Способ снижения водопритока к многозабойным скважинам

Способ снижения водопритока к многозабойным скважинам

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полиакриламида и кислоты. В известном способе в качестве раствора полиакриламида используют гелеобразующий раствор полиакриламида, объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности, операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока, проводят технологическую выдержку для образования геля, промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины. Дополнительно перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой, проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт (патент РФ №2101484, кл. Е21В 43/27, опубл. 10.01.1998).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на время отверждения раствора полимера. В известном способе перед закачкой раствора полимера в скважину закачивают для создания профилактического фильтрационного слоя вязкую нефть с наполнителями, растворимыми в легкой нефти или кислоте, размер частиц которых больше размера пор и каналов в нефтеносной части горизонтального ствола, но меньше размеров каналов в зоне водопритока, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, осуществляют продавку ГПТС сначала нефтью, затем водой, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту, или легкую нефть, или дизельное топливо, или дистиллят. Дополнительно при высокой приемистости в интервале водопритока в горизонтальный ствол после создания профилактического фильтрационного слоя в него закачивают гидрофобный тампонажный состав ГТС на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или смесь указанных ГТС и ГПТС (патент РФ №2286447, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.10.2006 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая эффективность водоизоляции ввиду недостаточного прониковения водоизоляционных составов в пласт. В результате длительность эффекта водоизоляции не превышает одного-двух месяцев. При наличии системы поддержания пластового давления также не учитывается возможность закачки водоизоляционных составов через нагнетательные скважины. Нефтеотдача залежей оказывается невысокой. Если залежь представлена несколькими пластами или слоистой залежью, то известные способы не обеспечивают высокую нефтеотдачу. Кроме того, известные способы имеют достаточно сложные технические и технологические процессы.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к многозабойным горизонтальным скважинам и соответственно увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы до полного обводнения.

