Обработка скважин

012088 Изобретение относится к способу модифицирования проницаемости подземных пластов и в особенности к способу снижения водопроницаемости таких пластов. В частности, изобретение относят к способу избирательного снижения выхода водных жидкостей (например, воды) из производящих углеводороды пластов. Изобретение также предусматривает способ закупоривания или изоляции богатых водой подземных пластов. Углеводороды (например, нефть и газ) обычно добывают из подземных пластов, производя бурение ствола скважины в пласте и извлекая углеводороды. Одним из факторов, которые влияют на уровень добычи углеводородов и, следовательно, на продуктивность скважины, является отношение углеводородов к воде, которые выходят из пласта. Выход воды и других водных жидкостей из подземных пластов - это общее явление особенно для старых скважин, и определенный уровень выхода воды является в действительности необходимым для эффективного извлечения углеводородов. Выходящая вода может быть, например, водой, которую нагнетают в скважину, чтобы способствовать получению углеводородов. Альтернативно или дополнительно вода может быть пластовой водой (т.е. естественно присутствующей в пласте). По мере того как углеводороды извлекают из пласта, вода и водные жидкости стремятся двигаться через систему пор в пласте к стволу скважины, откуда их извлекают наряду с углеводородами. Фактически, поскольку вода является менее вязкой чем углеводороды, то у не большая текучесть, и она, следовательно, может прокладывать путь вокруг нефти в ствол скважины. Другой механизм, который ведт в результате к выходу воды, включает образование в скважине водяного конуса от водяного столба и движение воды через различные слои пласта. Избыточный выход воды и других водных жидкостей (т.е. выход большего количества воды и/или водных жидкостей, чем это необходимо для эффективной добычи углеводородов) из скважин вызывает ряд проблем. Помимо того, что это ведт к снижению уровня добычи углеводородов, выход воды может приводить к образованию минеральных отложений на скважинном оборудовании (например, трубопроводах, кранах, фильтрах и т.д.), так же как и на поверхностном оборудовании. Ремонт или замена такого оборудования могут быть выполнены только в период прекращения добычи, что оказывает существенное экономическое влияние на производственный процесс. Избыточный выход воды дополнительно увеличивает стоимость получения углеводородов в форме, пригодной для транспортировки и/или дальнейшей очистки. В частности, избыточный выход воды делает необходимым использование дорогого оборудования для отделения воды и других водных жидкостей от углеводородов. Затраты, связные с размещением извлечнной воды экологически безопасным образом, имеют дополнительные недостатки с экономической точки зрения. Обычно в пластах, из которых добывают углеводороды, количество выходящей воды возрастает с течением жизни скважины. Таким образом, когда добычу только начинают, может выходить очень мало избыточной воды, но отношение выходящей воды к углеводородам имеет тенденцию возрастать с течением времени. В результате достигается момент, когда стоимость обработки объма извлечнной воды при добыче углеводородов становится больше, чем стоимость полученных углеводородов. В этот момент буровую скважину называют истощнной (т.е. по существу она становится невыгодной для работы). Для регулирования выхода воды из подземных пластов был предложен ряд методов. Они включали способы, имеющие целью блокировать поры или каналы в пласте, например, посредством образования геля при использовании полимерных веществ, таких как поливиниловый спирт или полиакриловая кислота. Другой метод, который был предложен, заключается во введении барьера, такого как полимербетон, примыкающего к буровой скважине, для того чтобы предотвратить приток воды в скважину. Такая обработка может в некоторых случаях обеспечить желаемый уровень регулирования водопритока благодаря эффективному блокированию каналов и пор, пропускающих воду. Эти методы, однако, не являются селективными к пропускающим воду каналам и также ведут к блокированию тех каналов и пор, которые способствуют выпуску углеводородов. Таким образом, если методы, изолирующие зоны, не используют при подаче химикатов для обработки, скорость добычи углеводородов также имеет тенденцию к радикальному снижению, поскольку углеводородам становится сложно достигать буровой скважины (т.е. проницаемость пласта по отношению к углеводородам также снижается). Использование методов, изолирующих зоны, для решения этой проблемы является, однако, и дорогим, и трудомким. Это также делает необходимым использование специализированного оборудования. Не так давно были предложены методы, с помощью которых достигается селективное регулирование воды без использования техники изолирования зон. Эти методы обычно включают введение в пласт состава, включающего гидрофильный полимер (например, полиакриламид). Пока размер полимера затрудняет движение жидкостей (например, воды) в пласте, считают, что гидрофильность полимера дат желаемую селективность. Более определнно, считают, что гидрофильная природа полимерных материалов вызывает отделение преимущественно тех каналов и пор пласта, которые содержат высокие уровни воды. В GB-A-2399364, например, раскрывают составы для селективного уменьшения выхода воды из подземного пласта, включающие макромолекулу модификатора относительной проницаемости (МОП) и кремнийорганическое соединение. МОП является полимером, таким как полиакриламид, который может-1 012088 быть введен в пласт для затруднения выхода воды. Кремнийорганическое соединение используют для пришивки МОП к поверхностям пласта (т.е. он действует как связка или мостиковая молекула). Использование гидрофильных полимеров, таких как полиакриламид, не обходится, однако, без недостатков. Один недостаток состоит в том, что полимеры имеют тенденцию удерживаться только ограниченное время в пласте. Несмотря на предложения по улучшению их удерживания (например, использование кремнийорганических соединений, как показано в GB-A-2399364), тем не менее, положение таково, что пласты часто должны быть повторно обработаны дополнительным полимерным веществом после довольно короткого промежутка времени. Также не является редкостью снижение добычи углеводородов, связываемое с использованием таких полимеров, так как по меньшей мере часть из них локализуется в первоначально пропускающих углеводороды каналах или порах, таким образом, блокируя выход углеводородов (например, нефти). Другой недостаток, связанный с использованием полимерных материалов для регулирования выхода воды, связан с тем фактом, что они зачастую, по меньшей мере, частично нестабильны при высоких температурах (например, выше чем 110 С), а также и в кислотах и в насыщенных минеральных растворах, которые часто используют при добыче углеводородов. Воздействие таких температур или химикатов может вызвать разложение или укорачивание цепи полимеров, таким образом, сводя к нулю их блокирующий эффект. В этом случае, пласт должен быть повторно обработан, соответственно снова увеличиваются затраты. Более того, полиакриламид потенциально вреден для окружающей среды (мономер акриламид, получающийся при разложении полиакриламида, является нейротоксином). Таким образом, остатся необходимость в альтернативных (например, улучшенных) методах регулирования водяного потока в подземных пластах, в особенности, при добыче углеводородов (например,нефти) из скважины, и в частности, в способах, способных снижать выход воды во время извлечения углеводородов. Более детально, существует необходимость в таких способах, которые способны селективно снижать выход водных жидкостей (например, воды) из производящих углеводороды пластов, т.