Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к способу разработки неоднородного нефтяного пласта. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта включает закачку в пласт через нагнетательную скважину двух оторочек. Первая оторочка представляет собой смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем. Вторая оторочка представляет собой водный раствор поверхностно-активного вещества. Предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки и минерализацию закачиваемой воды. Затем последовательно закачивают две оторочки. Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15% от начального давления закачки. В первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем. Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60% от начального давления закачки, не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества, водорастворимого полимера, воды. Объемное соотношение оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины. Технический результат заключается в обеспечении безостановочной работы скважины, в снижении потерь поверхностно-активных веществ в промытых высокопроницаемых зонах пласта, в увеличении охвата пласта воздействием и выравнивании фронта вытеснения нефти, в подключении в работу не охваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта. 2 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами.

Известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU № 2070282, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.1996 г.), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) с предварительно определенной оптимальной концентрацией, остановку скважины на расчетное время и последующую закачку в пласт раствора полимера с переходом на обычное заводнение.

Недостатками способа являются потери активных компонентов вытесняющего агента вследствие формирования осадков при контакте с минерализованными водами, содержащими соли двухвалентных металлов. В результате известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.

Также известен способ разработки неоднородной залежи углеводородов (патент RU № 2167280, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2001 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерного раствора и последующее нагнетание вытесняющего агента.

Недостатком данного способа является низкая эффективность вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов.

Также известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (патент RU № 2398958, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.2010 г.), включающий приготовление и последовательную закачку через нагнетательную скважину в неоднородный пласт первой оторочки - водного раствора полимера со сшивателем и второй оторочки - раствора неонола АФ₉-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и остановку скважины на технологическую выдержку. В качестве полимера состав содержит натрий-карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ). Скважину останавливают на технологическую выдержку 0,5-6 сут.

Способ позволяет увеличить нефтеотдачу пласта за счет увеличения охвата пласта заводнением. Однако он недостаточно эффективен из-за низких реологических свойств водного раствора КМЦ со сшивателем, снижающих эффективность блокирования высокопроницаемых пластов, недостаточного подключения в разработку низкопроницаемых пропластков из-за невысоких технологических свойств раствора неонола.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ регулирования разработки неоднородного пласта (патент RU № 2279540, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2006 г.), включающий одновременную закачку в нагнетательную скважину двух оторочек, водного раствора, содержащего полиакриламид со сшивателем и водного раствора, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и хлористый кальций, продавку оторочек в пласт водным раствором НПАВ с хлористым кальцием с последующей выдержкой в течение 6-12 часов и закачку вытесняющего агента - воды.

Недостатком способа является снижение эффективности вытеснения нефти за счет остановки скважины, высокой потери НПАВ в промытых высокопроницаемых зонах пласта, недостаточного подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием.

Кроме того, использование поверхностно-активного вещества - неонола с температурой застывания выше 0°C существенно усложняет технологический процесс закачки, а в зимний период без специального оборудования закачка такого состава невозможна.

Технической задачей предложения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет безостановочной работы скважины, выравнивания фронта вытеснения, снижения потери неионогенного поверхностно-активного вещества в промытых высокопроницаемых зонах пласта, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и увеличения охвата пласта воздействием, а также расширение технологических возможностей способа.

Техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину двух оторочек, первой оторочки - смеси водного раствора полиакриламида со сшивателем и второй оторочки - водного раствора поверхностно-активного вещества, и продавку их в пласт.

Новым является то, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки и минерализацию закачиваемой воды, последовательно закачивают две оторочки, первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15 % от начального давления закачки, при этом в первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 %-ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полиакриламид	0,3-1,0,
10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов	0,01-1,0,
вода с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3	остальное,

вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60 % от начального давления закачки и не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, водорастворимого полимера с концентрацией 0,1-0,6 мас. %, воды с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³ - остальное, в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С, а в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, при этом объемное соотношение указанных оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, при начальной приемистости нагнетательной скважины 200-350 м³/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(2÷10), при начальной приемистости нагнетательной скважины 351-600 м³/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(3÷15), после закачки указанных оторочек осуществляют их продавку закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³ в объеме 15-30 м³.