Задача решается тем, что в способе снижения водопритока к многозабойным скважинам, включающем выбор добывающей многозабойной горизонтальной скважины, каждый ствол которой эксплуатирует отдельный нефтенасыщенный пропласток, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, согласно изобретению предварительно проводят лабораторные исследования на керне каждого из пропластков, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза, в качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м³ - малосольную воду и/или воду с водородным показателем рН более 8,0 д.ед. - щелочную воду, в выбранной добывающей скважине определяют приток воды с каждого из пропластков, закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют отдельно в каждый из пропластков как в выбранную добывающую скважину, так и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 600 м, нагнетательную скважину, причем в каждый пропласток закачку ведут одновременно в добывающую и нагнетательную скважины, значения начального расхода малосольной и/или щелочной воды для каждого пропластка определяют пропорционально концентрации мелкодисперсных глинистых частиц на выходе из керна при проведении лабораторных исследований, но в сумме по всем пропласткам не менее, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до закачки рабочего агента, закачку малосольной и/или щелочной воды в каждый пропласток ведут в течение времени, пропорционального обводненности каждого ствола добывающей скважины, но не менее пяти суток, после проведения закачки в каждый пропласток, добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до закачки рабочего агента, циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности добывающей скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора рабочего агента, при этом объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу многопластовой нефтяной залежи или залежи, продуктивный пласт которой представлен слоистым коллектором, разрабатываемой многозабойными горизонтальными скважинами (МЗГС), существенное влияние оказывает длительность работы каждого ствола до полного обводнения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют снизить водоприток к МЗГС. Неоднородность коллектора и разница в подвижности закачиваемой воды и нефти приводят неравномерному продвижению фронта закачки как по пропласткам, так и по площади, и к обводнению участков стволов добывающих скважин по наиболее проницаемым участкам пласта. Для снижения водопритока к добывающим МЗГС необходимо уменьшить фазовую проницаемость по воде в промытых участках пласта как вдоль стволов скважин, так и по каждому стволу в отдельности. Многочисленными исследованиями установлено, что в большинстве коллекторов закачка малосольной воды (под малосольной или пресной водой здесь и далее понимается вода с общей минерализацией солей не более 5 г/л) или щелочной воды приводит к снижению электростатических сил, удерживающих в порах глинистые мелкодисперсные частицы, их срыву с поверхности пор, миграции и забиванию поровых каналов. Причем забивание пласта происходит именно в тех участках, где движется и прорывается к участкам горизонтальных стволов закачиваемая вода. Поэтому фазовая проницаемость по нефти почти не изменяется, а по воде - снижается. Эффект аналогичен адсорбции закачиваемого агента при полимерном заводнении. Если пласт представлен трещиноватым коллектором, то вода проходит по трещинам и эффективность закачки малосольной или щелочной воды для снижения водопритока уменьшается. Поэтому предлагаемый способ осуществляют на преимущественно поровых коллекторах. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к МЗГС и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи с поровым типом коллектора за счет закачки малосольной и/или щелочной воды в добывающие скважины и оптимизации параметров закачки в нагнетательных скважинах. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с профилем скважин. Обозначения: I, II и III - нефтенасыщенные пропластки, 1 - участок нефтяной залежи, 2 - добывающая МЗГС, 3 - вертикальная нагнетательная скважина, 4, 5, 6 - «рукава» обводнения от нагнетательной скважины 3 соответственно в пропластках I, II и III.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1) выбирают МЗГС 2, к которой необходимо уменьшить водоприток. Приток воды может быть вызван как подтягиванием подошвенных или краевых вод, так и действием ближайших нагнетательных скважин 3. В данном способе рассматривается обводнение, вызванное нагнетательными скважинами 3. Добывающая скважина 2 может и не иметь высокую степень текущей обводненности, тем не менее в которой расчеты, например на гидродинамической модели, показывают прорыв воды в будущем по пропласткам I, II и III.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемых пропластков I, II и III (которые эксплуатирует МЗГС 2), отобранных с данной или ближайших соседних скважин. В ходе лабораторных экспериментов сначала экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают пластовой или сточной водой (искусственной, приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта), закачивают пластовую нефть (данного пласта), затем вытесняют нефть пластовой водой, закачивают нефть второй раз и вновь вытесняют нефть, но уже малосольной и/или щелочной водой. Закачку ведут с расходом 1 мл/мин, что исключает влияние страгивания большого количества мелкодисперсных частиц с поверхности пор за счет сил инерции. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м³, а в качестве щелочной - воду с водородным показателем рН более 8,0 д.ед. Выбор солей и прочих параметров закачиваемой в керн малосольной воды определяют по известному составу той пресной или малосольной воды, которую собираются закачивать в залежь. Для щелочной воды - аналогично, но с добавлением примесей, повышающих рН. Например, при наличии водоема пресной воды проводят химический анализ данной воды и затем в лаборатории готовят «искусственную» воду с теми же характеристиками. Причем закачивать воду в керн из самого водоема можно только в случае ее очистки от механических примесей и микроорганизмов. Если хотят повысить рН воды, то добавляют пепел (золу), представляющий из себя остатки от сжигания твердых видов топлив.

Исследования показали, что при закачке воды с общей минерализацией солей более 5 г/л и плотностью более 1080 кг/м3, а также рН менее 8,0 д.ед. практически не наблюдается миграции мелкодисперсных частиц (за исключением частиц в несколько нанометров, наблюдаемых на выходе из образца и не влияющих на его проницаемость) и соответственно изменения фазовой проницаемости по воде.

В результате лабораторных экспериментов выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. Следует отметить, что многочисленные лабораторные эксперименты показывают, что при закачке малосольной или щелочной воды в керны абсолютная проницаемость снижается до определенной величины и далее стабилизируется. Поэтому закачивать малосольную или щелочную воду в реальный пласт в объемах больших, чем в ходе лабораторных тестов (с учетом соотношения поровых объемов керна и пласта), не имеет смысла.

Исследования показали, что при снижении фазовой проницаемости по воде менее чем в 1,5 раза при закачке малосольной и/или щелочной воды по сравнению с пластовой прирост конечного коэффициента нефтеизвлечения по залежи не превышает 0,5%, что экономически не оправдывает затраты на закачку малосольной и/или щелочной воды. Поэтому если лабораторные исследования показывают отсутствие уменьшения фазовой проницаемости по воде более чем в 1,5 раза по какому-либо из пропластков, то по нему мероприятия по закачке малосольной и/или щелочной воды не проводят, а закачивают водоизоляционные составы (по другим технологиям), например, на основе геля.

