способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки углеводородного раствора, содержащего поверхностно–активное вещество, через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в пласт закачивают оторочку, содержащую в качестве поверхностно–активного вещества неионогенное поверхностно активное вещество Дипроксамин-157 и дополнительно - полиалкилбензольную смолу в массовом соотношении 1:1–9 или неионогенное поверхностно-активное вещество Дипроксамин-157 и дополнительно - полиалкилбензольную смолу и полигликоли в массовом соотношении 1:1–5,56:0,03–0,33 соответственно с концентрацией смеси этих компонентов в углеводородном растворе 0,1-5,0 мас.%, в количестве 5-30% порового объема, с последующим продвижением ее по пласту проталкивающим агентом.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве проталкивающего агента используют воду или оторочку агента с подобранной к условиям пласта подвижностью и воду.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае высокой неоднородности пластов закачку оторочек углеводородного раствора и проталкивающего агента производят неоднократно и поочередно.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи обычных и неоднородных, малопроницаемых терригенных и карбонатных пластов, а также для разработки нефтяных месторождений с нефтями с высоким содержанием смолисто-асфальтовых веществ (САВ).

При разработке продуктивных нефтяных пластов методом заводнения происходит опережающее обводнение скважин. Даже при благоприятном сочетании факторов, влияющих на отдельные показатели эффективности заводнения, текущие коэффициенты нефтеотдачи при обводненности добывающих скважин 80-95% составляют 0,54-0,65, а остаточная нефтенасыщенность кернов колеблется от 20-28%; при неблагоприятном сочетании факторов нефтеотдача уменьшается до 0,20-0,25 и даже до 0,10-0,15. Из приведенных данных следует, что остаточные запасы нефти в зонах, охваченных и неохваченных процессом заводнения, при обводненности продукции порядка 90% огромны. Часть остаточных запасов нефти составляет капиллярно-удерживаемая за счет микронеоднородности пласта и молекулярно-поверхностных сил. Другая часть остаточных запасов - это пленочная нефть, возникающая за счет большого сцепления со скелетом коллектора. Поэтому на большинстве месторождений имеется необходимость повышения эффективности заводнения за счет доизвлечения охваченных и неохваченных процессом заводнения остаточных запасов нефти, что приведет к дополнительной добыче нефти.

Известен способ вытеснения нефти из пласта, включающий циклическую закачку в пласт сухого нефтяного газа, смешанного с пропан-бутановыми фракциями нефти, и воды (авт. свид. СССР №1795091, МКИ 5 Е 21 В 43/22, опубл.15.02.93, Бюл.№6).

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), второго раствора ПАВ (патент РФ №2103492, МКИ 6 Е 21 В 43/22, публ. 27.01.98 г.).

Недостатками данных способов является малая эффективность вытеснения высоковязких тяжелых нефтей вследствие того, что они не обеспечивают перевод в газовую фазу большинства тяжелых компонентов углеводородов нефтей при пластовых давлениях и температурах; большие эксплутационные затраты, связанные с тем, что для создания в пласте эффективного процесса - смешивающегося вытеснения - необходимо создать чрезвычайно высокое давление; давление процесса при данной температуре зависит главным образом от состава нефти, оно тем выше, чем больше в нефти содержание тяжелых фракций. Для обеспечения эффективного вытеснения требуется большой расход вытесняющего агента, так как фронт вытеснения характеризуется наличием “языков” вторжения вследствие высокой подвижности агента, что приводит к преждевременному прорыву к добывающим скважинам и высокой обводненности скважин. К тому же при разработке тяжелых нефтей с повышенной вязкостью возможно выпадение из нефти асфальтосмолопарафиновых компонентов (АСПО), при этом происходит существенное снижение фильтрационных характеристик пласта и их закупорка.

Известен способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием смол и асфальтенов, предусматривающий закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов (патент США №4469177, МКИ Е 21 В 43/24, опубл.04.09.84).

Недостатками данного способа являются высокая стоимость ароматических растворителей, а также большой объем экологически вредных добавок (фенолы, карбоновые кислоты и их ангидриды).

