Способ обработки нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения, повышение охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта, повышение стабильности инвертной эмульсии и расширение технологических возможностей способа. Способ включает закачку в пласт инвертной эмульсии, состоящей из нефти или продуктов ее переработки, таллового масла, стабилизатора эмульсии и воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм^3.. При этом в состав инвертной эмульсии дополнительно включают изопропиловый спирт, а в качестве стабилизатора в инвертной эмульсии используют оксиэтилированный нонилфенол. Закачку инвертной эмульсии проводят в объеме 2-80 м³ при заданном соотношении компонентов и с использованием воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм³. После закачки 50% запланированного объема закачку инвертной эмульсии прерывают и осуществляют закачку гелеобразующего состава в объёме 50-400 м³, включающего полиакриламид, оксид алюминия, ацетат хрома и воду при заданном соотношении компонентов. После закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 50% объема инвертной эмульсии и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5−300 г/дм³ в объёме 15 м³. 1 пр., 3 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Одним из направлений повышения эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов является применение технологий, направленных на перераспределение потоков закачиваемой воды путем блокирования высокопроницаемых прослоев и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Действия технологий и составов для выравнивания профиля приемистости основано на образовании в поровом пространстве промытых высокопроницаемых пропластков продуктивного коллектора потокоотклоняющих барьеров, блокирующих движение воды, путем закачки различных композиций химреагентов, в частности инвертных эмульсий или полимерных составов с сшивающим агентом.

Известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов (Патент RU № 2153576, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.07.2000 г., Бюл. № 21), содержащая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, хлористый кальций и воду. В качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества инвертная эмульсия содержит эмульгатор СИНОЛ-ЭМ – углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина при следующем соотношении компонентов, мас. %: жидкий углеводород – 10,0-25,0; СИНОЛ-ЭМ – 0,3-5,0; хлористый кальций – 0,2-4,0; вода – остальное.

Также известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов (Патент RU № 2196224, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.01.2003 г., Бюл. № 1), содержащая жидкий углеводород, Нефтенол, хлористый кальций и воду. В качестве Нефтенола она содержит Нефтенол НЗт при следующем соотношении компонентов, мас. %: Жидкий углеводород – 10,0-20,0; Нефтенол НЗт - 0,3-5,0; Хлористый кальций – 0,8-12,0; вода – остальное.

Также известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов (Патент RU № 2333928, МПК С09К 8/584, опубл. 20.09.2008 г., Бюл. № 26), включающая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), хлористый кальций и воду. В качестве ПАВ инвертная эмульсия содержит эмульгатор ЭКС-ЭМ и дополнительно натр едкий при следующем соотношении компонентов, мас. %: жидкий углеводород – 10,0-25,0, эмульгатор ЭКС-ЭМ – 0,5-3,0, Хлористый кальций – 0,5-3,0, натр едкий – 0,02-0,2, вода – остальное.

Недостатком указанных эмульсионных составов является низкая эффективность их применения в неоднородных по проницаемости пластах из-за низкой вязкости инвертной эмульсии, вследствие чего не происходит блокирования высокопроницаемых прослоев и охват пласта остается незначительным.

Также известен способ разработки нефтяной залежи пластов (Патент RU № 2250989, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.04.2005 г., Бюл. № 12), включающий последовательную закачку в обводненный пласт водных растворов соли поливалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц с продвижением каждого реагента буферной водой и вытесняющего агента, при этом в пласт, обводненный пластовой водой с минерализацией выше 250 г/л, закачивают указанные растворы и суспензию, приготовленные на воде с минерализацией выше 250 г/л, используют в качестве соли поливалентного металла алюмохлорид или сульфат алюминия, или хлористое железо при 15-20 % концентрации, в качестве буферной воды и вытесняющего агента - воду с минерализацией выше 250 г/л, а в указанную суспензию дополнительно вводят сшивающий агент.

Недостатком способа является низкая прочность образующегося в пласте геля из-за плохой смешиваемости последовательно закачиваемых растворов в пластовых условиях, и, как результат, низкая эффективность блокирования высокопроницаемых зон пласта.