е. нужны способы, в которых выход воды снижают или устраняют без существенного влияния на извлечение углеводородов. Неожиданно было обнаружено, что поток воды в подземном пласте, например выход воды из такого пласта, можно эффективно регулировать с помощью регулирующего водоприток агента, включающего органосилан. В частности, заявителем обнаружено, что органосилан способен селективно снижать выход водных жидкостей (например, воды) из производящей углеводороды скважины без неблагоприятного влияния на извлечение углеводородов. При рассмотрении с одной стороны, настоящее изобретение, таким образом, предоставляет способ регулирования водопритока в подземном пласте, причем вышеуказанный способ включает осуществление контакта вышеуказанного пласта с регулирующим водоприток агентом, который включает (состоит в основном из) органосилан в количестве, эффективном для снижения проницаемости по отношению к воде, по меньшей мере в части вышеуказанного пласта. В предпочтительной форме выполнения способа по этому изобретению любое снижение общей проницаемости вышеуказанного пласта по отношению к углеводородам (например, нефти) сведено к минимуму. При рассмотрении с другой стороны, изобретение предусматривает применение регулирующего водоприток агента, который включает (состоит в основном из) органосилан, в способе регулирования водопритока в подземном пласте, причем вышеуказанный способ включает контактирование вышеуказанного пласта с вышеуказанным агентом в количестве, эффективном для снижения проницаемости по отношению к воде, по меньшей мере в части вышеуказанного пласта, при этом преимущественно сводя к минимуму любое снижение общей проницаемости вышеуказанного пласта по отношению к углеводородам (например, нефти). При рассмотрении ещ с одной стороны, изобретение предусматривает применение органосилана в качестве регулирующего водоприток агента (например, как исключительно регулирующего водоприток агента) для регулирования водопритока в подземном пласте, где вышеуказанный реагент эффективно снижает проницаемость по отношению к воде по меньшей мере в части вышеуказанного пласта, при этом преимущественно сводя к минимуму любое снижение общей проницаемости вышеуказанного пласта по отношению к углеводородам (например, нефти). При рассмотрении ещ с дополнительной стороны, в этом изобретении предложен регулирующий водоприток агент, который включает (например, состоит в основном из) органосилан в количестве, эффективном для регулирования водопритока в подземном пласте, например, путем снижения проницаемости по отношению к воде по меньшей мере в части вышеуказанного пласта, при этом преимущественно сводя к минимуму любое снижение общей проницаемости вышеуказанного пласта по отношению к углеводородам (например, нефти). Как используют здесь, термин проницаемость относят к способности пористой среды пропускать жидкость. Это, следовательно, обуславливает меру сопротивления пласта потоку жидкости (например,воды и/или углеводородов) через поры и каналы, формирующие его структуру. Таким образом, проницаемость по отношению к углеводородам означает способность пористой среды, такой как подземный пласт, пропускать углеводороды (например, нефть), и термин проницаемость по отношению к воде-2 012088 означает соответствующую способность пропускать воду. Проницаемость может быть измерена с использованием закона ДарсиQ=kPA/L,где Q - скорость потока, см 3/с; Р - перепад давлений (атм) по цилиндру, имеющему длину L (см) и площадь поперечного сечения А (см 2);- вязкость жидкости (сП (сантипуазы;k - проницаемость (Дарси). В способе по настоящему изобретению проницаемость по отношению к воде по меньшей мере в части пласта снижена. В то же время общая проницаемость пласта по отношению к углеводородам может быть также снижена. Предпочтительно, однако, чтобы проницаемость по отношению к углеводородам была снижена в меньшей степени (например, на 50% меньше, более предпочтительно на 70% меньше), чем проницаемость по отношению к воде. В любом случае углеводороды, присутствующие в пласте,все же могут быть извлечены оттуда более экономично, чем до обработки, как результат снижения выхода воды. Следует также заметить, что способ по настоящему изобретению может быть, например, объединн с использованием большего снижения давления в пласте для того, чтобы компенсировать любое снижение проницаемости пласта по отношению к углеводородам. В предпочтительной форме выполнения метода этого изобретения проницаемость по отношению к воде по меньшей мере в части пласта снижена, в то время как любое снижение общей проницаемости пласта по отношению к углеводородам сведено к минимуму. Это может быть достигнуто, например, селективным блокированием или задерживанием потока жидкости (например, потока воды) в тех зонах пласта, через которые преимущественно протекает вода, при этом оставляя те зоны, через которые преимущественно протекают углеводороды, по существу, неизменнными (т.е. по существу сохраняя поток углеводородов в пласте). Например, если пласт, который нужно обработать, является многослойным пластом (например, пластом песчаника) с двумя или более обогащенными углеводородами слоями, способ по изобретению может быть использован для обработки первого дренированного или выработанного слоя (т.е. того, из которого, по существу, все углеводороды были извлечены) перед началом добычи из следующего углеводородного слоя. Таким образом, метод изобретения может быть использован для эффективного изолирования или выключения первого слоя, который после истощения, в противном случае давал бы воду. Добыча углеводородов, следовательно, облегчается без необходимости механического изолирования в буровой скважине. Таким образом, в предпочтительном варианте изобретения проницаемость обогащенных водой участков пласта снижают (например, уменьшают по меньшей мере на 25%, более предпочтительно по меньшей мере на 50%, например по меньшей мере на 80%). Под обогащенным водой участком понимают зону пласта, содержащую более 50%, предпочтительно более 70%, ещ предпочтительнее более 80% воды и/или водных жидкостей. Дополнительным предпочтительным аспектом изобретения является то, что проницаемость обогащенных углеводородами участков пласта, по существу, не изменяют до и после обработки в соответствии со здесь описанными способами. Например, проницаемость по отношению к углеводородам предпочтительно снижают на менее чем 55%, более предпочтительно на менее чем 30%, например на менее чем 20%. Под обогащенным углеводородами участком понимают зону пласта,содержащую более 50% углеводородов, предпочтительно более 70% углеводородов, ещ предпочтительнее более 80% углеводородов. Эффект снижения проницаемости обогащенных водой участков пласта должен снижать общую проницаемость пласта по отношению к воде. Предпочтительно общую проницаемость пласта по отношению к воде снижают на 40-60%, предпочтительно на 60-100%, например на 80-100%. Общую проницаемость пласта по отношению к углеводородам снижают на 0-50%, более предпочтительно на 0-30%,например на 0-20%. Ещ более предпочтительно проницаемость пласта по отношению к углеводородам будет, по существу, такой же как до, так и после обработки в соответствии со способами по этому изобретению. Снижение проницаемости подземного пласта по отношению к данной жидкости альтернативно может быть выражено в единицах фактора сопротивления, Rf. Например, частное от деления проницаемости по отношению к воде при остаточной нефтяной насыщенности до обработки (Kwi) к проницаемости по отношению к воде при остаточной нефтяной насыщенности после обработки (Kwf) определяют здесь как фактор сопротивления для воды. Предпочтительно способ по изобретению обеспечивает фактор сопротивления для воды, Rf, по меньшей мере равный 10, более предпочтительно по меньшей мере 50, например по меньшей мере 100 при измерении через керн диаметром 65 мм при скорости потока 1 мл/мин. Частное от деления проницаемости по отношению к нефти при остаточной водной насыщенности до обработки (Koi) к проницаемости по отношению к нефти при остаточной водной насыщенности после обработки (Kof) аналогично определяют здесь как фактор сопротивления для нефти. Предпочтительно способ по изобретению обеспечивает фактор сопротивления для нефти, Rf, равный 50 или меньше, более предпочтительно 10 или меньше, например 5 или меньше при измерении через керн диаметром 65 мм-3 012088 при скорости потока 1 мл/мин. Ещ более предпочтительно пласт, обработанный в соответствии со способом по изобретению, может иметь после обработки фактор сопротивления для воды, равный по меньшей мере 50, и после обработки фактор сопротивления для нефти, равный 10 или меньше, при измерении через керн диаметром 65 мм при скорости потока 1 мл/мин. Желаемый эффект при снижении проницаемости по меньшей мере в части пласта (например, обогащенных водой участков пласта) заключается в уменьшении объма воды, получаемой при добыче углеводородов. Предпочтительно выход воды из пласта снижают на 5 и до 90%, предпочтительно от 10 до 95%, более предпочтительно от 20 до 99%, например по меньшей мере на 40% после обработки в соответствии со здесь описанными способами. Ещ более предпочтительно отношение объма углеводородов к объму воды, выходящих после обработки из скважины, в соответствии с изобретением составляет по меньшей мере 70:30, более предпочтительно по меньшей мере 80:20, например по меньшей мере 90:10. В способе по изобретению модификация проницаемости (например, модификация селективной проницаемости), как описано выше, достигается применением регулирующего водоприток агента, включающего органосилан. Если не связываться теорией, то полагают, что описанные здесь органосиланы при контакте с водой образуют полимеры, которые, если присутствуют в достаточном количестве, образуют полимерную сеть, которая служит для предотвращения или замедления потока жидкости (например, воды) внутри пласта или через пласт. В противоположность, в тех частях пласта, которые в основном содержат углеводороды (т.е. только низкие уровни воды), может быть образовано мало полимеров,если вообще они образуются, и на эти части пласта, по существу, не влияет обработка. Таким образом,проницаемость тех частей пласта, которые содержат наиболее высокие уровни воды, может быть снижена, в то время как проницаемость частей пласта, содержащих в основном углеводороды (т.е. мало воды),по существу, остается неизменной. Значит любое уменьшение общей проницаемости пласта по отношению к углеводородам (например, нефти) может быть сведено к минимуму. Следовательно, в отличие от традиционных уже известных способов, способ по этому изобретению не основан на преимущественном распределении регулирующего водоприток агента в воде, в большей степени, чем в углеводородах. Вместо этого описанный здесь регулирующий водоприток агент может протекать через целый пласт, и селективность достигается тем, что достаточное количество полимера для блокирования или замедления потока жидкости формируется только внутри участков, содержащих высокие уровни воды. В отличие от уже известных способов, которые включают применение полимерных веществ, таких как ПВА или полиакриловая кислота для блокирования пор, полимер, эффективный для замедления потока жидкости, в способах по этому изобретению образуется только при контакте с водой (т.е. внутри пласта). В изобретении, таким образом, регулирующий водоприток агент, по существу, не содержит никаких полимерных веществ. Соответственно, способ по этому изобретению более селективен, чем традиционно используемые способы. Органосиланы, предназначенные для применения согласно этому изобретению, являются предпочтительно диспергируемыми или растворимыми в углеводородах (например, в алканах С 1-20). Ещ более предпочтительно, чтобы органосиланы, предназначенные для этого изобретения, являлись также, по меньшей мере, частично водорастворимыми (например, водорастворимыми). В некоторых случаях вещество, предназначенное для применения согласно этому изобретению, будет лучше растворимо в углеводородах, чем в воде. Более предпочтительно, однако, чтобы органосиланы, предназначенные для применения согласно этому изобретению, были лучше растворимы в воде, чем в углеводородах. Органосиланы, предназначенные для применения согласно этому изобретению, могут, например, распределяться между углеводородами и водой в соотношении в диапазоне от 5:95 до 90:10, более предпочтительно от 10:90 до 70:30, например примерно 40:60. Способность к такому распределению позволяет доставить органосиланы к пласту в углеводородном носителе (т.е., по существу, не подвергая реакции), в то же время, позволяя им подвергаться реакции при контакте с водой в желаемый момент воздействия. Предпочтительно носитель является, по существу, безводным. Органосиланы, предназначенные для применения согласно этому изобретению, включают например, гидриды органосилана, алкоголяты органосилана и амины органосилана. Соединения органосилана имеют то преимущество, что они, как правило, растворимы в нефти и имеют необходимую реакционную способность по отношению к воде. Они также являются биоразлагаемыми и экологически приемлемыми(например, для DYNASSYLAN АМЕО: ЛК 50 рыба = 934 мг/л; ЭК 50 дафния = 331 мг/л; ИК 50 водоросли = 603 мг/л, способность к биологическому разложению 67%, для DYNASSYLAN бис-АМЕО: ЛК 50 рыба 200 мг/л; ЭК 50 дафния 200 мг/л; ИК 50 водоросли = 125 мг/л, способность к биологическому разложению 64,5%, при тестировании в соответствии с ОЭСР 306). Органосиланы, предназначенные для применения согласно этому изобретению, предпочтительно имеют способность к биологическому разложению по меньшей мере 60%. Если не ограничиваться теорией, то полагают, что органосилановые соединения подвергаются гидролизу при контакте с водой. Продукты реакции затем реагируют друг с другом, так же как и с кремнеземсодержащими поверхностями пласта (например, с поверхностями из кварцевого песка). Результатом является образование полимера и в некоторых случаях полимерной сетки, способной блокировать или замедлять поток жидкости.-4 012088 Особенно предпочтительными являются такие органосилановые соединения, которые имеют по меньшей мере одну гидролизуемую связь. Под гидролизуемой связью подразумевают связь, способную к разрыву при реакции с водой. Предпочтительно, чтобы гидролизуемая связь была бы с атомом кремния. Другими словами гидролизуемая связь предпочтительно находится между Si и вторым атомом/группой в молекуле. Ещ более предпочтительно, чтобы гидролизуемая связь была такой, которая может гидролизоваться с образованием силанола (т.е. -Si-OH). Если не ограничиваться теорией, то полагают, что гидролиз органосилана может быть решающим для успеха здесь описанного метода. В частности считают, что органосилан при контакте с водой в пласте гидролизуется, образуя силанол Полагают, что затем молекулы силанола реагируют с другими молекулами силанола с образованием -Si-О-Si-связей и/или активных участков (например, SiOH связи) на поверхности пласта (например, на частицах песка). Фактически, различные реакции, которым подвергаются молекулы силанола, служат для образования полимера, который может действовать, замедляя или устраняя движение воды через пласт (см. фиг. 1). В то время как реакция молекулы силанола с поверхностью пласта служит для формирования ковалентной связи органосилана с частицами, составляющими пласт (см. фиг. 1 а), реакция между двумя силанолами позволяет им образовывать ковалентную связь друг с другом с формированием димера (см. фиг. 1b). Последующая реакция димера с другими силанолами и/или молекулами пласта способствует образованию полимера (см. фиг. 1 с) и в итоге образованию полимера, который, по существу,заполняет пространство (например, поры) между частицами, составляющими пласт (см. фиг. 1d). Таким образом, проницаемость тех участков пласта, которые включают в основном воду, существенно уменьшают. Преимущественно способ по настоящему изобретению дат полимер, который очень стабилен(например, может выдерживать широкие диапазоны рН, температур и давлений). Например, в отличие от полиакриламидных полимеров, используемых в некоторых, уже известных способах, способ по настоящему изобретению дат полимер, который может выдерживать температуры до 200 С. Поэтому обработка способом по настоящему изобретению может быть применена после других традиционных обработок и/или стратегий, способствующих извлечению углеводородов (например, использование более высокого давления в виде большего снижения давления в пласте). Количество вещества, с помощью которого снижается проницаемость пласта, может зависеть от степени полимеризации и из-за этого от числа связей, которые органосилан образует с частицами пласта,и/или от степени прохождения реакции между различными органосилановыми соединениями. Это, в свою очередь, по меньшей мере, частично зависит от того, сколько может быть образовано силанольных групп на молекулу. Предпочтительные соединения органосилана для применения в этом изобретении включают от 1 до 12 гидролизуемых связей, более предпочтительно от 3 до 9 гидролизуемых связей, ещ более предпочтительно примерно 6 гидролизуемых связей. Такие соединения, имеющие гидролизуемые связи могут быть способны к самоконденсации и/или полимеризации после гидролиза по одной или более чем одной гидролизуемой связи. Вышеупомянутое предпочтительное число гидролизуемых связей поэтому относится к числу, имеющемуся в мономерной форме соединения (т.е. той, которая не подверглась олигомеризации и полимеризации). Например, аминотриэтоксисилан содержит 3 гидролизуемые связи (т.е. 3Si-OEt), а бис-(триэтоксисилилпропил)амин содержит 6 гидролизуемых связей (т.