Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В изобретении описан способ, относящийся к извлечению углеводородов из подземных пластов способом заводнения. Данный способ включает прохождение вытесняющей жидкости на водной основе, закачиваемой через нагнетательную скважину, по пористой и проницаемой формации с песчаником для высвобождения нефти и извлечения высвобожденной нефти из добывающей скважины, находящейся на определенном расстоянии от нагнетательной скважины, причем (а) формация с песчаником включает по меньшей мере один минерал, имеющий отрицательный дзетапотенциал в пластовых условиях; (б) нефть и реликтовая вода находятся в порах формации и (в) отношение общего содержания многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 1. Коллинс Айан Ралф (GB), Джеролд Гэри Рассел, Лаже Арно, Макгюр Патрик (US),Уэбб Кевин (GB)(71)(73) Заявитель и патентовладелец: БП ЭКСПЛОРЕЙШН ОПЕРЕЙТИНГ КОМПАНИ ЛИМИТЕД (GB); БП КОРПОРЕЙШН НОРТ АМЕРИКА ИНК. (US) 015208 Настоящее изобретение относится к способу извлечения углеводородов из пористого и проницаемого подземного продуктивного пласта посредством закачки в него воды низкой минерализации. Уже давно известно, что под действием естественной энергии нефтеносного подземного пласта из него можно извлечь только часть нефти. Для вытеснения большего количества нефти из нефтеносного пласта используют так называемые вторичные способы извлечения, самый простой из которых предусматривает непосредственное замещение углеводородов другой средой, как правило, водой или газом. Одним из самых успешных и широко используемых вторичных способов извлечения нефти является заводнение. Воду под давлением закачивают в пористую породу (формацию) пласта-коллектора через нагнетательные скважины, вытесняя нефть по порам указанной породы пласта в направлении добывающих скважин. Вода, используемая для заводнения, как правило, представляет собой минерализованную воду из природного источника, такую как морская вода, и именуемую в дальнейшем "вода, используемая в качестве источника (воды для вытесняющей жидкости на водной основе)". Факторы, регулирующие взаимодействия сырой нефти-минерализованной воды-пористой породы,и их влияние на смачиваемость и извлечение нефти включают сложные и иногда конкурирующие механизмы. Сообщалось, что степень извлечения нефти может зависеть от концентрации закачиваемой минерализованной воды. В частности, при проведении лабораторных исследований керна, проводимых Morrow и его сотрудниками, было показано, что использование при заводнении закачиваемой воды более низкой минерализации может увеличить степень извлечения нефти по сравнению с использованием воды более высокой минерализации. P.L. McGuire, J.R. Chatman, F.K. Paskvan, D.M. Sommer, F.H. Carini в публикации "Low Salinity Oil Recovery: An Exciting New EOR Opportunity for Alaska's North Slope", Society ofPetroleum Engineers, т. 2,93903, 2005, стр. 422-436 описывают более поздние работы по заводнению с использованием воды более низкой минерализации. Однако на месте расположения скважины часто отсутствуют воды более низкой минерализации,которые следовало бы получить посредством снижения общей ионной концентрации воды более высокой минерализации, используя такие способы, как обратный осмос или прямой осмос. Таким образом, существует потребность повышения нефтеотдачи нефтеносного пласта при использовании способа, который был бы либо более дешевым при аналогичных объемах извлечения нефти, либо позволил бы достичь больших объемов извлечения нефти при тех же самых производственных издержках. Было обнаружено, что при регулировании общей концентрации многовалентных катионов закачиваемой воды низкой минерализации и при закачивании минимального порового объема регулируемой воды низкой минерализации в нефтеносный пласт, остаточная нефтенасыщенность пласта может уменьшиться по сравнению с закачиванием первоначальной воды низкой минерализации или воды более высокой минерализации. В частности, было обнаружено, что ключом к достижению более высокой степени извлечения нефти является использование закачиваемой воды со специально отрегулированным более низким содержанием многовалентных катионов, когда общее количество растворенных твердых веществ(ОКРТВ) в закачиваемой воде находится в пределах от 200 до 10000 ч./млн. Было также обнаружено, что повышение степени извлечения нефти при использовании воды низкой минерализации зависит от характера продуктивного пласта. Соответственно, в настоящем изобретении представлен способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, включающего по меньшей мере одну пористую и проницаемую подземную формацию(породу), содержащую песчаник и по меньшей мере один минерал с отрицательным дзета-потенциалом в пластовых