Закачка первой оторочки - смеси водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов позволяет снизить потери поверхностно-активного вещества - ПАВ в промытых участках пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых зонах, в результате чего происходит блокирование высокопроницаемых зон пласта и подключение к разработке незадействованных ранее воздействием зон пласта.

Закачка второй оторочки - смеси водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ (водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля) и водорастворимого полимера - полиакриламида способствует выравниванию фронта вытеснения за счет содержания полиакриламида в смеси, а водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля приводит к изменению вязкости нефти, снижению межфазного натяжения на границе с нефтью, изменению смачиваемости породы, а именно, увеличению гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.

Для приготовления оторочек смеси водных растворов с целью осуществления способа используют следующие реагенты:

- в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид (ПАА) импортный или отечественный с молекулярной массой (5÷15)⋅10⁶;

- в качестве сшивателя используют 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов (ХКК), выпускаемых по ГОСТ 4162-79; 10 %-ный раствор ХКК готовят предварительно в условиях химбазы путем добавления в пресную воду ХКК в виде порошка (например, для приготовления 100 дм³ 10 %-ного раствора ХКК необходимо взять 10 кг ХКК и 90 дм³ пресной воды, перемешать с использованием магнитной мешалки до полного растворения ХКК);

- в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С, выпускаемый по ТУ 2458-001-91222887-11 с изм. № 1,

- в качестве воды использую воду с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³.

Сущность способа заключается в следующем.

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, минерализацию закачиваемой воды. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а также добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной.

Последовательно закачивают в пласт две оторочки. Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15 % от начального давления закачки, в первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 %-ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полиакриламид	0,3-1,0,
10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов	0,01-1,0,
вода с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3	остальное.

Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60 % от начального давления закачки и не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, водорастворимого полимера с концентрацией 0,1-0,6 мас. %, воды с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³ - остальное, в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С, а в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид.

При этом объемное соотношение указанных оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, при начальной приемистости нагнетательной скважины 200-350 м³/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(2÷10), при начальной приемистости нагнетательной скважины 351-600 м³/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(3÷15), после закачки указанных оторочек осуществляют их продавку закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³ в объеме 15-30 м³.

Приготовление и закачку оторочек в пласт осуществляют с использованием установки КУДР следующим образом.

Первую оторочку - смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов готовят следующим образом.

Смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³, поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида шнековым дозатором и 10 %-ного раствора хромокалиевых квасцов, предварительно приготовленного в условиях химбазы, дозировочным насосом из емкости автоцистерны.

Приготовленную смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15 % от начального давления закачки.

Вторую оторочку - смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида готовят следующим образом.

Смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³, поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ дозировочным насосом из емкости автоцистерны и полиакриламида шнековым дозатором.

Приготовленную смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60 % от начального давления закачки, не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну.

После окончания закачки первой и второй оторочек их продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³ в объеме 15-30 м³. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить охват пласта воздействием за счет безостановочной работы скважины, снижения потерь ПАВ в промытых высокопроницаемых зонах пласта, выравнивания фронта вытеснения, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.

Пример конкретного выполнения.

В качестве объекта опытно-промысловых работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,356 мкм², нефтенасыщенностью 89,5 %, пористостью 20,5-22,1 %, нефтенасыщенная толщина пласта - 11,3 м (два пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток принимает (1,5 м) 200 м³/сут, второй пропласток (2,8 м) - не принимает (пример 1, табл. 2). Начальную приемистость нагнетательной скважины определяют закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины, определяют минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м³/сут при давлении закачки 6,5 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 0,15 г/дм³. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, которое составляет 11,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить две оторочки.

Выбирают объемное соотношение оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (200 м³/сут при давлении закачки 6,5 МПа), которое составляет 1:2, объем первой оторочки составляет 100 м³, второй оторочки - 200 м³ (пример 1, табл. 1).

В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид - 0,3, 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов - 0,01, вода с минерализацией 0,15 г/дм³ - 99,69 в объеме 100 м³.