Также известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (Патент RU № 2431741, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.10.2011 г., Бюл. № 29), включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в водный раствор дополнительно вводят оксид цинка при следующем соотношении компонентов в воде, мас. %: полиакриламид – 0,3-1,0, ацетат хрома – 0,03-0,1, оксид цинка – 0,03-0,1. Полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м³ с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора.

Недостатком способа является низкая эффективность действия состава из-за низкой селективности состава, в результате чего происходит блокирование низкопроницаемых пропластков.

Также известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (Патент RU № 2424426, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.07.2011 г., Бюл. № 20), включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в водный раствор дополнительно вводят оксид магния при следующем соотношении компонентов в водном растворе, мас.%: полиакриламид – 0,3-1,0, ацетат хрома – 0,03-0,1, оксид магния – 0,015-0,07, вода – остальное, при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м³ с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора.

Недостатком способа является низкая эффективность действия состава из-за низкой селективности состава, в результате чего происходит блокирование низкопроницаемых пропластков.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки нефтяного пласта (Патент RU № 2644363, МПК Е21В 33/138, С09К 8/508, опубл. 09.02.2018 г., Бюл. № 4), включающий закачку в пласт инвертной эмульсии, состоящей из нефти или продуктов ее переработки, таллового масла, стабилизатора эмульсии - простого полиэфира, доломитовой муки или мела, или аэросила и воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм³.

Недостатком известного способа является низкая эффективность его применения из-за недостаточного вовлечения в разработку неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта из-за того, что инвертная эмульсия будет загущаться в околоскважинном пространстве и ее фильтрация в удаленные зоны будет затруднена, а также из-за низкой стабильности эмульсии во времени. В результате снижается охват пласта воздействием, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеизвлечения, повышение охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта, повышение стабильности инвертной эмульсии и расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом обработки нефтяного пласта, включающим закачку в пласт инвертной эмульсии, состоящей из нефти или продуктов ее переработки, таллового масла, стабилизатора эмульсии и воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм³.

Новым является то, что в состав инвертной эмульсии дополнительно включают изопропиловый спирт, в качестве стабилизатора в инвертной эмульсии используют оксиэтилированный нонилфенол, а закачку инвертной эмульсии проводят в объеме 2-80 м³ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

талловое масло	2,5-10
нефть или продукты ее переработки	8,125-32,5
изопропиловый спирт	0,625-2,5
оксиэтилированный нонилфенол	1,25-5
вода с минерализацией от 15 до 300 г/дм3	остальное,

после закачки 50 % запланированного объема закачку инвертной эмульсии прерывают и осуществляют закачку гелеобразующего состава в объёме 50-400 м³, включающего полиакриламид, оксид алюминия, ацетат хрома и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полиакриламид	0,3-1,0
ацетат хрома	0,03-0,1
оксид алюминия	0-0,05
вода	остальное,

после закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 50 % объема инвертной эмульсии и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5−300 г/дм³ в объёме 15 м³.

Для осуществления способа используют:

- нефть или продукты ее переработки, представляющие собой жидкую смесь углеводородов с температурой застывания ниже 0 ^оС и температурой самовоспламенения выше 40 ^оС;

- талловое масло, представляющее собой смесь органических соединений, преимущественно ненасыщенных и жирных кислот, продукт обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом, по внешнему виду представляет собой тёмноокрашенную жидкость с резким запахом;

- оксиэтилированный нонилфенол со степенью оксиэтилирования 6, представляющий собой прозрачную маслорастворимую вязкую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к молю нонилфенола, составляет 6;

- изопропиловый спирт (ГОСТ 9805-84);

- воду с минерализацией от 15 до 300 г/дм³;

- полиакриламид – синтетический полимер акрилового ряда отечественного или импортного производства, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой от 5 млн. D до 12 млн. D и степенью гидролиза от 5 до 20 %;

- ацетат хрома, представляющий собой жидкость темно-зеленого цвета с запахом уксусной кислоты и массовой долей трехвалентного хрома не менее 10,2 %;

- оксид алюминия – мелкодисперсный кристаллический порошок белого цвета с насыпной плотностью 650-1000 г/дм³;

- воду.

Для продавки инвертной эмульсии в пласт используют воду с минерализацией 0,5−300 г/дм³.

