Способ разработки неоднородного по геологическому строению нефтяного пласта заводнением

Изобретение относится к способу разработки неоднородного по геологическому строению нефтяного пласта заводнением. Закачку в нагнетательные скважины воды и водного раствора полимера чередуют. Отбор нефти ведут через добывающие скважины. Чередующуюся закачку воды и водного раствора проводят поэтапно в нагнетательные скважины зон пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, повышая давление в пласте за счет поэтапной закачки водного раствора полимера и последующей форсированной закачки воды. Давление в пласте в период чередующейся закачки воды и водного раствора полимера повышают на каждом этапе и поддерживают на уровне не выше давления раскрытия геологических и техногенных трещин в породах, слагающих пласт. Продолжительность чередующейся закачки раствора полимера и воды выбирают на основании гидродинамического моделирования воздействия на пласт. Соотношение продолжительности отдельных этапов закачки водного раствора полимера и воды составляет 0,25-3:1. В период форсированной закачки воды в пласт дополнительно закачивается водорастворимое неионогенное или анионоактивное поверхностно-активное вещество. При закачке водного раствора полимера в зонах пласта с повышенной неоднородностью продуктивного разреза по проницаемости в раствор полимера дополнительно добавляется суспензия дисперсных частиц. Технический результат заключается в повышении давления в залежи, в оптимизации соотношения объемов и режима закачки раствора полимера и воды, в увеличении коэффициента извлечения нефти из разных по проницаемости зон и интервалов пласта. 4 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке неоднородного по геологическому строению нефтяного пласта с помощью заводнения. Использование изобретения обеспечивает увеличения охвата залежи воздействием и увеличение добычи нефти за счет повышенной репрессии на пласт, создаваемой путем чередования закачки в нагнетательные скважины раствора полимера и форсированной закачки воды.

Известен способ разработки неоднородной залежи нефти, включающий закачку в залежь через нагнетательные скважины первоначально оторочки пресной воды в объеме 100-150 м на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, затем оторочки 0,1%-ного водного раствора полиакриламида в смеси с каустической содой объемом 40-60 м на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, после чего каждые 3-4 мес закачивают оторочки 0,05%-ного водного раствора полиакриламида в смеси с каустической содой тем же объемом на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, при этом общий объем оторочек полимерного раствора в воде принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти, продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды [RU 2358098 С2, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.06.2009].

Недостатком способа является его низкая эффективность в нефтяных пластах неоднородных по геологическому строению из-за незначительного увеличения охвата пласта заводнением в результате размывания ограниченных по объему оторочек полимерного раствора закачиваемой водой. Также в процессе реализации способа в результате частой смены режима закачки неизбежно происходит снижение пластового давления на участке проведения работ, что приводит к ограничению отборов жидкости в добывающих скважинах и сопровождается уменьшением нефтеотдачи. К недостаткам способа также следует отнести сложность организации технологического процесса по его реализации при проведении работ в целом на залежи и необходимость наличия постоянного источника пресной воды.

Известен способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины, нагнетание водного раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, при этом дополнительно заканчивают суспензию дисперсных частиц, причем нагнетание водного раствора полимера ведут в чередующемся режиме с суспензией дисперсных частиц [RU 2078917 С1, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.1997]. За счет закачки суспензии дисперсных частиц способ позволяет поднять давление в зоне обрабатываемой нагнетательной скважины и предотвратить прорыв закачиваемых агентов - воды и раствора полимера по пласту. Общий объем закачки чередующихся порций водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц в период повышения давления составляет 2500-3000 м³.

Недостатками способа являются его применимость преимущественно на начальной стадии разработки месторождения, а также низкая эффективность на залежах с высокой выработкой запасов и на залежах с пониженным пластовым давлением. Это обусловлено тем, что способ включает режимы закачки понижения и повышения давления в пласте, что неизбежно сопровождается уменьшением собственной энергетики объекта разработки и не позволяет обеспечить высокий уровень отбора жидкости и, соответственно, снижает объем добываемой нефти. Недостатком способа является также то, что нагнетание водного раствора полимера ведут в чередующемся режиме с суспензией дисперсных частиц. Применяемые в рамках способа суспензии дисперсных частиц, включающие кварцевый песок, мел или глинопорошок имеют низкую седиментационную устойчивость в воде, что существенно ограничивает глубину их проникновения в пласт, создает скачкообразный рост давления в призабойной зоне нагнетательных скважин и не способствует росту давления в удаленных зонах коллектора. Это также негативно влияет на энергетику пласта, препятствует ее росту и снижает эффективность проводимых геолого-технических мероприятий.

