Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к выработке запасов нефти из переходных зон нефтяных залежей. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти из переходных зон нефтяных залежей - нефтяных пластов, из смешанных пластов с нефтью и пластовой водой за счет уменьшения проницаемости по воде и увеличения проницаемости по нефти. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт двух компонентов, взаимодействующих между собой, и отбор нефти, последовательную закачку в пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну скважину в соотношении 1:1, при этом первым компонентом закачивают водный раствор сернокислого алюминия - Al2(SO4)3, а вторым компонентом закачивают тяжелую смолу пиролиза, которые при взаимодействии между собой в пласте образуют закупоривающую вязкую эмульсию, в качестве указанного водного раствора используют 10-40% раствор. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к выработке запасов нефти из переходных зон нефтяных залежей, а именно в повышении нефтеотдачи из переходных зон нефтяных залежей.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ №2387814, Е21В 43/20, 22, опубл. 27.04.2010 г.).
Недостатком данного технического решения является низкие нефтевытесняющие свойства, так как раствор приготовлен на пресной воде, а пресная вода разрушает коллектор, что приводит к выносу песка в ствол скважины, образованию песчаных пробок и тем самым к существенному снижению продуктивности скважины, используемые составы во время эксплуатации скважины не размываются и остаются в пласте, засоряя его, и каждая последующая закачка изоляционного состава приводит к значительному уменьшению толщины продуктивного пласта и тем самым к существенному снижению продуктивности скважины вплоть да полной ее остановки.
Наиболее близким техническим решением является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт двух компонентов, отбор нефти (Патент РФ №2401939, Е21В 43/22, опубл. 20.10.2010 г., прототип).
Недостатками данного технического решения являются низкие нефтевытесняющие свойства, сложность приготовления используемого состава и трудность, а порой и невозможность определения времени поликонденсации системы по простиранию пласта, используемые составы во время эксплуатации скважины не размываются и остаются в пласте, засоряя его, и каждая последующая закачка изоляционного состава приводит к значительному уменьшению толщины продуктивного пласта и тем самым к существенному снижению продуктивности скважины вплоть да полной ее остановки.
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволит устранить указанные выше недостатки, кроме того, позволяет повысить эффективность добычи нефти из переходных зон неоднородных нефтяных залежей (нефтяных пластов, из смешанных пластов с нефтью и пластовой водой) путем уменьшения проницаемости по воде и увеличения проницаемости по нефти, путем ликвидации заколонных и внутрипластовых перетоков нефтяных залежей, увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта, изолирования водопритоков в нефтяные скважины, для этого способ разработки неоднородного нефтяного пласта включает последовательную закачку в пласт двух компонентов, взаимодействующих между собой, отбор нефти, при этом последовательную закачку двух компонентов в пласт осуществляют, по меньшей мере, в одну скважину в соотношении 1:1, причем первым закачивают водный раствор сернокислого алюминия, а вторым закачивают тяжелую смолу пиролиза, которые при взаимодействии между собой в пласте образуют закупоривающую вязкую эмульсию, причем последовательную закачку в пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину, а отбор нефти осуществляют, по меньшей мере, из одной добывающей скважины, а также последовательную закачку в пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну добывающую скважину, и, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину, а через заданный интервал времени осуществляют отбор нефти, по меньшей мере, из одной добывающей скважины, а в качестве водного раствора сернокислого алюминия Al2(SO4)3 используют 10-40% водный раствор сернокислого алюминия Al2(SO4)3.
Известно, что при эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири скважинами часто вскрываются нефтеводонасыщенные зоны залежей (пластов). При вскрытии этих залежей получают двухфазные притоки с опережающим движением воды из пласта. Традиционные способы добычи нефти малоэффективны и часто не дают положительных результатов.
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта комплексно воздействует на прискваженные зоны добывающих и нагнетательных скважин.
Последовательную закачку в продуктивный пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну скважину, а именно, по меньшей мере, в одну нагнетательную и, по меньшей мере, в одну добывающую скважины, или, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину, при необходимости предварительно определив гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающей скважинами, а добычу нефти без пластовой воды осуществляют, по меньшей мере, из одной добывающей скважины.
