижности углеводородов, увеличение охвата продуктивного пласта, обеспечение максимально возможной длительности технологического эффекта от внедрения научно-технического решения и т.д. Кроме того, закачиваемая модель воды должна быть совместима с пластовыми водами нефтяных залежей, выполнено обеззараживание от различной микрофлоры, проведена очистка от различных твердых частиц до требуемых параметров в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств пласта и т.д.

Для дополнительного увеличения коэффициента охвата, наиболее лучшего снижения аномалий вязкости и доотмыва пленок нефти с внутренней поверхности поровых каналов рекомендована закачка водных растворов неионогенных ПАВ на первом режиме разработки залежей с аномальной (неньютоновской) нефтью. В качестве неионогенного ПАВ предложено использовать реагент ОП-10, получивший широкое распространение в процессах повышения нефтеотдачи пластов. На сегодняшний день известно множество различных ПАВ, применяемых в нефтяной промышленности, однако не все их можно рекомендовать для закачки в пласт при заводнении. Технико-экономические показатели метода заводнения с ПАВ в первую очередь определяются интенсивностью адсорбции активных компонентов на поверхности пористой среды. Высокое значение адсорбции сводит к нулю эффективность метода, так как приводит к концентрации реагента в призабойной зоне пласта (ПЗП) скважин из-за чего подавляющая часть объема пласта остается не охваченной воздействием. Реагент ОП-10 имеет наиболее низкий показатель адсорбции на породе среди реагентов своего класса. Реагент ОП-10 выпускается согласно ГОСТ 8433-81.

При наличии в составе аномальной (неньютоновской) нефти жирных кислот рекомендуется применение закачки водного раствора щелочи в продуктивный пласт. Положительным свойством щелочей является омыление ими жирных кислот, содержащихся в нефти, вследствие чего вязкость нефти снижается, и происходит гидрофилизация породы-коллектора. В качестве щелочи наиболее целесообразно применение гидроксида натрия (каустической соды, едкого натрия), который хорошо растворяется в воде (максимальная концентрация при 20°С - 50%, при 80°С - 70%), будучи сильным электролитом, легко диффундирует и имеет максимальную активность по отношению к минералам кремнезема и силикатам при температурах 75…80°С. Гидроксид натрия выпускается согласно ГОСТ 4328-77. Возможно также применение гидроксида калия.

Кроме того, для повышения охвата пласта заводнением, перераспределением фильтрационных потоков вытесняющей жидкости, повышения коэффициента вытеснения углеводородов из продуктивного пласта на третьем режиме разработки производят закачку в скважины водных растворов полимеров, вязкость и плотность которых значительно выше минерализованной воды. В качестве полимера рекомендуется использовать частично гидролизованные полиакриламиды отечественного и зарубежного производства.

Описываемый способ поясняется таблицей на (фиг. 1), в которой приведены основные результаты экспериментальных реологических исследований свойств аномальной (неньютоновской) нефти при физическом воздействии. Как видно из таблицы, применение физического воздействия позволяет снизить эффективную вязкость нефти до 30%, а проявление тиксотропных свойств до 48% в зависимости от обрабатываемой нефти. В результате, применение физического воздействия позволит уменьшить затраты за счет снижения объемов закачиваемой воды в нагнетательные скважины, повысить подвижность аномальной (неньютоновской) нефти, снизить себестоимость добычи углеводородов, увеличить темпы отбора нефти из продуктивного пласта, повысить коэффициент охвата пласта заводнением и коэффициент извлечения углеводородов из пласта.

Описываемый способ поясняется графиком (фиг. 2), где приведены основные результаты экспериментальных фильтрационных исследований по определению подвижности нефти в зависимости от температуры и закачки водного раствора щелочи после проведения обработки физическим воздействием. На фигуре 2:

1 - фильтрация нефти без закачки водного раствора щелочи при Т=30°С;

2 - фильтрация нефти с закачкой водного раствора щелочи при Т=30°С;

3 - фильтрация нефти без закачки водного раствора щелочи при Т=50°С;

4 - фильтрация нефти с закачкой водного раствора щелочи при Т=50°С;

5 - фильтрация нефти без закачки водного раствора щелочи при Т=70°С;

6 - фильтрация нефти с закачкой водного раствора щелочи при Т=70°С.