В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида при следующем содержании компонентов, мас. %: водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С - 0,3, водорастворимый полиакриламид - 0,1, вода с минерализацией 0,15 г/дм³ - 99,6, в объеме 200 м³.

После определения начальной приемистости нагнетательной скважины 200 м³/сут при давлении закачки 6,5 МПа и уточнения минерализации закачиваемой воды (0,15 г/дм³) закачивают в пласт первую оторочку до увеличения давления закачки на 5 % от начального давления закачки (6,8 МПа) (пример 1, табл. 2).

Первую оторочку - смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов в объеме 100 м³ готовят следующим образом.

Смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/дм³ (99,69 мас. %), поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида (0,3 мас. %) шнековым дозатором и 10 %-ного раствора хромокалиевых квасцов (0,01 мас. %), предварительно приготовленного в условиях химбазы, дозировочным насосом из емкости автоцистерны.

Приготовленную смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

Затем закачивают вторую оторочку до увеличения давления закачки на 60 % (10,4 МПа) от начального давления закачки, не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну (11,5 МПа) (пример 1, табл. 2).

Вторую оторочку - смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида в объеме 200 м³ готовят следующим образом.

Смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/дм³ (99,6 мас. %), поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ (0,3 мас. %) дозировочным насосом из емкости автоцистерны и полиакриламида (0,1 мас. %) шнековым дозатором.

Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.

После окончания закачки запланированный объем оторочек (300 м³, из них первая оторочка - 100 м³, вторая оторочка - 200 м³) продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией 0,15 г/дм³ в объеме 15 м³. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Результаты исследований показывают, что произошло перераспеределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 90 м³/сут, второй пропласток - 70 м³/сут. Определяют конечное давление закачки и приемистость после обработки скважины. Приемистость уменьшилась на 40 м³/сут при давлении 10,4 МПа, удельная приемистость снизилась на 51 % (пример 1, табл. 2).

Остальные примеры по способу разработки неоднородного нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 и 2.

Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте, и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,3-1,6 раза. Дополнительная добыча составили более 1500 т нефти на одну скважино-обработку.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет:

- проводить безостановочную работу скважины,

- снизить потери ПАВ в промытых высокопроницаемых зонах пласта,

- выровнить фронт вытеснения,

- подключить в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта,

- увеличить охват пласта воздействием,

- расширить технологические возможности способа.

