СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
DEVELOPMENT METHOD OF NON-HOMOGENEOUS OIL FORMATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к выработке запасов нефти из переходных зон нефтяных залежей, а именно в повышении нефтеотдачи из переходных зон нефтяных залежей.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ №2387814, Е21В 43/20, 22, опубл. 27.04.2010 г.).
Недостатком данного технического решения является низкие нефтевытесняющие свойства, так как раствор приготовлен на пресной воде, а пресная вода разрушает коллектор, что приводит к выносу песка в ствол скважины, образованию песчаных пробок и тем самым к существенному снижению продуктивности скважины, используемые составы во время эксплуатации скважины не размываются и остаются в пласте, засоряя его, и каждая последующая закачка изоляционного состава приводит к значительному уменьшению толщины продуктивного пласта и тем самым к существенному снижению продуктивности скважины вплоть да полной ее остановки.
Наиболее близким техническим решением является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт двух компонентов, отбор нефти (Патент РФ №2401939, Е21В 43/22, опубл. 20.10.2010 г., прототип).
Недостатками данного технического решения являются низкие нефтевытесняющие свойства, сложность приготовления используемого состава и трудность, а порой и невозможность определения времени поликонденсации системы по простиранию пласта, используемые составы во время эксплуатации скважины не размываются и остаются в пласте, засоряя его, и каждая последующая закачка изоляционного состава приводит к значительному уменьшению толщины продуктивного пласта и тем самым к существенному снижению продуктивности скважины вплоть да полной ее остановки.
2
4
3
2
4
3
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволит устранить указанные выше недостатки, кроме того, позволяет повысить эффективность добычи нефти из переходных зон неоднородных нефтяных залежей (нефтяных пластов, из смешанных пластов с нефтью и пластовой водой) путем уменьшения проницаемости по воде и увеличения проницаемости по нефти, путем ликвидации заколонных и внутрипластовых перетоков нефтяных залежей, увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта, изолирования водопритоков в нефтяные скважины, для этого способ разработки неоднородного нефтяного пласта включает последовательную закачку в пласт двух компонентов, взаимодействующих между собой, отбор нефти, при этом последовательную закачку двух компонентов в пласт осуществляют, по меньшей мере, в одну скважину в соотношении 1:1, причем первым закачивают водный раствор сернокислого алюминия, а вторым закачивают тяжелую смолу пиролиза, которые при взаимодействии между собой в пласте образуют закупоривающую вязкую эмульсию, причем последовательную закачку в пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину, а отбор нефти осуществляют, по меньшей мере, из одной добывающей скважины, а также последовательную закачку в пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну добывающую скважину, и, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину, а через заданный интервал времени осуществляют отбор нефти, по меньшей мере, из одной добывающей скважины, а в качестве водного раствора сернокислого алюминия Al(SO) используют 10-40% водный раствор сернокислого алюминия Al(SO).
Известно, что при эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири скважинами часто вскрываются нефтеводонасыщенные зоны залежей (пластов). При вскрытии этих залежей получают двухфазные притоки с опережающим движением воды из пласта. Традиционные способы добычи нефти малоэффективны и часто не дают положительных результатов.
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта комплексно воздействует на прискваженные зоны добывающих и нагнетательных скважин.
Последовательную закачку в продуктивный пласт двух компонентов осуществляют, по меньшей мере, в одну скважину, а именно, по меньшей мере, в одну нагнетательную и, по меньшей мере, в одну добывающую скважины, или, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину, при необходимости предварительно определив гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающей скважинами, а добычу нефти без пластовой воды осуществляют, по меньшей мере, из одной добывающей скважины.
После определения гидродинамической связи между скважинами проводят выбор участков и скважин, на которых следует проводить последовательную закачку в продуктивный пласт двух компонентов и добычу нефти. При этом обязательно должна учитываться общая выработанность участка и скважины.
