Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
METHOD FOR DEVELOPING A HETEROGENEOUS OIL RESERVOIR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с применением микробиологического воздействия в условиях высокой минерализации закачиваемой и пластовой воды.
Pseuodomonas aеruginosa
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2060373, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.1996 г., бюл. № 14), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС (биоПАВ КШАС) ‒ продукт жизнедеятельности бактерий рода  S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биоПАВ КШАС 1:2,5 соответственно.
Данный способ недостаточно эффективен в условиях высокой минерализации воды, т.к. не учитывает стабильность раствора полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества в пластовых условиях.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU № 2078916, МПК С09К 8/582, С12N 1/38, Е21В 43/22, опубл. 10.05.1997 г., бюл. № 13), включающий закачку в пласт состава, содержащего углеводородокисляющие бактерии, питательную среду, минеральную добавку и воду. В качестве питательной среды он содержит органическое удобрение, а в качестве минеральной добавки ‒ диаммонийфосфат.
Недостатком известного способа является его низкая эффективность в неоднородных пластах из-за невозможности обеспечить перераспределение потоков жидкости по пласту и эффективно вытеснять нефть из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон из-за нецелевого синтеза нефтевытесняющих агентов в высокообводненных интервалах.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU № 1774691, МПК Е21В 43/22, С09К 8/582, опубл. 20.09.1995 г., бюл. № 26), включающий закачку в пласт углеводородокисляющих бактерий ‒ микроорганизмов в растворе питательного вещества.
Недостатками известного способа являются использование микроорганизмов, не способных синтезировать нефтевытесняющие агенты при высокой минерализации воды, что делает невозможным его применение в условиях высокой минерализации воды.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2644365, МПК Е21В 43/22, С09К 8/582, С09К 8/588, опубл. 09.02.2018 г., бюл. № 4), включающий последовательную закачку в нагнетательную скважину смеси водорастворимого природного полимера – ВПП – ксантана, бродильных бактерий – сапропеля и воды, и раствора диаммонийфосфата – ДАФ с углеводородокисляющими бактериями – УОБ, и технологическую выдержку.
Недостатками данного способа являются:
- низкие значения остаточного фактора сопротивления (ОФС), которые не обеспечивают продолжительный технологический эффект вследствие вымывания состава из высокопроницаемых интервалов;
- низкое содержание углеводородокисляющих бактерий в закачиваемом растворе, что приводит к низкой интенсивности образования нефтевытесняющих агентов и их недостаточным образованием в условиях высоковыработанных месторождений;
- углеводородокисляющие микроорганизмы, используемые в данном способе, не обладают свойством галотолерантности (солестойкости) в условиях высокой (свыше 150 г/л) минерализации.
Техническими задачами являются создание эффективного способа разработки неоднородного нефтяного пласта, обеспечивающего увеличение охвата пласта за счёт блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, нефтенасыщенных пропластков и зон, увеличение нефтеотдачи пласта за счет роста непосредственно в пласте микроорганизмов, устойчивых к высокой минерализации воды, способных осуществлять интенсивный  синтез агентов, обеспечивающих эффективное вытеснение нефти с глубинных зон пласта, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим последовательную закачку в нагнетательную скважину смеси водорастворимого природного полимера – ВПП – ксантана, бродильных бактерий – сапропеля, воды и раствора диаммонийфосфата – ДАФ с углеводородокисляющими бактериями – УОБ и технологическую выдержку.
3
3
Новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 м/сут до 250 м/сут закачку указанных раствора и смеси в пласт осуществляют оторочками, причем в первой оторочке закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Раствор ДАФ с УОБ
10,0-15,0
Ксантан
0,03-0,5
Вода
остальное,
а второй оторочкой закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля и воды, которая дополнительно содержит раствор ДАФ с УОБ и неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:
Раствор ДАФ с УОБ
10,0-15,0
Ксантан
0,03-0,5
НПАВ
0,1-0,5
Сапропель
0,5-2,5
Вода
остальное,
3
при этом указанные первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки указанных оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение, при приемистости нагнетательной скважины от 251 м/сут и выше сначала осуществляют закачку смеси ВПП – ксантана или дисперсного компонента и воды, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Ксантан или дисперсный компонент
0,5-2,5
Вода
остальное,
закачку указанной смеси ведут до увеличения давления закачки на 10-50 % от начального давления закачки, затем в пласт закачивают раствор ДАФ с УОБ и смесь ВПП –  ксантана и бродильных бактерий, при этом закачку производят оторочками, в первой оторочке закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:
Раствор ДАФ с УОБ
10,0-15,0
Ксантан
0,03-0,5
Вода
остальное,
во второй оторочке закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды и раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:
Раствор ДАФ с УОБ
10,0-15,0
Ксантан
0,03-0,5
НПАВ
0,1-0,5
Сапропель
0,5-2,5
Вода
остальное,
при этом указанные первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки указанных оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение.
Также новым является то, что в качестве дисперсного компонента используют порошковую целлюлозу или техническую микрокристаллическую целлюлозу.
Для осуществления способа используют:
- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75, представляющий собой неорганическое соединение ‒ кислую аммонийную соль ортофосфорной кислоты;
Kocuria
Rhodococcus
Gordonia
Dietzia
Pseudomonas
- углеводородокисляющие бактерии – УОБ, в качестве которых используют галофильные и галотолерантные штаммы микроорганизмов – ,, ,и, с высокой солеустойчивостью (способны выдерживать воздействие свыше 150 г/л растворенных солей);
Xanthomonas campestris
- ксантан отечественного или импортного производства, представляющий собой экзополисахарид, полученный путём ферментации с использованием бактерии ;
- сапропель, который представляет собой отложения пресноводных водоёмов, состоящих из органического вещества и минеральных примесей, формирующихся в результате биохимических, микробиологических и физико-механических процессов из остатков растительных и животных организмов, населяющих водоём;
- неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ, в качестве которого используют оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, выпускаемый по ТУ 2483-077-05766801-98. Введение в состав смеси НПАВ способствует проникновению смеси второй оторочки в глубь пласта за счет повышения смачиваемости, снижению межфазного натяжения в системе «вода-нефть-порода», обусловленному адсорбцией НПАВ на поверхностях раздела фаз;
- для приготовления закачиваемых раствора ДАФ с УОБ и смеси ВПП используют воду пресную или техническую с минерализацией 0,15-200 г/л.
- в качестве дисперсного компонента используют техническую микрокристаллическую целлюлозу (МКЦ), представляющую собой продукт химической деструкции целлюлозы, отличающийся высокой степенью чистоты и высоким содержанием упорядоченной части целлюлозы с кристаллографической ориентацией макромолекул (выпускаемую по ТУ 10.89.19-006-01141317-2019) или порошковую целлюлозу (ПЦ), представляющую продукт дробления из различных видов целлюлозы – порошок или мелкие волокна белого, серого или кремового цвета, например, марки С-0,5 и С-1,6 (выпускаемую по ТУ 5410-029-32957739-2007);
Сущность способа заключается в следующем.
В процессе последовательной закачки в пласт указанных оторочек раствора и смеси, содержащих ВПП, происходит снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счёт их блокирования вязким раствором и, как следствие, увеличение охвата пласта воздействием. Кроме того, поскольку на первом этапе углеводородокисляющие бактерии используют остаточную нефть призабойной зоны пласта в качестве основного источника питания, ВПП является дополнительным источником углеводного питания УОБ. После закачки смеси второй оторочки, содержащей бродильные бактерии и НПАВ, по мере истощения запаса кислорода, углеводородокисляющая способность микрофлоры снижается и начинают активизироваться микроорганизмы бродильного типа, которым для окисления субстратов питания кислород не требуется.
Во время технологической выдержки закаченных в пласт растворов и смеси происходит постепенное микробиологическое расщепление полисахаридов бактериями, что приводит к образованию комплекса нефтевытесняющих агентов (биоПАВ, летучих жирных кислот), улучшающих смачиваемость породы, снижающих межфазное натяжение в системе «вода-нефть-порода» и повышающих проницаемость пропластка, и нефтевытесняющих агентов, включающих растворители и спирты, способствующих улучшению извлечения остаточной нефти, характеризующейся повышенной вязкостью. В итоге формируется последовательно протекающий микробиологический процесс, что приводит к повышенной биопродукции нефтевытесняющих агентов, обеспечивающих более высокую технологическую эффективность, что приводит к увеличению нефтеотдачи.
Раствор ВПП – ксантана или дисперсного компонента выполняет функцию отклонителя оторочки и служит дополнительным источником питания микроорганизмов.
Способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом.
