Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта Российский патент 2025 года по МПК E21B43/22 E21B33/138 C09K8/42 C09K8/584 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к составам и способам селективной обработки призабойных зон (ОПЗ) нагнетательных скважин.

Известен способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта (RU №2660967, 2018 г.), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, закачку оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор, в качестве эмульгатора используют состав, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора применяют минерализованную воду. Эмульсию получают перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции. При приемистости скважины ниже 250 м³/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м³/сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.

Недостатком способа является низкая эффективность нефтевытеснения при разработке неоднородных пластов, связанная с воздействием эмульсионной композиции только на охват пласта в высокопроницаемых зонах.

Также известен способ разработки водонефтенасыщенных пластов заводнением (патент РФ №2347899), согласно которому в пласт последовательно закачивают раствор ионов многовалентных металлов, раствор полимера, буфер пресной воды, смесь соляной и уксусной кислот и затем воду из системы поддержания пластового давления (ППД).

Недостатками указанного состава является его неэкономичность, т.к. он требует значительного количества реагентов, сложность прогнозирования степени смешения и сшивки полимера солями поливалентных металлов. Смесь соляной и уксусной кислот повышает проницаемость интервалов пласта, одновременно изменяя сложным образом проницаемость тех интервалов, которые подверглись воздействию полимера, что делает общий эффект воздействия непредсказуемым и уменьшает доступные остаточные запасы нефти в пласте.

Также известен способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта (RU 2748198, 2021 г.), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, закачку оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор, в качестве эмульгатора используют состав, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора применяют минерализованную воду. При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м³/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ с концентрацией 4-6% мае. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(2-2,9). При приемистости скважины выше 250 м³/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(3-4). При этом в качестве минерализованной воды используют сточную или пластовую воду с минерализацией от 1 до 300 г/л, а в качестве углеводородного раствора НПАВ используют углеводородные растворы алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования -12 неонол АФ9-12 или алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 неонол АФ9-6.

Недостатком указанного способа является низкая эффективность способа, связанная со слабым воздействием на охват низкопроницаемых зон пласта. Эмульсионная композиция оказывает воздействие только на охват пласта в высокопроницаемых зонах, при этом не способна доотмыть остаточную нефть в низкопроницаемых нефтенасыщенных зонах пласта, а оторочка углеводородного раствора НПАВ не оказывает воздействия на охват пласта как в высокопроницаемых, так и в низкопроницаемых зонах пласта, направлена только на до отмыв остаточной нефти.

Также известен способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающий контроль приемистости нагнетательной скважины, закачку оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор, в качестве эмульгатора используют состав, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, при этом при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м³/сут закачивают в нагнетательную скважину оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,1-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активное вещество 2,2-4,95, вода - остальное, а при приемистости нагнетательной скважины выше или равной 250 м³/сут производят закачку в нагнетательную скважину оторочки инвертной эмульсии, затем закачивают оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,1-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активное вещество 2,2-4,95, вода - остальное, при этом соотношение оторочек инвертной эмульсии и эмульсионного полимера составляет 1:5-6 (RU 2778501, 2022 г.).

Основным недостатком известного решения является многокомпо-нентность и сложность приготовления (не технологичность) используемых составов. Компоненты состава являются несмешивающимися с водой и плохо совместимы друг с другом. Вода не смешивается с растворителем и стеариновой кислотой. Неонол АФ9 -6 растворим и в воде и в растворителе, но при этом образуется эмульсия, имеющая высокую вязкость, сложно закачиваемая в пласт.

Кроме того, указанная эмульсия может проникать только в высокопроницаемые интервалы пласта и трещины, что даст перераспределение потоков воды, но не окажет влияние на проницаемость низкопроницаемых интервалов и участков пласта.

По сути оба используемых в известном способе состава блокирующие: «жесткий» - инвертная эмульсия, способная проникать только в трещины или в очень большие поры пласта и «мягкий», способный проникать в пористую среду нормального пласта и регулировать ее проницаемость (но тоже в основном снижать).

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающий закачку в неоднородный пласт через нагнетательную скважину предварительно раствора маслорастворимого поверхностно-активного вещества ПАВ - первого раствора, представляющего собой смесь эмульгатора - ПАВ и минерализованной воды, уровень минерализации которой достаточен для образования в системе нефть месторождения - ПАВ устойчивых верхнефазных (обратных) эмульсий, то есть с содержанием солей не менее 80 г/л, последующую закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления, осуществление контроля проницаемости пласта, закачку интенсифицирующего состава - раствора деэмульгатора - водорастворимого ПАВ в растворителе деэмульгатора - воде или кислотном растворе, в том числе взятых в соотношении, мас. %: деэмульгатор 0,2, соляная кислота 3-5, пресная вода - остальное и затем закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления (RU 2010138984 А, 27.03.2012).