Сущность способа заключается в следующем.

При обработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют комплекс геофизических и гидродинамических исследований пластов, предварительно определяют начальную приёмистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Уточняют объёмы закачиваемых инвертной эмульсии (в пределах 2-80 м³) и гелеобразующего состава (в пределах 50-400 м³).

В пласт с помощью насосных агрегатов ЦА-320 (или аналогов) закачивают первую оторочку, представляющую собой инвертную эмульсию, содержащую, % мас.: талловое масло – 2,5-10, нефть или продукты ее переработки – 8,125-32,5, изопропиловый спирт – 0,625-2,5, оксиэтилированный нонилфенол – 1,25-5 (в качестве стабилизатора), воду с минерализацией от 15 до 300 г/дм³ – остальное.

Инвертную эмульсию готовят следующим образом. На вход в скважину одновременно через тройник подают закачиваемую воду с минерализацией от 15 до 300 г/дм³ и смесь, включающую талловое масло, нефть или продукты ее переработки, изопропиловый спирт, оксиэтилированный нонилфенол. При этом указанную смесь предварительно готовят в условиях химбазы. При смешении турбулентных потоков (воды и смеси) в тройнике происходит образование инвертной эмульсии. Приготовленную таким образом инвертную эмульсию закачивают насосным агрегатом по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину в пласт в объеме 2-80 м³.

Пробу инвертной эмульсии также отбирают и исследуют в лабораторных условиях в течение 60 сут на стабильность путем визуального наблюдения расслоения фаз. Отсутствие расслоения фаз в течение 60 сут свидетельствует о стабильности эмульсии (см. таблицу 1).

После закачки 50 % запланированного объема инвертной эмульсии закачку инвертной эмульсии прерывают, при этом фиксируют изменение давления закачки.

Производят закачку второй оторочки, представляющей собой гелеобразующий состав, содержащий % мас.: полиакриламид – 0,3-1,0, ацетат хрома – 0,03-0,1, оксид алюминия – 0-0,05, вода – остальное. Закачку оторочки гелеобразующего состава в пласт осуществляют с использованием комплексной мобильной установки по приготовлению и закачке водных растворов сыпучих и жидких химреагентов (КУДР) следующим образом.

Смесь полиакриламида, ацетата хрома, оксида алюминия и воды готовят в смесительной ёмкости путём подачи закачиваемой воды с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида и оксида алюминия шнековым дозатором и ацетата хрома дозировочным насосом из ёмкости автоцистерны. Приготовленный таким образом гелеобразующий состав насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт в объеме 50-400 м³. После окончания закачки запланированного объема фиксируют изменение давления закачки.

После окончания закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 50 % объема инвертной эмульсии (третья оторочка). Закачку производят с помощью насосного агрегата по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт. Фиксируют изменение давления закачки. После этого продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией 0,5−300 г/дм³ в объёме 15 м³. Производят заключительные работы на скважине, определяют приемистость и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Закачка первой оторочки инвертной эмульсии (50 % объема) благодаря селективному действию и регулируемым реологическим параметрам обеспечивает выравнивание фронта воздействия, позволяет заблокировать трещины и высокопроницаемые участки пласта. Высокая стабильность эмульсии позволяет достигать долговременного эффекта блокирования. Кроме того, активные компоненты эмульсионной системы адсорбируются на породе и гидрофобизируют её, тем самым снижая фазовую проницаемость по воде в водонасыщенной части пласта, увеличивается фильтрационное сопротивление для последующей оторочки. Закачка гелеобразующего состава (вторая оторочка) благодаря изначально низкой вязкости позволяет блокировать высокообводненные пропластки на удаленных зонах пласта. Последующая закачка оставшихся 50 % объема инвертной эмульсии (третья оторочка) способствует выравниванию фронта вытеснения. В результате происходит перераспределение фильтрационных потоков, растёт коэффициент охвата заводнением, что ведёт к повышению коэффициента нефтеизвлечения и снижению обводненности добываемой продукции.

