СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

1. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах Американского нефтяного института (АНИ), составляющую менее 30°, и содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, указанный способ включает следующие стадии:
А) впрыскивание вводимой воды в породу, причем вводимая вода содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) в ней составляет 30000 част./млн. или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9 и
3
3
3
Б) осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии, включающей неоднородную водную фазу и однородную нефтяную фазу (далее такая эмульсия будет называться «эмульсией вода-в-нефти»), причем общее количество нерастворенных твердых веществ, суспендированных во вводимой воде, и нерастворимых твердых веществ, суспендированных в сырой нефти, является достаточным для того, чтобы содержание нерастворенных суспендированных твердых веществ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% в расчете на массу эмульсии (0,5 кг/м), причем нерастворенные твердые вещества суспендированы во вводимой воде в количестве, по меньшей мере, 0,05 кг/м, и средний размер частиц нерастворенных твердых веществ составляет 10 мкм или менее, предпочтительно 2 мкм или менее; причем сырая нефть, находящаяся в порах породы содержит, по меньшей мере, 0,05% по массе (0,5 кг/м), суспендированных в ней нерастворенных твердых веществ, средний размер частиц нерастворенных твердых частиц составляет 10 мкм или менее, предпочтительно 2 мкм или менее, и дополнительно:
а) общее кислотное число (ОКЧ) нефти составляет, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, предпочтительно от 0,5 до 4 мг КОН/г,
б) плотность нефти по АНИ составляет менее 25°, предпочтительно от 15 до 25°, и
в) содержание асфальтенов в нефти составляет, по меньшей мере, 1 мас.%, предпочтительно от 1 до 20 мас.%, а содержание смол в нефти составляет от 5 до 30 мас.%.
2. Способ по п.1, в котором вводимая вода содержит менее 0,1 мас.% добавленной щелочи и менее 0,01 мас.% добавленного поверхностно-активного вещества.
3. Способ по п.1, в котором общее содержание твердых растворенных веществ (ОСРТ) во вводимой воде составляет от 200 до 10000 част./млн., предпочтительно от 500 до 8000 част./млн., конкретно от 1000 до 5000 част./млн.
4. Способ по п.1, в котором средний размер устьев пор породы составляет, по меньшей мере, 10 мкм, предпочтительно, по меньшей мере, 20 мкм.
5. Способ по п.1, в котором сырая нефть, содержащаяся внутри пор породы, предпочтительно имеет общее кислотное число (ОКЧ), составляющее от 0,5 до 4 мг КОН/г.
6. Способ по п.1, в котором содержание асфальтенов в сырой нефти, находящейся в порах породы, составляет, по меньшей мере, 1 мас.%, а содержание смол в ней составляет от 5 до 30 мас.%.
7. Способ по п.1, в котором нефть, содержащаяся внутри пор породы, имеет вязкость в условиях резервуара, составляющую от 10 до 1000 сП.
8. Способ по п.1, в котором отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,6, предпочтительно менее 0,5.
9. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в который внедрены, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и, по меньшей мере, одна разработочная скважина, причем а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах Американского нефтяного института (АНИ), составляющую менее 30°, и содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества в количестве, по меньшей мере, 0,05 мас.%, указанный способ включает следующие стадии:
А) впрыскивание вводимой воды в породу, по меньшей мере, через одну нагнетательную скважину, причем вводимая вода содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества в количестве, по меньшей мере, 0,05 мас.%, общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) в ней составляет 30000 част./млн. или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9 и
3
Б) получение, по меньшей мере, из одной разработочной скважины эмульсии, включающей суспендированные нерастворенные твердые вещества в количестве, составляющем, по меньшей мере, 0,05% в расчете на массу эмульсии (0,5 кг/м).
3
10. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах Американского нефтяного института (АНИ), составляющую менее 30°, содержит суспендированные частицы твердых веществ со средним диаметром, составляющим менее 2 мкм, в количестве, по меньшей мере, 0,01 мас.% (0,1 кг/м) и в) вводимую воду впрыскивают в породу с целью получения эмульсии вода-в-нефти с сырой нефтью, находящейся в порах породы, причем вводимую воду выбирают следующим образом:
А) путем определения содержания многовалентных катионов в реликтовой воде и
Б) путем выбора вводимой воды, которая (I) содержит растворенные твердые вещества в количестве менее 30000 част./млн., (II) общее содержание многовалентных катионов таково, что отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9, и (III) содержит, по меньшей мере, 0,05% по массе (0,5 кг/м) частиц твердых веществ, средний диаметр которых составляет менее 2 мкм, суспендированных в указанной воде.
11. Способ по п.1, в котором отношение содержания многовалентных катионов во вводимой воде к содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,6.