СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 1997 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к улучшенному способу извлечения жидких углеводородов из подземной формации, которая содержит трещины, и более конкретно, к такому способу, в котором в подземную формацию закачивают полимерную усиленную пену через скважину и предпочтительно она затекает внутрь трещин, имеющихся в подземной фракции.

Описание уровня техники
Традиционно жидкие углеводороды извлекают на поверхность земли из подземных углеводороднесущих формаций через скважину, проникающую и связанную с жидкостью формации. Обычно множество скважин бурят и размещают для сообщения с жидкостью подземных углеводороднесущих формаций для эффективного извлечения жидких углеводородов из конкретного подземного резервуара. Приблизительно 5-25 об. жидких углеводородов, первоначально имеющихся в данном резервуаре подземной формации, обычно может быть извлечено за счет природной энергии резервуара, т.е. в виде первичной продукции. Следовательно, обычно используют вторичный и третичный процессы извлечения дополнительных количеств первоначальных углеводородов из подземной формации, когда первичное производство становится неэкономичным или прекращается. Такие вторичные процессы извлечения включают процессы закачки вытесняющей жидкости, такой как вода, вода, загущенная полимером, пар, пена или газ, например, СО₂, через скважины, предназначенные для скважины для нагнетания в формацию для отвода жидких углеводородов в ближайшие скважины, предназначенные для извлечения углеводородов на поверхность. Успешными процессы вторичного извлечения могут быть в результате извлечения больше чем 25 об. первоначальных жидких углеводородов на месте внутри данного резервуара подземной формации. Третичные процессы извлечения были использованы для извлечения дополнительного увеличенного количества первоначальных жидких углеводородов на месте в подземной формации за счет изменения свойств жидкости в резервуаре, например, при изменении поверхностного натяжения, в резервуаре, например, при изменении поверхностного натяжения, в результате чего улучшается эффективность перемещения жидких углеводородов из формации. Примеры третичных процессов извлечения включают процессы мицеллярного или поверхностно активного обводнения. Третичные процессы извлечения также могут включать процессы, включающие закачку нагретой вытесняющей жидкости, такой как пар, или газ, такой как диоксил углеводорода, которые при высоком давлении смешивается с жидкими углеводородами. Такие третичные процессы извлечения могут быть применены к данной подземной формации до или после того, как вторичный процесс извлечения достигнет своего экономического предела, т.е. годовой доход от продажи углеводородов, добытых в результате процесса, будет меньше, чем рабочие расходы на сам процесс.

Одной из проблем, часто встречающихся при осуществлении вторичных и третичных процессов извлечения, является плохое соответствие и, следовательно, очищающая эффективность, вытесняющей жидкости, закачиваемой в подземную формацию во время вторичного или третичного процесса. Такое плохое соответствие вытесняющей жидкости может возникать, когда основная структура формации теряет однородность. Например, наслоение подземных зон, напластование или слои с различной проницаемостью могут встречаться вблизи между и/или вдали от ствола скважины в окружающей формации. Жидкость, закачанная в формацию через скважину, соединенную с жидкостью в формации, имеет тенденцию предпочтительно растекаться или попадать в или внутрь высоко проницаемых жил в основной структуре и, следовательно, может приходить в результате к очень плохим совместимости и профилям потоков вытесняющей жидкости и снижению продукции и извлечения жидких углеводородов. Типичные примеры, подземные зоны, напластования или слои, обладающие относительно высокой проницаемостью, могут быть вертикально расположены к подземным зонам, напластованиям или слоям с относительно низкой проницаемостью. Жидкость, закачиваемая в подземную углеводороднесущую формацию, будет предпочтительно протекать через зоны, напластования или слои с относительно высокой проницаемостью, приводя в результате к относительно высокому содержанию жидких углеводородов в остальных зонах с относительно низкой проницаемостью.

Селективное размещение закупоривающих или снижающих подвижность материалов в области подземной формации, проявляющей относительно высокую проницаемость, уже было предложено для улучшения совместимости и профилей потоков жидкостей, закачиваемых в формацию. Более конкретно, было предложено несколько способов для улучшения совместимости и профилей потоков жидкости, закачиваемых в формацию. Более конкретно, было предложено несколько способов для улучшения совместимости и профилей потоков жидкости, закачиваемой в подземную формацию при размещении пены в областях с относительно высокой проницаемостью основной структуры формации. В патенте США N 4676316 Митчелла описана последовательная закачка водного раствора водорастворимого полимера и поверхностно активного вещества, а затем растворимого или смешивающегося газа в основную структуру подземного резервуара, несущего углеводороды. Полимер выбирают в группе, состоящей из биополимеров природного происхождения, таких как полисахариды, и синтетических полимеров, таких как полиакриламиды, и он входит в водный раствор в количестве от, примерно, 250 ппм до, примерно, 4000 ппм. Поверхностно- активное вещество, которое является пенообразователем и является химически и термически стабильным в условиях резервуара, добавляют в водный раствор в количестве от примерно 0,05% до примерно 2% Газ является растворимым газом или смешивающимся газом, его заканчивают в формацию под давлением, которое является достаточным, чтобы вызвать смешиваемость с углеводородными отложениями. Водный раствор вводят как заглушку, имеющую объем, который составляет от примерно 0,05 объема пор до, примерно, 1 объема пор части резервуара. После этого, вытесняющая жидкость может быть использована для перемещения нефти и ранее закачанной жидкости к продукционной скважине (нам). Этот процесс препятствует фронтальному потоку затопления в подземном резервуаре в области с более высокой проницаемостью. В патенте США N 4813484 Хазлетта описана закачка водного раствора, содержащего поверхностно активное вещество, разлагаемый химический вспенивающий агент и водозагущающее количество водорастворимого полимера или геля в более проницаемую(ые) зону (ы) подземной формации. Температура формации совместно закачанные активаторы, жидкости резервуара или минералогия формации вызывают разложение вспенивающего агента и выделение газа. Этот газ образует пузырьки, которые закрывают поры в более проницаемой зоне(ах) формации, вызывая течение закачиваемой жидкости из направлении менее проницаемой зоны. Скорость закачки водного раствора должна быть достаточной, чтобы обеспечить перемещения жидкости в более проницаемую зону(ы). В патенте США N 3530940 Даубера с сотр. описана последовательная закачка в подземную формацию водного раствора водорастворимого пленкообразующего полимера, такого как поливиниловый спирт или поливинилпирролидон, и газа, образующего пену внутри пор формации, в результате чего закупоривается формация.