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки растворителя, содержащего в качестве присадки нефтерастворимый полимер или нефтерастворимое ПАВ, с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой (патент РФ №2034981, МКИ 6 Е 21 В 43/22, опубл.10.05.95, Бюл.№13).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт оторочки продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ₉–4 в углеводородном растворе, затем оторочки водного раствора ПАВ-продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ₉–12 за два цикла (патент РФ №2012787, МКИ 5 Е 21 В 43/22, опубл.15.05.94, Бюл.№9).

Недостатками приведенных способов являются относительно невысокое увеличение нефтеотдачи, особенно в малопроницаемых и/или карбонатных пластах, содержащих высоковязкую тяжелую нефть, так как за счет этого способа может быть отобрана только та часть, которая находится в трещинах и порах (капиллярно-удерживаемая), а пленочная нефть за счет большого сцепления со скелетом коллектора отбирается в небольшом количестве. К тому же эти способы малоэффективны на поздней стадии разработки пластов.

Задача изобретения – увеличение нефтеотдачи терригенных и карбонатных пластов, в частности, содержащих высоковязкие нефти с большим содержанием САВ, за счет доизвлечения остаточных запасов нефти в охваченных и неохваченных процессом заводнения участков пласта с использованием недорогих и доступных углеводородных растворителей и присадок направленного действия.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки углеводородного раствора, содержащего поверхностно–активное вещество, через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины. Причем в пласт закачивают оторочку, содержащую в качестве поверхностно–активного вещества неионогенное поверхностно-активное вещество – Дипроксамин-157 и дополнительно полиалкилбензольную смолу в массовом соотношении 1:1–9 или неионогенное поверхностно-активное вещество – Дипроксамин-157 и дополнительно полиалкилбензольную смолу и полигликоли в массовом соотношении 1:1–5,56:0,03–0,33 соответственно с концентрацией смеси этих компонентов в углеводородном растворе 0,1-5,0 мас.%, в количестве 5-30% порового объема с последующим продвижением ее по пласту проталкивающим агентом. В качестве проталкивающего агента используют воду или оторочку агента с подобранной к условиям пласта подвижностью и воду. В случае высокой неоднородности пластов закачку оторочек углеводородного раствора и проталкивающего агента можно производить неоднократно и поочередно.

Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие:

1. Закачка через нагнетательные скважины оторочки углеводородного раствора, смешивающегося с нефтью, содержащего ПАВ.

2. Отбор нефти через добывающие скважины.

3. Оторочка углеводородного раствора содержит в качестве ПАВ неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) – Дипроксамин-157 (Д-157).

4. Дополнительно оторочка содержит полиалкилбензольную смолу или полиалкилбензольную смолу (ПАБС) и полигликоли (ПГ).

5. Соотношение компонентов в углеводородном растворителе следующее: НПАВ:ПАБС:ПГ – 1:1–5,56:0,03–0,33 или НПАВ:ПАБС – 1:1–9.

6. Общая концентрация смеси компонентов (НПАВ, ПАБС, ПГ) в углеводородном растворе 0,1-5,0 мас.%.

7. Общий объем оторочки углеводородного раствора 5-30% от объема пор пласта.

8. Продвижение по пласту оторочки углеводородного раствора оторочкой проталкивающего агента.

Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Исследования патентной и научно-технической литературы, других известных технических решений в данной и в смежных областях техники и анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что подобная совокупность заявленных существенных признаков является новой и ранее не использовалась. В науке и технике нет объекта, идентичного заявленной совокупности существенных признаков, обладающего высокими показателями и позволяющего получить новый технический результат, а именно повысить эффективность разработки нефтяных терригенных и карбонатных пластов, в частности, содержащих высоковязкие нефти с большим содержанием САВ, за счет доизвлечения охваченных и неохваченных процессом заводнения остаточных запасов нефти. Поскольку возможность получения указанного технического результата путем реализации заявленной совокупности существенных признаков для специалиста явным образом не следует из уровня техники, это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию “новизна” и “изобретательский уровень”.

Для осуществления способа в качестве углеводородного растворителя можно использовать как ароматические, так и неароматические растворители или их смеси, например: ШФЛУ ТУ 38.101524-93; гексановая фракция ТУ 38.10381-83; алкилбензольные фракции ТУ 6-01-10-37-78, ТУ 38.402-62-140-42, ТУ 38-10297-78; нефрасы, бензины ГОСТ 443-76, ТУ 38101303-72; нестабильный бензин - дистиллят с установок комплексной подготовки нефти (УКПН) ТУ 38101524-93; шугуровский дистиллят ТУ 30-0147585-018-93; дизельное топливо ГОСТ 305-82 и т.п.