3
Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют приемистость (начальную приемистость до закачки раствора и оторочек) нагнетательной скважины при давлении закачки от водовода, минерализацию закачиваемой воды, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводнённости добываемой продукции), начальной приёмистости нагнетательной скважины определяют объёмы закачки оторочек, состоящих из раствора ДАФ с УОБ и ВПП и смеси бродильных бактерий, НПАВ, ВПП и раствора ДАФ с УОБ, а при приемистости скважины от 251 м/сут и выше дополнительно определяют объёмы закачки раствора водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента.
Объёмы закачиваемых композиций определяют в зависимости от приёмистости нагнетательной скважины (табл. 1).
Таблица 1 – Объем закачки оторочек и раствора водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента
Приемистость нагнетательной скважины, м<sup>3</sup>/сут
Объем закачки раствора водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента, м<sup>3</sup>
Объем закачки первой оторочки – раствор ДАФ с УОБ и ксантана, м<sup>3</sup>
Объем закачки второй оторочки – смесь сапропеля, НПАВ, ВПП и раствор ДАФ с УОБ, м<sup>3</sup>
100-250
–
100-250
100-250
251 и выше
30-100
150-300
150-300
3
3
При приёмистости нагнетательной скважины от 100 м/сут до 250 м/сут закачку указанных оторочек в обводнённый нефтяной пласт производят стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д. в следующей последовательности.
Первую оторочку, состоящую из раствора ДАФ с УОБ и ВПП (ксантана), готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
Раствор ДАФ с УОБ готовят в цехе по подготовке химических продуктов следующим образом. В ёмкость с перемешивающим устройством вносят расчетное количество пресной воды, УОБ с концентрацией 0,005-0,5 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,01-0,2 мас. %, перемешивают в течение 30 мин для образования однородного раствора. Готовый раствор доставляют на скважину автоцистернами.
В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же емкость из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Из промежуточной емкости полученную первую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем закачивают вторую оторочку.
Вторую оторочку – смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды, и раствора ДАФ с УОБ с НПАВ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину в следующей последовательности.
В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же ёмкость из емкости дозатора для жидких реагентов дозируют НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 с концентрацией 0,1-0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Затем в эту же смесительную ёмкость последовательно из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния, после чего из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют сапропель в сухом виде с концентрацией 0,5-2,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Из промежуточной емкости полученную вторую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.
После закачки запланированных объемов указанных оторочек раствора и смеси скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 5-10 сут.
После технологической выдержки производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.
3
При приёмистости нагнетательной скважины от 251 м/сут и выше сначала закачивают смесь водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента и воды.
Раствор водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента готовят в промежуточной ёмкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающей по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой шнековым дозатором ксантана или дисперсного компонента в сухом виде с концентрацией 0,5-2,5 мас. % и в течение 30 мин осуществляют перемешивание.
Приготовленный раствор водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 10-50 % от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты.
Затем закачивают раствор ДАФ с УОБ и смесь ВПП – ксантана и бродильных бактерий, при этом закачку производят оторочками. Первую оторочку, состоящую из раствора ДАФ с УОБ, ксантана и воды, непосредственно готовят перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
Раствор ДАФ с УОБ готовят в цехе по подготовке химических продуктов следующим образом. В емкость с перемешивающим устройством вносят расчетное количество пресной воды, УОБ с концентрацией 0,005-0,5 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,01-0,2 мас. %, перемешивают течение 30 мин для образования однородного раствора. Готовый раствор доставляют на скважину автоцистернами.
В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же емкость из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Из промежуточной емкости полученную первую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем закачивают вторую оторочку.
Вторую оторочку – смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды и раствора ДАФ с УОБ и НПАВ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину в следующей последовательности.
В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же ёмкость из емкости дозатора для жидких реагентов дозируют НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 с концентрацией 0,1-0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Затем в эту же смесительную ёмкость последовательно из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния, после чего из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют сапропель в сухом виде с концентрацией 0,5-2,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Из промежуточной емкости полученную вторую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.
После закачки запланированных объемов указанных оторочек раствора и смеси скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 5-10 сут.
После технологической выдержки производят заключительные работы на скважине и далее возобновляют заводнение.
выт
выт
выт
выт
выт
3
3
3
Нефтевытесняющую способность закачиваемых раствора и оторочек оценивали в лабораторных условиях по величине прироста коэффициента вытеснения (прирост К) при проведении фильтрационных экспериментов. Для проведения фильтрационных экспериментов использовали установку для исследования кернов, позволяющую осуществлять фильтрацию жидкостей через физическую модель пласта при температуре и давлении, моделирующих пластовые условия. В модели создавали начальную нефтенасыщенность, затем прокачивали воду для моделирования первичного вытеснения водой, определяли К после первичной прокачки воды, затем при моделировании приемистости от 100 м/сут до 250 м/сут прокачивали первую и вторую оторочки, далее проводили довытеснение водой и определяли общий К. При моделировании приемистости от 251 м/сут и выше дополнительно закачивали раствор ксантана или дисперсного компонента, затем последовательно закачивали первую и вторую оторочки, далее проводили довытеснение водой и определяли общий К. По разнице полученных коэффициентов рассчитывали прирост К.
Результаты исследований представлены в табл. 2.
Таблица 2 – Результаты исследований нефтевытесняющих свойств, закачиваемых раствора и оторочек
№ п/п
Минерализация воды, г/л
Проницаемость физической модели пористой среды (керна), мкм<sup>2</sup>
Начальная нефтенасыщенность, %
Раствор ксантана или дисперсного компонента, мас. %
Первая оторочка, мас. %
Вторая оторочка, мас. %
ОФС
К<sub>выт</sub> после первичной прокачки воды
Общий К<sub>выт</sub>
Прирост К<sub>выт</sub>
Ксантан
Дисперсный компонент
Вода
Раствор ДАФ с УОБ
Ксантан
Вода
Раствор ДАФ с УОБ
Ксантан
НПАВ
Сапропель
Вода
1
0,15
0,208
88,5
–
–
–
10
0,03
89,97
10
0,03
0,1
0,5
89,37
39
42,3
53,9
13,4
2
120
0,243
90,7
–
–
–
12
0,03
87,97
12
0,03
0,1
0,5
87,37
44
46,7
59,6
12,9
3
200
0,283
90,5
–
–
–
15
0,03
84,97
15
0,03
0,1
0,5
84,37
42
39,4
52,8
11,6
4
120
0,23
86,3
–
–
–
10
0,3
89,7
10
0,03
0,1
0,5
89,37
51
32,7
47,6
12,9
5
200
0,273
