Необходимость выравнивания профиля приемистости  возникает в нагнетательных скважинах, имеющих слоистую неоднородность профиля приемистости,что приводит к низкому охвату заводнением по толще продуктивного пласта. Большинство известных технологий регулирования закачки воды по толщине заводняемого пласта основаны на снижении поглатительной способности его высокопроницаемых прослоев.   

          Основными требованиями, предъявляемыми к технологиям и реагентам для регулирования закачки, являются :

• Высокая степень снижения фазовой проницаемости для воды или практически полная закупорка высокопроницаемых интервалов и трещин.
• Возможность восстановления проницаемости закупоренных интервалов пласта.
• Изолирующие реагенты должны быть доступными, а основные технологические операции должны реализовываться с помощью промыслового оборудования.

             В практике нефтедобывающих предприятий известны  следующие технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин [1,2]:

1. Закачка суспензии гашеной извести.
2. Закачка полимерных  суспензий.
3. Закачка  растворов с образованием твердой фазы (растворы силиката натрия и хлористого кальция и др.).
4. Закачка вязко-упругих систем (ВУС).
5. Закачка гелеобразующих составов типа ГОС-1, ГОС-2, растворов гипана.

         При выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин избирательность изолирующего воздействия растворов заключается в глубоком проникновении растворов в прослои повышенной проницаемости. В то время как в низкопроницаемые слои растворы проникают неглубоко. Совокупность действия этих факторов проявляется в том, что в прослоях пониженной проницаемости происходит постепенный размыв изолирующих веществ по пласту в процессе нагнетания закачных вод, в то время как в высокопроницаемых слоях с малыми градиентами давления изолирующие свойства сохраняются не менее 5-6 месяцев.  

          При закачке суспензии гашеной извести концентрацию принимают равной 20-40 %. Гашеная известь легко растворяется в соляной кислоте. Закачка суспензии производится исходя из расчета 2-2.5 м ³ на 1 м интервала перфорации.

         Технология применения полимерной суспензии основана на закачке в высокопроницаемые зоны пласта растворов порошкообразных  полимеров (полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы) в инертной жидкости (нефть, раствор хлористого кальция 30 % - ной концентрации). Закачка полимерной суспензии осуществляется порциями из расчета 1-1.5 м³ на 1 м перфорированной толщи. Концентрация полимера в первой порции берут 0.5 %, в последующих порциях она может быть увеличена.  После  задавливания суспензии в высокопроницаемые зоны приступают к нагнетанию воды. Под влиянием воды  происходит набухание полимера с закупаривающим эффектом 

          Композиции растворов, образующих твердую фазу при взаимодействии, и вязко – упругие системы рассмотрены в предыдущем разделе. Применительно к нагнетательным скважинам необходимо сделать следующие дополнения.

         Технология закачки растворов с образованием твердой фазы на значительном удалении от скважины наиболее полно решает проблему изоляции высокопроницаемого слоя, так как полностью исключает возможную фильтрацию из низкопроницаемого слоя в высокопроницаемую зону на некотором отдалении от нагнетательной скважины.

         Для вязко – упругих систем рекомендуются следующие объемы   закачку в один метр перфорированной  толщи нагнетательной скважины  (м³/м) в зависимости от приемистости скважины : до 100 м ³/ сутки – 1.5-2.5 ;  100 - 300 м ³/ сутки – 2.5 -4 ; 300 – 600  м ³/ сутки – 4-5 ; более 600 м ³/ сутки – 6-7.

         Выравнивание профиля приемистости достигается не только изоляцией высокопроницаемых слоев тем или иным составом, но и одновременным воздействием на низкопроницаемые интервалы эксплуатационного объекта технологиями интенсификации приемистости, приводящими к восстановлению или увеличению абсолютной или фазовой проницаемости указанных интервалов. Выбор технологии увеличения или восстановления проницаемости прискважинной зоны нагнетательной скважины производится в зависимости от условий воздействия и характеристики объекта.

Список литературы

1. Руководство по применению системной техногогии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза: РД 39-1147035-254-88р/ Минтопэнерго;ВНИИ.- М.:- 1988.- 236 с.
2. Ибрагимов Л.Х.,Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. 414.с.