2
4
3
Закачку в продуктивный пласт двух компонентов осуществляют в соотношении 1:1, при этом первым в продуктивный пласт закачивают водный раствор сернокислого алюминия Al(SO), а вторым - закачивают тяжелую смолу пиролиза (далее по тексту-ТСП), в процессе их взаимодействия образуется высоковязкая закупоривающая эмульсия.
Полученная высоковязкая закупоривающая эмульсия пропускает сквозь себя нефть и дополнительно «вытягивает» - доотмывает ее из продуктивного пласта, а пластовую воду блокирует, т.е временно изолирует каналы, поры в ПЗНЗ, содержащие пластовую воду, что резко снижает проницаемость по пластовой воде вплоть до нуля.
Кроме этого высоковязкая закупоривающая эмульсия саморазрушается в течение определенного времени, то есть утилизируется, и тем самым не загрязняет продуктивный пласт.
Также за счет доотмывающих свойств получаемой высоковязкой закупоривающей эмульсии обеспечивают повышение нефтеотдачи из ПЗНЗ путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с одновременным увеличением нефтевытеснения из ПЗНЗ добывающих скважин.
3
ТСП - фракция, выкипающая при температурах от 180-190 до 350-360°С, является продуктом пиролиза газов, бензинов, газойлей. Тяжелая смола пиролиза состоит из конденсированных би-, три-, тетрациклических ароматических углеводородов, содержит до 20% высокоароматизированных смол и асфальтенов. Смолы и асфальтены, содержащиеся в ТСП, не являются аналогами нефтяных смол и асфальтенов, а представляют по существу полициклические ароматические углеводороды. В заместителях ароматических структур в значительном количестве содержатся алкеновые связи, что определяет высокую реакционную способность компонентов. Внешне ТСП представляет собой однородную текучую жидкость темно-зеленого цвета (зеленое масло). Средняя плотность 1040-1080 кг/м. ТСП имеет низкую температуру замерзания (-45°С).
2
4
3
2
4
3
В качестве водного раствора Al (SO) используют 10-40% водный раствор Al(SO).
2
4
3
Взаимодействие водного раствора Al(SO) с ТСП по простиранию пласта позволяет провести обработку продуктивного пласта на значительное расстояние от устья скважины (от 10 до 100 м, в зависимости от поставленной задачи, объема закачки, толщины пласта, пористости и т.д.).
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта осуществляют следующим образом.
Перед проведением работ, по меньшей мере, в одну скважину опускают НКТ.
2
4
3
Через НКТ, спущенные до середины интервала перфорации, в ПЗНЗ, по меньшей мере, одной скважины последовательно закачивают два компонента, один из них представляет собой 10-40% водный раствор сернокислого алюминия Al(SO), а второй компонент представляет собой ТСП, которые при взаимодействии между собой образуют закупоривающую каналы, поры в ПЗНЗ высоковязкую эмульсию.
2
4
3
Компоненты Аl(SO) и ТСП закачивают в соотношении 1:1, но в заданном объеме, который определяется в зависимости от эффективной толщины продуктивного пласта, геологического строения и расчлененности пласта, а также от особенностей системы разработки продуктивного пласта и расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.
2
4
3
2
4
3
Компоненты Аl(SO) и ТСП последовательно доводят до башмака НКТ, закрывают затрубное пространство и продавливают сначала Al(SO), затем ТСП в продуктивный пласт.
2
4
3
Закаченные компоненты Al(SO) и ТСП в продуктивный пласт скважины при взаимодействии между собой образуют высоковязкую закупоривающую эмульсию, которая препятствует проникновению пластовой воды в ствол скважины, но способствует беспрепятственному проникновению нефти без пластовой воды, а также включает ранее не задействованные в разработку по нефти пропластки продуктивного пласта посредством обработки вымытых - промытых пластовыми водами или нагнетаемыми продавочными технологическими жидкостями зоны продуктивного пласта.
2
4
3
Для оптимизации расходования ТСП и Al(SO) работы по предлагаемому способу на нефтяной залежи можно осуществлять одновременно (синхронно) воздействуя на ПЗП как нагнетательных, так и добывающих скважин с самого их начала.