Отметим общую закономерность увеличения коэффициента подвижности нефти с повышением температуры. При этом закачка водного раствора щелочи способствует улучшению фильтрации аномальной (неньютоновской) нефти в продуктивном пласте.

В результате, комплексное применение физического воздействия, закачка неионогенных ПАВ (или водных растворов щелочи) и водных растворов полимеров позволит снизить себестоимость добычи углеводородов, увеличить темпы отбора нефти из залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью, повысить конечное фактическое значение коэффициента нефтеотдачи пластов по сравнению с проектным.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На залежи аномальной (неньютоновской) нефти бурят горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины в соотношении 1:2, горизонтальные участки которых размещены параллельно друг другу в горизонтальной плоскости вдоль линий естественного трещинообразования.

На начальной стадии разработки закачка модели пластовой воды и периодическая обработка горизонтального участка нагнетательной скважины физическим воздействием с частотой 1 раз в 5-7 месяцев позволяет снизить вязкость и вытеснить нефть из высокопроницаемых участков коллектора. Рост обводненности скважинной продукции до 45% показывает необходимость выполнения дополнительных мероприятий для поддержания текущих показателей разработки залежи. Переходят на эксплуатацию с использованием трех режимов разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью.

Первый режим включает закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием неионогенных ПАВ 0,05-0,15 мас. % и осуществляется в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта, направленный на взаимодействие с аномальной (неньютоновской) нефтью. При контакте ПАВ с аномальной (неньютоновской) нефтью происходит лучшее снижение аномалий вязкости и доотмыв пленок нефти с внутренней поверхности поровых каналов, кроме того наиболее низкий показатель адсорбции реагента на породе способствует более глубокому проникновению ПАВ в продуктивный пласт с увеличением коэффициента охвата, и росту коэффициента вытеснения углеводородов из пласта.

Закачка через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием неионогенных ПАВ осуществляется в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта, либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. В зависимости от конкретных геолого-физических условий залежей необходимо уточнение объема и продолжительности модели пластовой воды с содержанием неионогенных ПАВ.

При наличии в составе нефти жирных кислот, рекомендуется на первом этапе закачка водных растворов щелочи в продуктивный пласт.

На втором режиме разработки в нагнетательную горизонтальную скважину спускают источник физического воздействия. В зависимости от толщины продуктивного пласта выбирается необходимое количество интервалов для обработки, что позволяет обрабатывать пласты большой толщины (минимум 1 обработка физическим воздействием каждые 20-30 метров горизонтального интервала). Далее в каждом интервале воздействуют упругими импульсами в выбранном диапазоне частот при помощи источника упругих резонансных импульсов. Необходимый диапазон частот и количество импульсов воздействия подбирается специально для каждой скважины отдельно на основе анализа геолого-промыслового материала и лабораторных исследований устьевых проб нефти. После проведения операции по физическому воздействию источник упругих резонансных импульсов поднимают, а скважину оставляют на выдержку и технологическую паузу до 30 часов для перераспределения фильтрационных потоков и снижения аномалий вязкости нефти за счет диспергирующего действия основных структурообразующих компонентов нефти - асфальтенов.

На третьем этапе производят закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием полимеров 0,03-0,15 мас. % в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта, либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. Обработка физическим воздействием и последующая закачка модели пластовой воды с полимерами позволит подключить в разработку неохваченные вытеснением участки пласта и возобновить разработку высокопроницаемых каналов пласта, в итоге, увеличить коэффициент охвата пласта. В зависимости от конкретных геолого-физических условий залежей необходимо уточнение объема и продолжительности модели пластовой воды с содержанием неионогенных ПАВ.

Закачка через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием полимеров осуществляется в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта, либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. В зависимости от конкретных геолого-физических условий залежей необходимо уточнение объема и продолжительности модели пластовой воды с содержанием полимеров.