Таблица 1
Номе- ра опыт-ных участ-ков нагнет. сква-жин	Начальная приемис- тость нагнета-тельной скважины при давлении закачки, м3/сут/ МПа	Максимально допустимое давление на эксплуатацион-ную колонну, МПа / Минерализация закачиваемой воды, г/дм3	Объём- ное соотно-шение первой оторочки и второй оторочки	Объём первой ото-рочки, м3	Состав первой оторочки, мас. %	Объём второй отороч-ки, м3	Состав второй оторочки, мас. %	Объём зака-чиваемой воды, м3
ПАА	10 %-ный раствор ХКК	Вода		КПАВ	ПАА	Вода
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	200/6,5	9,5 / 0,15	1:2	100	0,3	0,01	99,69	200	0,3	0,1	99,6	15
2	250/6,5	11,5 / 0,15	1:2	100	0,3	0,03	99,67	200	0,5	0,1	99,4	15
3	350/8,5	14,5 / 0,15	1:2	100	0,3	1,0	98,7	200	1,5	0,1	97,5	15
4	200/7,5	11,5 / 0,15	1:5	70	0,5	0,01	99,49	350	0,3	0,3	99,4	20
5	250/6,0	11,5 / 0,15	1:5	70	0,5	0,05	99,45	350	0,5	0,3	99,2	20
6	350/7,5	14,5 / 0,15	1:5	70	0,5	1,0	98,5	350	1,5	0,3	98,2	20
7	200/6,0	9,5 / 0,15	1:10	50	1,0	0,01	98,99	500	0,3	0,6	99,1	30
8	250/8,2	11,5 / 0,15	1:10	50	1,0	0,05	98,95	500	0,5	0,6	98,9	30
9	350/8,4	14,5 / 0,15	1:10	50	1,0	1,0	98,0	500	1,5	0,6	97,9	30
10	200/6,0	8,5 / 120	1:2	100	0,5	0,01	99,49	200	0,3	0,3	99,4	20
11	250/6,0	9,5 / 120	1:2	100	0,5	0,05	99,45	200	0,5	0,3	99,2	20
12	350/7,5	14,5 / 120	1:2	100	0,5	1,0	98,5	200	1,5	0,3	97,2	20
13	200/6,5	10,5 / 120	1:5	70	0,3	0,01	99,69	350	0,3	0,6	99,9	15
14	250/8,5	11,5 /120	1:5	70	0,3	0,03	99,67	350	0,5	0,6	98,9	15
15	350/7,5	14,5 / 120	1:5	70	0,3	1,0	98,7	350	1,5	0,6	97,9	15
16	200/6,0	10,5 / 120	1:10	50	0,5	0,01	99,49	500	0,3	0,1	99,6	15
17	250/8,5	11,5 / 120	1:10	50	0,5	0,05	99,45	500	0,5	0,1	99,4	15
18	350/10,5	15,5 / 120	1:10	50	0,5	1,0	98,5	500	1,5	0,1	98,4	15
19	200/7,0	14,5 / 300	1:2	100	1,0	0,01	98,99	200	0,3	0,6	99,1	30
20	250/8,5	12,0 / 300	1:2	100	1,0	0,05	98,95	200	0,5	0,6	98,9	30
21	350/9,5	15,5 / 300	1:2	100	1,0	1,0	98,0	200	1,5	0,6	97,9	30
22	200/6,0	14,5 / 300	1:5	70	1,0	0,01	98,99	350	0,3	0,1	99,6	30
23	250/8,5	14,5 / 300	1:5	70	1,0	0,05	99,95	350	0,5	0,1	99,4	30
24	350/9,5	17,5 / 300	1:5	70	1,0	1,0	98,0	350	1,5	0,1	98,4	30
25	200/7,5	13,5 / 300	1:10	50	0,30	0,01	99,69	500	0,3	0,3	99,4	20

Продолжение таблицы 1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
26	250/6,5	12,5 / 300	1:10	50	0,3	0,3	99,4	500	0,5	0,3	99,2	20
27	350/8,6	11,6 / 300	1:10	50	0,3	1,0	98,7	500	1,5	0,3	97,2	20
28	351/7,5	12,5 / 0,15	1:3	100	0,3	0,01	99,69	300	0,3	0,1	99,6	15
29	450/9,5	13,5 / 0,15	1:3	100	0,3	0,03	99,67	300	0,5	0,1	99,4	15
30	600/10,5	16,5 / 0,15	1:3	100	0,3	1,0	98,7	300	1,5	0,1	97,4	15
31	351/8,5	12,5 / 120	1:7	70	0,5	0,01	99,49	490	0,3	0,3	99,4	20
32	450/10,5	15,5 / 120	1:7	70	0,5	0,05	99,45	490	0,5	0,3	99,2	20
33	600/9,5	16,5 / 120	1:7	70	0,5	1,0	98,5	490	1,5	0,3	97,2	20
34	351/8,5	15,0 / 300	1:15	50	1,0	0,01	98,99	750	0,3	0,6	99,1	30
35	450/11,0	19,0 / 300	1:15	50	1,0	0,05	98,95	750	0,5	0,6	98,9	30
36	600/9,5	14,5 / 300	1:15	50	1,0	1,0	98,0	750	1,5	0,6	97,9	30
37	351/9,5	13,5 / 0,15	1:3	100	0,5	0,01	99,49	300	0,3	0,3	99,4	20
38	450/8,5	14,2 / 0,15	1:3	100	0,5	0,05	99,45	300	0,5	0,3	99,2	20
39	600/9,5	13,5 / 0,15	1:3	100	0,5	1,0	98,5	300	1,5	0,3	97,2	20
40	351/7,5	10,5 / 120	1:7	70	0,3	0,01	99,69	490	0,3	0,6	99,1	30
41	450/8,5	11,5 / 120	1:7	70	0,3	0,03	99,67	490	0,5	0,6	98,9	30
42	600/10,5	13,5 / 120	1:7	70	0,3	1,0	98,7	490	1,5	0,6	97,9	30
43	351/6,0	10,5 / 300	1:15	50	0,5	0,01	99,49	750	0,3	0,1	99,6	15
44	450/6,5	12,5 / 300	1:15	50	0,5	0,05	99,45	750	0,5	0,1	99,4	15
45	600/10,5	18,5 / 300	1:15	50	0,5	1,0	98,5	750	1,5	0,1	97,4	15
46	351/7,5	11,5 / 0,15	1:3	100	1,0	0,01	98,99	300	0,3	0,6	99,1	30
47	450/9,5	12,5 / 0,15	1:3	100	1,0	0,05	98,95	300	0,5	0,6	98,9	30
48	600/10,5	18,5 / 0,15	1:3	100	1,0	1,0	98,0	300	1,5	0,6	97,9	30
49	351/8,5	15,5 / 120	1:7	70	1,0	0,01	98,99	490	0,3	0,1	99,6	15
50	450/9,5	14,5 / 120	1:7	70	1,0	0,05	98,95	490	0,5	0,1	99,4	15
51	600/10,5	15,5 / 120	1:7	70	1,0	1,0	98,0	490	1,5	0,1	97,4	15
52	351/7,5	13,5 / 300	1:15	50	0,3	0,01	99,69	750	0,3	0,3	99,4	15
53	450/9,5	14,5 / 300	1:15	50	0,3	0,03	99,67	750	0,5	0,3	99,2	15
54	600/7,2	11,4 / 300	1:15	50	0,3	1,0	98,7	750	1,5	0,3	97,2	15