Примеры конкретного выполнения.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,180 мкм², нефтенасыщенностью 88,5 %, пористостью 20,1-22,5 %, нефтенасыщенная толщина пласта – 4,4 м (три пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток (2,2 м) принимает 180 м³/сут, второй пропласток (0,8 м) принимает 20 м³/сут, третий пропласток (1,6 м) не принимает (см. пример 1, таблица 2). Начальная приёмистость нагнетательной скважины определяется закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м³/сут при давлении закачки 7,8 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендованные объемы составляют: инвертной эмульсии 20 м³, гелеобразующего состава – 150 м³. При этом объем инвертной эмульсии делится на две части (первую и третью оторочки) по 10 м³ (по 50 % от общего объема).

В пласт с помощью насосных агрегатов ЦА-320 (или аналогов) закачивают первую оторочку инвертной эмульсии, содержащую, % мас.: талловое масло – 2,5, нефть или продукты ее переработки – 8,125, изопропиловый спирт – 0,625, оксиэтилированный нонилфенол – 1,25, воду с минерализацией 15 г/дм³ – 87,5 (см. пример 1, таблица 1).

Инвертную эмульсию готовят следующим образом: на вход в скважину одновременно через тройник подают 8,75 т (8,66 м³) закачиваемой воды с минерализацией 15 г/дм³ и 1,25 т (1,34 м³) смеси, включающей талловое масло, нефть или продукты ее переработки, изопропиловый спирт, оксиэтилированный нонилфенол, при этом указанную смесь предварительно готовят в условиях химбазы. При смешении турбулентных потоков в тройнике происходит образование инвертной эмульсии. Приготовленную таким образом инвертную эмульсию объемом 10 м³ насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.

Пробу инвертной эмульсии также отбирают и исследуют в лабораторных условиях в течение 60 сут на стабильность путем визуального наблюдения расслоения фаз. Отсутствие расслоения фаз в течение 60 сут свидетельствует о стабильности эмульсии.

После закачки 10 м³ инвертной эмульсии (50 % запланированного объема) закачку прерывают, при этом фиксируют увеличение давления закачки на 9 %.

Производят закачку второй оторочки гелеобразующего состава, содержащего % мас.: полиакриламид – 0,3, ацетат хрома – 0,03, оксид алюминия – 0,01, вода – 99,66. Объем второй оторочки 150 м³ Закачку второй оторочки в пласт осуществляют с использованием установки КУДР следующим образом.

Смесь полиакриламида, ацетата хрома, оксида алюминия и воды готовят в смесительной ёмкости путём подачи закачиваемой воды с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида и оксида алюминия шнековым дозатором и ацетата хрома дозировочным насосом из ёмкости автоцистерны. Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт. После окончания закачки запланированного объема фиксируют увеличение давления закачки на 14 %.

После окончания закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 10 м³ (50 % объема) инвертной эмульсии (третья оторочка). Закачку производят с помощью насосного агрегата по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт. Фиксируют увеличение давления закачки на 12 %.

После окончания закачки запланированный объём оторочек продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией 0,5 г/дм³ в объёме 15 м³. Производят заключительные работы на скважине, определяют приемистость и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 80 м³/сут, второй пропласток – 50 м³/сут, третий пропласток 40 м³/сут, приемистость изменилась с 200 м³/сут при давлении 7,80 МПа до 170 м³/сут при давлении 10,5 МПа, общее изменение (увеличение) давления закачки составило 35 % (см. пример 1, таблица 2). Средняя обводненность добываемой продукции снизилась на 3,6 %, дебит нефти по участку увеличился на 4,7 т /сут (пример 1, таблица 3).

Остальные примеры осуществления способа обработки нефтяного пласта выполняют аналогично, результаты исследований приведены в таблицах 1-3.

Инвертная эмульсия во всех примерах стабильна не менее 60 сут. Давление закачки увеличилось в среднем на 45,6 %, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,5 %, средний дебит по нефти увеличился на 3,2 т/сут (таблицы 2, 3).

Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, которое приводит к вовлечению в разработку ранее неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта, и, как следствие, увеличению охвата пласта воздействием, увеличению нефтеизвлечения, снижению обводненности добываемой продукции, а также повышению стабильности инвертной эмульсии.

Таким образом, предлагаемый способ обработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеизвлечение, повысить охват пласта воздействием и снизить обводненность добываемой продукции за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием удаленных нефтенасыщенных зон пласта, повысить стабильность инвертной эмульсии и расширить технологические возможности способа.

