Способ вытеснения жидкости из пласта

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к способам интенсификации вытеснения пластовой жидкости из слоисто-неоднородных пластов при осуществлении газовой репрессии в указанные пласты, и может быть использовано при подземном хранении газа в пористых пластах. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет обеспечения возможности вытеснения жидкости газом с более полным вовлечением в процесс вытеснения низкопроницаемых слоев пласта. Сущность изобретения: способ включает проводку, по крайней мере, одной скважины с пересечением ею слоев пласта и поочередную последовательную циклическую закачку в пласт через скважину порций пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества и газа. Согласно изобретению общий объем пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества определяют из условия проникновения пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества в наиболее низкопроницаемый слой на расстояние, соответствующее десяти радиусам скважины. Количество порций газа и пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества соответствует количеству слоев пласта, а количество закачиваемого газа в пластовых условиях в каждой порции четырехкратно превышает объем порции пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества. После окончания процесса циклической закачки порций пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества и газа продолжают непрерывную закачку газа в скважину. 2 табл.

 

Изобретение относится к способам вытеснения жидкости из пласта, в частности к физико-химическим способам интенсификации вытеснения пластовой жидкости из слоисто-неоднородных пластов при осуществлении газовой репрессии в указанные пласты, и может быть использовано при подземном хранении газа в пористых пластах.

Известно, что пористые терригенные пласты подземных хранилищ газа и природных месторождений углеводородов в силу генезиса процессов осадкообразования являются макронеоднородными с доминированием слоистого типа неоднородности. В такого типа слоисто-неоднородных пластах эффективность процессов вытеснения пластовой жидкости газом, например, при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) в водоносных пластах или проведении мероприятий по повышению компонентоотдачи природных месторождений углеводородов посредством газовой репрессии зависит от распределения проницаемости пласта по его толщине, а также физико-химических свойств вытесняющего природного газа, пластовой жидкости и характера смачиваемости поверхности фильтрации в горных породах.

Одним из наиболее эффективных методов, комплексно воздействующих на параметры, которые определяют полноту вытеснения жидкости газом в микро- и макронеоднородной пористой среде, является применение пенообразующих растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), используемых в качестве буферного объема (оторочки) в пористой среде между вытесняемой жидкостью и вытесняющим газом. При фильтрации газа через пенообразующий раствор ПАВ, насыщающий пористую среду, образуется газожидкостная неравновесная дисперсная система (пена), которая обладает аномальными реологическими свойствами и на несколько порядков снижает фазовую проницаемость пористой среды для газа, а присутствующие в пенообразующем растворе поверхностно-активные компоненты приводят к снижению величины поверхностного натяжения на границе раздела фаз и, как следствие, уменьшают значение капиллярного противодавления со стороны воды, что также способствует повышению эффективности процесса вытеснения воды газом (Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа. - М., Недра, 1981, с.248).

Также известно для более полного использования порового пространства водоносного пласта при хранении в нем горючих газов применение пенообразующего раствора ПАВ, буферный объем которого через скважину нагнетают в пласт перед закачкой в него газа (SU №190272).

Пена, образующаяся впоследствии в пористой среде при механическом перемешивании раствора ПАВ и газа, обладает высокой кажущейся вязкостью и создает условия для последующего вытеснения воды газом, близким по характеру к поршневому.

Известно применение пенообразующего раствора ПАВ для вытеснения жидкости из слоисто-неоднородного пласта путем последовательной закачки буферного объема (оторочки) раствора ПАВ и газа, причем закачку газа осуществляют при переменном давлении его нагнетания, а частотные характеристики режима циклического изменения давления определяют по времени релаксации образуемого неравновесного объема пены в пласте ((SU №911937).

В основе указанного способа вытеснения жидкости из слоисто-неоднородного пласта лежит возможность интенсификации пенообразования в области пласта, насыщенной раствором ПАВ при реализации режима переменного давления нагнетания газа вслед за оторочкой раствора ПАВ. Циклическое изменение давления нагнетания газа способствует искусственному разделению в сужениях поровых каналов ячеек образуемой пены на более мелкие элементы, что приводит к повышению степени дисперсности образуемой неравновесной газожидкостной системы, стабилизированной ПАВ. При этом наблюдается возрастание внутреннего капиллярного давления в мелкодисперсных элементах пены и, как следствие, твердообразности или кажущейся вязкости пены, от которой зависит полнота вытеснения жидкости газом, что не противоречит известному эффекту Жамена, согласно которому капиллярно-четочная система в пористой среде обладает весьма значительным сопротивлением к движению, имеющим тем большее значение, чем меньше размер составных элементов такой системы. В присутствии ПАВ на границе раздела капиллярно-четочной системы эти свойства дополнительно усиливаются, благодаря проявлению кинетических эффектов Марангони и Гиббса, вследствие которых тонкие пленки на границе раздела фаз приобретают свойства упругости (эластичности).