Таблица 2
№ п/п	Перфорирован-ная толщина пласта, м Работающая толщина пласта (до закачки), м	Приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, м3/сут/МПа	Допусти-мое давление на эксплуата-ционную колонну, МПа	Давление закачки	Удельная приемистость скважины
		До закачки		После закачки	До закачки	После закачки первой оторочки	После закачки второй оторочки	До закачки, м3/сут/МПа	После закачки, м3/сут/МПа	Сниже-ние, %
МПа	МПа	Увеличе- ние, %	МПа	Увеличе-ние, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	1870,0-1881,3 1880,0-1878,5 1878,5-1881,3	200/6,5 200 0	160/10,4 90 70	11,5	6,5	6,8	5	10,4	60	31	15	51
2	1970,6-1998,3 1970,6-1979,5 1979,5-1985,4 1985,4-1998,3	250/6,5 120 0 130	216/8,5 100 80 36	11,5	6,5	7,5	15	8,5	30	38	25	34
3	1671,6-1690,2 1671,6-1679,5 1679,5-1683,7 1683,7-1689,4 1689,4-1690,2	350/8,5 150 0 90 110	270/10,2 90 75 60 45	14,5	8,5	9,4	10	10,2	20	41	27	34
4	1365,2-1376,3 1366,2-1368,5 1368,5-1374,3 1374,3-1376,3	200/7,5 80 70 0	160/9,0 40 70 50	11,5	7,5	8,4	10	9,0	20	27	18	33
5	1259,6-1264,7 1259,6-1262,5 1262,5-1264,7	250/6,0 0 160	190/9,6 80 110	11,5	6,0	6,3	5	9,6	60	42	20	52
6	1640,8-1672,5 1640,8-1657,2 1657,2-1670,7 1670,7-1672,5	350/7,5 190 50 0	250/12,0 100 70 80	14,5	7,5	8,6	15	12,0	60	47	21	55
7	1258,7-1265,2 1258,7-1259,8 1259,7-1265,2	200/6,0 0 190	150/7,8 70 80	9,5	6,0	6,9	15	7,8	30	33	19	42

