RU2746635C1 - Method for oil reservoir development - Google Patents

Method for oil reservoir development Download PDF

Info

Publication number
RU2746635C1
RU2746635C1 RU2020131604A RU2020131604A RU2746635C1 RU 2746635 C1 RU2746635 C1 RU 2746635C1 RU 2020131604 A RU2020131604 A RU 2020131604A RU 2020131604 A RU2020131604 A RU 2020131604A RU 2746635 C1 RU2746635 C1 RU 2746635C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
injection
mixture
well
oil
concentration
Prior art date
Application number
RU2020131604A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Ракипович Хисаметдинов
Антон Николаевич Береговой
Зильфира Мунаваровна Ганеева
Елена Ивановна Варламова
Эльвира Расимовна Жолдасова
Динис Вильсурович Нуриев
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020131604A priority Critical patent/RU2746635C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2746635C1 publication Critical patent/RU2746635C1/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing oil recovery from oil reservoirs that are inhomogeneous in permeability. The method of developing an oil reservoir involves injecting solutions of sodium silicate, polyacrylamide and filler into the reservoir through an injection well and extracting oil through production wells. Prior to injection, aqueous solutions of sodium silicate, polyacrylamide with a molecular weight of 5 million Da to 12 million Da and a degree of hydrolysis of 5% to 20%, or cellulose ether with a degree of substitution for carboxymethyl groups of at least 0.9 with a concentration of 0.0005 to 0.3 wt.% and filler are mixed. Moreover, as sodium silicate, an aqueous solution of high-modulus sodium polysilicate with a silicate modulus of 4.2-6.2 with a concentration of 0.05 to 3.0 wt.% is used. As a filler, powdered cellulose with a concentration of 0.01 to 1.5 wt.% is used. The injection capacity - Cap.inj. is determined, the volume of injection of the specified mixture - VMixture is calculated and the concentration of powdered cellulose - Cpow.c. is selected based on the injection capacity. At Cap.inj. of 150-200 m3/day, VMixture is 100-200 m3, Cpow.c. is 0.01-0.25 wt.%, at Cap.inj. of 200-300 m3/day, VMixture is 200-350 m3, Cpow.c. is 0.25-0.6 wt.%, at Cap.inj. of 300-600 m3/day, VMixture is 350-500 m3, Cpow.c. is 0.6-1.5 wt.%. The specified mixture is injected into the reservoir until the specific injection capacity is reduced by 10-60 %, and after the injection of the specified mixture, water with a mineralization of 0.5 g/dm3 to 260 g/dm3 in the volume of 15 m3 is pumped into the formation and flooding is resumed.
EFFECT: increased efficiency of the method of developing a heterogeneous reservoir.
1 cl, 5 tbl, 3 ex

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.The proposal relates to the oil industry, in particular, to methods of increasing oil recovery from oil reservoirs of heterogeneous permeability.

Известен способ разработки нефтяного пласта (патент US № 4332297, опубл. 1982), включающий приготовление водного раствора перемешиванием полиакриламида и силиката натрия и закачку в скважину. Обеспечивает избирательное регулирование потока жидкости через зоны коллектора с высокой проницаемостью. A known method of developing an oil reservoir (US patent No. 4332297, publ. 1982), including the preparation of an aqueous solution by mixing polyacrylamide and sodium silicate and injection into the well. Provides selective control of fluid flow through high permeability reservoir zones.

Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде растворы не образуют во всем объеме ни ассоциатов, ни осадка, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача остается невысокой.The disadvantage of this method is low efficiency, especially at a later stage of development, because in a porous medium, solutions do not form in the entire volume either associates or sediment, which does not create effective resistance to water flow during subsequent flooding. As a result, oil recovery remains low.

Известен способ добычи нефти (пат. RU № 2057914, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.1996 г.), включающий закачку в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе полимера или щелочного реагента. В качестве твердых частиц используют древесную муку. В качестве щёлочи используют едкий натрий или силикат натрия, или едкий калий 0,05-20,0 мас. %. A known method of oil production (US Pat. RU No. 2057914, IPC E21B 43/22, publ. 10.04.1996), including the injection into the formation of a dispersion of solid particles in an aqueous solution of a polymer or an alkaline reagent. Wood flour is used as solid particles. The alkali used is sodium hydroxide or sodium silicate, or potassium hydroxide 0.05-20.0 wt. %.

Недостатком известного способа является его низкая эффективность в неоднородных нефтяных пластах вследствие невозможности полного блокирования высокопроницаемых обводнённых зон пласта и вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов вытеснением незначителен и нефтеотдача пласта остается невысокой.The disadvantage of this method is its low efficiency in heterogeneous oil reservoirs due to the impossibility of completely blocking high-permeability flooded zones of the formation and involvement in the development of previously uncovered low-permeability oil-saturated zones of the formation. As a result, displacement coverage of reservoirs is insignificant and oil recovery remains low.

Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий закачку водных растворов силиката щелочного металла и полимера, которые перед закачкой смешивают с минерализованной водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л, смесь закачивают периодически оторочками (патент RU № 2146002, опубл. 27.02.2000). Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более, в каждой последующей оторочке уменьшают количество водорастворимого полимера и силиката щелочного металла, при этом общее уменьшение количества водорастворимого полимера лежит в пределах от 0,1 до 0,001 мас. %, количество силиката щелочного металла – в пределах от 10 до 0,1 мас. %, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас. %. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Однако способ недостаточно эффективен для высокопроницаемых промытых зон. A known method of regulating the front of waterflooding of oil reservoirs, including the injection of aqueous solutions of alkali metal silicate and polymer, which are mixed with saline water having a salinity of 15-180 g / l before injection, the mixture is pumped periodically with rims (patent RU No. 2146002, publ. 27.02.2000 ). The transition from one slug to another is carried out with an increase in the injection pressure by 0.5 MPa or more, in each subsequent slug the amount of water-soluble polymer and alkali metal silicate is reduced, while the overall decrease in the amount of water-soluble polymer ranges from 0.1 to 0.001 wt. %, the amount of alkali metal silicate is in the range from 10 to 0.1 wt. %, mineralized water is the rest up to 100 wt. %. Polyacrylamide or cellulose ethers are used as the water-soluble polymer. However, the method is not effective enough for highly permeable washed zones.

Недостатком способа является то, что при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и намываются в высокопроницаемых зонах, однако прочность таких пробок низкая, и они быстро вымываются при последующем заводнении, что приводит к кратковременной эффективности способа. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.The disadvantage of this method is that when precipitating from aqueous solutions of sodium silicate in the presence of saline water, amorphous sodium silicates are formed, which are pumped into the well in the form of a colloidal system and washed in highly permeable zones, however, the strength of such plugs is low, and they are quickly washed out during subsequent flooding, which leads to short-term effectiveness of the method. As a result, oil recovery remains low.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины (патент RU № 2169836, опубл. 27.06.2001). Закачку в пласт осуществляют в две стадии растворов силиката натрия и хлорида кальция с образованием составов различной консистенции. Растворы силиката натрия и хлорида кальция закачивают раздельно. Первоначально производят закачку раствора силиката натрия, который на первой стадии дополнительно содержит наполнитель, а на второй стадии дополнительно содержит полиакриламид. В качестве наполнителя используют древесную муку, лигнин, бентонит. В качестве силиката натрия используют низкомодульное жидкое стекло, выпускаемое по ГОСТ 13078-81. The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing an oil reservoir, including the injection of sodium silicate, polyacrylamide and filler solutions into the reservoir and oil withdrawal through production wells (patent RU No. 2169836, publ. 27.06.2001). Injection into the formation is carried out in two stages of solutions of sodium silicate and calcium chloride with the formation of compositions of different consistency. Sodium silicate and calcium chloride solutions are pumped separately. Initially, a sodium silicate solution is pumped in, which additionally contains a filler at the first stage, and additionally contains polyacrylamide at the second stage. Wood flour, lignin, bentonite are used as a filler. Low-modulus liquid glass produced in accordance with GOST 13078-81 is used as sodium silicate.

Недостатками способа являются:The disadvantages of this method are:

- низкая эффективность способа, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде поэтапная закачка растворов не обеспечивает образование устойчивых ассоциатов, осадка равномерно во всем объеме высокопроницаемых обводнённых зон пласта и, как следствие, снижение сопротивления течению воды при последующем заводнении, повышение обводненности, снижение нефтеотдачи;- low efficiency of the method, especially at a late stage of development, because in a porous medium, stage-by-stage injection of solutions does not ensure the formation of stable associates, the sediment is uniform throughout the entire volume of highly permeable water-cut zones of the formation and, as a result, a decrease in resistance to water flow during subsequent flooding, an increase in water cut, a decrease in oil recovery;

- сложная реализация способа, включающего подготовку, хранение и закачку растворов в несколько этапов;- complex implementation of the method, including preparation, storage and injection of solutions in several stages;

- неравномерное смешение реагентов при одновременной закачке в скважину;- uneven mixing of reagents with simultaneous injection into the well;

- незначительный охват пласта воздействием вследствие того, что в пласте не происходит полное перемешивание оторочек: растворов силиката натрия с наполнителем и хлористого кальция, и водного раствора силиката натрия с полиакриламидом и хлористого кальция. Реакция осадкообразования протекает лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, основная часть осадкообразования состава остается в пласте непрореагировавшей;- insignificant coverage of the formation by the impact due to the fact that in the formation there is no complete mixing of the rims: solutions of sodium silicate with a filler and calcium chloride, and an aqueous solution of sodium silicate with polyacrylamide and calcium chloride. The reaction of sedimentation occurs only at the border of contact of the rims with each other, the main part of the sedimentation of the composition remains unreacted in the stratum;

