Способ разработки неоднородного нефтяного пласта Российский патент 2022 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с применением микробиологического воздействия в условиях высокой минерализации закачиваемой и пластовой воды.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2060373, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.1996 г., бюл. № 14), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС (биоПАВ КШАС) ‒ продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseuodomonas aеruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биоПАВ КШАС 1:2,5 соответственно.

Данный способ недостаточно эффективен в условиях высокой минерализации воды, т.к. не учитывает стабильность раствора полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества в пластовых условиях.

Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU № 2078916, МПК С09К 8/582, С12N 1/38, Е21В 43/22, опубл. 10.05.1997 г., бюл. № 13), включающий закачку в пласт состава, содержащего углеводородокисляющие бактерии, питательную среду, минеральную добавку и воду. В качестве питательной среды он содержит органическое удобрение, а в качестве минеральной добавки ‒ диаммонийфосфат.

Недостатком известного способа является его низкая эффективность в неоднородных пластах из-за невозможности обеспечить перераспределение потоков жидкости по пласту и эффективно вытеснять нефть из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон из-за нецелевого синтеза нефтевытесняющих агентов в высокообводненных интервалах.

Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU № 1774691, МПК Е21В 43/22, С09К 8/582, опубл. 20.09.1995 г., бюл. № 26), включающий закачку в пласт углеводородокисляющих бактерий ‒ микроорганизмов в растворе питательного вещества.

Недостатками известного способа являются использование микроорганизмов, не способных синтезировать нефтевытесняющие агенты при высокой минерализации воды, что делает невозможным его применение в условиях высокой минерализации воды.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2644365, МПК Е21В 43/22, С09К 8/582, С09К 8/588, опубл. 09.02.2018 г., бюл. № 4), включающий последовательную закачку в нагнетательную скважину смеси водорастворимого природного полимера – ВПП – ксантана, бродильных бактерий – сапропеля и воды, и раствора диаммонийфосфата – ДАФ с углеводородокисляющими бактериями – УОБ, и технологическую выдержку.

Недостатками данного способа являются:

- низкие значения остаточного фактора сопротивления (ОФС), которые не обеспечивают продолжительный технологический эффект вследствие вымывания состава из высокопроницаемых интервалов;

- низкое содержание углеводородокисляющих бактерий в закачиваемом растворе, что приводит к низкой интенсивности образования нефтевытесняющих агентов и их недостаточным образованием в условиях высоковыработанных месторождений;

- углеводородокисляющие микроорганизмы, используемые в данном способе, не обладают свойством галотолерантности (солестойкости) в условиях высокой (свыше 150 г/л) минерализации.

Техническими задачами являются создание эффективного способа разработки неоднородного нефтяного пласта, обеспечивающего увеличение охвата пласта за счёт блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, нефтенасыщенных пропластков и зон, увеличение нефтеотдачи пласта за счет роста непосредственно в пласте микроорганизмов, устойчивых к высокой минерализации воды, способных осуществлять интенсивный синтез агентов, обеспечивающих эффективное вытеснение нефти с глубинных зон пласта, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим последовательную закачку в нагнетательную скважину смеси водорастворимого природного полимера – ВПП – ксантана, бродильных бактерий – сапропеля, воды и раствора диаммонийфосфата – ДАФ с углеводородокисляющими бактериями – УОБ и технологическую выдержку.

Новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 м³/сут до 250 м³/сут закачку указанных раствора и смеси в пласт осуществляют оторочками, причем в первой оторочке закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Раствор ДАФ с УОБ 10,0-15,0 Ксантан 0,03-0,5 Вода остальное,

а второй оторочкой закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля и воды, которая дополнительно содержит раствор ДАФ с УОБ и неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:

Раствор ДАФ с УОБ 10,0-15,0 Ксантан 0,03-0,5 НПАВ 0,1-0,5 Сапропель 0,5-2,5 Вода остальное,

при этом указанные первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки указанных оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение, при приемистости нагнетательной скважины от 251 м³/сут и выше сначала осуществляют закачку смеси ВПП – ксантана или дисперсного компонента и воды, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Ксантан или дисперсный компонент 0,5-2,5 Вода остальное,

закачку указанной смеси ведут до увеличения давления закачки на 10-50 % от начального давления закачки, затем в пласт закачивают раствор ДАФ с УОБ и смесь ВПП – ксантана и бродильных бактерий, при этом закачку производят оторочками, в первой оторочке закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:

Раствор ДАФ с УОБ 10,0-15,0 Ксантан 0,03-0,5 Вода остальное,

во второй оторочке закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды и раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:

Раствор ДАФ с УОБ 10,0-15,0 Ксантан 0,03-0,5 НПАВ 0,1-0,5 Сапропель 0,5-2,5 Вода остальное,

при этом указанные первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки указанных оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение.

Также новым является то, что в качестве дисперсного компонента используют порошковую целлюлозу или техническую микрокристаллическую целлюлозу.

Для осуществления способа используют:

- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75, представляющий собой неорганическое соединение ‒ кислую аммонийную соль ортофосфорной кислоты;

- углеводородокисляющие бактерии – УОБ, в качестве которых используют галофильные и галотолерантные штаммы микроорганизмов – Kocuria, Rhodococcus, Gordonia, Dietzia и Pseudomonas, с высокой солеустойчивостью (способны выдерживать воздействие свыше 150 г/л растворенных солей);

- ксантан отечественного или импортного производства, представляющий собой экзополисахарид, полученный путём ферментации с использованием бактерии Xanthomonas campestris;

- сапропель, который представляет собой отложения пресноводных водоёмов, состоящих из органического вещества и минеральных примесей, формирующихся в результате биохимических, микробиологических и физико-механических процессов из остатков растительных и животных организмов, населяющих водоём;

- неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ, в качестве которого используют оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, выпускаемый по ТУ 2483-077-05766801-98. Введение в состав смеси НПАВ способствует проникновению смеси второй оторочки в глубь пласта за счет повышения смачиваемости, снижению межфазного натяжения в системе «вода-нефть-порода», обусловленному адсорбцией НПАВ на поверхностях раздела фаз;

- для приготовления закачиваемых раствора ДАФ с УОБ и смеси ВПП используют воду пресную или техническую с минерализацией 0,15-200 г/л.

- в качестве дисперсного компонента используют техническую микрокристаллическую целлюлозу (МКЦ), представляющую собой продукт химической деструкции целлюлозы, отличающийся высокой степенью чистоты и высоким содержанием упорядоченной части целлюлозы с кристаллографической ориентацией макромолекул (выпускаемую по ТУ 10.89.19-006-01141317-2019) или порошковую целлюлозу (ПЦ), представляющую продукт дробления из различных видов целлюлозы – порошок или мелкие волокна белого, серого или кремового цвета, например, марки С-0,5 и С-1,6 (выпускаемую по ТУ 5410-029-32957739-2007);

Сущность способа заключается в следующем.

В процессе последовательной закачки в пласт указанных оторочек раствора и смеси, содержащих ВПП, происходит снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счёт их блокирования вязким раствором и, как следствие, увеличение охвата пласта воздействием. Кроме того, поскольку на первом этапе углеводородокисляющие бактерии используют остаточную нефть призабойной зоны пласта в качестве основного источника питания, ВПП является дополнительным источником углеводного питания УОБ. После закачки смеси второй оторочки, содержащей бродильные бактерии и НПАВ, по мере истощения запаса кислорода, углеводородокисляющая способность микрофлоры снижается и начинают активизироваться микроорганизмы бродильного типа, которым для окисления субстратов питания кислород не требуется.

Во время технологической выдержки закаченных в пласт растворов и смеси происходит постепенное микробиологическое расщепление полисахаридов бактериями, что приводит к образованию комплекса нефтевытесняющих агентов (биоПАВ, летучих жирных кислот), улучшающих смачиваемость породы, снижающих межфазное натяжение в системе «вода-нефть-порода» и повышающих проницаемость пропластка, и нефтевытесняющих агентов, включающих растворители и спирты, способствующих улучшению извлечения остаточной нефти, характеризующейся повышенной вязкостью. В итоге формируется последовательно протекающий микробиологический процесс, что приводит к повышенной биопродукции нефтевытесняющих агентов, обеспечивающих более высокую технологическую эффективность, что приводит к увеличению нефтеотдачи.

Раствор ВПП – ксантана или дисперсного компонента выполняет функцию отклонителя оторочки и служит дополнительным источником питания микроорганизмов.

Способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом.

Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют приемистость (начальную приемистость до закачки раствора и оторочек) нагнетательной скважины при давлении закачки от водовода, минерализацию закачиваемой воды, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводнённости добываемой продукции), начальной приёмистости нагнетательной скважины определяют объёмы закачки оторочек, состоящих из раствора ДАФ с УОБ и ВПП и смеси бродильных бактерий, НПАВ, ВПП и раствора ДАФ с УОБ, а при приемистости скважины от 251 м³/сут и выше дополнительно определяют объёмы закачки раствора водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента.