Известен способ вторичной добычи нефти из природных месторождений, при котором в частично истощенный нефтяной пласт, вскрытый, как минимум, одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважиной последовательно закачивают через нагнетательную скважину оторочку пенообразующего раствора ПАВ и газ, одновременно осуществляя при этом отбор пластовой продукции из эксплуатационной скважины. В пласте при взаимодействии пенообразующего раствора с газом образуется пена, которая в существенной мере снижает подвижность нагнетаемого в дальнейшем газа и таким образом увеличивает его нефтевытесняющую способность (US №337692).

Согласно указанному способу, отбор пластовой продукции из эксплуатационной скважины при проведении газовой репрессии ведут до тех пор, пока соотношение объемов добываемой нефти и газа станет экономически невыгодным (от 10^-2 до 0,5*10^-4). После достижения этого состояния эксплуатационную скважину закрывают, продолжая осуществлять газовую репрессию через нагнетательную скважину до тех пор, пока пластовое давление в окрестности эксплуатационной скважины не сравняется с пластовым давлением в окрестности нагнетательной скважины. В дальнейшем газовую репрессию прекращают и открывают эксплуатационную скважину для отбора пластовой продукции в условиях расширения пузырьков пены в пласте и продвижения их в качестве вытесняющего агента к эксплуатационной скважине.

Известен также метод воздействия на подземные породы пеной, согласно которому в нефтяном пласте, вскрытом по крайне мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважиной, осуществляют добычу нефти через эксплуатационную скважину в режиме вытеснения нефти пеной, которую образуют в пласте путем последовательной закачки в нагнетательную скважину пенообразующего раствора ПАВ и газа, причем объем пенообразующего раствора ПАВ должен составлять от 1 до 10% от объема пор нефтяного пласта, а нагнетание газа вслед за пенообразующим раствором осуществляют до тех пор, пока добыча нефти из эксплуатационной скважины станет экономически нерентабельной (US №3330346).

К недостатку всех вышеприведенных способов с использованием пены, полученной из пенообразующего раствора ПАВ, и газа относится селективность ее воздействия на макронеоднородные природные пласты-коллекторы ПХГ и месторождений углеводородов, которые в силу генезиса процессов осадкообразования характеризуются слоистой неоднородностью, т.е. являются по литологической структуре слоисто-неоднородными и включают в себя слои, имеющие различные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), в т.ч. коэффициент проницаемости.

Основной причиной отмеченного является незначительное количество пенообразующего раствора ПАВ, проникшего в низкопроницаемые слои пласта. При генерации пены в слоисто-неоднородном пласте путем последовательной закачки пенообразующего раствора ПАВ и газа значительная часть первоначально закачиваемого в пласт объема пенообразующего раствора ПАВ будет аккумулироваться в высокопроницаемых слоях пласта, где и будет при последующей закачке газа доминировать процесс пенообразования с эффективным решением в этих слоях в дальнейшем различных технологических задач (экранирование потоков флюидов, интенсификация процессов вытеснения флюидов и т.п.). Низкопроницаемые слои пласта, в силу незначительного объема пенообразующего раствора ПАВ, проникшего в них, а также интенсивной адсорбции ПАВ на высокоразвитой поверхности пористой среды, будут в недостаточной мере охвачены процессом пенообразования и, как следствие, эффективность реализации решения ранее перечисленных технологических задач в этих слоях будет существенно низка или полностью отсутствовать.

Как показали эксперименты на транспарентных моделях пласта с их визуализацией, генерирование пены вне пласта (посредством пеногенератора) и последующая закачка ее в пласт недостаточно эффективна для решения задачи интенсификации вытеснения жидкости из слоисто-неоднородного пласта в связи с тем, что при закачке пены в пористую среду наблюдается ее гашение на передней кромке фронта вытеснения по причине адсорбции ПАВ на поверхности пористой среды (US №31856340).