Продолжение таблицы 2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
8	1335,8-1337,9 1335,8-1336,7 1336,7-1337,9	250/8,2 190 0	216/9,8 120 96	11,5	8,2	9,0	10	9,8	20	30	22	27
9	1568,9-1588,8 1568,9-1580,5 1580,5-1584,8 1584,8-1588,8	350/8,4 250 50 0	260/10,9 150 70 40	14,5	8,4	8,8	5	10,9	30	42	24	43
10	1278,5-1285,6 1278,5-1281,4 1281,4-1285,6	200/6,0 0 160	160/7,2 70 90	8,5	6,0	6,3	5	7,2	20	33	22	33
11	1445,2-1462,3 1445,2-1451,2 1451,2-1455,6 1455,6-1462,3	250/6,0 70 180 0	216/7,2 90 56 70	9,5	6,0	6,3	5	7,2	20	42	30	29
12	1545,2-1562,7 1545,2-1545,8 1545,8-1556,8 1556,8-1562,7	350/7,5 210 0 140	290/9,0 130 80 90	14,5	7,5	7,9	5	9,0	20	47	32	32
13	1612,5-1620,3 1612,5-1615,4 1615,4-1618,4 1618,4-1620,3	200/6,5 165 35 0	180/8,5 90 50 40	10,5	6,5	6,8	5	8,5	30	31	21	32
14	1345,2-1360,4 1345,2-1347,8 1347,8-1357,2 1357,2-1360,4	250/8,5 120 0 130	216/10,2 90 70 56	11,5	8,5	9,8	15	10,2	20	29	21	28
15	1287,5-1297,2 1287,5-1289,4 1289,4-1293,2 1293,2-1297,2	350/7,5 210 0 240	260/10,2 120 90 50	14,5	7,5	7,9	5	10,2	60	47	25	47
16	1446,2-1451,7 1446,2-1448,7 1448,7-1449,5 1449,5-1451,7	200/6,0 120 80 0	160/7,8 90 50 20	10,5	6,0	6,6	10	7,8	30	33	21	36

Продолжение таблицы 2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
17	1662,2-1674,3 1662,2-1665,4 1665,4-1668,4 1668,4-1674,3	250/8,5 180 0 70	216/11,1 120 51 45	11,5	8,5	8,9	5	11,1	30	29	19	34
18	1755,8-1772,5 1755,8-1765,8 1765,8-1770,2 1770,2-1772,5	350/10,5 0 210 140	290/13,7 70 100 120	15,5	10,5	11,6	10	13,7	30	33	21	36
19	1358,7-1365,2 1358,7-1359,8 1359,7-1365,2	200/7,0 190 0	170/11,2 80 90	14,5	7,0	7,7	10	11,2	60	29	15	48
20	1345,9-1355,3 1345,9-1346,8 1346,8-1351,2 1351,2-1355,3	250/8,5 135 115 0	216/11,0 90 70 56	12,0	8,5	9,4	10	11,0	30	29	20	31
21	1455,8-1472,5 1455,8-1465,8 1465,8-1470,2 1470,2-1472,5	350/9,5 0 250 100	280/12,4 80 120 80	15,5	9,5	10,9	15	12,4	30	37	23	38
22	1258,7-1270,5 1258,7-1259,8 1259,7-1265,2 1265,2-1270,5	200/6,0 0 0 200	160/7,2 70 50 40	14,5	6,0	6,9	15	7,2	20	33	22	33
23	1345,9-1355,3 1345,9-1346,8 1346,8-1351,2 1351,2-1355,3	250/8,5 0 120 130	216/13,6 80 90 46	14,5	8,5	9,4	10	13,6	60	29	16	45
24	1650,7-1656,2 1650,7-1665,2 1665,2-1670,4 1670,4-1684,3 1684,3-1688,6	350/9,5 180 120 0 50	290/15,2 100 80 70 40	17,5	9,5	10,5	10	15,2	60	37	19	49
25	1478,6-1487,3 1478,6-1481,4 1481,41-1485,6 1485,6-1487,3	200/7,5 160 0 40	200/12,0 100 80 70	13,5	6,0	6,9	15	12,0	60	27	17	37