Далее происходит переход на первый режим и нагнетательные скважины переводятся на закачивание в пласт модели пластовой воды с содержанием неионогенных ПАВ. Данный переход на закачку модели пластовой воды с неионогенными ПАВ, позволит улучшить доотмыв нефти из пласта вовлеченных объемов залежи в разработку и дополнительно повысить коэффициент вытеснения. Данные режимы циклически повторяются многократно до достижения или превышения утвержденных показателей разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью.

Данные результаты подтверждаются результатами лабораторных исследований.

Данные результаты подтверждаются реологическими экспериментами (фиг. 1), проведенными при термобарических условиях, которые показывают уменьшение эффективной вязкости и реологических характеристик аномальной (неньютоновской) нефти. Исследования проводились в соответствии с ГОСТ 8.563-96 «ГСИ. Методики выполнения измерений» и согласно ГОСТ 33-2000 «Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости», ГОСТ Р 53708-2009 «Нефтепродукты. Определение кинематической и расчет динамической вязкости».

На фиг. 2 приведены результаты фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях по определению подвижности нефти в зависимости от температуры и закачки водного раствора щелочи после проведения обработки физическим воздействием. Экспериментальные исследования проводились на цилиндрических натуральных образцах полимиктовых песчаников с использованием установки оценки повреждения пласта FDES-645 (Coretest Systems).

Данная установка позволяет проводить экспериментальные исследования с моделированием термобарических условий максимально приближенных к пластовым. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Отметим, что комплексное применение теплового, физического и физико-химического воздействий способствует увеличению подвижности аномальной (неньютоновской) нефти. В итоге, при температурах 30…70°С коэффициент подвижности аномальной (неньютоновской) нефти увеличился на 28…39%, в среднем на 35%.

Способ иллюстрируется следующим примером.

В разработку вводится нефтяная залежь с аномальной (неньютоновской) нефтью: размеры залежи 6,0 км×6,5 км, глубина залегания продуктивного пласта 1200-1500 м, толщина продуктивного пласта 5-15 м, пластовая температура 40°С, начальное пластовое давление 17,0 МПа, нефтенасыщенность 0,60-0,75 д. ед., пористость коллектора 14-18%, проницаемость пласта 0,2-0,8 мкм², плотность нефти 900-930 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях 15,0-55,0 мПа⋅с.

Пробурены горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины в соотношении 1:2, горизонтальные участки которых размещены параллельно друг другу в горизонтальной плоскости вдоль линий естественного трещинообразования. В нагнетательную скважину осуществляется закачка модели пластовой воды и периодическая обработка ее горизонтального участка физическим воздействием с частотой 1 раз в 6 месяцев для снижения вязкости и вытеснения нефти из высокопроницаемых участков коллектора, с постоянным контролем обводненности продукции добывающих скважин. Закачка модели пластовой воды осуществляется до достижения средней обводненности скважинной продукции до 45% (включительно). После этого переходят на три поочередных режима разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью.

На первом этапе производят закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием неионогенных ПАВ 0,10 мас. % до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта (примерно до 35000 тыс м³) либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. При этом ведется постоянный мониторинг и анализ динамики обводненности продукции добывающих скважин.

Затем переходят на второй режим и производят спуск в нагнетательные горизонтальные скважины источник физического воздействия и производят обработку с частотой 80-100 импульсов каждые 20-30 метров. Далее, останавливают добывающую скважину на технологическую паузу до 30 часов для перераспределения фильтрационных потоков и снижения аномалий вязкости нефти за счет диспергирующего действия основных структурообразующих компонентов нефти - асфальтенов между добывающими и нагнетательной скважинами.

После проведения технологических операций и необходимой паузы переходят к третьему режиму разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью, включающему закачку модели пластовой воды с содержанием полимеров 0,08 мас. % до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамических связанных каналов продуктивного пласта (примерно до 35000 тыс м³) либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. При этом ведется постоянный мониторинг и анализ динамики обводненности продукции добывающих скважин.