условиях, причем в порах формации находятся сырая нефть и реликтовая (погребенная) вода. Способ включает закачивание в продуктивный пласт вытесняющей жидкости на водной основе, которая вытесняет сырую нефть с поверхности пор формации, при этом вытесняющая жидкость на водной основе имеет общее количество растворенных твердых веществ (ОКРТВ) в пределах от 200 до 10000 ч./млн, и отношение общего содержания многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 1. В другом варианте осуществления настоящего изобретения предложен способ повышения нефтеотдачи пласта, включающего по меньшей мере одну пористую и проницаемую подземную формацию, в котором (а) упомянутая формация включает песчаник и по меньшей мере один минерал с отрицательным дзета-потенциалом в пластовых условиях; (б) в порах формации находятся сырая нефть и реликтовая вода, а сырая нефть включает компоненты с анионными функциональными группами (именуемыми в дальнейшем "анионными компонентами") и(или) компоненты с катионными функциональными группами (именуемыми в дальнейшем "катионными компонентами"); и (в) многовалентные катионы адсорбируются на поверхности пор формации из реликтовой воды и находятся в равновесном состоянии со свободными многовалентными катионами, растворенными в реликтовой воде, и по меньшей мере часть адсорбированных многовалентных катионов ассоциируют с анионными компонентами сырой нефти (именуемыми в дальнейшем "ассоциируемые с нефтью многовалентные катионы") и(или) отрицательно заряженные функциональные группы на поверхности пор формации ассоциируют с катионными компонентами сырой нефти (именуемые в дальнейшем "адсорбированные катионные компоненты"). Способ включает закачивание в пласт вытесняющей жидкости на водной основе, имеющей общее количество-1 015208 растворенных твердых веществ (ОКРТВ) в пределах от 200 до 10000 ч./млн и имеющей растворенные в ней катионы замещения; причем концентрация многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе ниже концентрации свободных многовалентных катионов в реликтовой воде, настолько чтобы ассоциируемые с нефтью многовалентные катионы и(или) адсорбированные катионные компоненты вытеснялись бы с поверхности пор формации и замещались катионами замещения, адсорбированными из вытесняющей жидкости на водной основе, вытесняя, таким образом, сырую нефть с поверхности пор формации. Предпочтительно пропускать вытесняющую жидкость на водной основе через пласт из нагнетательной скважины для вытеснения сырой нефти с поверхности пор формации, и извлекать вытесненную сырую нефть из добывающей скважины, находящейся на определенном расстоянии от упомянутой нагнетательной скважины. Однако также предполагается, что настоящее изобретение может быть применено к способу циклической закачки жидкости в скважину, когда добывающую скважину используют на протяжении всего цикла закачки вытесняющей жидкости на водной основе из скважины в пласт, после чего скважину оставляют на "пропитку" с последующей добычей из нее нефти. Пластовая формация, через которую пропускают вытесняющую жидкость на водной основе, состоит из песчаника, ассоциируемого с нефтью, которая может находиться либо в порах породы, либо между частицами, либо быть заключенной в пласт каким-либо иным способом. Формация может также включать другие ингредиенты, такие как кварц. Кроме этого, формация содержит один и более минералов,которые в пластовых условиях имеют отрицательный дзета-потенциал. Соответственно и эта формация в пластовых условиях имеет отрицательный поверхностный электрохимический заряд. Дзета-потенциал это параметр, хорошо известный в данной области техники, который может быть измерен стандартными способами, также известными специалистам в данной области техники. Дзета-потенциал измеряют образованием суспензии минерала в водной среде, пропуском электрического тока через такую суспензию с помощью электродов и определением направления и скорости движения частиц суспензии. Предпочтительно, чтобы в пластовых условиях дзета-потенциал минерала был бы в диапазоне от -0,1 до -50 мВ,например от -20 до -50 мВ. Под пластовыми условиями понимают температуру и давление пласта, а также показатель рН реликтовой воды. Как правило, температура пласта находится в пределах от 25 до 300 С, например от 50 до 200 С и в частности от 100 до 150 С. Давление пласта, как правило, находится в пределах от 100 до 1000 бар. В большинстве случаев реликтовая вода имеет показатель рН в пределах от 4 до 8, в частности от 5 до 7. Как правило, формация заключает в себе по меньшей мере 0,1% по меньшей мере одного минерала,имеющего отрицательный дзета-потенциал в пластовых условиях, предпочтительно от 1 до 50%, более предпочтительно от 1 до 30% и в частности от 2,5 до 20% (если не указано иное, все величины в данном описании изобретения приведены в мас.