Известен способ разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения, принятый за прототип, включающий закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера концентрацией 0,10-0,20% и воды, отличающийся тем, что закачку раствора полимера осуществляют несколькими порциями, чередуя их с закачкой воды до получения в пласте раствора полимера концентрацией 0,1-0,001% [RU 2172397 С2, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.08.2001]. Способ предназначен для извлечения нефти из пласта путем чередующейся закачки раствора полимера повышенной концентрации и воды и их перемешивания с целью внутрипластового задания концентрации полимера на запланированном уровне. В рамках способа предусмотрено, что для получения раствора полимера нужной концентрации объем порции полимерной оторочки не должен превышать 100 м.

Недостатком известного способа является его низкая эффективность на залежах неоднородных по геологическому строению. В процессе реализации способа на таких объектах в пласте не достигается повышение давления, необходимого для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, перераспределения фильтрационных потоков и увеличения охвата заводнением. Поэтому вытеснение нефти происходит из наиболее проницаемых интервалов, а менее проницаемые зоны пласта остаются не вовлеченными в процесс разработки, что приводит к низкому уровню коэффициента извлечения нефти залежи в целом.

К недостаткам способа относится то, что он не предусматривает избирательное применение на площади месторождения, то есть закачка раствора полимера производится во все нагнетательные скважины объекта. Поэтому при его реализации на залежах, неоднородных по геологическому строению, в зонах высокой проводимости он будет оказывать положительное действие на пласт, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами будет происходить снижение приемистости нагнетательных скважин и ухудшение темпов выработки запасов. Известный способ не эффективен на залежах с высокой выработкой запасов нефти и на залежах с пониженным пластовым давлением, так как он не обеспечивает рост давления в пласте и не способствует поддержанию необходимого уровня добычи жидкости и нефти. Недостатком способа является также то, что объем отдельных порций полимерного раствора ограниченный, поэтому в условиях неоднородного коллектора и высокой приемистости нагнетательных скважин оторочка реагента размывается и не препятствует прорыву закачиваемой воды. Кроме того, такой вариант закачки технически трудоемкий.

Технической проблемой является повышение эффективности разработки месторождения заводнением с использованием водного полимерного раствора.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение давления в залежи в результате оптимизации соотношения объемов и режима закачки раствора полимера и воды и увеличение коэффициента извлечения нефти из разнопроницаемых зон и интервалов пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем чередующуюся закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера и воды, согласно изобретению закачку указанных агентов производят поэтапно в зонах пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, при этом первоначально закачивают водный раствор полимера, а затем в форсированном режиме закачку воды, что в совокупности обеспечивает повышение давления в пласте. Давление в пласте в период чередующейся закачки водного раствора полимера и воды повышают на каждом этапе и поддерживают на уровне не выше давления раскрытия геологических и техногенных трещин в породах, слагающих пласт. Продолжительность чередующейся закачки раствора полимера и воды выбирают на основании гидродинамического моделирования пласта при этом соотношение продолжительности отдельных этапов закачки водного раствора полимера и воды составляет 0,25-3:1. Способ предусматривает также, что в период форсированной закачки воды может дополнительно закачиваться водорастворимое неионогенное или анионоактивное поверхностно-активное вещество, а при закачке водного раствора полимера в зонах пласта с повышенной неоднородностью продуктивного разреза по проницаемости на первом этапе может добавляться суспензия дисперсных частиц.

Между отличительными признаками заявляемого способа и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь. В отличие от аналогов и прототипа, предлагаемый способ разработки неоднородного по геологическому строению пласта заводнением обеспечивает максимально эффективное воздействие на пласт путем сочетания взаимно дополняющих признаков, основным из которых является закачка водного раствора полимера и воды в определенном режиме, способствующим росту пластового давления, повышению отбора добываемой жидкости и в целом увеличению коэффициента извлечения нефти.

Это достигается за счет выполнения совокупности следующих мероприятий.