- длительность осуществления способа, т.к. реагенты закачиваются в скважину поэтапно, а не одновременно.- the duration of the implementation of the method, tk. reagents are pumped into the well in stages rather than simultaneously.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности способа разработки неоднородного пласта, особенно на поздней стадии разработки, за счет повышения качества образования ассоциатов и осадка, равномерно размещенного во всем объеме высокопроницаемых обводнённых зон пласта в пористой среде с учетом приемистости скважины, обеспечивающего повышение сопротивления течению воды при последующем заводнении, сокращение этапов закачки растворов, сокращение времени закачки, подключение в разработку нефтенасыщенных пропластков, ранее незадействованных вытеснением, и, как следствие, снижение обводненности, повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта воздействием, а также упрощение реализации способа при расширении технологических возможностей способа.The technical objectives of the proposal are to improve the efficiency of the method for developing a heterogeneous reservoir, especially at a late stage of development, by improving the quality of the formation of associates and sediment, uniformly distributed throughout the entire volume of highly permeable watered zones of the reservoir in a porous medium, taking into account the injectivity of the well, which provides an increase in resistance to water flow during the subsequent waterflooding, reduction of fluid injection stages, reduction of injection time, connection of oil-saturated interlayers into development, previously unused by displacement, and, as a consequence, reduction of water cut, increased oil recovery, increase in reservoir coverage by impact, as well as simplification of the method implementation while expanding the technological capabilities of the method.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины.Technical problems are solved by the method of developing an oil reservoir, including the injection of sodium silicate, polyacrylamide and filler solutions into the reservoir through an injection well, and oil withdrawal through production wells.

Новым является то, что предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы силиката натрия, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. % и наполнителя, а в качестве силиката натрия используют водный раствор высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %, в качестве наполнителя используют порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %, и определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр.скв., рассчитывают объем закачки указанной смеси – Vсмеси и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – Спор.ц., исходя из приемистости нагнетательной скважины: при Пр. скв. – 150-200 м3/сут Vсмеси 100-200 м3, Спор.ц. 0,01-0,25 мас. %, при Пр. скв. – 200-300 м3/сут Vсмеси 200-350 м3, Спор.ц. 0,25-0,6 мас. %, при Пр. скв. – 300-600 м3/сут Vсмеси 350-500 м3, Спор.ц. 0,6-1,5 мас. %, указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм3 до 260 г/дм3 в объёме 15 м3 и возобновляют заводнение.What is new is that before injection, aqueous solutions of sodium silicate, polyacrylamide with a molecular weight of 5 million Da to 12 million Da and a degree of hydrolysis from 5% to 20% or cellulose ether with a degree of substitution for carboxymethyl groups of at least 0 are mixed. 9 with a concentration of 0.0005 to 0.3 wt. % and filler, and as sodium silicate, an aqueous solution of high-modulus sodium polysilicate with a silicate modulus of 4.2-6.2 with a concentration of 0.05 to 3.0 wt. %, powdered cellulose with a concentration of 0.01 to 1.5 wt. %, and determine the injectivity of the injection well - Pr. well , calculate the volume of injection of the specified mixture - V mixture and select the concentration of powdered cellulose - C por.c. , based on the injectivity of the injection well: at Pr. well - 150-200 m 3 / day V mixture 100-200 m 3 , C por.c. 0.01-0.25 wt. %, at Pr. well - 200-300 m 3 / day V mixture 200-350 m 3 , C por.c. 0.25-0.6 wt. %, at Pr. well - 300-600 m 3 / day V mixture 350-500 m 3 , C por.c. 0.6-1.5 wt. %, the specified mixture is injected into the formation until the specific injectivity of the well is reduced by 10-60%, and after the injection of this mixture, it is pumped into the formation with water with salinity from 0.5 g / dm 3 to 260 g / dm 3 in a volume of 15 m 3 and waterflooding is resumed.

Для приготовления указанной смеси используют следующие реагенты:To prepare this mixture, the following reagents are used:

- полиакриламид (ПАА) – синтетический полимер акрилового ряда отечественного или импортного производства, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 %;- polyacrylamide (PAA) - a synthetic polymer of acrylic series of domestic or imported production, which is a white powder with a molecular weight of 5 million Da to 12 million Da and a degree of hydrolysis from 5% to 20%;

- эфир целлюлозы (ЭЦ) – мелкозернистый сыпучий порошок от светло-жёлтого до бежевого цвета со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9;- cellulose ether (EC) - fine-grained free-flowing powder from light yellow to beige with a degree of substitution for carboxymethyl groups of at least 0.9;

- высокомодульный полисиликат натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 (ПСН) – опалесцирующий раствор от прозрачного до серого цвета, массовая доля оксида кремния от 19,0 % до 24 %, массовая доля оксида натрия от 4,0 % до 5,5 %, плотность от 1,19 г/см3 до 1,25 г/см3 (ТУ 2145-014-13002578-2008); - high-modulus sodium polysilicate with silicate modulus 4.2-6.2 (PSN) - opalescent solution from transparent to gray, mass fraction of silicon oxide from 19.0% to 24%, mass fraction of sodium oxide from 4.0% to 5 , 5%, density from 1.19 g / cm 3 to 1.25 g / cm 3 (TU 2145-014-13002578-2008);

- порошковая целлюлоза (ПЦ) представляет продукт дробления из различных видов целлюлозы – порошок или мелкие волокна белого, серого или кремового цвета, например марки С-0,5  и С-1,6 по ТУ 5410-029-32957739-2007. Размеры частиц ПЦ от 500 до 1600 мкм;- powdered cellulose (PC) is a product of crushing from various types of cellulose - powder or fine fibers of white, gray or cream color, for example, grades C-0.5 and C-1.6 according to TU 5410-029-32957739-2007. PC particle sizes from 500 to 1600 microns;

- вода с минерализацией от 0,5 г/дм3 до 260 г/дм3.- water with mineralization from 0.5 g / dm 3 to 260 g / dm 3 .

Достигаемый положительный эффект от предлагаемого способа обеспечивается тем, что предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. %, и порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %, и определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр.скв., рассчитывают объем закачки указанной смеси – Vсмеси и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – Спор.ц.. Исходя из приемистости нагнетательной скважины: при Пр. скв. – 150-200 м3/сут закачивают Vсмеси 100-200 м3, Спор.ц. 0,01-0,25 мас. %, при Пр. скв. – 200-300 м3/сут закачивают Vсмеси 200-350 м3, Спор.ц. 0,25-0,6 мас. %, при Пр. скв. – 300-600 м3/сут закачивают Vсмеси 350-500 м3, Спор.ц. 0,6-1,5 мас. %. Указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм3 до 260 г/дм3 в объёме 15 м3. Происходит усиление блокирования высокопроницаемых зон пласта за счет образования равномерного объемного коллоидного осадка, образующегося при взаимодействии водного раствора высокомодульного полисиликата натрия с водой, содержащего соли поливалентных катионов, увеличивая фильтрационное сопротивление. Кроме того, легкоподвижные дисперсные частицы порошковой целлюлозы, полученные при взаимодействии водного раствора высокомодульного полисиликата натрия, полиакриламида или эфира целлюлозы, равномерно распределяются по пласту со снижением проницаемости водопроводящих пропластков, и тем самым, увеличивается охват пласта воздействием. При этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в работу ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков без кольматации призабойной зоны скважины. The achieved positive effect of the proposed method is ensured by the fact that before injection, aqueous solutions of high-modulus sodium polysilicate with a silicate modulus of 4.2-6.2 with a concentration of 0.05 to 3.0 wt. %, polyacrylamide with a molecular weight from 5 million Da to 12 million Da and a degree of hydrolysis from 5% to 20% or a cellulose ether with a degree of substitution for carboxymethyl groups of at least 0.9 with a concentration from 0.0005 to 0.3 wt ... %, and powdered cellulose with a concentration of 0.01 to 1.5 wt. %, and determine the injectivity of the injection well - Pr. well , calculate the volume of injection of the specified mixture - V mixture and select the concentration of powdered cellulose - C por.c. ... Based on the injectivity of the injection well: at Pr. well - 150-200 m 3 / day, V mixture is pumped 100-200 m 3 , C por.c. 0.01-0.25 wt. %, at Pr. well - 200-300 m 3 / day injected V mixture of 200-350 m 3 , C por.c. 0.25-0.6 wt. %, at Pr. well - 300-600 m 3 / day injected V mixture of 350-500 m 3 , C por.c. 0.6-1.5 wt. %. The specified mixture is injected into the formation until the specific injectivity of the well decreases by 10-60%, and after the injection of the specified mixture, it is squeezed into the formation with water with salinity from 0.5 g / dm 3 to 260 g / dm 3 in a volume of 15 m 3 . There is an increase in the blocking of highly permeable zones of the formation due to the formation of a uniform volumetric colloidal sediment formed during the interaction of an aqueous solution of high-modulus sodium polysilicate with water containing salts of polyvalent cations, increasing the filtration resistance. In addition, readily mobile dispersed particles of powdered cellulose obtained by the interaction of an aqueous solution of a high-modulus sodium polysilicate, polyacrylamide or cellulose ether are evenly distributed throughout the formation with a decrease in the permeability of water-conducting layers, and thereby, the coverage of the formation by exposure is increased. At the same time, there is a redistribution of filtration flows and activation of previously uncovered low-permeability oil-saturated interlayers without clogging the bottomhole zone of the well.

Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.

Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с ней добывающие скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидроди-намических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Опреде-ляют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, минерализацию воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. На основе анализа геологических показателей определяют количество реагентов и объем закачиваемой смеси. Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ и концентрацию ПЦ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (таблица 1).A section of an injection well is selected, producing wells hydrodynamically connected with it and an analysis of its development is carried out. A complex of hydrodynamic and geophysical research is carried out. Determine the remaining oil reserves for the injection well section with adjustment for horizons and layers. Determine the initial injectivity of the injection well at the injection pressure, water salinity, permissible pressure on the production string or formations. Based on the analysis of geological indicators, the amount of reagents and the volume of the injected mixture are determined. The volume of injection of a mixture of aqueous solutions of PAA or EC, PSN and PC and the concentration of PC are selected depending on the injectivity of the injection well (Table 1).

Таблица 1 – Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ и концентрация ПЦ в зависимости от приемистости нагнетательной скважиныTable 1 - The volume of injection of a mixture of aqueous solutions of PAA or EC, PSN and PC and the concentration of PC, depending on the injectivity of the injection well

Наименование показателяIndicator name ЗначениеValue Приёмистость нагнетательной скважины при давлении закачки, м3/сутInjectivity of an injection well at injection pressure, m 3 / day 150–200150-200 200–300200-300 300–600300-600 Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ, м3 The volume of injection of a mixture of aqueous solutions of PAA or EC, PSN and PC, m 3 100-200100-200 200-350200-350 350-500350-500 Концентрация ПЦ в закачиваемой воде, мас. %Concentration of PC in injected water, wt. % 0,01-0,250.01-0.25 0,25-0,60.25-0.6 0,6-1,50.6-1.5

Дозирование, приготовление и закачку указанной смеси осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками по закачке химпродуктов, например, типа КУДР, ЦА-320 и т.д.Dosing, preparation and injection of the specified mixture is carried out by standard installations for injection of chemical products existing in oil production, for example, of the KUDR, TsA-320 type, etc.

Водный раствор высокомодульного полисиликата натрия предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения высокомодульного полисиликата натрия товарной формы и пресной воды в объёмном соотношении 1:(4–9). Для повышения качества водного раствора высокомодульного полисиликата натрия предварительно определяют минерализацию воды, закачиваемую на данной скважине. Объёмное соотношение выбирают исходя от минерализации воды, закачиваемой по водоводу (табл. 2) для продавки смеси в пласт. Для качественного получения водного раствора высокомодульный полисиликат натрия и пресную воду перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор высокомодульного полисиликата натрия доставляют на скважину автоцистернами.An aqueous solution of a high-modulus sodium polysilicate is preliminarily prepared on the basis for the preparation of chemical products by mixing a high-modulus sodium polysilicate of a commercial form and fresh water in a volume ratio of 1: (4–9). To improve the quality of the aqueous solution of high-modulus sodium polysilicate, the salinity of the water injected at this well is preliminarily determined. The volumetric ratio is selected based on the salinity of the water injected through the water conduit (Table 2) to push the mixture into the reservoir. To obtain a high-quality aqueous solution, high-modulus sodium polysilicate and fresh water are stirred for 30 minutes. Then the prepared aqueous solution of high-modulus sodium polysilicate is delivered to the well by tank trucks.

Таблица 2 – Объёмное соотношение высокомодульного полисиликата натрия и пресной воды от минерализации водыTable 2 - Volume ratio of high modulus sodium polysilicate and fresh water from water salinity

Минерализация воды, г/дм3 Mineralization of water, g / dm 3 0,5-1300.5-130 130-260130-260 Объемное соотношение высокомодульного полисиликата натрия и пресной водыVolume ratio of high modulus sodium polysilicate to fresh water от 1:4 до 1:6from 1: 4 to 1: 6 от 1:6 до 1:9from 1: 6 to 1: 9

Смесь водных растворов полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы, водного раствора полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 и порошковой целлюлозы готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.A mixture of aqueous solutions of polyacrylamide with a molecular weight from 5 million Da to 12 million Da and a degree of hydrolysis from 5% to 20% or cellulose ether, an aqueous solution of sodium polysilicate with a silicate modulus of 4.2-6.2 and powdered cellulose is prepared immediately before injection into the formation through an injection well as follows.

В смесительную емкость установки по закачке химпродуктов подают воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой одновременно с помощью шнекового дозатора подают ПАА или ЭЦ в виде порошка с концентрацией 0,0005-0,3 мас. %, ПЦ с концентрацией 0,01-1,5 мас. % и дозируют дозировочным насосом водный раствор ПСН с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией 0,05-3,0 мас. %.The mixing tank of the chemical product injection unit is supplied with water supplied through the water line from the cluster pumping station. PAA or EC in the form of a powder with a concentration of 0.0005-0.3 wt. %, PC with a concentration of 0.01-1.5 wt. % and dosed with a dosing pump an aqueous solution of PSN with a silicate module 4.2-6.2 with a concentration of 0.05-3.0 wt. %.

Затем полученную смесь водных растворов полиакриламида или эфира целлюлозы, полисиликата натрия и порошковой целлюлозы из смесительной емкости, в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %.Then the resulting mixture of aqueous solutions of polyacrylamide or cellulose ether, sodium polysilicate and powdered cellulose from the mixing tank is continuously pumped into the formation through the injection well with a pump unit until the specific injectivity of the well decreases by 10-60%.

После окончания закачки указанной смеси продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм3 до 260 г/дм3 в объёме 15 м3.After the end of the injection, the specified mixture is pushed into the formation with water with a salinity of 0.5 g / dm 3 to 260 g / dm 3 in a volume of 15 m 3 .

Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов. Final work is performed on the well and then the well is put into operation in the same mode as before treatment. After 15 days, geophysical studies of the reservoirs are carried out.

В лабораторных условиях эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу оценивалась по двум показателям – остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,805-0,858 г/см3. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией 0,5-260 г/дм3 с замером на выходе объемов нефти и воды. В табл. 3 приведены результаты по определению ОФС и коэффициента нефтеизвлечения при закачке смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ.In laboratory conditions, the effectiveness of the proposed method and the prototype method was evaluated by two indicators - the residual resistance factor (RF) and the oil recovery factor. Experiments are carried out on reservoir models, which are two identical tubes (0.5 m long, 6.4 cm 2 cross-sectional area). By selecting the size of the grains of quartz sand, the required permeability of the formation model channels is created. Fresh or saline water is passed through the model, which is then replaced with oil with a density of 0.805-0.858 g / cm 3 . Further, oil is displaced by water with a salinity of 0.5-260 g / dm 3 with measurement of the volumes of oil and water at the outlet. Table 3 shows the results of determining the RPV and the oil recovery factor when injecting a mixture of aqueous solutions of PAA or EC, PSN and PC.

Пример 1. В модель пласта закачивают смесь водных растворов ПАА с концентрацией 0,0005 мас. %, ПСН с концентрацией 0,05 мас. % и ПЦ с концентрацией 0,01 мас. %. Объемное соотношение ПСН и пресной воды составляет 1:4. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,5 г/дм3 путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 78,9, а ОФС – 22,5 (см. табл. 3, опыт 1). Example 1. A mixture of aqueous PAA solutions with a concentration of 0.0005 wt. %, PSN with a concentration of 0.05 wt. % and PC with a concentration of 0.01 wt. %. The volumetric ratio of PSN to fresh water is 1: 4. Additional displacement of oil with water with a salinity of 0.5 g / dm 3 is carried out by injection of water with measurement of volumes of oil and water at the outlet. The oil recovery factor is 78.9, and the OFR is 22.5 (see Table 3, experiment 1).

Таблица 3 - Результаты фильтрационных исследований смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, и ПЦTable 3 - Results of filtration studies of a mixture of aqueous solutions of PAA or EC, PSN, and PC

