Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки пласта нефтяных месторождений, а также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины, для увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ обработки пласта, включающий закачку кремнийсодержащего вещества и высокодисперсного гидрофобного материала ВДГМ (патент № 2249670, опубл. 10.04.2005 г. Бюл. №10).

Известен способ обработки пласта, включающий закачку водного раствора анионного полимера и соли поливалентного металла в кислой среде (СССР А.С. №1645472, Е21В 43/22, опубл. 30.04.91, Бюл. №16).

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, по которому в пласт закачивают водный раствор полимера и соли поливалентного металла с применением дисперсии гель-частиц (патент № 2299319, опубл. 20.05.2007 г. Бюл. №14).

Ввиду гидрофильной природы закачиваемые композиции по известному способу разработки слабо изменяют смачиваемость породы пласта и имеют низкие нефтевытесняющие свойства. Способ имеет узкую область применения.

Целью предлагаемого изобретения является создание более эффективного и имеющего широкую область применения способа разработки неоднородного нефтяного пласта, включающего закачку в пласт поверхностно-активной композиции с применением дисперсии высокодисперсного гидрофобного материала, ПАВ и других компонентов в среде кремнийсодержащего вещества, представляющего широкий спектр кремнийсодержащих веществ: кремнийорганических или кремнийнеорганических для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, и увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций за счет изменения смачиваемости породы, а именно, увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.

Поставленная задача решается тем, что

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт первой оторочки - дисперсии компонентов, второй оторочки - водного раствора полимера и соли поливалентного катиона, отличающийся тем, что в качестве дисперсии компонентов используют дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала ВДГМ в количестве 0,1-3,0 мас.% в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества, а указанный водный раствор полимера подкислен до рН 1-3 и дополнительно содержит, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество - ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полимер	0,01-5,0
по меньшей мере, одно ПАВ	0,1-3,0
соль поливалентного металла	0,01-0,3
вода	остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке в пласт с недостатком воды указанную дисперсию ВДГМ предварительно разбавляют разбавителем, в качестве которого для маслорастворимого кремнийорганического вещества, содержащего хлор, используют минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа, а для маслорастворимого кремнийорганического вещества, не содержащего в своем составе хлора, используют 0,5-4,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной пластовой воде хлоркальциевого типа, при соотношении: на 1 об. ч. указанной дисперсии 0,5 - 2 об. части разбавителя.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера и/или 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку третьей оторочки, содержащей, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество.

В качестве кремнийсодержащего вещества используют маслорастворимые или водорастворимые кремнийорганические вещества, или водорастворимые или коллоидные кремнийнеорганические вещества.

В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества, используют органохлорсиланы, смесь тетраэтоксилана и органохлорсиланов, смесь тетраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, например, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны под названием «продукт 119-204» (ТУ 6 02-1294-84), этилсиликат-40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов; или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или полимерный тампонажный материал марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88), или новые марки материалов группы АКОР: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества используют, например, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н ТУ 6-000491277-101-97) - водный раствор метилсиликоната натрия или композицию этоксисилоксанов (ТУ 6-00 - 05763441-45-92) под названием «продукт 119-296 Т».

В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические водорастворимые или коллоидные силикаты, включающие силикаты натрия в виде жидкого стекла или полисиликаты с силикатным модулем 3,0-6,5, или метасиликаты, или коллоидные силикаты, или быстрорастворимые гидратированные силикаты, например, метасиликат (ТУ 6-18-161-82), жидкое высокомодульное стекло марки «Нафтосил», выпускающееся по ТУ 2145-002-12979928-2001 или коллоидные силикаты натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), «Кремнезоль К3-ТМ», или быстрорастворимый гидратированный силикат натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), или морозостойкое стекло марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95) или смеси их.

В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.

Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см³, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

В качестве водопоглощающего полимера используются водопоглощающие полимеры серий АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 (ТУ 6-02-00209912-59-2003) и водопоглощающий полимер марки «Аквамомент», выпускаемые в г.Саратове фирмой ООО «Гель-Сервис».

Водопоглощающие полимеры серии АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляют собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас.%, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде 20-50 г/г.Температура до 80°С не оказывает влияния на свойства полимеров.

Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте ней. Полимер имеет размер частиц менее 0,1 мм, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 900-1000 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л до 300 г/г.

Кроме того, можно использовать водопоглощающий полимер марки FS - 305 по техническому паспорту ООО «СНФ С.А» г.Москва), представляющий собой белый порошок с адсорбцией дистиллированной воды 400 г/г.