После определения гидродинамической связи между скважинами проводят выбор участков и скважин, на которых следует проводить последовательную закачку в продуктивный пласт двух компонентов и добычу нефти. При этом обязательно должна учитываться общая выработанность участка и скважины.
Закачку в продуктивный пласт двух компонентов осуществляют в соотношении 1:1, при этом первым в продуктивный пласт закачивают водный раствор сернокислого алюминия Al2(SO4)3, а вторым - закачивают тяжелую смолу пиролиза (далее по тексту-ТСП), в процессе их взаимодействия образуется высоковязкая закупоривающая эмульсия.
Полученная высоковязкая закупоривающая эмульсия пропускает сквозь себя нефть и дополнительно «вытягивает» - доотмывает ее из продуктивного пласта, а пластовую воду блокирует, т.е временно изолирует каналы, поры в ПЗНЗ, содержащие пластовую воду, что резко снижает проницаемость по пластовой воде вплоть до нуля.
Кроме этого высоковязкая закупоривающая эмульсия саморазрушается в течение определенного времени, то есть утилизируется, и тем самым не загрязняет продуктивный пласт.
Также за счет доотмывающих свойств получаемой высоковязкой закупоривающей эмульсии обеспечивают повышение нефтеотдачи из ПЗНЗ путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с одновременным увеличением нефтевытеснения из ПЗНЗ добывающих скважин.
ТСП - фракция, выкипающая при температурах от 180-190 до 350-360°С, является продуктом пиролиза газов, бензинов, газойлей. Тяжелая смола пиролиза состоит из конденсированных би-, три-, тетрациклических ароматических углеводородов, содержит до 20% высокоароматизированных смол и асфальтенов. Смолы и асфальтены, содержащиеся в ТСП, не являются аналогами нефтяных смол и асфальтенов, а представляют по существу полициклические ароматические углеводороды. В заместителях ароматических структур в значительном количестве содержатся алкеновые связи, что определяет высокую реакционную способность компонентов. Внешне ТСП представляет собой однородную текучую жидкость темно-зеленого цвета (зеленое масло). Средняя плотность 1040-1080 кг/м3. ТСП имеет низкую температуру замерзания (-45°С).
В качестве водного раствора Al2 (SO4)3 используют 10-40% водный раствор Al2(SO4)3.
Взаимодействие водного раствора Al2(SO4)3 с ТСП по простиранию пласта позволяет провести обработку продуктивного пласта на значительное расстояние от устья скважины (от 10 до 100 м, в зависимости от поставленной задачи, объема закачки, толщины пласта, пористости и т.д.).
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта осуществляют следующим образом.
Перед проведением работ, по меньшей мере, в одну скважину опускают НКТ.
Через НКТ, спущенные до середины интервала перфорации, в ПЗНЗ, по меньшей мере, одной скважины последовательно закачивают два компонента, один из них представляет собой 10-40% водный раствор сернокислого алюминия Al2(SO4)3, а второй компонент представляет собой ТСП, которые при взаимодействии между собой образуют закупоривающую каналы, поры в ПЗНЗ высоковязкую эмульсию.
Компоненты Аl2(SO4)3 и ТСП закачивают в соотношении 1:1, но в заданном объеме, который определяется в зависимости от эффективной толщины продуктивного пласта, геологического строения и расчлененности пласта, а также от особенностей системы разработки продуктивного пласта и расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.
Компоненты Аl2(SO4)3 и ТСП последовательно доводят до башмака НКТ, закрывают затрубное пространство и продавливают сначала Al2(SO4)3, затем ТСП в продуктивный пласт.
Закаченные компоненты Al2(SO4)3 и ТСП в продуктивный пласт скважины при взаимодействии между собой образуют высоковязкую закупоривающую эмульсию, которая препятствует проникновению пластовой воды в ствол скважины, но способствует беспрепятственному проникновению нефти без пластовой воды, а также включает ранее не задействованные в разработку по нефти пропластки продуктивного пласта посредством обработки вымытых - промытых пластовыми водами или нагнетаемыми продавочными технологическими жидкостями зоны продуктивного пласта.
Для оптимизации расходования ТСП и Al2(SO4)3 работы по предлагаемому способу на нефтяной залежи можно осуществлять одновременно (синхронно) воздействуя на ПЗП как нагнетательных, так и добывающих скважин с самого их начала.