Первоначально на площади разрабатываемого объекта для закачки полимерного раствора выделяют зоны с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Закачка раствора полимера в таких зонах оказывает максимальное воздействие на выбранный участок и распространяется также на примыкающие менее проницаемые зоны пласта, при этом снижение продуктивности добывающих скважин не происходит.

С использованием гидродинамического моделирования подбирают оптимальный вариант чередующейся закачки водного раствора полимера и воды, включающий расчет продолжительности каждого этапа закачки агентов и их соотношение. При этом чередующаяся закачка водного раствора полимера и воды в период обработки скважин должна обеспечивать непрерывный поэтапный прирост давления в пласте и интенсифицировать процесс добычи нефти для получения максимальной и рентабельной дополнительной добычи нефти. Рост давления происходит в результате закачки водного раствора полимера, который обладает повышенной вязкостью, и последующей закачки воды в форсированном режиме. Далее чередующуюся закачку водного раствора полимера и воды повторяют до достижения запланированного технологического эффекта.

Для предотвращения непроизводительной закачки водного раствора полимера и воды при проведении гидродинамического моделирования предусматривают режимы закачки, исключающие рост давления выше давления раскрытия геологических и техногенных трещин в породах, слагающих пласт.

В период форсированной закачки воды способ предусматривает дополнительную закачку водорастворимого неионогенного и/или анионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ). Закачка водорастворимого ПАВ предназначена для вытеснения остаточной нефти из пласта, что в сочетании с форсированной закачкой воды наиболее эффективно. Это наиболее оправдано при наличии застойных зон в пласте и добыче нефти повышенной вязкости.

В зонах пласта с повышенной неоднородностью продуктивного разреза по проницаемости на первом этапе при закачке водного раствора полимера может добавляться суспензия дисперсных частиц. При высокой неоднородности пласта раствор полимера фильтруется по наиболее проницаемым пропласткам, не обеспечивая необходимой репрессии на залежь, поэтому требуется увеличение концентрации реагента. Более эффективно для снижения проводимости промытых интервалов совместно с раствором полимера дополнительно закачивать суспензию дисперсных частиц.

Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурой, на которой представлена модель пласта неоднородного строения.

В сравнении с известным техническим решением (прототипом) предлагаемый способ разработки неоднородного по геологическому строению пласта заводнением имеет ряд существенных отличительных признаков. Согласно прототипу на нефтяной залежи не выделяют отдельные участки для организации полимерного заводнения. Поэтому воздействие на пласт путем закачки водного раствора полимера не избирательно и может привести в зонах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами к снижению приемистости нагнетательных скважин и снижению продуктивности добывающих скважин. В соответствии с заявляемым способом для организации полимерного заводнения выбирают зоны с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, что обеспечивает наиболее эффективное воздействие на пласт.

При реализации известного технического решения проводят чередующуюся закачку порций водного раствора полимера и воды, при этом очередность закачки порций и режим закачки не регламентированы. Объем порций водного раствора полимера не превышает 100 м³.

В отличие от способа по прототипу заявляемый способ предусматривает определенный режим закачки, направленный на поэтапное увеличение давления в пласте с целью повышения эффективности выработки запасов и включающий на первом этапе закачку порции (оторочки) водного раствора полимера увеличенного объема. При такой очередности закачки начальная репрессия на пласт создается за счет вязкостных свойств раствора полимера. Кроме того, при такой последовательности закачки сразу создают условия для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта воздействием. Последующая закачка оторочки воды производится в форсированном режиме для дополнительного роста давления в пласте. Далее последовательная закачка оторочек раствора полимера и воды в чередующемся режиме повторяется. В период чередующейся закачки водного раствора полимера и форсированной закачки воды давление в пласте поддерживают на уровне не выше давления раскрытия геологических и техногенных трещин в породах, слагающих пласт.