Продолжение таблицы 2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
26	1228,3-1238,5 1228,3-1231,2 1231,2-1233,2 1233,2-1238,5	250/6,5 120 130 0	216/10,4 70 90 56	12,5	6,5	7,5	15	10,4	60	38	21	45
27	1532,5-1541,3 1532,5-1532,9 1532,9-1538,5 1538,5-1540,7 1540,7-1541,3	350/8,6 180 120 50 0	310/10,3 100 90 80 40	11,6	8,6	9,9	15	10,3	20	41	30	27
28	1335,8-1342,1 1335,8-1336,7 1336,7-1337,9 1337,9-1339,8 1339,8-1342,1	351/7,5 210 80 0 60	290/9,0 150 60 50 30	12,5	7,5	7,9	5	9,0	20	47	32	32
29	1212,4-1224,6 1218,6-1220,5 1220,5-1221,3 1221,3-1222,5 1222,5-1224,6	450/9,5 180 210 0 0	340/11,4 120 140 40 40	13,5	9,5	10,0	5	11,4	20	47	30	36
30	1525,3-15538,5 1525,3-1528,6 1528,6-1531,4 1531,4-1535,6 1535,6-1538,5	600/10,5 250 0 180 170	490/12,6 180 90 120 100	15,5	10,5	11,0	5	12,6	20	57	39	32
31	1112,5-1131,4 1112,5-1118,6 1118,6-1125,8 1125,8-1131,4	351/8,5 0 180 171	295/11,0 80 120 95	12,5	8,5	8,9	5	11,0	30	41	27	34
32	1545,9-1857,6 1545,9-1546,8 1546,8-1553,2 1553,2-1557,6	450/10,5 220 230 0	370/13,7 140 150 80	15,5	10,5	11,0	5	13,7	30	43	27	37
33	1765,8-1787,5 1765,8-1779,5 1779,5-1782,5 1782,5-1784,7 1784,7-1787,5	600/11,5 220 210 170 0	530/14,9 180 170 110 70	16,5	11,5	12,0	5	14,9	30	52	36	31
Продолжение таблицы 2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
34	1259,6-1265,4 1259,6-1262,5 1262,5-1264,7 1264,7-1265,4	351/8,5 190 160 0	310/13,6 130 100 80	15,0	8,5	8,9	5	13,6	60	41	23	44
35	1686,2-1701,4 1686,2-1692,3 1692,3-1700,2 1700,2-1701,4	450/11,0 220 230 0	450/17,6 180 190 80	19,0	11,0	11,6	5	17,6	60	41	26	37
36	1574,0-1584,0 1574,0-1579,5 1579,5-1583,3 1583,3-1584,0	600/9,5 320 280 0	590/15,2 250 210 130	14,5	9,5	10,0	5	15,2	60	63	39	38
37	1234,3-1242,4 1234,3-1236,1 1236,1-1239,2 1239,2-1242,4	351/9,5 0 180 171	340/12,4 80 160 100	13,5	9,5	10,5	10	12,4	30	37	27	27
38	1763,2-1782,3 1763,2-1768,7 1768,7-1775,6 1775,6-1782,3	450/8,5 220 230 0	450/11,0 180 190 80	14,2	8,5	9,4	10	11,0	30	53	41	23
39	1562,7-1585,6 1562,7-1574,2 1574,2-1580,7 1580,7-1583,2 1583,2-1585,6	600/9,5 260 240 100 0	590/12,4 180 170 120 120	13,5	9,5	10,5	10	12,4	30	63	48	24
40	1458,7-1467,5 1458,7-1459,8 1459,7-1465,2 1465,2-1467,5	351/7,5 70 190 91	340/9,0 110 150 80	10,5	7,5	8,3	10	9,0	20	47	38	19
41	1245,9-1255,8 1245,9-1246,8 1246,8-1251,2 1251,2-1255,8	450/8,5 220 230 0	450/10,2 180 190 80	11,5	8,5	9,4	10	10,2	20	53	44	17
42	1755,8-1771,5 1755,8-1765,8 1765,8-1768,2 1768,2-1771,5	600/10,5	590/12,6	13,5	10,5	11,6	10	12,6	20	57	47	18
Продолжение таблицы 2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
43	1558,7-1572,8 1558,7-1559,8 1559,7-1565,2 1565,2-1572,8	351/6,0 170 180 1	290/9,6 70 90 120	10,5	6,0	6,0	10	9,6	60	59	30	49
44	1145,9-1155,8 1145,9-1146,8 1146,8-1151,2 1151,2-1155,8	450/6,5 220 230 0	410/10,4 160 180 70	12,5	6,5	7,2	10	10,4	60	69	39	43
45	1450,7-1458,2 1450,7-1452,3 1452,3-1455,3 1455,3-1456,4 1456,4-1458,2	600/10,5 200 180 220 0	590/16,8 150 140 180 120	18,5	10,5	11,6	10	16,8	60	57	35	39
46	1378,6-1386,9 1378,6-1381,4 1381,4-1385,6 1385,6-1386,9	351/7,5 150 171 0	350/9,0 110 150 90	11,5	7,5	8,6	15	9,0	20	47	39	17
47	1655,8-1673,8 1655,8-1665,8 1665,8-1670,2 1670,2-1673,8	450/9,5 210 240 0	450/12,4 180 170 100	12,5	9,5	10,9	15	12,4	30	47	36	23
48	1458,7-1470,8 1458,7-1459,8 1459,7-1465,2 1465,2-1469,5 1469,5-1470,8	600/10,5 210 250 140 0	600/16,8 180 170 120 130	18,5	10,5	12,0	15	16,8	60	57	36	37
49	1645,9-1653,8 1645,9-6346,8 1646,8-1651,2 1651,2-1653,8	351/8,5 0 221 230	350/13,6 120 120 90	15,5	8,5	9,8	15	13,6	60	41	26	37
50	1450,7-1476,1 1450,7-1465,2 1465,2-1470,4 1470,4-1474,3 1474,3-1476,1	450/9,5 130 190 130 0	450/11,4 110 170 100 70	14,5	9,5	10,9	15	11,4	20	49	39	20