Таким образом, в результате лабораторных экспериментов получают концентрацию мелкодисперсных глинистых частиц для каждого из пропластков. Если пропластков (и соответственно стволов МЗГС), например, три, то концентрации частиц составляют C₁, С₂, С₃.

Далее в выбранную добывающую МЗГС 2 и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 600 м (при измерении наименьшего расстояния между стволами в продуктивном пласте), нагнетательную скважину 3 (вертикальную или МЗГС) закачивают малосольную и/или щелочную воду. В каждый пропласток I, II и III закачку ведут одновременно в добывающую 2 и нагнетательную 3 скважины. Значения начального расхода q_n малосольной и/или щелочной воды для каждого пропластка n определяют пропорционально концентрации C_n мелкодисперсных глинистых частиц на выходе из керна при проведении лабораторных исследований, но в сумме по всем пропласткам ΣC_n не менее, чем расход в нагнетательную скважину 3 сточной или пластовой воды до проведения закачки рабочего агента, т.е.

где q - общий расход малосольной и/или щелочной воды.

Если нагнетательная скважина 3 расположена на расстоянии более 600 м от добывающей МЗГС 2, то, согласно исследованиям, закачка в нее малосольной и/или щелочной воды практически не оказывает влияние на нефтеотдачу. Расчет расхода в каждый пропласток по формуле (1) позволяет учесть влияние свойств коллектора и мелкодисперсных глинистых частиц. Более высокий расход воды по сравнению с тем, что был до закачки рабочего агента в нагнетательную скважину 3, позволяет дополнительно повысить подвижность мелкодисперсных частиц за счет инерционных сил.

Закачку малосольной и/или щелочной воды в каждый пропласток п ведут в течение времени t_n, пропорционального обводненности B_n каждого ствола добывающей МЗГС 2, но не менее пяти суток:

где t - суммарное время закачки по всем пропласткам.

За время t, согласно исследованиям, мелкодисперсные частицы успевают забить поровые каналы в обводнившихся участках пласта. Однако установлено, что для абсолютного большинства коллекторов закачка менее пяти суток практически не приводит к снижению обводненности скважины 2. Закачка по времени, пропорционального обводненности, позволяет сделать последующий приток к МЗГС 2, а соответственно и выработку запасов нефти, более равномерным.

После проведения закачки в каждый пропласток добывающую МЗГС 2 пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину 3 переводят на закачку сточной или пластовой воды с таким же расходом, что и до проведения закачки рабочего агента. Исследования подтвердили, что при отборе жидкости частицы, забившие поровые каналы, не выходят обратно.

Закачанная и смешанная с пластовой вода частично отбирается в течение нескольких суток, после чего обводненность скважины снижается.

Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности скважины 2 на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды, при этом объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. Очевидно, что после первого цикла закачки малосольной воды и забивания поровых каналов в обводнившихся зонах пласта пуск МЗГС 2 в добычу приведет к тому, что вода, которая до этого была причиной обводнения скважины, начнет «искать» новые пути к стволам скважины следуя наименьшему сопротивлению. Это соответственно приведет через некоторое время к новому росту обводненности. Для того чтобы забить другие, вновь обводнившиеся участки пласта, необходимо провести повторно закачку малосольной воды, аналогично первому циклу. Исследования показали, что наибольший коэффициент нефтеизвлечения достигается при проведении повторного и каждого последующего цикла закачки при росте обводненности скважины на 10-30%. Увеличивающийся объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле, согласно расчетам, позволяет воде проникнуть глубже в пласт относительно предыдущей закачки и забить более отдаленные участки пласта, что увеличивает период до следующей закачки и соответственно повышает нефтеотдачу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности изоляции водопритока к МЗГС и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы их стволов до полного обводнения.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1), коллектор которой представлен терригенным поровым типом с тремя нефтенасыщенными пропластками I, II и III, выбирают добывающую МЗГС 2, каждый ствол которой эксплуатирует отдельный пропласток. Дебит нефти МЗГС 2 составляет 10,7 т/сут, жидкости 267,5 т/сут, обводненность 96,0%, забойное давление 7 МПа, расположенную в чисто нефтяной зоне. Текущее пластовое давление в зоне отбора скважины составляет 11 МПа.