Таблица 1 – Содержание компонентов в инвертной эмульсии и в гелеобразующем составе

№ при мера	Состав инвертной эмульсии, % мас.	Минерализация воды, дм3	Стабильность эмульсии, сут., не менее	Гелеобразующий состав, % мас.
Талловое масло	Нефть или продукты ее переработки	Изопропиловый спирт	Оксиэтили-рованный нонилфенол	Вода	Полиакриламид	Ацетат хрома	Оксид алюминия	Вода
1	2,5	8,125	0,625	1,25	87,5	15	60	0,3	0,03	0,01	99,66
2	2,5	8,125	0,625	2,5	86,25	15	60	0,3	0,03	0,03	99,64
3	2,5	8,125	0,625	5,0	83,75	15	60	0,3	0,03	0,05	99,62
4	2,5	20	1,5	1,25	74,75	150	60	0,5	0,05	0	99,45
5	2,5	20	1,5	2,5	73,5	150	60	0,5	0,05	0,03	99,42
6	2,5	20	1,5	5,0	71	150	60	0,5	0,05	0,05	99,4
7	2,5	32,5	2,5	1,25	61,25	150	60	1,0	0,1	0	98,9
8	2,5	32,5	2,5	2,5	60	150	60	1,0	0,1	0,03	98,87
9	2,5	32,5	2,5	5,0	57,5	150	60	1,0	0,1	0,05	98,85
10	6	8,125	0,625	1,25	84	150	60	0,3	0,1	0	99,6
11	6	8,125	0,625	2,5	82,75	150	60	0,3	0,1	0,03	99,57
12	6	8,125	0,625	5,0	80,25	150	60	0,3	0,1	0,05	99,55
13	6	20	1,5	1,25	71,25	150	60	0,5	0,03	0	99,47
14	6	20	1,5	2,5	70	150	60	0,5	0,03	0,03	99,44
15	6	20	1,5	5,0	67,5	300	60	0,5	0,03	0,05	99,42
16	6	32,5	2,5	1,25	57,75	300	60	1,0	0,05	0	98,95
17	6	32,5	2,5	2,5	56,5	300	60	1,0	0,05	0,03	98,92
18	6	32,5	2,5	5,0	54	300	60	1,0	0,05	0,05	98,9
19	10	8,125	0,625	1,25	80	300	60	0,3	0,05	0	99,65
20	10	8,125	0,625	2,5	78,75	300	60	0,3	0,05	0,03	99,62
21	10	8,125	0,625	5,0	76,25	300	60	0,3	0,05	0,05	99,6
22	10	20	1,5	1,25	67,25	15	60	0,5	0,1	0	99,4
23	10	20	1,5	2,5	66	15	60	0,5	0,1	0,03	99,37
24	10	20	1,5	5,0	63,5	15	60	0,5	0,1	0,05	99,35
25	10	32,5	2,5	1,25	53,75	150	60	1,0	0,03	0	98,97
26	10	32,5	2,5	2,5	52,5	150	60	1,0	0,03	0,03	98,94
27	10	32,5	2,5	5,0	50	300	60	1,0	0,03	0,05	98,92