Продолжение таблицы 2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
51	1674,0-1686,5 1674,0-1679,5 1679,5-1683,3 1683,3-1684,0 1684,0-1686,5	600/10,5 200 180 220 0	600/13,7 180 150 190 80	15,5	10,5	12,0	15	13,7	30	58	44	21
52	1734,3-1741,8 1734,3-1736,1 1736,1-1739,2 1739,2-1741,8	351/7,5 220 230 0	350/12,0 170 120 60	13,5	7,5	7,9	5	12,0	30	48	29	40
53	1463,2-1480,5 1463,2-1468,7 1468,7-1475,6 1475,6-1480,5	450/9,5 120 230 100	450/12,4 90 260 80	14,5	9,5	10,0	5	12,4	30	47	36	23
54	1262,7-1283,4 1262,7-1274,2 1274,2-1280,7 1280,7-1281,9 1281,9-1283,4	600/10,5 250 230 120 0	600/13,7 210 190 100 100	15,5	10,5	11,0	5	13,7	30	57	44	22
Примечание - Номера опытных участков нагнет. скважин таблицы 1 соответствуют номерам опытных участков нагнет скважин таблицы 2.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину двух оторочек, первой оторочки – смеси водного раствора полиакриламида со сшивателем и второй оторочки – водного раствора поверхностно-активного вещества, и продавку их в пласт, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки и минерализацию закачиваемой воды, последовательно закачивают две оторочки, первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15% от начального давления закачки, при этом в первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем – 10%-ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %:

полиакриламид	0,3-1,0
10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов	0,01-1,0
вода с минерализацией от 0,15 г/дм3 до 300 г/дм3	остальное,

вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60% от начального давления закачки и не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества – КПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, водорастворимого полимера с концентрацией 0,1-0,6 мас. %, воды с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³ – остальное, в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40% и температурой застывания не выше 40°С, а в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, при этом объемное соотношение указанных оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, при начальной приемистости нагнетательной скважины 200-350 м³/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(2÷10), при начальной приемистости нагнетательной скважины 351-600 м³/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(3÷15), после закачки указанных оторочек осуществляют их продавку закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм³ до 300 г/дм³ в объеме 15-30 м³.