Коллектор участка залежи залегает на средней глубине 1450 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина верхнего пропластка I составляет 7 м, среднего II - 9 м, нижнего III - 5 м. Начальная нефтенасыщенность коллектора составляет 0,8 д.ед., начальное пластовое давление 15 МПа, давление насыщения нефти газом 3 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 26,9 мПа·с. Объемная глинистость коллектора в районе рассматриваемой скважины составляет 0,7%. Общая минерализация пластовой воды составляет 233,5 г/л, из которых 192,2 г/л приходится на соли NaCl, 8,6 г/л - MgCl₂, 0,6 г/л - MgSO₄, 32,0 г/л - CaCl₂, 0,1 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1150 кг/м³.

На поверхности в нескольких километрах от устья скважины имеется водоем с пресной водой. Общая минерализация данной пресной (малосольной) воды составляет 0,95 г/л, из которых 0,04 г/л приходится на соли NaCl, 0,05 г/л - MgCl₂, 0,21 г/л - MgSO₄, 0,28 г/л - CaCl₂, 0,37 г/л - NaHCO₃. Плотность малосольной воды составляет 1010 кг/м³.

Спуском пакеров на гибких трубах и отсечением каждого из стволов определяют приток и обводненность каждого ствола. Исследования показали, что по верхнему пропластку I дебит нефти составляет 2,4 т/сут, жидкости 61,5 т/сут, обводненность 96,1%, по пропластку II дебит нефти 1,9 т/сут, жидкости 124,3 т/сут, обводненность 98,5%, по пропластку III дебит нефти 6,4 т/сут, жидкости 81,7 т/сут, обводненность 92,2%.

Гидродинамическое моделирование показало, что обводнение МЗГС 2, после ее бурения и эксплуатации в течение 18 лет, вызвано прорывом от ближайшей вертикальной нагнетательной скважины 3, расположенной на расстоянии 600 м, «рукавов» воды 4-6 (по большей части 5 по пропластку II). И, согласно прогнозу, через ближайшие два года обводненность среднего ствола, эксплуатирующего пропласток II, может увеличиться до 98% и более. При этом обводненность остальных стволов также должна значительно возрасти. Приемистость нагнетательной скважины 3 составляет 100 м³/сут, закачивается сточная вода.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемых пропластков. Керн был отобран во время бурения с каждого из пропластков I-III. Объемная глинистость кернов составляет 0,7%. В ходе лабораторных экспериментов экстрагированный и отвакуумированный керн сначала насыщают искусственной пластовой водой (с общей минерализацией 233,5 г/л), приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта. Закачивают пластовую нефть (данного пласта) и создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Затем вытесняют нефть этой же пластовой водой. Закачивают нефть второй раз и вновь создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Окончательно вытесняют нефть, но уже малосольной водой (с общей минерализацией 0,95 г/л и плотностью 1010 кг/м³). Закачку как нефти, так и воды в ходе лабораторных экспериментов ведут с расходом 1 мл/мин.

По результатам анализа лабораторных экспериментов установили, что при закачке искусственной пластовой воды концентрация мелкодисперсных глинистых частиц не превышает 0,8·10^-3 г/л, а при закачке малосольной воды - составляет по пропластку I - 110·10^-3 г/л, по пропластку II - 190·10^-3 г/л, по пропластку III - 220·10^-3 г/л. При этом в среднем фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности изменяется с 0,042 д.ед. (при закачке искусственной пластовой воды) до 0,028 д.ед. (при закачке малосольной воды), т.е. уменьшается в 1,5 раза. Соответственно при изменении водонасыщенности керна с начальной до максимальной фазовая проницаемость по воде, при малосольном заводнении, при каждом значении водонасыщенности меньше в 1,5 раза по сравнению с закачкой пластовой воды.