91,5
–
–
–
5
0,5
94,5
5
0,03
0,1
0,5
94,37
28,7
38,7
48,2
7,6
6
200
0,254
91,5
–
–
–
12
0,3
87,7
12
0,03
0,1
0,5
87,37
54,5
46,5
61,2
11,4
7
120
0,21
94,1
–
–
–
15
0,3
84,7
15
0,03
0,1
0,5
84,37
57
39,8
54,1
12,3
8
0,15
0,352
89,8
–
–
–
10
0,5
89,5
10
0,03
0,1
0,5
89,37
59,8
46,4
61,2
14,9
9
0,15
0,33
92,8
–
–
–
12
0,5
87,5
12
0,5
0,1
0,5
86,9
58,8
41,5
56,9
15,4
10
120
0,396
90,3
–
–
–
15
0,5
84,5
15
0,03
0,1
0,5
84,37
60,7
36,8
51,7
13,1
11
0,15
0,266
84,3
–
–
–
5
0,01
89,99
10
0,01
0,1
0,5
63,4
6
40,1
48,2
9,4
12
120
0,298
90,7
–
–
–
10
0,03
89,97
10
0,3
0,1
0,5
89,1
58,6
42,3
57,6
14,0
13
0,15
0,276
90,5
–
–
–
12
0,03
87,97
12
0,3
0,1
0,5
87,1
61,5
42,3
56,9
15,8
14
200
0,273
87,5
–
–
–
15
0,03
84,97
15
0,3
0,1
0,5
84,1
64,7
42,3
57,4
12,9
15
120
0,28
93,7
–
–
–
10
0,3
89,7
10
0,3
0,3
2,5
86,9
60,5
32,7
47,6
14,6
16
0,15
0,229
89,2
–
–
–
12
0,3
87,7
12
0,3
0,3
1,5
85,9
58,5
48,5
63,1
16,0
17
120
0,244
91,4
–
–
–
10
0,5
89,5
10
0,5
0,5
0,5
88,5
63,7
50,1
64,5
14,4
18
0,15
0,383
95,6
–
–
–
15
0,5
84,5
15
0,5
0,5
2,5
81,5
56,7
46,4
63,1
16,9
19
200
0,377
92
–
–
–
10
0,3
89,7
10
0,3
0,3
1,5
87,9
80,3
37,5
51,4
14,1
20
0,15
0,307
95,3
–
–
–
12
0,3
87,7
12
0,3
0,3
1,0
86,4
54,8
40,5
54,7
15,2
21
0,15
0,334
90,8
–
–
–
20
0,6
79,4
20
0,5
0,5
2,5
89,39
134,2
42,4
59,8
17,4
22
120
0,351
91,2
–
–
–
15
0,5
84,5
15
0,5
0,5
1,5
82,5
66,1
41
54,1
14,4
23
0,15
0,453
84,6
0,5
–
99,95
10
0,03
89,97
10
0,03
0,1
0,5
89,37
88,6
41,5
54,2
13,7
24
120
0,457
91
–
2,5 (ПЦ)
99,8
12
0,3
87,7
12
0,3
0,3
2,5
84,9
120
36,8
53,9
17,1
25
200
0,459
88,8
1,5
–
99,8
15
0,3
84,7
15
0,3
0,5
1,5
82,7
74,3
39,8
55
15,2
26
120
0,461
89,7
2,5
–
99,5
12
0,5
87,5
12
0,5
0,5
1,5
85,5
127,1
42,2
58,2
16,0
27
0,15
0,56
86,9
–
2,5 (МКЦ)
99,95
15
0,03
84,97
15
0,03
0,1
0,5
84,37
107,3
37,9
54,6
15,7
28
0,15
0,546
90,8
–
0,5 (ПЦ)
99,8
10
0,3
89,7
10
0,3
0,3
1,0
88,4
103,7
45,5
58,3
14,8
29
200
0,543
94,7
–
2,5 (ПЦ)
99,5
12
0,3
87,7
12
0,3
0,3
1,0
86,4
125
38,6
54,8
14,2
30
200
0,575
89,3
–
1,5 (МКЦ)
99,7
15
0,5
84,5
15
0,5
0,5
1,5
82,5
110
41
56,7
15,4
31
0,15
0,7
94,6
1,5 (ПЦ)
99,95
12
0,03
87,97
12
0,03
0,1
0,5
87,37
118,4
48,8
61,9
13,1
32
120
0,669
92,7
0,5
–
99,7
10
0,3
89,7
10
0,3
0,3
1,0
88,4
70,3
48,3
60,6
12,3
33
0,15
0,668
94,3
–
0,5 (МКЦ)
99,8
12
0,3
87,7
12
0,3
0,5
1,5
85,7
102,1
45,9
58
16,1
34
200
0,615
87,5
–
1,5 (МКЦ)
99,5
15
0,5
84,5
15
0,5
0,5
1,5
82,5
125,7
47,2
63,1
15,4
Продолжение таблицы 2
Прототип
№ п/п
Минерализация воды, г/л
Проницаемость физической модели пористой среды (керна), мкм<sup>2</sup>
Начальная нефтенасыщенность, %
Смесь ВПП и бродильных бактерий, мас. %
УОБ в растворе ДАФ, мас. %
ОФС
К<sub>выт</sub> после первичной прокачки воды
Общий К<sub>выт</sub>
Прирост К<sub>выт</sub>
Сапропель
Ксантан
Вода
ДАФ
УОБ
Вода
1
0,15
0,204
87,3
0,005
0,05
99,89
0,05
0,01
99,94
10,9
38,7
46,3
7,6
2
120
0,412
92,5
1,0
0,05
99
0,05
0,01
99,94
22,1
40,2
49,1
8,9
3
200
0,298
90,1
2,0
0,05
97,95
0,1
0,15
99,75
24,8
32,8
43,8
11
4
120
0,318
87,3
0,005
1,0
98,995
0,05
0,15
99,8
15,3
40,8
50,2
9,4
5
200
0,461
95,0
1,0
2,0
97,0
0,1
0,3
99,6
28,7
39,1
51,6
12,5
6
0,15
0,573
92,4
2,0
1,0
97,0
0,2
0,01
99,79
30,4
42,5
54,8
12,3
7
0,15
0,476
84,3
0,005
2,0
97,995
0,05
0,15
99,8
24,6
44,7
57,7
12,8
8
200
0,501
92,3
1,0
0,05
98,95
0,1
0,15
99,75
21,4
35,2
46,9
11,7
9
120
0,623
90,0
2,0
0,05
97,95
0,2
0,3
99,5
26,8
35,8
47,9
12,1
10
0,15
0,305
87,6
1,0
0,05
98,95
0,2
0,3
99,5
19,7
40,7
50,8
10,1
11
120
0,376
95,6
1,0
1,0
98
0,1
0,15
99,7
27,5
42,6
55,2
12,6
12
200
0,726
94
2,0
2,0
96
0,2
0,3
99,5
34,7
41,5
55,3
13
Примечание – Исследования прототипа проведены заявителем самостоятельно
выт
Результаты проведенных исследований по предлагаемому способу разработки неоднородного нефтяного пласта (табл. 2) свидетельствуют о повышении остаточного фактора сопротивления (ОФС) в среднем в 3,3 раза по сравнению с прототипом и увеличении прироста коэффициента вытеснения нефти (прирост К) в среднем в 1,4 раза, что подтверждает достижение более высокой технологической эффективности способа.
выт
Из табл. 2 видно, что ОФС и прирост коэффициента вытеснения нефти (прирост К) при использовании способа с низкими концентрациями раствора ДАФ с УОБ (менее10 мас. %) и ксантана (менее 0,03 мас. %) незначительно отличаются от прототипа(опыты 5, 11, табл. 2).
Увеличение содержания раствора ДАФ с УОБ более 15 мас. % и ксантана более0,5 мас. % нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения, так как увеличивается стоимость реагентов и соответственно композиции. Результаты исследований способа с высокими концентрациями реагентов показывают, что увеличение концентрации реагентов позволяет незначительно увеличить ОФС и прирост коэффициента вытеснения нефти (опыт 21, табл. 2).
Предлагаемый способ позволяет эффективно снижать проницаемость высокопроницаемых зон пласта путём создания оторочек с высоким фильтрационным сопротивлением, что приводит к вовлечению в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков за счёт повышения биопродукции нефтевытесняющих агентов микроорганизмами, устойчивыми к высокой минерализации, в целом обеспечивая более высокую технологическую эффективность микробиологического воздействия. Предложение также позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.
Пример конкретного выполнения.
2
Пример 1. В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,33 мкм, нефтенасыщенностью 81,3 %, пористостью 18 %. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину 9,5 т, средняя обводненность добываемой жидкости 87,6 %, минерализация воды от водовода – 120 г/л (пример 1, табл. 3, 4).
3
Приёмистость нагнетательной скважины 100 м/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,5 МПа.
3
Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить первую оторочку в объёме 100 м.
Первую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
3
3
В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 9,989 м, УОБ в количестве 0,001 т и ДАФ в количестве 0,01 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м доставляют на скважину.
Первую оторочку готовят в промежуточной емкости путем подачи воды (89,97 мас. %), поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 120 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой раствора ДАФ с УОБ с концентрацией 10 мас. % дозировочным насосом и ксантана с концентрацией 0,03 мас. % шнековым дозатором и перемешивают до однородного состояния.
3
Приготовленную первую оторочку в объеме 100 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.
3
Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку в объеме 100 м.
Вторую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
3
3
В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 9,989 м, УОБ в количестве 0,001 т и ДАФ в количестве 0,01 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м доставляют на скважину.
Приготовление второй оторочки осуществляют в промежуточной ёмкости путём подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 120 г/л, на вход струйного насоса. В это же емкость с водой (89,37 мас. %) одновременно дозируют раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10 мас. % и НПАВ оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 с концентрацией 0,1 мас. % дозировочными насосами и перемешивают в течение 10 мин. Далее в эту же емкость шнековым дозатором дозируют ксантан с концентрацией 0,03 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Далее шнековым дозатором дозируют сапропель с концентрацией 0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.
3
Приготовленную вторую оторочку в объеме 100 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.
Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.
3
После окончания закачки запланированного объема второй оторочки (100 м) скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 5 сут и возобновляют заводнение. Определяют конечное давление закачки и удельную приёмистость скважины.