%). Минералом может служить глина, в частности глины смектитового типа (такие как монтмориллонит), пирофиллитового типа, каолинитового типа, иллитового типа и глауконитового типа. Предпочтительно, чтобы при извлечении нефти из пласта глина не была бы вспучивающейся. Другими примерами минералов, которые в пластовых условиях имеют отрицательный дзета-потенциал, являются соединения переходных металлов, такие как оксиды и карбонаты, например оксид железа, сидерит и полевые шпаты плагиоклаза. Количество такого минерала(ов) в пласте может быть определено способом дифракции рентгеновских лучей, с использованием измельченной породы пласта. Было установлено, что возрастающие уровни дополнительного извлечения нефти соотносятся с возрастающими количествами минерала(ов) в пласте. Многовалентные катионы, предпочтительно двухвалентные и(или) трехвалентные катионы, адсорбируются на поверхности пор формации из реликтовой воды. Без ссылки на какую-либо теорию считается, что многовалентные катионы адсорбируются на поверхности пор формации по химическому составу. Считается также, что адсорбированные многовалентные катионы находятся в равновесном состоянии с многовалентными катионами, содержащимися в реликтовой воде. Примеры компонентов сырой нефти, имеющих анионные функциональные группы (анионные компоненты) включают углеводороды, имеющие карбоксилатные, гидроксильные, фосфонатные, сульфатные или сульфонатные функциональные группы. В частности, анионными компонентами сырой нефти могут быть соли нафтеновой кислоты. Под анионными компонентами сырой нефти, "ассоциированными" с адсорбированными многовалентными катионами, подразумевают, что анионные компоненты могут быть напрямую или косвенно соотнесены с адсорбированными многовалентными катионами. Анионные компоненты сырой нефти могут быть напрямую соотнесены с адсорбированными многовалентными катионами посредством ионной связи (называемой "катионной мостиковой связью") или посредством семиполярной связи (называемой"лигандной мостиковой связью"). Согласно другому способу, анионные компоненты сырой нефти могут быть косвенно соотнесены с адсорбированным многовалентным катионом, посредством водородной связи и при посредничестве одной и более молекул воды, создающих мостиковую связь (называемую "водной мостиковой связью"). Прямое и косвенное соотнесение анионных компонентов сырой нефти с адсорбированными многовалентными катионами изображена ниже в отношении карбоновой кислоты и адсорбированных двухвалентных катионов (Са 2+ и Mg2+) Примеры компонентов сырой нефти с катионными функциональными группами ("катионными компонентами") включают четвертичные аммониевые соли, имеющие формулу RR1R2R3N+X-, в которой группы R, R1, R2 и R3 представляют собой углеводородные группы, а X- - анион, например хлорид или бромид. Как правило, катионные компоненты сырой нефти напрямую соотносят с анионными группами,которые присутствуют на поверхности пор формации посредством ионной связи. Например, как показано ниже, между ионами водорода гидроксильных групп, которые присутствуют на поверхности минералов глины, и ионами четвертичного аммония, имеющими химическую формулу RR1R2R3N+, может иметь место катионообмен Катионами замещения вытесняющей жидкости на водной основе могут быть многовалентные катионы или одновалентные катионы. Однако одновалентные катионы менее эффективны при замещении адсорбированных многовалентных катионов (и ассоциируемых с ними анионных компонентов сырой нефти) и(или) адсорбированных катионных компонентов сырой нефти с поверхности пор формации. Соответственно предпочтительно, чтобы в вытесняющей жидкости на водной основе присутствовало, по меньшей мере, некоторое количество многовалентных катионов замещения при условии, что общее содержание многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе было бы меньше общего содержания многовалентных катионов в реликтовой воде. Отношение общего содержания многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде (именуемое в дальнейшем "относительное содержание многовалентных катионов") составляет менее 1, например менее 0,9. Как правило, чем меньше относительное содержание многовалентных катионов, тем больший объем нефти может быть извлечен из конкретного продуктивного пласта. Таким образом, предпочтительно, чтобы относительное содержание многовалентных катионов было бы менее 0,8; еще более предпочтительно менее 0,6; еще более предпочтительно менее 0,5 и особо предпочтительно менее 0,4 или менее 0,25. Относительное содержание многовалентных катионов может быть по меньшей мере 0,001; предпочтительно по меньшей мере 0,01; еще более предпочтительно по меньшей мере 0,05 и особо предпочтительно по