№ п/пP / p No. Смесь водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, ПЦ, мас. %A mixture of aqueous solutions of PAA or EC, PSN, PC, wt. % Коэффициент нефтеизвлечения,
%Oil recovery factor,
% ОФСOFS ПААPAA ЭЦEC ПСН / Объемное соотношение ПСН с пресной водойPSN / Volume ratio of PSN to fresh water ПЦPC Вода,
/ минерализация,
г/дм3 Water,
/ mineralization,
g / dm 3 1one 22 33 4four 5five 66 77 8eight 1one 0,00050.0005 -- 0,05 / 1:40.05 / 1: 4 0,010.01 99,9395 / 0,599.9395 / 0.5 78,978.9 22,522.5 22 0,00050.0005 -- 0,05 / 1:50.05 / 1: 5 0,010.01 99,9395 / 10099.9395 / 100 78,778.7 22,922.9 33 -- 0,150.15 0,05 / 1:60.05 / 1: 6 0,010.01 99,79 / 13099.79 / 130 79,579.5 23,123.1 4four 0,150.15 -- 0,05 / 1:50.05 / 1: 5 0,010.01 99,79 / 10099.79 / 100 79,879.8 23,523.5 5five -- 0,00050.0005 0,05 / 1:70.05 / 1: 7 0,010.01 99,9395 / 17099.9395 / 170 78,978.9 21,921.9 66 0,30.3 -- 0,05 / 1:90.05 / 1: 9 0,010.01 99,64 / 26099.64 / 260 78,978.9 25,625.6 77 -- 0,30.3 0,05 / 1:70.05 / 1: 7 0,010.01 99,64 / 17099.64 / 170 79,179.1 26,126.1 8eight -- 0,00050.0005 1,0 / 1:61.0 / 1: 6 0,010.01 98,9895 / 13098.9895 / 130 78,878.8 24,524.5 9nine 0,150.15 -- 1,0 / 1:41.0 / 1: 4 0,010.01 98,84 / 0,598.84 / 0.5 88,788.7 26,326.3 1010 -- 0,150.15 1,0 / 1:51.0 / 1: 5 0,010.01 98,84 / 10098.84 / 100 89,889.8 27,927.9 11eleven 0,30.3 -- 1,0 / 1:91.0 / 1: 9 0,010.01 98,69 / 26098.69 / 260 85,685.6 47,947.9 1212 -- 0,30.3 1,0 / 1:71.0 / 1: 7 0,010.01 98,68 / 21098.68 / 210 86,786.7 46,946.9 1313 -- 0,00050.0005 3,0 / 1:63.0 / 1: 6 0,010.01 96,9895 / 13096.9895 / 130 79,179.1 27,927.9 14fourteen 0,150.15 -- 3,0 / 1:93.0 / 1: 9 0,010.01 96,84 / 26096.84 / 260 76,876.8 25,325.3 15fifteen 0,30.3 -- 3,0 / 1:43.0 / 1: 4 0,010.01 96,69 / 0,596.69 / 0.5 79,179.1 31,231.2 16sixteen 0,00050.0005 -- 0,05 / 1:40.05 / 1: 4 0,50.5 99,4495 / 0,599.4495 / 0.5 78,278.2 38,638.6 1717 0,150.15 -- 0,05 / 1:60.05 / 1: 6 0,50.5 99,3 / 13099.3 / 130 85,285.2 41,241.2 18eighteen 0,00050.0005 -- 1,0 / 1:51.0 / 1: 5 0,50.5 98,4995 / 10098.4995 / 100 76,876.8 38,938.9 19nineteen -- 0,30.3 0,05 / 1:90.05 / 1: 9 0,50.5 99,15 / 26099.15 / 260 74,374.3 45,345.3 20twenty -- 0,00050.0005 1,0 / 1:61.0 / 1: 6 0,50.5 98,4995 / 13098.4995 / 130 75,375.3 39,539.5 2121 -- 0,150.15 1,0 / 1:71.0 / 1: 7 0,50.5 98,35 / 21098.35 / 210 73,573.5 44,644.6 2222 0,150.15 -- 1,0 / 1:91.0 / 1: 9 0,50.5 98,35 / 26098.35 / 260 73,873.8 45,345.3 2323 0,30.3 -- 1,0 / 1:41.0 / 1: 4 0,50.5 98,2 / 0,598.2 / 0.5 77,277.2 51,351.3 2424 -- 0,30.3 1,0 / 1:51.0 / 1: 5 0,50.5 98,2 / 10098.2 / 100 78,678.6 52,352.3 2525 0,30.3 -- 1,0 / 1:71.0 / 1: 7 0,50.5 98,2 / 21098.2 / 210 79,679.6 57,257.2 2626 0,00050.0005 -- 3,0 / 1:93.0 / 1: 9 0,50.5 96,4995 / 26096.4995 / 260 78,278.2 32,632.6 2727 -- 0,150.15 3,0 / 1:43.0 / 1: 4 0,50.5 96,35 / 0,596.35 / 0.5 76,576.5 32,532.5 2828 0,30.3 -- 3,0 / 1:63.0 / 1: 6 0,50.5 96,2 / 13096.2 / 130 81,381.3 42,342.3 2929 0,00050.0005 -- 0,05 / 1:40.05 / 1: 4 1,51.5 98,4495 / 0,598.4495 / 0.5 75,375.3 34,834.8 30thirty -- 0,00050.0005 0,05 / 1:50.05 / 1: 5 1,51.5 98,4495 / 10098.4495 / 100 76,576.5 35,235.2 3131 0,00050.0005 -- 0,05 / 1:70.05 / 1: 7 1,51.5 98,4495 / 21098.4495 / 210 77,677.6 36,836.8 3232 -- 0,150.15 0,05 / 1:60.05 / 1: 6 1,51.5 98,3 / 13098.3 / 130 78,478.4 42,342.3 3333 0,30.3 -- 0,05 / 1:90.05 / 1: 9 1,51.5 98,15 / 26098.15 / 260 85,385.3 55,655.6 3434 0,30.3 -- 0,05 / 1:50.05 / 1: 5 1,51.5 98,15 / 10098.15 / 100 84,684.6 54,354.3 3535 -- 0,30.3 0,05 / 1:70.05 / 1: 7 1,51.5 98,15 / 21098.15 / 210 84,984.9 55,855.8 3636 0,00050.0005 -- 1,0 / 1:41.0 / 1: 4 1,51.5 97,4995 / 0,597.4995 / 0.5 74,974.9 54,354.3 3737 -- 0,00050.0005 1,0 / 1:51.0 / 1: 5 1,51.5 97,4995 / 10097.4995 / 100 75,975.9 55,355.3 3838 0,00050.0005 -- 1,0 / 1:71.0 / 1: 7 1,51.5 97,4995 / 21097.4995 / 210 78,978.9 56,756.7 3939 0,150.15 -- 1,0 / 1:61.0 / 1: 6 1,51.5 97,35 / 13097.35 / 130 75,875.8 58,958.9 4040 -- 0,150.15 1,0 / 1:71.0 / 1: 7 1,51.5 97,35 / 21097.35 / 210 79,379.3 59,859.8 4141 0,30.3 -- 1,0 / 1:91.0 / 1: 9 1,51.5 97,2 / 26097.2 / 260 79,579.5 53,953.9 Продолжение таблицы 3Continuation of table 3 4242 -- 0,30.3 1,0 / 1:51.0 / 1: 5 1,51.5 97,2 / 10097.2 / 100 81,581.5 54,654.6 4343 0,30.3 -- 1,0 / 1:71.0 / 1: 7 1,51.5 97,2 / 21097.2 / 210 82,182.1 53,853.8 4444 -- 0,00050.0005 3,0 / 1:43.0 / 1: 4 1,51.5 95,4995 / 0,595.4995 / 0.5 75,675.6 54,254.2 4545 0,00050.0005 -- 3,0 / 1:53.0 / 1: 5 1,51.5 95,4995 / 10095.4995 / 100 76,976.9 56,856.8 4646 -- 0,00050.0005 3,0 / 1:73.0 / 1: 7 1,51.5 95,4995 / 21095.4995 / 210 77,377.3 57,957.9 4747 0,150.15 -- 3,0 / 1:93.0 / 1: 9 1,51.5 95,35 / 26095.35 / 260 76,376.3 59,759.7 4848 -- 0,150.15 3,0 / 1:53.0 / 1: 5 1,51.5 95,35 / 10095.35 / 100 75,975.9 58,158.1 4949 0,150.15 -- 3,0 / 1:73.0 / 1: 7 1,51.5 95,35 / 21095.35 / 210 76,176.1 58,958.9 50fifty -- 0,30.3 3,0 / 1:43.0 / 1: 4 1,51.5 95,2 / 0,595.2 / 0.5 84,284.2 59,959.9 5151 0,30.3 -- 3,0 / 1:73.0 / 1: 7 1,51.5 95,2 / 21095.2 / 210 85,685.6 60,160.1 ПрототипPrototype Первая стадия First stage Раствор CaCl2, см3 CaCl 2 solution, cm 3 Вторая стадияSecond stage Раствор CaCl2, см3 CaCl 2 solution, cm 3 Коэффициент нефтеизвлечения,
%Oil recovery factor,
% ОФСOFS Водный раствор силиката натрия*, мас. % Sodium silicate aqueous solution *, wt. % Древесная мука, мас. %Wood flour, wt. % Вода, мас. %Water, wt. % Силикат натрия**,
мас. %Sodium silicate **,
wt. % ПАА, мас. %PAA, wt. % Вода, мас. %Water, wt. % 5252 0,50.5 0,250.25 97,4597.45 20twenty 0,50.5 0,30.3 99,299.2 20twenty 44,644.6 16,816.8 5353 3,03.0 0,50.5 96,596.5 4040 3,03.0 0,1250.125 96,87596,875 20twenty 48,748.7 15,515.5 5454 1,01.0 0,750.75 98,2598.25 6060 1,01.0 0,50.5 98,598.5 20twenty 46,746.7 18,118.1 Примечание – Исследования прототипа проведены заявителем самостоятельно.
*- Водный раствор силиката натрия, приготовленный из товарной формы силиката натрия (ГОСТ 13078-81) и пресной воды в объемном соотношении 1:5;
*- Водный раствор силиката натрия, приготовленный из товарной формы силиката натрия (ГОСТ 13078-81) и пресной воды в объемном соотношении 1:4.Note - The research of the prototype was carried out by the applicant independently.
* - Aqueous sodium silicate solution prepared from the marketable form of sodium silicate (GOST 13078-81) and fresh water in a volume ratio of 1: 5;
* - Aqueous sodium silicate solution prepared from the commercial form of sodium silicate (GOST 13078-81) and fresh water in a volume ratio of 1: 4.

Как видно из табл. 3, ОФС по предлагаемому способу разработки нефтяного пласта возрастает в 2,5 раза по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в 1,7 раза. As you can see from the table. 3, the OFS for the proposed method of developing an oil reservoir increases 2.5 times compared to the prototype. The oil recovery factor is increased by 1.7 times.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,54 мкм2, нефтенасыщенностью 87,5 %, пористостью 21,1-22,4 %, нефтенасыщенная толщина пласта – 5,6 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 7,3 т, средняя обводненность добываемой жидкости – 91,5 % (от 89,5 % до 93,1 %). Приемистость нагнетательной скважины составляет 150 м3/сут при давлении закачки 6,0 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты – 14,0 МПа, минерализация воды 0,5 г/дм3 (пример 1 табл. 4). An area with one injection well and three production wells was chosen as the object of pilot work. Formations are represented by terrigenous reservoirs, permeability 0.54 μm 2 , oil saturation 87.5%, porosity 21.1-22.4%, oil-saturated formation thickness - 5.6 m.The average daily oil production rate per one production well is 7.3 tons, the average water cut of the produced fluid is 91.5% (from 89.5% to 93.1%). The injectivity of the injection well is 150 m 3 / day at an injection pressure of 6.0 MPa, the maximum allowable pressure on the production string or strata is 14.0 MPa, the salinity of water is 0.5 g / dm 3 (example 1 of Table 4).

Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить смесь водных растворов ПАА, ПСН и ПЦ в объёме 100 м3, концентрация ПЦ составляет 0,01 мас. % (см. табл. 1). Водный раствор ПСН предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения ПСН товарной формы плотностью 1,19 г/см3 и пресной воды в объёмном соотношении 1:4 (см. табл. 2). Для качественного получения водного раствора ПСН натрия (0,42 м3) и пресную воду (1,68 м3) перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор ПСН доставляют на скважину автоцистернами. For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare a mixture of aqueous solutions of PAA, PSN and PC in a volume of 100 m 3 , the concentration of PC is 0.01 wt. % (see Table 1). An aqueous solution of PSN is preliminarily prepared on the basis for the preparation of chemical products by mixing PSN of a commercial form with a density of 1.19 g / cm 3 and fresh water in a volume ratio of 1: 4 (see Table 2). To obtain a high-quality aqueous solution of PSN sodium (0.42 m 3 ) and fresh water (1.68 m 3 ) are stirred for 30 minutes. Then the prepared aqueous solution of PSN is delivered to the well by tank trucks.

Приготовление и закачку смеси водных растворов ПАА, ПСН с силикатным модулем 4,2 и ПЦ осуществляют с использованием установки по закачке химпродуктов типа КУДР.The preparation and injection of a mixture of aqueous solutions of PAA, PSN with a silicate module 4.2 and PC is carried out using a plant for injection of chemical products of the KUDR type.

Смесь водных растворов растворов ПАА, ПСН с силикатным модулем 4,2 и ПЦ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.A mixture of aqueous solutions of PAA, PSN solutions with a silicate module 4.2 and PC is prepared immediately before injection into the formation through an injection well as follows.

В смесительную емкость установки по закачке химпродуктов подают воду с минерализацией 0,5 г/дм3, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (99,9395 мас. %). В эту же емкость с водой одновременно с помощью шнекового дозатора подают ПАА с молекулярной массой 5,6 млн. Da со степенью гидролиза 15 % в виде порошка с концентрацией 0,0005 мас. %, порошковую целлюлозу с концентрацией 0,01 мас. % и дозируют дозировочным насосом водный раствор ПСН с силикатным модулем с концентрацией 0,05 мас. %.Water with a salinity of 0.5 g / dm 3 is fed into the mixing tank of the installation for pumping chemical products, supplied through a water line from a cluster pumping station (99.9395 wt.%). PAA with a molecular weight of 5.6 million Da with a degree of hydrolysis of 15% in the form of a powder with a concentration of 0.0005 wt. %, powdered cellulose with a concentration of 0.01 wt. % and dosed with a dosing pump an aqueous solution of PSN with a silicate module with a concentration of 0.05 wt. %.

Затем полученную смесь водных растворов ПАА, ПСН с силикатным модулем 4,2 и ПЦ из смесительной емкости, в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10 % (пример 1, табл. 5).Then the resulting mixture of aqueous solutions of PAA, PSN with a silicate module 4.2 and PC from a mixing tank is continuously pumped into the formation through an injection well with a pump unit until the specific injectivity of the well decreases by 10% (example 1, table 5).

После окончания закачки указанной смеси продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5 г/дм3 в объёме 15 м3.After the end of the injection, the specified mixture is pushed into the formation with water with a salinity of 0.5 g / dm 3 in a volume of 15 m 3 .

В результате закачки изменились эксплуатационные показатели добывающих скважин: средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 91,5 % до 85,8 %, снижение удельной приемистости скважины на 10 %, дебит нефти по участку увеличился на 3,6 т (пример 1, табл. 5). As a result of the injection, the operating parameters of the producing wells changed: the average water cut of the produced products decreased from 91.5% to 85.8%, the specific injectivity of the well decreased by 10%, the oil production rate in the area increased by 3.6 tons (example 1, table 5 ).

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 4, 5. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1700 т нефти.The remaining examples of the implementation of the method for the development of an oil reservoir are performed similarly, their results are shown in table. 4, 5. Additional oil production averaged over 1,700 tons of oil.

Предлагаемый способ повышает эффективность процесса, особенно на поздней стадии разработки, за счет повышения качества образования ассоциатов и осадка, равномерно размещенного во всем объеме высокопроницаемых обводнённых зон пласта в пористой среде с учетом приемистости скважины, обеспечивает повышение сопротивления течению воды при последующем заводнении, сокращает этапы закачки растворов, сокращает время закачки. The proposed method increases the efficiency of the process, especially at a later stage of development, by improving the quality of the formation of associates and sediment, evenly distributed throughout the entire volume of highly permeable watered zones of the formation in a porous medium, taking into account the injectivity of the well, provides an increase in resistance to water flow during subsequent waterflooding, reduces the stages of injection solutions, reduces the injection time.

Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых и трещиноватых зонах пласта происходит блокирование и далее 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 1,6-1,8 раза.The results obtained show that in highly permeable and fractured zones of the formation, blocking and further redistribution of filtration flows in the formation occurs and, as a result, the connection to the work of previously uncovered oil-saturated zones of the formation, which lead to an increase in the sweep of the formation by displacement by 1.6-1.8 times.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добывающих скважин за счёт увеличения блокирующей способности закачиваемой смеси, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет упростить и расширить технологические возможности осуществления способа.Thus, the proposed method of developing an oil reservoir allows increasing oil recovery and reducing the water cut of producing wells by increasing the blocking ability of the injected mixture, connecting previously uncovered low-permeability oil-saturated interlayers to the development, and increasing the effectiveness of sweeping the reservoir by impact. The proposal allows you to simplify and expand the technological capabilities of the method.

Таблица 4Table 4

Номер нагнетательной скважиныInjection well number Приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки до обработки, м3/сут / МПаInjection rate of an injection well at injection pressure before treatment, m 3 / day / MPa Удель
ная приемистость скважины до обработки,
м3/сут/МПаUdel
well injectivity before treatment,
m 3 / day / MPa Максималь
ное допусти
мое давление
на эксплуатационную колонну
или пласты,
МПаMaximal
let it be
my pressure
per production casing
or layers,
MPa Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, ПЦThe volume of injection of a mixture of aqueous solutions of PAA or EC, PSN, PC Минерализация воды,
г/дм3 / Объемное соотношение ПСН и пресной водыMineralization of water,
g / dm 3 / Volume ratio of PSN and fresh water Смесь водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, ПЦ, мас. %A mixture of aqueous solutions of PAA or EC, PSN, PC, wt. % Приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки после обработки,
м3/сут / МПаInjection rate of an injection well at injection pressure after treatment,
m 3 / day / MPa Удельная приемистость скважины после обработки
м3/сут/МПаSpecific well injectivity after treatment
m 3 / day / MPa ПААPAA ЭЦEC ПСН PSN ПЦPC ВодаWater 1one 22 33 4four 5five 66 77 8eight 9nine 1010 11eleven 1212 1313 1one 150 / 6,0150 / 6.0 2525 14,014.0 100100 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 0,00050.0005 -- 0,050.05 0,010.01 99,939599.9395 140 / 6,2140 / 6.2 22,522.5 22 180 / 6,5180 / 6.5 2828 10,510.5 200200 130 / 1:6130/1: 6 -- 0,00050.0005 0,050.05 0,10.1 99,849599.8495 150 / 9,0150 / 9.0 1717 33 200 / 7,2200 / 7.2 2828 11,511.5 150150 260 / 1:9260/1: 9 -- 0,00050.0005 0,050.05 0,250.25 99,699599.6995 150 / 10,0150 / 10.0 15fifteen 4four 240 / 6,5240 / 6.5 3737 12,012.0 200200 210 / 1:7210/1: 7 0,00050.0005 -- 0,050.05 0,30.3 99,649599.6495 210 / 10,5210 / 10.5 20twenty 5five 300 / 8,5300 / 8.5 3535 12,012.0 350350 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 0,00050.0005 -- 0,050.05 0,60.6 99,349599.3495 250 / 11,0250 / 11.0 2323 66 450 / 9,5450 / 9.5 4747 13,513.5 400400 100 / 1:5100/1: 5 -- 0,00050.0005 0,050.05 1,01.0 98,949598.9495 350 / 12,0350 / 12.0 2929 77 300 / 7,5300 / 7.5 4040 12,512.5 350350 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 0,00050.0005 -- 0,050.05 0,60.6 99,349599.3495 250 / 10,5250 / 10.5 2424 8eight 600 / 10,5600 / 10.5 5757 16,516.5 500500 260 /1:9260/1: 9 0,00050.0005 -- 0,050.05 1,51.5 98,449598.4495 500 / 13,5500 / 13.5 3737 9nine 150 /6,4150 / 6.4 2323 10,510.5 100100 130 / 1:6130/1: 6 0,10.1 -- 0,050.05 0,010.01 99,8499.84 100 / 9,0100 / 9.0 11eleven 1010 180 / 6,5180 / 6.5 2828 13,513.5 150150 100 / 1:5100/1: 5 0,10.1 -- 0,050.05 0,10.1 99,7599.75 130 / 10,5130 / 10.5 1212 11eleven 200 / 6,5200 / 6.5 3131 12,012.0 200200 210 / 1:7210/1: 7 -- 0,10.1 0,050.05 0,250.25 99,699.6 150 / 10,5150 / 10.5 14fourteen 1212 240 /6,7240 / 6.7 3636 11,011.0 250250 260 / 1:9260/1: 9 -- 0,10.1 0,050.05 0,30.3 99,5599.55 210 / 10,0210 / 10.0 2121 1313 350 / 7,5350 / 7.5 4747 12,012.0 400400 130 / 1:6130/1: 6 -- 0,10.1 0,050.05 1,01.0 98,8598.85 280 / 10,0280 / 10.0 2828 14fourteen 290 / 7,4290 / 7.4 3939 14,014.0 250250 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 0,10.1 -- 0,050.05 0,450.45 99,499.4 210 / 12,0210 / 12.0 18eighteen 15fifteen 600 / 11,5600 / 11.5 5252 15,015.0 500500 100 / 1:5100/1: 5 -- 0,10.1 0,050.05 1,01.0 98,8598.85 480 / 14,0480 / 14.0 3434 16sixteen 420 / 8,7420 / 8.7 4848 12,012.0 350350 210 / 1:7210/1: 7 0,10.1 -- 0,050.05 1,51.5 98,3598.35 350 / 11,0350 / 11.0 3232 1717 180 / 7,5180 / 7.5 2424 10,510.5 200200 260 / 1:9260/1: 9 0,30.3 -- 0,050.05 0,010.01 99,6499.64 150 / 9,5150 / 9.5 16sixteen 18eighteen 150 /4,5150 / 4.5 3333 10,010.0 100100 210 / 1:7210/1: 7 -- 0,30.3 0,050.05 0,10.1 99,5599.55 120 / 9,0120 / 9.0 1313 19nineteen 200 / 7,5200 / 7.5 2727 12,012.0 150150 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 -- 0,30.3 0,050.05 0,250.25 99,499.4 250 / 10,5250 / 10.5 2424 20twenty 300 / 8,9300 / 8.9 3434 13,013.0 250250 100 / 1:5100/1: 5 -- 0,30.3 0,050.05 0,60.6 99,0599.05 240 / 11,5240 / 11.5 2121 2121 240 / 8,9240 / 8.9 2727 14,014.0 350350 260 / 1:9260/1: 9 0,30.3 -- 0,050.05 0,450.45 99,299.2 190 / 12,0190 / 12.0 16sixteen 2222 290 / 9,0290 / 9.0 3232 15,015.0 200200 130 / 1:6130/1: 6 0,30.3 -- 0,050.05 0,450.45 99,299.2 210 / 11,5210 / 11.5 18eighteen 2323 350 / 7.5350 / 7.5 4747 12,012.0 350350 210 / 1:5210/1: 5 -- 0,30.3 0,050.05 1,01.0 98,6598.65 300 / 10,0300 / 10.0 30thirty 2424 600 / 10,5600 / 10.5 5757 14,514.5 350350 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 0,30.3 -- 0,050.05 1,51.5 98,1598.15 500 / 12,5500 / 12.5 4040 2525 180 / 7,5180 / 7.5 2424 10,510.5 200200 100 / 1:5100/1: 5 -- 0,00050.0005 1,01.0 0,010.01 98,989598.9895 150 / 9,5150 / 9.5 16sixteen