Таблица 2 – Параметры закачки

Номер участка нагн. скважины	Перфорирован-ная толщина пласта, м Работающая толщина пласта (до закачки), м	Приёмистость нагнетательной скважины при давлении закачки, м3/сут / МПа	Номер примера из табл.1	Объем инвертной эмульсии, м3	Объем гелеобразующего состава (второй оторочки) м3	Минерализация воды для продавки, г/дм3	Объем продавки, м3	Изменение давления закачки, %
до закачки	после закачки	Общий объем	Первая оторочка	Третья оторочка
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	1245,8-1250,2 1245,8-1248,0 1248,0-1248,8 1248,8-1250,2	200/7,8 180 20 -	170/10,5 80 50 40	1	20	10	10	150	0,5	15	35
2	1336,0-1342,0 1336,0-1338,4 1338,4-1342,0	180/8,4 150 30	150/10,5 70 80	2	10	5	5	100	110	15	25
3	1245,6-1253,2 1245,6-1248,4 1248,4-1250,6 1250,6-1253,2	240/6,0 80 120 40	190/9,2 50 60 80	3	40	20	20	250	120	15	53
4	1277,6-1290,0 1277,6-1283,2 1283,2-1284,0 1284,0-1290,0	240/5,9 190 30 20	190/10,2 50 40 100	4	40	20	20	250	115	15	72
5	1273,2-1284,0 1273,2-1274,4 1276,4-1280,4 1282,8-1284,0	300/6,8 90 210 -	220/9,9 60 110 50	5	80	40	40	400	0,5	15	46
6	1218,0-1226,8 1218,0-1220,0 1220,0-1226,8	180/8,2 110 70	150/10,9 70 80	6	10	5	5	100	140	15	33
7	1243,2-1248,4 1243,2-1245,4 1245,4-1248,4	150/7,8 110 40	150/11,0 80 70	7	2	1	1	50	160	15	41
8	1273,0-1276,0 1273,0-1274,2 1274,2-1276,0	180/8,1 180 -	150/10,5 90 60	8	10	5	5	100	80	15	30
9	1465,6-1473,0 1465,6-1466,6 14677,8-1470,6 1470,6-1473,0	200/8,4 50 150 -	160/11,2 40 60 60	9	20	10	10	150	180	15	33

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
10	1320,0-1324,6 1320,0-1322,8 1322,8-1324,6	220/7,8 160 60	180/9,9 110 70	10	40	20	20	250	300	15	27
11	1342,8-1350,4 1342,8-1345,4 1345,4-1350,4	240/8,6 160 80	200/12,0 100 100	11	40	20	20	250	260	15	40
12	1243,8-1248,8 1243,8-1245,2 1245,2-1248,8	180/7,2 130 50	160/10,1 60 100	12	10	5	5	100	220	15	40
13	1280,0-1287,6 1280,0-1284,4 1284,4-1287,6	200/7,1 180 20	150/9,6 70 80	13	20	10	10	150	90	15	35
14	1190,4-1195,0 1190,4-1192,8 1192,8-1195,0	180/6,8 180 -	130/10,5 60 70	14	10	5	5	100	180	15	54
15	1325,2-1335,0 1325,2-1329,2 1329,2-1335,0	320/6,0 240 80	240/8,6 120 120	15	80	40	40	400	70	15	43
16	1160,6-1165,8 1160,6-1163,4 1163,4-1165,8	220/6,9 180 40	180/9,0 110 70	16	40	20	20	250	0,5	15	30
17	1071,4-1084,0 1071,4-1075,4 1077,0-1079,6 1081,0-1084,0	240/5,0 80 160 0	200/8,8 60 80 60	17	40	20	20	250	300	15	76
18	1081,2-1092,2 1081,2-1088,4 1088,4-1092,2	350/6,4 280 70	280/9,1 170 110	18	80	40	40	400	230	15	42
19	1089,0-1098,6 1089,0-1095,6 1095,6-1098,6	320/5,9 300 20	180/9,4 100 80	19	80	40	40	400	140	15	59
20	1084,4-1093,6 1084,4-1086,6 1088,4-1093,6	280/6,5 240 40	160/9,6 80 80	20	60	30	30	320	60	15	48
21	1065,4-1075,8 1065,4-1067,9 1067,9-1071,4 1071,4-1075,8	240/5,5 50 140 50	210/8,7 60 80 70	21	40	20	20	250	80	15	58

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
22	1066,8-1072,0 1066,8-1069,2 1069,2-1072,0	190/5,9 150 40	140/8,6 80 60	22	20	10	10	150	0,5	15	46
23	1071,0-1078,0 1071,0-1072,4 1072,4-1075,8 1075,8-1078,0	220/6,4 150 40 20	200/9,2 70 70 60	23	40	20	20	250	300	15	44
24	1074,6-1083,0 1074,6-1078,8 1078,8-1083,0	150/6,0 130 20	140/9,5 80 60	24	2	1	1	50	120	15	58
25	1064,4-1079,4 1064,4-1072,8 1072,8-1076,2 1076,2-1079,4	300/6,1 220 60 20	180/8,5 60 70 50	25	80	40	40	400	140	15	39
26	1192,4-1201,0 1192,4-1197,6 1197,6-1201,0	240/6,3 190 50	160/10,1 90 70	26	40	20	20	250	60	15	60
27	1260,0-1272,4 1260,0-1269,8 1269,8-1272,4	220/7,1 200 20	170/11,6 100 70	27	40	20	20	250	80	15	63