При разрушении пены газ, обладающий высокой подвижностью, начинает преимущественно вытеснять жидкость из высокопроницаемых слоев пласта. Лишь при закачке значительного объема пены в пласт, соответствующего сорбционному равновесию между пенообразующим раствором ПАВ и пористой средой, эффективность вытеснения жидкости будет возрастать. Кроме того, исследованиями установлено, что пена, приготовления вне пласта, имеет большую подвижность в пористой среде по сравнению с пеной, образованной внутри пористой среды, даже при одинаковом объеме использованного пенообразующего раствора ПАВ и, как следствие, обладает меньшей вытесняющей способностью (Устинов Н.Ф. Применение пен для ограничения притока пласовых вод в нефтяных скважинах. // Нефтепромыдовое дело, РНТС ВНИИОЭНГ, вып.11, 1971. - С.38-41).

Из известных технических решений наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ вытеснения жидкости из пласта, согласно которому для вытеснения воды природным газом из слоисто-неоднородного водоносного пласта через скважину, сообщающуюся с указанным пластом, поочередно нагнетают пенообразующий раствор ПАВ и природный газ, предназначенный для хранения, причем используют пенообразующий раствор ПАВ, величина общего объема которого должна составлять от 0,1 до 20% от порового объема пласта и осуществляют нагнетание природного газа под давлением, обеспечивающим перемещение воды на периферию пласта (US №3393738).

Применение указанного способа интенсификации вытеснения жидкости газом в макронеоднородной пористой среде феноменологически основано на приобщении к процессу вытеснения низкопроницаемых слоев слоисто-неоднородного пласта.

Положительное влияние на характер вытеснения жидкости должно достигаться благодаря поочередному нагнетанию в слоисто-неоднородный пласт пенообразующего раствора ПАВ и газа, когда общий объем указанного раствора разбивают на несколько порций и каждую порцию раствора поочередно с газом закачивают в пласт в несколько приемов. При этом закачка в пласт первой порции пенообразующего раствора ПАВ и газа приводит к снижению водопроницаемости высокопроницаемых слоев пласта за счет создания в них пенонасыщенной зоны небольшой протяженности. Очередная порция пенообразующего раствора ПАВ, которую закачивают в пласт будет уже хуже проникать в частично изолированные высокопроницаемые слои и сравнительно в большем объеме будет аккумулироваться в менее проницаемых слоях. Дальнейшая закачка газа в пласт приводит к пенообразованию в этих слоях, благодаря приросту объема раствора пенообразующего ПАВ в них, и развитию там же процесса вытеснения жидкости газом.

Благодаря приобщению к процессу вытеснения низкопроницаемых слоев в случае реализации методов поочередного нагнетания в пласт порций пенообразующего раствора ПАВ и газа эффективность вытеснения жидкости газом в целом по слоисто-неоднородному пласту должна возрастать.

Недостатком указанного способа вытеснения жидкости газом из слоисто-неоднородных пластов с использованием технологии поочередного нагнетания в пласт пенообразующего раствора ПАВ и газа является низкая эффективность вытеснения жидкости из слоисто-неоднородного пласта, обусловленная ненадежной изоляцией высокопроницаемых слоев пласта, что не обеспечивает вовлечение в процесс вытеснения его менее проницаемых слоев.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа вытеснения жидкости из слоисто-неоднородного пласта, обеспечивающего повышение эффективности вытеснения жидкости газом с более полным вовлечением в процесс вытеснения низкопроницаемых слоев пласта за счет реализации критериальнообоснованного подхода к определению величины оптимального объема газа по отношению к объему каждой порции пенообразующего раствора ПАВ, которые закачивают поочередно в пласт.

Поставленная задача достигается тем, что в способе вытеснения жидкости из пласта, включающем проводку, по крайней мере, одной скважины с пересечением ею слоев пласта и поочередную последовательную циклическую закачку в пласт через скважину порций пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества и газа, при этом общий объем пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества определяют из условия проникновения пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества в наиболее низкопроницаемый слой на расстояние, соответствующее десяти радиусам скважины, количество порций газа и пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества соответствует количеству слоев пласта, а количество закачиваемого газа в пластовых условиях в каждой порции четырехкратно превышает объем порции пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества, при этом после окончания процесса циклической закачки порций пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества и газа продолжают непрерывную закачку газа в скважину.