Продолжение таблицы 4Continuation of table 4

1one 22 33 4four 5five 66 77 8eight 9nine 1010 11eleven 1212 1313 2626 150 / 5,8150 / 5.8 2626 10,010.0 150150 260 / 1:9260/1: 9 0,00050.0005 1,01.0 0,10.1 98,899598.8995 120 / 9,5120 / 9.5 1313 2727 200 / 6,7200 / 6.7 30thirty 11,011.0 200200 100 / 1:5100/1: 5 0,00050.0005 1,01.0 0,250.25 98,749598.7495 120 / 10,0120 / 10.0 1212 2828 240 / 6,5240 / 6.5 3737 10,510.5 300300 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 -- 0,00050.0005 1,01.0 0,30.3 98,699598.6995 210 / 9,0210 / 9.0 2323 2929 350 / 7,5350 / 7.5 4747 12,012.0 450450 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 -- 0,00050.0005 1,01.0 1,01.0 97,999597.9995 300 / 10,5300 / 10.5 2929 30thirty 240 / 6,5240 / 6.5 3737 11,011.0 300300 100 / 1:5100/1: 5 0,00050.0005 -- 1,01.0 0,450.45 98,549598.5495 200 / 10,5200 / 10.5 19nineteen 3131 500 / 10.5500 / 10.5 4848 13,513.5 450450 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 -- 0,00050.0005 1,01.0 1,01.0 97,999597.9995 420 / 11,5420 / 11.5 3737 3232 500 / 11,0500 / 11.0 4545 15,015.0 500500 260 / 1:9260/1: 9 -- 0,00050.0005 1,01.0 1,51.5 97,499597.4995 400 / 13,5400 / 13.5 30thirty 3333 150 / 5,6150 / 5.6 2727 9,59.5 100100 260 / 1:9260/1: 9 -- 0,10.1 1,01.0 0,010.01 98,8998.89 110 / 8,0110 / 8.0 14fourteen 3434 180 / 6,5180 / 6.5 2828 11,011.0 150150 130 / 1:6130/1: 6 -- 0,10.1 1,01.0 0,10.1 98,898.8 150 / 9,5150 / 9.5 16sixteen 3535 200 / 6,5200 / 6.5 3131 12,012.0 200200 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 0,10.1 -- 1,01.0 0,250.25 98,6598.65 110 / 8,8110 / 8.8 12,512.5 3636 300 / 8,5300 / 8.5 3535 13,013.0 350350 130 / 1:6130/1: 6 0,10.1 -- 1,01.0 0,60.6 98,398.3 210 / 11,5210 / 11.5 18eighteen 3737 240 / 6,5240 / 6.5 3737 12,012.0 300300 210 / 1:7210/1: 7 0,10.1 -- 1,01.0 0,450.45 98,4598.45 210 / 10,5210 / 10.5 20twenty 3838 300 / 9,5300 / 9.5 3232 14,514.5 350350 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 -- 0,10.1 1,01.0 1,51.5 97,497.4 240 / 12,5240 / 12.5 19nineteen 3939 420 / 8,0420 / 8.0 5353 14,014.0 400400 130 / 1:6130/1: 6 0,10.1 -- 1,01.0 1,01.0 97,997.9 350 / 12,5350 / 12.5 2828 4040 420 / 8,5420 / 8.5 4949 12,512.5 500500 260 / 1:9260/1: 9 -- 0,10.1 1,01.0 1,51.5 97,497.4 350 / 11,0350 / 11.0 3232 4141 180 / 7,0180 / 7.0 2626 11,011.0 100100 100 / 1:5100/1: 5 -- 0,30.3 1,01.0 0,010.01 98,6998.69 150 / 10,0150 / 10.0 15fifteen 4242 200 / 6,5200 / 6.5 3131 10,510.5 200200 130 / 1:6130/1: 6 0,30.3 -- 1,01.0 0,10.1 98,698.6 120 / 9,5120 / 9.5 1313 4343 150 / 7,0150 / 7.0 2121 11,011.0 150150 130 / 1:6130/1: 6 0,30.3 -- 1,01.0 0,250.25 98,4598.45 110 / 9,5110 / 9.5 1212 4444 300 / 7,5300 / 7.5 4040 12,012.0 350350 100 / 1:5100/1: 5 0,30.3 -- 1,01.0 0,60.6 98,198.1 220 / 10,5220 / 10.5 2121 4545 600 / 11,5600 / 11.5 5252 15,615.6 500500 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 0,30.3 -- 1,01.0 1,51.5 97,297.2 420 / 13,5420 / 13.5 3131 4646 500 / 10,5500 / 10.5 4848 15,015.0 450450 130 / 1:6130/1: 6 -- 0,30.3 1,01.0 1,01.0 97,797.7 380 / 13,5380 / 13.5 2828 4747 600 / 12,5600 / 12.5 4848 16,516.5 500500 260 / 1:9260/1: 9 -- 0,30.3 1,01.0 1,51.5 97,297.2 410 / 13,5410 / 13.5 30thirty 4848 450 / 10,5450 / 10.5 4343 17,017.0 400400 100 / 1:5100/1: 5 -- 0,30.3 1,01.0 1,51.5 97,297.2 380 / 14,5380 / 14.5 2626 4949 180 / 7,5180 / 7.5 2424 10,010.0 100100 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 -- 0,00050.0005 3,03.0 0,010.01 96,989596.9895 120 / 9,5120 / 9.5 1313 50fifty 150 / 6,5150 / 6.5 2323 11,511.5 180180 260 / 1:9260/1: 9 0,00050.0005 -- 3,03.0 0,10.1 96,899596.8995 110 / 10,5110 / 10.5 1010 5151 200 / 7,5200 / 7.5 2727 12,012.0 200200 210 / 1:7210/1: 7 -- 0,00050.0005 3,03.0 0,250.25 96,749596.7495 120 / 10,0120 / 10.0 1212 5252 240 / 7,2240 / 7.2 3333 11,011.0 300300 130 / 1:6130/1: 6 0,00050.0005 -- 3,03.0 0,30.3 96,699596.6995 190 / 10,5190 / 10.5 18eighteen 5353 300 / 9,5300 / 9.5 3232 13,013.0 350350 260 / 1:9260/1: 9 0,00050.0005 -- 3,03.0 0,450.45 96,549596.5495 210 / 11,5210 / 11.5 18eighteen 5454 350 / 8,5350 / 8.5 4141 14,014.0 450450 210 / 1:7210/1: 7 -- 0,00050.0005 3,03.0 0,60.6 96,399596.3995 310 / 12,5310 / 12.5 2525 5555 500 / 10,5500 / 10.5 4848 15,515.5 400400 210 / 1:7210/1: 7 0,00050.0005 -- 3,03.0 1,01.0 95,999595.9995 420 / 13,5420 / 13.5 3131 5656 600 / 11,0600 / 11.0 5555 16,516.5 500500 100 / 1:5100/1: 5 0,00050.0005 -- 3,03.0 1,51.5 95,499595.4995 450 / 14,5450 / 14.5 3131 5757 150 / 6,5150 / 6.5 2323 10,510.5 180180 100 / 1:5100/1: 5 -- 0,10.1 3,03.0 0,010.01 96,8996.89 120 / 9,5120 / 9.5 1313 5858 150 / 6,0150 / 6.0 2525 12,012.0 100100 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 -- 0,10.1 3,03.0 0,10.1 96,896.8 120 /10,5120 / 10.5 11eleven 5959 200 / 6,4200 / 6.4 3131 13,013.0 200200 260 / 1:9260/1: 9 0,10.1 -- 3,03.0 0,250.25 96,6596.65 150 / 9,0150 / 9.0 1717