Использование пен для закупоривания более проницаемых зон основной структуры подземной формации не оказалось полностью успешным. Поскольку вязкость большинства пен часто является слишком высокой, чтобы обеспечить эффективную закачку внутрь зоны с высокой проницаемостью, перемещение таких пен внутрь зон с высокой проницаемостью в основной структуре подземной формации обычно требует генерации пены in situ внутри зоны с высокой проницаемостью. Следовательно, газообразные и жидкие компоненты пены должны быть введены в основную структуру формации отдельно или последовательно. Однако смешивание и происходящее в результате образование пены при контактировании водного раствора и газа в зонах с высокой проницаемостью основной структуры подземной формации является не полным, не равномерным или достаточным, как это могло быть достигнуто до входа в формацию.

Кроме того, плохая совместимость вытесняющей жидкости часто возникает в подземных формациях с трещинами, так как поток жидкости течет преимущественно через трещины с относительно высокой проницаемостью, в результате чего обходит основную структуру формации. Итак, жидкие углеводороды, имеющиеся внутри основной структуры формации, не достаточно эффективно перемещаются потоком жидкости. Особенно проблематичной является плохая совместимость закачиваемых газов, которые инжектируют в подземную формацию с природными трещинами.

С другой проблемой, связанной с вторичными процессами извлечения, можно встретиться во многих подземных формациях с трещинами, в трещинах которых содержится относительно вязкий жидкий углеводород. После того как вытесняющая водная жидкость, такая как вода, которую обычно закачивают в подземную формацию с вертикальными трещинами, выходит через продукционную скважину, процентный объем вязких жидких углеводородов, остающихся на месте в практически вертикально ориентированных и имеющих относительно высокую проницаемость трещинах внутри подземной формации, часто является значительным, например, 5-70% или более. Непрерывная закачка водной жидкости будет только смывать незначительное количество оставшихся углеводородов из этих трещин, поскольку относительно высокая плотность и низкая вязкость втесняющего водного потока часто будет вызывать течение жидкости вниз и, в результате, неэффективное перемещение вязких жидких углеводородов, имеющихся в вертикальных трещинах. Так, при выходе вытесняющего водного потока через продукционную скважину водорастворимый полимер, такой как полиакриламид с молекулярной массой около 11000000 может быть добавлен в вытесняющий водный поток в количестве, достаточном для значительного увеличения вязкости потока, например 500 ппм. Однако закачка такой загущенной жидкости не может дать в результате существенного увеличения эффективности извлечения вязких жидких углеводородов, оставшихся в вертикальных трещинах. Относительно высокая плотность загущенной жидкости вызывает тенденцию у потока течь вниз и, следовательно, неэффективно перемещать неизвлеченные жидкие углеводороды, имеющиеся в вертикальных трещинах внутри подземной формации. Попытки получить приемлемые уровни извлечения жидких углеводородов при дальнейшем увеличении концентpации полимера в загущенных жидкостях для повышения вязкости жидкости и получения в результате более благоприятного соотношения подвижности жидкость: масло, оказалось неэкономичным и неэффективным. Известен способ извлечения жидких углеводородов путем закачки в подземную формацию пены. Состав, содержащий углеводород, ПАВ и воду, вводят в контакт с газом для получения стабильной пены, которую нагнетают в подземную формацию и перемещают там с целью извлечения жидких углеводородов (патент США N 3599715). Итак, существует потребность в способе, с использованием процессов вторичного и третичного извлечения, одного или сочетания, с помощью которого можно было бы эффективно и экономично извлекать жидкие углеводороды из подземной формации с трещинами.

Следовательно, целью настоящего изобретения является разработка эффективного и экономичного способа извлечения жидких углеводородов, имеющихся в подземных трещинах.

Также целью настоящего изобретения является разработка способа повышения извлечения жидких углеводородов, имеющихся в трещинах подземной формации с вертикальными трещинами, которые соединены жидкостью с лежащим ниже водоносным слоем.

Другой целью настоящего изобретения является разработка способа извлечения жидких углеводородов, имеющихся в подземной формации с разломами, где поток вытесняющей жидкости, которую последовательно закачивают в формацию, вызывает предпочтительно поток в основную структуру формации.

Другой целью настоящего изобретения является разработка способа повышения добычи жидких углеводородов из подземной формации с вертикальными разломами, который использует поглощение воды в основной структуре формации как механизм извлечения углеводородов.

Другой целью настоящего изобретения является разработка относительно дешевого, но несмотря на это, эффективного способа контроля подвижности жидкости для затопления трещин, имеющихся в подземной формации с разломами.

Другой целью настоящего изобретения является способ улучшения профилей потоков вытесняющей жидкости, закачиваемой в подземную формацию через скважину, соединенную с жидкостью в ней.

Еще одной целью изобретения является разработка способа извлечения жидких углеводородов из подземной формации с разломами, в котором полностью сформированную пену закачивают в формацию, в результате чего устраняется потребность в последовательной закачке пенообразующих растворов.

Целью настоящего изобретения является также использование неопасных компонентов для образования усиленной полимером пены.

Другой целью изобретения является разработка усиленной полимером пены для описанных здесь способов, которая является исключительно стабильной, имеет относительно высокую вязкость и является относительно нечувствительной к поверхностно-активным химикатам.

Другой целью настоящего изобретения является образование усиленной полимером пены без использования пленкообразующих полимеров, которая является относительно дешевой и/или труднорастворимой.

Краткое изложение изобретения
Для достижения вышеупомянутых и других целей и в соответствии с целями настоящего изобретения, как оно воплощено и широко описано здесь, способ настоящего изобретения заключается в закачке в подземную формацию с разломами усиленной полимером пены, состоящей из полимера, выбранного среди синтетического полимера и биополимера, поверхностно-активного вещества, водного растворителя и газа. Усиленная полимером пена предпочтительно входит и затекает в трещины, имеющиеся в формации. Жидкие углеводороды извлекаются из указанной формации.

Краткое описание рисунков.

Приложенные рисунки, которые включены в описание, иллюстрируют варианты настоящего изобретения и вместе с описанием служат для объяснения принципов изобретения.

Рис. 1 представляет собой график, иллюстрирующий перемещение фазы насыщения как функцию объема пор при закачке жидкости в модель идеального разлома;
Рис.2 является логарифмическим графиком, иллюстрирующим среднюю кажущуюся in situ вязкость как усиленной полимером пены, использованной в способе настоящего изобретения, так и раствора полимер/поверхностно-активное вещество как функцию скорости фронтального продвижения вперед пены или раствора, соответственно, через сильно проницаемый слой песка.

Рис. 3 представляет собой логарифмический график, иллюстрирующий среднюю кажущуюся in situ вязкость усиленной полимером пены, использованной в способе настоящего изобретения, как функции скорости фронтального продвижения впеpед пены через высокопроницаемый слой песка.