Продолжительность закачки отдельных оторочек водного раствора полимера и воды, то есть фактически объем отдельных порций закачиваемых агентов, определяется на основании расчетов различных вариантов с использованием гидродинамического моделирования разрабатываемой залежи, при этом соотношение отдельных оторочек находится в пределах 0,25-3:1. Расчеты показывают, что выбранное соотношение продолжительности закачки отдельных оторочек водного раствора полимера и воды является наиболее результативным при реализации нового способа и обеспечивает существенный прирост дополнительной добычи нефти. При соотношении продолжительности закачек оторочек менее 0,25:1, то есть когда увеличение давления в пласте обеспечивается преимущественно за счет форсированной закачки воды, способ применим, но время его реализации на практике существенно возрастает, а технологическая эффективность снижается. При этом также наблюдается значительное увеличение объема попутно добываемой воды, что значительно увеличивает операционные затраты на добычу нефти. При соотношении продолжительности закачек оторочек более 3:1, когда время непрерывной закачки раствора полимера значительно больше интервала закачки воды технологическая эффективность способа также снижается, при этом существенно снижается удельная эффективность - дополнительная добыча нефти, полученная в пересчете на 1 т закачанного полимера.

Конкретный вариант закачки, рекомендуемый для практической реализации, в пределах обозначенного соотношения выбирают с учетом получения максимальной дополнительной добычи нефти при оптимальном (экономически обоснованном) объеме попутно добываемой жидкости на месторождении. В качестве водорастворимого полимера в рамках способа могут использоваться различные марки полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы, полиэтиленоксида и другие реагенты. Концентрация реагента в растворе выбирается с учетом фильтрационно-емкостных свойств пласта, вязкости пластовой нефти, приемистости нагнетательных скважин и т.д.

Отличительным признаком заявляемого технического решения также является то, что способ предусматривает дополнительную закачку водорастворимого неионогенного и/или анионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ) в период форсированной закачки воды. Это повышает эффективность закачиваемого агента при его воздействии на пласт и дополнительно увеличивает коэффициент вытеснения нефти. Закачка водорастворимого ПАВ в сочетании с форсированной закачкой воды способствует доотмыву остаточной нефти из пласта и подключению к разработке застойных слабодренируемых зон пласта. В качестве ПАВ могут использоваться, например, различные товарные формы НПАВ типа «неонол АФ9.12» и АПАВ типа «сульфонол».

Кроме того, заявляемый способ в зонах пласта с повышенной неоднородностью продуктивного разреза по проницаемости предусматривает на первом этапе при закачке водного раствора полимера дополнительно закачивать суспензию дисперсных частиц. Это предотвращает непроизводительный прорыв водного раствора полимера по наиболее проницаемым пропласткам и способствует эффективному росту давления в пласте. Для закачки в пласт в качестве дисперсных частиц в составе раствора полимера могут использоваться глинопорошок, мел, древесная мука и другие наполнители.

В целом, представленная совокупность отличительных признаков отражает универсальность и технологичность способа, что позволяет его использовать при заводнении на различных объектах, неоднородных по геологическому строению, с целью повышения коэффициента извлечения нефти.

Сущность заявляемого технического решения и его эффективность поясняется конкретными примерами его реализации, результаты которых получены с использованием гидродинамического моделирования, проведенного на модели пласта неоднородного строения (Таблица 1, примеры №№1-11). Для сравнения в тех же условиях приведены примеры реализации способа по прототипу (пример №12) и традиционных способов - аналогов (примеры №№13-15).

Описание модели пласта, использованной для гидродинамического моделирования процесса заводнения

Модель пласта неоднородного строения включает четыре совмещенных участка разработки с пятиточечной системой размещения скважин и различными фильтрационно-емкостными свойствами (чертеж). Залежь разрабатывают с использованием заводнения. В модели пласта 36 нагнетательных и 49 добывающих скважин. На каждом участке 9 нагнетательных скважин и 16 добывающих, расстояние между добывающими скважинами 500 м.

Каждый участок представлен двумя гидродинамически не связанными между собой пропластками (слоями) различной проницаемости. На границах смежных участков пропластки имеют средние значения проницаемостей.

Проницаемость слоев участков:

- участок №1 - верхний слой 50 мД, нижний слой - 350 мД;

- участок №2 -верхний слой 30 мД, нижний слой - 200 мД;

- участок №3 - верхний слой 20 мД, нижний слой - 150 мД;

- участок №4 - верхний слой 10 мД, нижний слой - 100 мД. Гидродинамическая модель пласта имеет размерность 121*121*2 ячеек, размер ячейки: 25*25*5 м.

Модель пласта представляет залежь с пористостью 0,2 д.ед., начальной нефтенасыщенностью - 0,7 д.ед. и пластовым давлением - 220 атм. Модель двухфазная: нефть (вязкость 5 сПз) и вода (вязкость 0,5 сПз); запасы модели - 10,7 млн м³, коэффициент вытеснения нефти - 0,643 д.ед., поровый объем - 18,3 млн м³.