Сущность технологии заключается в следующем.

Известно, что при образовании в пористой среде неравновесной газожидкостной дисперсной системы, стабилизированной ПАВ (пены), характер относительных фазовых проницаемостей пористой среды для жидкой и газовой фаз в существенной мере отличается от случая, когда пористая среда насыщена газожидкостной системой без примеси стабилизирующего ПАВ. При этом важнейшую роль в первом случае, применительно к рассматриваемым методам, играет правильный выбор соотношения насыщенностей пористой среды жидкой и газовой фазой в барометрических условиях пласта, при котором будет наблюдаться наиболее значительное снижение фазовой проницаемости для газа после реализации газовой репрессии в пласт, изначально насыщенный пенообразующим раствором ПАВ. От величины этого соотношения будет определяться объем газовой фазы, необходимый для нагнетания в слоисто-неоднородный пласт поочередно с пенообразующим раствором ПАВ для вовлечения в процесс вытеснения низкопроницаемых слоев пласта и, как следствие, реализации в целом эффективного процесса вытеснения жидкости газом из слоисто-неоднородного пласта.

Технологию осуществляют следующим образом.

Производят проводку, по крайней мере, одной скважины с пересечением ею слоев слоисто-неоднородного пласта, затем начинают последовательную поочередную циклическую закачку в пласт через скважину нескольких порций пенообразующего раствора ПАВ и газа.

Общий объем и концентрацию ПАВ в используемом пенообразующем растворе рассчитывают, исходя из условий его гарантированного проникновения и реализации процесса вытеснения в наиболее низкопроницаемом слое слоисто-неоднородного пласта с радиусом, соответствующим десяти радиусам скважины (при этом минимально необходимый радиус проникновения пенообразующего раствора ПАВ (r_н) равен десяти радиусам скважины (r_c)):

В этих формулах приняты следующие обозначения:

V_общ - общий объем пенообразующего раствора ПАВ;

r_н, m_н, k_н - соответственно, минимально необходимый радиус

проникновения пенообразующего раствора ПАВ в низкопроницаемый прослой (r_н=10r_с), его пористость и проницаемость;

k_i,h_i,n - соответственно, проницаемость, толщина i-го прослоя и число прослоев;

G_общ - общая масса ПАВ;

a _∞, T_∞ - соответственно максимальная адсорбция и время ее наступления;

t_обр - время, необходимое для обработки скважины;

С₀ - оптимальная концентрация, определяемая по лабораторным исследованиям.

Определенный таким образом объем раствора гарантирует проникновение его в наиболее низкопроницаемый слой на расстояние, обеспечивающее радиус экрана из неравновесной пены не менее 10√5r_с при последующей закачке газа.

Закачку газа в каждом цикле осуществляют в объеме, обеспечивающем образование в барометрических пластовых условиях неравновесной пены с минимальными значениями фазовой проницаемости по газу.

Величину объема газа, который закачивают в пласт после каждой порции пенообразующего раствора ПАВ, определяют исходя из получения в разнопроницаемых слоях пласта газожидкостной дисперсной системы, стабилизированной ПАВ (пены) с реологическими свойствами, соответствующими предельному случаю ее неравновесной фильтрации, т.е. состояние, при котором происходит наиболее значительное снижение фазовой проницаемости пористой среды для газа. Такое изменение ФЕС пористой среды, как это ранее отмечалось, приводит к выравниванию фронта вытеснения в слоисто-неоднородном пласте и, как следствие, повышению средневзвешенного коэффициента вытеснения жидкости газом на всех стадиях последующей газовой репрессии (фронтальное и прогонное вытеснение).

На практике этот объем газа, который закачивают в пласт после каждой порции пенообразующего раствора ПАВ, должен в барометрических условиях пласта четырехкратно превышать объем ранее закачанной порции раствора ПАВ. Значение величины объема газа, который закачивают в пласт после каждой порции пенообразующего ПАВ, по предлагаемому изобретению, определяют по формуле

,

где V_г - объем газа в нормальных условиях, нагнетаемый в скважину вслед за порцией пенообразующего раствора ПАВ, м³;

V_p - объем порции пенообразующего раствора ПАВ, поочередно нагнетаемой в пласт, м³;

Р_пл - пластовое давление, Па;

Р_ат - барометрическое атмосферное давление, Па.

