RU2131022C1

RU2131022C1 - Method of treatment of injection wells

Info

Publication number: RU2131022C1
Application number: RU98100577A
Authority: RU
Inventors: Б.С. Лядов; А.Т. Кошелев; Г.Г. Гилаев
Original assignee: Лядов Борис Сергеевич
Priority date: 1998-01-13
Filing date: 1998-01-13
Publication date: 1999-05-27

Abstract

FIELD: water shutoff operations in oil wells under conditions of waterflooding. SUBSTANCE: method includes formation of flow-deflecting screen from gel to adequate depth by successive injection of portions of gel-forming compounds, colmatage compounds and portions of displacing fluid. Time of beginning of gel formation of the first (preceding) portion of gel-forming compound is established exceeding or equalling the total time of injection of all subsequent portions of gel-forming, colmatage compounds and portions of displacing fluid. EFFECT: higher oil recovery from formations due to distribution of filtering flows of injected water in formation and saving of total amount of injected bridging material in zones of tongue breakthroughs of injected waters. 1 dwg

Description

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, а именно к изоляционным работам и повышению нефтеотдачи при бурении и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин в условияx поддержания пластового давления путем заводнения. The invention relates to the drilling and exploitation of oil and gas condensate wells, namely, to insulating works and enhanced oil recovery during drilling and exploitation of oil and gas condensate wells under conditions of maintaining reservoir pressure by flooding.

Известен способ изоляции водогазопритоков в скважинах путем последовательных закачек порций изолирующих веществ, отличающихся реологическими характеристиками и временем начала гелеобразования (отверждения) (а.с. 1717792, E 21 B 33/14, 33/14, 33/138, 1988 г.). A known method of isolating water and gas inflows in wells by successive downloads of portions of insulating substances that differ in rheological characteristics and the time of gelation (curing) start (A.S. 1717792, E 21 B 33/14, 33/14, 33/138, 1988).

Однако этот способ направлен на последовательное отключение (изоляцию) высокопроницаемых участков пласта непосредственно в призабойной зоне скважины. However, this method is aimed at sequential shutdown (isolation) of highly permeable sections of the formation directly in the bottomhole zone of the well.

Известен также способ обработки нагнетательных скважин путем управляемого формирования потокоотклоняющих экранов из гелей и/или кольматирующих частиц на достаточном удалении от ствола скважины за счет закачек порций тампонажных материалов, отличающихся реологическими характеристиками и временем начала гелеобразования (патент РФ 2039225, E 21 B 43/22, 1995 г. - прототип). There is also a method of treating injection wells by controlled formation of flow-deflecting screens from gels and / or clogging particles at a sufficient distance from the wellbore by downloading portions of grouting materials that differ in rheological characteristics and gelation start time (RF patent 2039225, E 21 B 43/22, 1995 - prototype).

Однако данный способ также направлен на последовательное отключение (изоляцию) высокопроницаемых участков пласта пропластков, что приводит к созданию радиально расположенного изолирующего (потокоотклоняющего) экрана в переходной зоне от ствола скважины до основного объема продуктивного пласта и не позволяет изолировать "языковые" прорывы нагнетаемой воды на большую глубину, и требует значительного количества тампонажного материала. However, this method is also aimed at sequentially shutting off (isolating) highly permeable sections of the formation layer, which leads to the creation of a radially located insulating (flow-deflecting) screen in the transition zone from the wellbore to the main volume of the productive formation and does not allow isolating the “language” breakthroughs of injected water over a large depth, and requires a significant amount of grouting material.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет перераспределения фильтрационных потоков нагнетаемых вод в пласте при одновременной экономии общего количества закачиваемого тампонажного материала в зонах "языковых" прорывов нагнетаемых вод. The objective of the invention is to increase oil recovery due to the redistribution of filtration flows of injected water in the reservoir while saving the total amount of injected cement in the zones of "language" breakthroughs of injected water.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе, включающем последовательную закачку в продуктивный пласт порций гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов ГОС в последующих порциях, порций дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц, дисперсной фазы и порций продавочной жидкости, например воды, время начала гелеобразования каждой предыдущей порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости, а реологические характеристики ГОС, например вязкость, также изменяют в пределах одной или нескольких порций таким образом, что последний минимально возможный объем порции имеет наибольшую вязкость. The essence of the invention lies in the fact that in a method comprising sequentially injecting portions of gel-forming compositions (GOS) with different rheological characteristics into the reservoir, controlled by changing the concentrations of GOS reagents in subsequent portions, dispersion portions of colmatizing compositions (CC) with different particle sizes, dispersed phases and portions of a squeezing liquid, for example water, the gelation start time of each previous portion of GOS is set to be greater than or equal to the total injection time of all subsequent servings of GOS, KS and squeezing liquid, and the rheological characteristics of GOS, for example viscosity, are also changed within one or several servings in such a way that the last smallest possible portion volume has the highest viscosity.