Объёмы закачиваемых композиций определяют в зависимости от приёмистости нагнетательной скважины (табл. 1).

Таблица 1 – Объем закачки оторочек и раствора водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента

Приемистость нагнетательной скважины, м³/сут Объем закачки раствора водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента, м³ Объем закачки первой оторочки – раствор ДАФ с УОБ и ксантана, м³ Объем закачки второй оторочки – смесь сапропеля, НПАВ, ВПП и раствор ДАФ с УОБ, м³ 100-250 – 100-250 100-250 251 и выше 30-100 150-300 150-300

При приёмистости нагнетательной скважины от 100 м³/сут до 250 м³/сут закачку указанных оторочек в обводнённый нефтяной пласт производят стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д. в следующей последовательности.

Первую оторочку, состоящую из раствора ДАФ с УОБ и ВПП (ксантана), готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

Раствор ДАФ с УОБ готовят в цехе по подготовке химических продуктов следующим образом. В ёмкость с перемешивающим устройством вносят расчетное количество пресной воды, УОБ с концентрацией 0,005-0,5 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,01-0,2 мас. %, перемешивают в течение 30 мин для образования однородного раствора. Готовый раствор доставляют на скважину автоцистернами.

В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же емкость из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Из промежуточной емкости полученную первую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Затем закачивают вторую оторочку.

Вторую оторочку – смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды, и раствора ДАФ с УОБ с НПАВ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину в следующей последовательности.

В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же ёмкость из емкости дозатора для жидких реагентов дозируют НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 с концентрацией 0,1-0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Затем в эту же смесительную ёмкость последовательно из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния, после чего из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют сапропель в сухом виде с концентрацией 0,5-2,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Из промежуточной емкости полученную вторую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.

После закачки запланированных объемов указанных оторочек раствора и смеси скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 5-10 сут.

После технологической выдержки производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.

При приёмистости нагнетательной скважины от 251 м³/сут и выше сначала закачивают смесь водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента и воды.

Раствор водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента готовят в промежуточной ёмкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающей по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой шнековым дозатором ксантана или дисперсного компонента в сухом виде с концентрацией 0,5-2,5 мас. % и в течение 30 мин осуществляют перемешивание.

Приготовленный раствор водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 10-50 % от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты.

Затем закачивают раствор ДАФ с УОБ и смесь ВПП – ксантана и бродильных бактерий, при этом закачку производят оторочками. Первую оторочку, состоящую из раствора ДАФ с УОБ, ксантана и воды, непосредственно готовят перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

Раствор ДАФ с УОБ готовят в цехе по подготовке химических продуктов следующим образом. В емкость с перемешивающим устройством вносят расчетное количество пресной воды, УОБ с концентрацией 0,005-0,5 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,01-0,2 мас. %, перемешивают течение 30 мин для образования однородного раствора. Готовый раствор доставляют на скважину автоцистернами.

В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же емкость из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Из промежуточной емкости полученную первую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Затем закачивают вторую оторочку.

Вторую оторочку – смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды и раствора ДАФ с УОБ и НПАВ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину в следующей последовательности.

В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же ёмкость из емкости дозатора для жидких реагентов дозируют НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 с концентрацией 0,1-0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Затем в эту же смесительную ёмкость последовательно из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния, после чего из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют сапропель в сухом виде с концентрацией 0,5-2,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Из промежуточной емкости полученную вторую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.

После закачки запланированных объемов указанных оторочек раствора и смеси скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 5-10 сут.

После технологической выдержки производят заключительные работы на скважине и далее возобновляют заводнение.

Нефтевытесняющую способность закачиваемых раствора и оторочек оценивали в лабораторных условиях по величине прироста коэффициента вытеснения (прирост К_выт) при проведении фильтрационных экспериментов. Для проведения фильтрационных экспериментов использовали установку для исследования кернов, позволяющую осуществлять фильтрацию жидкостей через физическую модель пласта при температуре и давлении, моделирующих пластовые условия. В модели создавали начальную нефтенасыщенность, затем прокачивали воду для моделирования первичного вытеснения водой, определяли К_выт после первичной прокачки воды, затем при моделировании приемистости от 100 м³/сут до 250 м³/сут прокачивали первую и вторую оторочки, далее проводили довытеснение водой и определяли общий К_выт. При моделировании приемистости от 251 м³/сут и выше дополнительно закачивали раствор ксантана или дисперсного компонента, затем последовательно закачивали первую и вторую оторочки, далее проводили довытеснение водой и определяли общий К_выт. По разнице полученных коэффициентов рассчитывали прирост К_выт.

Результаты исследований представлены в табл. 2.

Таблица 2 – Результаты исследований нефтевытесняющих свойств, закачиваемых раствора и оторочек

№ п/п Минерализация воды, г/л Проницаемость физической модели пористой среды (керна), мкм² Начальная нефтенасыщенность, % Раствор ксантана или дисперсного компонента, мас. % Первая оторочка, мас. % Вторая оторочка, мас. % ОФС К_выт после первичной прокачки воды Общий К_выт Прирост К_выт Ксантан Дисперсный компонент Вода Раствор ДАФ с УОБ Ксантан Вода Раствор ДАФ с УОБ Ксантан НПАВ Сапропель Вода 1 0,15 0,208 88,5 – – – 10 0,03 89,97 10 0,03 0,1 0,5 89,37 39 42,3 53,9 13,4 2 120 0,243 90,7 – – – 12 0,03 87,97 12 0,03 0,1 0,5 87,37 44 46,7 59,6 12,9 3 200 0,283 90,5 – – – 15 0,03 84,97 15 0,03 0,1 0,5 84,37 42 39,4 52,8 11,6 4 120 0,23 86,3 – – – 10 0,3 89,7 10 0,03 0,1 0,5 89,37 51 32,7 47,6 12,9 5 200 0,273 91,5 – – – 5 0,5 94,5 5 0,03 0,1 0,5 94,37 28,7 38,7 48,2 7,6 6 200 0,254 91,5 – – – 12 0,3 87,7 12 0,03 0,1 0,5 87,37 54,5 46,5 61,2 11,4 7 120 0,21 94,1 – – – 15 0,3 84,7 15 0,03 0,1 0,5 84,37 57 39,8 54,1 12,3 8 0,15 0,352 89,8 – – – 10 0,5 89,5 10 0,03 0,1 0,5 89,37 59,8 46,4 61,2 14,9 9 0,15 0,33 92,8 – – – 12 0,5 87,5 12 0,5 0,1 0,5 86,9 58,8 41,5 56,9 15,4 10 120 0,396 90,3 – – – 15 0,5 84,5 15 0,03 0,1 0,5 84,37 60,7 36,8 51,7 13,1 11 0,15 0,266 84,3 – – – 5 0,01 89,99 10 0,01 0,1 0,5 63,4 6 40,1 48,2 9,4 12 120 0,298 90,7 – – – 10 0,03 89,97 10 0,3 0,1 0,5 89,1 58,6 42,3 57,6 14,0 13 0,15 0,276 90,5 – – – 12 0,03 87,97 12 0,3 0,1 0,5 87,1 61,5 42,3 56,9 15,8 14 200 0,273 87,5 – – – 15 0,03 84,97 15 0,3 0,1 0,5 84,1 64,7 42,3 57,4 12,9 15 120 0,28 93,7 – – – 10 0,3 89,7 10 0,3 0,3 2,5 86,9 60,5 32,7 47,6 14,6 16 0,15 0,229 89,2 – – – 12 0,3 87,7 12 0,3 0,3 1,5 85,9 58,5 48,5 63,1 16,0 17 120 0,244 91,4 – – – 10 0,5 89,5 10 0,5 0,5 0,5 88,5 63,7 50,1 64,5 14,4 18 0,15 0,383 95,6 – – – 15 0,5 84,5 15 0,5 0,5 2,5 81,5 56,7 46,4 63,1 16,9 19 200 0,377 92 – – – 10 0,3 89,7 10 0,3 0,3 1,5 87,9 80,3 37,5 51,4 14,1 20 0,15 0,307 95,3 – – – 12 0,3 87,7 12 0,3 0,3 1,0 86,4 54,8 40,5 54,7 15,2 21 0,15 0,334 90,8 – – – 20 0,6 79,4 20 0,5 0,5 2,5 89,39 134,2 42,4 59,8 17,4 22 120 0,351 91,2 – – – 15 0,5 84,5 15 0,5 0,5 1,5 82,5 66,1 41 54,1 14,4 23 0,15 0,453 84,6 0,5 – 99,95 10 0,03 89,97 10 0,03 0,1 0,5 89,37 88,6 41,5 54,2 13,7 24 120 0,457 91 – 2,5 (ПЦ) 99,8 12 0,3 87,7 12 0,3 0,3 2,5 84,9 120 36,8 53,9 17,1 25 200 0,459 88,8 1,5 – 99,8 15 0,3 84,7 15 0,3 0,5 1,5 82,7 74,3 39,8 55 15,2 26 120 0,461 89,7 2,5 – 99,5 12 0,5 87,5 12 0,5 0,5 1,5 85,5 127,1 42,2 58,2 16,0 27 0,15 0,56 86,9 – 2,5 (МКЦ) 99,95 15 0,03 84,97 15 0,03 0,1 0,5 84,37 107,3 37,9 54,6 15,7 28 0,15 0,546 90,8 – 0,5 (ПЦ) 99,8 10 0,3 89,7 10 0,3 0,3 1,0 88,4 103,7 45,5 58,3 14,8 29 200 0,543 94,7 – 2,5 (ПЦ) 99,5 12 0,3 87,7 12 0,3 0,3 1,0 86,4 125 38,6 54,8 14,2 30 200 0,575 89,3 – 1,5 (МКЦ) 99,7 15 0,5 84,5 15 0,5 0,5 1,5 82,5 110 41 56,7 15,4 31 0,15 0,7 94,6 1,5 (ПЦ) 99,95 12 0,03 87,97 12 0,03 0,1 0,5 87,37 118,4 48,8 61,9 13,1 32 120 0,669 92,7 0,5 – 99,7 10 0,3 89,7 10 0,3 0,3 1,0 88,4 70,3 48,3 60,6 12,3 33 0,15 0,668 94,3 – 0,5 (МКЦ) 99,8 12 0,3 87,7 12 0,3 0,5 1,5 85,7 102,1 45,9 58 16,1 34 200 0,615 87,5 – 1,5 (МКЦ) 99,5 15 0,5 84,5 15 0,5 0,5 1,5 82,5 125,7 47,2 63,1 15,4