При закачке 4-кратного объема газа в барометрических условиях пласта в низко проницаемом слое, куда проник раствор ПАВ на расстояние 10r_c, образуется неравновесная пена с объемом (1+4)V_н, где

V_н - объем раствора, проникшего в низкопроницаемый слой на расстояние 10r_c.

Тогда радиус неравновесного экрана в низкопроницаемом слое будет определяться из выражения:

где

V_н - объем раствора в низкопроницаемом слое;

r_н, m_н, k_н - соответственно, минимально необходимый радиус проникновения пенообразующего раствора ПАВ в низкопроницаемый прослой (r_н=10r_с), его пористость и проницаемость;

r_э - радиус неравновесного экрана в низкопроницаемом слое, равный:

r_э=1022,4r_c.

На основании экспериментальных данных по исследованию фильтрации жидкости и газа в присутствии ПАВ, сопровождающейся пенообразованием, установлено, что предельному случаю неравновесной фильтрации газожидкостной системы в случае использования ПАВ неионогенного типа при концентрациях их в жидкой фазе, при которых наблюдается проявление максимальной поверхностной активности растворов ПАВ, соответствует такое состояние пористой среды, когда ее насыщенность жидкой фазой становится близкой к значениям неснижаемой насыщенности (20-25%). Поэтому при практической реализации способа вытеснения путем поочередной закачки в слоисто-неоднородный пласт пенообразующего раствора ПАВ и газа необходимо обеспечить условия достижения отмеченного состояния насыщенностей в разнопроницаемых слоях пласта при каждом цикле закачки раствора ПАВ и газа. Это соответствует тому, что в барометрических условиях пласта на одну единицу объема пенообразующего раствора ПАВ, закачанного в пласт в каждом цикле реализации технологии, должно приходиться четыре единицы объема газообразного агента. В соответствии с изложенным, приведенный к нормальным условиям объем газообразного агента (V_г), который необходимо закачать в слоисто-неоднородный пласт вслед за объемом каждой порции пенообразующего раствора ПАВ (V_p) с учетом пластового (Р_пл) и барометрического атмосферного давления (Р_ат) определяют по формуле

.

Количество порций пенообразующего раствора ПАВ из общего его объема, которые поочередно с газом закачивают в пласт должно, из тех же соображений, составлять величину, соответствующую числу слоев слоисто-неоднородного пласта.

С целью сравнительной оценки эффективности реализации различных способов вытеснения жидкости газом из слоисто-неоднородного пласта были проведены экспериментальные исследования на транспарентной модели слоисто-неоднородного пласта при условиях соблюдения физико-химических, гидродинамических и геометрических критериев подобия натурного и модельного процессов. Транспарентная модель пласта, выполненная из органического стекла, заполнялась молотым гидрофильным стеклопорошком узких фракций послойно (в 3 слоя), которые впоследствии уплотнялись для получения пористой структуры среды, приближенной к структуре естественных горных пород, представленных песчаником. После вакуумирования модель пласта насыщалась водой, имеющей плотность 1,00 г/см³. Подготовленная таким образом слоисто-неоднородная модель пласта с гидродинамически сообщающимися слоями длиной 147,3 см и объемом порового пространства 1790 см³ имела следующие фильтрационно-емкостные характеристики (таблица 1).

Таблица 1
Фильтрационно-емкостные характеристики слоисто-неоднородной модели пласта
Характеристика	Показатель характеристики по слоям
слой №1	слой №2	слой №3
1. Толщина, см	5,0	5,0	5,0
2. Коэффициент проницаемости, мкм2	9,0	0,9	10,2

В экспериментах со слоисто-неоднородной моделью пласта изучался коэффициент вытеснения воды газом (азотом - не горючей моделью природного газа) на стадиях фронтального и прогонного вытеснения при реализации различных способов вытеснения, включая способы, предусматривающие использование пенообразующих растворов ПАВ.

Коэффициент вытеснения на фронтальной стадии процесса определяли весовым и объемным методом как показатель средневзвешенной газонасыщенности модели пласта к моменту подхода фронта вытеснения (первых частиц газа) к выходному сечению модели пласта, а на прогонной стадии процесса - как показатель средневзвешенной газонасыщенности модели пласта на момент прохождения через ее выходное сечение (после реализации фронтальной стадии вытеснения) газа в объеме, который для барометрических условий проведения эксперимента составлял десять объемов пор модели пласта.