При последовательной закачке ПЗНЗ в скважинах происходит временная изоляция объекта притока пластовых вод. При увеличении содержания пластовой воды в продукции скважины работы по последовательной закачке заявленных компонентов повторяют многократно.
И что важно при этом, в отличие от других способов, не происходит уменьшения эффективной толщины пласта.
Осуществляя контроль за содержанием пластовой воды в продукции скважины, определяют необходимость и периодичность последовательной закачки заявленных компонентов.
В нагнетательных скважинах при продвижении фронта последовательной закачки Al2(SO4)3 и ТСП происходит выравнивание профиля приемистости, т.к. в первую очередь заполняются высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи. В то же время образующаяся эмульсиообразная масса, которая не твердеет, а в процессе закачки, по мере проникновения вглубь пласта, она разрушается, т.е. утилизируется, но при этом сохраняется эффективная толщина пласта.
Осуществляя контроль за нагнетанием воды путем снятия профилей приемистости, определяют необходимость и периодичность повторения операции по последовательной закачке заявленных компонентов.
В лабораторных условиях был проведен ряд экспериментов с предварительной закачкой в образец 10-40% водного раствора Al2(SO4)3. Эффект гидрофобизации внутрипоровой поверхности коллектора в переходной зоне пласта - ПЗП достигался за счет увеличения вязкостно-упругих свойств высоковязкого геля - эмульсии, образованного при взаимодействии ТСП и водного раствора Al2(SO4)3.
Лабораторные испытания проводились на установке УИПК-1М в условиях, максимально приближенных к пластовым условиям.
В ходе опытов использовались образцы пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами различных месторождений Западной Сибири. Эксперименты проводились в следующей последовательности: керн экстрагировали и определяли его абсолютную проницаемость.
После насыщения керна пластовой водой в объеме двух поровых пространств, при этом в качестве пластовой воды использовали раствор 20 г/л поваренной соли NaCl. Керн помещали в установку УИПК-1М и определялась относительная проницаемость по пластовой воде.
Затем в ходе испытаний в образец закачивали последовательно водный раствор Al2(SO4)3, например 20% водный раствор Al2(SO4)3, и следом ТСП в соотношении 1:1 в заданном объеме, керн выдерживали под давлением в течение двух часов при температуре +70°С и определяли относительную проницаемость по пластовой воде.
Результаты испытаний приведены в таблице 1.
Испытания показали, что последовательная закачка в образцы реагента водного раствора Al2(SO4)3 и ТСП существенно снизила проницаемость по пластовой воде продуктивного пласта, например,
для образцов с проницаемостью по пластовой воде порядка 100 мкм2 × 10-3 проницаемость по пластовой воде в результате воздействия ТСП и 20% водный раствор Al2(SO4)3 снизилась на 75%,
а для образцов порядка 4.5 мкм × 10-3 - на 90%.
Далее были проведены опыты на образцах с проницаемостью по пластовой воде 15 мкм2х 10-3, которые показали, что применение водного раствора Al2(SO4)3 и ТСП на низкопроницаемых по пластовой воде образцах в два раза эффективнее.
Результаты приведены в таблице 2.
Следующим этапом были проведены лабораторные исследования по определению вытесняющей способности по нефти. Для чего брались два одинаковых образца и исследования проводились по следующей методике.
Для полного насыщения образцов керна нефтью и равномерного распределения в поровом пространстве проводили фильтрацию нефти в количестве двух поровых объемов и выдерживали УИПК-1М в течение 5 часов, до полного насыщения образца. Подобная технология позволяет максимально приблизить лабораторное моделирование к реальному процессу нефтенасыщения и гарантирует достоверность получаемых результатов.
В качестве вытесняющего агента в исследованиях использовался раствор поваренной соли NaCl с минерализацией 20 г/л, что соответствует минерализации порового раствора.
Вытеснение нефти пластовой водой осуществляли закачиванием последней в модель пласта. Расход подаваемой воды определялся из необходимости поддержания скорости продвижения фронта «нефть-вода», имеющей место в реальных условиях и возможностей установки.
После завершения вытеснения нефти модель пласта охлаждалась в течение 5 часов и выдерживалась при комнатной температуре, равной 22°С, в течение 4 часов. Сразу после разгрузки кернодержателя образцы исследовались на содержание остаточной нефти. Остаточная нефтенасыщенность образцов определялась роторным методом.