Продолжение таблицы 2

Прототип № п/п Минерализация воды, г/л Проницаемость физической модели пористой среды (керна), мкм² Начальная нефтенасыщенность, % Смесь ВПП и бродильных бактерий, мас. % УОБ в растворе ДАФ, мас. % ОФС К_выт после первичной прокачки воды Общий К_выт Прирост К_выт Сапропель Ксантан Вода ДАФ УОБ Вода 1 0,15 0,204 87,3 0,005 0,05 99,89 0,05 0,01 99,94 10,9 38,7 46,3 7,6 2 120 0,412 92,5 1,0 0,05 99 0,05 0,01 99,94 22,1 40,2 49,1 8,9 3 200 0,298 90,1 2,0 0,05 97,95 0,1 0,15 99,75 24,8 32,8 43,8 11 4 120 0,318 87,3 0,005 1,0 98,995 0,05 0,15 99,8 15,3 40,8 50,2 9,4 5 200 0,461 95,0 1,0 2,0 97,0 0,1 0,3 99,6 28,7 39,1 51,6 12,5 6 0,15 0,573 92,4 2,0 1,0 97,0 0,2 0,01 99,79 30,4 42,5 54,8 12,3 7 0,15 0,476 84,3 0,005 2,0 97,995 0,05 0,15 99,8 24,6 44,7 57,7 12,8 8 200 0,501 92,3 1,0 0,05 98,95 0,1 0,15 99,75 21,4 35,2 46,9 11,7 9 120 0,623 90,0 2,0 0,05 97,95 0,2 0,3 99,5 26,8 35,8 47,9 12,1 10 0,15 0,305 87,6 1,0 0,05 98,95 0,2 0,3 99,5 19,7 40,7 50,8 10,1 11 120 0,376 95,6 1,0 1,0 98 0,1 0,15 99,7 27,5 42,6 55,2 12,6 12 200 0,726 94 2,0 2,0 96 0,2 0,3 99,5 34,7 41,5 55,3 13 Примечание – Исследования прототипа проведены заявителем самостоятельно

Результаты проведенных исследований по предлагаемому способу разработки неоднородного нефтяного пласта (табл. 2) свидетельствуют о повышении остаточного фактора сопротивления (ОФС) в среднем в 3,3 раза по сравнению с прототипом и увеличении прироста коэффициента вытеснения нефти (прирост К_выт) в среднем в 1,4 раза, что подтверждает достижение более высокой технологической эффективности способа.

Из табл. 2 видно, что ОФС и прирост коэффициента вытеснения нефти (прирост К_выт) при использовании способа с низкими концентрациями раствора ДАФ с УОБ (менее
10 мас. %) и ксантана (менее 0,03 мас. %) незначительно отличаются от прототипа
(опыты 5, 11, табл. 2).

Увеличение содержания раствора ДАФ с УОБ более 15 мас. % и ксантана более
0,5 мас. % нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения, так как увеличивается стоимость реагентов и соответственно композиции. Результаты исследований способа с высокими концентрациями реагентов показывают, что увеличение концентрации реагентов позволяет незначительно увеличить ОФС и прирост коэффициента вытеснения нефти (опыт 21, табл. 2).

Предлагаемый способ позволяет эффективно снижать проницаемость высокопроницаемых зон пласта путём создания оторочек с высоким фильтрационным сопротивлением, что приводит к вовлечению в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков за счёт повышения биопродукции нефтевытесняющих агентов микроорганизмами, устойчивыми к высокой минерализации, в целом обеспечивая более высокую технологическую эффективность микробиологического воздействия. Предложение также позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

Пример конкретного выполнения.

Пример 1. В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,33 мкм², нефтенасыщенностью 81,3 %, пористостью 18 %. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину 9,5 т, средняя обводненность добываемой жидкости 87,6 %, минерализация воды от водовода – 120 г/л (пример 1, табл. 3, 4).

Приёмистость нагнетательной скважины 100 м³/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,5 МПа.

Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить первую оторочку в объёме 100 м³.

Первую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 9,989 м³, УОБ в количестве 0,001 т и ДАФ в количестве 0,01 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м³ доставляют на скважину.

Первую оторочку готовят в промежуточной емкости путем подачи воды (89,97 мас. %), поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 120 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой раствора ДАФ с УОБ с концентрацией 10 мас. % дозировочным насосом и ксантана с концентрацией 0,03 мас. % шнековым дозатором и перемешивают до однородного состояния.

Приготовленную первую оторочку в объеме 100 м³ закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.

Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку в объеме 100 м³.

Вторую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 9,989 м³, УОБ в количестве 0,001 т и ДАФ в количестве 0,01 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м³ доставляют на скважину.

Приготовление второй оторочки осуществляют в промежуточной ёмкости путём подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 120 г/л, на вход струйного насоса. В это же емкость с водой (89,37 мас. %) одновременно дозируют раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10 мас. % и НПАВ оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 с концентрацией 0,1 мас. % дозировочными насосами и перемешивают в течение 10 мин. Далее в эту же емкость шнековым дозатором дозируют ксантан с концентрацией 0,03 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Далее шнековым дозатором дозируют сапропель с концентрацией 0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.

Приготовленную вторую оторочку в объеме 100 м³ закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.

Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.

После окончания закачки запланированного объема второй оторочки (100 м³) скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 5 сут и возобновляют заводнение. Определяют конечное давление закачки и удельную приёмистость скважины.

Из табл. 5 видно, что после закачки раствора ДАФ с УОБ, ксантана и воды (первая оторочка) и смеси ВПП – ксантана, сапропеля, НПАВ, раствора ДАФ с УОБ (вторая оторочка) через нагнетательную скважину в пласт происходит увеличение давления закачки на 42 % и снижение удельной приёмистости скважины на 47 % (пример 1, табл. 5). Средняя дополнительная добыча нефти составляет 1750 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффекте, прирост дебита по нефти составляет 2,5 т/сут при снижении средней обводнённости добываемой продукции на 2,7 %.

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта при приемистости нагнетательной скважины от 100 м³/сут до 250 м³/сут выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 3, 4 и 5.

Из табл. 5 видно, что после закачки оторочек дебит нефти по участку в среднем составил 3,7 т/сут, дополнительная добыча нефти в среднем составила более 2581 т, обводненность снизилась в среднем на 3,4 %.

Пример 2. В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,57 мкм², нефтенасыщенностью 87,4 %, пористостью 19 %. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину 8,3 т, средняя обводненность добываемой жидкости 96,4 %, минерализация воды от водовода – 0,15 г/л (пример 1, табл. 6, 7).

Приёмистость нагнетательной скважины 251 м³/сут при давлении на водоводе 10,5 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 14,0 МПа.

Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить раствор водорастворимого природного полимера – ксантана.

Раствор ксантана готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

Раствор ксантана готовят в промежуточной емкости путем подачи воды (99,5 мас. %), поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ксантана с концентрацией 0,03 мас. % шнековым дозатором и перемешивают до однородного состояния.

Приготовленный раствор в объеме 30 м³ закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 10 % от начального давления закачки.

Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину первую оторочку в объеме 150 м³.

Первую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 14,95 м³, УОБ в количестве 0,02 т и ДАФ в количестве 0,03 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м³ доставляют на скважину.

Первую оторочку готовят в промежуточной емкости путем подачи воды (89,97 мас. %), поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой раствора ДАФ с УОБ с концентрацией 10 мас. % дозировочным насосом и ксантана с концентрацией 0,03 мас. % шнековым дозатором и перемешивают до однородного состояния.