В качестве присадок направленного действия используют следующие вещества:

Полиалкилбензольная смола (ПАБС) - побочный продукт производства изопропилбензола состоит из смеси ди-, три-, тетраизопропилбензолов и других более высокомолекулярных полиалкилбензолов. Выпускается в соответствии с ТУ 33.10296–83. Представляет собой вязкую темного цвета жидкость. Плотность при 20°С – 0,9-1,0 г/см³ ; условная вязкость при 50°С – 1,0-3,0 град ВУ; фракционный состав: температура начала кипения не ниже 150°С, температура 85% отгона смолы не выше 360°С; массовая доля воды не более 0,2 мас.%.

Дипроксамин-157 (Д-157) - азотосодержащий блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена со средней молекулярной массой 5000 у.е. содержит 27-28 оксиэтильных звеньев и 59-61 оксипропильных звеньев, имеет торговую марку и выпускается по ТУ 6-14-614-96. Внешний вид - светло-желтая жидкость; плотность при 20°С – 1,02 г/см³; кинематическая вязкость при 20°С – 635 мм²/с; температура застывания – минус 35°С.

Полигликоли (ПГ) – отход производства гликолей получается при гидратации окиси этилена и представляет собой смесь гликолей (моноэтиленгликоля, диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля и т.д.). Выпускается по ТУ 6-01-10-40-79. Внешний вид - вязкая темного цвета жидкость; плотность при 20°С не менее 1,075 г/см³; температура начала кипения при давлении 101,3 кПа не ниже 190°С.

Углеводородный раствор прост в приготовлении, его получают смешением исходных компонентов при нагревании до 30-40°С как в заводских условиях, так и непосредственно на промысле. Полученный раствор стабилен в течение длительного времени.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию “промышленная применимость” проведены испытания на различных физических моделях пласта с различными нефтями с использованием предлагаемого способа, которые представлены ниже.

В табл.1 приведены физические свойства моделей пласта, в табл.2 – физико-химические свойства нефтей, в табл.3 – эффективность вытеснения нефти Н–1 на терригенном коллекторе, в табл.4 и 5 – эффективность вытеснения нефти Н–2 на терригенном и на карбонатном коллекторе, в табл.5 и 6 – эффективность вытеснения нефти Н–3 на терригенном и на карбонатном коллекторе.

Эксперименты проводили на установке, состоящей из физической модели пласта, системы поддержания постоянного давления, датчиков давления и контрольно-измерительных приборов.

Модель пласта для определения нефтевытесняющей способности агентов представлена одной линейной стеклянной трубкой, заполненной тщательно утрамбованной насыпной пористой средой. В исследованиях использовали 2 модели пласта - терригенный и карбонатный. В терригенной модели пористой средой служил кварцевый песок различного помола (фракция менее 0,63 мм), предварительно активированный соляной кислотой. В карбонатной модели - смесь того же кварцевого песка с карбонатом кальция (CaCO₃).

Методика проведения опытов. Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности пористую среду насыщают под вакуумом пластовой водой, объемным способом определяют поровый объем, пористость и проницаемость модели по воде. Затем пластовую воду замещают нефтью до тех пор, пока на выходе не появится безводная нефть, и определяют объемным способом начальную нефтенасыщенность, которая находилась в пределах 80%. Для адсорбции тяжелых компонентов нефти в пористой среде нефть выдерживают в модели в течение 1 суток. Свойства терригенной и карбонатной модели пласта представлены в таблице 1. В экспериментах использовали природные нефти трех видов, с различной плотностью, вязкостью и содержанием САВ, физико-химические свойства которых представлены в таблице 2.

Эксперимент проводили по методу вторичного нефтевытеснения, при Т=295 К и при постоянном перепаде давления в 1 атм. Перепад давления измеряют с помощью датчика дифференциального давления.

Начальное вытеснение нефти проводят необходимым объемом воды до 100% обводненности добываемой продукции на выходе, не уменьшающейся при прокачке дополнительного объема жидкости, и стабилизации скорости фильтрации. На следующем этапе, после создания остаточной нефтенасыщенности, в модель вводят оторочку углеводородного раствора в количестве 10% от порового объема, после чего снова закачивают воду или предварительно вводят оторочку проталкивающего агента.