Далее происходит переход на первый режим и нагнетательные скважины переводятся на закачивание в пласт модели пластовой воды с содержанием неионогенных ПАВ для дополнительного повышения коэффициента вытеснения. Далее три режима разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью повторяют поочередно. Использование предлагаемого способа позволяет снизить общие объемы закачки воды через нагнетательные скважины, повысить коэффициент нефтеотдачи пластов, повысить рентабельность разработки нефтяных залежей с аномальной (неньютоновской) нефтью.

В результате, применение данного научно-технического решения позволит снизить себестоимость добычи аномальной (неньютоновской) нефти за счет снижения вязкости углеводородов, улучшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, уменьшение затрат за счет снижения объемов закачиваемой воды в нагнетательные скважины, увеличения дебита аномальной (неньютоновской) нефти, снижения обводненности и т.д.

Технический результат способа снижения аномалий вязкости пластовой нефти заключается в повышении эффективности вытеснения аномальной (неньютоновской) нефти из пласта, снижении доли попутно добываемой воды с увеличением доли аномальной (неньютоновской) нефти в скважинной продукции из добывающих скважин, интенсификации добычи аномальной (неньютоновской) нефти и повышении конечного коэффициента ее извлечения.

Положительный технологический эффект от внедрения изобретения достигается за счет снижения вязкости пластовой нефти, уменьшения интенсивности проявления ее аномальных реологических свойств (вязкоупругих и тиксотропных).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки месторождений аномальной (неньютоновской) нефти с использованием заводнения. Способ включает бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в соотношении 1:2, горизонтальные участки которых размещены параллельно друг другу в горизонтальной плоскости вдоль линий естественного трещинообразования, проведение закачки модели пластовой воды в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор флюида из горизонтальной добывающей скважины, периодическую обработку горизонтального участка нагнетательной скважины физическим воздействием с частотой 1 раз в 5-7 месяцев. Согласно изобретению после роста средней обводненности скважинной продукции по добывающим скважинам на разрабатываемом эксплуатационном объекте до 45% поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью. Первый режим включает закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием неионогенного ПАВ - реагента ОП-10 - в количестве 0,05-0,15 мас. % в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта или с содержанием гидроксида натрия в количестве 0,10-5,00 мас. % в объеме 0,1-0,2 поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта. Либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. Второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины - и выдержку на технологическую паузу до 30 часов для перераспределения фильтрационных потоков и снижения аномалий вязкости нефти за счет диспергирующего действия основных структурообразующих компонентов нефти – асфальтенов. Третий режим включает закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием полиакриламида в количестве 0,03-0,15% мас. % в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта. Либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности вытеснения аномальной (неньютоновской) нефти из пласта. 2 ил.

Способ снижения аномалий вязкости пластовой нефти, включающий бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в соотношении 1:2, горизонтальные участки которых размещены параллельно друг другу в горизонтальной плоскости вдоль линий естественного трещинообразования, проведение закачки модели пластовой воды в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор флюида из горизонтальной добывающей скважины, периодическую обработку горизонтального участка нагнетательной скважины физическим воздействием с частотой 1 раз в 5-7 месяцев, отличающийся тем, что после роста средней обводненности скважинной продукции по добывающим скважинам на разрабатываемом эксплуатационном объекте до 45% поочередно используют три режима разработки нефтяной залежи с аномальной (неньютоновской) нефтью, первый режим включает закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием неионогенного ПАВ - реагента ОП-10 - в количестве 0,05-0,15 мас. % в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта или с содержанием гидроксида натрия в количестве 0,10-5,00 мас. % в объеме 0,1-0,2 поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта, второй режим включает обработку продуктивного интервала пласта горизонтальной добывающей скважины физическим воздействием - устройством для генерирования упругих резонансных импульсов в гидросфере горизонтальной скважины - и выдержку на технологическую паузу до 30 часов для перераспределения фильтрационных потоков и снижения аномалий вязкости нефти за счет диспергирующего действия основных структурообразующих компонентов нефти - асфальтенов, третий режим включает закачку через нагнетательные скважины модели пластовой воды с содержанием полиакриламида в количестве 0,03-0,15 мас. % в объеме до 0,5 (включительно) поровых объемов гидродинамически связанных каналов продуктивного пласта либо до достижения забойного давления значения 95% давления гидравлического разрыва пласта.