При последовательной закачке ПЗНЗ в скважинах происходит временная изоляция объекта притока пластовых вод. При увеличении содержания пластовой воды в продукции скважины работы по последовательной закачке заявленных компонентов повторяют многократно.
И что важно при этом, в отличие от других способов, не происходит уменьшения эффективной толщины пласта.
Осуществляя контроль за содержанием пластовой воды в продукции скважины, определяют необходимость и периодичность последовательной закачки заявленных компонентов.
2
4
3
В нагнетательных скважинах при продвижении фронта последовательной закачки Al(SO) и ТСП происходит выравнивание профиля приемистости, т.к. в первую очередь заполняются высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи. В то же время образующаяся эмульсиообразная масса, которая не твердеет, а в процессе закачки, по мере проникновения вглубь пласта, она разрушается, т.е. утилизируется, но при этом сохраняется эффективная толщина пласта.
Осуществляя контроль за нагнетанием воды путем снятия профилей приемистости, определяют необходимость и периодичность повторения операции по последовательной закачке заявленных компонентов.
2
4
3
2
4
3
В лабораторных условиях был проведен ряд экспериментов с предварительной закачкой в образец 10-40% водного раствора Al(SO). Эффект гидрофобизации внутрипоровой поверхности коллектора в переходной зоне пласта - ПЗП достигался за счет увеличения вязкостно-упругих свойств высоковязкого геля - эмульсии, образованного при взаимодействии ТСП и водного раствора Al(SO).
Лабораторные испытания проводились на установке УИПК-1М в условиях, максимально приближенных к пластовым условиям.
В ходе опытов использовались образцы пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами различных месторождений Западной Сибири. Эксперименты проводились в следующей последовательности: керн экстрагировали и определяли его абсолютную проницаемость.
После насыщения керна пластовой водой в объеме двух поровых пространств, при этом в качестве пластовой воды использовали раствор 20 г/л поваренной соли NaCl. Керн помещали в установку УИПК-1М и определялась относительная проницаемость по пластовой воде.
2
4
3
2
4
3
Затем в ходе испытаний в образец закачивали последовательно водный раствор Al(SO), например 20% водный раствор Al(SO), и следом ТСП в соотношении 1:1 в заданном объеме, керн выдерживали под давлением в течение двух часов при температуре +70°С и определяли относительную проницаемость по пластовой воде.
Результаты испытаний приведены в таблице 1.
2
4
3
Испытания показали, что последовательная закачка в образцы реагента водного раствора Al(SO) и ТСП существенно снизила проницаемость по пластовой воде продуктивного пласта, например,
2
-3
2
4
3
для образцов с проницаемостью по пластовой воде порядка 100 мкм× 10 проницаемость по пластовой воде в результате воздействия ТСП и 20% водный раствор Al(SO) снизилась на 75%,
-3
а для образцов порядка 4.5 мкм × 10 - на 90%.
2
-3
2
4
3
Далее были проведены опыты на образцах с проницаемостью по пластовой воде 15 мкмх 10, которые показали, что применение водного раствора Al(SO) и ТСП на низкопроницаемых по пластовой воде образцах в два раза эффективнее.
Результаты приведены в таблице 2.
Следующим этапом были проведены лабораторные исследования по определению вытесняющей способности по нефти. Для чего брались два одинаковых образца и исследования проводились по следующей методике.
Для полного насыщения образцов керна нефтью и равномерного распределения в поровом пространстве проводили фильтрацию нефти в количестве двух поровых объемов и выдерживали УИПК-1М в течение 5 часов, до полного насыщения образца. Подобная технология позволяет максимально приблизить лабораторное моделирование к реальному процессу нефтенасыщения и гарантирует достоверность получаемых результатов.
В качестве вытесняющего агента в исследованиях использовался раствор поваренной соли NaCl с минерализацией 20 г/л, что соответствует минерализации порового раствора.