Для одной из моделей опыт проводился по описанному способу, а для второй после завершения вытеснения до уровня остаточной нефтенасыщенности закачали последовательно 20% водный раствор Al2(SO4)3 и ТСП в заданном объеме, равном 30% порового объема продуктивного пласта в соотношении 1:1, после чего снова включалась фильтрация воды, а процесс вытеснения нефти продолжался до стабилизации перепада давления, что свидетельствовало о прекращения нефтевытеснения.
Результаты этих опытов представлены в таблице 3, из результатов лабораторных исследований видно, что нефтевытеснение - добыча нефти увеличилась до 15%.
Результаты лабораторных исследований, представленные в таблицах 1, 2 и 3 показали, что последовательная закачка водного раствора сернокислого алюминия и тяжелой смолы пиролиза, по меньшей мере, в одну скважину в соотношении 1:1 позволяет повысить эффективность добычи нефти из переходных зон неоднородных нефтяных залежей (нефтяных пластов, из смешанных пластов с нефтью и пластовой водой) путем уменьшения проницаемости по воде и увеличению проницаемости по нефти и за счет ликвидации заколонных и внутрипластовых перетоков нефтяных залежей.
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта испытывали в промысловых условиях (на скважинах Тюменской области).
Пример 1. Комсомольское месторождение.
Разрабатывают газонефтяную залежь, расположенную в переходной зоне со следующими характеристиками:
залежь пластово-сводовоя расположена на глубине - 2166-2181 м, начальное пластовое давления - 23,4 МПа, пластовая температура - 69°С, толщина продуктивного пласта от 10 до 15 м, проницаемость от 198 до 250 мкм2 × 10-3, нефтенасыщенность - 61-72%, плотность нефти - 0,85 г/см3, пористость 21,8.
Залежь разрабатывают с 1988 г.
Текущая обводненность по залежи - 51%.
Обработку на 7 добывающих скважинах и 2 нагнетательных скважинах проводят посредством последовательной закачки водного раствора A12(SO4)3 и ТСП в соотношении 1:1. Для этого останавливают добывающую скважину, средняя обводненность по 7 скважинам 76%. Средний дебит по 7 добывающим скважинам 46,6 м3/сут. Скважиной вскрыт продуктивный пласт, распложенный в переходной зоне (в зоне недонасыщения). Через НКТ, спущенные в добывающую скважину до верхних отверстий интервала перфорации, методом прямой циркуляции закачивают в объеме 2 м3/м продуктивного пласта 20% - водного раствора Al2(SO4)3, т.е. 30 м3, при давлении закачки 8,0 МПа с расходом 10 м3/ч доводят 20% водный раствор Al2(SO4)3 до башмака НКТ и продавливают раствор в пласт. Через 3 часа для того, чтобы продуктивный пласт насытился водным раствором Al2(SO4)3, продавливают ТСП в объеме 2 м3/м продуктивного пласта, т.е. 30 м3, при давлении закачки 10 МПа с расходом 10 м3/ч в пласт и одновременно с этим производят последовательную закачку Al2(SO4)3 и ТСП в соотношении 1:1 в 2 нагнетательных скважинах.
Через сутки приступают к отбору нефти из добывающих скважин.
В результате проведенных работ средняя обводненность по 7 добывающим скважинам снизилась до 57,8%. Средний дебит жидкости по добывающим скважинам снизился до 40,6 м3/сут. Среднесуточный дебит нефти увеличился с 11,2 до 17,1 т/сут.
Средний прирост дебита нефти на 1 добывающую скважину составил 5,9 т/сут.
Пример 2. Тарасовское месторождение.
Разрабатываемый пласт приурочен к ловушке структурно-литологического типа, имеет клиноформенное строение и сложен косослоистыми песчано-алевролитовыми отложениями:
залежь расположена на глубине - 2950-3015 м, начальное пластовое давления - 28,2 МПа, пластовая температура - 96°С, толщина продуктивного пласта от 0 до 32 м, коэффициент расчлененности - 4, пористость 20, проницаемость от 10 до 100 мкм2 × 10-3, нефтенасыщенность - 75%, плотность нефти - 0,82 г/см3.