Недостатком известного способа является то, на старых, истощенных месторождениях призабойная зона пласта (ПЗП) изменена в результате закачивания больших объемов воды и техногенного воздействия и поэтому плохо прогнозируется. Степень снижения проницаемости при закачке блокирующего раствора не достигает необходимого уровня воздействия и, соответственно, не обеспечивает условий эффективного воздействия деблокирующего раствора.

Технической проблемой, решаемой настоящим изобретением, является повышение эффективности регулирования проницаемости неоднородного пласта истощенных месторождений.

Указанная техническая проблема решается тем, что в способе обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающем закачку в неоднородный пласт через нагнетательную скважину первого раствора - блокирующего раствора, представляющего собой смесь эмульгатора Неонола АФ9-6 или ОП-4 и минерализованной воды с содержанием солей не менее 80 г/л, последующую закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления, осуществление контроля проницаемости пласта, закачку второго раствора - деблокирующего интенсифицирующего раствора, представляющего собой смесь деэмульгатора, кислот и пресной воды, и затем закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления, согласно изобретению, контроль проницаемости пласта осуществляют в процессе закачки минерализованной сточной воды и при снижении ее значения менее чем на 30% повторяют закачивание первого раствора и минерализованной воды, а после снижения проницаемости на 30% и более осуществляют закачку второго раствора, при этом после блокирующего состава минерализованную воду закачивают в объеме, в 3-10 раз превышающем объем блокирующего состава, первый раствор содержит, мас. %: Неонол АФ9-6 или ОП-4 0,02-0,05; минерализованная вода - остальное, а второй раствор в качестве деэмульгатора содержит Неонол АФ9 - 12 или ОП-7 или ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас. %: Неонол АФ9 - 12 или ОП-7 или ОП-10 0,01-0,1; НСl 5; уксусная кислота 5, пресная вода - остальное.

Технический результат заключается в обеспечении выравнивания фронта вытеснения, а именно временного блокирования хорошо принимающих интервалов призабойной зоны пласта с созданием условий повышения проницаемости плохо дренированных интервалов и с одновременным снятием временной блокады принимающих интервалов.

Способ осуществляют следующим образом.

Первоначально проводят на месторождении подготовительные работы. Выбирают участок на месторождении, исследуют техническое состояние скважин, их приемистость и профиль приемистости, степень выработанное™ запасов на участке. Закачку проводят через нагнетательную скважину или через кустовые насосные станции (КНС). Растворы можно подавать на вход насосного агрегата КНС или на выход из агрегата КНС в линию высокого давления. Закачка с КНС позволяет увеличить количество обрабатываемых скважин и повысить эффективность способа.

Для закачки первого раствора, представляющего собой смесь эмульгатора и минерализованной воды с содержанием солей не менее 80 г/л, взятых в соотношении, % масс: эмульгатор - 0,02-5,0, минерализованная вода - остальное, до 100, выбирают нагнетательные скважины, которые имеют неравномерный профиль приемистости и/или имеющие приемистость не менее 100 м³/сут. Если приемистость менее 100 м³/сут, то перед проведением работ проводят работы по восстановлению приемистости (используют кислотные растворы и ванны, закачку растворителей, растворов водорастворимых ПАВ и т.п.).

Закачку первого раствора проводят с объемной скоростью и при давлении нагнетания, близкой к скорости закачки воды из системы ППД (отличие не более 10-40%) После закачки указанного раствора закачивают минерализованную воду в количестве в 3-10 раз превышающего объем блокирующего состава. При этом контролируют приемистость скважины (закачку блокирующего раствора и воды) по давлению закачки (не должно превышать давления гидроразрыва пласта - (ГРП)) или по расходу (если скважина оборудована расходомером) или обоими способами.

Если в ходе закачки или при переходе на закачку воды приемистость не снижается на 30% и более, то закачку останавливают на 1-3 суток для образования в пласте за счет диффузии вязких эмульсий или повторяют закачку блокирующего раствора и затем минерализованной воды.