Продолжение таблицы 4Continuation of table 4

1one 22 33 4four 5five 66 77 8eight 9nine 1010 11eleven 1212 1313 6060 240 / 6,0240 / 6.0 4040 10,010.0 300300 0,5 / 1:40.5 / 1: 4 -- 0,10.1 3,03.0 0,30.3 96,696.6 210 / 9,5210 / 9.5 2222 6161 300 / 9,0300 / 9.0 3333 14,014.0 350350 100 / 1:5100/1: 5 -- 0,10.1 3,03.0 0,60.6 96,396.3 210 / 12,5210 / 12.5 1717 6262 350 / 11,5350 / 11.5 30thirty 15,515.5 450450 130 / 1:6130/1: 6 0,10.1 -- 3,03.0 0,60.6 96,396.3 300 / 13,5300 / 13.5 2222 6363 420 / 10,0420 / 10.0 4242 16,016.0 450450 210 / 1:7210/1: 7 -- 0,10.1 3,03.0 1,01.0 95,995.9 380 / 14,5380 / 14.5 2626 6464 500 / 11,5500 / 11.5 4343 17,017.0 400400 130 / 1:6130/1: 6 0,10.1 -- 3,03.0 1,51.5 95,495.4 420 / 14,5420 / 14.5 2929 6565 150 / 5,6150 / 5.6 2727 11,011.0 100100 260 / 1:9260/1: 9 -- 0,30.3 3,03.0 0,010.01 96,6996.69 120 / 9,5120 / 9.5 1313 6666 180 / 6,5180 / 6.5 2828 11,011.0 180180 210 / 1:7210/1: 7 -- 0,30.3 3,03.0 0,10.1 96,696.6 150 / 10,0150 / 10.0 15fifteen 6767 200 / 6,5200 / 6.5 3131 12,512.5 200200 130 / 1:6130/1: 6 -- 0,30.3 3,03.0 0,250.25 96,4596.45 130 / 10,4130 / 10.4 12,512.5 6868 240 / 8,0240 / 8.0 30thirty 12,512.5 300300 100 / 1:5100/1: 5 0,30.3 -- 3,03.0 0,30.3 96,496.4 210 / 11,0210 / 11.0 19nineteen 6969 300 / 6,5300 / 6.5 4646 10,510.5 350350 260 / 1:9260/1: 9 0,30.3 -- 3,03.0 0,60.6 96,196.1 210 / 9,0210 / 9.0 2323 7070 500 / 10,5500 / 10.5 4848 12,512.5 350350 100 / 1:5100/1: 5 -- 0,30.3 3,03.0 0,60.6 96,196.1 410 / 11,0410 / 11.0 3737 7171 600 / 12,0600 / 12.0 50fifty 15,515.5 500500 210 / 1:7210/1: 7 0,30.3 -- 3,03.0 1,01.0 95,795.7 500 / 13,5500 / 13.5 3737 7272 300 / 9,5300 / 9.5 3232 14,514.5 350350 210 / 1:7210/1: 7 0,30.3 -- 3,03.0 0,60.6 96,196.1 210 / 13,0210 / 13.0 16sixteen

Таблица 5Table 5

Номер участка нагнетательной скважиныInjection well section number Удельная приёмистость нагнетательной скважины, м3/сут/МПаSpecific injectivity of an injection well, m 3 / day / MPa Средний дебит нефти по участку, т/сутAverage oil production rate for the area, t / day Средняя обводнённость по участку, %Average water cut for the site,% До обработкиBefore processing После обработки After processing Снижение,
%Decrease,
% ДоBefore ПослеAfter ПриростGrowth ДоBefore ПослеAfter Снижение, %Decrease,% 1one 22 33 4four 5five 66 77 8eight 9nine 1010 1one 2525 22,522.5 1010 7,37.3 10,910.9 3,63.6 91,591.5 85,885.8 6,26.2 22 2828 1717 3939 12,512.5 15,215.2 2,72.7 93,593.5 87,587.5 6,46.4 33 2828 15fifteen 4646 11,211.2 14,814.8 3,63.6 95,495.4 90,790.7 4,94.9 4four 3737 20twenty 4646 10,610.6 13,813.8 3,23.2 92,392.3 86,586.5 6,36.3 5five 3535 2323 3434 14,514.5 17,917.9 3,43.4 85,685.6 81,281.2 5,15.1 66 4747 2929 3838 11,211.2 14,714.7 2,52.5 96,196.1 91,291.2 5,15.1 77 4040 2424 4040 7,57.5 11,311.3 3,83.8 94,394.3 88,588.5 6,26.2 8eight 5757 3737 3535 12,512.5 16,916.9 4,44.4 96,996.9 92,692.6 4,44.4 9nine 2323 11eleven 5252 9,49.4 12,512.5 3,13.1 95,495.4 90,390.3 5,35.3 1010 2828 1212 5757 10,210.2 13,813.8 3,63.6 92,592.5 86,786.7 6,36.3 11eleven 3131 14fourteen 5555 6,96.9 10,610.6 3,73.7 93,493.4 87,987.9 5,95.9 1212 3636 2121 4242 9,79,7 12,912.9 3,23.2 95,495.4 90,790.7 4,94.9 1313 4747 2828 4040 15,415.4 18,318.3 2,92.9 95,295.2 89,589.5 6,06.0 14fourteen 3939 18eighteen 5454 8,98.9 12,412.4 3,53.5 92,492.4 87,387.3 5,55.5 15fifteen 5252 3434 3535 11,311.3 15,215.2 3,93.9 94,694.6 90,290.2 4,74.7 16sixteen 4848 3232 3333 8,28.2 11,511.5 3,33.3 91,291.2 85,485.4 6,46.4 1717 2424 16sixteen 3333 12,612.6 15,815.8 3,23.2 89,689.6 84,984.9 5,25.2 18eighteen 3333 1313 6060 8,58.5 11,611.6 3,13.1 90,590.5 85,685.6 5,45.4 19nineteen 2727 2424 1010 7,27.2 10,810.8 3,63.6 89,689.6 85,485.4 4,74.7 20twenty 3434 2121 3838 10,510.5 13,913.9 3,43.4 90,590.5 85,885.8 5,25.2 2121 2727 16sixteen 4141 7,67.6 10,910.9 3,33.3 92,592.5 87,687.6 5,35.3 2222 3232 18eighteen 4444 12,512.5 15,715.7 3,23.2 89,589.5 85,485.4 4,64.6 2323 4747 30thirty 3636 10,310.3 14,514.5 4,24.2 90,590.5 85,485.4 5,65.6 2424 5757 4040 30thirty 13,513.5 16,616.6 3,13.1 92,792.7 88,488.4 4,64.6 2525 2424 16sixteen 3333 10,910.9 14,214.2 3,33.3 95,395.3 90,590.5 5,05.0 2626 2626 1313 50fifty 14,314.3 17,817.8 3,53.5 93,593.5 88,988.9 4,94.9 2727 30thirty 1212 6060 8,68.6 11,211.2 2,62.6 95,395.3 89,989.9 5,75.7 2828 3737 2323 3838 13,513.5 17,317.3 3,83.8 95,295.2 90,690.6 4,84.8 2929 4747 2929 3838 10,110.1 14,614.6 4,54.5 92,492.4 87,687.6 5,25.2 30thirty 3737 19nineteen 4949 8,38.3 11,511.5 3,23.2 93,593.5 89,389.3 4,54.5 3131 4848 3737 2323 6,46.4 10,810.8 4,24.2 91,391.3 86,686.6 5,15.1 3232 4545 30thirty 3333 9,39.3 12,812.8 3,53.5 93,693.6 89,389.3 4,64.6 3333 2727 14fourteen 4848 10,910.9 14,314.3 3,43.4 94,294.2 89,889.8 4,74.7 3434 2828 16sixteen 4343 11,211.2 14,614.6 3,43.4 95,395.3 90,490.4 5,15.1 3535 3131 1212 6060 12,612.6 15,815.8 3,23.2 93,193.1 88,288.2 5,35.3 3636 3535 18eighteen 4949 8,18.1 11,511.5 3,43.4 89,689.6 85,185.1 5,05.0 3737 3737 20twenty 4646 15,615.6 19,619.6 4,04.0 90,190.1 85,485.4 5,25.2 3838 3232 19nineteen 4141 12,512.5 15,615.6 3,13.1 93,593.5 89,289.2 4,64.6