Залежь разрабатывают с 1986 г.
Текущая обводненность по залежи - до 90%.
Обводненность залежи происходит за счет закачиваемой воды. На начальной стадии разработки залежи обводненность составляла от 10 до 15%, на текущий момент обводненность составляет до 90%. В связи с этим последовательную закачку в пласт Al2(SO4)3 и ТСП в соотношении 1:1 производят только по нагнетательным скважинам: на 7 нагнетательных скважинах, а отбор нефти проводят на 9 добывающих. Для этого останавливают нагнетательную скважину. Скважиной вскрыт пласт с неоднородным терригенным коллектором. В пласте выделены 2 пропластка, средняя проницаемость одного пропластка 16 мкм2 × 10-3, другого 100 мкм2 × 10-3. Нагнетательную скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб. Через НКТ, спущенные в каждую нагнетательную скважину до верхних отверстий интервала перфорации, методом прямой циркуляции закачивают в объеме 2 м3/м продуктивного пласта 20% водного раствора Al2(SO4)3, т.е. 30 м3, при давлении закачки 11,0 МПа с расходом 10 м3/ч доводят 20% водный раствор Аl2(SO4)3 до башмака НКТ и продавливают его в пласт. Через 3 часа для того, чтобы пласт насытился раствором Аl3(SO4)3, продавливают ТСП в объеме 2 м3/м продуктивного пласта, т.е. 30 м3, при давлении закачки 14,0 МПа с расходом 10 м3/ч в пласт и одновременно с процессом продавки ТСП в пласт через нагнетательную скважину приступают к отбору нефти из добывающей скважины.
В результате проведенных работ средняя обводненность по 9 скважинам снизилась с 89,4% до 72,2%. Средний дебит жидкости по скважинам снизился с 68,4 до 51,3 т/сут. Среднесуточный дебит нефти увеличился с 7,2 до 14,3 т/сут. Средний прирост дебита нефти на 1 скважину составил 7,1 т/сут.
Пример 3.
В нагнетательную скважину №6 месторождения Пуровского нефтегазоносного района с целью повышения нефтеотдачи пластов были проведены работы по выравниванию профиля приемистости, для чего в интервал перфорации было закачено 15 м3 20% водного раствора Аl3(SO4)3 и через 10 часов 15 м3 ТСП.
При созданной репрессии общая приемистость составляет - 250 м3/сут. Закачиваемую воду в основном принимают перфорированные интервалы - около 93% от общего объема. До закачки изоляционной композиции перфорированный интервал (2875.6-2891 м) закачиваемую воду принимал слабо до 27%. Искусственный забой - герметичен.
Результатом по выравниванию профиля приемистости после обработки оказалось увеличение добычи нефти по добывающим скважинам до 35-40 тыс. тонн в год, продолжительность эффекта составила 30 месяцев.
Пример 4.
На добывающей скважине №2 Пуровского нефтегазоносного района в интервале 2495-2507 м проводят работы по увеличению нефтеотдачи продуктивного пласта. Обработку осуществляют одновременно на нагнетательной скважине, имеющей гидродинамическую связь с добывающей скважиной, и добывающей скважине посредством последовательной закачки водного раствора Al2(SO4)3 и ТСП в соотношении 1:1.
Всего в обе скважины было закачено 16 м3 30% водного раствора Аl2(SO4)3 и 16 м3 тяжелой смолы пиролиза (ТСП).
До проведения работ добывающая скважина работала со следующими параметрами:
Qж=30,5 м3/сут;
Qн=16 т/сут;
обводненность составила 46%.
После проведения работ добывающая скважина работала со следующими параметрами:
Qж=26,5 м3/сут;
Qн=26,1 т/сут;
обводненность составила 1,8%.
Дополнительная добыча по нефти составила 10,1 т/сут.
Пример 5.
На добывающих скважинах №4 и 5 Пуровского нефтегазоносного района в интервале 2881-2895 м и 2488-2490 м проводят работы по увеличению нефтеотдачи продуктивных пластов.
Обработку осуществляют одновременно на нагнетательной скважине №3, имеющей гидродинамическую связь с добывающими скважинами, и добывающей скважине посредством последовательной закачки водного раствора Аl2(SO4)3 и ТСП в соотношении 1:1.