После снижения проницаемости на 30% и более осуществляют закачку второго раствора закачку второго раствора, представляющего собой смесь деэмульгатора и растворителя для деэмульгатора, взятых при следующем соотношении компонентов % масс: деэмульгатор - 0,01-2,0, растворитель для деэмульгатора - остальное, до 100 и затем воды. Закачку проводят до восстановления приемистости (не менее 70-80% от исходной), обычно в течение 1-5 суток), с максимально возможной объемной скоростью при давлении нагнетания, не превышающем давление ГРП пласта, после чего переходят на закачку с объемной скоростью и при давлении нагнетания, близкой или равной скорости закачки воды из системы ППД. При этом контролируют приемистость скважины по давлению закачки (не должно превышать давления гидроразрыва пласта) или по расходу (если скважина оборудована расходомером) или обоими способами.

Если в ходе закачки приемистость не восстанавливается на 70-80% от исходной (до обработки), то проводят повторную закачку второго состава и воды.

Описанная технология обеспечивает образование тампонажной массы, снижающей проницаемость в водопроводящих (принимающих) каналах и пропластках неоднородного пласта из остаточной нефти (удерживаемой в пласте капиллярными силами).

Первый раствор выполняет функцию блокирующего реагента, а второй, закачиваемый после снижения приемистости в ПЗП - деблокирующего (интенсифицирующего) реагента, обеспечивая в результате комплексного воздействия повышение приемистости плохо дренированных пропластков неоднородного пласта с одновременным временным блокированим принимающих интервалов.

На первом этапе закачки происходит блокирование принимающих интервалов за счет образования вязких обратных эмульсий из остаточной нефти в пласте, минерализованной воды и маслорастворимого НПАВ (эмульгатора). Внутрипластовое образование обратной эмульсии в призабойной зоне пласта будет происходить за счет энергии закачивания воды (скорость закачки воды в ПЗП всегда выше, чем средняя скорость движения закачиваемой воды в пласте). Обратная эмульсия поступает в основном в принимающие интервалы неоднородного пласта, причем в большей степени снижается проницаемость трещин, чем нормальной поровой среды. Образование эмульсии происходит из-за снижения поверхностного натяжения, повышения пластичности раздела фаз на границе остаточная нефть/вода и диффузии НПАВ в нефть.

В качестве раствора эмульгатора может быть использован раствор Неонол АФ9-6 или ОП-4 минерализованной воде или аналогичные по свойствам маслорастворимые НПАВ Подбор минерализованной закачиваемой воды из системы ППД и эмульгатора проводят по ниже описанным методикам.

На втором этапе в скважину закачивают интенсифицирующий раствор, в качестве которого применяют раствор деэмульгатора.

В качестве деэмульгатора используют Неонол АФ9-12, или ОП-7, или ОП-10, или аналогичные по свойствам водорастворимые НПАВ, в качестве растворителя для деэмульгатора используют воду пресную или минерализованную, или раствор из соляной кислоты, или смесь соляной и органической, растворимой в воде, кислоты, например, муравьиной, или уксусной, или щавелевой, или сульфаминовой кислоты или аналогичной по свойствам или их смесь.

На этом этапе степень восстановления проницаемости по воде должна составлять не менее 70-80% от исходной (проницаемости до этапа 1). Если восстановления проницаемости на 70-80% не произошло, то второй этап (закачку раствора деэмульгатора и воды) повторяют.

Ниже приведены примеры, раскрывающие суть изобретения.

Подбор реагентов и растворителя, приготовление растворов эмульгатора и деэмульгатора проводят по методикам, описанным ниже.

Первоначально исследуют совместимость растворов НПАВ в минерализованной воде ППД. Образец воды из системы ППД продувается воздухом для осаждения ионов железа, затем вода фильтруется через плотную фильтровальную бумагу. Затем на подготовленной воде готовится 1% раствор НПАВ и после перемешивания оставляется в покое при пластовой температуре не менее 1 суток. Раствор эмульгатора после выдержки должен быть гомогенным, не давать осадка и ПАВ не должен отслаиваться (высаливаться) из раствора, т.е. быть совместимым с минерализованной водой. Раствор пригодного для использования ПАВ (например, Неонола АФ9-6, ОП-4 и т.п.) представляет собой стабильную устойчивую дисперсию, является непрозрачным, но гомогенным). Раствор деэмульгатора Неонол АФ9-12, ОП-7 или ОП-10 обычно представляет собой прозрачный мицелярный раствор.

Приготовление растворов эмульгатора. Для приготовления 1% раствора навеску Неонола АФ9-6 в 1 г растворяют в 99 мл воды и перемешивают 5 минут при скорости вращения мешалки не менее 300 об/мин, после чего полученную смесь исследуют по ниже описанным методикам.

Для приготовления 1% раствора Неонола АФ9-6 в промысловых условиях Неонол АФ9-6 в количестве 20 кг смешивают в емкости с 1980 л минерализованной воды из системы ППД, перемешивают насосом до гомогенности.