Таблица 3 – Результаты исследований

Номер участка нагн. скважины	Средний дебит нефти по участку, т/сут	Средний дебит жидкости, т/сут	Средняя обводненность добываемой продукции, %
До закач-ки	После закач-ки	При-рост	До закачки	После закачки	До закачки	После закачки	Изменение, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	5,5	10,2	+4,7	101,1	113,3	94,6	91	3,6
2	12,0	15,4	+3,4	102,9	107,1	88,3	85,6	2,7
3	6,4	8,5	+2,1	75,7	75,5	91,5	88,7	2,8
4	17,1	22,3	+5,2	196,8	184,6	91,3	87,9	3,4
5	5,4	9	+3,6	47,8	62,7	88,8	85,6	3,2
6	12,1	14,9	+2,8	97,7	96,7	87,6	84,6	3
7	5,4	9,9	+4,5	92,2	93,3	94,1	89,4	4,7
8	12,2	17,7	+5,5	116,9	116,9	89,6	84,9	4,7
9	8,4	8,9	+0,5	66,2	60,5	87,3	85,3	2
10	9,4	11,1	+1,7	91,1	83,8	89,7	86,8	2,9
11	4,2	6,5	+2,3	72,3	82	94,2	92,1	2,1
12	7,3	14,0	+6,7	117,6	131,1	93,8	89,3	4,5
13	6,9	8,3	+1,4	57,3	56,5	87,9	85,3	2,6
14	12,6	15,9	+3,3	73	78,8	82,7	79,8	2,9
15	8,5	11,2	+2,7	61,1	64	86,1	82,5	3,6
16	12,3	14,5	+2,2	123,1	114,5	90	87,3	2,7
17	2,9	6,6	+3,7	94,4	100,4	96,9	93,4	3,5
18	9,3	12,9	+3,6	113,4	124,5	91,8	89,6	2,2
19	9,4	10,8	+1,4	53,1	51	82,3	78,8	3,5
20	11,8	14,5	+2,7	96,4	100,4	87,8	85,6	2,2
21	8,1	10,3	+2,2	61	60,2	86,8	82,9	3,9
22	20,2	24,2	+4,0	109,6	107,3	81,6	77,4	4,2
23	9,2	12,4	+3,2	62,9	74,5	85,4	83,3	2,1
24	13,0	18,4	+5,4	108	114,9	88	84	4
25	7,8	10,6	+2,8	70,3	63,6	88,9	83,4	5,5
26	15,2	16,4	+1,2	117,1	107	87	84,7	2,3
27	5,0	8,3	+3,3	91,7	92,7	94,6	91	3,6
Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин таблицы 2.

Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт инвертной эмульсии, состоящей из нефти или продуктов ее переработки, таллового масла, стабилизатора эмульсии и воды с минерализацией от 15 до 300 г/дм³, отличающийся тем, что в состав инвертной эмульсии дополнительно включают изопропиловый спирт, в качестве стабилизатора в инвертной эмульсии используют оксиэтилированный нонилфенол, а закачку инвертной эмульсии проводят в объеме 2-80 м³ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

талловое масло	2,5-10
нефть или продукты ее переработки	8,125-32,5
изопропиловый спирт	0,625-2,5
оксиэтилированный нонилфенол	1,25-5
вода с минерализацией от 15 до 300 г/дм3	остальное,

после закачки 50% запланированного объема закачку инвертной эмульсии прерывают и осуществляют закачку гелеобразующего состава в объёме 50-400 м³, включающего полиакриламид, оксид алюминия, ацетат хрома и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакриламид	0,3-1,0
ацетат хрома	0,03-0,1
оксид алюминия	0-0,05
вода	остальное,

после закачки гелеобразующего состава возобновляют закачку оставшихся 50% объема инвертной эмульсии и продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5−300 г/дм³ в объёме 15 м³.