Детальное описание предпочтительных вариантов
Во всем описании настоящее изобретение описано с использованием некоторых терминов, которые определены следующим образом. Подземная формация означает формацию, содержащую газ и/или жидкий углеводород, и включающую две основных области, "основную структуру/матрицу" и "аномалии". "Аномалия" представляет собой объем или пустое пространство в формации, имеющий очень высокую проницаемость по отношению к основной структуре. Она включает такие понятия, как трещины, сеть трещин, стыки, расщелины, разрывы, пустоты в породе, поры, каналы растворов, каверны, размывы, полости и т.п. "Основная структура" составляет по существу остальной объем формации, характеризующийся как практически непрерывный, осадочный материал, служащий местом скопления нефти или газа, свободный от аномалий, часто являющийся компетентным и имеющим относительно низкую проницаемость. "Подземная формация с трещинами" означает подземную формацию, имеющую разломы, сочленения, трещины и/или сетку из трещин и включает формации как с вертикальной, так и горизонтальной трещиноватостью. "Подземная формация с вертикальной трещиноватостью" означает подземную формацию, имеющую трещины, сочленения, разломы и/или сетку трещин, которые имеют в общем вертикальную ориентацию, т.е. имеют отклонение от истинной вертикали не более 45^oC. Как общее правило, "подземная формация с вертикальной трещиноватостью" обычно встречается на глубине более 300 м от поверхности. На глубине менее примерно 300 м большинство подземных формаций содержит трещины, имеющие обычно горизонтальную ориентацию. Поскольку большинство несущих углеводороды формаций встречается на глубине более 300 м, трещины, содержащиеся в таких формациях обычно имеют преимущественно вертикальную ориентацию. "Трещины" включают разлом(ы), сочленения, трещины, изломы и/или сетку из них. "Качество пены" означает процентный объем газовой фазы в данной пене. "Усиленная полимером пена" означает пену, использованную в способе настоящего изобретения, которая состоит из водной фазы, содержащей поверхностно активное вещество, и водорастворимого увеличивающего вязкость полимера, включенного в нее. "Скважина" и "буровая скважина" используются взаимозаменяемо и означают скважину или буровую скважину по крайней мере частично сообщающуюся с жидкостью трещиноватой подземной формации через трещины, изломы, разрывы и/или их сетку, обычно имеющиеся в формации и/или гидравлически созданные в формации. "Жидкость" включает газ, жидкость и/или их смесь.

В соответствии с настоящим изобретением усиленная полимером пена образуется по любой подходящей традиционной технологии образования пены, очевидной для специалиста в данной области. Качество усиленной полимером пены, закачиваемой в подземную формацию, может варьировать от примерно 50 об. до примерно 99,5 об. более предпочтительно от примерно 60 об. до примерно 98 об. а наиболее предпочтительно от примерно 70 об. до примерно 97 об. Пена может быть генерирована внизу скважины перед закачкой в формацию при одновременной закачке отдельных потоков водного раствора и газа через трубы, расположенные в буровой скважине и смешивании этих потоков в буровой скважине с помощью, например, статического смесителя или другого традиционного генерирующего пену устройства, расположенного внутри трубопровода. Предпочтительно, однако, эти потоки смешивать выше поверхности для образования подходящей пены перед закачиванием в скважину.

Полимер, применяемый в усиленной полимером пене настоящего изобретения, может быть синтетическим или биополимером любой молекулярной массы, водорастворимым с повышенной вязкостью. Биополимеры, полезные в настоящем изобретении, включают полисахариды и модифицированные полисахариды. Примерами биополимеров являются ксантановая смола, гуаровая смола, сукциноглюкан, склероглюкан, поливинилсахариды, карбоксиметилцеллюлоза, о-карбоксихитозаны, оксиэтилцеллюлоза, оксипропилцеллюлоза и модифицированные крахмалы. Полезные синтетические полимеры включают акриламидные полимеры, такие, как полиакриламид, частично гидролизованные полиакриламиды, сополимеры акриламида, тройные сополимеры, содержащие акриламид, другой вид и третий вид сомономеров, и тетраполимеры, содержащие акриламид, акрилат, третий вид и четвертый вид сомономеров. Как определено здесь, полиакриламид (ПА) представляет собой полимер акриламида, имеющий по существу менее 1% акриламидных групп в виде карбоксилатных групп. Частично гидролизованный полиакриламид (ЧГНА) представляет собой акриламидный полимер, имеющий более 1% но не 100% акриламидных групп, химически превращенных с образованием карбоксилатных групп. Акриламидный полимер может быть получен в соответствии с любым известным на данном уровне техники традиционным способом, но предпочтительно он обладает специфическими свойствами акриламидного полимера, полученного в соответствии со способом, описанным в патенте США N Re 32114 Эргабрайта с сотр. который приведен здесь в качестве уровня техники. Средняя молекулярная масса полимера, применяемого в усиленной полимером пене согласно настоящему изобретению составляет от примерно 10000 до примерно 50000000, и предпочтительно, примерно 250000 20000000, и наиболее предпочтительно, примерно 1000000 15000000. Концентрация полимера в усиленной полимером пене настоящего изобретения находится в интервале от примерно 100 ппм до примерно 80000 ппм. предпочтительно от примерно 500 ппм до примерно 12000 ппм, а наиболее предпочтительно от примерно 2000 ппм до примерно 10000 ппм. Включение полимера придает стабильность усиленной полимером пене, особенно в присутствии жидких углеводородов, при использовании способа настоящего изобретения в подземной формации с трещинами. Полимер также повышает работоспособность усиленной полимером пены, например, за счет повышения вязкости и структурной прочности усиленной полимером пены.

Поверхностно активное вещество, использованное в усиленной полимером пене настоящего изобретения, может быть водорастворимым, вспенивающим поверхностно активным веществом, пригодным для использования при извлечении нефти из-под земли и совместимого для использования с конкретным полимером, выбранным, как это будет очевидно для специалиста в данной области. Поверхностно-активное вещество может быть анионным, катионным или неионным. Предпочтительно поверхностно-активное вещество может быть выбрано среди этоксилированных спиртов, этоксилированных сульфатов, облагороженных сульфонатов, нефтяных сульфонатов и сульфонатов альфа-олефинов. Концентрация поверхностно активного вещества, применяемого в водном растворе, в которые вводят газ для образования усиленной полимером пены настоящего изобретения, составляет от примерно 20 ппм до пирмерно 50000 ппм, предпочтительно от примерно 60 ппм до примерно 20000 ппм, а наиболее предпочтительно от примерно 100 ппм до примерно 10000 ппм. Обычно способ, по которому функционирует усиленная полимером пена в соответствии со способом настоящего изобретения, как описано здесь, является относительно нечувствительным к конкретному использованному здесь поверхностно активному веществу.