Всего в обе добывающие скважины закачали последовательно водный раствор Al2(SO4)3 и ТСП в соотношении 1:1 (16 м3 30% водного раствора Аl2(SO4)3 и 16 м3 тяжелой смолы пиролиза).
В нагнетательную скважину №3 Пуровского нефтегазоносного района в интервале перфорации 2875.6-2891.0 м закачали последовательно водный раствор Al2(SO4)3 и ТСП в соотношении 1:1 (10 м3 10% водного раствора Аl2(SO4)3 и 10 м3 ТСП).
До запуска нагнетательной скважины №3 в работу на добывающей скважине №4, имеющей гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной №3, были определены основные параметры работы, которые заключались в следующем:
Qж=54 м3/сут;
Qн=14,38 т/сут;
обводненность составила 73,73%.
После закачки в нагнетательную скважину №3 водного раствора Al2(SO4)3 и ТСП в соотношении 1:1 и запуска ее в работу, добывающая скважина №4 работала со следующими параметрами:
Qж=40,9 м3/сут;
Qн=19,3 т/сут;
обводненность составила 52,8%.
Дополнительная добыча по нефти на добывающей скважине №4 составила 5 т/сут.
До запуска нагнетательной скважины №3 в работу на добывающей скважине №5, имеющей гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной №3, были определены основные параметры работы, которые заключались в следующем:
Qж=81,8 м3/сут;
Qн=2,97 т/сут;
обводненность составила 96,37%.
После закачки в нагнетательную скважину №3 водного раствора Аl2(SO4)3 и ТСП в соотношении 1:1 и запуска ее в работу добывающая скважина №5 работала со следующими параметрами:
Qж=61,4 м3/сут;
Qн=91,3 т/сут;
обводненность составила 85,2%.
Дополнительная добыча по нефти на добывающей скважине №5 составила 6,1 т/сут.
Предлагаемое техническое решение позволяет повысить эффективность добычи нефти из переходных и неоднородных нефтяных залежей (нефтяных пластов, из смешанных пластов с нефтью и пластовой водой), путем увеличения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, увеличивая гидрофобизацию поверхности породы пласта, подключив к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта, изолировав водоприток в нефтяные скважины, не засоряя продуктивный пласт и используя доступные компоненты.
| Таблица 1 | ||||||||||
| Результаты определения проницаемости по воде при физическом моделировании гидроизоляционных работ на образцах керна продуктивного пласта | ||||||||||
| № образца | № скважины | Интервал отбора керна, м | Пласт | Проницаемость, мкм2×10-3 | Пористость, % | Водоудерживающая способ ность, % |
Начальная проницаемость по воде, мкм2×10-3 | Конечная проницаемость по воде, мкм2×10-3 | Коэфф. восстановления, % | Примечание |
| Модель | 1 | 35 | 21,8 | 47,2 | 15,3 | 1,27 | 0,083 | 10% | ||
| 262-93 | 1214 | 1732-1749 | АВ2 | Al2(SO4)3 | ||||||
| Модель | 2 | 18 | 23,4 | 42,3 | 10,6 | 0,931 | 0,088 | ТСП | ||
| 173-93 | 3318 | 1741-1754 | АВ2 | |||||||
| Модель | 3 | 52 | 26,1 | 35,7 | 16,4 | 2,36 | 0,144 | 70°С | ||
| 436-93 | 1034 | 1713-1725 |
|
|||||||
| Модель | 4 | 68 | 22,9 | 30,3 | 19,1 | 2,473 | 0,129 | 10 МПа | ||
| 381-93 | 2720 | 1804-1815 | АВ6 | |||||||
| Модель | 5 | 20% | ||||||||
| 284-93 | 1125 | 1743-1754 | AB2 | 102 | 24 | 34,6 | 45,9 | 7,73 | 0,168 | Al2(SO4)3 |
| Модель | 6 | ТСП | ||||||||
| 456-93 | 1075 | 1714-1723 |
|
45 | 25,7 | 37,7 | 15,8 | 1,77 | 0,11 | |
| Модель | 7 | 70°С | ||||||||
| 205-93 | 3327 | 1743-1754 | АВ2 | 4,5 | 20,3 | 49,9 | 2,96 | 0,213 | 0,07 | |
