Способ разработки нефтяного пласта (варианты)

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности. Способ включает четыре варианта разработки нефтяного пласта, где по каждому варианту предварительно уточняют приемистость нагнетательной скважины и минерализацию воды. Первый и второй способ включает в зависимости от приемистости скважины от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, производится предварительная закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановку скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. По третьему и четвертому варианту, в зависимости от приемистости скважины от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас.%, затем производится закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановка скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в призабойную зону нагнетательной скважины углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе питательных веществ с последующей закачкой воды (пат. RU №2120545, МПК E21B 43/22, опубл. 20.10.1998, Бюл. №29). В качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют галотолерантные и/или галофильные штаммы микроорганизмов в аэрированном растворе питательных веществ, а для последующей закачки воды используют минерализованную воду с содержанием солей выше 50 г/л, чередуя ее с закачкой пресной воды. Способ также предусматривает, что в призабойную зону нагнетательной скважины вводят отходы крахмалопаточного производства.

Способ позволяет повысить эффективность микробиологического воздействия на пласт в результате кратковременной периодической закачки в пласт пресной воды.

Однако известный способ разработки нефтяного пласта недостаточно эффективен вследствие того, что последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате охват пласта вытеснением незначителен.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки нефтяного пласта путем закачки в него источника микрофлоры и раствора питательных веществ (пат. RU №1774691, МПК E21B 43/22, опубл. 20.09.1995, Бюл. №26). В качестве источника микрофлоры в пласт закачивают воду, отобранную из призабойной зоны нагнетательной скважины, с содержанием микроорганизмов не менее 104 кл/мл в объеме, равном объему призабойной зоны пласта.

Недостатком известного способа является то, что при закачке в скважину воды основная часть ее «проскальзывает» к добывающим скважинам через более проницаемые пропластки и не участвует в процессе вытеснения нефти. Использование данного способа незначительно увеличивает охват пласта вытеснением и нефтеотдачу.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижение обводненности, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой.

По первому варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,1-0,2
перекись водорода 0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,1-0,2
углеводородокисляющие микроорганизмы 0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.

Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.

По второму варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,15-0,3
перекись водорода 0,04-0,2
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,15-0,3
углеводородокисляющие микроорганизмы 0,05-0,5
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.

Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.

По третьему варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,1-0,2
перекись водорода 0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,1-0,2
углеводородокисляющие микроорганизмы 0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.

Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.

По четвертому варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,15-0,3
перекись водорода 0,04-0,2
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,15-0,3
углеводородокисляющие микроорганизмы 0,05-0,5
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.

Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.

Для приготовления углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси, состоящей из перекиси водорода в растворе минеральной соли, водной дисперсии древесной муки используют следующие реагенты:

- углеводородокисляющие микроорганизмы (УОМ) - биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia, способных эффективно окислять широкий спектр углеводородов нефти, в том числе и ароматические углеводороды, в широком диапазоне кислотности среды (рН 4,5-9,5), температур (от плюс 5 до плюс 45°С) и минерализации воды (до 150 г/л);

- перекись водорода (ПВ), выпускаемая по ГОСТ 177-88;

- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75;

- нитроаммофоска (НАФ), выпускаемая по ГОСТ 19691-84;

- вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л для приготовления растворов УОМ, минеральной соли и смеси;

- вода с минерализацией от 0,15 до 220 г/л для продавливания в пласт;

- древесная мука, выпускаемая по ГОСТ 16361-87.

Концентрации УОМ в растворе минеральной соли, смеси ПВ в растворе минеральной соли и объем закачки смеси, определяемые в зависимости от минерализации воды, приведены в табл. 1.

В промысловых условиях способ разработки нефтяного пласта осуществляют в следующей последовательности.

Выбирают участок залежи с нагнетательной скважиной и проводят анализ его разработки.

Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки УОМ в растворе минеральной соли.

Общий объем закачки УОМ в растворе минеральной соли рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта. Расчет общего объема закачки УОМ в растворе минеральной соли с учетом закачки всех циклов производят по формуле (1):

где VЗ - объем закачки, м3;

R - радиус обработки пласта, м (4-5 м);

h - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;

m - коэффициент пористости, доли единиц.