Водные растворитель водного раствора, в который вводят газ с образованием усиленной полимером пены настоящего изобретения, может быть свежей водой или рассолом, имеющим суммарную концентрацию растворенных твердых продуктов до предела растворимости твердых продуктов в воде. Предпочтительно водный растворитель представляет собой воду, закачиваемую в или полученную из подземной формации. Примеры газов, которые являются полезными для формирования усиленной полимером пены настоящего изобретения, включают азот, воздух, диоксид углерода, дымовые газы, продуцированный газ и природный газ.

Усиленную полимером пену настоящего изобретения закачивают в подземную формацию через буровую скважину под давлением, достаточным, чтобы вызвать вхождение пены в формацию, но обычно меньшим давления отдельности формации. рН водной фазы усиленной полимером пены обычно является нейтральным, т.е. рН равен примерно 6-8. Однако, когда он не является нейтральным, предпочтительно рН водной фазы может быть отрегулирован в соответствии с традиционной процедурой, чтобы сделать ее почти нейтральной перед закачиванием. Такая регулировка рН может быть сделана любым подходящим образом, как это очевидно для специалиста в данной области. Усиленная полимером пена входит и затекаем внутрь трещин в формации благодаря, в частности, ее относительно высокой вязкости. Пена может быть закачана до тех пор, пока не начнет происходить прорыв пены через продукционную скважину, в это время начинают закачивание вытекающей жидкости через скважину или закачки. Предпочтительно должен быть использован заранее определенный объем усиленной полимером пены, который меньше, чем требуется для такого прорыва. Объем пены, закачанной в подземный резервуар, будет находиться в интервале от примерно 0,3 до примерно 2600 или более кубических метров резервуара на вертикальный метр интервала резервуара, который должен быть обработан, предпочтительно от примерно 0,6 до примерно 620 кубических метров резервуара на вертикальный метр обрабатываемого интервала резервуара. Усиленная полимером пена, используемая в способе настоящего изобретения, предпочтительно является стабильной в первом времени по крайней мере 24 ч. Так, усиленная полимером пена является достаточно стабильной и вязкой, чтобы перемещать жидкие углеводороды, находящиеся внутри трещины в подземной формации, но необязательно будет разбиваться на газ и водный раствоp, содержащий поверхностно активное вещество и полимер, в течение заранее определенного периода времени, чтобы ее можно было удалить из трещин при последующей закачке пены или другой вытесняющей жидкости. Стабильность такой усиленной полимером пены может быть заранее определена путем варьирования химией поверхностно активного вещества и составом, химией полимера и концентрацией, химией рассола и качеством пены. Газ, поверхностно активное вещество и полимер, образовавшиеся в результате расплава пены в трещинах, могут быть усилены агентами для извлечения нефти, которые являются благоприятными и не ухудшают извлечение жидких углеводородов из формации и которые могут быть легко удалены из трещин при последующей закачке вытесняющей жидкости, если это желательно.

Способ настоящего изобретения может быть применен для извлечения жидких углеводородов из большинства подземных формаций с трещиноватостью и не является высоко чувствительным к какой-либо конкретной минералогии или литологии. Способ может быть применен сам по себе как процесс извлечения углеводородов для использования в подземных формациях с трещиноватостью, но обычно его применяют как способ улучшения смыва в сочетании с операцией вторичного извлечения, такой как затопление водой или затопление полимером, или операцией третичного извлечения, например, щелочного эатопления или затопления СО₂. Высокий показатель вязкости in situ усиленной полимером пены обеспечивает в результате более полный смыв из трещин в подземной формации с трещиноватостью и меньшую протечку или касание усиленной полимером пены, чем это будет происходить при любом таком одном затоплении.

Как упоминалось выше, способ настоящего изобретения может быть использован в сочетании с усовершенствованным процессом извлечения нефти, который использует закачку жидкости для перемещения жидких углеводородов из основной структуры подземной формации с трещинами. Закачиваемая жидкость, например, газ, такой как диоксид углерода, или пар, или жидкость, такая как вода, которую закачивают в подземную формацию с трещинами, будет иметь тенденцию протекать или просачиваться через трещины, в результате чего обходит углеводороды, имеющиеся в основной структуре формации. Как обсуждалось ранее, усиленная полимером пена, которую закачивают в подземную формацию с трещинами в соответствии со способом настоящего изобретения, предпочтительно промывает и, следовательно, занимает по крайней мере часть подземных трещин.

Далее, высокий показатель вязкости in situ усиленной полимером пены будет вызывать увеличение дифференциального давления закачивания в трещинах при последующем закачивании вытесняющей жидкости, в результате чего имеется тенденция отклонения пути потока такой жидкости от трещин в основной структуре формации. Итак, в соответствии с одним вариантом настоящего изобретения усиленную полимером пену заканчивают внутрь и она занимает по крайней мере часть трещин подземной формации с трещинами. После чего вытесняющий газ или жидкость закачивают в подземную формацию с трещинами через ту же самую или другую скважину(ы). Подходящая вытесняющая жидкость включает воду, рассол, водный раствор содержащий полимер, водный щелочной раствор, водный раствор, содержащий поверхностно активное вещество, коллоидный раствор и их смеси. При попадании усиленной полимером пены внутрь трещин относительно высокая вязкость усиленной полимером пены, имеющейся в части подземных трещин, обеспечивает повышенное дифференциальное давление, в результате чего отводится по крайней мере часть закачиваемой жидкости или газа в основную структуру формации, что в результате улучшает эффективность вымывания жидких углеводородов из основной структуры формации и/или трещин с помощью закачиваемой жидкости или газа. Следовательно, в тех случаях, когда желательно использовать свойства контроля подвижности усиленной полимером пены в способе настоящего изобретения, стабильность пены может быть повышена предпочтительно при увеличении концентрации полимера в пене. Альтернативно стабильность пены может быть увеличена при повышении качества пены, чтобы обеспечивать контроль подвижности во время закачивания затопляющей жидкости.

В одном варианте изобретения способ настоящего изобретения применяют к подземной формации с вертикальными трещинами, содержащей вязкие жидкие углеводороды для более эффективного вымывания жидких углеводородов из трещин, имеющихся в формации. Этот способ особенно применим, когда отношение вязкости между углеводородами и водой, имеющимися в формации, составляет от примерно 2: 1 до примерно 200:1 или более и, предпочтительно, по крайней мере около 10: 1. Как обсуждалось ранее, вода, закачанная в подземную формацию с вертикальными трещинами во время традиционного процесса водного затопления, неэффективно перемещает жидкие углеводороды, имеющиеся в данных трещинах с высокой проницаемостью, так как вода имеет тенденцию стекать ниже значительной части жидких углеводородов, имеющихся в трещинах, за счет более высокой плотности и меньшей вязкости воды. В соответствии с настоящим изобретением усиленную полимером пену закачивают в подземную формацию с вертикальными трещинами и она предпочтительно входит и затекает внутрь трещин, содержащих их. Относительно низкая плотность, например, 0,005-0,6 г/см³ и относительно высокий показатель вязкости in situ, например, 5-10000 сП или более, усиленной полимером пены вызывает предпочтительно смывание верхних участков трещин внутри подземной формации с вертикальными трещинами, в результате чего повышается извлечение жидких углеводородов из этих трещин. Кроме того, этот вариант настоящего изобретения является полезным, когда вертикальные трещины являются связанными жидкостью с водоносным слоем, лежащим ниже. Закачивание воды или воды, загущенной полимером, в качестве вытесняющей жидкости приводит в результате к значительным потерям вытесняющей воды в водоносный слой, поскольку относительно высокая плотность вытесняющей воды вызывает поток через нижние участки трещин и часто в водоносный слой. Как уже упоминалось, относительно низкая плотность и высокий показатель вязкости in situ усиленной полимером пены приводит к промывке пеной верхних участков трещин в результате чего существенно снижаются потери этой вытесняющей жидкости в лежащий ниже водоносный слой.