Из табл. 5 видно, что после закачки раствора ДАФ с УОБ, ксантана и воды (первая оторочка) и смеси ВПП – ксантана, сапропеля, НПАВ, раствора ДАФ с УОБ (вторая оторочка) через нагнетательную скважину в пласт происходит увеличение давления закачки на 42 % и снижение удельной приёмистости скважины на 47 % (пример 1, табл. 5). Средняя дополнительная добыча нефти составляет 1750 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффекте, прирост дебита по нефти составляет 2,5 т/сут при снижении средней обводнённости добываемой продукции на 2,7 %.
3
3
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта при приемистости нагнетательной скважины от 100 м/сут до 250 м/сут выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 3, 4 и 5.
Из табл. 5 видно, что после закачки оторочек дебит нефти по участку в среднем составил 3,7 т/сут, дополнительная добыча нефти в среднем составила более 2581 т, обводненность снизилась в среднем на 3,4 %.
2
Пример 2. В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,57 мкм, нефтенасыщенностью 87,4 %, пористостью 19 %. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину 8,3 т, средняя обводненность добываемой жидкости 96,4 %, минерализация воды от водовода – 0,15 г/л (пример 1, табл. 6, 7).
3
Приёмистость нагнетательной скважины 251 м/сут при давлении на водоводе 10,5 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 14,0 МПа.
Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить раствор водорастворимого природного полимера – ксантана.
Раствор ксантана готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
Раствор ксантана готовят в промежуточной емкости путем подачи воды (99,5 мас. %), поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ксантана с концентрацией 0,03 мас. % шнековым дозатором и перемешивают до однородного состояния.
3
Приготовленный раствор в объеме 30 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 10 % от начального давления закачки.
3
Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину первую оторочку в объеме 150 м.
Первую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
3
3
В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 14,95 м, УОБ в количестве 0,02 т и ДАФ в количестве 0,03 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м доставляют на скважину.
Первую оторочку готовят в промежуточной емкости путем подачи воды (89,97 мас. %), поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой раствора ДАФ с УОБ с концентрацией 10 мас. % дозировочным насосом и ксантана с концентрацией 0,03 мас. % шнековым дозатором и перемешивают до однородного состояния.
3
Приготовленную первую оторочку в объеме 150 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.
3
Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку в объеме 150 м.
Вторую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
3
3
В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 14,95 м, УОБ в количестве 0,02 т и ДАФ в количестве 0,03 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м доставляют на скважину.
Приготовление второй оторочки осуществляют в промежуточной ёмкости путём подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса. В это же емкость с водой (89,37 мас. %) одновременно дозируют раствор ДАФ УОБ с концентрацией 10 мас. % и НПАВ с концентрацией 0,1 мас. % дозировочными насосами насосами и перемешивают в течение 10 мин. Далее в эту же емкость шнековым дозатором дозируют ксантан с концентрацией 0,03 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Далее шнековым дозатором дозируют сапропель с концентрацией 0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.
3
Приготовленную вторую оторочку в объеме 150 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.
Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.
3
После окончания закачки запланированного объема второй оторочки (150 м) скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 6 сут и возобновляют заводнение. Определяют конечное давление закачки и удельную приёмистость скважины.
Из табл. 8 видно, что после закачки раствора ДАФ с УОБ и ксантана (первая оторочка) и смеси сапропеля, НПАВ. ВПП и раствора ДАФ с УОБ (вторая оторочка) через нагнетательную скважину в пласт происходит увеличение давления закачки на 11 % и снижение удельной приёмистости скважины на 25 % (пример 1, табл. 8). Средняя дополнительная добыча нефти составляет 2450 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффект, прирост дебита по нефти составляет 3,5 т/сут при снижении средней обводнённости добываемой продукции на 2,1 %.
3
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта при приемистости нагнетательной скважины от 251 м/сут и выше выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 6, 7 и 8.
Из табл. 8 видно, что после закачки оторочек дебит нефти по участку в среднем составил 3,2 т/сут, дополнительная добыча нефти в среднем составила более 2265 т, обводненность снизилась в среднем на 3,4 %.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу добывающих скважин изменением и выравниванием фильтрационных потоков в неоднородных пластах за счет повышения эффективности микробиологического воздействия, снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта, вовлечения в разработку нефтенасыщенных, ранее неохваченных низкопроницаемых пропластков и увеличения охвата пласта воздействием, а также позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.
Таблица 3 Результаты исследований
Номер участка нагнетат. скважины
Приёмистость нагнет. скважины при давлении на водоводе до закачки, м<sup>3</sup>/сут / МПа
Первая оторочка, мас. %
Вторая оторочка, мас. %
Раствор ДАФ с УОБ
Ксантан
Вода / минерализация, г/л
Раствор ДАФ с УОБ
Ксантан
НПАВ
Сапропель
Вода / минера-лизация, г/л
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
100 / 6,0
10
0,03
89,97 / 120
10
0,03
0,1
0,5
89,37 / 120
2
175 / 9,0
12
0,03
87,97 / 200
12
0,03
0,1
0,5
87,37 / 200
3
250 / 7,5
15
0,03
84,97 / 120
15
0,03
0,1
0,5
84,37 / 120
4
250 / 11,5
10
0,3
89,7 / 0,15
10
0,03
0,1
0,5
89,37 / 0,15
5
100 / 10,5
12
0,3
87,7 / 200
12
0,03
0,1
0,5
87,37 / 200
6
175 / 6,0
15
0,3
84,7 / 120
15
0,03
0,1
0,5
84,37 / 120
7
175 / 7,5
10
0,5
89,5 / 120
10
0,03
0,1
0,5
89,37 / 120
8
250 / 9,0
12
0,5
87,5 / 200
12
0,03
0,1
0,5
87,37 / 200
9
100 / 11,5
15
0,5