Это позволит экранировать "языковые" прорывы нагнетаемой воды на максимальную глубину при существенной экономии ГОС (см. чертеж), где 1 - оторочки ГОС с неизменными реологическими характеристиками порций, 2 - оторочки продавочной жидкости; 3 - оторочки дисперсий КС, 4 - оторочки ГОС с увеличенной вязкостью последней части объема порции, 5 - потоки нагнетаемой воды после установления потокоотклоняющего экрана, 6 - нагнетательная скважина. This will allow you to screen the "language" breakthroughs of injected water to the maximum depth with significant savings of GOS (see drawing), where 1 - GOS rims with constant rheological characteristics of the portions, 2 - rims of the squeezing liquid; 3 - rims of KS dispersions, 4 - rims of GOS with increased viscosity of the last part of the batch volume, 5 - flows of injected water after the installation of a flow deflecting screen, 6 - injection well.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

Закачивают расчетный объем порции ГОС, как правило, с минимально возможным для него гидродинамическим сопротивлением (минимальной вязкостью) и временем гелеобразования в пределах расчетного времени закачки всех планируемых последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости. Время начала гелеобразования регулируют путем изменения концентраций реагентов, например лигносульфоната в ГОС по а.с. 1406343, либо путем закачки порций различных ГОС, отличающихся временем начала гелеобразования. После закачки первой порции ГОС скважину пускают под закачку на расчетное время (объем порции продавочной жидкости). По истечении этого времени производят закачку второй (последующей) порции ГОС или дисперсии кольматирующего состава, например 1,5 - 2%-ную суспензию бентонитового глинопорошка в воде. Выбор закачки ГОС или КС зависит от конкретных геолого-физических условий обрабатываемой скважины. The estimated volume of a portion of GOS is pumped, as a rule, with the minimum possible hydrodynamic resistance (minimum viscosity) and gelation time within the estimated time of injection of all planned subsequent portions of GOS, KS and selling fluid. The start time of gelation is controlled by changing the concentrations of reagents, for example, lignosulfonate in GOS by A. with. 1406343, or by downloading portions of various GOS, differing in the time of gelation onset. After the first portion of GOS is injected, the well is put into operation for the estimated time (volume of the portion of the squeezing liquid). After this time, a second (subsequent) portion of GOS or a dispersion of the coagulating composition is injected, for example, a 1.5 - 2% suspension of bentonite clay powder in water. The choice of GOS or KS injection depends on the specific geological and physical conditions of the treated well.