В другом варианте усиленную полимером пену закачивают в подземную формацию с вертикальными трещинами через скважину с сообщающейся жидкостью с формацией и предпочтительно она затекает внутрь и предпочтительно занимает верхние участки трещин, содержащихся в ней. После этого закачивают вытесняющий газ в подземную формацию с вертикальными трещинами через ту же самую или другую скважину. При столкновении с усиленной полимером пеной, имеющейся в верхних участках трещин, относительно высокий показатель вязкости in situ усиленной полимером пены отклоняет по крайней мере часть закачиваемого газа в нижние участки вертикальных трещин, в результате чего вытесняющий газ более эффективно смывает жидкие углеводороды из нижних участков вертикальных трещин. Как обсуждалось ранее, часть вытесняющего газа будет отклонена усиленной полимером пеной в основную структуру формации, приводя в результате к более эффективному смыву вытесняющим газом жидких углеводородов из основной структуры матрицы.

Во время затопления водой впитывание воды из трещин в подземной формации в основную структуру подземной формации для перемещения жидких углеводородов из основной структуры и в трещинах рассматривалось как основной механизм извлечения нефти из многих подземных формаций с трещинами. Однако вода или вода, загущенная полимером, которые обычно используют для вытеснения жидких углеводородов из трещин в подземной формации, имеет тенденцию стекать ниже значительного объема углеводородов, имеющихся в трещинах, особенно вязких углеводородов. Так вода предохраняет от просачивания в основную структуру формации в тех участках трещин, которые остаются заполненными жидкими углеводородами. Благодаря отчасти низкой плотности усиленных полимером пен способ настоящего изобретения приводит в результате к более равномерному и полному смыванию жидких углеводородов, особенно разделенных по плотности жидких углеводородов, из трещин в подземной формации. Закачивание водной вытесняющей жидкости после применения способа настоящего изобретения позволит извлечь дополнительное количество жидких углеводородов из основной структуры формации вблизи таких трещин при просачивании водной вытесняющей жидкости в основную структуру формации из этих участков трещин, ранее занятых жидкими углеводородами. Следовательно, способ настоящего изобретения использующий усиленную полимером пену, может быть повторен по крайней мере один раз, чтобы получить извлечение дополнительного количества жидких углеводородов, присутствующих в трещинах формации за счет повышения просачивания воды в основную структуру формации. В качестве основного руководства, способ настоящего изобретения может быть повторен так часто, настолько это является экономичным и легким для осуществления.

Приводимые ниже примеры показывают практику и полезность настоящего изобретения, но не рассматриваются как ограничивающие его область.

Пример 1.

Генерируют три отдельных образца пены при совместно закачивании газообразного азота и водного раствора, имеющего рН 7-8 и содержащего поверхностно активный этоксилированный сульфат (С_12-15)-EO)₃-SO₃Na), выпускаемый Шелл Кемикал Компани под торговым названием Энерлет 1215-3S в 15,2 см х 1,1 см, 20-30 меш. Оттава сэнд сэндпак при постоянном дифференциальном давлении 0,17 МПа. Образец 3 генерируют, используя водный раствор, как описано выше, который также содержит 2,9 мол. гидролизованного полиакриламида (ПГПА), имеющего молекулярную массу 11000000. Температура песчаной упаковки и затопления составляет 22^oC. Азот и водный раствор смешивают в песчаной упаковке с образованием пены, которую собирают как поток, вытекающий из сэндпак в 100 мл закрытые пробкой градуированные цилиндры. Характеристики каждого образца собранной пены приведены в табл. 1 ниже. Концентрации ПГПА и поверхностно активного вещества выражены в табл. 1 как ппм, которые основаны только на концентрации в водном растворе.

Положение границы раздела воздух/пена в градуированных цилиндрах определяют визуально через заранее определенные интервалы времени для каждого образца пены, чтобы установить количество азота, которое выходит из пены. Результаты приведены в табл.2.

Подобным образом визуально определяют положение поверхности раздела вода/пена в 100 мл градуированном цилиндре через заранее определенные интервалы времени для каждого образца пены, чтобы определить количество воды, которая вытекала из пены. Результаты приведены в табл.3.

При вычитании положения поверхности раздела вода/пена от положения поверхности раздела воздух/пена определяют объем пены для каждого образца пены в заранее определенные интервалы времени, результаты приведены в табл.4.

Как можно видеть из этих результатов, образец пены 1, который содержит 7000 ппм 2,9% гидролизованного полиакриламида, сохраняет 62% своего первоначального объема через 24 ч, тогда как образцы пены 2 и 3, которые не содержат никакого полимера, полностью разрушаются уже после 17 ч старения. Усиленная полимером пена образца 1 имеет средний показатель вязкости in situ около 89 сП в сэндпак тесте, тогда как образцы пен 2 и 3 имели средний показатель вязкости in situ только примерно 2 сП. Как это будет очевидно для специалиста в данной области, стабильность пены, наблюдаемая в каждом эксперименте возможно больше увеличится в относительно ограниченной пористой среде подземной формации (особенно при 100% насыщении пеной).

Пример 2.