84,5 / 0,15
15
0,03
0,1
0,5
84,37 / 0,15
10
250 / 6,0
10
0,03
89,97 / 200
10
0,3
0,1
0,5
89,1 / 200
11
100 / 10,5
12
0,03
87,97 / 0,15
12
0,3
0,1
0,5
87,1 / 0,15
12
175 / 10,5
15
0,03
84,97 / 120
15
0,3
0,1
0,5
84,1 / 120
13
175 / 11,5
10
0,03
89,97 / 200
10
0,5
0,1
0,5
88,9 / 200
14
250 / 11,5
12
0,03
87,97 / 120
12
0,5
0,1
0,5
86,9 / 120
15
100 / 5,5
15
0,03
84,97 / 200
15
0,5
0,1
0,5
83,9 / 200
16
100 / 9,5
10
0,3
89,7 / 0,15
10
0,3
0,1
0,5
89,1 / 0,15
17
175 / 8,5
12
0,3
87,7 / 0,15
12
0,3
0,1
0,5
87,1 / 0,15
18
250 / 10,5
15
0,3
84,7 / 120
15
0,3
0,1
0,5
84,1 / 120
19
250 / 7,5
10
0,5
89,5 / 200
10
0,3
0,1
0,5
89,1 / 200
20
100 / 6,5
12
0,5
87,5 / 120
12
0,3
0,1
0,5
87,1 / 120
21
175 / 9,5
15
0,5
84,5 / 0,15
15
0,3
0,1
0,5
84,1 / 0,15
22
250 / 10,5
10
0,03
89,97 / 200
10
0,03
0,3
0,5
89,17 / 200
23
175 / 9,5
12
0,03
87,97 / 0,15
12
0,03
0,3
0,5
87,17 / 0,15
24
100 / 8,5
15
0,03
84,97 / 0,15
15
0,03
0,3
0,5
84,17 / 0,15
25
175 / 9,5
10
0,3
89,7 / 120
10
0,03
0,3
0,5
89,17 / 120
26
250 / 10,5
12
0,3
87,7 / 200
12
0,03
0,3
0,5
87,17 / 200
27
100 / 12,8
15
0,3
84,7 / 200
15
0,03
0,3
0,5
84,17 / 200
28
100 / 10,5
10
0,5
89,5 / 120
10
0,03
0,3
0,5
89,17 / 120
Продолжение таблицы 3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
29
175 / 12,5
12
0,5
87,5 / 0,15
12
0,03
0,3
0,5
87,17 / 0,15
30
250 / 10,5
15
0,5
84,5 / 0,15
15
0,03
0,3
0,5
84,17 / 0,15
31
100 / 6,5
10
0,3
89,7 / 200
10
0,5
0,3
0,5
88,7 / 200
32
250 / 7,5
12
0,3
87,7 / 120
12
0,5
0,3
0,5
86,7 / 120
33
175 / 11,5
15
0,3
84,7 / 120
15
0,5
0,3
0,5
83,7 / 120
34
175 / 11,5
10
0,5
89,5 / 200
10
0,3
0,3
0,5
88,9 / 200
35
250 / 6,0
12
0,5
87,5 / 120
12
0,3
0,3
0,5
86,9 / 120
36
100 / 8,5
15
0,5
84,5 / 120
15
0,3
0,3
0,5
83,9 / 120
37
100 / 10,5
10
0,03
89,97 / 0,15
10
0,03
0,5
0,5
88,97 / 0,15
38
175 / 9,0
12
0,03
87,97 / 200
12
0,03
0,5
0,5
86,97 / 200
39
250 / 8,5
15
0,03
84,97 / 200
15
0,03
0,5
0,5
83,97 / 200
40
175 / 8,0
10
0,3
89,7 / 120
10
0,03
0,5
0,5
88,97 / 120
41
100 / 12,0
12
0,3
87,7 / 200
12
0,03
0,5
0,5
86,97 / 200
42
250 / 9,5
15
0,3
84,7 / 200
15
0,03
0,5
0,5
83,97 / 200
43
250 / 8,0
10
0,5
89,5 / 0,15
10
0,03
0,5
0,5
88,97 / 0,15
44
100 / 7,0
12
0,5
87,5 / 0,15
12
0,03
0,5
0,5
86,97 / 0,15
45
175 / 7,5
15
0,5
84,5 / 120
15
0,03
0,5
0,5
83,97 / 120
46
250 / 9,0
10
0,3
89,7 / 0,15
10
0,5
0,5
0,5
88,5 / 0,15
47
175 / 10,5
12
0,3
87,7 / 0,15
12
0,5
0,5
0,5
86,5 / 0,15
48
100 / 11,5
15
0,3
84,7 / 200
15
0,5
0,5
0,5
83,5 / 200
49
100 / 7,5
10
0,5
89,5 / 200
10
0,3
0,5
0,5
88,7 / 200
50
175 / 12,5
12
0,5
87,5 / 0,15
12
0,3
0,5
0,5
86,7 / 0,15
51
250 / 10,5
15
0,5
84,5 / 120
15
0,3
0,5
0,5
83,7 / 120
52
175 / 8,5
10
0,3
89,7 / 0,15
10
0,5
0,3
1,5
87,7 / 0,15
53
250 / 7,5
12
0,3
87,7 / 200
12
0,5
0,3
1,5
85,7 / 200
54
100 / 11,5
15
0,3
84,7 / 120
15
0,5
0,3
1,5
82,7 / 120
55
175 / 10,5
10
0,5
89,5 / 200
10
0,03
0,3
1,5
88,17 / 200
56
250 / 7,5
12
0,5
87,5 / 0,15
12
0,03
0,3
1,5
86,17 / 0,15
57
100 / 11,5
15
0,5
84,5 / 0,15
15
0,03
0,3
1,5
83,17 / 0,15
58
100 / 5,5
10
0,3
89,7 / 120
10
0,5
0,5
1,5
87,5 / 120
59
175 / 8,5
12
0,3
87,7 / 120
12
0,5
0,5
1,5
85,5 / 120
Продолжение таблицы 3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
60
250 / 9,0
15
0,3
250 / 9,0
15
0,5
0,5
1,5
82,5 / ,015
61
250 / 10,5
10
0,5
250 / 11,5
10
0,3
0,5
1,5
87,7 / 200
62
175 / 10,5
12
0,5
175 / 10,5
12
0,3
0,5
1,5
85,7 / 200
63
100 / 6,5
15
0,5
100 / 6,5
15
0,3
0,5
1,5
82,7 / 200
64
250 / 11,5
10
0,3
250 / 11,5
10
0,03
0,1
2,5
87,37 / 120
65
175 / 9,0
12
0,3
175 / 9,0
12
0,03
0,1
2,5
85,37 / 0,15
66
100 / 8,5
15
0,3
100 / 8,5
15
0,03
0,1
2,5
82,37 / 200
67
100 / 6,0
10
0,5
100 / 6,0
10
0,3
0,3
2,5
84,9 / 120
68
175 / 10,5
12
0,5
87,5 / 120
12
0,3
0,3
2,5
81,9 / 200
69
250 / 8,5
15
0,5
84,5 / 200
15
0,3
0,3
2,5
86,5 / 0,15
70
250 / 11,5
10
0,03
89,97 / 0,15
10
0,5
0,5
2,5
84,5 / 120
71
100 /  9,5
12
0,03
87,97 / 120
12
0,5
0,5
2,5
81,5 / 200
72
175 / 7,5
15
0,03
84,97 / 200
15
0,5
0,5
2,5
84,9 / 120
Таблица 4 Результаты исследований
Номер участка нагнет. скважины
Приёмистость нагнет. скважины при давлении на водоводе, м<sup>3</sup>/сут / МПа
Максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, МПа
Пористость, доли ед.
Объём первой оторочки, м<sup>3</sup>
Объём второй оторочки, м<sup>3</sup>
Объёмное соотношение первой оторочки к второй оторочке
Остановка скважины на технологическую выдержку, сут
До закачки
После закачки
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
100 / 6,0
75 / 8,5
10,5
0,18
100
100
1:1
5
2
175 / 9,0
130 / 10,5
13,5
0,21
175
175
1:1
8
3
250 / 7,5
210 / 9,5
11,6
0,20
250
250
1:1
10
4
250 / 11,5
210 / 13,5
16,0
0,23
150
150
1:1
7
5
100 / 10,5
70 / 12,1
14,5
0,17
200
200
1:1
9
6
175 / 6,0
140 / 7,5
11,8
0,24
200
200
1:1
8
7
175 / 7,5
130 / 9,5
14,3
0,21
100
100
1:1
5
8
250 / 9,0
210 / 11,2
15,0
0,20
175
175
1:1
6
9
100 / 11,5
70 / 13,0
16,0
0,22
250
250
1:1
7
10
250 / 6,0
210 / 7,9
10,5
0,18
100
100
1:1
10
11
100 / 10,5
70 / 11,5
13,5
0,23
150
150
1:1
8
12
175 / 10,5
140 / 13,0
15,5
0,24
250
250
1:1
6
13
175 / 11,5
140 / 13,5
16,0
0,23
150
150
1:1
7
14
250 / 11,5
215 / 13,0
16,0
0,22
200
200
1:1
5
15
100 / 5,5
75 / 7,5
9,0
0,22
175
175
1:1
9
16
100 / 9,5
70 / 11,0
13,5
0,23
100
100
1:1
10
17
175 / 8,5
140 / 10,5
13,5
0,19
150
150
1:1
9
18
250 / 10,5
210 / 12,0
14,0
0,20
150
150
1:1
7
19
250 / 7,5
200 / 9,4
11,0
0,21
175
175
1:1
10
20
100 / 6,5
75 / 8,5
10,0
0,22
175
175
1:1
8
21
175 / 9,5
140 / 11,5
13,5
0,22
250
250
1:1
10
22
250 / 10,5
210 / 12,0
14,5
0,18
200
200
1:1
5
23
175 / 9,5
140 / 10,5
13,0
0,25
200
200
1:1
7
24
100 / 8,5
70 / 10,0
13,2
0,23
150
150
1:1
10
25
175 / 9,5
140 / 11,5
14,0
0,19
150
150
1:1
6
26
250 / 10,5
210 / 12,1
14,5
0,21
175
175
1:1
7
27
100 / 12,8
70 / 14,0
16,5
0,25
100
100
1:1
8
Продолжение таблицы 4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
28
100 / 10,5
75 / 13,0
16,0
0,20
175
175
1:1
9
29
175 / 12,5
140 / 14,0
16,5
0,22
175
175
1:1
6
30
250 / 10,5
210 / 12,6
15,0
0,19
175
175
1:1
5
31
100 / 6,5
70 / 9,0
11,0
0,17
200
200
1:1
5
32
250 / 7,5
210 / 10,5
14,0
0,25
100
100
1:1
6
33
175 / 11,5
140 / 13,2
15,5
0,22
150
150
1:1
10
34
175 / 11,5
140 / 13,5
16,0
0,23
175
175
1:1
8
35
250 / 6,0
210 / 8,3
10,5
0,24
150
150
1:1
5
36
100 / 8,5
70 / 11,5
13,5
0,18
175
175
1:1
10
37
100 / 10,5
70 / 12,2
14,3
0,19
250
250
1:1
10