Приготовленную первую оторочку в объеме 150 м³ закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.

Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку в объеме 150 м³.

Вторую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 14,95 м³, УОБ в количестве 0,02 т и ДАФ в количестве 0,03 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м³ доставляют на скважину.

Приготовление второй оторочки осуществляют в промежуточной ёмкости путём подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса. В это же емкость с водой (89,37 мас. %) одновременно дозируют раствор ДАФ УОБ с концентрацией 10 мас. % и НПАВ с концентрацией 0,1 мас. % дозировочными насосами насосами и перемешивают в течение 10 мин. Далее в эту же емкость шнековым дозатором дозируют ксантан с концентрацией 0,03 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Далее шнековым дозатором дозируют сапропель с концентрацией 0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.

Приготовленную вторую оторочку в объеме 150 м³ закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.

Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.

После окончания закачки запланированного объема второй оторочки (150 м³) скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 6 сут и возобновляют заводнение. Определяют конечное давление закачки и удельную приёмистость скважины.

Из табл. 8 видно, что после закачки раствора ДАФ с УОБ и ксантана (первая оторочка) и смеси сапропеля, НПАВ. ВПП и раствора ДАФ с УОБ (вторая оторочка) через нагнетательную скважину в пласт происходит увеличение давления закачки на 11 % и снижение удельной приёмистости скважины на 25 % (пример 1, табл. 8). Средняя дополнительная добыча нефти составляет 2450 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффект, прирост дебита по нефти составляет 3,5 т/сут при снижении средней обводнённости добываемой продукции на 2,1 %.

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта при приемистости нагнетательной скважины от 251 м³/сут и выше выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 6, 7 и 8.

Из табл. 8 видно, что после закачки оторочек дебит нефти по участку в среднем составил 3,2 т/сут, дополнительная добыча нефти в среднем составила более 2265 т, обводненность снизилась в среднем на 3,4 %.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу добывающих скважин изменением и выравниванием фильтрационных потоков в неоднородных пластах за счет повышения эффективности микробиологического воздействия, снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта, вовлечения в разработку нефтенасыщенных, ранее неохваченных низкопроницаемых пропластков и увеличения охвата пласта воздействием, а также позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

Таблица 3 Результаты исследований

Номер участка нагнетат. скважины Приёмистость нагнет. скважины при давлении на водоводе до закачки, м³/сут / МПа Первая оторочка, мас. % Вторая оторочка, мас. % Раствор ДАФ с УОБ Ксантан Вода / минерализация, г/л Раствор ДАФ с УОБ Ксантан НПАВ Сапропель Вода / минера-лизация, г/л 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 100 / 6,0 10 0,03 89,97 / 120 10 0,03 0,1 0,5 89,37 / 120 2 175 / 9,0 12 0,03 87,97 / 200 12 0,03 0,1 0,5 87,37 / 200 3 250 / 7,5 15 0,03 84,97 / 120 15 0,03 0,1 0,5 84,37 / 120 4 250 / 11,5 10 0,3 89,7 / 0,15 10 0,03 0,1 0,5 89,37 / 0,15 5 100 / 10,5 12 0,3 87,7 / 200 12 0,03 0,1 0,5 87,37 / 200 6 175 / 6,0 15 0,3 84,7 / 120 15 0,03 0,1 0,5 84,37 / 120 7 175 / 7,5 10 0,5 89,5 / 120 10 0,03 0,1 0,5 89,37 / 120 8 250 / 9,0 12 0,5 87,5 / 200 12 0,03 0,1 0,5 87,37 / 200 9 100 / 11,5 15 0,5 84,5 / 0,15 15 0,03 0,1 0,5 84,37 / 0,15 10 250 / 6,0 10 0,03 89,97 / 200 10 0,3 0,1 0,5 89,1 / 200 11 100 / 10,5 12 0,03 87,97 / 0,15 12 0,3 0,1 0,5 87,1 / 0,15 12 175 / 10,5 15 0,03 84,97 / 120 15 0,3 0,1 0,5 84,1 / 120 13 175 / 11,5 10 0,03 89,97 / 200 10 0,5 0,1 0,5 88,9 / 200 14 250 / 11,5 12 0,03 87,97 / 120 12 0,5 0,1 0,5 86,9 / 120 15 100 / 5,5 15 0,03 84,97 / 200 15 0,5 0,1 0,5 83,9 / 200 16 100 / 9,5 10 0,3 89,7 / 0,15 10 0,3 0,1 0,5 89,1 / 0,15 17 175 / 8,5 12 0,3 87,7 / 0,15 12 0,3 0,1 0,5 87,1 / 0,15 18 250 / 10,5 15 0,3 84,7 / 120 15 0,3 0,1 0,5 84,1 / 120 19 250 / 7,5 10 0,5 89,5 / 200 10 0,3 0,1 0,5 89,1 / 200 20 100 / 6,5 12 0,5 87,5 / 120 12 0,3 0,1 0,5 87,1 / 120 21 175 / 9,5 15 0,5 84,5 / 0,15 15 0,3 0,1 0,5 84,1 / 0,15 22 250 / 10,5 10 0,03 89,97 / 200 10 0,03 0,3 0,5 89,17 / 200 23 175 / 9,5 12 0,03 87,97 / 0,15 12 0,03 0,3 0,5 87,17 / 0,15 24 100 / 8,5 15 0,03 84,97 / 0,15 15 0,03 0,3 0,5 84,17 / 0,15 25 175 / 9,5 10 0,3 89,7 / 120 10 0,03 0,3 0,5 89,17 / 120 26 250 / 10,5 12 0,3 87,7 / 200 12 0,03 0,3 0,5 87,17 / 200 27 100 / 12,8 15 0,3 84,7 / 200 15 0,03 0,3 0,5 84,17 / 200 28 100 / 10,5 10 0,5 89,5 / 120 10 0,03 0,3 0,5 89,17 / 120

Продолжение таблицы 3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 29 175 / 12,5 12 0,5 87,5 / 0,15 12 0,03 0,3 0,5 87,17 / 0,15 30 250 / 10,5 15 0,5 84,5 / 0,15 15 0,03 0,3 0,5 84,17 / 0,15 31 100 / 6,5 10 0,3 89,7 / 200 10 0,5 0,3 0,5 88,7 / 200 32 250 / 7,5 12 0,3 87,7 / 120 12 0,5 0,3 0,5 86,7 / 120 33 175 / 11,5 15 0,3 84,7 / 120 15 0,5 0,3 0,5 83,7 / 120 34 175 / 11,5 10 0,5 89,5 / 200 10 0,3 0,3 0,5 88,9 / 200 35 250 / 6,0 12 0,5 87,5 / 120 12 0,3 0,3 0,5 86,9 / 120 36 100 / 8,5 15 0,5 84,5 / 120 15 0,3 0,3 0,5 83,9 / 120 37 100 / 10,5 10 0,03 89,97 / 0,15 10 0,03 0,5 0,5 88,97 / 0,15 38 175 / 9,0 12 0,03 87,97 / 200 12 0,03 0,5 0,5 86,97 / 200 39 250 / 8,5 15 0,03 84,97 / 200 15 0,03 0,5 0,5 83,97 / 200 40 175 / 8,0 10 0,3 89,7 / 120 10 0,03 0,5 0,5 88,97 / 120 41 100 / 12,0 12 0,3 87,7 / 200 12 0,03 0,5 0,5 86,97 / 200 42 250 / 9,5 15 0,3 84,7 / 200 15 0,03 0,5 0,5 83,97 / 200 43 250 / 8,0 10 0,5 89,5 / 0,15 10 0,03 0,5 0,5 88,97 / 0,15 44 100 / 7,0 12 0,5 87,5 / 0,15 12 0,03 0,5 0,5 86,97 / 0,15 45 175 / 7,5 15 0,5 84,5 / 120 15 0,03 0,5 0,5 83,97 / 120 46 250 / 9,0 10 0,3 89,7 / 0,15 10 0,5 0,5 0,5 88,5 / 0,15 47 175 / 10,5 12 0,3 87,7 / 0,15 12 0,5 0,5 0,5 86,5 / 0,15 48 100 / 11,5 15 0,3 84,7 / 200 15 0,5 0,5 0,5 83,5 / 200 49 100 / 7,5 10 0,5 89,5 / 200 10 0,3 0,5 0,5 88,7 / 200 50 175 / 12,5 12 0,5 87,5 / 0,15 12 0,3 0,5 0,5 86,7 / 0,15 51 250 / 10,5 15 0,5 84,5 / 120 15 0,3 0,5 0,5 83,7 / 120 52 175 / 8,5 10 0,3 89,7 / 0,15 10 0,5 0,3 1,5 87,7 / 0,15 53 250 / 7,5 12 0,3 87,7 / 200 12 0,5 0,3 1,5 85,7 / 200 54 100 / 11,5 15 0,3 84,7 / 120 15 0,5 0,3 1,5 82,7 / 120 55 175 / 10,5 10 0,5 89,5 / 200 10 0,03 0,3 1,5 88,17 / 200 56 250 / 7,5 12 0,5 87,5 / 0,15 12 0,03 0,3 1,5 86,17 / 0,15 57 100 / 11,5 15 0,5 84,5 / 0,15 15 0,03 0,3 1,5 83,17 / 0,15 58 100 / 5,5 10 0,3 89,7 / 120 10 0,5 0,5 1,5 87,5 / 120 59 175 / 8,5 12 0,3 87,7 / 120 12 0,5 0,5 1,5 85,5 / 120