меньшей мере 0,1. Предпочтительными пределами относительного содержания многовалентных катионов являются следующие пределы: от 0,01 до 0,9; от 0,05 до 0,8 и особо предпочтительно от 0,05 до 0,6 или от 0,1 до 0,5. Отношение общего содержания двухвалентных катионов в упомянутой вытесняющей жидкости на водной основе к общему содержанию двухвалентных катионов в упомянутой реликтовой воде (в дальнейшем именуемом "относительным содержанием двухвалентных катионов") также составляет менее 1. Предпочтительные значения и пределы относительного содержания многовалентных катионов могут быть применены с соответствующими необходимыми изменениям по отношению к содержанию двухвалентных катионов. Одновалентные катионы замещения, соответственно, могут быть выбраны из катионов металлов,относящихся к группе I, в частности Na+. Многовалентными катионами замещения предпочтительно являются двух- или трехвалентные катионы. Двухвалентные катионы, которые могут быть использованы в качестве катионов замещения, включают катионы металлов, относящихся к группе II, в частности Са 2+ иMg2+, а также Ва 2+ и Sr2+, предпочтительно Са 2+. Трехвалентные катионы, которые могут быть использо-3 015208 ваны в качестве катионов замещения, включают Cr2+, Cr3+, Al3+, V2+ или V3+. Самые эффективные катионы замещения имеют относительно высокую плотность заряда по всему радиусу гидратации (радиусу катиона и тесно связанных с ним молекул воды). Соответственно, Са 2+ является наиболее эффективным катионом замещения по сравнению с Mg2+. В вытесняющей жидкости могут быть использованы смеси катионов замещения. Содержание натрия в вытесняющей жидкости на водной основе составляет, как правило, от 20 до 4000 ч./млн; предпочтительно от 150 до 2500 ч./млн, например от 200 до 1000 ч./млн. Отношение содержания натрия к 1/2 содержания многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе,как правило, более 1, предпочтительно от 1,05 до 50; более предпочтительно от 5 до 40, в частности от 5 до 20 или от 20 до 40; при этом более высокие значения, как правило, связывают с более высоким ОКРТВ в вытесняющей жидкости на водной основе. Содержание кальция в вытесняющей жидкости на водной основе, как правило, составляет по меньшей мере 1 ч./млн, предпочтительно по меньшей мере 5 ч./млн, например по меньшей мере 10 ч./млн. Как правило, содержание кальция находится в пределах от 1 до 100 ч./млн; предпочтительно от 5 до 50 ч./млн. Содержание магния в вытесняющей жидкости на водной основе может быть по меньшей мере 1 ч./млн; предпочтительно по меньшей мере 5 ч./млн; еще более предпочтительно по меньшей мере 10 ч./млн. Как правило, содержание магния находится в пределах от 5 до 100 ч./млн; предпочтительно от 5 до 30 ч./млн. Содержание бария в вытесняющей жидкости на водной основе может быть в пределах от 0,1 до 20 ч./млн, такое как 1 до 10 ч./млн. Массовое отношение кальция к магнию составляет, как правило, от 10:1 до 1:10, в частности от 10:1 до 1:1, такое как от 10:1 до 4:1 или от 5:1 до 1:6, такое как от 1:1 до 1:6. Следовательно, содержание кальция может превышать содержание магния. Предпочтительно,чтобы содержание трехвалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе составляло бы по меньшей мере 1; предпочтительно по меньшей мере 10, например по меньшей мере 20. Предпочтительно, чтобы содержание многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе составляло бы по меньшей мере 10 ч./млн, например по меньшей мере 20 ч./млн при условии, что относительное содержание многовалентных катионов составляет менее 1. Как правило, общее содержание многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе составляет от 1 до 200 ч./млн; предпочтительно от 3 до 100 ч./млн, в частности от 5 до 50 ч./млн при условии, что относительное содержание многовалентных катионов составляет менее 1. Общее количество твердых растворенных веществ (ОКРТВ) в вышеуказанной вытесняющей жидкости на водной основе составляет по меньшей мере 200 ч./млн, предпочтительно по меньшей мере 500 ч./млн. ОКРТВ может достигать 10000 ч./млн, предпочтительно до 8000 ч./млн, еще более предпочтительно до 7000 ч./млн. В частности, содержание ОКРТВ может быть в пределах от 500 до 10000 ч./млн,предпочтительно от 1000 до 8000 ч./млн и наиболее предпочтительно от 1000 до 5000 ч./млн. Предпочтительно, чтобы относительное содержание многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе по отношению к общему количеству растворенных твердых веществ(ОКРТВ) в вытесняющей жидкости на водной основе составляло бы менее 110-2, например 0,01-0,910-2; предпочтительно 0,1-0,810-2. Вышеуказанные относительные содержания могут быть применены с соответствующими необходимыми изменениям по отношению к содержанию двухвалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе по отношению к общему количеству растворенных твердых веществ (ОКРТВ) в указанной вытесняющей жидкости на водной основе. Настоящее изобретение может быть применено для повышения степени извлечения нефти из продуктивного пласта, в котором растворенные твердые вещества (ОКРТВ) находятся в реликтовой воде в широких пределах, например по меньшей мере 500 ч./млн, как правило от 500 до 200000 ч./млн., например от 2000 до 50000 ч./млн, в частности от 2000 до 5000 ч./млн или от 10000 до 50000 ч./млн, в частности от 20000 до 45000 ч./млн. Реликтовая или связанная вода - это вода, ассоциируемая с нефтью в продуктивном пласте и находящаяся с ней в состоянии равновесия, в частности в отношении содержания в ней многовалентных катионов, в частности содержания в ней двухвалентных катионов (например, кальция). Содержание кальция в реликтовой воде составляет, как правило, по меньшей мере 150 ч./млн, например от 200 до 30000 ч./млн; от 200 до 6000 ч./млн и особенно от 200 до 1000 ч./млн. Содержание магния в реликтовой воде, как правило, составляет по меньшей мере 150 ч./млн, например от 200 до 30000 ч./млн; от 200 до 6000 ч./млн и особенно от 200 до 1000 ч./млн. Общее содержание двухвалентных катионов в реликтовой воде, как правило, составляет по меньшей мере 180 ч./млн., например от 250 до 15000 ч./млн; предпочтительно от 350 до 3000 ч./млн и особо предпочтительно от 400 до 2000 ч./млн или от 1000 до 2000 ч./млн. Массовое отношение кальция к магнию в реликтовой воде, как правило, составляет от 10:1 до 1:10; особенно от 10:1 до 1:1, например от 10:1 до 4:1 или от 5:1 до 1:6, например от 1:1 до 1:6. Как правило, в реликтовой воде содержатся низкие уровни трехвалентных катионов, как правило,менее 5 ч./млн. Вытесняющую жидкость на водной основе можно подавать в продуктивный пласт непрерывно. Однако предпочтительно подавать вытесняющую жидкость на водной основе в пласт одной или несколькими порциями при контролируемом поровом объеме (ПО), в дальнейшем упоминаемую как "порция вы-4 015208 тесняющей жидкости". Термин "поровый объем" (объм порового пространства) в настоящем раскрытии изобретения означает "объем вытеснения" между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной и может быть легко определен методами, хорошо известными в данной области техники. Такие методы включают моделирование. Однако поровый объем также может быть определен посредством пропуска воды высокой минерализации, содержащей специальный индикатор, сквозь пласт, от нагнетательной скважины до добывающей скважины. Объем вытеснения - это объем, пройденный вытесняющей жидкостью на водной основе, усредненный по всем линиям тока жидкости между нагнетательной и добывающей скважинами. Объем вытеснения может быть определен со ссылкой на момент времени, когда индикатор был рассредоточен в полученной воде высокой минерализации, о чем хорошо известно специалистам в данной области техники. Было установлено, что объем "порции вытесняющей жидкости" может быть неожиданно небольшим, однако способным вытеснить практически всю нефть, которая только может быть высвобождена с поверхности пор формации в условиях конкретного продуктивного пласта. Как правило, поровый объем(ПО) порции вытесняющей жидкости на водной основе составляет по меньшей мере 0,2 ПО, поскольку порция вытесняющей жидкости с меньшим поровым объемом имеет тенденцию рассредоточиваться в пласте, что, в результате, может не привести к дополнительной добыче нефти в значительных объемах. Также было установлено, что если поровый объем вытесняющей жидкости на водной основе составляет по меньшей мере 0,3, предпочтительно 0,4, то такая порция вытесняющей жидкости имеет тенденцию к поддержанию своей целостности в пределах пласта (не рассредоточивается по пласту) и, следовательно,продолжает перемещать вытесненную нефть в направлении добывающей скважины. Следовательно, дополнительное извлечение нефти из конкретного продуктивного пласта приближается к своему максимальному значению при поровом объеме порции вытесняющей жидкости, равном по меньшей мере 0,3 ПО, предпочтительно по меньшей мере 0,4 ПО, при незначительном дополнительном извлечении нефти при использовании порций вытесняющей жидкости с более высоким ПО. Несмотря на то, что можно продолжать закачку вытесняющей жидкости на водной основе в продуктивный пласт, обычно поровый объем порции вытесняющей жидкости на водной основе сводят к минимуму, поскольку приемистость скважины в отношении вводимой вытесняющей жидкости имеет ограничения, обусловленные необходимостью утилизации полученной воды. Поэтому поровый объем вытесняющей жидкости на водной основе предпочтительно составляет менее 1, более предпочтительно менее 0,9 ПО, еще более предпочтительно менее 0,7 ПО, в