До закачки УОМ в растворе минеральной соли в пласт предварительно закачивают смесь, состоящую из ПВ в растворе минеральной соли, которая выполняет функции подготовительного раствора в пласте для УОМ, обогащая пористую среду призабойной зоны биогенными элементами, для обеспечения жизнедеятельности пластовой микрофлоры.

Концентрации УОМ в растворе минеральной соли, смеси ПВ в растворе минеральной соли и объем закачки смеси, определяемые в зависимости от минерализации воды, выбирают из табл. 1.

Для приготовления смеси ПВ в растворе минеральной соли используют воду с минерализацией от 0,15 до 100 г/л.

Приготовление смеси ПВ в растворе минеральной соли осуществляют в следующей последовательности:

- в мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3 вносят расчетное количество минеральной соли, например, ДАФ. При минерализации воды от 0,15 до 100 г/л массовая доля ДАФ в растворе составляет от 0,1 до 0,2 мас. %, а при минерализации воды от 100 до 220 г/л массовая доля ДАФ в растворе составляет от 0,15 до 0,3 мас. %;

- емкость заполняют водой с водовода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;

- в приготовленный водный раствор ДАФ вносят расчетное количество ПВ, время перемешивания - не более 10 мин во избежание потерь выделяющегося кислорода. При минерализации воды от 0,15 до 100 г/л массовая доля ПВ в растворе ДАФ составляет от 0,03 до 0,1 мас. %, а при минерализации воды от 100 до 220 г/л массовая доля ПВ в растворе ДАФ составляет от 0,04 до 0,2 мас. %.

Приготовленную смесь закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Затем готовят и осуществляют закачку УОМ в растворе минеральной соли.

Общий объем закачки УОМ в растворе минеральной соли рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта. Расчет общего объема закачки УОМ в растворе минеральной соли с учетом закачки всех циклов производят по формуле (1).

Затем готовят оторочки УОМ в растворе минеральной соли и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе минеральной соли.

Для приготовления оторочки УОМ в растворе минеральной соли используют воду с минерализацией от 0,15 до 100 г/л.

Приготовление оторочки УОМ в растворе минеральной соли осуществляют в следующей последовательности:

- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,03-0,1 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1-0,2 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;

- приготовленную оторочку закачивают в пласт.

Затем готовят оторочку смеси следующим образом:

- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1-0,2 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;

- в приготовленный раствор ДАФ добавляют ПВ (с концентрацией в растворе от 0,03 до 0,1 мас. %) и перемешивают в течение 15 мин;

- приготовленную оторочку смеси закачивают в пласт.

Приготовление и закачку в пласт указанных оторочек производят циклично в чередующем режиме до завершения запланированного общего объема закачки УОМ в растворе минеральной соли.

По окончании процесса закачки указанных оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 220 г/л в объеме 10-15 м3, определяют приемистость скважины на последних 6 м3 продавочной водой объемным методом, не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 10-12 сут.

До и после закачивания смеси и оторочек проводят комплекс геолого-физических, гидродинамических и геофизических исследований.

Для скважин с высокой приемистостью от 300 до 500 м3/сут до закачки смеси и оторочек предварительно закачивают водную дисперсию древесной муки.

Для приготовления водной дисперсии древесной муки используют древесную муку, приготовленную на воде с минерализацией от 0,15 до 220 г/л.

Водную дисперсию древесной муки готовят следующим образом:

- древесную муку в порошкообразном виде засыпают в воронку со струйным насосом;

- водную дисперсию готовят непрерывно в смесительной емкости путем подачи воды с водовода с минерализацией от 0,15 до 220 г/л на вход струйного насоса с одновременной дозировкой древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %;

- из смесительной емкости приготовленную водную дисперсию древесной муки насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После окончания закачки водной дисперсии древесной муки без остановки на реагирование производят закачку смеси и оторочек.

Пример конкретного осуществления способа

Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок залежи с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанный с тремя добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа, минерализация воды - 0,15 г/л, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,5 МПа, толщина продуктивного пласта - 2 м, пористость - 20%.

Концентрации и объем закачки смеси, состоящей из ПВ в растворе минеральной соли, выбирают в зависимости от минерализации воды на участке воздействия, приведенной в табл. 1. При минерализации воды 0,15 г/л объем закачки указанной смеси составляет 5 м3.