| Модель | 8 | 10 МПа | ||||||||
| 195-93 | 3327 | 1743-1754 | АВ2 | 17 | 21,2 | 41,3 | 9,4 | 0,895 | 0,095 | |
| Модель | 9 | |||||||||
| 327-93 | 2507 | 1808-1816 | АВ6 | 71 | 24,1 | 31,5 | 18,2 | 2,251 | 0,124 | |
| Модель | 10 | 1807-1816 | АВ6 | 67 | 23,7 | 36,2 | 24,8 | 1,036 | 0,042 | 30% |
| 335-93 | 2541 | Al2(SO4)3 | ||||||||
| Модель | 11 | 1742-1754 | АВ2 | 16 | 22,1 | 44,5 | 11,2 | 0,725 | 0,065 | ТСП |
| 182-93 | 3345 | |||||||||
| Модель | 12 | 1743-1754 | АВ2 | 94 | 24,6 | 33,1 | 46,7 | 4,43 | 0,094 | 70°С |
| 271-93 | 1139 | |||||||||
| Модель | 13 | 1716-1726 |
|
42 | 26,3 | 38,9 | 14,5 | 0,561 | 0,0389 | 10 МПа |
| 448-93 | 1059 |
| Таблица 2 | |||||||
| Влияние закачки ТСП на проницаемость образцов керна при заполнении порового пространства раствором NaCl и Al2(SO4)3 | |||||||
| № | Интервал | Пористость, | Водоуд. | Прон. по | Перепад | Расход, | Реагент |
| образца | отбора | % | спос., % | газу, м | давл., Па | см3/мин | |
| 251 | 1743 | 22.1 | 43.2 | 15 | 0.01 199 | 0.0472 | NaCl |
| 1754 | 0.03052 | 0.121 | NaCl | ||||
| 1.3 | 0.0185 | ТПС | |||||
| 0.055318 | 0.0185 | NaCl | |||||
| 0.147 | 0.0472 | NaCl | |||||
| Снижение проницаемости в результате воздействия | 12.26 | ||||||
| 250 | 1743 | 21,2 | 43,2 | 15 | 0.00545 | 0.0472 | Al2(SO4)3 |
| 1754 | 0.01417 | 0.121 | Al2(SO4)3 | ||||
| 0.0327 | 0.307 | Al2(SO4)3 | |||||
| 1.2 | 0.0185 | ТПС | |||||
| 0.481 | 0.121 | Al2(SO4)3 | |||||
| 0.18 | 0.0472 | Al2(SO4)3 | |||||
| Снижение проницаемости в результате воздействии | 25.69 |
| Таблица 3 | ||||||||||
| Результаты лабораторных исследований по определению остаточной нефтенасыщенности после обработки ТСП | ||||||||||
| № образца | № скв. | Интервал отбора | Пласт | Проница емость, м |
Порис тость, % |
Водоудерж. способн., % | Начальная нефтенас., % | Остаточн. нефтенас., % | Коэфф. вытесне ния, % |
Примеч. |
| 237-93 | 1125 | 1743-1754 | АВ3+2АВ1 | 16 | 21.9 | 43.8 | 56.2 | 27.8 | 0.5053381 | Закачка оторочки ТСП |
| 238-93 | 3327 | 1743-1754 | АВ3+2АВ1 | 16 | 22 | 42.5 | 57.5 | 36.5 | 0.3652174 | Обычное вытесне ние |
1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт двух компонентов, взаимодействующих между собой, и отбор нефти, отличающийся тем, что последовательную закачку в пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну скважину в соотношении 1:1, при этом первым компонентом закачивают водный раствор сернокислого алюминия - Al2(SO4)3, а вторым компонентом закачивают тяжелую смолу пиролиза, которые при взаимодействии между собой в пласте образуют закупоривающую вязкую эмульсию, в качестве водного раствора сернокислого алюминия Al2(SO4)3 используют 10-40%-ный водный раствор сернокислого алюминия Al2(SO4)3.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что последовательную закачку в пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину, а отбор нефти осуществляют, по меньшей мере, из одной добывающей скважины.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что последовательную закачку в пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну добывающую скважину, и, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину, а через заданный интервал времени осуществляют отбор нефти, по меньшей мере, из одной добывающей скважины.