частности менее 0,6 ПО, например менее 0,5 ПО. Обычно порция вытесняющей жидкости на водной основе имеет поровый объем в пределах от 0,2 до 0,9, предпочтительно от 0,3 до 0,6,еще более предпочтительно от 0,3 до 0,45. После закачки порового объема вытесняющей жидкости на водной основе, которая обеспечивает максимальное дополнительное извлечение нефти (предпочтительно порции вытесняющей жидкости на водной основе, имеющей поровый объем менее 1), в продуктивный пласт может быть закачана вытесняющая вода (постпромывочная вода) с более высоким содержанием многовалентных катионов и(или) более высоким ОКТРВ, как правило, как с более высоким содержанием многовалентных катионов, так и с более высоким ОКТРВ. Там, где порция вытесняющей жидкости на водной основе имеет поровый объем менее 1, закачка постпромывочной воды обеспечит проход порции вытесняющей жидкости на водной основе (и, следовательно, высвобожденной нефти) через продуктивный пласт к добывающей скважине. Кроме того, закачивание постпромывочной воды может потребоваться для поддержания давления в нефтеносном пласте. Как правило, постпромывочная вода имеет более высокий ПО по сравнению с ПО порции вытесняющей жидкости на водной основе. Предпочтительно, чтобы постпромывочная вода не имела бы более высокого показателя рН по сравнению с показателем рН закачиваемой вытесняющей жидкости на водной основе, а также не содержала бы добавленной щелочи, такой как гидроксид натрия, карбонат натрия, силикат натрия или фосфат натрия. Для получения вытесняющей жидкости на водной основе к возможным многочисленным источникам воды можно отнести, например, пресную воду, морскую воду, слабоминерализованную воду, воду водоносного слоя, реликтовую воду или промысловую воду. Пресную воду можно брать из реки или озера; такая вода, как правило, имеет ОКРТВ менее 1500 ч./млн. Слабоминерализованную воду можно брать из приливоотливной или эстуарийной реки; такая вода, как правило, имеет ОКРТВ от 5000 до 25000 ч./млн. Кроме этого, слабоминерализованную воду можно брать из водоносного слоя, который может находиться в другом слое, отличном от слоя, ассоциируемого с сырой нефтью. Однако не вся вода водоносного слоя является слабоминерализованной водой. Поэтому ОКРТВ воды водоносного слоя может быть в пределах от 1000 до 30000 ч./млн. При использовании в качестве источника воды для вытесняющей жидкости на водной основе реликтовой или промысловой воды (воды, которая отделена от нефти,извлекаемой из добывающей скважины), указанная реликтовая или промысловая вода может иметь ОКРТВ в пределах от 2000 до 300000 ч./млн. Использование реликтовой или промысловой воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе имеет преимущества в тех случаях наличия ограничений по утилизации реликтовой или промысловой воды. Морская вода также может рассматриваться в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, независимо от того,является ли она водой из континентальных морей, например из Каспийского моря, с содержанием-5 015208 ОКРТВ в пределах от 15000 до 40000 ч./млн, или водой морей, являющихся частью океана, например с содержанием ОКРТВ в пределах от 30000 до 45000 ч./млн. В качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе могут быть использованы требуемые смеси различных вод,например вода водоносного слоя с низким ОКРТВ, смешанная с водой с более высокой минерализацией,например с промысловой или морской водой. Использование смешанных вод особенно важно на начальном этапе эксплуатации новой добывающей скважины, поскольку на начальном этапе промысловой воды, используемой в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе,может не быть вообще или быть в недостаточном количестве. Если ОКРТВ воды, используемой в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, и содержание в ней многовалентных катионов уже находятся на требуемом уровне, при котором такая вытесняющая жидкость на водной основе могла бы быть использована для дополнительного извлечения нефти из пласта посредством конкретной реликтовой воды, то такая вода может быть использована в качестве вытесняющей жидкости на водной основе без соответствующей водоподготовки для снижения содержания многовалентных катионов. Примеры воды, которая может быть использована в качестве вытесняющей жидкости на водной основе без соответствующей обработки, включают пресную воду и воду низкой минерализации водоносного слоя. По желанию, в то время как содержание многовалентных катионов остается без изменений, содержание многовалентных анионов, например двухвалентных анионов, таких как сульфат или карбонат, или трехвалентных анионов, таких как сульфат, может быть снижено, например, посредством осаждения с двухвалентными катионами, такими как кальций, или посредством