Для проведения серии модельных затоплений трещины используют идеальную модель трещины, состоящую из двух параллельных стеклянных пластин, имеющих закрытое пространство между верхними и нижними кромками. Пластины отстоят друг от друга на одинаковом расстоянии около 0,127 см, и впрыскивают в это пространство жидкости и выводят их из серии проходов с каждой стороны модели. Объем жидкости, инжектированный во время затопления модели трещины составляет примерно пять объемов пор, т.е. пять объемов трещины. Первоначально трещину, т.е. объем между двумя параллельными пластинами, заполняют очищенной нефтью с 25 сП. Суммарное дифференциальное давление, наложенное поперек приблизительно 0,46 м длины модели, составляет 0,002 МПа, т.е. 0,002 МПа от верхней части впускного трубопровода до верхней части выпускного трубопровода. Из четырех отдельных моделей затопления, которые были проведены, в трех из них используют, соответственно, воду, имеющую вязкость 1 сП. водный раствор рассола, имеющий вязкость 10 сП и содержащий 5800 ппм суммарных растворенных твердых веществ, 640 ппм жесткости и 500 ппм 30% гидролизованного полиакриламида с молекулярной массой 11000000, и водный раствор рассола, имеющий вязкость 32 сП и содержащий 5800 ппм суммарных растворенных твердых веществ, 640 ппм жесткости и 1500 ппм 30% гидролизованного полиакриламида с молекулярной массой 11000000. В четырех моделях затопления используют усиленную азотным полимером пену, где водная фаза содержит 7000 ппм 30% гидролизованного полиакриламида с молекулярной массой 11000000 и 2000 ппм поверхностно активного альфа-олефинсульфоната, производимого Стефан Кемикал Ко, под торговым названием Стефанфло-20, в синтетическом нефтяном поле, полученном с рассолом, содержащим 5800 ппм суммарных растворенных твердых веществ и 640 ппм жесткости. Усиленная полимером пена имеет качество пены 91% рН водной фазы усиленной полимером пены составляет 7-8.

Результаты этих затоплений модели трещины показаны на фиг.1. Закачка воды в модель трещины приводит в результате к преждевременному прорыву, а инъекция более пяти объемов пор воды оставляет приблизительно 32% исходной очищенной нефти 25 сП на месте. Инъекция более 5 объемов пор водяного раствора 500 ппм 30 мол. частично гидролизованного полиакриламида дает в результате улучшенное извлечение нефти, тогда как увеличение концентрации частично гидролизованного полиакриламид до 1500 ппм дает в результате дополнительное улучшение извлечения нефти, но при существенно более высоких затратах. Напротив, инъекция усиленной полимером пены настоящего изобретения приводит в результате к практически полному извлечению нефти, т.е. примерно 97 об. из модели трещины только после инъекции одного объема пор усиленной полимером пены. Такие результаты достигаются частично благодаря низкой плотности усиленной полимером пены настоящего изобретения. Не происходит какого-либо значительного разрушения усиленной полимером пены до тех пор, пока не получат 0,82 объема пор. Эти результаты иллюстрируют повышение эффективности извлечения нефти из трещин, полученное при использовании усиленной полимером пены.

Пример 3.

Образцы усиленной полимером пены различного качества генерируют при совместной инъекции газообразного азота и водного раствора с рН 10, содержащего 7000 ппм 30% моль, гидролизованного полиакриламида с молекулярной массой 11000000 и 2000 ппм поверхностно активного альфа-олефинсульфоната, выпускаемого Стефан Кемикал Со, под торговым названием Стефанфло-20, в Оттава тест сэнд сэндпак длиной 30,5 см, проницаемостью 150000 мд при постоянном дифференциальном давлении 0,34 МПа. Затопление осуществляют при примерно 3,1 МПа обратного давления и при температуре окружающей среды около 22^oC. Скорость продвижения затопления составляет около 160-240 м/день. Качество пены и средний показатель вязкости in situ приведены в табл.5. Средний показатель in situ рассчитан из соотношения подвижности рассола к подвижности усиленной полимером пены, как измерено.

Эти результаты показывают, что средний показатель вязкости in situ усиленной полимером пены настоящего изобретения несколько выше, чем показатель вязкости in situ водного раствора, содержащего только частично гидролизованный полиакриламид и альфа-олефиносульфонатное поверхностно- активное вещество. Неожиданно средний показатель вязкости in situ усиленной полимером пены настоящего изобретения кажется несколько увеличенным, так как увеличивается процентный объем газа, а именно качество пены. Итак, вязкость усиленной полимером пены, использованной в способе настоящего изобретения, относительно нечувствительна к качеству пены. Следовательно, работоспособность этой усиленной полимером пены сохраняется, тогда как стоимость пены сильно снижается при разбавлении относительно дорогостоящего водного раствора относительно дешевым газом, чтобы генерировать усиленную полимером пену. Для специалиста в данной области очевидно, что как таковая усиленная полимером пена настоящего изобретения обеспечивает крайне экономичную альтернативу традиционным жидкостям, заканчиваемым в подземные формации с трещинами, повышая в результате эффективность извлечения нефти из трещин и основной структуры, имеющихся в подземных формациях.

Пример 4.

Совместно инжектируют газообразный азот и водный раствор с рН 10, содержащий 7000 ппм 30 мол. гидролизованного полиакриламида с молекулярной массой 11000000 и 2000 ппм альфа-олефинсульфонатного поверхностно активного вещества, выпускаемого Стефан Кемикал Ко, под торговым названием Стефанфло-20, в Оттава тест сэндпак длиной 30,5 см, 20-30 меш. имеющий проницаемость 170000 мл. Единственный песчаный блок этого эксперимента работает и как генератор пены и как тестовый песчаный блок. Полученной в результате усиленной полимером пеной проводят затопления при серии дифференциальных давлений в интервале от 0,14 до 1,4 МПа. Такой интервал дифференциальных давлений промотирует соответствующие скорости фронтального продвижения вперед от примерно 25 до примерно 1700 м/день. Качество пены сохраняется между 77% и 89% во время эксперимента. Результаты этого эксперимента показаны на фиг.2. Эти результаты показывают, что усиленная полимером пена, как она использована в настоящем изобретении, обладает по крайней мере такой же большой и даже возможности более высокой вязкостью и меньшей подвижностью, чем соответствующий водный раствор самих полимера и поверхностно активного вещества. Это является неожиданным в свете того факта, что усиленная полимером пена настоящего изобретения и пример является сильно разбавленной дешевым газом, например, азотом.

Результаты, представленные на рис. 2, кроме того, показывают, что при более высоких скоростях фронтального продвижения вперед, которые соответствуют инжектированию вблизи окружения буровой скважины, показатель вязкости усиленных полимером пен настоящего изобретения является достаточно низким, чтобы облегчить проникновение из скважины в подземную формацию с трещинами. Такие результаты также показывают, что усиленные полимером пены настоящего изобретения проявляют относительно высокий показатель вязкости in situ при низких скоростях фронтального продвижения вперед, что соответствует участкам внутри подземных трещин, которые находятся на значительном расстоянии от буровой скважины и, следовательно, функционируют как относительно хорошие агенты контроля подвижности и отклонения в трещинах в таких участках. Итак, профиль потока любой закачиваемой жидкости, которая впоследствии закачивается в формацию, будет улучшен. Фиг.2 также показывает, что водный раствор, содержащий только полимер и поверхностно активное вещество, труднее закачать в подземную формацию с трещинами, чем соответствующую усиленную полимером пену из-за относительно повышенного показателя вязкости in situ, показываемого водным раствором при высоких скоростях фронтального продвижения вперед.