В случае закачки второй (последующей) порции ГОС устанавливают время начала ее гелеобразования в пределах расчетного времени закачки всех последующих порций продавочной жидкости, КС и ГОС. В случае необходимости меняют реологические характеристики данной порции ГОС, например путем изменения концентрации полимера. Для максимальной экономии реагентов поступают следующим образом. Большую порцию ГОС, например от 60 до 90% расчетного объема, закачивают с минимально возможными для данного типа ГОС концентрациями реагентов. В заключительной части расчетного объема порции ГОС (например, от 40 до 10%) устанавливают требуемые расчетные параметры реологии, например вязкости, путем увеличения концентрации полимера, и времени начала гелеобразования, например, путем изменения концентрации гелеобразования. Изменением реологических характеристик регулируют скорость движения оторочки по пласту, а загелированный "хвост" данной оторочки предохраняет относительно медленно набирающий прочность и более слабый гель "головы" оторочки от размыва продавочной жидкостью. После закачки порции ГОС и КС скважину пускают под закачку на расчетное время закачки порции продавочной жидкости. И так далее. Последняя порция ГОС в случае необходимости оставляется в приствольной зоне скважины либо продавливается в удаленную зону пласта очередным запуском скважины под закачку, выбор количества, объемов и реологических характеристик порций КОС, КС, а также объемов порций продавочной жидкости зависит от конкретных геолого-физических условий участка месторождения и обрабатываемой скважины. In the case of the injection of the second (subsequent) portion of GOS, the start time of its gelation is set within the estimated time of injection of all subsequent portions of the squeezing liquid, CS and GOS. If necessary, change the rheological characteristics of a given portion of GOS, for example by changing the polymer concentration. To maximize reagent savings, proceed as follows. A large portion of GOS, for example, from 60 to 90% of the estimated volume, is pumped with the lowest possible concentration of reagents for this type of GOS. In the final part of the calculated GOS portion volume (for example, from 40 to 10%), the required calculated rheology parameters, for example viscosity, are established by increasing the polymer concentration and gelation start time, for example, by changing the gelation concentration. By changing the rheological characteristics, the speed of the rims along the formation is regulated, and the gelled “tail” of this rim protects the relatively slowly gaining strength and weaker gel of the “head” of the rim from erosion by the squeezing fluid. After the injection of the portion of GOS and KS, the well is launched for injection at the estimated time of injection of the portion of the squeezing liquid. And so on. The last portion of GOS, if necessary, is left in the near-wellbore zone of the well or forced into the remote zone of the formation by the next start of the well for injection, the choice of the quantity, volume and rheological characteristics of the portions of WWTF, KS, and also the volumes of the portions of the discharged fluid depends on the specific geological and physical conditions of the field site and the well being processed.

Таким образом, при последовательной закачке и продавке каждой последующей порции ГОС, КС, вплоть до последней, предшествующие порции ГОС, КС, включая головную, продвигаются в глубь пласта к "языковому" прорыву нагнетаемой воды, тем самым увеличивая эффект изоляции при снижении общего количества реагентов. Кроме того, оторочки КС, например бентонитового глинопорошка, заключенные между оторочками ГОС, после гелирования последних становятся неподвижными и после завершения процесса набухания в статических условиях усиливают изолирующий эффект даже после разрушения гелевых экранов в результате термоокислительной деструкции с течением времени. Thus, with the sequential injection and sale of each subsequent portion of GOS, KS, up to the last, the previous portion of GOS, KS, including the head, advance deep into the reservoir to the “language” breakthrough of the injected water, thereby increasing the isolation effect while reducing the total amount of reagents . In addition, KS rims, for example, bentonite clay powder, enclosed between GOS rims, become gelled after gelation of the latter, and after completion of the swelling process in static conditions enhance the insulating effect even after the destruction of the gel screens as a result of thermal oxidative degradation over time.

Указанный способ может быть совмещен с другими геологическими мероприятиями, например с последующим или предварительным отключением высокопроницаемых промытых пропластков (например, по а.с. 1832825), последующими ОПЗ скважины кислотными составами, растворителями или ПАЗ, а также с циклической закачкой или физическими методами, например импульсно-волновым воздействием и т.п. The specified method can be combined with other geological measures, for example, with the subsequent or preliminary shutdown of highly permeable washed interlayers (for example, according to AS 1832825), subsequent SCR wells with acid compounds, solvents or PAZ, as well as with cyclic injection or physical methods, for example pulse-wave action, etc.