Смесь, состоящую из ПВ в растворе ДАФ, готовят в мерной емкости насосного агрегата объемом 5 м3. В нее вносят ДАФ в количестве 0,005 т (концентрация ДАФ в растворе составляет 0,1%), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л в количестве 4,9935 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный водный раствор ДАФ вносят ПВ в количестве 0,0015 т (концентрация ПВ в растворе составляет 0,03%) и перемешивают в течение 10 мин (табл. 2, пример 1).

Приготовленную смесь в объеме 5 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Затем приготавливают и осуществляют закачку УОМ в растворе ДАФ.

Общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ рассчитывают по формуле (1) с учетом толщины и пористости продуктивного пласта:

Vз=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅42⋅2⋅0,2=20 м3,

где Vз - объем закачки, м3;

R - радиус обработки пласта - 4 м;

h - вскрытая толщина продуктивного пласта - 2 м;

m - коэффициент пористости - 0,2 доли ед.

Таким образом, общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ составляет 20 м3, объемное соотношение оторочек - 1:1, следовательно, объем закачки оторочки УОМ в растворе ДАФ равен объему закачки оторочки смеси и составляет 10 м3.

Приготовление и закачку оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси ведут циклично чередованием по 5 м3 каждая (4 цикла) до завершения запланированного общего объема УОМ в растворе ДАФ (20 м3).

Затем готовят оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ.

Для приготовления оторочек используют воду с минерализацией 0,15 г/л.

Приготовление оторочки УОМ в растворе ДАФ:

- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,03 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;

- приготовленную оторочку УОМ в растворе ДАФ закачивают в пласт.

Затем готовят оторочку смеси следующим образом.

В мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3) вносят ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1 мас. %), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор ДАФ добавляют ПВ с концентрацией в растворе 0,03 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.

Приготовленную оторочку смеси в объеме 5 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

По окончании процесса закачки оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией 0,15 г/л в объеме 10 м3 и определяют приемистость скважины на последних 6 м3 продавочной водой объемным методом не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 10 сут.

Затем проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований.

Результаты проведенных геолого-физических и гидродинамических исследований кривых падений давлений (КПД) свидетельствуют о снижении гидропроводности от 2,101 до 1,502 мкм2⋅м/мПа⋅с, т.е. в 1,4 раза в дальней зоне пласта, что связано с увеличением охвата пласта и эффективностью микробиологического воздействия на пласт, прирост дебита скважин по нефти составил 1,6 т/сут, обводненность снизилась на 1,4%, что подтверждает эффективность предлагаемого способа (табл. 3, пример 1).

Пример 2. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенньгм коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок залежи с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанный с тремя добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении на водоводе 9,5 МПа, минерализация воды - 100 г/л, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 12,5 МПа, толщина продуктивного пласта - 5,0 м, пористость - 19,9%.

Концентрации и объем закачки смеси, состоящей из ПВ в растворе минеральной соли, выбирают в зависимости от минерализации воды на участке воздействия, приведенной в табл. 1. При минерализации воды 100 г/л объем закачки указанной смеси составляет 5 м3.

Смесь, состоящую из ПВ в растворе НАФ, готовят в мерной емкости насосного агрегата объемом 5 м3. В нее вносят НАФ в количестве 0,0075 т (концентрация НАФ в растворе составляет 0,15%), заполняют водой с минерализацией 100 г/л в количестве 4,9725 м3, в течение 15 минут осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный водный раствор НАФ вносят ПВ в количестве 0,002 т (концентрация ПВ в растворе составляет 0,04%) и перемешивают в течение 10 мин (табл. 2, пример 31).

Приготовленную смесь в объеме 5 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Затем приготавливают и осуществляют закачку УОМ в растворе НАФ.

Общий объем закачки УОМ в растворе НАФ рассчитывают по формуле (1) с учетом толщины и пористости продуктивного пласта:

Vз=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅42⋅5,0⋅0,199=50 м3,

где Vз - объем закачки, м3;

R - радиус обработки пласта - 4 м;

h - вскрытая толщина продуктивного пласта - 5,0 м;

m - коэффициент пористости - 0,199 доли ед.

Таким образом, общий объем закачки УОМ в растворе НАФ составляет 50 м3, объемное соотношение оторочек - 1:1, следовательно, объем закачки оторочки УОМ в растворе НАФ равен объему закачки оторочки смеси и составляет 25 м3.