Количество вытесненной нефти определяют объемным способом, т.е. отобранную жидкость отстаивают до полного расслоения, и измеряют объем вышедшей нефти.

В ходе эксперимента фиксировались следующие показатели:

- коэффициент нефтеотдачи после обычного заводнения ( _В), который находился в пределах 55-58% на терригенных моделях пласта и 48-51% на карбонатных;

- общий (конечный) коэффициент нефтеотдачи ( _К);

- прирост коэффициента нефтеотдачи () ассчитывали как разность между общей нефтеотдачей и нефтеотдачи после обычного заводнения, т.е. = _К– _В.

По описанной выше методике при различном содержании активного вещества в различных углеводородных растворителях осуществляют предлагаемым способом и известным (прототип). В экспериментах используют легкую, маловязкую, с небольшим содержанием САВ природную нефть Н–1. В качестве модели пласта взята терригенная модель. Результаты приведены в таблице 3. Как видно из данных таблицы, прирост коэффициента нефтеотдачи () о предлагаемому способу во всем интервале концентраций активного вещества (0,1-5,0 мас.%) составляет 21,9-32,6% (опыты 8-14), тогда как по прототипу 16,8-28,1% (опыты 3-7). Результаты опытов 13 и 14 показывают, что коэффициент нефтеотдачи при использовании оторочки проталкивающего агента с подобранной подвижностью после углеводородной оторочки на 5,3% выше, чем при продвижении оторочки водой. Результаты опытов 1 и 2, где использовали оторочки углеводородных растворителей без присадок, показали невысокий прирост коэффициента нефтеотдачи – 14,1=14,9%.

Применение углеводородной оторочки, при общей концентрации композиции присадок менее 0,1 мас.% в углеводородном растворителе показывает невысокую эффективность, поэтому концентрация 0,1 мас.% может быть принята за минимальную. Увеличение содержания композиции присадок выше 5,0 мас.% в растворителе не приводит к существенному приросту коэффициента нефтеотдачи, поэтому использовать растворы с содержанием выше этой концентрации неэффективно и экономически нецелесообразно, так как эффективность способа и его стоимость станут несоизмеримыми величинами.

По той же методике проводят эксперименты, используя более тяжелую, вязкую, с большим содержанием САВ природную нефть Н–2. В качестве модели пласта берут терригенную и карбонатную модель. Результаты приведены в таблице 4 и 5. Анализ результатов исследований эффективности вытеснения более тяжелой нефти по прототипу и предлагаемому способу при различном массовом соотношении присадок в композиции показывает, что прирост коэффициента нефтеотдачи на терригенной модели (см. табл.4) пласта составляет 19,3-23,4% (опыты 6-9) против 17,4% (опыт 5) - по прототипу, а на карбонатной (см. табл. 5) – 23,5-29,2% (опыты 6-9) против 20,0% (опыт 5).

Опыты 2–4 (см.табл.4 и 5) на обоих моделях пласта показывают, что при введении в углеводородный растворитель присадок (Д-157, ПАБС, ПГ) индивидуально достигается значительно меньший прирост коэффициента нефтеотдачи (на терригенной модели (см.табл.4)– 15,5-16,8%, на карбонатной модели (см.табл.5)– 18,2-19,2%) по сравнению с композицией этих присадок. Наименьший прирост нефтеотдачи показала оторочка углеводородного растворителя без присадок (опыт 1 – таблица 4 и 5).

Далее по той же методике проводят эксперименты, используя тяжелую, высоковязкую, с большим содержанием САВ, природную нефть Н–3. В качестве модели пласта применяют терригенную и карбонатную модель. Дополнительно измеряют проницаемость пласта по воде после обычного заводнения и конечную, после применения вытесняющих агентов. По полученным данным рассчитывают относительное увеличение проницаемости пласта по воде (в%). Результаты исследований приведены в таблице 6 и 7. Из таблиц видно, что прирост коэффициента нефтеотдачи при различном массовом соотношении присадок в композиции составляет– на терригенной модели пласта (см.табл.6) 22,7-23,5%, увеличение проницаемости на 100,2-167,8%, т.е. в 2-2,7 раза (опыты 6-9) против 18,7%, увеличение проницаемости на 77,6%, т.е. в 1,8 раза (опыт 5) - по прототипу; а на карбонатной (см.табл.7) – 18,8-27,9%, увеличение проницаемости на 302,5-496,6%, т.е. в 4-5 раз (опыты 6-11) против 16,8%, увеличение проницаемости на 267,0%, т.е. в 3,7 раза (опыт 5) - по прототипу.