Вытеснение нефти пластовой водой осуществляли закачиванием последней в модель пласта. Расход подаваемой воды определялся из необходимости поддержания скорости продвижения фронта «нефть-вода», имеющей место в реальных условиях и возможностей установки.
После завершения вытеснения нефти модель пласта охлаждалась в течение 5 часов и выдерживалась при комнатной температуре, равной 22°С, в течение 4 часов. Сразу после разгрузки кернодержателя образцы исследовались на содержание остаточной нефти. Остаточная нефтенасыщенность образцов определялась роторным методом.
2
4
3
Для одной из моделей опыт проводился по описанному способу, а для второй после завершения вытеснения до уровня остаточной нефтенасыщенности закачали последовательно 20% водный раствор Al(SO) и ТСП в заданном объеме, равном 30% порового объема продуктивного пласта в соотношении 1:1, после чего снова включалась фильтрация воды, а процесс вытеснения нефти продолжался до стабилизации перепада давления, что свидетельствовало о прекращения нефтевытеснения.
Результаты этих опытов представлены в таблице 3, из результатов лабораторных исследований видно, что нефтевытеснение - добыча нефти увеличилась до 15%.
Результаты лабораторных исследований, представленные в таблицах 1, 2 и 3 показали, что последовательная закачка водного раствора сернокислого алюминия и тяжелой смолы пиролиза, по меньшей мере, в одну скважину в соотношении 1:1 позволяет повысить эффективность добычи нефти из переходных зон неоднородных нефтяных залежей (нефтяных пластов, из смешанных пластов с нефтью и пластовой водой) путем уменьшения проницаемости по воде и увеличению проницаемости по нефти и за счет ликвидации заколонных и внутрипластовых перетоков нефтяных залежей.
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта испытывали в промысловых условиях (на скважинах Тюменской области).
Пример 1. Комсомольское месторождение.
Разрабатывают газонефтяную залежь, расположенную в переходной зоне со следующими характеристиками:
2
-3
3
залежь пластово-сводовоя расположена на глубине - 2166-2181 м, начальное пластовое давления - 23,4 МПа, пластовая температура - 69°С, толщина продуктивного пласта от 10 до 15 м, проницаемость от 198 до 250 мкм× 10, нефтенасыщенность - 61-72%, плотность нефти - 0,85 г/см, пористость 21,8.
Залежь разрабатывают с 1988 г.
Текущая обводненность по залежи - 51%.
2
4
3
2
4
3
2
4
3
2
4
3
2
4
3
3
3
3
3
3
3
3
Обработку на 7 добывающих скважинах и 2 нагнетательных скважинах проводят посредством последовательной закачки водного раствора A1(SO) и ТСП в соотношении 1:1. Для этого останавливают добывающую скважину, средняя обводненность по 7 скважинам 76%. Средний дебит по 7 добывающим скважинам 46,6 м/сут. Скважиной вскрыт продуктивный пласт, распложенный в переходной зоне (в зоне недонасыщения). Через НКТ, спущенные в добывающую скважину до верхних отверстий интервала перфорации, методом прямой циркуляции закачивают в объеме 2 м/м продуктивного пласта 20% - водного раствора Al(SO), т.е. 30 м, при давлении закачки 8,0 МПа с расходом 10 м/ч доводят 20% водный раствор Al(SO) до башмака НКТ и продавливают раствор в пласт. Через 3 часа для того, чтобы продуктивный пласт насытился водным раствором Al(SO), продавливают ТСП в объеме 2 м/м продуктивного пласта, т.е. 30 м, при давлении закачки 10 МПа с расходом 10 м/ч в пласт и одновременно с этим производят последовательную закачку Al(SO) и ТСП в соотношении 1:1 в 2 нагнетательных скважинах.
Через сутки приступают к отбору нефти из добывающих скважин.
3
В результате проведенных работ средняя обводненность по 7 добывающим скважинам снизилась до 57,8%. Средний дебит жидкости по добывающим скважинам снизился до 40,6 м/сут. Среднесуточный дебит нефти увеличился с 11,2 до 17,1 т/сут.