Продолжение таблицы 3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 60 250 / 9,0 15 0,3 250 / 9,0 15 0,5 0,5 1,5 82,5 / ,015 61 250 / 10,5 10 0,5 250 / 11,5 10 0,3 0,5 1,5 87,7 / 200 62 175 / 10,5 12 0,5 175 / 10,5 12 0,3 0,5 1,5 85,7 / 200 63 100 / 6,5 15 0,5 100 / 6,5 15 0,3 0,5 1,5 82,7 / 200 64 250 / 11,5 10 0,3 250 / 11,5 10 0,03 0,1 2,5 87,37 / 120 65 175 / 9,0 12 0,3 175 / 9,0 12 0,03 0,1 2,5 85,37 / 0,15 66 100 / 8,5 15 0,3 100 / 8,5 15 0,03 0,1 2,5 82,37 / 200 67 100 / 6,0 10 0,5 100 / 6,0 10 0,3 0,3 2,5 84,9 / 120 68 175 / 10,5 12 0,5 87,5 / 120 12 0,3 0,3 2,5 81,9 / 200 69 250 / 8,5 15 0,5 84,5 / 200 15 0,3 0,3 2,5 86,5 / 0,15 70 250 / 11,5 10 0,03 89,97 / 0,15 10 0,5 0,5 2,5 84,5 / 120 71 100 / 9,5 12 0,03 87,97 / 120 12 0,5 0,5 2,5 81,5 / 200 72 175 / 7,5 15 0,03 84,97 / 200 15 0,5 0,5 2,5 84,9 / 120

Таблица 4 Результаты исследований

Номер участка нагнет. скважины Приёмистость нагнет. скважины при давлении на водоводе, м³/сут / МПа Максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, МПа Пористость, доли ед. Объём первой оторочки, м³ Объём второй оторочки, м³ Объёмное соотношение первой оторочки к второй оторочке Остановка скважины на технологическую выдержку, сут До закачки После закачки 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 100 / 6,0 75 / 8,5 10,5 0,18 100 100 1:1 5 2 175 / 9,0 130 / 10,5 13,5 0,21 175 175 1:1 8 3 250 / 7,5 210 / 9,5 11,6 0,20 250 250 1:1 10 4 250 / 11,5 210 / 13,5 16,0 0,23 150 150 1:1 7 5 100 / 10,5 70 / 12,1 14,5 0,17 200 200 1:1 9 6 175 / 6,0 140 / 7,5 11,8 0,24 200 200 1:1 8 7 175 / 7,5 130 / 9,5 14,3 0,21 100 100 1:1 5 8 250 / 9,0 210 / 11,2 15,0 0,20 175 175 1:1 6 9 100 / 11,5 70 / 13,0 16,0 0,22 250 250 1:1 7 10 250 / 6,0 210 / 7,9 10,5 0,18 100 100 1:1 10 11 100 / 10,5 70 / 11,5 13,5 0,23 150 150 1:1 8 12 175 / 10,5 140 / 13,0 15,5 0,24 250 250 1:1 6 13 175 / 11,5 140 / 13,5 16,0 0,23 150 150 1:1 7 14 250 / 11,5 215 / 13,0 16,0 0,22 200 200 1:1 5 15 100 / 5,5 75 / 7,5 9,0 0,22 175 175 1:1 9 16 100 / 9,5 70 / 11,0 13,5 0,23 100 100 1:1 10 17 175 / 8,5 140 / 10,5 13,5 0,19 150 150 1:1 9 18 250 / 10,5 210 / 12,0 14,0 0,20 150 150 1:1 7 19 250 / 7,5 200 / 9,4 11,0 0,21 175 175 1:1 10 20 100 / 6,5 75 / 8,5 10,0 0,22 175 175 1:1 8 21 175 / 9,5 140 / 11,5 13,5 0,22 250 250 1:1 10 22 250 / 10,5 210 / 12,0 14,5 0,18 200 200 1:1 5 23 175 / 9,5 140 / 10,5 13,0 0,25 200 200 1:1 7 24 100 / 8,5 70 / 10,0 13,2 0,23 150 150 1:1 10 25 175 / 9,5 140 / 11,5 14,0 0,19 150 150 1:1 6 26 250 / 10,5 210 / 12,1 14,5 0,21 175 175 1:1 7 27 100 / 12,8 70 / 14,0 16,5 0,25 100 100 1:1 8

Продолжение таблицы 4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 28 100 / 10,5 75 / 13,0 16,0 0,20 175 175 1:1 9 29 175 / 12,5 140 / 14,0 16,5 0,22 175 175 1:1 6 30 250 / 10,5 210 / 12,6 15,0 0,19 175 175 1:1 5 31 100 / 6,5 70 / 9,0 11,0 0,17 200 200 1:1 5 32 250 / 7,5 210 / 10,5 14,0 0,25 100 100 1:1 6 33 175 / 11,5 140 / 13,2 15,5 0,22 150 150 1:1 10 34 175 / 11,5 140 / 13,5 16,0 0,23 175 175 1:1 8 35 250 / 6,0 210 / 8,3 10,5 0,24 150 150 1:1 5 36 100 / 8,5 70 / 11,5 13,5 0,18 175 175 1:1 10 37 100 / 10,5 70 / 12,2 14,3 0,19 250 250 1:1 10 38 175 / 9,0 140 / 11,0 13,5 0,20 100 100 1:1 5 39 250 / 8,5 210 / 10,5 13,5 0,25 250 250 1:1 8 40 175 / 8,0 140 / 10,5 14,0 0,24 175 175 1:1 6 41 100 / 12,0 70 / 14,0 16,5 0,19 100 100 1:1 7 42 250 / 9,5 210 / 10,7 12,6 0,21 150 150 1:1 9 43 250 / 8,0 210 / 11,0 15,0 0,22 200 200 1:1 5 44 100 / 7,0 75 / 9,0 13,3 0,23 150 150 1:1 8 45 175 / 7,5 140 / 10,0 12,0 0,18 200 200 1:1 7 46 250 / 9,0 210 / 11,0 13,5 0,03 150 150 1:1 7 47 175 / 10,5 140 / 12,1 14,2 0,22 100 100 1:1 9 48 100 / 11,5 70 / 13,0 15,0 0,21 250 250 1:1 8 49 100 / 7,5 70 / 10,0 14,0 0,19 200 200 1:1 5 50 175 / 12,5 140 / 14,0 16,5 0,20 250 250 1:1 6 51 250 / 10,5 200 / 12,3 14,5 0,21 175 175 1:1 7 52 175 / 8,5 140 / 10,5 13,5 0,19 100 100 1:1 9 53 250 / 7,5 210 / 9,5 11,5 0,23 250 250 1:1 8 54 100 / 11,5 70 / 13,2 15,5 0,23 100 100 1:1 5 55 175 / 10,5 140 / 12,0 14,5 0,22 150 150 1:1 10 56 250 / 7,5 200 / 10,0 14,3 0,21 200 200 1:1 7 57 100 / 11,5 70 / 13,5 16,0 0,19 175 175 1:1 7 58 100 / 5,5 70 / 7,0 9,0 0,17 200 200 1:1 5

Продолжение таблицы 4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 59 175 / 8,5 140 / 11,0 13,0 0,22 100 100 1:1 6 60 250 / 9,0 210 / 11,5 14,0 0,21 250 250 1:1 7 61 250 / 10,5 210 / 12,5 15,0 0,24 200 200 1:1 10 62 175 / 10,5 140 / 12,3 14,5 0,19 100 100 1:1 5 63 100 / 6,5 70 / 9,0 11,0 0,21 200 200 1:1 8 64 250 / 11,5 210 / 13,6 16,0 0,23 150 150 1:1 10 65 175 / 9,0 140 / 11,5 13,5 0,22 175 175 1:1 5 66 100 / 8,5 70 / 10,0 15,0 0,22 100 100 1:1 5 67 100 / 6,0 75 / 8,0 11,0 0,20 150 150 1:1 9 68 175 / 10,5 140 / 12,8 15,0 0,19 200 200 1:1 7 69 250 / 8,5 200 / 11,0 14,0 0,24 250 250 1:1 6 70 250 / 11,5 210 / 13,6 16,0 0,23 100 100 1:1 9 71 100 / 9,5 70 / 12,5 15,5 0,23 175 175 1:1 8 72 175 / 7,5 140 / 10,0 12,0 0,22 175 175 1:1 10 Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин, указанным в таблице 3.