Как видно, добавка композиции присадок направленного действия в углеводородный растворитель повышает проницаемость модели пласта по воде, что особенно важно при применении предлагаемого способа для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, кроме того, увеличивается приемистость скважин.

Опыты 2–4 (см.табл.6 и 7) на обоих моделях пласта показывают, что при введении в углеводородный растворитель присадок (Д-157, ПАБС, ПГ) индивидуально достигается значительно меньшая эффективность по сравнению с композицией этих присадок; прирост коэффициента нефтеотдачи на терригенной модели составил (см.табл.6) – 16,4-17,1%, увеличение проницаемости – 46,5-55,9%, т.е. в 1,5-1,6 раза; а на карбонатной модели (см.табл.7) – 12,7-13,5%, увеличение проницаемости– 174,7-202,3%, т.е. в 2,7-3 раза. Наименьший прирост нефтеотдачи показала оторочка углеводородного растворителя без присадок (опыт 1 таблиц 5 и 6).

Результаты опытов 12,13 и 14 (см.табл.6 и 7) показывают, что введение оторочки проталкивающего агента с подобранной подвижностью после углеводородной оторочки повышает коэффициент нефтеотдачи на 4,9% в сравнении с продвижением оторочки водой. А использование чередующихся оторочек проталкивающего агента с подобранной подвижностью и углеводородного раствора повышает коэффициент нефтеотдачи на 9,1%.

Исследования показали, что использование оторочки менее 5% от порового объема мало эффективно и не позволяет максимально довытеснить нефть. Размер оторочки обуславливается геологическим строением месторождений нефти и плотностью сетки скважин. В реальных условиях разработка месторождений осложнена различными видами неоднородности, что обуславливает неодинаковое воздействие оторочки углеводородного раствора в различных областях нефтесодержащего коллектора. Таким образом, нижнее граничное значение величины оторочки 5% порового объема обосновано возможностью осуществления в пласте оторочки, не разрушающейся по мере ее продвижения, и эффективно в случае разработки месторождений неосложненного неоднородностью коллектора и при использовании реальных плотных сетках скважин. Верхнее граничное значение величины оторочки 30% порового объема применяется на залежах, в которых коллектор характеризуется неоднородностью, или при использовании разреженной сетки скважин, и обуславливается тем, что при современных ценах на нефть и исходя из расчетов экономических показателей процесса воздействия применение оторочки большей величины энергетически невыгодно и экономически нецелесообразно при реальных самых разреженных сетках скважин.

Поставленная задача – повышение нефтеотдачи за счет вытеснения трудноизвлекаемых запасов нефти (капиллярно-удержанной и пленочной нефти) в зонах, охваченных и неохваченных процессом заводнения, достигается благодаря комплексному действию углеводородного растворителя, содержащего композицию присадок направленного действия (Д-157, ПАБС, ПГ), и проталкивающего агента.

Введение композиции присадок направленного действия в углеводородный растворитель приводит к усилению его нефтеотмывающих свойств. Благодаря комплексному действию присадок происходит более полное разрушение граничных слоев и пленок (надмолекулярных структур) нефти на контакте с породой, удаление из порового пространства отложений тяжелых компонентов нефти – САВ, АСПО, перевод всего этого в подвижное состояние и вовлечение в процесс вытеснения. Смесь углеводородного раствора и растворенной в нем остаточной нефти, обладающей малой вязкостью и высокой подвижностью, из пористой среды вытесняют водой. В результате происходит не только сохранение области смешиваемости в процессе ее перемещения, но и более полное вымывание оставшейся углеводородной фазы из пласта.