анионообмена (например, с применением анионообменной смолы), или посредством нанофильтрации через анионообменную мембрану. При необходимости, для получения требуемого содержания многовалентных катионов, в пресную воду или в воду водоносного слоя могут быть добавлены многовалентные катионы (в частности, двух- и трехвалентные катионы). Если ОКРТВ воды, используемой в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, уже находится на требуемом уровне, однако уровень многовалентных катионов превышает уровень, требуемый для дополнительного извлечения нефти из пласта с использованием конкретной реликтовой воды, то такая вода, используемая в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, подлежит водоподготовке с целью снижения в ней содержания многовалентных катионов. К примерам такой воды, используемой в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, можно отнести отдельные промысловые воды низкой минерализации и отдельные воды водоносного слоя низкой минерализации. Водоподготовку можно выполнять способом осаждения, например добавлением гидроксида натрия, карбоната натрия, бикарбоната натрия, фосфата натрия или силиката натрия, с отделением осадка, представляющего собой многовалентный катион (например, способом фильтрации или центрифугирования), получая, при этом, очищенную воду с низким содержанием многовалентного катиона, для ее использования в качестве вытесняющей жидкости на водной основе. Обработку воды, используемой в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, можно осуществлять нанофильтрацией, например, с использованием мембраны, селективной к многовалентным катионам, такой как Dow Filmtec NF series (в частности, мембраны NF4, NF40HF, NF50, NF70, NF90 и NF270), Hydranautics ESNA1 series, Desal-5NTR 7250 membranes (Nitto Electric, Japan). Селективное удаление многовалентных катионов из воды с низким ОКРТВ (ОКРТВ воды слабой минерализации и менее) с использованием таких мембран описано в патенте US 5858420 и в Separation and Purification Technology, 37 (2004), "Removal of sulfates and otherSipos and B. Kunst. По другому способу подготовка воды, используемой в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, может заключаться в ее пропуске через слой катионообменной смолы, например Н-катионообменной смолы или Na-катионообменной смолы. Настоящие способы водоподготовки (отличные от катионообмена с применением Н-катионообменной смолы) имеют преимущество, заключающееся в том, что показатель рН вытесняющей жидкости на водной основе повышается не так существенно по сравнению с показателем рН воды, не прошедшей водоподготовку. При необходимости, вода, прошедшая водоподготовку, может также иметь более низкое содержание многовалентных анионов, как было описано выше. Когда вода, используемая в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, имеет более высокое ОКРТВ по сравнению с требуемым для получения вытесняющей жидкости на водной основе и когда уровень многовалентных катионов также превышает требуемый уровень для дополнительного извлечения нефти из пласта при использовании конкретной реликтовой воды,вода, используемая в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе,подлежит водоподготовке для снижения как ОКРТВ, так и содержания многовалентных катионов до требуемых уровней. Как правило, воду, используемую в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, подвергают подготовке для снижения как ОКРТВ, так и содержания многовалентных катионов до требуемых уровней, например, способом обратного осмоса, прямого осмоса или их сочетанием. Различные виды воды, подвергаемые подготовке с применением вышеуказанных-6 015208 способов, включают морскую воду, слабоминерализованную воду более высокой минерализации, промысловую воду более высокой минерализации и воду водоносного слоя более высокой минерализации. Мембрана, которая используется при обратном или прямом осмосе, может удалять практически все твердые вещества, растворенные в воде, используемой в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, чтобы они не попали в очищенную воду (фильтрат). Специалистам в данной области техники хорошо известны приемлемые мембраны, которые удаляют практически все растворенные твердые вещества. Соответственно, очищенная вода может иметь достаточно низкий показатель ОКРТВ, например 200 ч./млн, и низкое содержание двухвалентных катионов, в пределах от 1 до 2 ч./млн. Как правило, подготовленная вода не содержит никаких трехвалентных катионов. По желанию,многовалентные катионы (двух- и(или) трехвалентные катионы) могут быть добавлены в обработанную воду при условии, что общее содержание многовалентных катионов в подготовленной воде будет меньше общего содержания многовалентных катионов в реликтовой воде. Также, при