Таблица 5 Результаты исследований

Номер учаcтка нагнет. скважины Удельная приёмистость нагнет. скважины, м³/сут /МПа Давление закачки, МПа Средний дебит нефти по участку, т/сут Средняя обводнённость по участку, % до закачки после закачки изменение, % до закачки после закачки изменение, % до закачки после закачки прирост до закачки после закачки снижение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 17 9 47 6,0 8,5 42 9,5 12,0 +2,5 87,6 84,9 2,7 2 19 12 37 9,0 10,5 17 6,4 9,4 +3,0 90,8 88,6 2,2 3 33 22 33 7,5 9,5 27 5,9 9,2 +3,3 95,3 92,4 2,9 4 22 16 27 11,5 13,5 17 12,3 15,8 +3,5 78,6 75,9 2,7 5 10 6 40 10,5 12,1 15 13,4 16,2 +2,8 96,4 93,2 3,2 6 29 19 34 6,0 7,5 25 15,7 18,4 +2,7 89,1 85,0 4,1 7 23 14 39 7,5 9,5 27 13,2 17,6 +4,4 90,3 87,1 3,2 8 28 19 32 9,0 11,2 24 12,0 15,7 +3,7 88,2 85,7 2,5 9 9 5 44 11,5 13,0 13 15,0 18,3 +3,3 95,2 92,4 2,8 10 42 27 36 6,0 7,9 32 9,0 12,0 +3,0 90,1 86,6 3,5 11 10 6 40 10,5 11,5 10 24,6 27,8 +3,2 94,3 91,8 2,5 12 17 11 35 10,5 13,0 24 12,7 15,8 +3,1 92,3 89,4 2,9 13 15 10 33 11,5 13,5 17 15,4 19,3 +3,9 78,9 75,1 3,8 14 22 17 23 11,5 13,0 13 10,5 13,0 +2,5 89,7 86,0 3,7 15 18 10 44 5,5 7,5 36 23,2 26,1 +2,9 89,3 87,1 2,2 16 11 6 45 9,5 11,0 16 15,4 18,3 +2,9 87,5 84,9 2,6 17 21 13 38 8,5 10,5 24 14,3 18,6 +4,3 89,7 86,7 3,0 18 24 18 25 10,5 12,0 14 12,5 16,5 +4,0 91,5 88,4 3,1 19 33 21 36 7,5 9,4 25 9,5 13,8 +4,3 95,0 92,1 2,9 20 15 9 40 6,5 8,5 31 10,2 14,7 +4,5 94,8 92,0 2,8 21 18 12 33 9,5 11,5 21 7,9 11,9 +4,0 90,8 87,9 2,9 22 24 18 25 10,5 12,0 14 11,7 14,3 +2,6 93,1 90,4 2,7 23 18 13 28 9,5 10,5 11 12,6 14,9 +2,3 92,8 90,1 2,7 24 12 7 42 8,5 10,0 18 19,5 22,4 +2,9 90,1 87,9 2,2 25 18 12 33 9,5 11,5 21 6,8 11,2 +4,4 89,7 87,2 2,5 26 24 17 29 10,5 12,1 15 9,6 12,6 +3,0 90,8 88,1 2,7 27 8 5 38 12,8 14,0 9 8,7 11,9 +3,2 96,1 93,2 2,9

Продолжение таблицы 5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 28 10 6 40 10,5 13,0 24 10,8 13,9 +3,1 92,0 89,5 2,5 29 14 10 29 12,5 14,0 12 9,7 13,4 +3,7 90,4 86,9 3,5 30 24 17 29 10,5 12,6 20 11,3 14,9 +3,6 94,6 90,4 4,2 31 15 8 47 6,5 9,0 38 11,8 16,2 +4,4 96,7 93,3 3,4 32 33 20 39 7,5 10,5 40 15,4 19,4 +4,0 91,5 87,6 3,9 33 15 11 27 11,5 13,2 15 10,2 14,6 +4,4 90,8 87,6 3,2 34 15 10 33 11,5 13,5 17 14,3 18,2 +3,9 93,1 90,1 3,0 35 42 25 40 6,0 8,3 38 19,4 23,5 +4,1 87,2 83,7 3,5 36 12 6 50 8,5 11,5 35 7,5 10,6 +3,1 92,5 88,7 3,8 37 10 6 40 10,5 12,2 16 8,2 11,6 +3,4 89,4 86,1 3,3 38 19 13 32 9,0 11,0 22 5,8 8,4 +2,6 91,7 88,3 3,4 39 29 20 31 8,5 10,5 24 11,7 14,3 +2,6 96,3 92,7 3,6 40 22 13 41 8,0 10,5 31 12,6 16,5 +3,9 92,5 89,7 2,8 41 8 5 38 12,0 14,0 17 12,1 15,9 +3,8 95,6 92,5 3,1 42 26 20 23 9,5 10,7 13 11,3 15,4 +4,1 91,5 87,9 3,6 43 31 19 39 8,0 11,0 38 25,3 29,4 +4,1 90,7 87,5 3,2 44 14 8 43 7,0 9,0 29 10,1 13,5 +3,4 78,3 75,0 3,3 45 23 14 39 7,5 10,0 33 9,7 13,4 +3,7 81,6 78,6 3,0 46 28 19 32 9,0 11,0 22 8,2 11,9 +3,7 94,3 91,4 2,9 47 17 12 29 10,5 12,1 15 10,8 14,3 +3,5 89,0 85,7 3,3 48 9 5 44 11,5 13,0 13 6,5 9,6 +3,1 96,5 92,4 4,1 49 13 7 46 7,5 10,0 33 12,5 15,9 +3,4 97,1 93,2 3,9 50 14 10 29 12,5 14,0 12 13,8 17,0 +3,2 94,9 90,5 4,4 51 24 16 33 10,5 12,3 17 8,2 12,6 +4,4 90,3 86,5 3,8 52 21 13 38 8,5 10,5 24 12,4 15,7 +3,3 89,3 85,9 3,4 53 33 22 33 7,5 9,5 27 17,8 21,4 +3,6 90,2 86,5 3,7 54 9 5 44 11,5 13,2 15 20,4 24,3 +3,9 91,5 88,7 2,8 55 17 12 29 10,5 12,0 14 6,5 9,9 +3,4 78,9 74,3 4,6 56 33 20 39 7,5 10,0 33 14,7 18,4 +3,7 96,1 92,7 3,4 57 9 5 44 11,5 13,5 17 12,8 15,9 +3,1 93,7 89,2 4,5 58 18 10 44 5,5 7,0 27 7,9 12,6 +4,7 92,8 88,5 4,3 59 21 13 38 8,5 11,0 29 16,2 20,6 +4,4 90,7 87,6 3,1

Продолжение таблицы 5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 60 28 18 36 9,0 11,5 28 20,4 25,0 +4,6 93,4 88,9 4,5 61 24 17 29 10,5 12,5 19 12,3 17,3 +5,0 97,6 93,6 4,0 62 17 11 35 10,5 12,3 17 10,2 15,1 +4,9 92,4 88,6 3,8 63 15 8 47 6,5 9,0 38 13,4 16,5 +3,1 96,0 92,1 3,9 64 22 15 32 11,5 13,6 18 22,7 26,4 +3,7 92,7 89,4 3,3 65 19 12 37 9,0 11,5 28 6,8 11,6 +4,8 90,7 87,6 3,1 66 12 7 42 8,5 10,0 18 11,6 15,8 +4,2 94,3 89,9 4,4 67 17 9 47 6,0 8,0 33 12,8 17,6 +4,8 92,3 88,7 3,6 68 17 11 35 10,5 12,8 22 13,6 18,6 +5,0 97,5 93,4 4,1 69 29 18 38 8,5 11,0 29 15,2 19,5 +4,3 90,6 87,6 3,0 70 22 15 32 11,5 13,6 18 8,9 13,0 +4,1 95,1 92,0 3,1 71 11 6 45 9,5 12,5 32 10,7 15,3 +4,6 92,4 89,0 3,4 72 23 14 39 7,5 10,0 33 8,6 13,5 +4,9 93,5 90,2 3,3 Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин, указанным в таблице 4.