Пример 1. В нагнетательную скважину 3547, куст 417 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью по воде Q_н = 515 м³/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию гелеобразующего состава (ГОС) на основе полиакриламида (ПАА) с концентрацией полимера 0,2%, лигносульфоната КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% (а.с. 1406343, 1988 г.) вязкостью 17 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 100 ч, объемом 70 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины не изменялась. Затем была произведена закачка второй порции ГОС с концентрацией ПАА 0,3%, КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% вязкостью 30 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 76 ч, объемом 75 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₂ = 490 м³/сут при P = 9 МПа. Затем была произведена закачка третьей порции ГОС с концентрацией ПАА 0,4%, КССБ-5 0,4% и бихромата калия 0,2% вязкостью 46 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 50 ч, объемом 68 м³ в течение 4,5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19,5 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₃ = 465 м³/сут при P = 9 МПа. Затем была произведена закачка четвертой порции ГОС с концентрацией реагентов и прочими показателями, как в третьей порции, объемом 60 м³ в течение 4 ч, скважину пустили под закачку. По истечении 72 ч приемистость скважины составила Q_к = 430 м³/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих добывающих скважин составила 2842 т (13,3 т/сут).Example 1. In injection well 3547, bush 417 of the Lyantorskoye field of Surgutneftegas OJSC with initial water pick _-up Q _n = 515 m ³ / day at P = 9 MPa, the first portion of a gel-forming composition (GOS) based on polyacrylamide (PAA) was pumped with a concentration polymer 0.2%, lignosulfonate KSSB-5 0.4% and potassium dichromate 0.2% (a.s. 1406343, 1988) with a viscosity of 17 MPa • s and a start time for gel formation in reservoir conditions of about 100 hours, volume 70 m ³ for 5 hours. The well was put into water injection for 19 hours. After this time, the injectivity of the well did not change. Then, the second portion of GOS was pumped with a concentration of PAA 0.3%, KSSB-5 0.4% and potassium dichromate 0.2% viscosity 30 mPa • s and gel formation onset time at reservoir conditions about 76 h, volume 75 m ³ for 5 hours. The well was put into water injection for 19 hours. After this time, the injectivity of the well was Q ₂ = 490 m ³ / day at P = 9 MPa. Then, the third portion of GOS was injected with a concentration of PAA 0.4%, KSSB-5 0.4% and potassium dichromate 0.2% viscosity 46 mPa • s and gelation onset time under formation conditions of about 50 hours, with a volume of 68 m ³ within 4.5 hours. The well was put into water injection for 19.5 hours. After this time, the injectivity of the well was Q ₃ = 465 m ³ / day at P = 9 MPa. Then, the fourth portion of GOS was injected with the concentration of reagents and other indicators, as in the third portion, with a volume of 60 m ³ for 4 hours, the well was put into injection. After 72 hours, the injectivity of the well was Q _k = 430 m ³ / day at P = 9 MPa. The production of additional crude oil as a result of the reaction of the surrounding producing wells amounted to 2842 tons (13.3 tons / day).