38
175 / 9,0
140 / 11,0
13,5
0,20
100
100
1:1
5
39
250 / 8,5
210 / 10,5
13,5
0,25
250
250
1:1
8
40
175 / 8,0
140 / 10,5
14,0
0,24
175
175
1:1
6
41
100 / 12,0
70 / 14,0
16,5
0,19
100
100
1:1
7
42
250 / 9,5
210 / 10,7
12,6
0,21
150
150
1:1
9
43
250 / 8,0
210 / 11,0
15,0
0,22
200
200
1:1
5
44
100 / 7,0
75 / 9,0
13,3
0,23
150
150
1:1
8
45
175 / 7,5
140 / 10,0
12,0
0,18
200
200
1:1
7
46
250 / 9,0
210 / 11,0
13,5
0,03
150
150
1:1
7
47
175 / 10,5
140 / 12,1
14,2
0,22
100
100
1:1
9
48
100 / 11,5
70 / 13,0
15,0
0,21
250
250
1:1
8
49
100 / 7,5
70 / 10,0
14,0
0,19
200
200
1:1
5
50
175 / 12,5
140 / 14,0
16,5
0,20
250
250
1:1
6
51
250 / 10,5
200 / 12,3
14,5
0,21
175
175
1:1
7
52
175 / 8,5
140 / 10,5
13,5
0,19
100
100
1:1
9
53
250 / 7,5
210 / 9,5
11,5
0,23
250
250
1:1
8
54
100 / 11,5
70 / 13,2
15,5
0,23
100
100
1:1
5
55
175 / 10,5
140 / 12,0
14,5
0,22
150
150
1:1
10
56
250 / 7,5
200 / 10,0
14,3
0,21
200
200
1:1
7
57
100 / 11,5
70 / 13,5
16,0
0,19
175
175
1:1
7
58
100 / 5,5
70 / 7,0
9,0
0,17
200
200
1:1
5
Продолжение таблицы 4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
59
175 / 8,5
140 / 11,0
13,0
0,22
100
100
1:1
6
60
250 / 9,0
210 / 11,5
14,0
0,21
250
250
1:1
7
61
250 / 10,5
210 / 12,5
15,0
0,24
200
200
1:1
10
62
175 / 10,5
140 / 12,3
14,5
0,19
100
100
1:1
5
63
100 / 6,5
70 / 9,0
11,0
0,21
200
200
1:1
8
64
250 / 11,5
210 / 13,6
16,0
0,23
150
150
1:1
10
65
175 / 9,0
140 / 11,5
13,5
0,22
175
175
1:1
5
66
100 / 8,5
70 / 10,0
15,0
0,22
100
100
1:1
5
67
100 / 6,0
75 / 8,0
11,0
0,20
150
150
1:1
9
68
175 / 10,5
140 / 12,8
15,0
0,19
200
200
1:1
7
69
250 / 8,5
200 / 11,0
14,0
0,24
250
250
1:1
6
70
250 / 11,5
210 / 13,6
16,0
0,23
100
100
1:1
9
71
100 /  9,5
70 / 12,5
15,5
0,23
175
175
1:1
8
72
175 / 7,5
140 / 10,0
12,0
0,22
175
175
1:1
10
Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин, указанным в таблице 3.
Таблица 5 Результаты исследований
Номер учаcтка нагнет. скважины
Удельная приёмистость нагнет. скважины, м<sup>3</sup>/сут /МПа
Давление закачки, МПа
Средний дебит нефти по участку, т/сут
Средняя обводнённость по участку, %
до закачки
после закачки
изменение, %
до закачки
после закачки
изменение, %
до закачки
после закачки
прирост
до закачки
после закачки
снижение
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
17
9
47
6,0
8,5
42
9,5
12,0
+2,5
87,6
84,9
2,7
2
19
12
37
9,0
10,5
17
6,4
9,4
+3,0
90,8
88,6
2,2
3
33
22
33
7,5
9,5
27
5,9
9,2
+3,3
95,3
92,4
2,9
4
22
16
27
11,5
13,5
17
12,3
15,8
+3,5
78,6
75,9
2,7
5
10
6
40
10,5
12,1
15
13,4
16,2
+2,8
96,4
93,2
3,2
6
29
19
34
6,0
7,5
25
15,7
18,4
+2,7
89,1
85,0
4,1
7
23
14
39
7,5
9,5
27
13,2
17,6
+4,4
90,3
87,1
3,2
8
28
19
32
9,0
11,2
24
12,0
15,7
+3,7
88,2
85,7
2,5
9
9
5
44
11,5
13,0
13
15,0
18,3
+3,3
95,2
92,4
2,8
10
42
27
36
6,0
7,9
32
9,0
12,0
+3,0
90,1
86,6
3,5
11
10
6
40
10,5
11,5
10
24,6
27,8
+3,2
94,3
91,8
2,5
12
17
11
35
10,5
13,0
24
12,7
15,8
+3,1
92,3
89,4
2,9
13
15
10
33
11,5
13,5
17
15,4
19,3
+3,9
78,9
75,1
3,8
14
22
17
23
11,5
13,0
13
10,5
13,0
+2,5
89,7
86,0
3,7
15
18
10
44
5,5
7,5
36
23,2
26,1
+2,9
89,3
87,1
2,2
16
11
6
45
9,5
11,0
16
15,4
18,3
+2,9
87,5
84,9
2,6
17
21
13
38
8,5
10,5
24
14,3
18,6
+4,3
89,7
86,7
3,0
18
24
18
25
10,5
12,0
14
12,5
16,5
+4,0
91,5
88,4
3,1
19
33
21
36
7,5
9,4
25
9,5
13,8
+4,3
95,0
92,1
2,9
20
15
9
40
6,5
8,5
31
10,2
14,7
+4,5
94,8
92,0
2,8
21
18
12
33
9,5
11,5
21
7,9
11,9
+4,0
90,8
87,9
2,9
22
24
18
25
10,5
12,0
14
11,7
14,3
+2,6
93,1
90,4
2,7
23
18
13
28
9,5
10,5
11
12,6
14,9
+2,3
92,8
90,1
2,7
24
12
7
42
8,5
10,0
18
19,5
22,4
+2,9
90,1
87,9
2,2
25
18
12
33
9,5
11,5
21
6,8
11,2
+4,4
89,7
87,2
2,5
26
24
17
29
10,5
12,1
15
9,6
12,6
+3,0
90,8
88,1
2,7
27
8
5
38
12,8
14,0
9
8,7
11,9
+3,2
96,1
93,2
2,9
Продолжение таблицы 5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
28
10
6
40
10,5
13,0
24
10,8
13,9
+3,1
92,0
89,5
2,5
29
14
10
29
12,5
14,0
12
9,7
13,4
+3,7
90,4
86,9
3,5
30
24
17
29
10,5
12,6
20
11,3
14,9
+3,6
94,6
90,4
4,2
31
15
8
47
6,5
9,0
38
11,8
16,2
+4,4
96,7
93,3
3,4
32
33
20
39
7,5
10,5
40
15,4
19,4
+4,0
91,5
87,6
3,9
33
15
11
27
11,5
13,2
15
10,2
14,6
+4,4
90,8
87,6
3,2
34
15
10
33
11,5
13,5
17
14,3
18,2
+3,9
93,1
90,1
3,0
35
42
25
40
6,0
8,3
38
19,4
23,5
+4,1
87,2
83,7
3,5
36
12
6
50
8,5
11,5
35
7,5
10,6
+3,1
92,5
88,7
3,8
37
10
6
40
10,5
12,2
16
8,2
11,6
+3,4
89,4
86,1
3,3
38
19
13
32
9,0
11,0
22
5,8
8,4
+2,6
91,7
88,3
3,4
39
29
20
31
8,5
10,5
24
11,7
14,3
+2,6
96,3
92,7
3,6
40
22
13
41
8,0
10,5
31
12,6
16,5
+3,9
92,5
89,7
2,8
41
8
5
38
12,0
14,0
17
12,1
15,9
+3,8
95,6
92,5
3,1
42
26
20
23
9,5
10,7
13
11,3
15,4
+4,1
91,5
87,9
3,6
43
31
19
39
8,0
11,0
38
25,3
29,4
+4,1
90,7
87,5
3,2
44
14
8
43
7,0
9,0
29
10,1
13,5
+3,4
78,3
75,0
3,3
45
23
14
39
7,5
10,0
33
9,7
13,4
+3,7
81,6
78,6
3,0
46
28
19
32
9,0
11,0
22
8,2
11,9
+3,7
94,3
91,4
2,9
47
17
12
29
10,5
12,1
15
10,8
14,3
+3,5
89,0
85,7
3,3
48
9
5
44
11,5
13,0
13
6,5
9,6
+3,1
96,5
92,4
4,1
49
13
7
46
7,5
10,0
33
12,5
15,9
+3,4
97,1
93,2
3,9
50
14
10
29
12,5
14,0
12
13,8
17,0
+3,2
94,9
90,5
4,4
51
24
16
33
10,5
12,3
17
8,2
12,6
+4,4
90,3
86,5
3,8
52
21
13
38
8,5
10,5
24
12,4
15,7
+3,3
89,3
85,9
3,4
53
33
22
33
7,5
9,5
27
17,8
21,4
+3,6
90,2
86,5
3,7
54
9
5
44
11,5
13,2
15
20,4
24,3
+3,9
91,5
88,7
2,8
55
17
12
29
10,5
12,0
14
6,5
9,9
+3,4
78,9
74,3
4,6
56
33
20
39
7,5
10,0
33
14,7
18,4
+3,7
96,1
92,7
3,4
57
9
5
44
11,5
13,5
17
12,8
15,9
+3,1
93,7
89,2
4,5
58
18
10
44
5,5
7,0
27
7,9
12,6
+4,7
92,8
88,5
4,3
59
21
13
38
8,5
11,0
29
16,2
20,6
+4,4
90,7
87,6
3,1
Продолжение таблицы 5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
60
28
18
36
9,0
11,5
28
20,4
25,0
+4,6
93,4
88,9
4,5
61
24
17
29
10,5
12,5
19
12,3
17,3
+5,0
97,6
93,6
4,0
62
17
11
35
10,5
12,3
17
10,2
15,1
+4,9
92,4
88,6
3,8
63
15
8
47
6,5
9,0
38
13,4
16,5
+3,1
96,0
92,1
3,9
64
22
15
32
11,5
13,6
18
22,7
26,4
+3,7
92,7
89,4
3,3
65
19
12
37
9,0
11,5
28
6,8
11,6
+4,8
90,7
87,6
3,1
66
12
7
42
8,5
10,0
18
11,6
15,8
+4,2
94,3
89,9
4,4
67
17
9
47
6,0
8,0
33
12,8
17,6
+4,8
92,3
88,7
3,6
68
17
11
35
10,5
12,8
22
13,6
18,6
+5,0
97,5
93,4
4,1
69
29
18
38
8,5
11,0
29
15,2
19,5
+4,3
90,6
87,6
3,0
70
22
15
32
11,5
13,6
18
8,9
13,0
+4,1
95,1
92,0
3,1
71
11
6
45
9,5
12,5
32
10,7
15,3
+4,6
92,4
89,0
3,4
72
23
14
39
7,5
10,0
33
8,6
13,5
+4,9
93,5
90,2
3,3
Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин, указанным в таблице 4.