При вытеснении высоковязкой тяжелой нефти, а также при вытеснении нефти из малопроницаемых и/или неоднородных пластов оторочкой углеводородного раствора, проталкиваемого водой, фронт вытеснения вследствие высокой подвижности агентов может характеризоваться наличием “языков” вторжения, что приводит преждевременному прорыву к добывающим скважинам, высокой обводненности скважин и к снижению степени охвата пласта. В этом случае предлагается регулировать движение углеводородной оторочки уменьшением подвижности проталкивающего агента, например, путем создания определенной вязкости за счет использования оторочки проталкивающего агента - загущенной воды (водные растворы полимеров), эмульсионных, дисперсных, полимердисперсных систем и т.п. Это приводит к увеличению сопротивления при фильтрации, уменьшению подвижности и предотвращению преждевременного размывания оторочки углеводородного раствора, в итоге стабилизируется скорость движения, подвижность фронта по пласту. Подвижность и объем оторочки проталкивающего агента подбирается в зависимости от характеристик пласта, например, чем выше неоднородность пласта, тем выше должен быть объем оторочки и ниже подвижность проталкивающего агента. Оторочка проталкивающего агента продвигается затем водой.

В случае крайней неоднородности коллектора возможно применение чередующихся оторочек проталкивающего агента с подобранной подвижностью и углеводородного раствора, затем водой. При разработке неоднородных сильно обводненных пластов возможно также проведение предварительной изоляции высокопроницаемых зон. В результате увеличивается охват пласта и предотвращается прорыв углеводородного раствора в добывающие скважины за счет выравнивания проницаемости разнопроницаемых пропластков.

Осуществление способа позволяет практически полностью извлечь всю углеводородную фазу из пласта, заполнив поровое пространство водой.

Таким образом, приведенные данные свидетельствуют, что при вытеснения нефти предлагаемым способом осуществляется смешивающееся вытеснения нефти с охватом всей нефтенасыщенной области, увеличивается коэффициент нефтеотдачи, проницаемость, а при использовании прототипа подобных результатов получено не было.

Предлагаемый способ позволяет:

1. Повысить коэффициент нефтеотдачи и эффективность добычи трудноизвлекаемых запасов нефти на 18,8–32,6%.

Утилизировать отходы нефтехимических производств.

Применять дешевые и доступные реагенты.

Разрабатывать нефтяные месторождения на поздней стадии разработки.

Кроме того, этот способ не требует специального оборудования и легко осуществим в промысловых условиях с использованием стандартного оборудования.

Таблица 1 Физические свойства моделей пласта
Коллектор	Длина модели, мм	Диаметр модели, мм	Пористость, %	Удельная поверхность, м 2/м3	Проницаемость, мкм2
Терригенный	300	12,5	33,9	400000	1,1
Карбонатный	320	12,5	31,7	435000	0,7

Таблица 2 Физико-химические свойства нефтей.
Наименование показателя	Обозначение нефти
	Н–1	Н–2	Н–3
Плотность , кг/м3	882	889	922
Содержание воды, %	0,8	1,0	0,075
Вязкость условная, усл. град.: при 20°С при 50°С	2,8 1,6	3,7 1,9	16,1 3,3
Динамическая вязкость при 20°С, мПа·с	22,6	23,9	109,7
Содержание АСВ,% мас.: Смол Асфальтенов	12,3 10,2 2,1	17,1 13,5 3,6	42,6 38,4 4,2

Таблица 3 Эффективность вытеснения нефти Н–1 на терригенном коллекторе
Последовательность закачки оторочек углеводородного раствора и проталкивающего агента	Углеводородный растворитель	Массовое соотношение присадок в композиции, НПАВ: ПАБС: ПГ	Общая концентрация композиции присадок в углеводородном растворе, % мас.	Прирост коэффициента нефтеотдачи, %,	Номер опыта
оторочка углеводородного раствора (ОУР), затем вода	Нефрас	0:0:0	0	14,9	1
ОУР, затем вода	Шугуровский дистиллят	0:0:0	0	14,1	2
Прототип
	Нефрас	1:0:0	0,5	22,8	3
			1,0	25,0	4
			3,0	26,9	5
			5,0	28,1	6
	Шугуровский дистиллят	1:0:0	3,0	16,8	7
Предлагаемый способ
ОУР, затем вода	Нефрас	1:1:0,03	0,1	24,5	8
			0,5	27,4	9
			1,0	29,2	10
			3,0	31,7	11
			5,0	32,6	12
ОУР, затем вода	Шугуровский дистиллят	1:5,56:0,1	3,0	21,9	13
ОУР, оторочка проталкивающего агента с подобранной подвижностью (ОПАПП), затем вода	Шугуровский дистиллят	1:5,56:0,1	3,0	27,2	14