Приготовление и закачку оторочки УОМ в растворе НАФ и оторочки смеси ведут циклично чередованием по 5 м3 каждая (10 циклов) до завершения запланированного общего объема УОМ в растворе НАФ (50 м3).

Затем готовят оторочки УОМ в растворе НАФ и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе НАФ.

Для приготовления оторочек используют воду с минерализацией 100 г/л. Приготовление оторочки УОМ в растворе НАФ:

- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,15 мас. % в приготовленный заранее раствор НАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;

- приготовленную оторочку УОМ в растворе НАФ закачивают в пласт.

Затем готовят оторочку смеси следующим образом.

В мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3) вносят НАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %), заполняют водой с минерализацией 100 г/л, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор НАФ добавляют ПВ с концентрацией в растворе 0,04 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.

Приготовленную оторочку смеси в объеме 5 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

По окончании процесса закачки оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией 100 г/л в объеме 10 м3 и определяют приемистость скважины на последних 6 м3 продавочной водой объемным методом не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 10 сут.

Затем проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований.

Результаты проведенных исследований свидетельствуют о снижении гидропроводности от 1,934 до 0,782 мкм2⋅м/мПа⋅с, увеличении дебита скважин по нефти на 1,7 т/сут, уменьшении обводненности на 1,9%, что подтверждает эффективность предлагаемого способа (табл. 3, пример 31).

Пример 3. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с пятью добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Приемистость нагнетательной скважины составляет 400 м3/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 12,5 МПа, минерализация воды - 150 г/л (табл. 2, пример 23), толщина продуктивного пласта - 3 м, пористость - 21%.

Объем закачки водной дисперсии древесной муки выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 400 м3/сут составляет от 30 до 60 м3, при приемистости от 400 до 500 м3/сут - от 50 до 100 м3.

Предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки.

Водную дисперсию древесной муки в объеме 100 м3 готовят следующим образом:

- древесную муку в порошкообразном виде засыпают в воронку со струйным насосом;

- водную дисперсию готовят непрерывно в смесительной емкости путем подачи воды (99,5 мас. %) от водовода с минерализацией 150 г/л на вход струйного насоса с одновременной дозировкой древесной муки с концентрацией 0,5 мас. %;

- из смесительной емкости приготовленную водную дисперсию древесной муки насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После окончания закачки водной дисперсии древесной муки без остановки на реагирование производят закачку смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ, и закачку оторочек УОМ в растворе ДАФ и смеси.

Концентрации и объем закачки смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ, выбирают в зависимости от минерализации воды на участке воздействия, приведенной в табл. 1. При минерализации воды 150 г/л объем закачки указанной смеси составляет 10 м3.

Смесь, состоящую из ПВ в растворе ДАФ, готовят в мерной емкости насосного агрегата объемом 5 м3. В нее вносят ДАФ в количестве 0,0075 т (концентрация ДАФ в растворе составляет 0,15%), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л в объеме 4,9875 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор ДАФ вносят ПВ в количестве 0,005 т (концентрация ПВ в растворе составляет 0,1%) и перемешивают в течение 10 мин (табл. 2, пример 23).

Приготовленную смесь в объеме 10 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Затем осуществляют закачку УОМ в растворе ДАФ.

Общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ рассчитывают по формуле (1) с учетом толщины и пористости продуктивного пласта:

Vз=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅52⋅3⋅0,21=50 м3,

где Vз - объем закачки, м3;

R - радиус обработки пласта - 5 м;

h - вскрытая толщина продуктивного пласта - 3 м;

m - коэффициент пористости - 0,21 доли ед.

Таким образом, общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ составляет 50 м3, объемное соотношение оторочек - 1:1, следовательно, объем закачки оторочки УОМ в растворе ДАФ равен объему закачки оторочки смеси и составляет 25 м3.

Приготовление и закачку оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси ведут циклично чередованием по 5 м3 каждая (10 циклов) до завершения запланированного общего объема УОМ в растворе минеральной соли (50 м3).

Затем готовят оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ.

Для приготовления оторочек используют воду с минерализацией 0,15 г/л. Приготовление оторочки УОМ в растворе ДАФ:

- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,1 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;

- приготовленную оторочку УОМ в растворе ДАФ закачивают в пласт.