Пример 2. В нагнетательную скважину 6197, куст 522 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью Q_н = 410 м³/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию ГОС с концентрацией ПАА 0,3%, КССБ-5 0,3% и бихромата калия 0,15% вязкостью 30 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 70 ч, объемом 60 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку воды на 19 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₂ = 360 м³/сут при P = 9 МПа, затем произвели закачку второй порции ГОС, вначале с концентрацией ПАА 0,35%, КССБ-5 0,35% и бихромата натрия 0,17% вязкостью 47 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 39 ч объемом 58 м³, затем загущенную композицию ГОС с концентрацией ПАА 0,6%, КССБ-5 0,6% и бихромата натрия 0,3% вязкостью 93 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 20 ч объемом 2 м³ в течение 5 ч. Скважину пустили под закачку на 13 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q₃ = 390 м³/сут при P = 9 МПа. Затем произвели закачку третьей порции ГОС с концентрацией реагентов ПАА 0,35%, КССБ-5 0,35% и бихромата натрия 0,17% вязкостью 47 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 39 ч объемом 13 м³, затем загущенную композицию ГОС с концентрацией реагентов ПАА 0,8%, КССБ-5 0,8% и бихромата натрия 0,4% вязкостью 136 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях 8 ч объемом 10 м³ в течение 1,5 ч. Пустили скважину под закачку. По истечении 24 ч приемистость скважины составила Q_к = 332 м³/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих добывающих скважин составила за два последующих после обработки месяца 532 т (5,9 т/сут), эффект продолжается.Example 2. In injection well 6197, bush 522 of the Lyantorskoye field of Surgutneftegas OJSC with an initial injection rate of Q _n = 410 m ³ / day at P = 9 MPa, the first portion of GOS was pumped with a PAA concentration of 0.3%, KSSB-5 0.3 % and potassium dichromate 0.15% with a viscosity of 30 mPa • s and gelation onset time under formation conditions of about 70 hours, 60 m ³ for 5 hours. The well was put into water injection for 19 hours. After this time, the injectivity of the well was Q ₂ = 360 m ³ / day at P = 9 MPa, then a second portion of GOS was pumped, initially with a PAA concentration of 0.35%, KSSB-5 0.35 % and sodium dichromate 0.17% with a viscosity of 47 MPa • s and gelation onset time under formation conditions of 39 hours with a volume of 58 m ³ , then a thickened GOS composition with a PAA concentration of 0.6%, KSSB-5 0.6% and sodium dichromate 0 , 3% viscosity 93 mPa • s and gelation onset time in formation conditions 20 hours with a volume of 2 m ³ for 5 hours. The well was injected for 13 hours. After this time, the injectivity of the well was Q ₃ = 390 m ³ / day at P = 9 MPa. Then, a third portion of GOS was injected with a concentration of reagents PAA 0.35%, KSSB-5 0.35% and sodium dichromate 0.17% with a viscosity of 47 MPa • s and gelation onset time under reservoir conditions 39 h, 13 m ³ , then thickened GOS composition with a concentration of PAA reagents 0.8%, KSSB-5 0.8% and sodium dichromate 0.4% with a viscosity of 136 MPa • s and gelation onset time in reservoir conditions of 8 hours with a volume of 10 m ³ for 1.5 hours They launched a well for injection. After 24 hours, the injectivity of the well was Q _k = 332 m ³ / day at P = 9 MPa. The production of additionally produced oil as a result of the reaction of the surrounding producing wells amounted to 532 tons (5.9 tons / day) in the next two months after treatment, the effect continues.

Пример 3. (по прототипу). В нагнетательную скважину 3616, куст 564 Лянторского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" с начальной приемистостью Q_н = 504 м³/сут при P = 9 МПа закачали первую порцию ПАА 0,6%, КССБ-5 0,6% и бихромата калия 0,3% вязкостью 76 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 9 ч, объемом 50 м³ в течение 2,5 ч. Скважину пустили под закачку на 13,5 ч. По истечении этого времени приемистость скважины не изменялась. Затем была произведена закачка второй порции ГОС с концентрацией ПАА 1,1%, КССБ-5 1,2% и бихромата калия 0,6%, вязкостью 362 мПа • с и временем начала гелеобразования в пластовых условиях около 3 ч, объемом 30 м³ в течение 1,5 ч. Продажа ГОС в пласт, оставили скважину на реагирование в течение 48 ч. По истечении этого времени приемистость скважины составила Q_к = 360 м³/сут при P = 9 МПа. Добыча дополнительно добытой нефти в результате реакции окружающих скважин составила 215 т (1,0 т/сут).Example 3. (prototype). The first batch of PAA 0.6%, KSSB-5 0.6% and potassium dichromate were pumped into injection well 3616, bush 564 of the Lyantorskoye field of OJSC Surgutneftegas with an initial injection rate of Q _n = 504 m ³ / day at P = 9 MPa. 3% viscosity 76 mPa • s and gelation onset time at reservoir conditions of about 9 hours, volume 50 m ³ for 2.5 hours. The well was injected for 13.5 hours. After this time, the injectivity of the well did not change. Then, the second portion of GOS was pumped with a concentration of PAA 1.1%, KSSB-5 1.2% and potassium dichromate 0.6%, viscosity 362 MPa • s and gel formation onset time at reservoir conditions about 3 hours, 30 m ³ within 1.5 hours. Sale of GOS to the reservoir left the well to respond within 48 hours. After this time, the injectivity of the well was Q _k = 360 m ³ / day at P = 9 MPa. The production of additionally produced oil as a result of the reaction of the surrounding wells amounted to 215 tons (1.0 tons / day).