Таблица 6 Результаты исследований

Номер участка нагнетат. скважины Приёмистость нагнет. скважины при давлении на водоводе до закачки, м³/сут / МПа Раствор ксантана или дисперсного компонента, мас. % Первая оторочка, мас. % Вторая оторочка, мас. % Ксантан Дисперсный компонент Вода / минерализация, г/л Раствор ДАФ с УОБ Ксантан Вода / минерализация, г/л Раствор ДАФ с УОБ Ксантан НПАВ Сапропель Вода / минерализация, г/л 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 251 / 10,5 0,5 99,5 / 0,15 10 0,03 89,97 / 0,15 10 0,03 0,1 0,5 89,37 / 0,15 2 300 / 6,5 1,5 (ПЦ) 98,5 / 200 15 0,3 84,7 / 200 15 0,03 0,5 1,5 82,97 / 200 3 251 / 11,5 0,5 (ПЦ) 99,5 / 200 15 0,3 84,7 / 200 15 0,03 0,1 0,5 84,37 / 200 4 300 / 8,5 1,5 98,5 / 120 10 0,3 89,7 / 120 10 0,03 0,1 0,5 89,37 / 120 5 300 / 8,5 2,5 (МКЦ) 97,5 / 0,15 12 0,3 87,7 / 0,15 12 0,03 0,1 0,5 87,37 / 0,15 6 300 / 7,5 1,5 (МКЦ) 98,5 / 120 12 0,03 87,97 / 120 12 0,5 0,3 0,5 86,7 / 120 7 300 / 10,5 0,5 (МКЦ) 99,5 / 0,15 10 0,3 89,7 / 0,15 10 0,3 0,3 1,5 87,9 / 0,15 8 300 / 7,5 2,5 97,5 / 120 15 0,3 84,7 / 120 15 0,3 0,5 0,5 83,7 / 120 9 251 / 12,5 2,5 (МКЦ) 97,5 / 120 10 0,03 89,97 / 120 10 0,3 0,5 2,5 86,7 / 120 10 251 / 9,5 0,5 (ПЦ) 99,5 / 200 12 0,03 87,97 / 200 12 0,03 0,1 0,5 87,37 / 200 11 300 / 7,5 1,5 (ПЦ) 98,5 / 120 10 0,5 89,5 / 120 10 0,3 0,3 1,5 87,9 / 120 12 251 / 9,0 1,5 (ПЦ) 98,5 / 0,15 12 0,5 87,5 / 0,15 12 0,3 0,3 1,5 85,9 / 0,15 13 300 / 10,5 2,5 (МКЦ) 97,5 / 200 15 0,3 84,7 / 200 15 0,3 0,3 1,5 82,9 / 200 14 251 / 8,5 1,5 98,5 / 0,15 10 0,5 89,5 / 0,15 10 0,5 0,5 2,5 86,5 / 0,15 15 300 / 8,5 1,5 (МКЦ) 98,5 / 200 10 0,3 89,7 / 200 10 0,3 0,5 0,5 88,7 / 200 16 300 / 12,5 0,5 99,5 / 200 15 0,03 84,97 / 200 15 0,5 0,1 0,5 83,9 / 200 17 300 / 10,5 2,5 (ПЦ) 97,5 / 120 12 0,03 87,97 / 120 12 0,5 0,3 1,5 85,7 / 120 18 300 / 7,5 2,5 97,5 / 120 10 0,3 89,7 / 120 10 0,5 0,3 2,5 86,7 / 120 19 251 / 9,0 2,5 (МКЦ) 97,5 / 200 12 0,3 87,7 / 200 12 0,3 0,5 0,5 86,7 / 200 20 300 / 7,5 0,5 (ПЦ) 99,5 / 200 10 0,03 89,97 / 200 10 0,3 0,3 0,5 88,9 / 200 21 300 / 10,5 1,5 98,5 / 120 12 0,03 87,97 / 120 12 0,5 0,1 0,5 86,9 / 120 22 251 / 9,5 1,5 (ПЦ) 98,5 / 200 10 0,03 89,97 / 200 10 0,5 0,3 1,5 87,7 / 200 23 300 / 11,5 0,5 99,5 / 200 12 0,3 87,7 / 200 12 0,3 0,3 1,5 85,9 / 200 24 251 / 8,5   0,5 (ПЦ) 99,5 / 200 15 0,03 84,97 / 200 15 0,3 0,5 2,5 81,7 / 200 25 251 / 9,5   1,5 (ПЦ) 98,5 / 0,15 12 0,03 87,97 / 0,15 12 0,3 0,5 2,5 84,7 / 0,15 26 300 / 10,5   1,5 (МКЦ) 98,5 / 0,15 15 0,5 84,5 / 0,15 15 0,5 0,5 2,5 81,5 / 0,15 27 251 / 10,5   0,5 (МКЦ) 99,5 / 200 12 0,5 87,5 / 200 12 0,5 0,5 2,5 84,5 / 200 28 300 / 9,5   1,5 (МКЦ) 98,5 / 0,15 15 0,03 84,97 / 0,15 15 0,03 0,1 0,5 84,37 / 0,15 29 300 / 8,5   2,5 (ПЦ) 97,5 / 0,15 10 0,03 89,97 / 0,15 10 0,5 0,3 0,5 88,7 / 0,15

Продолжение таблицы 6

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 30 300 / 6,5   2,5 (ПЦ) 97,5 / 120 15 0,03 84,97 / 120 15 0,3 0,3 0,5 83,9 / 120 31 251 / 7,5 2,5 97,5 / 120 15 0,5 84,5 / 120 15 0,3 0,3 1,5 82,9 / 120 32 251 / 7,5 0,5 99,5 / 0,15 12 0,03 87,97 / 0,15 12 0,3 0,3 0,5 86,9 / 0,15 33 300 / 9,5   0,5 (МКЦ) 99,5 / 200 15 0,03 84,97 / 200 15 0,5 0,3 1,5 82,7 / 200 34 251 / 10,5 2,5 97,5 / 200 10 0,03 89,97 / 200 10 0,5 0,1 0,5 88,9 / 200 35 251 / 9,5 1,5 98,5 / 0,15 15 0,03 84,97 / 0,15 15 0,5 0,3 0,5 83,7 / 0,15 36 251 / 10,5 2,5 97,5 / 0,15 12 0,3 87,7 / 0,15 12 0,03 0,5 1,5 85,97 / 0,15

Таблица 7 Результаты исследований

Номер участка нагнет. скважины Приёмистость нагнет. скважины при давлении на водоводе, м³/сут / МПа Максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, МПа Пористость, доли ед. Объём раствора ксантана или дисперсного компонента, м³ Объём первой оторочки, м³ Объём второй оторочки, м³ Объёмное соотношение первой оторочки к второй оторочке Остановка скважины на технологическую выдержку, сут До закачки После закачки 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 251 / 10,5 211 / 11,7 14,0 0,19 30 150 150 1:1 6 2 300 / 6,5 270 / 8,5 10,5 0,22 50 300 300 1:1 9 3 251 / 11,5 210 / 12,5 16,0 0,20 70 275 275 1:1 8 4 300 / 8,5 220 / 10,5 15,0 0,21 100 150 150 1:1 10 5 300 / 8,5 250 / 10,0 13,0 0,19 70 275 275 1:1 7 6 300 / 7,5 270 / 10,5 12,5 0,23 100 300 300 1:1 6 7 300 / 10,5 270 / 11,5 14,0 0,21 30 300 300 1:1 5 8 300 / 7,5 250 / 11,0 13,5 0,20 50 250 250 1:1 9 9 251 / 12,5 215 / 13,5 16,0 0,21 100 150 150 1:1 10 10 251 / 9,5 211 / 11,5 14,5 0,19 50 175 175 1:1 6 11 300 / 7,5 250 / 9,5 12,0 0,19 50 200 200 1:1 9 12 251 / 9,0 211 / 11,5 14,0 0,20 100 300 300 1:1 8 13 300 / 10,5 270 / 12,5 16,0 0,23 70 150 150 1:1 10 14 251 / 8,5 215 / 10,5 13,5 0,22 50 250 250 1:1 5 15 300 / 8,5 240 / 11,5 14,0 0,21 100 275 275 1:1 7 16 300 / 12,5 250 / 13,6 16,0 0,20 30 150 150 1:1 9 17 300 / 10,5 270 / 12,8 15,0 0,22 30 300 300 1:1 6 18 300 / 7,5 240 / 10,5 13,5 0,19 50 150 150 1:1 10 19 251 / 9,0 211 / 11,5 14,0 0,21 70 200 200 1:1 10 20 300 / 7,5 270 / 9,9 12,0 0,23 100 250 250 1:1 8 21 300 / 10,5 270 / 12,0 14,5 0,19 30 150 150 1:1 6 22 251 / 9,5 215 / 11,5 14,5 0,21 30 300 300 1:1 5 23 300 / 11,5 250 / 12,5 15,0 0,23 50 175 175 1:1 7 24 251 / 8,5 211 / 10,5 14,5 0,17 100 275 275 1:1 9 25 251 / 9,5 215 / 11,9 14,0 0,22 50 300 300 1:1 10 26 300 / 10,5 250 / 12,3 14,5 0,23 50 275 275 1:1 5 27 251 / 10,5 211 / 12,5 15,0 0,23 100 250 250 1:1 5 28 300 / 9,5 240 / 11,5 14,0 0,21 30 200 200 1:1 10 29 300 / 8,5 270 / 10,6 13,5 0,19 50 250 250 1:1 8 30 300 / 6,5 250 / 8,0 10,5 0,21 70 300 300 1:1 6 31 251 / 7,5 215 / 9,5 14,0 0,23 100 250 250 1:1 5

Продолжение таблицы 7

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 32 251 / 7,5 211 / 10,5 12,5 0,22 50 175 175 1:1 7 33 300 / 9,5 250 / 11,9 15,0 0,19 75 150 150 1:1 10 34 251 / 10,5 211 / 12,3 14,5 0,23 30 275 275 1:1 8 35 251 / 9,5 215 / 11,1 13,0 0,23 100 300 300 1:1 10 36 251 / 10,5 211 / 13,0 15,5 0,23 70 175 175 1:1 9 Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин, указанным в таблице 6.