В качестве ПАВ или смеси их используют водорастворимые, водомаслорастворимые, масловодорастворимые ПАВ или смесь их.

В качестве водорастворимых ПАВ используют анионные ПАВ, например, АПАВ марки Сульфонол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, а также водорастворимые неионогенные ПАВ, например, нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ₉-12) неонол-12, выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО Татнефть», либо его товарную форму СНО-3Б и СНО-4Д, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например, Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-015-17197708-97.

Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водо-маслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МЛ-80 БС (ТУ 2458-040-52412574-03), или МЛ-81Б, содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12 мас.%) (ТУ 2481-007-50622652-99-2002), производимые на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и моющий препарат марки «МЛ-супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.

Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, нефтенол Н - композицию нефте- и нефте-водорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).

В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, представляющий собой четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида, выпускающийся по ТУ 2482-006-48482528-89 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» в виде прозрачной жидкости с массовым содержанием активного вещества не менее 50%, хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне, в нефти нерастворим.

В качестве растворителя и разбавителя используют минерализованную сточную, подтоварную (техническую) или пластовую воду хлоркальциевого типа.

В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА), как низкомолекулярные, а так и высокомолекулярные ПАА с ММ=0,5-18·10⁶ и степенью гидролиза 5-20%, например, ПАА, как отечественного производства, например, низкомолекулярные ПАА марок АК-631 и АК-642 с ММ 1,0-1,8×10⁶ и степенью гидролиза 5-10%, выпускающиеся по ТУ 6-02-00209912-41-94 и ТУ 6-02-00209912-65-99 фирмой ООО «Гель-Сервис», г.Саратов, так и ПАА импортного производства, например, производства Англии низкомолекулярный анионный полимер марки Alkoflood 254 S, аналог ПАА с ММ 0,5-0,8×10⁶ и степенью гидролиза 5-6% или высокомолекулярные полимеры марок CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT производства Японии ПАА с ММ 5-18×10⁶ и степенью гидролиза 5-20%, биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре -гетерополисахарид марки ГПС или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам СЗ=80-90, например, КМЦ марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, КМЦ-800, оксиэтилированную целлюлозу марки ОЭЦ или гидроэтилцеллюлозу ГЭЦ и ее модификации, или метилцеллюлозу марки МЦ, или модифицированную лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлозу марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкую полианионную целлюлозу марки Полицел ПАЦ, выпускающуюся по ТУ 2231-013-32957739-00, полиметакриловую кислоту (ПМАК) или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающийся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты или метакриламид марки Метас, полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, поливинилацетатные полимеры, например, поливинилацетат (ПВА) и поливиниловый спирт (ПВС), сополимеры винилацетата и винилового спирта.

В качестве соли поливалентного металла используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, хромокалиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), алюмокалиевые квасцы (акк), или соли с более высокой валентностью хрома или марганца: хроматы, бихроматы, перманганаты одновалентных катионов, например, хроматы и бихроматы калия и натрия, перманганат калия.

В качестве соли поливалентного металла используют, например, ацетат хрома, который выпускают в виде водного раствора по ТУ 6-02-00209912-70-00 в г.Саратове фирмой ООО «Гель-Сервис», натрия бихромат технический выпускают по ГОСТ 2651-78 фирмой ООО «КВАРТ» в г.Тюмени, квасцы хромокалиевые выпускают по ГОСТ 4162-79 фирмой АН «НТО «ИТИН» в г.Москве, сульфат алюминия выпускают по ГОСТ 12966-85 в институте «ТатНИПИнефть АО «Татнефть» в г.Бугульме.

В качестве кислоты используют неорганические или органические кислоты или смесь кислот, например, для обработки терригенных коллекторов обычно используют соляную кислоту или смесь соляной с плавиковой кислотой, или смесь соляной с кремнефтористо-водородной кислотой, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, для карбонатных - соляную или смесь соляной с уксусной, или смесь соляной и концентрата НМК; для полимиктовых глиносодержащих - фосфорную или ортофосфорную кислоту.

В скважину закачивают последовательно две оторочки композиций.

Первая закачиваемая оторочка содержит дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества.

Закачиваемая композиция имеет способность существенно изменять смачиваемость породы, а именно, увеличивать гидрофобизацию породы пласта и улучшать адгезию закачиваемой композиции к породе.

В присутствии высокодисперсного гидрофобного материала изменяются свойства закачиваемых композиций, поэтому после закачки их изменяются фильтрационные характеристики коллекторов как для воды, так и для нефти.

Благодаря субмикронным размерам частиц используемого материала, на 2-3 порядка меньшим среднего размера пор коллектора, высокодисперсный гидрофобный материал любой модификации легко проникает в призабойную зону пласта, меняя энергетику поверхности (смачиваемость) пласта.

За счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых пропластков для притока пластовых вод и увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта после закачки композиции происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов.

При закачке в высокопроницаемые трещиноватые пласты первая закачиваемая оторочка в качестве наполнителя может содержать водопоглощающий полимер.

В пласте при наличии воды водопоглощающий полимер набухает, создавая дополнительные повышенные фильтрационные сопротивления в пористой среде.

В зависимости от геофизических условий первая закачиваемая оторочка может содержать, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество ПАВ.

Введение ПАВ в закачиваемые композиции снижает межфазное натяжение на границе нефть - поверхностно-активная композиция и облегчает закачку поверхностно-активных композиций в пласт.

В таблицах 1.1 и 1.2 указано содержание компонентов первой закачиваемой оторочки по заявляемому способу и по прототипу.

По заявляемому способу закачивают дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного вещества в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества (см. табл.1.1).

Первая оторочка может содержать 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера и/или 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ.

По прототипу (см. табл.1.2) закачивают в качестве первой оторочки дисперсию гель-частиц в водном растворе полимера.

По заявляемому способу в отличие от прототипа закачка маловязкой дисперсии гидрофобного материала в среде кремнийсодержащего вещества приводит к глубокому проникновению дисперсии в пласт и увеличению гидрофобизации поверхности породы пласта, в результате чего происходит вытеснение остаточной нефти из интервалов неоднородного по проницаемости пласта. После закачки дисперсии в пласте происходит изоляция притока пластовых вод в результате образования кремнийсодержащего геля. Так как дисперсия может содержать ПАВ, после закачки поверхностно-активной композиции, содержащей дисперсию гидрофобного материала, увеличиваются нефтевытесняющие свойства, происходит перераспределение фильтрационных потоков и вытеснение нефти из низкопроницаемых насыщенных нефтью интервалов. Поэтому предлагаемый способ можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважину, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.

При закачке первой оторочки по предлагаемому способу в водонасыщенную зону нефтенасыщенного пласта в качестве кремнийсодержащего вещества используют, по меньшей мере, одно маслорастворимое кремнийорганическое вещество из вышеуказанных маслорастворимых кремнийорганических веществ, которое смешивают с гидрофобным материалом - ВДГМ и закачивают в скважину.

После закачки указанной дисперсии в водонасыщенную зону пласта происходит гидролиз кремнийорганического вещества по эфирной связи Si - OR пластовой минерализованной водой с последующей гидролитической поликонденсацией, в результате чего образуется нерастворимый гидрофобный кремнийорганический полимер, который надежно закупоривает поры пласта. За счет использования в закачиваемой композиции гидрофобного материала меняется смачиваемость породы пласта, а именно, увеличивается гидрофобизация породы, поэтому закачиваемая гидрофобная композиция хорошо удерживается в пласте за счет увеличения адгезии закачиваемой композиции к породе пласта.

Перед закачкой в нефтенасыщенную зону продуктивного пласта закачиваемую указанную дисперсию ВДГМ в среде маслорастворимого кремнийорганического вещества из-за недостатка воды в пласте подвергают гидролизу на поверхности.

Маслорастворимые хлорсодержащие кремнийорганические вещества при приготовлении гидролизата разбавляют минерализованной пластовой или сточной водой, имеющейся на промысле в объемном соотношении: на 1 об. часть указанной дисперсии берется 0,5-2 об. части разбавителя.

В маслорастворимые кремнийорганические вещества, не содержащие хлора, в качестве катализатора добавляют соляную кислоту в виде 0,5-4,0%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной пластовой воде в тех же соотношениях.

При закачке в промытые и трещиноватые зоны пласта первая оторочка может содержать водонабухающий полимер в количестве 0,1-5,0 мас.%.

Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно, прежде окончания процесса доставки его в пласт в промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, а именно, в место максимально эффективного его использования, водопоглощающий полимер доставляется в среде кремнийсодержащего вещества. По окончании доставки в пласт водопоглощающий полимер при контакте с водой набухает и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.

В первую очередь перекрываются крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.

После закачки первой оторочки в скважину закачивают вторую оторочку.

В таблице 2 указано содержание компонентов второй оторочки композиции по заявляемому способу и по прототипу.

Вторая закачиваемая оторочка содержит композицию 0,01-5,0 мас.% водного раствора водорастворимого полимера, подкисленного до рН 1-3; 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ и 0,01-0,3 мас.% соли поливалентного металла.