Таблица 6 Результаты исследований
Номер участка нагнетат. скважины
Приёмистость нагнет. скважины при давлении на водоводе до закачки, м<sup>3</sup>/сут / МПа
Раствор ксантана или дисперсного компонента, мас. %
Первая оторочка, мас. %
Вторая оторочка, мас. %
Ксантан
Дисперсный компонент
Вода / минерализация, г/л
Раствор ДАФ с УОБ
Ксантан
Вода / минерализация, г/л
Раствор ДАФ с УОБ
Ксантан
НПАВ
Сапропель
Вода / минерализация, г/л
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
251 / 10,5
0,5
99,5 / 0,15
10
0,03
89,97 / 0,15
10
0,03
0,1
0,5
89,37 / 0,15
2
300 / 6,5
1,5 (ПЦ)
98,5 / 200
15
0,3
84,7 / 200
15
0,03
0,5
1,5
82,97 / 200
3
251 / 11,5
0,5 (ПЦ)
99,5 / 200
15
0,3
84,7 / 200
15
0,03
0,1
0,5
84,37 / 200
4
300 / 8,5
1,5
98,5 / 120
10
0,3
89,7 / 120
10
0,03
0,1
0,5
89,37 / 120
5
300 / 8,5
2,5 (МКЦ)
97,5 / 0,15
12
0,3
87,7 / 0,15
12
0,03
0,1
0,5
87,37 / 0,15
6
300 / 7,5
1,5 (МКЦ)
98,5 / 120
12
0,03
87,97 / 120
12
0,5
0,3
0,5
86,7 / 120
7
300 / 10,5
0,5 (МКЦ)
99,5 / 0,15
10
0,3
89,7 / 0,15
10
0,3
0,3
1,5
87,9 / 0,15
8
300 / 7,5
2,5
97,5 / 120
15
0,3
84,7 / 120
15
0,3
0,5
0,5
83,7 / 120
9
251 / 12,5
2,5 (МКЦ)
97,5 / 120
10
0,03
89,97 / 120
10
0,3
0,5
2,5
86,7 / 120
10
251 / 9,5
0,5 (ПЦ)
99,5 / 200
12
0,03
87,97 / 200
12
0,03
0,1
0,5
87,37 / 200
11
300 / 7,5
1,5 (ПЦ)
98,5 / 120
10
0,5
89,5 / 120
10
0,3
0,3
1,5
87,9 / 120
12
251 / 9,0
1,5 (ПЦ)
98,5 / 0,15
12
0,5
87,5 / 0,15
12
0,3
0,3
1,5
85,9 / 0,15
13
300 / 10,5
2,5 (МКЦ)
97,5 / 200
15
0,3
84,7 / 200
15
0,3
0,3
1,5
82,9 / 200
14
251 / 8,5
1,5
98,5 / 0,15
10
0,5
89,5 / 0,15
10
0,5
0,5
2,5
86,5 / 0,15
15
300 / 8,5
1,5 (МКЦ)
98,5 / 200
10
0,3
89,7 / 200
10
0,3
0,5
0,5
88,7 / 200
16
300 / 12,5
0,5
99,5 / 200
15
0,03
84,97 / 200
15
0,5
0,1
0,5
83,9 / 200
17
300 / 10,5
2,5 (ПЦ)
97,5 / 120
12
0,03
87,97 / 120
12
0,5
0,3
1,5
85,7 / 120
18
300 / 7,5
2,5
97,5 / 120
10
0,3
89,7 / 120
10
0,5
0,3
2,5
86,7 / 120
19
251 / 9,0
2,5 (МКЦ)
97,5 / 200
12
0,3
87,7 / 200
12
0,3
0,5
0,5
86,7 / 200
20
300 / 7,5
0,5 (ПЦ)
99,5 / 200
10
0,03
89,97 / 200
10
0,3
0,3
0,5
88,9 / 200
21
300 / 10,5
1,5
98,5 / 120
12
0,03
87,97 / 120
12
0,5
0,1
0,5
86,9 / 120
22
251 / 9,5
1,5 (ПЦ)
98,5 / 200
10
0,03
89,97 / 200
10
0,5
0,3
1,5
87,7 / 200
23
300 / 11,5
0,5
99,5 / 200
12
0,3
87,7 / 200
12
0,3
0,3
1,5
85,9 / 200
24
251 / 8,5
0,5 (ПЦ)
99,5 / 200
15
0,03
84,97 / 200
15
0,3
0,5
2,5
81,7 / 200
25
251 / 9,5
1,5 (ПЦ)
98,5 / 0,15
12
0,03
87,97 / 0,15
12
0,3
0,5
2,5
84,7 / 0,15
26
300 / 10,5
1,5 (МКЦ)
98,5 / 0,15
15
0,5
84,5 / 0,15
15
0,5
0,5
2,5
81,5 / 0,15
27
251 / 10,5
0,5 (МКЦ)
99,5 / 200
12
0,5
87,5 / 200
12
0,5
0,5
2,5
84,5 / 200
28
300 / 9,5
1,5 (МКЦ)
98,5 / 0,15
15
0,03
84,97 / 0,15
15
0,03
0,1
0,5
84,37 / 0,15
29
300 / 8,5
2,5 (ПЦ)
97,5 / 0,15
10
0,03
89,97 / 0,15
10
0,5
0,3
0,5
88,7 / 0,15
Продолжение таблицы 6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
30
300 / 6,5
2,5 (ПЦ)
97,5 / 120
15
0,03
84,97 / 120
15
0,3
0,3
0,5
83,9 / 120
31
251 / 7,5
2,5
97,5 / 120
15
0,5
84,5 / 120
15
0,3
0,3
1,5
82,9 / 120
32
251 / 7,5
0,5
99,5 / 0,15
12
0,03
87,97 / 0,15
12
0,3
0,3
0,5
86,9 / 0,15
33
300 / 9,5
0,5 (МКЦ)
99,5 / 200
15
0,03
84,97 / 200
15
0,5
0,3
1,5
82,7 / 200
34
251 / 10,5
2,5
97,5 / 200
10
0,03
89,97 / 200
10
0,5
0,1
0,5
88,9 / 200
35
251 / 9,5
1,5
98,5 / 0,15
15
0,03
84,97 / 0,15
15
0,5
0,3
0,5
83,7 / 0,15
36
251 / 10,5
2,5
97,5 / 0,15
12
0,3
87,7 / 0,15
12
0,03
0,5
1,5
85,97 / 0,15
Таблица 7 Результаты исследований
Номер участка нагнет. скважины
Приёмистость нагнет. скважины при давлении на водоводе, м<sup>3</sup>/сут / МПа
Максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, МПа
Пористость, доли ед.
