СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ КОНУСА ОБВОДНЕНИЯ ИЛИ ГАЗОВОГО КОНУСА В СКВАЖИНЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ

1. Способ ограничения образования конуса обводнения или газового конуса в скважине, добывающей углеводородную текучую среду из подземного месторождения, причем указанное месторождение расположено близко к водоносному пласту или газовой шапке, и указанный способ включает следующие рабочие фазы:
1) закачивание в подстилающий слой грунта состава для обработки приствольной зоны, имеющего промежуточную плотность между плотностью углеводородной текучей среды и плотностью воды водоносного пласта или газа газовой шапки, при этом указанный состав для обработки приствольной зоны нерастворим в указанной углеводородной текучей среде, в указанной воде и/или в указанном газе газовой шапки,
2) ожидание осаждения состава для обработки приствольной зоны под действием силы тяжести или гидростатического напора на границе раздела углеводородной текучей среды и воды или углеводородной текучей среды и газа,
3) активация in situ указанного состава для обработки приствольной зоны и образование барьера проницаемости по отношению к воде водоносного пласта или к газу газовой шапки, предпочтительно расположенного по существу в горизонтальном положении.
2. Способ по п.1, в котором углеводородная текучая среда является нефтью или газообразным углеводородом.
3. Способ по п.1 или 2, в котором активация in situ происходит путем контакта состава для обработки приствольной зоны с одной из двух фаз на границе контакта.
4. Способ по п.1, в котором состав для обработки приствольной зоны закачивают в указанные водоносный пласт или газовую шапку.
5. Способ по п.1, в котором углеводородная текучая среда является нефтью, и состав для обработки приствольной зоны закачивают в водоносный пласт, причем указанный состав для обработки приствольной зоны имеет плотность ниже плотности воды и выше плотности указанной нефти.
6. Способ по п.1, в котором углеводородная текучая среда является нефтью, и состав для обработки приствольной зоны закачивают в указанную газовую шапку, причем указанный состав для обработки приствольной зоны имеет плотность выше плотности указанного газа и ниже плотности указанной нефти.
7. Способ по п.1, в котором углеводородная текучая среда является газообразным углеводородом, и состав для обработки приствольной зоны закачивают в водоносный пласт, причем указанный состав для обработки приствольной зоны имеет плотность ниже плотности воды и выше плотности указанного газообразного углеводорода.
8. Способ по п.1, в котором состав для обработки приствольной зоны закачивают в таком количестве, что барьер простирается в пределах радиуса, составляющего от 5 до 150 м от добывающей скважины, предпочтительно от 12 м до 75 м, еще более предпочтительно от 25 м до 50 м.
9. Способ по п.1, в котором состав для обработки приствольной зоны закачивают в таком количестве, что барьер имеет толщину до 20 см.
10. Способ по п.1, в котором месторождение имеет толщину от 5 м до 50 м, предпочтительно от 5 м до 30 м.
11. Способ по п.1, в котором фаза закачивания включает первое закачивание первого состава для обработки приствольной зоны, содержащего мономер или форполимер, и последующее закачивание второго состава для обработки приствольной зоны, содержащего инициатор полимеризации.
12. Способ по п.1, в котором фаза закачивания включает первое закачивание первого состава для обработки приствольной зоны, содержащего коллоидальный диоксид кремния, и последующее закачивание второго состава для обработки приствольной зоны, содержащего поверхностно-активное вещество.
13. Система ограждения подземного месторождения углеводородной текучей среды, причем указанное месторождение расположено близко к водоносному пласту или к газовой шапке, и указанная система ограждения включает барьер проницаемости по отношению к воде водоносного пласта или к газу газовой шапки, предпочтительно расположенный по существу в горизонтальном положении на границе раздела углеводородной текучей среды и воды или границе раздела углеводородной текучей среды и газа, состоящий из состава для обработки приствольной зоны, возможно активированного in situ, имеющего плотность, промежуточную между плотностью указанной углеводородной текучей среды и плотностью указанной воды или указанного газа газовой шапки, при этом указанный состав для обработки приствольной зоны также нерастворим в указанной углеводородной текучей среде, в указанной воде и/или в указанном газе газовой шапки.