Пример 5.

Газообразный азот и водный раствор с рН 10, содержащий 7000 ппм 30% гидролизованного полиакриламида с молекулярной массой 11000000 и 2000 ппм альфа-олефинсульфонатного поверхностно активного вещества, выпускаемого Стефан Кемикал Ко. под торговым названием Стефанфло-20, совместно инжектируют в 15,2 см длиной, 20-30 меш. Оттава сэнд генерирующий пену сэндпак, имеющий проницаемость 130000 мд, для генерации усиленной полимером пены, которую затем инжектируют в Оттава тест сэнд сэндпак длиной 30,5 см, 20-30 меш. имеющий проницаемость 120000 мд. Усиленной полимером пеной затапливают через тест сэндпак при серии дифференциальных давлений в интервале от 0,06 до 1,21 МПа. Такой интервал дифференциальных давлений промотирует соответствующие скорости фронтального продвижения вперед в интервале от примерно 0,09 до примерно 1700 м/день. Качество пены сохраняется между 81 и 89% во время эксперимента. Результаты этого эксперимента приведены на фиг.3.

Как видно из этих результатов, показатель вязкости in situ под действием усилия среза на усиленную полимером пену значительно увеличивается при очень низких скоростях фронтального продвижения, вперед, которые встречаются внутри подземных трещин на значительном расстоянии от буровой скважины, через которую закачивают усиленную полимером пену. Такое драматическое повышение показателя вязкости in situ, например, вязкости достигают 100000 сП, эффективно служит, позволяя усиленной полимером пене функционировать как отводящий агент в трещины на таком значительном расстоянии от буровой скважины. Следовательно улучшается профиль потока закачиваемой впоследствии в формацию вытесняющей жидкости.

Кроме того, результаты фиг.3 показывают, что при высоких скоростях фронтального продвижения вперед, соответствующих подземному окружению вблизи буровой скважины, в которую закачивают усиленную полимером пену, показатель вязкости in situ усиленной полимером пены является относительно низким, указывая, что усиленная полимером пена легко закачивается в формацию с трещинами.

Пример 6.

Проводят два полевых испытания закачкой без вспучивания (huff n' puff/CO₂ в среднематериковом резервуаре, который имеет глубину от поверхности около 460 м. Резервуар представляет собой сильно растресканную карбонатную формацию и имеет температуру резервуара 27^oC. Полевые испытания с закачкой СО₂ без вспучивания проводят на двух скважинах, которые приблизились к своему экономическому пределу. Закачиваемый газообразный СО₂ происходит из жидкого СО₂. Во время каждого из полевых опытов по закачке СО₂ без вспучивания в течение трех дней закачивают 540 метрических тонн СО₂. Затем каждую скважину запирают на 21 день периода просачивания.

Первое полевое испытание не включает закачку усиленной полимером пены перед закачкой СО₂. Скважина дает 2,54 м³ в день до испытания с закачкой CO₂ без вспучивания через 17,7 м перфораций, которые открыты в формацию. После обработки с закачкой СО₂ без вспучивания, скорость продукции нефти из этой скважины составляет в среднем 3,66 м³ в день за первые 30 дней эксплуатации.

Второе полевое испытание проводили на соседней продукционной скважине с практически идентичной конфигурацией скважины и практически идентичными свойствами резервуара, с тем исключением, что только 16,2 м перфорации открыто в формацию. Скважина продуцирует 2,22 м³ в день перед испытанием по закачке СО₂ без вспучивания. Полевое испытание по закачке CO₂ без вспучивания является почти идентичным, за исключением того, что усиленную полимером пену закачивают в соответствии со способом настоящего изобретения перед закачкой CO₂. Усиленную азотистым полимером пену закачивают для того, чтобы увеличить дифференциальное давление, встречающееся внутри трещин во время закачки СО₂, снизить подвижность закаченного СО₂ и отвести CO₂ от трещины с очень высокой проницаемостью, приводя в основную структуру резервуара из карбонатных пород. Объем закачанной усиленной полимером пены составляет 127 м³ резервуара. Качество пены усиленной полимером пены, закачанной в резервуар, варьирует между 81 и 87% Водная фаза усиленной полимером пены содержит 6500 ппм 7-10% гидролизованного ПГПА с молекулярной массой 12000000 15000000 и 2000 ппм С_12-14-C C-50₃Na альфа-олефинсульфонатного поверхностно активного вещества, растворенных в продукционной воде (10300 ппм ТДS, 520 ппм жесткости и высокие концентрации сульфатных и бикарбонатных ионов). Продукция после обработки в течение первых тридцати дней для этого второго полевого испытания составляет в среднем 7,47 м³ в день.

Результаты добычи нефти в этих двух полевых испытаниях подтверждают, что использование усиленной полимером пены может значительно повысить результативность обработки СО₂ без вспучивания и промотирует значительные количества относительного увеличения продукции нефти за счет более эффективного использования закачанного СО₂. Полагают, что при этом осуществляется отвод закачанного СО₂ в основную структуру нефтеносной породы и более эффективное контактирование жидких углеводородов с СО₂.

Хотя выше были описаны и показаны предпочтительные варианты изобретения, должно быть понятно, что альтернативы и модификации, такие как предложены и другие, могут быть осуществлены и попадают в область изобретения.

Способ извлечения жидких углеводородов включает закачку в подземную формацию с трещинами через одну из скважин с жидкостью в формации усиленную полимером пену, содержащую полимер, выбранный из синтетического полимера или биополимера поверхностно-активного вещества, водного растворителя и газа. 42 з.п.ф-лы, 3 ил., 5 табл.