Начальные параметры разработки модели пласта на момент реализации нового способа: накопленная добыча нефти - 2,978 млн т; средний дебит жидкости добывающих скважин - 73 м/сут, нефти - 11,1 т/сут; обводненность добываемой продукции - 87%; средняя приемистость нагнетательных скважин - 101 м³/сут; накопленная закачка воды - 9,2 млн м; текущее пластовое давление - 184 атм.

Закачка полимера проводится на участках №1 и №2, характеризующихся улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Концентрация полимера в водном растворе - 0,125 кг/м (0,0125% масс). Свойства раствора полимера: линейная зависимость вязкости от концентрации, фиксированная адсорбция, фиксированный коэффициент остаточного сопротивления породы, нефтеотмывающие свойства отсутствуют.

Примеры реализации заявляемого способа и способа по прототипу при разработке месторождения заводнением с использованием гидродинамического моделирования приведены в таблице 1. Расчеты приведены с учетом одинаковых исходных показателей разработки зоны пласта, сопоставимого суммарного количества закачанного полимера и конечного периода расчета технологической эффективности.

Для доказательства применимости предлагаемого способа в таблице представлены также результаты гидродинамических расчетов эффективности использования ряда традиционно используемых на практике технологий разработки -способы-аналоги: обычного заводнения (пример №13), заводнения с форсированной закачкой воды (пример №14) и заводнения в сочетании с закачкой полимерного раствора (пример №15 - полимерное заводнение).

Примеры №№1-11 показывают варианты реализации способа на неоднородной модели пласта путем чередующейся закачки водного раствора полимера и закачки воды в форсированном режиме при различном соотношении продолжительности отдельных периодов, которое изменяется в пределах 0,11-5:1. В этом интервале соотношений предлагаемое новое техническое решение обеспечивает значительное увеличение добычи нефти по сравнению с известными вариантами и способом по прототипу.

Наиболее эффективно и экономически целесообразно использование нового способа при соотношении отдельных периодов закачки водного раствора полимера и воды равном 0,25-3:1. В примерах №3 и №10 представленные соотношения выбраны авторами в качестве граничные пределов применения способа (в таблице 1 соответствующие строки выделены цветом). Это обусловлено следующими причинами. При соотношении большем, чем 3:1 (пример №11) способ может быть применен и более эффективен по сравнению с прототипом, но его технологическая эффективность (дополнительная добыча нефти) незначительно превышает результаты, получаемые отдельно при форсированной закачке воды и при полимерном заводнении (примеры №№14 и 15). При соотношении меньшем, чем 0,25:1 (примеры №№1 и 2) способ также может быть использован и значительно более эффективен по сравнению с прототипом, но дополнительная добыча нефти в этом случае снижается по сравнению с предыдущими примерами (примеры №№3-7) и достигается преимущественно за счет существенного увеличения объема добываемой жидкости, а не за счет повышения давления и увеличении энергетики пласта. Поэтому примеры №№1 и 2 признаны менее рентабельными, несмотря на увеличение значения удельной дополнительной добычи нефти.

Использование обычного заводнения (пример №13) является примером сравнения и показывает базовый уровень добычи нефти на выбранной зоне пласта. При форсированной закачке воды (пример №14) заводнение становится более эффективным и позволяет получать дополнительную добычу нефти, но при этом значительно возрастает объем попутно добываемой жидкости, что делает данный вариант разработки нерентабельным. Обычное полимерное заводнение (пример №15) также обеспечивает получений дополнительной добычи нефти, но ее величина меньше, чем при использовании нового способа.

Предложенный способ предусматривает возможность закачки ПАВ в качестве дополнительного реагента в период форсированной закачки воды. В примере №5 приведены результаты расчетов этого варианта, которые убедительно показывают его эффективность: дополнительная добыча нефти за счет более высокого коэффициента вытеснения нефти (0,646 д.ед.) существенно увеличивается.