Средний прирост дебита нефти на 1 добывающую скважину составил 5,9 т/сут.
Пример 2. Тарасовское месторождение.
Разрабатываемый пласт приурочен к ловушке структурно-литологического типа, имеет клиноформенное строение и сложен косослоистыми песчано-алевролитовыми отложениями:
2
-3
3
залежь расположена на глубине - 2950-3015 м, начальное пластовое давления - 28,2 МПа, пластовая температура - 96°С, толщина продуктивного пласта от 0 до 32 м, коэффициент расчлененности - 4, пористость 20, проницаемость от 10 до 100 мкм× 10, нефтенасыщенность - 75%, плотность нефти - 0,82 г/см.
Залежь разрабатывают с 1986 г.
Текущая обводненность по залежи - до 90%.
2
4
3
2
4
3
2
4
3
3
4
3
2
-3
2
-3
3
3
3
3
3
3
Обводненность залежи происходит за счет закачиваемой воды. На начальной стадии разработки залежи обводненность составляла от 10 до 15%, на текущий момент обводненность составляет до 90%. В связи с этим последовательную закачку в пласт Al(SO) и ТСП в соотношении 1:1 производят только по нагнетательным скважинам: на 7 нагнетательных скважинах, а отбор нефти проводят на 9 добывающих. Для этого останавливают нагнетательную скважину. Скважиной вскрыт пласт с неоднородным терригенным коллектором. В пласте выделены 2 пропластка, средняя проницаемость одного пропластка 16 мкм× 10, другого 100 мкм× 10. Нагнетательную скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб. Через НКТ, спущенные в каждую нагнетательную скважину до верхних отверстий интервала перфорации, методом прямой циркуляции закачивают в объеме 2 м/м продуктивного пласта 20% водного раствора Al(SO), т.е. 30 м, при давлении закачки 11,0 МПа с расходом 10 м/ч доводят 20% водный раствор Аl(SO) до башмака НКТ и продавливают его в пласт. Через 3 часа для того, чтобы пласт насытился раствором Аl(SO), продавливают ТСП в объеме 2 м/м продуктивного пласта, т.е. 30 м, при давлении закачки 14,0 МПа с расходом 10 м/ч в пласт и одновременно с процессом продавки ТСП в пласт через нагнетательную скважину приступают к отбору нефти из добывающей скважины.
В результате проведенных работ средняя обводненность по 9 скважинам снизилась с 89,4% до 72,2%. Средний дебит жидкости по скважинам снизился с 68,4 до 51,3 т/сут. Среднесуточный дебит нефти увеличился с 7,2 до 14,3 т/сут. Средний прирост дебита нефти на 1 скважину составил 7,1 т/сут.
Пример 3.
3
3
3
4
3
В нагнетательную скважину №6 месторождения Пуровского нефтегазоносного района с целью повышения нефтеотдачи пластов были проведены работы по выравниванию профиля приемистости, для чего в интервал перфорации было закачено 15 м 20% водного раствора Аl(SO) и через 10 часов 15 м ТСП.
3
При созданной репрессии общая приемистость составляет - 250 м/сут. Закачиваемую воду в основном принимают перфорированные интервалы - около 93% от общего объема. До закачки изоляционной композиции перфорированный интервал (2875.6-2891 м) закачиваемую воду принимал слабо до 27%. Искусственный забой - герметичен.
Результатом по выравниванию профиля приемистости после обработки оказалось увеличение добычи нефти по добывающим скважинам до 35-40 тыс. тонн в год, продолжительность эффекта составила 30 месяцев.
Пример 4.
2
4
3
На добывающей скважине №2 Пуровского нефтегазоносного района в интервале 2495-2507 м проводят работы по увеличению нефтеотдачи продуктивного пласта. Обработку осуществляют одновременно на нагнетательной скважине, имеющей гидродинамическую связь с добывающей скважиной, и добывающей скважине посредством последовательной закачки водного раствора Al(SO) и ТСП в соотношении 1:1.