Далее в выбранную добывающую МЗГС 2, а также в вертикальную нагнетательную скважину 3, являющуюся причиной обводнения добывающей 2, закачивают малосольную (пресную) воду из ближайшего поверхностного источника последовательно в каждый пропласток. Для этого воду предварительно очищают от механических примесей и микроорганизмов. Автотранспортом цистернами доставляют малосольную воду на устье скважин и закачивают с суммарным расходом, большим, чем приемистость нагнетательной скважины 3 до проведения закачки рабочего агента. Принимают суммарный расход 120 м³/сут. Тогда расход воды в каждый из пропластков определяют пропорционально концентрации мелкодисперсных глинистых частиц в пропластках:

Суммарное время закачки принимают 20 сут. Время закачки в каждый из пропластков определяют пропорционально обводненности пропластков, но не менее пяти суток:

Таким образом, происходит забивание обводнившихся участков пласта не только возле добывающей скважины 2, но и возле нагнетательной 3 (забиваются участки пласта и пропластки от нагнетательной скважины, по которым происходит прорыв воды к добывающей скважине). Фазовая проницаемость по воде снижается и соответственно обводненность добывающей скважины 2 уменьшается.

Затем добывающую скважину 2 вновь переводят в добычу при тех же режимах, что и до закачки, т.е. с забойным давлением 7 МПа, а нагнетательную скважину 3 переводят на закачку сточной воды с прежним расходом, т.е. 100 м³/сут. Режим работы добывающей скважины 2 позволяет через неделю отбора закачанной воды и частично нефти выйти на следующие показатели по добыче: дебит нефти 18,9 т/сут, жидкости 90,0 т/сут, обводненность 79%.

Через три года эксплуатации обводненность МЗГС 2 выросла на 10% относительно обводненности после проведения закачки малосольной воды и составила 79·1,1=86,9%. Цикл закачки малосольной воды повторяют, но объем закачиваемой воды увеличивают.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, за это время проводят восемь шесть закачки малосольной воды.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей 5 г/л и плотностью 1080 кг/м³. Циклы закачки повторяют при росте обводненности скважины на 30% относительно обводненности после проведения очередного цикла закачки и отбора закаченной воды. После трех циклов закачки малосольной воды переходят на четвертом цикле к закачке щелочной воды с водородным показателем рН 8,0 д.ед. Для приготовления щелочной воды в сточную воду добавляют пепел из расчета 50 кг/м³ и отстаивают в течение суток, после чего закачивают в пласт.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В каждом цикле, начиная с первого, закачивают щелочную воду с рН 9,0 д.ед., приготовленную добавлением пепела в сточную воду. Расчетами определяют, что в каждый пропласток закачку щелочной воды необходимо проводить в течение времени 5 суток.

Пример 4. Выполняют, как пример 2. В каждом цикле, начиная с первого, закачивают щелочную воду с рН 9,0 д.ед., приготовленную добавлением пепела в малосольную воду с общей минерализацией солей 1,5 г/л.

В результате разработки участка залежи, который ограничили обводнением добывающей скважины 2 до 98%, было добыто 198,5 тыс. т нефти за 33 года эксплуатации, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,493 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 165,9 тыс. т нефти за 29 лет эксплуатации ввиду более раннего обводнения скважины, КИН составил 0,412 д.ед. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу - 0,081 д.ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности изоляции водопритока к многозабойным горизонтальным скважинам и увеличения коэффициента нефтеизвлечения залежи.

Способ снижения водопритока к многозабойным скважинам, включающий выбор добывающей многозабойной горизонтальной скважины, каждый ствол которой эксплуатирует отдельный нефтенасыщенный пропласток, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, отличающийся тем, что предварительно проводят лабораторные исследования на керне каждого из пропластков, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза, в качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м³ - малосольную воду и/или воду с водородным показателем рН более 8,0 д.ед. - щелочную воду, в выбранной добывающей скважине определяют приток воды с каждого из пропластков, закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют отдельно в каждый из пропластков как в выбранную добывающую скважину, так и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 600 м, нагнетательную скважину, причем в каждый пропласток закачку ведут одновременно в добывающую и нагнетательную скважины, значения начального расхода малосольной и/или щелочной воды для каждого пропластка определяют пропорционально концентрации мелкодисперсных глинистых частиц на выходе из керна при проведении лабораторных исследований, но в сумме по всем пропласткам не менее, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до закачки рабочего агента, закачку малосольной и/или щелочной воды в каждый пропласток ведут в течение времени, пропорционально обводненности каждого ствола добывающей скважины, но не менее пяти суток, после проведения закачки в каждый пропласток, добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до закачки рабочего агента, циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности добывающей скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора рабочего агента, при этом объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают.