Способ регулирования проницаемости пласта



Способ регулирования проницаемости пласта
Способ регулирования проницаемости пласта
Способ регулирования проницаемости пласта

 


Владельцы патента RU 2533397:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости. Технический результат - снижение проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора. В способе регулирования проницаемости пласта, заключающемся в поочередной закачке в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеообразующей оторочки и суспензионной оторочки, обработку осуществляют одновременно как со стороны нагнетательных скважин, так и со стороны добывающих скважин участка, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют композицию следующего состава, мас.%: Алдинол-10 4,0, СаСl2 4,0, нефть товарная 20,0, техническая вода 72,0, а в качестве суспензии используют композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: мел природный тонкодисперсный марки «М-3» 5,0, техническая вода 95,0. 2 пр., 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в закачке в пласт через скважину эмульсеобразующей оторочки, гелеобразующей оторочки и снова эмульсеобразующей оторочки (см. патент RU N2094601, Е21В 43/22, опуб. 27.10.1977 г.). Известный способ не позволяет достичь высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования проницаемости пласта, заключающийся в закачке в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеобразующего и гелеобразующего растворов, при этом эмульсеобразующую оторочку закачивают до и после введения гелеобразующего раствора при объемном соотношении от 1:1:1 до 1:2:1, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют раствор поверхностно-активного вещества в нефти, а в качестве гелеобразующего раствора - смесь растворенного в алюмохлориде цеолита и водного раствора соляной кислоты (см. патент RU N2148160, Е21В 43/22, 27.04.2000).

Существенным недостатком данного способа является совокупная дороговизна используемых химических реагентов и сложность технологического процесса приготовления оторочек в промысловых условиях, требующая большой металлоемкости (для приготовления эмульсеобразующей и гелеобразующей оторочек необходимо два специализированных хим. звена повышения нефтеотдачи пласта (ПНП), а также требуется дополнительная специализированная техника для доставки кислотного состава на месторождение.

В отличие от приведенного выше способа заявленный способ использует более дешевые реагенты и технология подготовки композиции очень проста и не требует дополнительной металлоемкости и спец. техники, что удешевляет весь процесс обработки. Композицию готовят на месторождении одним специализированным хим. звеном повышения нефтеотдачи пласта (ПНП).

Задачей изобретения является увеличение эффективности снижения проницаемости обводненного высокопроницаемого пласта и ограничение водопритока в добывающие скважины.

Поставленная задача достигается тем, что в пласт последовательно закачивают через нагнетательную и добывающую скважины эмульсеобразующую оторочку и суспензионную оторочку, причем обработку нагнетательной и добывающей скважин производят одновременно, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют реагенты при следующем соотношении, мас.%: Алдинол10 4,0; СаСl2 4,0; нефть товарная 20,0, техническая вода 72,0, а в качестве суспензии используют, мас.%: мел природный тонкодисперсный марки «М-3» 5,0; техническая вода 95,0. Используемый способ на производстве авторами назван Технологией «ЭСС-АС».

Реализация способа осуществляется циклами (оторочками). Количество обрабатываемых нагнетательных и добывающих скважин по участку не регламентируют.

Физико-химическая сущность применения способа заключается в том, что эмульсеобразующая оторочка фильтруется в наиболее проницаемые участки, при взаимодействии с нагнетаемой или пластовой водой происходит упрочнение эмульсии, а оторочка в виде суспензии на основе мела природного тонкодисперсного фильтруется в промытую поровую зону и трещина пласта, кольматирует высокопроницаемые участки пласта за счет образования структурного осадка.

Пример приготовления композиций для осуществления закачки оторочек на месторождении (в таблице):

Общий объем композиции - 210 м3:

1 и 3 циклы - по 75 м3 эмульсеобразующая оторочка;

2 и 4 циклы - по 30 м3 оторочка в виде суспензии на основе мела природного тонкодисперсного;

5 цикл - 50 м3 - продавка тех. водой, взятой от водовода нагнетательной скважины (продавка в общий объем композиции не входит).

Для реализации способа используют материалы:

в качестве эмульгатора - реагент Алдинол-10 (ТУ 2413-001-70240705-06), который представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая и др.) и смоляных кислот - является активным эмульгатором. На внешний вид - маслянистая вязкая жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета.

Плотность 0,89 г/см3 при 20°C. Температура вспышки в закрытом тигле - не ниже 70°С. Температура застывания - не менее минус 40°С.

В качестве соэмульгатора используют техническую хлористую соль кальция.

Хлористую соль используют в виде насыщенного водного раствора. Технический хлорид кальция поставляется в жидкой товарной форме. Свойства насыщенного раствора соли приведены в таблице:

В качестве углеводородной фазы используют товарную нефть.

Для создания суспензии используют мел природный тонкодисперсный марки «М-3» (ТУ 5743-001-62235156-2009), состав и свойства которых приведены в таблице:

В качестве водной фазы для приготовления химических композиций используют подтоварную воду, применяемую в системе нагнетательных скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Останавливают нагнетательную скважину. После обвязки нагнетательную линию спрессовывают на полуторакратное ожидаемое рабочее давление закачки. Производят замер приемистости скважины на трех режимах работы насосного агрегата.

Приготовление композиций осуществляют в смесительном бункере установки при дозировании реагентов. Вода подается из водовода, расход которой регулируется на заданное значение. Объемную скорость подачи воды определяют из показаний расходомера, а в случае его отсутствия контроль за скоростью закачки осуществляют по производительности насосного агрегата. Скорость дозирования реагентов определяют исходя из концентрации и объемной скорости закачки композиции.

После окончания закачки химических композиций необходимо проведение продавки подтоварной водой в пласт в объеме не менее 50 м3. Далее скважину закрывают на период структурного упрочнения на 24 часа, по завершении чего скважину обвязывают и подключают под нагнетание воды в пласт.

Для проведения работ на добывающей скважине бригада подземного ремонта скважин сначала извлекает насосное оборудование и спускает воронку на насосно-компрессорных трубах. Далее весь комплекс аналогичен работам, проводимым на нагнетательной скважине. После всех проведенных работ по закачке композиций производят промывку скважины, поднимают воронку на трубах и спускают электропогружной центробежный насос.

Закачку оторочек производят непрерывно без остановок. При закачке эмульсеобразующей оторочки допускается рост давления, но оно не должно превышать давление опрессовки эксплуатационной колонны.

При закачке суспензии давление закачки обычно сравнительно меньше (по причине разности в плотности химических композиций). Для суспензионной оторочки используют химический продукт на основе природного тонкодисперсного мела.

Данный способ внедрен на месторождениях Западной Сибири.

Пример внедрения на участке объекта АВ1/2 Ватьеганского месторождения:

Скважина 4490 до обработки работала со следующими технологическими параметрами: Qж=178 м3/сут, В=97%, Qн=4,6 т/сут, где

Qж - суточный дебит скважины по жидкости, м3/сут;

В - обводненность добываемой продукции, %;

Qн - суточный дебит скважины по нефти, т/сут.

Мероприятия по закачке эмульсионно-суспензионного состава - на добывающей скважине проходили в апреле 2011 года. Нагнетательные скважины участка обрабатывались в январе, феврале и мае. После запуска скважины технологические параметры были следующие: Qж=24 м3/cyт, В=31%, Qн=14,2 т/сут. Снижение добычи жидкости составило 154 м3/сут, снижение обводненности на 66% и получили прирост дебита по нефти на 9,6 т/сут.

Техническим решением поставленной задачи стало создание способа регулирования проницаемости пласта путем комплексного физико-химического воздействия на участок залежи, которое обеспечивает:

- перераспределение фильтрационных потоков в пласте;

- увеличение охвата пласта заводнением за счет исключения опережающего продвижения вытесняющего агента по различным наиболее проницаемым пропласткам и техногенным трещинам;

- ограничение водопритока в добывающих скважинах за счет изменения фильтрационных потоков и подключения в работу незадействованных ранее фильтрацией участков, а также за счет снижения фазовой проницаемости по воде и увеличения по нефти путем гидрофобизации коллектора эмульсионным составом.

Способ регулирования проницаемости пласта, заключающийся в поочередной закачке в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеообразующей оторочки и суспензионной оторочки, отличающийся тем, что обработку осуществляют одновременно как со стороны нагнетательных скважин, так и со стороны добывающих скважин участка, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют композицию следующего состава, мас.%:

Алдинол-10 4,0
СаСl2 4,0
Нефть товарная 20,0
Техническая вода 72,0

а в качестве суспензии используют композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Мел природный тонкодисперсный марки «М-3» 5,0
Техническая вода 95,0



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом.

Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокобводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора. Способ заключается в закачивании в цементированную эксплуатационную колонну по колонне НКТ комплексного поверхностно-активного вещества - КомПАВ в смеси с растворителем в интервал продуктивного пласта после промывки колонны с последующей продавкой водного раствора КомПАВ до статически равновесного состояния и технологической выдержки. При этом в качестве КомПАВ в смеси с растворителем используют водный раствор КомПАВ «RaiR» 1,5-2,5%-ной концентрации. Вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляют в среде водного раствора того же «RaiR» при той же 1,5-2,5%-ной концентрации. После окончания работ по вторичному вскрытию пласта в коллектор продавливают 2/3 объема водного раствора упомянутого КомПАВ и оставляют скважину в покое до ее освоения свабированием. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на пласт, увеличение добывающих возможостей скважины, а также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта, исключение повреждения обсадной колонны скважины. Способ обработки нефтяного пласта включает спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера выше нефтяного пласта и последовательную закачку и продавку по колонне труб в нефтяной пласт углеводородного растворителя и кислотного реагента в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину. На устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости. Между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Выше пакера устанавливают эжекторный насос с проходной насадкой. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта. В колонну труб в импульсном режиме закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку. Далее промывают скважину и в колонну труб закачивают кислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт кислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости. Затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, извлекают из эжекторного насоса проходную насадку и устанавливают в нее глухую насадку. Затем сажают пакер и закачкой технологической жидкости по колонне труб через эжекторный насос производят извлечение продуктов реакции и освоение скважины по ее межколонному пространству выше пакера. 4 ил.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти. В способе добычи вязкой нефти предварительно в призабойную зону пласта для формирования на забое катализаторной подушки с проницаемостью не ниже проницаемости призабойной зоны пласта закачивают глинистый буровой шлам, содержащий глинистые частицы - катализатор разложения пероксида водорода и частицы песка, обеспечивающие проницаемость катализаторной подушки, или суспензию смеси, содержащую, мас.%: катализатор разложения пероксида водорода - порошок оксида двух- или трех-, или четырехвалентного металла 20-50, песок или пропант остальное. Затем производят закачку в пласт одновременно 10,0-50,0%-ного водного раствора пероксида водорода и 1,0-30,0%-ного водного раствора или суспензии бикарбоната щелочного металла и/или бикарбоната аммония, затем буфера воды из системы поддержания пластового давления с последующей откачкой нефти. 5 табл., 5 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта. Способ кислотной обработки карбонатного пласта включает предварительную промывку скважины органическим растворителем, затем последовательную закачку в скважину органического растворителя, раствора пленкообразователя, в качестве которого используют 5-30%-ный раствор мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м3/м перфорированной толщины пласта, буфера органического растворителя в количестве 3-6 м3 и кислотного раствора в количестве 1-5 м3/м перфорированной толщины пласта и последующую продавку в пласт закачанных жидкостей. 2 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных и заводненных пластов на поздней стадии разработки, снижение обводненности продукции. 1 пр., 1 ил.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение извлечения нефти. 16 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 пр.
Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей, низкопроницаемые породы-коллекторы которых выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита. Способ включает растворение галита пресной или слабоминерализованной водой путем циклического воздействия на пласт, каждое из которых включает закачку рабочего агента в засоленный нефтяной пласт через скважину, закрытие скважины на время растворения галита, отбор жидкости из пласта через эту же скважину. Циклы воздействия на залежь повторяют до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти. Закачку воды в пласт ведут при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, а отбор жидкости из пласта производят при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанной перед этим в пласт пресной или слабоминерализованной воды. Увеличивается проницаемость засоленного пласта на всей площади его распространения, повышается продуктивность добывающих скважин, увеличивается охват пласта воздействием, объем извлекаемых запасов нефти и ускорение темпов освоения. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью. Технический результат - повышение коэффициентов вытеснения, охвата и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, биополимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, культуру бактерий и питательные соли - ПС, и отбор продукции из добывающих скважин, после разбуривания месторождения строят карты распределения проницаемости пласта, на скважинах с проницаемостью пласта, меньшей в два раза и более чем средняя проницаемость по пласту, и при накопленном отборе нефти не более 50% от начальных извлекаемых запасов проводят гидравлический разрыв пласта, по данным проб нефти скважин строят карты распределения участков пласта по вязкости нефти (ВН), в участках пласта через нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, биополимер не более 1, ПАВ не более 0,5, культура углеводородокисляющих бактерий не более 0,1, ПС не более 0,8, вода - остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ВН для каждого очага С определяют по зависимости C n к = y n ⋅ C max к , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем у рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение ВН очага, мПа·с, а, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для xmax равном 1 и при xmin равном 0 из системы уравнений: где xmax и xmin - значения соответственно максимальной и минимальной ВН, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, культуру микроорганизмов - КМ, питательную среду - ПС и отбор продукции из добывающих скважин, на начальном этапе разработку месторождения ведут закачкой воды в объеме, достаточном для достижения накопленной компенсации отбора жидкости закачкой не менее 50%, после достижения отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти более 70% строят карты распределения удельных на 1 м2 площади остаточных геологических запасов нефти - ОГЗ, выявляют выработанные участки пласта, где в очаговые нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, полимер не более 1, ПАВ не более 0,5, KM не более 0,05, ПС не более 0,5, вода остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ОГЗ для каждого очага С определяют по зависимости C n к = y n ⋅ C max к , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем y рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение удельных ОГЗ очага, т/м2, a, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для xmax, равном 0, и при xmin, равном 1, из системы уравнений: где xmax и xmin - значение соответственно максимальных и минимальных удельных ОГЗ, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. 1 пр.
Наверх