3
3
2
4
3
Всего в обе скважины было закачено 16 м 30% водного раствора Аl(SO) и 16 м тяжелой смолы пиролиза (ТСП).
До проведения работ добывающая скважина работала со следующими параметрами:
ж
3
Q=30,5 м/сут;
н
Q=16 т/сут;
обводненность составила 46%.
После проведения работ добывающая скважина работала со следующими параметрами:
ж
3
Q=26,5 м/сут;
н
Q=26,1 т/сут;
обводненность составила 1,8%.
Дополнительная добыча по нефти составила 10,1 т/сут.
Пример 5.
На добывающих скважинах №4 и 5 Пуровского нефтегазоносного района в интервале 2881-2895 м и 2488-2490 м проводят работы по увеличению нефтеотдачи продуктивных пластов.
2
4
3
Обработку осуществляют одновременно на нагнетательной скважине №3, имеющей гидродинамическую связь с добывающими скважинами, и добывающей скважине посредством последовательной закачки водного раствора Аl(SO) и ТСП в соотношении 1:1.
2
4
3
2
4
3
3
3
Всего в обе добывающие скважины закачали последовательно водный раствор Al(SO) и ТСП в соотношении 1:1 (16 м 30% водного раствора Аl(SO) и 16 м тяжелой смолы пиролиза).
2
4
3
2
4
3
3
3
В нагнетательную скважину №3 Пуровского нефтегазоносного района в интервале перфорации 2875.6-2891.0 м закачали последовательно водный раствор Al(SO) и ТСП в соотношении 1:1 (10 м 10% водного раствора Аl(SO) и 10 м ТСП).
До запуска нагнетательной скважины №3 в работу на добывающей скважине №4, имеющей гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной №3, были определены основные параметры работы, которые заключались в следующем:
ж
3
Q=54 м/сут;
н
Q=14,38 т/сут;
обводненность составила 73,73%.
2
4
3
После закачки в нагнетательную скважину №3 водного раствора Al(SO) и ТСП в соотношении 1:1 и запуска ее в работу, добывающая скважина №4 работала со следующими параметрами:
ж
3
Q=40,9 м/сут;
н
Q=19,3 т/сут;
обводненность составила 52,8%.
Дополнительная добыча по нефти на добывающей скважине №4 составила 5 т/сут.
До запуска нагнетательной скважины №3 в работу на добывающей скважине №5, имеющей гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной №3, были определены основные параметры работы, которые заключались в следующем:
ж
3
Q=81,8 м/сут;
н
Q=2,97 т/сут;
обводненность составила 96,37%.
2
4
3
После закачки в нагнетательную скважину №3 водного раствора Аl(SO) и ТСП в соотношении 1:1 и запуска ее в работу добывающая скважина №5 работала со следующими параметрами:
ж
3
Q=61,4 м/сут;
н
Q=91,3 т/сут;
обводненность составила 85,2%.
Дополнительная добыча по нефти на добывающей скважине №5 составила 6,1 т/сут.
Предлагаемое техническое решение позволяет повысить эффективность добычи нефти из переходных и неоднородных нефтяных залежей (нефтяных пластов, из смешанных пластов с нефтью и пластовой водой), путем увеличения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, увеличивая гидрофобизацию поверхности породы пласта, подключив к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта, изолировав водоприток в нефтяные скважины, не засоряя продуктивный пласт и используя доступные компоненты.