Продолжение таблицы 5Continuation of table 5

1one 22 33 4four 5five 66 77 8eight 9nine 1010 3939 5353 2828 4747 9,79,7 12,912.9 3,23.2 95,395.3 90,790.7 4,84.8 4040 4949 3232 3535 18,918.9 22,322.3 3,43.4 94,294.2 87,987.9 6,76,7 4141 2626 15fifteen 4242 8,98.9 12,812.8 3,93.9 93,193.1 88,188.1 5,45.4 4242 3131 1313 5858 7,87.8 11,611.6 3,83.8 94,494.4 88,788.7 6,06.0 4343 2121 1212 4343 8,98.9 11,811.8 2,92.9 93,593.5 88,488.4 5,55.5 4444 4040 2121 4848 14,614.6 18,118.1 3,53.5 89,789.7 85,485.4 4,84.8 4545 5252 3131 4242 9,19.1 13,513.5 4,44.4 91,291.2 85,685.6 6,16.1 4646 4848 2828 4242 10,910.9 14,614.6 3,73.7 90,790.7 86,386.3 4,94.9 4747 4848 30thirty 3838 8,98.9 11,911.9 3,03.0 96,196.1 89,589.5 6,96.9 4848 4343 2626 4040 13,513.5 16,816.8 3,33.3 97,097.0 91,391.3 5,95.9 4949 2424 1313 4646 8,98.9 12,612.6 3,73.7 97,197.1 91,991.9 5,45.4 50fifty 2323 1010 5656 8,18.1 11,311.3 3,23.2 96,596.5 91,491.4 5,35.3 5151 2727 1212 5656 11,811.8 14,914.9 3,13.1 90,190.1 85,685.6 5,05.0 5252 3333 18eighteen 4545 9,79,7 12,812.8 3,13.1 88,388.3 82,982.9 6,16.1 5353 3232 18eighteen 4444 7,97.9 11,611.6 3,73.7 87,987.9 82,682.6 6,06.0 5454 4141 2525 3939 15,115.1 17,917.9 2,82.8 90,490.4 85,685.6 5,35.3 5555 4848 3131 3535 10,110.1 14,714.7 3,63.6 96,396.3 90,490.4 6,16.1 5656 5555 3131 4444 9,99.9 13,313.3 3,43.4 89,389.3 84,384.3 5,65.6 5757 2323 1313 4343 9,89.8 13,713.7 3,93.9 97,697.6 92,492.4 5,35.3 5858 2525 11eleven 5656 11,611.6 14,814.8 3,23.2 97,597.5 92,492.4 5,25.2 5959 3131 1717 4545 8,98.9 11,911.9 3,03.0 96,496.4 90,190.1 6,56.5 6060 4040 2222 4545 11,711.7 14,614.6 2,92.9 97,297.2 91,391.3 6,16.1 6161 3333 1717 4848 8,68.6 11,611.6 3,03.0 93,293.2 87,187.1 6,56.5 6262 30thirty 2222 2727 9,79,7 13,113.1 3,43.4 91,291.2 85,685.6 6,16.1 6363 4242 2626 3838 9,59.5 13,413.4 3,93.9 86,186.1 81,381.3 5,65.6 6464 4343 2929 3333 12,312.3 16,316.3 4,04.0 95,795.7 90,790.7 5,25.2 6565 2727 1313 5252 8,88.8 11,811.8 3,03.0 93,793,7 89,189.1 4,94.9 6666 2828 15fifteen 4646 11,611.6 15,915.9 4,34.3 92,392.3 86,786.7 6,16.1 6767 3131 12,512.5 6060 9,69.6 13,613.6 4,04.0 90,390.3 84,784.7 6,26.2 6868 30thirty 19nineteen 3737 8,28.2 11,811.8 3,63.6 87,487.4 82,382.3 5,85.8 6969 4646 2323 50fifty 11,511.5 14,914.9 3,43.4 85,385.3 79,779.7 6,66.6 7070 4848 3737 2323 10,310.3 14,214.2 3,93.9 89,189.1 84,184.1 5,65.6 7171 50fifty 3737 2626 8,88.8 11,911.9 3,13.1 97,197.1 90,790.7 6,66.6 7272 3232 16sixteen 50fifty 11,611.6 15,815.8 4,24.2 90,590.5 84,684.6 6,56.5 Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин табл. 4. Note - The numbers of the sections of the injection wells correspond to the numbers of the sections of the injection wells in Table. four.

Claims (1)

Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы силиката натрия, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн Da до 12 млн Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. % и наполнителя, а в качестве силиката натрия используют водный раствор высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %, в качестве наполнителя используют порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %, и определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр.скв., рассчитывают объем закачки указанной смеси – Vсмеси и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – Спор.ц. исходя из приемистости нагнетательной скважины: при Пр.скв. 150-200 м3/сут Vсмеси 100-200 м3, Спор.ц. 0,01-0,25 мас. %, при Пр.скв. 200-300 м3/сут Vсмеси 200-350 м3, Спор.ц. 0,25-0,6 мас. %, при Пр.скв. 300-600 м3/сут Vсмеси 350-500 м3, Спор.ц. 0,6-1,5 мас. %, указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм3 до 260 г/дм3 в объёме 15 м3 и возобновляют заводнение.A method of developing an oil reservoir, including the injection of sodium silicate, polyacrylamide and filler solutions into the reservoir through an injection well and oil withdrawal through production wells, characterized in that aqueous solutions of sodium silicate, polyacrylamide with a molecular weight of 5 million Da to 12 million are mixed before injection. Da and the degree of hydrolysis from 5% to 20% or cellulose ether with a degree of substitution for carboxymethyl groups of at least 0.9 with a concentration of 0.0005 to 0.3 wt. % and filler, and as sodium silicate, an aqueous solution of high-modulus sodium polysilicate with a silicate modulus of 4.2-6.2 with a concentration of 0.05 to 3.0 wt. %, powdered cellulose with a concentration of 0.01 to 1.5 wt. %, and determine the injectivity of the injection well - Pr. well , calculate the volume of injection of the specified mixture - V mixture and select the concentration of powdered cellulose - C por.c. based on the injectivity of the injection well: at Pr. well 150-200 m 3 / day V mixture 100-200 m 3 , C por.c. 0.01-0.25 wt. %, at Pr. well 200-300 m 3 / day V mixture 200-350 m 3 , C por.c. 0.25-0.6 wt. %, at Pr. well 300-600 m 3 / day V mixture 350-500 m 3 , C por.c. 0.6-1.5 wt. %, the specified mixture is injected into the formation until the specific injectivity of the well is reduced by 10-60%, and after the injection of this mixture, it is pumped into the formation with water with salinity from 0.5 g / dm 3 to 260 g / dm 3 in a volume of 15 m 3 and waterflooding is resumed.
RU2020131604A 2020-09-25 2020-09-25 Method for oil reservoir development RU2746635C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020131604A RU2746635C1 (en) 2020-09-25 2020-09-25 Method for oil reservoir development

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020131604A RU2746635C1 (en) 2020-09-25 2020-09-25 Method for oil reservoir development

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2746635C1 true RU2746635C1 (en) 2021-04-19

Family

ID=75521302

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020131604A RU2746635C1 (en) 2020-09-25 2020-09-25 Method for oil reservoir development

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2746635C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4043921A (en) * 1975-09-10 1977-08-23 Phillips Petroleum Company Cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels
US4852652A (en) * 1988-05-24 1989-08-01 Chevron Research Company Chemical flooding with improved injectivity
RU2057914C1 (en) * 1993-04-27 1996-04-10 Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии Oil extraction method
RU2146002C1 (en) * 1999-08-09 2000-02-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" Method adjusting front of flooding of oil pools
RU2169836C1 (en) * 2000-10-16 2001-06-27 Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" Method setting profiles of acceptance of injection wells

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4043921A (en) * 1975-09-10 1977-08-23 Phillips Petroleum Company Cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels
US4852652A (en) * 1988-05-24 1989-08-01 Chevron Research Company Chemical flooding with improved injectivity
RU2057914C1 (en) * 1993-04-27 1996-04-10 Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии Oil extraction method
RU2146002C1 (en) * 1999-08-09 2000-02-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" Method adjusting front of flooding of oil pools
RU2169836C1 (en) * 2000-10-16 2001-06-27 Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" Method setting profiles of acceptance of injection wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2398958C1 (en) Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions)
RU2704166C1 (en) Oil formation development method
RU2436941C1 (en) Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir
RU2746635C1 (en) Method for oil reservoir development
RU2627785C1 (en) Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions)
RU2483202C1 (en) Oil formation development method
RU2321733C1 (en) Method to control injection well injectivity profile
RU2418156C1 (en) Development method of non-homogeneous oil formation
RU2487235C1 (en) Development method of wet carbonate formation
RU2547025C1 (en) Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions)
RU2518615C1 (en) Development method of non-homogeneous oil formation (versions)
RU2608137C1 (en) Method of development of inhomogeneous oil formation
RU2292450C1 (en) Oil extraction method
RU2652410C1 (en) Method of development of inhomogeneous oil reservoir (options)
RU2451168C1 (en) Method for control of flooding area of oil formations
RU2146002C1 (en) Method adjusting front of flooding of oil pools
RU2536070C1 (en) Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools
RU2290504C1 (en) Method for controlling water-flooding front of oil formations
RU2090746C1 (en) Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding
RU2789897C1 (en) Method for developing a heterogeneous oil reservoir
RU2086757C1 (en) Oil production method
RU2307146C2 (en) Compound for isolation of watered oil collectors
RU2644365C1 (en) Development method of non-homogeneous oil formation
RU2725205C1 (en) Method for development of oil formation with non-uniform permeability
RU2496978C1 (en) Development method of oil formations that are non-homogeneous as to permeability