Приготовления растворов деэмульгатора. Для приготовления 1% раствора навеску Неонола АФ9-12 в 1 г растворяют в 99 мл минерализованной или пресной воды и перемешивают 5 минут при скорости вращения мешалки не менее 300 об/мин, после чего полученную смесь исследуют по ниже описанным методикам.

Исследование способности выбранного эмульгатора образовывать с дегазированной нефтью месторождения и минерализованной водой из системы ППД эмульсию приведено ниже.

Готовят смесь нефти и Неонола АФ 9-6, для чего навеску ПАВ и нефти смешивают и перемешивают 3-5 минут при скорости вращения мешалки не менее 500 об./мин. В колбу с пробкой помещают 10-30 г полученной смеси нефти и ПАВ и 70-90 мл минерализованной воды и слегка помешивают. После чего визуально фиксируют начальное количество и вид состава нефтяной фазы и оставляют в покое при пластовой температуре не менее чем на 1 -2 суток. В результате контакта раствора и воды должно происходить увеличение объема эмульсии (ее набухание) и изменение ее окраски с черной (цвет нефти) к коричневой (цвет нефтяной эмульсии).

Исследование раствора деэмульгатора.

Первоначально определяют совместимость 1% раствора деэмульгатора с пресной и минерализованной водой для исследования совместимости эмульгатора с минерализованнной водой. При длительной выдержке из раствора не должен отслаиваться ПАВ, а также не должен образовываться осадок (налет на стенках пробирки).

Раствор деэмульгатора, прошедшего проверку на совместимость с водой, смешивают с ранее полученной модельной набухшей эмульсией в объемном отношении от 1:5 до 1:10 с раствором деэмульгатора и слегка перемешивают. Если эмульсия разрушается за 5-20 минут и быстрее (нефть отслаивается), то считается что раствор деэмульгатора прошел испытание.

Ниже приведен пример осуществления предлагаемого способа на фильтрационной модели.

Готовят модель пласта, моделирующую по проницаемости поглощающие интервалы или пласты. Корпус модели пласта из нержавеющей стали (длина не менее 20 см, диаметр не менее 3 см) набивается дезинтегрированным и экстрагированным керном месторождения или при его отсутствии кварцевым песком. Далее модель пласта с остаточной нефтью готовится по общепринятым методикам. Скорость фильтрации в опытах по моделированию ПЗП должна быть выше средней пластовой в 3-10 раз (моделируют призабойную зону).

В подготовленную модель пласта с остаточной нефтью закачивают 0,5 порового объема (п.о.) раствора Неонол АФ9-6. Расчет массы закачки Неонола АФ 9-6 (М) ведут по следующей формуле:

М = (0,5*Vпоp*C)/100;

где Vпop - объем пор модели пласта, С - концентрация Неонола АФ 9-6 в растворе, %.

Затем ведут фильтрацию минерализованной воды в количестве 2,5-3 п. о., следя за изменением проницаемости, и при снижении ее значения менее чем на 30%, повторяют закачивание блокирующего раствора и минерализованной воды, а после снижения проницаемости на 30% и более осуществляют закачку второго раствора, т.е. после стабилизации перепада давления в ходе фильтрации минерализованной воды в модель пласта закачивают раствор деэмульгатора Неонол АФ 9-12 (в пресной или минерализованной воде или в растворе кислот) в количестве 0,5-1,0 п. о., затем, минерализованную воду до стабилизации перепада давления.

Действие составов на проницаемость модели пласта оценивали по изменению фильтрационного сопротивления (модели пласта):

где R - фактор сопротивления, ΔP_i и Q_i - текущие перепад давления и расход, соответственно, ΔP₁ и Q₁ - установившиеся перепад давления и расход флюида при фильтрации до закачки состава, соответственно.

Степень восстановления проницаемости (Q) рассчитывается по формуле:

где k₂ - проницаемость по воде после применения деблокирующего раствора, k₁ - исходная проницаемость по воде.

Результаты исследования приведены в табл.1.

Данные табл.1 показывают, что первый состав более эффективен как при блокировке проницаемых интервалов, так и при снятии блокады и восстановления исходной проницаемости. При применении в промысловых условиях, он окажет большее положительное воздействие на интервал, принимающий закачиваемую воду, т.е. покажет большую эффективность.

Регулировать воздействие блокирующего раствора на пласт можно, меняя содержание эмульгатора (Неонола АФ 9-6) в растворе. Данные табл.2 показывают, что фактор сопротивления меняется от 4,6 до 430 при увеличении концентрации раствора с 0,02 до 5% Неонола АФ 9-6, т.е. значительно превосходит прототип по эффективности влияния на проницаемость.