е. 6Si-OEt). В органосилановых соединениях, предназначенных для применения в этом изобретении, присутствующие гидролизуемые связи могут быть различны, но более предпочтительны одинаковые. В предпочтительных органосилановых соединениях, предназначенных для применения в этом изобретении, по меньшей мере одна гидролизуемая связь включает часть концевой группы. Более предпочтительно, чтобы все гидролизуемые связи включали часть концевой группы. Под концевой группой понимают группу, расположенную на одном конце молекулы. Это в отличие от боковой группы или подвешенной группы, которая присоединена к другой части молекулы. Например, в соединении аминотриэтоксисилан аминогруппа и -Si(OEt)3 группы являются концевыми группами. В отличие от этого, в соединении бис-(триэтоксисилилпропил)амин группы -Si(OEt)3 являются концевыми группами, в то время как аминогруппа не является таковой. В особенно предпочтительных соединениях, предназначенных для применения в этом изобретении,все связи, кроме вышеупомянутых гидролизуемых связей, стабильны по отношению к условиям, которым они подвергаются при использовании (например, стабильны к гидролизу в морской воде). Предпочтительно, чтобы остающиеся связи в молекуле представляли собой углерод-углеродные, углеродводородные, углерод-кремниевые, азот-углеродные, кислород-углеродные и/или азот-водородные связи. Предпочтительные органосилановые соединения могут также включать аминогруппу. Если не ограничиваться теорией, то полагают, что присутствие аминофункции способствует лучшей адсорбции органосилана на пласте. Присутствие аминогруппы может, следовательно, способствовать более сильной адгезии органосилана к частицам пласта и/или возрастанию стабильности органосилана при воздействии высоких температур и/или давлений. Это может быть благодаря тому, что аминогруппа может образовы-5 012088 вать дополнительные связи (например, ковалентные, водородные и/или ионные) между органосиланом и пластом и/или другими органосиланами. Предпочтительно, чтобы амины были первичными аминами(т.е. -NH2), ещ более предпочтительно вторичными аминами (т.е. -NH-). Особенно предпочтительны те органосилановые соединения, которые включают более чем одну функциональную группу, например бифункциональные органосиланы или те соединения, которые способны к самополимеризации с образованием бифункциональных молекул. Под бифункциональным органосиланом понимают органосилан, содержащий два отдельных атома Si, каждый из которых образует часть по меньшей мере одной гидролизуемой связи. Бифункциональные органосиланы, следовательно,преимущественно дают при контакте с водой по меньшей мере две отдельных -Si-OH группы, каждая из которых может участвовать в любой из вышеописанных реакций (например, с другим силанолом). Бифункциональные органосиланы, следовательно, увеличивают степень полимеризации и, следовательно,размер создаваемых полимеров. Бифункциональные органосиланы, содержащие аминогруппу, являются особенно предпочтительными. Монофункциональные органосиланы также пригодны для способа по этому изобретению. Под монофункциональным органосиланом понимают органосилан, включающий один атом Si, который образует часть по меньшей мере одной гидролизуемой связи. В отличие от бифункциональных органосиланов монофункциональные органосиланы склонны давать меньшее связывание, имеющее место между различными органосиланами, особенно с теми, которые связаны с различными частицами пласта. Монофункциональные органосиланы, содержащие аминогруппу, особенно предпочтительны. Особенно предпочтительно в способе по этому изобретению использовать смесь бифункциональных и монофункциональных органосиланов. Например, смесь может включать бифункциональные и монофункциональные органосиланы в отношении от 75:25 до 25:75, более предпочтительно от 60:40 до 40:60, ещ более предпочтительно примерно 50:50. Эти соотношения бифункциональных и монофункциональных органосиланов во многих случаях были найдены для того, чтобы дать желаемый баланс для обеспечения образования достаточной полимерной сетки для значительного снижения проницаемости пласта в зонах с высокой концентрацией воды без радикального снижения проницаемости пласта в преимущественно нефтяных зонах. Это, в свою очередь, позволяет извлекать углеводороды (например,нефть) из обрабатываемых скважин более экономично. Характерными образцами органосиланов, подходящими для использования в этом изобретении, являются алкоголяты органосилана, сложные эфиры органосилана, оксимы органосилана, галогениды органосилана и гидриды органосилана. Эти соединения содержат по меньшей мере одну -Si-OR,-SiO(O)CR, -SiO-N=CRR', -SiX и -SiH-группу соответственно (где R и R' могут быть C1-20 алкилами и X является галогеном). Гидролиз соединений, содержащих эти группы, приводит дополнительно к силанолу (т.е.-Si-OH), -ROH, -RC(O)OH, -R'RC=NOH, -HX и -Н 2 соответственно, где R, R' и X определены выше. Особенно предпочтительными органосилановыми соединениями являются алкоголяты органосилана и сложные эфиры органосилана. Они подвергаются гидролизу, давая дополнительно к силанолу алканолы и слабые кислоты соответственно. Ни одно из этих соединений, как правило, не вызывает проблем(например, из-за побочных реакций) в углеводородных скважинах. Предпочтительные органосилановые соединения для применения в этом изобретении включают группу с формулой -Si-OR, где R является С 1-20 алкилом, более предпочтительно С 2-6 алкилом, например этилом. Другие предпочтительные органосилановые соединения содержат группу с формулой -Si-O(O)CR, где R является С 1-20 алкилом, более предпочтительно С 2-6 алкилом, например метилом. Органосиланы, пригодные для применения в этом изобретении, включают соединения с формулойR1R2R3Si-R4 (I),1 2 3 где каждый из R , R и R является независимо выбранным из водорода и органических радикалов,имеющих от 1 до 50 атомов углерода; иR4 является водородом, органическим радикалом, имеющим от 1 до 50 атомов углерода, или группой -OR5, в которой R5 является органическим радикалом, имеющим от 1 до 50 атомов углерода. При условии, что по меньшей мере один из R1, R2, R3 и R4 не является водородом. В соединениях по формуле (I) R1-R5 предпочтительно выбраны из возможно замещенных алкильных, алкенильных, арильных и алкоксигрупп, имеющих от 1 до 18, предпочтительно от 1 до 10, например от 1 до 6 атомов углерода. Возможные заместители, которые могут присутствовать, включают алкокси (например, C1-С 6 алкокси), амино, силил или силилоксигруппы. Группы R1-R5 могут быть дополнительно прерваны одним или более гетероатомом, предпочтительно N, О или S, например группой-NR12, где R12 это Н или C1-6 алкил. Предпочтительными соединениями для применения в этом изобретении являются соединения,представленные формулой (II)R10b(RO)3-bSi-R11 (II),где b является 0 или положительным целым числом от 1 до 3, предпочтительно 0 или 1, например 0;R10 является замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной алкильной группой,-6 012088 имеющей от 1 до 6 углеродных атомов, например C1 алкил; каждый R является независимо замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной алкильной группой, имеющей от 1 до 18 углеродных атомов, например от 1 до 6 углеродов, или -COR13 группой, где R13 является возможно замещнной, предпочтительно незамещнной C1-18 алкильной, например C1-6 алкильной группой, иR11 является замещнной или незамещнной алкильной группой, имеющей от 1 до 40 углеродных атомов (предпочтительно от 1 до 18 углеродных атомов, например от 1 до 8 углеводородов), и которая возможно прервана одним или более гетероатомами, илиR11 является группой с формулой -(СН 2)x-А-(СН 2)y-Si(OR)3, где А является органической связующей группой или группой, содержащей атом, который имеет отдельную пару электронов (например, N, Р илиS атом); х является 0 или целым положительным числом предпочтительно от 1 до 10, более предпочтительно от 1 до 4, например 2 или 3; у является 0 или целым положительным числом, предпочтительно от 1 до 10, более предпочтительно от 1 до 4, например 2 или 3; и R, как определено выше). В предпочтительных соединениях с формулой (II), R является C1-6 алкильной группой, более предпочтительно С 2-4 алкильной группой, например метил или этил. В особенно предпочтительных соединениях с формулой (II) каждый R одинаков. Предпочтительными соединениями с формулой (II) являются также те, в которых R11 представляет собой незамещнную алкильную группу (например, R11 может быть пропилом, бутилом, пентилом, гексилом, гептилом, октилом, нонилом, децилом, додецилом, особенно предпочтительно октилом). В особенно предпочтительных соединениях с формулой (II) R11 является замещнной или незамещнной, предпочтительно замещнной, алкильной группой (например, замещнной C1-12 алкильной группой). Предпочтительные алкильные группы включают пропил и бутил. Заместители, которые могут присутствовать, включают -NH2, -NHR' и NR'R", где R' и R" независимо представляют C1-6 алкильные группы. Особенно предпочтительными органосиланами для применения в этом изобретении являются соединения, представленные формулой (III)(RO)3Si-(CH2)x-A-(CH2)y-Si(OR)3 (III),где каждый R является независимо замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной,алкильной группой, имеющей от 1 до 18 атомов углерода, например от 1 до 6 углеродов, или -COR13 группой, где R13 является возможно замещнной, предпочтительно незамещнной, C1-18 алкильной группой, например C1-6 алкильной группой; А является органической связующей группой или группой, содержащий атом, который имеет отдельную пару электронов (например, N, Р или S атом);x является 0 или целым положительным числом, предпочтительно от 1 до 10, более предпочтительно от 1 до 4, например 2 или 3, иy является 0 или целым положительным числом, предпочтительно от 1 до 10, более предпочтительно от 1 до 4, например 2 или 3. В формулах (II) и (III) группа А выполняет функцию связующего компонента, и е точная химическая природа имеет меньшее значение в том случае, если эта функция выполнена. Как правило, однако,она включает цепочку от 1 до 20 атомов длиной, предпочтительно от 1 до 10, особенно от 1 до 5. Примеры подходящих связующих компонентов включают как линейные, так и разветвленные алкиленовые цепочки, которые могут быть прерваны гетероатомами, такими как азот и кислород. В формулах (II) и (III) х и у, как правило, одинаковы. В предпочтительных соединениях с формулой (III) R является С 1-6 алкильной группой, более предпочтительно С 2-4 алкильной группой, например метил или этил. В особенно предпочтительных соединениях с формулой (III) каждый R одинаков. Предпочтительными соединениями с формулой (II) и (III) являются также такие, в которых А является группой, содержащей атом, который имеет отдельную пару электронов, в особенности азот. Предпочтительно А будет группой -NH или -NR6, где R6 является С 1-6 алкилом. Другими предпочтительными органосиланами для применения в этом изобретении являются представленные формулой (IV)R9a(RO)3-aSi-(CH2)z-NR7R8 (IV),7 8 где R и R являются независимо водородом или замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной, алкильной группой, имеющей от 1 до 6 атомов углерода;z является целым положительным числом, предпочтительно от 1 до 20, более предпочтительно от 1 до 8, например 3 или 8; а является 0 или целым положительным числом от 1 до 3, предпочтительно 0 или 1 (например, 0);R9 является замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной, алкильной группой,имеющей от 1 до 6 атомов углерода (например, C1), иR - как определено выше для формулы (III). В предпочтительных соединениях с формулой (IV) по меньшей мере один из R7 или R8 является водородом. Более предпочтительно, чтобы оба R7 и R8 были водородами. Кроме того, предпочтительными-7 012088 соединениями с формулой (IV) являются те соединения, в которых z по меньшей мере 2, ещ более предпочтительно z по меньшей мере 3 (например, z равно 3). Если другое не предписано, любые алкильные или алкенильные группы, упоминаемые здесь, могут быть моно- или полизамещнными и могут быть разветвленными или неразветвлнными. Особенно предпочтительно в методе этого изобретения использовать смесь соединения с формулой(III) и соединения с формулой (IV). Например, смесь может включать соединение с формулой (III) и соединение с формулой (IV) в отношении от 75:25 до 25:75, более предпочтительно от 60:40 до 40:60, ещ более предпочтительно примерно 50:50. Подходящие органосиланы включают 3-аминопропилтриэтоксисилан, бис(триэтоксисилилпропил)амин, 3-(диэтоксиметилсилил)пропиламин, триметоксиоктилсилан, триэтоксиоктилсилан,4,4,15,15-тетраэтокси-3,16-диокса-8,9,10,11-тетратиа-4,15-дисилаоктадекан и любую комбинацию из них. Эти соединения коммерчески доступны, например, от Degussa (Ханау, Германия) под торговыми названиями DYNASYLAN 1126, DYNASYLAN 1122, DYNASYLAN 1506, DYNASYLAN OCTMO, DYNASYLAN OCTEO, DYNASYLAN AMEO и Si 69. Предпочтительная комбинация органосиланов для применения в этом изобретении включает 3-аминопропилтриэтоксисилан и бис(триэтоксисилилпропил)амин,предпочтительно в отношении от 75:25 до 25:75, более предпочтительно от 60:40 до 40:60, ещ более предпочтительно примерно 50:50. Особенно предпочтительной смесью является та, которая продатся под торговым названием DYNASYLAN 1126. Необходимое для использования количество органосилана изменяют в широких пределах в зависимости от факторов, таких как природа конкретного используемого органосилана, природа (например,проницаемость, температура и т.д.) горной породы пласта, объм естественно присутствующей воды и так далее. Вообще, количество используемого органосилана должно быть достаточно для снижения проницаемости по меньшей мере в части пласта (например, обогащенных водой участков) таким образом,чтобы углеводороды можно было добывать экономично, и специалисты легко могут определить подходящие количества. Органосиланы для применения в способе по этому изобретению применяют предпочтительно в виде дисперсии или раствора в жидком носителе. Таким образом, регулирующий водоприток агент предпочтительно включает жидкий носитель. Жидкий носитель может быть водный или неводный. Предпочтительно он включает неводную органическую жидкость, например углеводород или углеводородную смесь, обычно углеводороды от С 3 до C15, или нефть, например сырую нефть, базовое масло или ламповое масло. Другие подходящие жидкие носители включают ароматические углеводороды, такие как нафта или дизельное топливо. Дизельное топливо является особенно предпочтительным. В этом изобретении в регулирующем водоприток агенте обычно предпочтительно использовать углеводородный носитель, поскольку это сводит к минимуму воздействие воды на органосиланы. Это означает, что реакцию (например, гидролиз) при прохождении через скважину к обрабатываемому пласту сводят к минимуму или предотвращают. Предпочтительно углеводородный носитель является, по существу, безводным. Например, углеводородный носитель предпочтительно содержит менее 5% воды, более предпочтительно менее 2% воды, ещ более предпочтительно менее 0,5% воды, например менее 0,1% воды. Таким образом, при рассмотрении с дополнительной стороны, это изобретение предоставляет регулирующий водоприток агент, который включает (например, состоит в основном из) органосилан, как определено выше, и возможно, по существу, безводный углеводородный носитель, в котором указанный органосилан находится в количестве, эффективном для регулирования водопритока в подземном пласте,например, для снижения проницаемости по отношению к воде по меньшей мере в части указанного пласта, предпочтительно сводя к минимуму при этом любое снижение проницаемости пласта по отношению к углеводородам (например, нефти). Предпочтительно регулирующий водоприток агент, предназначенный для применения в этом изобретении, по существу, не содержит других полимерных веществ, таких как гидрофильные полимерные вещества, предложенные в уже известных способах. Например, он, по существу, не содержит макромолекул модификаторов относительной проницаемости, таких как гомо- или сополимеры акриламида, поливиниловый спирт, полисилоксан, натуральный каучук или его химически модифицированные производные. Регулирующий водоприток агент может, например, по существу, не содержать полимерных веществ, иных, чем вещества, образуемые в нм при полимеризации органосилана. Например, количество любого полимерного вещества обычно будет меньше 10 мас.%, предпочтительно меньше 0,5 мас.%, более предпочтительно меньше 0,1 мас.%, например меньше 0,01 мас.