По сравнению со способом по прототипу заявляемый способ имеет значительные преимущества, основными из которых, как показывают результаты расчетов, являются следующие. Предложенный способ более технологичен и сочетает в себе преимущества метода регулирования фильтрационных потоков за счет продолжительной закачки водного раствора полимера повышенной вязкости и метода форсированной закачки воды, способствующего интенсификации добычи нефти. В итоге предлагаемый способ обеспечивает получение более высокой накопленной и удельной (на одну тонну закачанного полимера) дополнительной добычи нефти. Способ позволяет за счет выбора зон пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами эффективно увеличивать давление и форсировать закачку воды, что оказывает воздействие на обрабатываемые участки и на смежные менее проницаемые участки. Результаты гидродинамического моделирования показали, что увеличение добычи нефти происходит на всей площади залежи.

Способ по прототипу (пример №12) способствует увеличению давления в пласте по сравнению с обычным заводнением (пример №13), но величина этого давления значительно ниже, чем в примерах реализации нового способа. Поэтому накопленная дополнительная добыча нефти при использовании известного технического решения существенно меньше, что снижает результативность проводимых мероприятий и увеличивает сроки эксплуатации залежи с целью достижения проектного коэффициента извлечения нефти.

Таким образом, приведенные примеры раскрывают сущность предлагаемого способа разработки неоднородного по геологическому строению нефтяного пласта с использованием заводнения и показывают эффективность его действия, включающего чередующуюся закачку водного раствора полимера и закачку воды в форсированном режиме для подъема пластового давления и интенсификации добычи нефти. Закачку агентов проводят при определенном соотношении продолжительности отдельных этапов, выбранном на основании гидродинамического моделирования в зонах пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Способ предусматривает поддержание давления в пласте на уровне не выше давления раскрытия трещин и дополнительную закачку на определенных этапах закачки агентов водорастворимого поверхностно-активного вещества и суспензии дисперсных частиц.

На практике заявляемый способ реализуют следующим образом. На обводненной залежи, разрабатываемой с помощью заводнения, определяют зону пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и выбирают в ее пределах нагнетательные скважины для закачки полимерного раствора. Далее создают гидродинамическую модель выбранной зоны, адаптируют ее к показателям текущего состояния разработки и проводят расчеты вариантов заводнения, включающие чередующуюся закачку оторочек водного раствора полимера и воды в форсированном режиме в заданных способом пределах продолжительности. На основании этого рассчитывают конкретные объемы закачки отдельных порций агентов и расход полимера. При моделировании концентрацию полимера и режимы закачки агентов выбирают с учетом конкретных свойств коллектора, допустимого давления закачки и вязкостных характеристик нефти и воды. Также определяют смежные участки пласта, которые попадают в зону влияния закачки, для контроля практической реализации комплекса проводимых геолого-технических мероприятий.

С учетом полученных рекомендаций в выбранные нагнетательные скважины осуществляют закачку водного раствора полимера и воды, осуществляют мониторинг текущих режимов работы нагнетательного и добывающего фонда скважин и контролируют дополнительную добычу нефти. Предварительно, в случае прорывов воды в нагнетательных скважинах по промытым интервалам, на первом этапе совместно с полимерным раствором проводят закачку суспензии дисперсных частиц для ликвидации этих прорывов и выравнивания фронта продвижения агентов заводнения.

1. Способ разработки неоднородного по геологическому строению нефтяного пласта заводнением, включающий чередование закачки через нагнетательные скважины воды и водного раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что чередующую закачку воды и водного раствора полимера проводят поэтапно в нагнетательные скважины геологических зон пласта с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, при этом в период чередующейся закачки воды и водного раствора полимера давление в пласте на каждом этапе повышают путем первоначальной закачки водного раствора полимера и последующей форсированной закачки воды при соотношении продолжительности отдельных этапов закачки водного раствора полимера и воды в пределах 0,25-3:1, после чего чередующуюся закачку раствора полимера и воды повторяют.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в период чередующейся закачки водного раствора полимера и форсированной закачки воды давление в пласте поддерживают на уровне не выше давления раскрытия геологических и техногенных трещин в породах, слагающих пласт.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что продолжительность отдельных этапов чередующейся закачки водного раствора полимера и воды и их соотношение определяют на основании гидродинамического моделирования воздействия на пласт.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в период форсированной закачки воды дополнительно закачивают водорастворимое неионогенное или анионоактивное поверхностно-активное вещество.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в зонах пласта с повышенной неоднородностью продуктивного разреза по проницаемости в нагнетательные скважины совместно с водным раствором полимера на первом этапе производят закачку суспензии дисперсных частиц.