В отличие от прототипа, содержащего полимерную композицию со сшивателем, по заявляемому способу вторая закачиваемая оторочка представляет собой подкисленную поверхностно-активную полимерную композицию со сшивателем.

Введение ПАВ в закачиваемые композиции по заявляемому способу снижает межфазное натяжение на границе нефть - кислотный состав и облегчает закачку кислотных композиций в пласт.

При введении ПАВ в закачиваемые композиции, повышается поверхностная активность композиций, и увеличиваются их нефтевытесняющие свойства.

При растворении АПАВ в растворах кислот образуются сульфокислоты, при растворении НПАВ - оксониевые соединения. При растворении смесей ПАВ, например, АПАВ и НПАВ, образуются смешанные комплексы сульфокислот и оксониевых соединений.

Известно, что кислые растворы ПАВ по сравнению с нейтральными растворами имеют более низкое межфазное натяжение на границе с вытесняемой нефтью, а следовательно, более высокую нефтевытесняющую способность.

Вышеперечисленные сульфокислоты, оксониевые соединения и звенья акриловой кислоты или другие функциональные группы в кислотных полимерных композициях взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярные комплексы, которые обладают повышенными нефтевытесняющими и реологическими неньютоновскими свойствами.

В пласте при повышении рН выше 3 увеличение вязкости композиции происходит за счет связывания высокомолекулярных комплексов катионом поливалентного металла с образованием сшитых до вязкоупругого состояния модифицированных полимеров трехмерной структуры.

При закачивании известных композиций, включая композиции по прототипу, в промытых и трещиноватых зонах неоднородного пласта создаются фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточно высокими для значительного снижения обводненности добывающих скважин и эффективного выравнивания приемистости нагнетательных скважин, а также в связи с низкой гидрофобностью композиций мало предпосылок для значительного повышения нефтеотдачи пласта из-за узкой области их применения и низких нефтевытесняющих свойств.

По предлагаемому способу закачиваемые композиции имеют высокую гидрофобность, присутствие ПАВ в кислотной форме значительно снижает межфазное натяжение на границе нефть-кислотный состав, повышает поверхностную активность композиций и их нефтевытесняющие свойства. Кроме того, закачиваемые композиции создают высокие фильтрационные сопротивления для значительного снижения обводненности, а также увеличивают нефтевытесняющую способность за счет увеличения гидрофобизации поверхности породы, подключая к разработке застойные и слабодренируемые зоны пласта.

Приготовление композиций первой и второй оторочек по заявляемому способу и по прототипу и закачку их в скважину производят так.

Для приготовления первой оторочки в одной емкости перемешивают, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество и высокодисперсный гидрофобный материал. Первая оторочка может содержать водопоглощающий полимер и/или по меньшей мере, одно ПАВ.

При закачке в водонасыщенную зону закачивают в скважину дисперсию гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества.

При закачке в нефтенасыщенную зону при недостатке воды в пласте перед закачкой на поверхности производят гидролиз указанной дисперсии путем разбавления водой и выдержки реакционной массы до водорастворимого состояния в результате гидролиза.

Указанную дисперсию ВДГМ предварительно разбавляют разбавителем, в качестве которого для маслорастворимого кремнийорганического вещества, содержащего хлор, используют минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа, а для маслорастворимого кремнийорганического вещества, не содержащего в своем составе хлора, используют 0,5-4,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной пластовой воде хлоркальциевого типа, при соотношении: на 1 об. ч. указанной дисперсии 0,5-2 об. ч. разбавителя. Компоненты первой оторочки перемешивают и закачивают в пласт.

В другой емкости готовят при тщательном перемешивании водный раствор 0,01-5,0 мас.% водного раствора водорастворимого анионного полимера на минерализованной сточной, подтоварной (технической) или разбавленной пластовой воде. Затем в водный раствор полимера при перемешивании добавляют 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ и кислоту до рН 1-3. После этого при перемешивании дозируют 1,0-10,0%-ный раствор соли поливалентного катиона до концентрации сшивателя в растворе 0,01-0,3 мас.%, перемешивают до однородной массы и закачивают в качестве второй оторочки.

Закачанную вторую полимерную оторочку можно дозакрепить закачкой в скважину третьей оторочки, содержащей, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество для сохранения технологических свойств второй оторочки, ее целостности и эффективного перераспределения закачиваемых за оторочкой термостабильных агентов.

Технология применения закачиваемых композиций по предлагаемому способу заключается в закачке их в пласт из расчета 0,5-50 м³ на метр толщины пласта и продавке их из ствола скважины в пласт закачиваемой водой для нагнетательных скважин или безводной нефтью для нефтяных скважин, выдержке в пласте в течение 12-36 час и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин и закачки воды для нагнетательных скважин.