%. Предпочтительно, чтобы любое полимерное вещество, присутствующее в регулирующем водоприток агенте, имело средний молекулярный вес менее 50000 г/моль. Подходящие углеводородные носители жидкости включают сырую нефть, базовое масло, ламповое масло, алифатические углеводороды (например, гексан), ароматические углеводороды (например, бензол или толуол) или продукты перегонки нефти или фракции (например, керосин, нафта или дизельное топливо). Предпочтительно, чтобы углеводороды включали продукты перегонки нефти, особенно дизельное-8 012088 топливо. Жидкий носитель (например, углеводородный носитель) может также содержать другие добавки,известные в технологии для использования при обработке скважин. Такие добавки могут включать поверхностно-активные вещества, загустители, деривационные средства, рН буферы и катализаторы. Предпочтительно, чтобы носитель не содержал катализатора и/или полимера, особенно полимера. Особенно ценно, чтобы органосиланы, предназначенные для применения в этом изобретении, были способны образовывать полимеры при контакте с водой в пласте. Таким образом, предпочтительное отсутствие полимера относится к регулирующему водоприток агенту до его контакта с водой. Ещ более предпочтительно, чтобы регулирующий водоприток агент содержал менее 500 частей на миллион (ppm) полимера,более предпочтительно менее 100 ppm полимера. Особенно предпочтительно, чтобы регулирующий водоприток агент состоял, по существу (например, состоял из), из органосилана и жидкого носителя (например, углеводорода). Предпочтительно, чтобы концентрация органосилана в жидком носителе была в диапазоне 0,0550% (мас./об.), предпочтительно от 10 до 30% мас./об., более предпочтительно от 20 до 25% мас./об.,например около 25% мас./об. Более высокие концентрации обычно используют при более глубоких перфорационных каналах. Обычно используют от 50 до 1000 л (например, от 100 до 400 л) углеводородного носителя на м 3 пласта, подлежащего обработке. Предусмотрено, что обработка органосиланом в соответствии с описанным здесь способом может быть на любой стадии добычи углеводорода, т.е. до и/или после того, как добыча углеводородов (т.е. извлечение нефти или газа из скважины) началась. В некоторых случаях обработка выполняется до добычи углеводородов для того, чтобы способствовать максимальному извлечению углеводородов. Более предпочтительно, чтобы обработка выполнялась сразу, как только проблема обводнения (например, образование в скважине водяного конуса, просачивание воды) установлена или возможность проблемы обводнения установлена. Часто может быть полезным выполнение обработки в соответствии с этим изобретением до того, как вывод воды станет интенсивным. Тем не менее, описанный здесь способ обработки может быть повторн по необходимости для того, чтобы свести к минимуму или предотвратить выход воды. Таким образом, скважина может быть обработана до эксплуатации и затем снова после того, как возможность проблемы обводнения установлена. Другие традиционные способы обработки скважины, такие как стимулирующая обработка, обработка гидравлическим разрывом, обработка по уменьшению твердого осадка, можно также использовать в сочетании со способом по этому изобретению. Это может предшествовать или следовать за способом по этому изобретению. Предпочтительно, однако, скважина готова снова для добычи немедленно после обработки в соответствии со способом по этому изобретению. Обработку проводят, осуществляя контакт пласта с регулирующим водоприток агентом, как правило, через ствол скважины и обычно применяя давление, достаточное для прохождения пласта. Под осуществлением контакта понимают подачу насосом, нагнетание, заливку, сброс, прокачку или помещение регулирующего водоприток агента иным способом внутрь скважины, ствола скважины и/или пласта. Любой способ, известный в данной области техники, может быть использован. Время обработки или период остановки зависят от ряда факторов, включающих природу пласта, объм присутствующей воды,природу и концентрацию применяемого органосилана, глубину перфорационного канала и т.д. Типичные времена остановки могут быть определены специалистами, и, как правило, колеблются от 2 до 10 ч,предпочтительно от 4 до 8 ч, например примерно от 4 до 6 ч. Любой из традиционных способов обработки может быть использован для подачи регулирующего водоприток агента к скважине. Такие методы включают закачку под давлением и подачу по колонне гибких труб. Предпочтительно изоляция зон (например, уплотнителями) не требуется. Из этих способов, как правило, предпочитают закачку под давлением. Это, в отличие от многих уже известных методов, в которых химикаты для обработки помещают, как правило, в различных точках пласта, например, чтобы расположить их в желаемом месте, используют подачу по колонне гибких труб. Это более дорогая операция для выполнения. Преимущество закачки под давлением состоит в том, что обрабатывают целую скважину и по относительно низкой цене. Закачка под давлением может быть использована для обработки как вертикальных, так и горизонтальных скважин, и обработка может быть осуществлена в течение коротких производственных интервалов. Подходящие скорости потока при нагнетании могут быть легко определены специалистами, однако, предпочтительные скорости потока могут находиться в диапазоне от 2500 до 3000 л/мин. Как правило, скорость потока при нагнетании не ниже чем примерно 500 л/мин. Способы с применением колонны гибких труб (КТ) менее желательны по экономическим причинам, но, тем не менее, могут быть с успехом использованы для доставки веществ к скважине. Такие методы, как правило, больше подходят для обработки длинных горизонтальных секций скважины. Подходящие КТ методы включают традиционно используемые в этой области способы, например, ротационноимпульсный способ, подача по колонне соосных гибких труб и т.д. В предпочтительном способе по этому изобретению после введения в пласт регулирующего водоприток агента скважину останавливают. Период остановки зависит от условий в скважине (например,температуры, давления и др.), которые влияют на скорость, с которой протекает полимеризация органо-9 012088 силана. Как правило, однако, период остановки бывает от 3 до 24 ч, предпочтительно от 4 до 12 ч, например от 6 до 9 ч. После остановки скважину предпочтительно вводят обратно в эксплуатацию. Предпочтительно, чтобы отношение воды к углеводородам, выходящим после обработки, было меньше, чем оно же до обработки. Например, предпочтительным отношением объма воды к объму углеводородов(об./об. отношение) является по меньшей мере 20:80, более предпочтительно по меньшей мере 30:70 (например, от 10:90 до 95:5), поскольку при этих отношениях углеводороды можно добывать обычно экономично. Таким образом, при рассмотрении с дополнительной стороны, это изобретение предоставляет способ обработки подземных пластов, продуцирующих воду и углеводороды, для снижения (предпочтительно на 5 и до 90%, более предпочтительно на 10 и до 95%, например по меньшей мере на 40%) количества выходящей оттуда воды во время добычи углеводородов, при этом указанный способ включает:(а) обеспечение регулирующего водоприток агента, включающего (например, состоящего по существу из) органосилан, как выше описано, и(б) осуществление контакта указанного пласта с указанным агентом в количестве, эффективном для снижения количества выходящей оттуда воды во время добычи углеводородов. Способ по этому изобретению особенно эффективен для увеличения добычи на заключительных стадиях в более старых скважинах, где отношение выходящей воды к углеводородам высоко (например,80:20 об./об. или больше). Ранее существовала тенденция такие скважины закрывать, когда скорость выхода воды достигает уровня, при котором стоимость обращения с водой перевешивает стоимость добываемых углеводородов (например, нефти). Однако при обработке этих скважин в соответствии со здесь описанным способом выход воды может быть снижен до степени, когда экономичная добыча из скважины может быть продолжена. Таким способом жизнь скважины может быть продлена, и огромных стоимостей, включающих установление нового пласта, избегают или, по меньшей мере, их откладывают. Также предусмотрено, что способ по настоящему изобретению может быть использован для обработки (например, изолирования) обогащенного водой подземного пласта, например подземного пласта, в котором добыча углеводородов завершена. Очень мало, если таковые имеются, углеводородов может оставаться в таком пласте, следовательно, обычно присутствуют высокие уровни воды. Как результат,когда выполняют обработку в соответствии со способом по этому изобретению, целый пласт, контактирующий с таким агентом, имеет тенденцию быть заблокированным или закупоренным. Таким способом проницаемость пласта как по отношению к воде, так и по отношению к углеводородам может быть снижена, и движение жидкости (например, воды) в другие части пласта или связанные пласты можно предотвратить. Таким образом, при рассмотрении ещ с дополнительной стороны это изобретение обеспечивает способ изоляции или закупоривания обогащенного водой (например, истощенного по нефти) подземного пласта, при этом указанный метод включает осуществление контакта указанного пласта с регулирующим водоприток агентом, который включает (например, состоит по существу из) органосилан, как выше определено в количестве, эффективном для снижения проницаемости указанного пласта. Также подходящими для применения в способе изоляции или закупоривания обогащенных водой(например, истощенных по нефти) подземных пластов являются энзимные системы. Они включают энзим и субстрат для энзима, при этом в результате действия энзима на субстрат происходит осаждение или отложение вещества, которое эффективно препятствует потоку жидкости через пласт. Вещество,которое осаждается или откладывается в пласте, может быть создано из соединения, присутствующего в пласте породы перед введением энзимной системы. Альтернативно, подходящее соединение может быть введено в скважину в дополнение к энзиму и субстрату. Энзимы, подходящие для применения в этом изобретении, включают такие энзимы, которые остаются активными при условиях (например, температура, давление, и т.