Затем готовят оторочку смеси следующим образом.

В мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3) вносят ДАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор ДАФ добавляют ПВ с концентрацией в растворе 0,1 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.

Приготовленную оторочку смеси закачивают в пласт.

По окончании процесса закачки оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией 150 г/л от водовода в объеме 15 м3 и определяют приемистость скважины на последних 6 м3 продавочной водой объемным методом не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 12 сут.

Затем проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований. Анализ эксплуатационных параметров свидетельствует об эффективности предлагаемого способа. Прирост дебита скважин по нефти составил 1,7 т/сут, обводненность снизилась на 2,8% (табл. 3, пример 23). Гидропроводность в отдаленной зоне пласта снизилась в 1,5 раза, что свидетельствует об увеличении охвата пласта за счет блокирования промытых зон водной дисперсией древесной муки и микробиологическим воздействием на пласт.

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполнены аналогично, их результаты приведены в табл. 2, 3. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1700 т, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 2,1%.

Полученные результаты показывают, что применение предлагаемого способа приводит к уменьшению значений гидропроводности, что связано с селективной закупоркой высокопроницаемой части пласта и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,4-1,7 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу пласта за счет повышения эффективности микробиологического воздействия и увеличения охвата пласта вытеснением, снижает обводненность, а также позволяет расширить технологические возможности способа.

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой, отличающийся тем, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,1-0,2
перекись водорода 0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,1-0,2
углеводородокисляющие микроорганизмы 0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.

4. Способ разработки нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой, отличающийся тем, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,15-0,3
перекись водорода 0,04-0,2
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,15-0,3
углеводородокисляющие микроорганизмы 0,05-0,5
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.

6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.

7. Способ разработки нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой, отличающийся тем, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,1-0,2
перекись водорода 0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,1-0,2
углеводородокисляющие микроорганизмы 0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.

9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.

10. Способ разработки нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой, отличающийся тем, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,15-0,3
перекись водорода 0,04-0,2
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:

диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска 0,15-0,3
углеводородокисляющие микроорганизмы 0,05-0,5
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л остальное

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.

12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - увеличение эффективности и успешности проведения обработки призабойной зоны ОПЗ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов. Технический результат - повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Группа изобретений относится к области техники, связанной с использованием раствора(ов) на основе полимеров в подземных пластах месторождений, в частности в методах повышения нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к частицам расклинивающего наполнителя для гидравлического разрыва подземного пласта. Способ изготовления частиц расклинивающего наполнителя включает изготовление суспензии керамического сырьевого материала, включающей реагент, содержащий полисахарид, характеризующейся содержанием твердой фазы приблизительно от 25 до 75 вес.%, формирование капель суспензии пропусканием суспензии через сопло при подвергании ее вибрации, при скорости пропускания приблизительно от 0,2 до 3 кг/ч, приведение капель суспензии в контакт с поверхностью жидкости, содержащей коагулянт, извлечение капель из жидкости, высушивание капель с образованием отформованных гранул и спекание гранул в температурном интервале с формированием частиц расклинивающего наполнителя.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных карбонатными коллекторами гидрофобными или со смешанной смачиваемостью.
Предлагаемое изобретение относится к области технологических процессов и может быть использовано в горном деле для интенсификации добычи тяжелых высоковязких нефтей, а также в химической, лакокрасочной, текстильной промышленности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, приводящее к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине включает закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя. В качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут. 3 табл.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности. Способ включает четыре варианта разработки нефтяного пласта, где по каждому варианту предварительно уточняют приемистость нагнетательной скважины и минерализацию воды. Первый и второй способ включает в зависимости от приемистости скважины от 100 до 300 м3сут и минерализации воды от 0,15 до 100 гл или от 100-220 гл, производится предварительная закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 гл или от 100-220 гл в объеме 10-15 м3 и остановку скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. По третьему и четвертому варианту, в зависимости от приемистости скважины от 300 до 500 м3сут и минерализации воды от 0,15 до 100 гл или от 100-220 гл, предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас., затем производится закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 гл или от 100-220 гл в объеме 10-15 м3 и остановка скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 табл.

Наверх