Данные табл.3 (Разрушение модельных обратных эмульсий Неонол АФ₉-6+дегазированная девонская нефть + минерализованная вода при 20-22 С) показывают, что разрушение обратной эмульсии лучше всего производят растворы кислот (соляной и ее смеси с уксусной, растворы Неонол АФ9-12, смеси Неонол АФ9-12 с растворами кислот и водой). Для приготовления смесей подходит как пресная, так и минерализованная вода. Для приготовления раствора Неонол АФ9-12 наиболее подходят пресная вода и кислоты, что объясняется увеличением гидрофильно-липофильного балланса (ГЛБ) ПАВ Неонол АФ 9-12 при минимальной концентрации солей и в кислой среде.

В табл.4 приведены результаты фильтрационного тестирования деблокирующего раствора. Показано, что деблокирующий состав хорошо и быстро снимает блокаду принимающих интервалов, что обеспечит эффективное выравнивание фронта закачки воды и вытеснения нефти.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает выравнивание фронта вытеснения нефти из пласта не только за счет снижения проницаемости принимающих интервалов, а также за счет увеличения приемистости плохо дренированных интервалов пласта. Повышение нефтеотдачи истощенных месторождений с минерализованными водами будет происходить за счет выравнивания фронта вытеснения без значительного снижения приемистости скважины, что важно для истощенных месторождений (не надо менять систему ППД).

Использование предлагаемого способа позволит:

1. Повысить степень извлечения нефти из неоднородных истощенных пластов,

2. Уменьшить непроизводительную закачку воды и снизить обводненность добываемой нефти,

3. Снизить потребность в применении и завозе на промысел большого количества химических реагентов и использования пресной воды,

4. Улучшить охрану окружающей среды.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности. Технический результат - выравнивание фронта вытеснения, а именно временное блокирование хорошо принимающих интервалов призабойной зоны пласта с созданием условий повышения проницаемости плохо дренированных интервалов и с одновременным снятием временной блокады принимающих интервалов. Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта включает закачку в неоднородный пласт через нагнетательную скважину первого раствора - блокирующего раствора, представляющего собой смесь эмульгатора Неонола АФ9-6 или ОП-4 и минерализованной воды с содержанием солей не менее 80 г/л, последующую закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления, осуществление контроля проницаемости пласта, закачку второго раствора - деблокирующего интенсифицирующего раствора, представляющего собой смесь деэмульгатора, кислот и пресной воды, и затем закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления. В способе осуществляют контроль проницаемости пласта в процессе закачки минерализованной сточной воды и при снижении ее значения менее чем на 30% повторяют закачку первого раствора и минерализованной воды, а после снижения проницаемости на 30% и более осуществляют закачку второго раствора, при этом после блокирующего состава минерализованную воду закачивают в объеме, в 3-10 раз превышающем объем блокирующего состава. Первый раствор содержит, мас.%: Неонол АФ9-6 или ОП-4 0,02-0,05; минерализованная вода – остальное. Второй раствор в качестве деэмульгатора содержит Неонол АФ9-12, или ОП-7, или ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%: Неонол АФ9-12, или ОП-7, или ОП-10 0,01-0,1; НСl 5; уксусная кислота 5; пресная вода остальное. 4 табл.

Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающий закачку в неоднородный пласт через нагнетательную скважину первого раствора - блокирующего раствора, представляющего собой смесь эмульгатора Неонола АФ9-6 или ОП-4 и минерализованной воды с содержанием солей не менее 80 г/л, последующую закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления, осуществление контроля проницаемости пласта, закачку второго раствора - деблокирующего интенсифицирующего раствора, представляющего собой смесь деэмульгатора, кислот и пресной воды, и затем закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления, отличающийся тем, что контроль проницаемости пласта осуществляют в процессе закачки минерализованной сточной воды и при снижении ее значения менее чем на 30% повторяют закачку первого раствора и минерализованной воды, а после снижения проницаемости на 30% и более осуществляют закачку второго раствора, при этом после блокирующего состава минерализованную воду закачивают в объеме, в 3-10 раз превышающем объем блокирующего состава, первый раствор содержит, мас.%: Неонол АФ9-6 или ОП-4 0,02-0,05; минерализованная вода - остальное, а второй раствор в качестве деэмульгатора содержит Неонол АФ9-12, или ОП-7, или ОП-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%: Неонол АФ9-12, или ОП-7, или ОП-10 0,01-0,1; НСl 5; уксусная кислота 5; пресная вода - остальное.