Результаты экспериментов приведены в таблице 2.

Как видно из представленных в таблице 2 данных, предлагаемый в изобретении способ обеспечивает достижение более высокого средневзвешенного по слоисто-неоднородному пласту коэффициента вытеснения воды газом во всех исследуемых стадиях процесса по сравнению с другими способами, что подтверждает изложенную в данном изобретении модель вовлечения в процесс вытеснения низкопроницаемых слоев при реализации предельного случая неравновесной фильтрации газожидкостной дисперсной системы, стабилизированной ПАВ (пены), соответствующего наиболее значительному по величине снижению фазовой проницаемости пористой среды для газа.

В реальных условиях, в силу высокой минерализации пластовой воды, применяют неионогенные пенообразующие ППАВ, представителем которых является использованное в экспериментах ПАВ оксиэтилированный алкилфенол Prevosell WOF-100 (таблица 2), аналогом которого по достигаемому эффекту являются отечественные ПАВ ОП-7, ОП-10 и др., относящиеся также к классу оксиэтилированных алкилфенолов.

Таблица 2
Средневзвешенный коэффициент вытеснения воды газом из модели слоисто-неоднородного пласта при использовании различных способов вытеснения
Способ вытеснения воды газом	Величина средневзвешенного коэффициента вытеснения, % (об.)
	стадия процесса
фронтальная	прогонная
1. Вытеснение воды газом без применения физико-химических методов интенсификации процесса	8	26
2. Вытеснение воды газом с оторочкой десятикратной пены, приготовленной в пеногенераторе (аналог, US 3185634)	16	29
3. Вытеснение воды газом с оторочкой пенообразующего раствора ПАВ (аналог, SU 190272)	28	45
4. Вытеснение воды газом с оторочкой пенообразующего раствора ПАВ при циклическом режиме изменении давления нагнетания газа (аналогии 911937)	32	50
5. Вытеснение воды газом посредством поочередного нагнетания в пласт в три цикла равных по объему в барометрических условиях пласта порций пенообразующего раствора ПАВ и газа (прототип, US 3376924; US 3330346)	42	52
6. Вытеснение воды газом посредством поочередного нагнетания в пласт в три цикла порций пенообразующего раствора ПАВ и газа, причем объем газа в каждом цикле для барометрических условий пласта четырехкратно превышает объем ранее закачанной порции пенообразующего раствора ПАВ (предлагаемое)	50	65
Примечания: 1. В качестве ПАВ использовалось Prevosell WOF-100 с концентрацией 0,5% (мас.); 2. Объем раствора ПАВ в вариантах 2-6 составлял 20% V(пop.) модели пласта; 3. Градиент давления в вариантах 1-3, 5, 6 составлял 0,05 МПа/м; 4. Градиент давления в вариантах 4 изменялся от 0,05 МПа/м до 0,0025 МПа/м с продолжительностью цикла каждого значения градиента давления 90 с; 5. Объем раствора ПАВ в вариантах 5, 6 разделялся на три одинаковые порции.

Высокая эффективность использования предлагаемого способа вытеснения жидкости из слоисто-неоднородного пласта объясняется более полным вовлечением в процесс вытеснения низкопроницаемых слоев пласта, благодаря обеспечению проникновения в них пенообразующего раствора ПАВ в условиях реализации поочередного циклического режима нагнетания в пласт пенообразующего раствора ПАВ и газа в режиме, который соответствует предельному случаю неравновесной фильтрации образующейся газожидкостной дисперсной системы, что приводит к выравниванию фронта вытеснения в разнопроницаемых слоях пласта и, как следствие, к повышению средневзвешенного коэффициента вытеснения жидкости газом в целом по пласту.

Способ вытеснения жидкости из пласта, включающий проводку, по крайней мере, одной скважины с пересечением ею слоев пласта и поочередную последовательную циклическую закачку в пласт через скважину порций пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества и газа, отличающийся тем, что общий объем пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества определяют из условия проникновения пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества в наиболее низкопроницаемый слой на расстояние, соответствующее десяти радиусам скважины, количество порций газа и пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества соответствует количеству слоев пласта, а количество закачиваемого газа в пластовых условиях в каждой порции четырехкратно превышает объем порции пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества, при этом после окончания процесса циклической закачки порций пенообразующего раствора поверхностно-активного вещества и газа продолжают непрерывную закачку газа в скважину.