1. Способ извлечения жидких углеводородов, включающий закачку пенообразующего раствора в подземную формацию с трещинами через одну из скважин с жидкостью в формации и извлечение жидких углеводородов из указанной формации через вторую скважину с жидкостью в формации, отличающийся тем, что в качестве пенообразующего раствора закачивают усиленную полимером пену, содержащую полимер, выбранный из синтетического полимера или биополимера, поверхностно-активное вещество, водный растворитель и газ, с последующим вхождением и растеканием ее внутри трещин. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вытесняющую жидкость закачивают в подземную формацию после того, как усиленная полимером пена вошла в трещины. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что объем газа в указанной пене составляет от примерно 50 до примерно 99,5 об. 4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что объем газа в указанной пене составляет от примерно 60 до примерно 98 об. 5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что объем газа в указанной пене составляет от примерно 70 до примерно 97 об. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полимер является биополимером, выбранным из группы, состоящей из ксантановой смолы, гуаровой смолы, сукциноглюкана, склероглюкана, поливинилсахаридов, карбоксиметилцеллюлозы, о-карбоксихитозанов, оксиэтилцеллюлозы, модифицированных крахмалов или их смесей. 7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полимер является синтетическим полимером, выбранным среди полиакриламида, частично гидролизованного полиакриламида, сополимеров акриламида, терполимеров, содержащих акриламид, второй вид и третий вид сомономеров, тетраполимеров, содержащих акриламид, акрилат и третий и четвертый виды сомономеров или их смесей. 8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация полимера в указанной пене составляет от примерно 100 до примерно 80000 ппм. 9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что концентрация полимера в указанной пене составляет от 500 до примерно 12000 ппм. 10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что концентрация полимера составляет в указанной пене от примерно 2000 до примерно 10000 ппм. 11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество выбрано среди этоксилированных спиртов, этоксилированных сульфатов, очищенных сульфонатов, нефтяных сульфонатов или альфа-олефиносульфонатов. 12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация поверхностно-активного вещества в указанной пене составляет от примерно 20 до примерно 50000 ппм. 13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что концентрация поверхностно-активного вещества в указанной пене составляет от примерно 50 до примерно 20000 ппм. 14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация поверхностно-активного вещества в указанной пене составляет от примерно 100 до примерно 10000 ппм. 15. Способ по п. 2, отличающийся тем, что указанная вытесняющая жидкость представляет собой водную вытесняющую жидкость. 16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что указанная водная вытесняющая жидкость всасывается из указанных трещин в основную структуру указанной формации, в результате чего жидкие углеводороды перемещаются из основной структуры в указанные трещины с последующими закачкой пенообразующей жидкости в формацию через первую скважину углеводородов и извлечением из указанной формации через вторую скважину. 17. Способ по п. 2, отличающийся тем, что указанная вытесняющая жидкость, которую закачивают в формацию, вытесняется из указанных трещин в основную структуру указанной формации с помощью усиленной полимером пены, в результате чего перемещаются жидкие углеводороды, имеющиеся в основной структуре. 18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что указанная вытесняющая жидкость является жидкостью, выбранной среди воды, рассола, водного раствора, содержащего полимер, водного щелочного раствора, водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество, коллоидного раствора или их смеси. 19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что указанная вытесняющая жидкость является газом, выбранным среди диоксида углеводорода и пара, углеводородсодержащего газа, инертного газа, воздуха или кислорода. 20. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная формация является подземной формацией с трещинами и по крайней мере часть указанных извлекаемых жидких углеводородов перемещена из указанных трещин с помощью указанной усиленной полимером пены. 21. Способ по п. 20, отличающийся тем, что указанную пену закачивают в указанную подземную формацию с вертикальными трещинами в объеме от примерно 0,3 до примерно 2600 м³ резервуара на вертикальный метр интервала обрабатываемой формации. 22. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная пена образуется на поверхности. 23. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная пена образуется внутри указанной первой скважины. 24. Способ по п. 17, отличающийся тем, что усиленную полимером пену уплотняют путем усиления ее сдвига внутри трещин так, что на значительном расстоянии от одной из скважин вытесняющая жидкость отводится из трещин в основную фракцию. 25. Способ по п. 24, отличающийся тем, что вытесняющая жидкость является водной жидкостью, указанная пена обеспечивает улучшение профиля потока указанной водной жидкости. 26. Способ по п. 1, отличающийся тем, что усиленную полимером пену закачивают в трещины формации, соединенные жидкостью с нижележащим водоносным слоем. 27. Способ по п. 26, отличающийся тем, что указанная жидкость является жидкостью, выбранной из группы, состоящей из воды, рассола, водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество, коллоидного раствора или их смесей. 28. Способ по п. 27, отличающийся тем, что указанная жидкость является газом, выбранным из группы, состоящей из диоксида углерода, пара, углеводородсодержащего газа, инертного газа, воздуха или кислорода. 29. Способ по п. 26, отличающийся тем, что указанную скважину запечатывают на заранее определенный период времени после введения вытесняющей жидкости в указанную формацию и до перемещения жидких углеводородов из основной структуры в указанные трещины. 30. Способ по п. 15, отличающийся тем, что указанная водная вытесняющая жидкость просачивается из трещин в основную структуру указанной формации. 31. Способ извлечения жидких углеводородов, включающий закачку в подземную формацию с трещинами через одну из скважин пенообразующего раствора и извлечение жидких углеводородов через другую скважину, отличающийся тем, что дополнительно после закачки и растекания в трещинах подземной формации пенообразующего раствора закачивают жидкость, а в качестве пенообразующего раствора используют усиленную полимером пену, содержащую полимер, выбранный из группы, состоящей из синтетического полимера или биополимера, поверхностно-активного вещества, водный растворитель и газ. 32. Способ по п. 31, отличающийся тем, что объем газа в указанной пене составляет от 50 до примерно 99,5 об. 33. Способ по п. 32, отличающийся тем, что объем газа в указанной пене составляет от примерно 60 до примерно 98 об. 34. Способ по п. 33, отличающийся тем, что объем газа в указанной пене составляет от примерно 70 до примерно 97 об. 35. Способ по п. 31, отличающийся тем, что полимер является биополимером, выбранным среди ксантовой смолы, гауровой смолы, сукциноглюкана, склероглюкана, поливинилсахаридов, карбоксиметилцеллюлозы, о-карбоксихитозанов, оксиэтилцеллюлозы, оксипропилцеллюлозы, модифицированных крахмалов и их смесей. 36. Способ по п. 31, отличающийся тем, что полимер является синтетическим полимером, выбранным среди полиакриламида, частично гидролизованного полиакриламида, сополимеров акриламида, терполимеров, содержащих акриламид, акрилат и третий и четвертый виды сомономеров, и их смесей. 37. Способ по п. 31, отличающийся тем, что концентрация полимера в пене составляет от примерно 100 до примерно 80000 ппм. 38. Способ по п. 37, отличающийся тем, что концентрация полимера в пене составляет от примерно 500 до примерно 12000 ппм. 39. Способ по п. 38, отличающийся тем, что концентрация полимера в указанной пене составляет от примерно 2000 до примерно 10000 ппм. 40. Способ по п. 31, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество выбрано среди этоксилированных спиртов, этоксилированных сульфатов, очищенных сульфонатов, нефтяных сульфонатов или альфа-олефин-сульфонатов. 41. Способ по п. 31, отличающийся тем, что концентрация поверхностно-активного вещества в указанной пене составляет от примерно 20 до примерно 50000 ппм. 42. Способ по п. 31, отличающийся тем, что концентрация поверхностно-активного вещества в указанной пене составляет от примерно 50 до примерно 20000 ппм. 43. Способ по п. 31, отличающийся тем, что концентрация поверхностно-активного вещества в указанной пене составляет от примерно 100 до примерно 10000 ппм.