Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта

Результат выполнения научно-исследовательской работы. Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта предназначен для повышения эффективности регулирования проницаемости неоднородного пласта истощенных месторождений, направленный на повышение нефтеотдачи. Относится к области нефтяной промышленности, в частности к составам и способам селективной обработки призабойных зон (ОПЗ) нагнетательных скважин. В способе обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающем закачку в неоднородный пласт через нагнетательную скважину первого раствора - блокирующего раствора, представляющего собой смесь эмульгатора Неонола АФ9-6 или ОП-4 и минерализованной воды с содержанием солей не менее 80 г/л; последующую закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления, осуществление контроля проницаемости пласта; закачку второго раствора - деблокирующего интенсифицирующего раствора, представляющего собой смесь деэмульгатора, кислот и пресной воды; затем закачку минерализованной сточной воды из системы поддержания пластового давления. Контроль проницаемости пласта осуществляют в процессе закачки минерализованной сточной воды и при снижении ее значения менее чем на 30 % повторяют закачивание первого раствора и минерализованной воды, а после снижения проницаемости на 30 % и более осуществляют закачку второго раствора. При этом после блокирующего состава минерализованную воду закачивают в объеме, в 3-10 раз превышающем объем блокирующего состава. Первоначально проводят на месторождении подготовительные работы. Выбирают участок на месторождении, исследуют техническое состояние скважин, их приемистость и профиль приемистости, степень выработанное™ запасов на участке. Закачку проводят через нагнетательную скважину или через кустовые насосные станции (КНС). Растворы можно подавать на вход насосного агрегата КНС или на выход из агрегата КНС в линию высокого давления. Закачка с КНС позволяет увеличить количество обрабатываемых скважин и повысить эффективность способа. Технология обеспечивает образование тампонажной массы, снижающей проницаемость в водопроводящих (принимающих) каналах и пропластках неоднородного пласта из остаточной нефти (удерживаемой в пласте капиллярными силами). Подбор реагентов и растворителя, приготовление растворов эмульгатора и деэмульгатора проводят по методикам. Предлагаемый способ обеспечивает выравнивание фронта вытеснения нефти из пласта не только за счет снижения проницаемости принимающих интервалов, а также за счет увеличения приемистости плохо дренированных интервалов пласта. Технический результат заключается в выравнивание фронта вытеснения, а именно временное блокирование хорошо принимающих интервалов призабойной зоны пласта с созданием условий повышения проницаемости плохо дренированных интервалов и с одновременным снятием временной блокады принимающих интервалов. Повышение нефтеотдачи истощенных месторождений с минерализованными водами будет происходить за счет выравнивания фронта вытеснения без значительного снижения приемистости скважины, что важно для истощенных месторождений. Физико-химический метод направлен на выравнивание проницаемости и повышение нефтеотдачи, экологичность. Разработка защищена патентом РФ № 2832923.