Таблица 8 Результаты исследований

Номер учаcтка нагнет. скважины Удельная приёмистость нагнет. скважины, м³/сут /МПа Давление закачки, МПа Средний дебит нефти по участку, т/сут Средняя обводнённость по участку, % до закачки после закачки изменение, % до закачки после закачки изменение, % до закачки после закачки прирост до закачки после закачки снижение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 24 18 25 10,5 11,7 11 8,3 11,8 +3,5 96,4 94,3 2,1 2 46 32 31 6,5 8,5 31 18,4 22,3 +3,9 91,2 87,9 3,3 3 22 17 23 11,5 12,5 9 15,0 18,6 +3,6 85,3 83,1 2,2 4 35 21 41 8,5 10,5 24 16,1 19,6 +3,5 82,6 79,4 3,2 5 35 25 29 8,5 10,0 18 17,4 21,5 +4,1 79,3 76,0 3,3 6 40 26 36 7,5 10,5 40 10,5 14,5 +4,0 95,6 91,6 4,0 7 29 23 18 10,5 11,5 10 8,5 12,5 +4,0 91,4 89,1 2,3 8 40 23 43 7,5 11,0 47 9,3 13,2 +3,9 88,7 85,1 3,6 9 20 16 21 12,5 13,5 8 6,2 9,5 +3,3 88,1 85,7 2,4 10 26 18 31 9,5 11,5 21 11,3 13,8 +2,5 95,3 91,6 3,7 11 40 26 34 7,5 9,5 27 15,1 17,9 +2,8 90,5 86,9 3,6 12 28 18 34 9,0 11,5 28 8,7 11,3 +2,6 76,9 72,6 4,3 13 29 22 24 10,5 12,5 19 10,6 13,2 +2,6 93,5 90,0 3,5 14 30 20 31 8,5 10,5 24 8,6 12,6 +4,0 89,3 86,4 2,9 15 35 21 41 8,5 11,5 35 18,0 21,3 +3,3 92,5 88,7 3,8 16 24 18 23 12,5 13,6 9 11,4 14,6 +3,2 93,7 89,7 4,0 17 29 21 26 10,5 12,8 22 15,7 18,3 +2,6 95,1 91,9 3,2 18 40 23 43 7,5 10,5 40 16,9 19,4 +2,5 88,2 85,3 2,9 19 28 18 34 9,0 11,5 28 10,3 14,1 +3,8 89,4 87,4 2,0 20 40 27 32 7,5 9,9 32 18,4 21,3 +2,9 92,6 90,1 2,5 21 29 23 21 10,5 12,0 14 9,0 11,7 +2,7 96,1 93,9 2,2 22 26 19 29 9,5 11,5 21 12,4 15,3 +2,9 94,3 91,5 2,8 23 26 20 23 11,5 12,5 9 11,6 14,9 +3,3 89,0 84,8 4,2 24 30 20 32 8,5 10,5 24 8,7 12,4 +3,7 90,7 87,3 3,4 25 26 18 32 9,5 11,9 25 17,4 20,1 +2,7 96,1 92,2 3,9 26 29 20 29 10,5 12,3 17 12,8 16,3 +3,5 94,9 92,4 2,5 27 24 17 29 10,5 12,5 19 11,5 14,8 +3,3 93,7 90,9 2,8 28 32 21 34 9,5 11,5 21 9,8 12,8 +3,0 90,8 88,7 2,1

Таблица 8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 29 35 25 28 8,5 10,6 25 10,8 15,1 +4,3 93,1 90,5 2,6 30 46 31 32 6,5 8,0 23 12,2 14,7 +2,5 89,1 86,8 2,3 31 33 23 32 7,5 9,5 27 15,7 18,9 +3,2 90,0 87,8 2,2 32 33 20 40 7,5 10,5 40 22,9 25,4 +2,5 91,5 89,3 2,2 33 32 21 33 9,5 11,9 25 21,3 24,3 +3,0 78,5 74,2 4,3 34 24 17 28 10,5 12,3 17 12,5 15,6 +3,1 95,2 91,2 4,0 35 26 19 27 9,5 11,1 17 20,8 24,0 +3,2 89,6 85,8 3,8 36 24 16 32 10,5 13,0 24 11,6 14,6 +3,0 89,2 85,5 3,7 Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин, указанным в таблице 7.

Изобретение относится к способу разработки неоднородного нефтяного пласта. Способ заключается в применении микробиологического воздействия на пласт в условиях высокой минерализации закачиваемой и пластовой воды. Способ включает последовательную закачку в нагнетательную скважину смеси водорастворимого природного полимера – ВПП – ксантана, бродильных бактерий – сапропеля, воды и раствора диаммонийфосфата – ДАФ с углеводородокисляющими бактериями – УОБ с последующей технологической выдержкой. При приемистости нагнетательной скважины от 100 до 250 м³/сут закачку раствора и смеси в пласт осуществляют оторочками. Первой оторочкой закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при соотношении компонентов, мас.%: раствор ДАФ с УОБ - 10,0-15,0%, ксантан - 0,03-0,5%, вода - остальное. Второй оторочкой закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля и воды, которая дополнительно содержит раствор ДАФ с УОБ и неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при соотношении компонентов смеси, мас.%: раствор ДАФ с УОБ - 10,0-15,0%, ксантан - 0,03-0,5%, НПАВ - 0,1-0,5%, сапропель - 0,5-2,5%, вода - остальное. Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1. После закачки оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение. При приемистости нагнетательной скважины от 251 м³/сут и более сначала осуществляют закачку смеси ВПП – ксантана или дисперсного компонента и воды, при соотношении компонентов, мас.%: ксантан или дисперсный компонент - 0,5-2,5%, вода - остальное. Закачку смеси ведут до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки. После этого в пласт закачивают раствор ДАФ с УОБ и смесь ВПП – ксантана и бродильных бактерий. Первой оторочкой закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при соотношении компонентов смеси, мас.%: раствор ДАФ с УОБ - 10,0-15,0%, ксантан - 0,03-0,5%, вода - остальное. Второй оторочкой закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды и раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при соотношении компонентов смеси, мас.%: раствор ДАФ с УОБ - 10,0-15,0%, ксантан - 0,03-0,5%, НПАВ - 0,1-0,5%, сапропель - 0,5-2,5%, вода - остальное. Раствор и смесь закачивают в объемном соотношении 1:1. После закачки оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение. В качестве дисперсного компонента используют порошковую целлюлозу или техническую микрокристаллическую целлюлозу. Технический результат заключается в увеличении нефтеотдачи добывающих скважин за счет изменения и выравнивания фильтрационных потоков в неоднородных пластах, снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта, вовлечения в разработку ранее неохваченных разработкой низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков. 1 з.п. ф-лы, 8 табл.

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в нагнетательную скважину смеси водорастворимого природного полимера – ВПП – ксантана, бродильных бактерий – сапропеля, воды и раствора диаммонийфосфата – ДАФ с углеводородокисляющими бактериями – УОБ и технологическую выдержку, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 до 250 м³/сут закачку указанных раствора и смеси в пласт осуществляют оторочками, причем в первой оторочке закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Раствор ДАФ с УОБ 10,0-15,0 Ксантан 0,03-0,5 Вода остальное,

а второй оторочкой закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля и воды, которая дополнительно содержит раствор ДАФ с УОБ и неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:

Раствор ДАФ с УОБ 10,0-15,0 Ксантан 0,03-0,5 НПАВ 0,1-0,5 Сапропель 0,5-2,5 Вода остальное,

при этом указанные первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки указанных оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение, при приемистости нагнетательной скважины от 251 м³/сут и выше сначала осуществляют закачку смеси ВПП – ксантана или дисперсного компонента и воды, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ксантан или дисперсный компонент 0,5-2,5 Вода остальное,

закачку указанной смеси ведут до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки, затем в пласт закачивают раствор ДАФ с УОБ и смесь ВПП – ксантана и бродильных бактерий, при этом закачку производят оторочками, в первой оторочке закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при следующем соотношении компонентов смеси, мас.%:

Раствор ДАФ с УОБ 10,0-15,0 Ксантан 0,03-0,5 Вода остальное,

во второй оторочке закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды и раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при следующем соотношении компонентов смеси, мас.%:

Раствор ДАФ с УОБ 10,0-15,0 Ксантан 0,03-0,5 НПАВ 0,1-0,5 Сапропель 0,5-2,5 Вода остальное,

при этом указанные первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки указанных оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве дисперсного компонента используют порошковую целлюлозу или техническую микрокристаллическую целлюлозу.