Объём раствора ксантана или дисперсного компонента, м<sup>3</sup>
Объём первой оторочки, м<sup>3</sup>
Объём второй оторочки, м<sup>3</sup>
Объёмное соотношение первой оторочки к второй оторочке
Остановка скважины на технологическую выдержку, сут
До закачки
После закачки
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
251 / 10,5
211 / 11,7
14,0
0,19
30
150
150
1:1
6
2
300 / 6,5
270 / 8,5
10,5
0,22
50
300
300
1:1
9
3
251 / 11,5
210 / 12,5
16,0
0,20
70
275
275
1:1
8
4
300 / 8,5
220 / 10,5
15,0
0,21
100
150
150
1:1
10
5
300 / 8,5
250 / 10,0
13,0
0,19
70
275
275
1:1
7
6
300 / 7,5
270 / 10,5
12,5
0,23
100
300
300
1:1
6
7
300 / 10,5
270 / 11,5
14,0
0,21
30
300
300
1:1
5
8
300 / 7,5
250 / 11,0
13,5
0,20
50
250
250
1:1
9
9
251 / 12,5
215 / 13,5
16,0
0,21
100
150
150
1:1
10
10
251 / 9,5
211 / 11,5
14,5
0,19
50
175
175
1:1
6
11
300 / 7,5
250 / 9,5
12,0
0,19
50
200
200
1:1
9
12
251 / 9,0
211 / 11,5
14,0
0,20
100
300
300
1:1
8
13
300 / 10,5
270 / 12,5
16,0
0,23
70
150
150
1:1
10
14
251 / 8,5
215 / 10,5
13,5
0,22
50
250
250
1:1
5
15
300 / 8,5
240 / 11,5
14,0
0,21
100
275
275
1:1
7
16
300 / 12,5
250 / 13,6
16,0
0,20
30
150
150
1:1
9
17
300 / 10,5
270 / 12,8
15,0
0,22
30
300
300
1:1
6
18
300 / 7,5
240 / 10,5
13,5
0,19
50
150
150
1:1
10
19
251 / 9,0
211 / 11,5
14,0
0,21
70
200
200
1:1
10
20
300 / 7,5
270 / 9,9
12,0
0,23
100
250
250
1:1
8
21
300 / 10,5
270 / 12,0
14,5
0,19
30
150
150
1:1
6
22
251 / 9,5
215 / 11,5
14,5
0,21
30
300
300
1:1
5
23
300 / 11,5
250 / 12,5
15,0
0,23
50
175
175
1:1
7
24
251 / 8,5
211 / 10,5
14,5
0,17
100
275
275
1:1
9
25
251 / 9,5
215 / 11,9
14,0
0,22
50
300
300
1:1
10
26
300 / 10,5
250 / 12,3
14,5
0,23
50
275
275
1:1
5
27
251 / 10,5
211 / 12,5
15,0
0,23
100
250
250
1:1
5
28
300 / 9,5
240 / 11,5
14,0
0,21
30
200
200
1:1
10
29
300 / 8,5
270 / 10,6
13,5
0,19
50
250
250
1:1
8
30
300 / 6,5
250 / 8,0
10,5
0,21
70
300
300
1:1
6
31
251 / 7,5
215 / 9,5
14,0
0,23
100
250
250
1:1
5
Продолжение таблицы 7
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
32
251 / 7,5
211 / 10,5
12,5
0,22
50
175
175
1:1
7
33
300 / 9,5
250 / 11,9
15,0
0,19
75
150
150
1:1
10
34
251 / 10,5
211 / 12,3
14,5
0,23
30
275
275
1:1
8
35
251 / 9,5
215 / 11,1
13,0
0,23
100
300
300
1:1
10
36
251 / 10,5
211 / 13,0
15,5
0,23
70
175
175
1:1
9
Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин, указанным в таблице 6.
Таблица 8 Результаты исследований
Номер учаcтка нагнет. скважины
Удельная приёмистость нагнет. скважины, м<sup>3</sup>/сут /МПа
Давление закачки, МПа
Средний дебит нефти по участку, т/сут
Средняя обводнённость по участку, %
до закачки
после закачки
изменение, %
до закачки
после закачки
изменение, %
до закачки
после закачки
прирост
до закачки
после закачки
снижение
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
24
18
25
10,5
11,7
11
8,3
11,8
+3,5
96,4
94,3
2,1
2
46
32
31
6,5
8,5
31
18,4
22,3
+3,9
91,2
87,9
3,3
3
22
17
23
11,5
12,5
9
15,0
18,6
+3,6
85,3
83,1
2,2
4
35
21
41
8,5
10,5
24
16,1
19,6
+3,5
82,6
79,4
3,2
5
35
25
29
8,5
10,0
18
17,4
21,5
+4,1
79,3
76,0
3,3
6
40
26
36
7,5
10,5
40
10,5
14,5
+4,0
95,6
91,6
4,0
7
29
23
18
10,5
11,5
10
8,5
12,5
+4,0
91,4
89,1
2,3
8
40
23
43
7,5
11,0
47
9,3
13,2
+3,9
88,7
85,1
3,6
9
20
16
21
12,5
13,5
8
6,2
9,5
+3,3
88,1
85,7
2,4
10
26
18
31
9,5
11,5
21
11,3
13,8
+2,5
95,3
91,6
3,7
11
40
26
34
7,5
9,5
27
15,1
17,9
+2,8
90,5
86,9
3,6
12
28
18
34
9,0
11,5
28
8,7
11,3
+2,6
76,9
72,6
4,3
13
29
22
24
10,5
12,5
19
10,6
13,2
+2,6
93,5
90,0
3,5
14
30
20
31
8,5
10,5
24
8,6
12,6
+4,0
89,3
86,4
2,9
15
35
21
41
8,5
11,5
35
18,0
21,3
+3,3
92,5
88,7
3,8
16
24
18
23
12,5
13,6
9
11,4
14,6
+3,2
93,7
89,7
4,0
17
29
21
26
10,5
12,8
22
15,7
18,3
+2,6
95,1
91,9
3,2
18
40
23
43
7,5
10,5
40
16,9
19,4
+2,5
88,2
85,3
2,9
19
28
18
34
9,0
11,5
28
10,3
14,1
+3,8
89,4
87,4
2,0
20
40
27
32
7,5
9,9
32
18,4
21,3
+2,9
92,6
90,1
2,5
21
29
23
21
10,5
12,0
14
9,0
11,7
+2,7
96,1
93,9
2,2
22
26
19
29
9,5
11,5
21
12,4
15,3
+2,9
94,3
91,5
2,8
23
26
20
23
11,5
12,5
9
11,6
14,9
+3,3
89,0
84,8
4,2
24
30
20
32
8,5
10,5
24
8,7
12,4
+3,7
90,7
87,3
3,4
25
26
18
32
9,5
11,9
25
17,4
20,1
+2,7
96,1
92,2
3,9
26
29
20
29
10,5
12,3
17
12,8
16,3
+3,5
94,9
92,4
2,5
27
24
17
29
10,5
12,5
19
11,5
14,8
+3,3
93,7
90,9
2,8
28
32
21
34
9,5
11,5
21
9,8
12,8
+3,0
90,8
88,7
2,1
Таблица 8
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
29
35
25
28
8,5
10,6
25
10,8
15,1
+4,3
93,1
90,5
2,6
30
46
31
32
6,5
8,0
23
12,2
14,7
+2,5
89,1
86,8
2,3
31
33
23
32
7,5
9,5
27
15,7
18,9
+3,2
90,0
87,8
2,2
32
33
20
40
7,5
10,5
40
22,9
25,4
+2,5
91,5
89,3
2,2
33
32
21
33
9,5
11,9
25
21,3
24,3
+3,0
78,5
74,2
4,3
34
24
17
28
10,5
12,3
17
12,5
15,6
+3,1
95,2
91,2
4,0
35
26
19
27
9,5
11,1
17
20,8
24,0
+3,2
89,6
85,8
3,8
36
24
16
32
10,5
13,0
24
11,6
14,6
+3,0
89,2
85,5
3,7
Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин, указанным в таблице 7.