Пример 4 (по КС). В лабораторных опытах использовали две модели высокопроницаемого элемента пласта длиной 1,3 м и диаметром 0,046 м, представленную кварцевым песком с начальной проницаемостью по воде около 10 мкм. Модели насытили водой и закачали в одну модель 0,25 порогового объема ГОС с концентрацией ПАА 0,50%, бихромата натрия 0,25%, КССБ-5 0,50%, затем 0,75 порового объема воды. После выдержки модели в течение 24 ч для образования геля в нее дополнительно закачали 0,25 порового объема КС на основе 1,5%-ной суспензии бентонитового глинопорошка в воде, и после второй выдержки в течение 24 ч определили проницаемость модели на воде: 0,86 мкм. Example 4 (by COP). In laboratory experiments, we used two models of a highly permeable formation element 1.3 m long and 0.046 m in diameter, represented by quartz sand with an initial water permeability of about 10 μm. The models were saturated with water and pumped into one model the 0.25 threshold volume of GOS with a concentration of PAA 0.50%, sodium dichromate 0.25%, KSSB-5 0.50%, then 0.75 pore volume of water. After holding the model for 24 hours, to form a gel, an additional 0.25 pore volume of CS was injected into it based on a 1.5% suspension of bentonite clay powder in water, and after the second exposure for 24 hours the model permeability in water was determined: 0, 86 microns.

Во вторую модель последовательно закачали 0,13 порового объема ГОС состава, аналогичного составу в первом опыте, затем 0,3 порового объема воды, затем 0,25 порового объема КС на основе 1,5%-ной суспензии бентонитового глинопорошка в воде, затем 0,2 порового объема воды и в заключениe еще 0,12 порового объема ГОС состава, аналогичного составу в первом опыте. Модель выдержали в течение 48 ч и определили проницаемость по воде: 0,026 мкм. In the second model, 0.13 pore volumes of GOS of a composition similar to the composition in the first experiment were subsequently pumped, then 0.3 pore volume of water, then 0.25 pore volume of CS based on a 1.5% suspension of bentonite clay powder in water, then 0 , 2 pore volumes of water and, in conclusion, another 0.12 pore volume of GOS composition, similar to the composition in the first experiment. The model was held for 48 hours and the water permeability was determined: 0.026 μm.

Как видно из приведенных выше примеров, порционная закачка ГОС, КС, чередуемая с закачками порций воды, причем, когда время начала гелеобразования первой или последующей порции ГОС больше или равно суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и порций продавочной жидкости (воды), эффективнее технологии по прототипу в случаях "языковых" прорывов нагнетаемых вод. As can be seen from the above examples, a portioned injection of GOS, KS alternating with injections of portions of water, and when the gelation time of the first or subsequent portion of GOS is greater than or equal to the total injection time of all subsequent portions of GOS, KS and portions of squeezing liquid (water), more effective technology for the prototype in cases of "language" breakthroughs of injected water.

Claims

A method of treating injection wells, comprising batch injection of gel-forming compounds (GOS) into the formation with various rheological characteristics, controlled by changing the concentrations of GOS reagents in subsequent portions, dispersions of the coagulating compositions (KS) with different particle sizes of the dispersed phase and selling liquid, for example water, characterized the fact that the start time of gelation of each previous portion of GOS is set to be greater than or equal to the total injection time of all subsequent portions of GOS, KS and prod augmented liquid, and the rheological characteristics of GOS, for example viscosity, are also changed within one or more portions in such a way that the last minimum possible portion volume has the highest viscosity.