д.), обнаруженных в подземном пласте, который подлежит обработке. Обычно они являются водорастворимыми. Предпочтительным энзимом является уреаза (ЕС 3.5.1.5). Она может быть выделена из любого растительного, животного, бактериального или грибкового источника. Она, возможно, может быть химически модифицирована при условии сохранения своей желаемой каталитической активности. Примеры подходящих уреаз включают термофильные или термостойкие уреазы, например уреазы, которые выделены из канавалии мечевидной. Уреазы, пригодные для использования в этом изобретении, коммерчески доступны от Sigma. Особенно предпочтительной уреазой является уреаза Canavalia ensiformis (канавалия мечевидная), доступная отSigma под товарным номером U1500. Подходящими сочетаниями энзим-субстрат являются уреазы в сочетании с мочевиной. Как правило, их используют вместе с водным раствором, который при контакте с системой энзим-субстрат способен образовывать осадок, который закупоривает или изолирует систему пор пласта. Подходящим раствором для использования с уреазой/мочевиной является водный раствор, содержащий соль Са, например хлорид кальция. Под действием уреазы на мочевину образуется аммиак и СО 2. СО 2 улавливается,поскольку пузырьки СО 2 при контакте с CaCl2 образуют СаСО 3. Если не ограничиваться теорией, то полагают, что карбонат кальция эффективен в задержке потока жидкости через пласт. Таким образом, при рассмотрении ещ с дополнительной стороны это изобретение обеспечивает- 10012088 способ изоляции или закупоривания обогащенных водой (например, истощенных по нефти) подземных пластов, при этом указанный способ включает осуществление контакта указанного пласта с регулирующим водоприток агентом, который содержит энзим и субстрат для него в количестве, эффективном для снижения проницаемости указанного пласта. Количество используемых энзима/энзимного субстрата изменяют в зависимости от таких факторов,как природа (например, проницаемость, температура и др.) пласта породы и тому подобное. Обычно количество используемых энзима/энзимного субстрата должно быть достаточно, чтобы, по существу, изолировать или запереть пласт после обработки, и подходящие количества могут быть легко определены специалистами. Как правило, энзимная система может быть применена в количестве от 5 до 300 М.Е./см 3, предпочтительно менее чем 100 М.Е./см 3, например менее чем 50 М.Е./см 3. В предпочтительном воплощении этого аспекта изобретения проницаемость пласта по отношению к воде снижают по меньшей мере на 80%, более предпочтительно по меньшей мере на 90%, ещ более предпочтительно по меньшей мере на 99%. В дополнительном предпочтительном осуществлении изобретения проницаемость пласта по отношению к углеводородам также снижают (например, по меньшей мере на 80%, более предпочтительно по меньшей мере на 90%, ещ более предпочтительно по меньшей мере на 99%). Ещ более предпочтительно этот аспект изобретения дат, по существу, непроницаемый пласт. Обычно пласт, подлежащий обработке, является обогащенным водой в результате предварительного извлечения углеводородов. Если необходимо, однако, дополнительная вода может быть введена(например, нагнетанием) в пласт перед добавлением регулирующего водоприток агента, чтобы увеличить максимально полимеризацию и обеспечить синтез распространенной полимерной сетки. Как указано выше, полимер, образуемый с помощью агента для обработки, является предельно стабильным (например, он может выдерживать широкий диапазон рН, температур и давлений), значит, после обработки в соответствии со способом по этому изобретению можно сохранять пласт запертым или изолированным на многие годы без необходимости последующих обработок. Применение способов по этому изобретению особенно подходит для пластов, включающих многослойную структуру (например, структуру песчаника) с двумя или более слоями, которые насыщены углеводородами, и особенно для таких структур, в которых нет перекрстного потока между слоями. Однако любая пластовая структура в условиях обводнения может быть обработана в соответствии со способом по этому изобретению. Обработка в соответствии с методом этого изобретения может быть особенно полезной в пластах, где проницаемость пластов составляет примерно от 10 мД и до 15 Д, предпочтительно от 0,5 до 5 Д. Изобретение далее будет описано со ссылкой на следующие не ограничивающие примеры. Пример 1. Способность 25 об.% DYNASYLAN 1126 (Degussa AG, Германия) снижать проницаемость Хейдрунского песка была испытана с использованием набитого песком цилиндрического патрона, как показано на фиг. 2, имеющего следующие размеры: 209 мм (длина)65 мм (диаметр) и общий объм песка 157 см 3. Набитый песком патрон был соединн с дифференциальными датчиками давления и помещн внутрь камеры подогрева. Безымпульсный насос был использован для генерирования скорости потока 1 или 2 мл/мин. Экспериментальная методика. 1. Песок (Хейдрунский песок) набили в гильзу и песочный блок расположили вертикально. 2. Давление в линии и гильзе было 1,5 и 5,5 МПа (15 и 55 бар) соответственно. 3. 10 поровых объмов (ПО) пластовой воды (ПВ) нагнетали (1 мл/мин) через низ вертикального песочного блока. 4. Измерили Kw. 5. Swi установили нагнетанием лампового масла через верх песочного блока. 6. Измерили Ko. 7. Sorw установили нагнетанием ПВ через низ песочного блока. 8. Измерили Kw при Sorw. 9. 3 ПО 25 об.% DS1126 в ламповом масле нагнетали (2 мл/мин) в песочный блок. 10. Камеру подогрева нагрели до 85 С. 11. Керн выдержали 3 ч после того, как достигли 85 С. 12. Нагнетали ламповое масло. 13. Измерили Ko. Результаты. Предварительная обработка:Ko = 2,54 Д (как измерено на этапе 6),Kw= 3,47 Д (как измерено на этапе 8). Последующая обработка:Ko1 мД (разность давлений была выше чем предел измерений датчика давления, следовательно,можно сделать вывод, что Ko меньше 1 мД).- 11012088 Это соответствует снижению проницаемости относительно нефти более чем на 99,96%. Kw не возможно было измерить, поскольку поток воды был полностью блокирован. Снижение проницаемости по отношению к воде, следовательно, составляет 100%. Обсуждение. Результаты показывают, что DYNASYLAN 1126 способен снижать проницаемость водонасыщенного песчаного пласта по отношению к воде (т.е. DYNASYLAN 1126 может быть использован,чтобы изолировать или запереть обогащенные водой (истощнные по нефти) песчаные пласты). В этом эксперименте проницаемость по отношению к нефти была также существенно снижена. Однако селективное снижение проницаемости по отношению к воде происходит в тех пластах, которые содержат перед обработкой смесь углеводородов и воды. Пример 2. Чтобы продемонстрировать способность органосилановых соединений по этому изобретению селективно снижать проницаемость по отношению к воде, был проведн эксперимент по затоплению керна, выполняемый с двумя кернами параллельно: один из Береа (при So с Swi), другой из Бентхайма (при 100% с Sw). Растворы для обработки, включающие 15 об.% DS 1126 в дизельном топливе, нагнетали в оба керна одновременно, при этом керны впитывали раствор для обработки неограниченно, например,благодаря различиям в проницаемости и возможным эффектам насыщения/ввода. Экспериментальная методика. 15 об.% DYNASYLAN 1126 (DS 1126) в дизельном топливе были введены одновременно в керны Береа и Бентхайм, соединнные параллельно и ориентированные горизонтально. Swi было установлено нагнетанием керосина (Statoil L-парафин) с последующим введением вязкого масла (Medicway No. 15). Условия для кернов перед введением 15 об.