Таблица 1
Результаты определения проницаемости по воде при физическом моделировании гидроизоляционных работ на образцах керна продуктивного пласта
№ образца
№ скважины
Интервал отбора керна, м
Пласт
Проницаемость, мкм<sup>2</sup>×10<sup>-3</sup>
Пористость, %
Водоудерживающая способность, %
Начальная проницаемость по воде, мкм<sup>2</sup>×10<sup>-3</sup>
Конечная проницаемость по воде, мкм<sup>2</sup>×10<sup>-3</sup>
Коэфф. восстановления, %
Примечание
Модель
1
35
21,8
47,2
15,3
1,27
0,083
10%
262-93
1214
1732-1749
АВ<sub>2</sub>
Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)<sub>3</sub>
Модель
2
18
23,4
42,3
10,6
0,931
0,088
ТСП
173-93
3318
1741-1754
АВ<sub>2</sub>
Модель
3
52
26,1
35,7
16,4
2,36
0,144
70°С
436-93
1034
1713-1725
<img file="00000001.tif" he="7" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
Модель
4
68
22,9
30,3
19,1
2,473
0,129
10 МПа
381-93
2720
1804-1815
АВ<sub>6</sub>
Модель
5
20%
284-93
1125
1743-1754
AB<sub>2</sub>
102
24
34,6
45,9
7,73
0,168
Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)<sub>3</sub>
Модель
6
ТСП
456-93
1075
1714-1723
<img file="00000001.tif" he="7" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
45
25,7
37,7
15,8
1,77
0,11
Модель
7
70°С
205-93
3327
1743-1754
АВ<sub>2</sub>
4,5
20,3
49,9
2,96
0,213
0,07
Модель
8
10 МПа
195-93
3327
1743-1754
АВ<sub>2</sub>
17
21,2
41,3
9,4
0,895
0,095
Модель
9
327-93
2507
1808-1816
АВ<sub>6</sub>
71
24,1
31,5
18,2
2,251
0,124
Модель
10
1807-1816
АВ<sub>6</sub>
67
23,7
36,2
24,8
1,036
0,042
30%
335-93
2541
Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)<sub>3</sub>
Модель
11
1742-1754
АВ<sub>2</sub>
16
22,1
44,5
11,2
0,725
0,065
ТСП
182-93
3345
Модель
12
1743-1754
АВ<sub>2</sub>
94
24,6
33,1
46,7
4,43
0,094
70°С
271-93
1139
Модель
13
1716-1726
<img file="00000001.tif" he="7" wi="9" img-content="undefined" img-format="tif" />
42
26,3
38,9
14,5
0,561
0,0389
10 МПа
448-93
1059
Таблица 2
Влияние закачки ТСП на проницаемость образцов керна при заполнении порового пространства раствором NaCl и Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)<sub>3</sub>
№
Интервал
Пористость,
Водоуд.
Прон. по
Перепад
Расход,
Реагент
образца
отбора
%
спос., %
газу, м
давл., Па
см<sup>3</sup>/мин
251
1743
22.1
43.2
15
0.01 199
0.0472
NaCl
1754
0.03052
0.121
NaCl
1.3
0.0185
ТПС
0.055318
0.0185
NaCl
0.147
0.0472
NaCl
Снижение проницаемости в результате воздействия
12.26
250
1743
21,2
43,2
15
0.00545
0.0472
Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)<sub>3</sub>
1754
0.01417
0.121
Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)<sub>3</sub>
0.0327
0.307
Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)<sub>3</sub>
1.2
0.0185
ТПС
0.481
0.121
Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)<sub>3</sub>
0.18
0.0472
Al<sub>2</sub>(SO<sub>4</sub>)<sub>3</sub>
Снижение проницаемости в результате воздействии
25.69
Таблица 3
Результаты лабораторных исследований по определению остаточной нефтенасыщенности после обработки ТСП
№ образца
№ скв.
Интервал отбора
Пласт
Проницаемость, м
Пористость, %
Водоудерж. способн., %
Начальная нефтенас., %
Остаточн. нефтенас., %
Коэфф. вытеснения, %
Примеч.
237-93
1125
1743-1754
АВ<sub>3</sub>+2АВ<sub>1</sub>
16
21.9
43.8
56.2
27.8
0.5053381
Закачка оторочки ТСП
238-93
3327
1743-1754
АВ<sub>3</sub>+2АВ<sub>1</sub>
16
22
42.5
57.5
36.5
0.3652174
Обычное вытеснение