Таблица 4 Эффективность вытеснения нефти Н–2 на терригенном коллекторе
Последовательность закачки оторочек углеводородного раствора и проталкивающего агента	Углеводородный растворитель	Общая концентрация композиции присадок в углеводородном растворе,% мас.	Массовое соотношение присадок в композиции, НПАВ:ПАБС:ПГ	Прирост коэффициента нефтеотдачи,%,	Номер опы-та
ОУР, ОПАПП, затем вода	Нестабильный бензин, дистиллят с УКПН (НБ)	0	0:0:0	15,3	1
		1,0	1:0:0	16,2	2
			0:1:0	16,8	3
			0:0:1	15,5	4
Прототип
	НБ	1,0	1:0:0	17,4	5
Предлагаемый
ОУР, ОПАПП, затем вода	НБ	1,0	1:1:0	20,2	6
			1:9:0	19,3	7
			1:5,33:0,33	22,7	8
			1:1:0,1	23,4	9
Таблица 5 Эффективность вытеснения нефти Н–2 на карбонатном коллекторе
Последовательность закачки оторочек углеводородного раствора и проталкивающего агента	Углеводородный растворитель	Общая концентрация композиции присадок в углеводородном растворе,% мас.	Массовое соотношение присадок в композиции, НПАВ:ПАБС:ПГ	Прирост коэффициента нефтеотдачи,%,	Номер опы-та
ОУР, ОПАПП, затем вода	НБ	0	0:0:0	17,6	1
		1,0	1:0:0	18,9	2
			0:1:0	19,2	3
			0:0:1	18,2	4
Прототип
	НБ	1,0	1:0:0	20,0	5
Предлагаемый способ
ОУР, ОПАПП, затем вода	НБ	1,0	1:1:0	25,2	6
			1:9:0	23,5	7
			1:5,33:0,33	28,7	8
			1:1:0,1	29,2	9

Таблица 6 Эффективность вытеснения нефти Н–3 на терригенном коллекторе
Последовательность закачки оторочек углеводородного раствора и проталкивающего агента	Углеводородный растворитель	Общая концентрация композиции присадок в углеводородном растворе,% мас.	Массовое соотношение присадок в композиции, НПАВ: ПАБС: ПГ	Прирост коэффициента нефтеотдачи,%,	Увеличение проницаемости по воде,%	Номер опы-та
ОУР, ОПАПП, затем вода	НБ	0	0:0:0	15,6	34,6	1
		1,0	1:0:0	16,7	48,7	2
			0:1:0	17,1	55,9	3
			0:0:1	16,4	46,5	4
Прототип
	НБ	1,0	1:0:0	18,7	77,6	5
Предлагаемый способ
ОУР, ОПАПП, затем вода	НБ	1,0	1:1:0	22,8	145,1	6
			1:9:0	22,7	100,2	7
			1:5,33:0,33	23,3	123,3	8
			1:1:0,1	23,5	167,8	9
Таблица 7 Эффективность вытеснения нефти Н–3 на карбонатном коллекторе
Последовательность закачки оторочек углеводородного раствора и проталкивающего агента	Углеводородный растворитель	Общая концентрация композиции присадок в углеводородном растворе,% мас.	Массовое соотношение присадок в композиции, НПАВ: ПАБС: ПГ	Прирост коэффициента нефтеотдачи,%,	Увеличение проницаемости по воде,%	Номер опы-та
ОУР, ОПАПП, затем вода	НБ	0	0:0:0	11,1	121,7	1
		1,0	1:0:0	12,9	187,4	2
			0:1:0	13,5	202,3	3
			0:0:1	12,7	174,7	4
Прототип
	НБ	1,0	1:0:0	16,8	267,0	5
Предлагаемый способ
ОУР, ОПАПП, затем вода	НБ	1,0	1:1:0	20,3	396,2	6
			1:9:0	19,1	379,4	7
			1:5,33:0,33	22,0	417,7	8
			1:1:0,1	23,7	454,8	9
Закачка ОУР и ОПАПП производят неоднократно и поочередно	НБ	1,0	1:1:0,1	27,9	498,6	10
ОУР, затем вода	НБ	1,0	1:1:0,1	18,8	302,5	11