% DS 1126: Береа был при Swi =25,7% Бентхайм был при Sw = 100% 1. Нагнетание (1,5 мл/мин) раствора для обработки до тех пор, пока масса стока из Береа не составила 2,1 г. DV=0,82 мл; керн: 1,78 мл/см в УВ фазе, т.е. 0,93 см в керне. 2. Масса стока из Бентхайма составила 16,6 г. DV=0,82 мл; керн: 2,4 мл/см, т.е. 6,38 см в керне. 3. Дизельное топливо нагнетали до тех пор, пока масса стока из Береа не составила 2,1 г, т.е. 1,39 см в керне. 4. Масса стока из Бентхайма составила 11,5 г, т.е. 4,64 см в керне. 5. Включили камеру подогрева (на 80 С). 6. Продолжительность выдержки была 3 ч после того, как керн достиг 50 С. 7. 1,5 ПО дизельного топлива ввели в керн Береа в направлении противоположном потоку. 8. Ko при Swi измерили при 80 С. 9. 1,5 ПО Хейдрунской пластовой воды ввели в керн Бентхайм в направлении противоположном потоку. 10. Kw при "So" измерили при 80 С. 11. Камеру подогрева выключили. 12. Этапы 8 и 9 повторили при комнатной температуре. Результаты:RRFo = Koi/Kof =92 мД/15 мД = 6,1, отсюда RRFw/RRFo = 55,9/6,1 = 9,2. Эти результаты демонстрируют отличное запирание воды с RRFw, равным 55,9. ОтношениеRRFw/RRFo = 9,2 также свидетельствует о хорошей селективной обработке различных зон (фактор, равный 10, можно рассматривать как селективное размещение). ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ регулирования водопритока в подземном пласте, включающий осуществление контакта указанного пласта с регулирующим водоприток агентом, который включает, по существу, безводный углеводородный носитель и органосилан в количестве, эффективном для снижения проницаемости по отношению к воде по меньшей мере в части указанного пласта. 2. Способ по п.1, где концентрация указанного органосилана в указанном носителе составляет от 10 до 50% (мас./об.). 3. Способ по п.1 или 2, где любое снижение общей проницаемости указанного пласта по отноше- 12012088 нию к углеводородам (например, нефти) сводят к минимуму. 4. Способ по любому из предыдущих пунктов, где снижают проницаемость обогащенных водой участков указанного пласта. 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, где снижают проницаемость указанного пласта по отношению к воде на 40-100%, предпочтительно на 60-100%. 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, где снижают проницаемость указанного пласта по отношению к углеводородам (например, нефти) на 0-50%, предпочтительно на 0-30%. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, где выход воды из указанного пласта снижают по меньшей мере на 10%. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, где указанный регулирующий водоприток агент содержит менее 10 мас.% полимерного вещества, иного, чем вещество, образующееся при полимеризации органосилана. 9. Способ по любому из предыдущих пунктов, где органосиланом является гидрид органосилана,алкоголят органосилана или амин органосилана. 10. Способ по любому из предыдущих пунктов, где органосилан включает аминогруппу. 11. Способ по любому из предыдущих пунктов, где органосилан является бифункциональным. 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, где органосилан включает соединение с формулойR1R2R3Si-R4 (I),1 2 3 где каждый из R , R и R независимо выбран из водорода и органических радикалов, имеющих от 1 до 50 атомов углерода, иR4 является водородом, органическим радикалом, имеющим от 1 до 50 атомов углерода, или группой -OR5, в которой R5 является органическим радикалом, имеющим от 1 до 50 атомов углерода; при условии, что по меньшей мере один из R1, R2, R3 и R4 не является водородом. 13. Способ по п.12, где в формуле (I) R4 является -OR5, где R5 является C1-8 алкилом, например C1-6 алкилом. 14. Способ по любому из пп.1-11, где органосилан включает соединение формулы (II)R10b(RO)3-bSi-R11 (II),где b является 0 или положительным целым числом от 1 до 3, предпочтительно 0 или 1, например 0;R10 является замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной, алкильной группой,имеющей от 1 до 6 углеродных атомов, например C1 алкил; каждый R независимо является замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной,алкильной группой, имеющей от 1 до 18 углеродных атомов, например от 1 до 6 углеродов, или -COR13 группой, где R13 является возможно замещнной, предпочтительно незамещнной, C1-18 алкильной группой, например C1-6 алкильной группой, иR11 является замещнной или незамещнной алкильной группой, имеющей от 1 до 40 углеродных атомов (предпочтительно от 1 до 18 углеродных атомов, например от 1 до 8 углеродов), и которая возможно прервана одним или более гетероатомами, илиR11 является группой формулы -(CH2)x-A-(CH2)y-Si(OR)3, где А является органической связующей группой или группой, включающей атом, который имеет отдельную пару электронов (например, N, Р илиS атом); х является 0 или целым положительным числом предпочтительно от 1 до 10, более предпочтительно от 1 до 4, например 2 или 3; у является 0 или целым положительным числом, предпочтительно от 1 до 10, более предпочтительно от 1 до 4, например 2 или 3; и R, как определено выше. 15. Способ по любому из пп.1-11, где органосилан включает соединение формулы (III)(RO)3Si-(CH2)x-A-(CH2)y-Si(OR)3 (III),где каждый R является независимо замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной,алкильной группой, имеющей от 1 до 18 атомов углерода, например от 1 до 6 углеродов, или -COR группой, где R определено выше; А является органической связующей группой или группой, содержащей атом, который имеет отдельную пару электронов (например, N, Р или S атом); х является 0 или целым положительным числом, предпочтительно от 1 до 10, более предпочтительно от 1 до 4, например 2 или 3, и у является 0 или целым положительным числом, предпочтительно от 1 до 10, более предпочтительно от 1 до 4, например 2 или 3. 16. Способ по любому из пп.1-11, где органосилан включает соединение формулы (IV)R9a(RO)3-aSi-(CH2)z-NR7R8 (IV),7 8 где R и R являются независимо водородом или замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной, алкильной группой, имеющей от 1 до 6 атомов углерода;z - целое положительное число, предпочтительно от 1 до 20, более предпочтительно от 1 до 8, например 3 или 8; а является 0 или целым положительным числом от 1 до 3, предпочтительно 0 или 1 (например, 0);R9 является замещнной или незамещнной, предпочтительно незамещнной, алкильной группой,- 13012088 имеющей от 1 до 6 атомов углерода (например, C1), иR - как определено выше для формулы (III). 17. Способ по любому из пп.1-11, где указанное вещество включает смесь соединения формулы (III) и соединения формулы (IV). 18. Способ по любому из пп.1-11, где органосилан включает 3-аминопропилтриэтоксисилан,бис(триэтоксисилилпропил)амин, 3-(диэтоксиметилсилил)пропиламин, триметоксиоктилсилан, триэтоксиоктилсилан, 3-аминопропилтриэтоксисилан, 4,4,15,15-тетраэтокси-3,16-диокса-8,9,10,11-тетратиа-4,15 дисилаоктадекан или любую комбинацию из них. 19. Применение композиции, включающей, по существу, безводный углеводородный носитель и органосилан, в качестве регулирующего водоприток агента для регулирования водопритока в подземном пласте. 20. Способ обработки подземных пластов, продуцирующих воду и углеводороды, для снижения количества выходящей оттуда воды во время добычи углеводородов, при этом указанный способ включает:(а) обеспечение регулирующего водоприток агента, включающего, по существу, безводный углеводородный носитель и органосилан, и(б) осуществление контакта указанного пласта с указанным агентом в количестве, эффективном для снижения количества выходящей оттуда воды во время добычи углеводородов. 21. Регулирующий водоприток агент, включающий, по существу, безводный углеводородный носитель и органосилан, в количестве, эффективном для регулирования водопритока в подземном пласте,например, путм снижения проницаемости по отношению к воде по меньшей мере в части указанного пласта, в то же время предпочтительно сводя к минимуму любое снижение общей проницаемости указанного пласта по отношению к углеводородам (например, нефти). 22. Способ изоляции или закупоривания обогащенного водой подземного пласта, где указанный способ включает осуществление контакта указанного пласта с регулирующим водоприток агентом, который включает, по существу, безводный углеводородный носитель и органосилан, в количестве, эффективном для снижения проницаемости указанного пласта.