Разработанную технологию закачки в виде закачиваемых оторочек используют для разработки неоднородного нефтяного пласта, а также технология может быть использована для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для изоляции водопритока в нефтяные скважины.

Для нагнетательных скважин композиции закачивают в пласт до снижения приемистости скважины на 30-50%.

Для нефтяных скважин композиции закачивают в пласт для проведения изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины, что приводит к увеличению добычи нефти на каждую скважино-операцию с одновременным уменьшением добычи воды.

Для определения снижения проницаемости коллекторов и нефтевытесняющей способности композиций были проведены фильтрационные исследования.

Пример 1. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки композиций в водонасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества (см. табл.1.1.). Например, в синтезе 4, в 99,0 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукт 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1 мас.% гидрофобного оксида хрома и закачивают в водонасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде; 0,10-3,0 мас%, по меньшей мере, одного ПАВ, кислоту до рН 1-3 и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 5, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 0,5 мас.% анионного полимера марки РДА-1004, добавляют соляную кислоту до рН 1, тщательно перемешивают, затем добавляют 1,0 мас.% СНО-ЗБ, перемешивают, затем добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 10,1,-13,8 мкм² (K₁). Затем предлагаемые композиции фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости. С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций. После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды.

После этого определяют проницаемость по воде (K₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиций: K₁/K₂ 100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.3.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.3 синтез 5.

Пример 2. По прототипу закачивают последовательно две оторочки в водонасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1-1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. Табл.1.2). Например, в синтезе 2 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки РДА-1004 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 0,5 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки FS-305, закачивают в водонасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 6, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 0,5 мас.% анионного полимера марки РДА-1004, затем добавляют при перемешивании 0,05 мас.% ацетата хрома, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По прототипу приготовленные композиции фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. пример 1).

После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (K₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K₁/K₂ 100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.3.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.3 синтез 6.

Пример 3. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества (см. табл.1.1.). Например, в синтезе 15, в 98,0 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукт 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 2 мас.% гидрофобного оксида титана. Для гидролиза маслорастворимый продукт разбавляют минерализованной водой 15 г/л в соотношении 1:1 и закачивают в нефтенасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде, 0,10-3,0 мас%, по меньшей мере, одного ПАВ, кислоту до рН 1-3 и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 9, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 2,0 мас.% анионного полимера марки АК-642, добавляют фосфорную кислоту до рН 3, тщательно перемешивают, затем добавляют 3,0 мас.% ОП-10, перемешивают, затем добавляют 0,10 мас.% хромово-калиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По предлагаемому способу приготовленные композиции фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.

Приготовленные для фильтрации керны из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют вышеуказанной смесью. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по воде, затем керн насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-38,0% и 1,65-3,50 мкм² (K₁) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций.

Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (K₂), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K₂/K₁·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.4.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.4 синтез 9.

Пример 4. По прототипу закачивают последовательно две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1-1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. Табл.1.2.). Например, в синтезе 7 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки АК-631 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 1,0 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки АК-639, закачивают в нефтенасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 10, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 2,0 мас.% анионного полимера марки АК-642, затем добавляют при перемешивании 0,10 мас.% хромово-калиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По прототипу приготовленные композиции фильтруют через нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора (см. Пример 3).

Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (K₂), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K₂/K₁ 100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.4.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.4 синтез 10.

Пример 5. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки. Первая оторочка содержит дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества (см. табл.1.1.). Например, в синтезе 5, в 95,5 мас.% ЭТС-40 добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 2 мас.% гидрофобного Полисила П-1, затем добавляют 2,0 мас.% водопоглощающего полимера марки Аквамомент и 0,5 мас.% неонола-12 перемешивают и закачивают в нефтенасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде, 0,10-3,0 мас%, по меньшей мере, одного ПАВ, кислоту до рН 1-3 и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 11, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 3,0 мас.% анионного полимера марки КМЦ-600, добавляют смесь соляной с уксусной кислотой до рН 2, тщательно перемешивают, затем добавляют 2,0 мас.% Нефтенола-ВВД, перемешивают, затем добавляют 0,20 мас.% алюмокалиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По прототипу закачивают последовательно две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1 -1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. табл. 1.2). Например, в синтезе 4 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки АК-642 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 0,5 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки АК-639, закачивают в керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 12, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 3,0 мас.% анионного полимера марки КМЦ-600, затем добавляют при перемешивании 0,20 мас.% алюмокалиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.

После этого в колонку под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна, которая составила 64,0-77,0%. В фильтрационных работах используют природную неф