желании, в обработанную воду можно добавить соли одновалентных катионов для повышения ОКРТВ при условии, что это количество не превышает 10000 ч./млн. По другому варианту вода, используемая в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, может быть очищена с использованием"крупнопористой" мембраны обратного осмоса, как описано в публикации международной заявки WO 2006/002192, с непосредственным получением вытесняющей жидкости на водной основе с требуемым ОКРТВ и требуемым содержанием многовалентных катионов. Вытесняющая жидкость на водной основе может также содержать растворимые полимерные загустители, такие как различные виды природной камеди, полиакриламиды и полиакриловые кислоты. Во избежание сомнений, перечисленные загустители не рассматриваются как оказывающие влияние на ОКРТВ вытесняющей жидкости на водной основе. Предполагается, что в вытесняющую жидкость на водной основе, также может быть добавлено поверхностно-активной вещество, в частности сульфонаты, такие как сульфонаты алкенбензола, либо как таковые, либо в мицеллярном растворе с эмульгированными углеводородами. Предпочтительно не добавлять в вытесняющую жидкость на водной основе такие щелочи, как гидрооксид натрия, карбонат натрия, бикарбонат натрия, силикат натрия или фосфат натрия. При добавлении любой из вышеперечисленных щелочей в целях снижения содержания многовалентных катионов в воде с высоким содержанием многовалентных катионов, используемой в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе, показатель рН вытесняющей жидкости на водной основе должен быть менее чем на 0,5 выше, предпочтительно менее чем на 0,2 выше этого показателя воды, используемой в качестве источника воды для получения вытесняющей жидкости на водной основе. Вытесняющая жидкость на водной основе контактирует с породой пласта, ассоциируемого с нефтью, которая может иметь плотность 0,9659-0,7289 г/мл; предпочтительно 0,8762-0,8017 г/мл, например 0,934-0,8762 г/мл (плотность в градусах American Petroleum Institute (АНИ) по меньшей мере 15-60,предпочтительно по меньшей мере 30-45, например 20-30. В способе, описанном в настоящем изобретении, вытесняющая жидкость на водной основе, предпочтительно закачивается под давлением, например, от 10000 до 100000 кПа (от 100 до 1000 бар) по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, которая находится на определенном расстоянии от добывающей скважины, и из нагнетательной скважины направляется непосредственно в нефтеносный пласт. Прохождение вытесняющей жидкости на водной основе вытесняет реликтовую воду и находящуюся над ней вытесняемую нефть в направлении добывающей скважины, из которой добывают нефть,сначала посредством реликтовой воды, а после длительной закачки вытесняющей жидкости на водной основе смесью реликтовой воды с вытесняющей жидкостью на водной основе, и в конечном итоге, посредством только вытесняющей жидкости на водной основе. Предлагаемый в настоящем изобретении способ, как правило, может быть использован для добывающих скважин с незначительным давлением слоя для добычи существенных объемов нефти (после извлечения нефти первичными способами). Такие добывающие скважины могут быть использованы для вторичного извлечения нефти (которое следует за извлечением первичными способами) или для третичного извлечения нефти (которое следует за извлечением вторичными способами). Следовательно, способ, описанный в настоящем изобретении, представляет особую важность для уже разработанных добывающих скважин. Специалисты в данной области техники поймут, что при извлечении нефти вторичными способами жидкость закачивают в пласт через нагнетательную скважину для поддержания давления в пласте и для выталкивания нефти в направлении добывающей скважины. Преимущество закачки вытесняющей жидкости на водной основе в пласт во время вторичного извлечения заключается в том, что такая вытесняющая жидкость на водной основе была специально подготовлена или выбрана с тем, чтобы высвобождать дополнительную нефть с поверхности пор слоя (по сравнению с закачкой воды, имеющей более высокое ОКРТВ и(или) более высокое содержание многовалентных катионов). Соответственно, период извлечения обезвоженной нефти из добывающей скважины может быть более продолжительным, задерживая, таким образом, прорыв воды. Кроме того, даже после прорыва воды, извлечение нефти будет более высоким по сравнению с вариантом использования воды, имеющей-7 015208 более высокое ОКРТВ и(или) более высокое содержание многовалентных катионов. Специалистам в данной области техники известно, что при извлечении нефти третичными способами, закачку первоначальной жидкости прекращают и для дальнейшего извлечения нефти в пласт закачивают другую жидкость. Следовательно, жидкость, закачиваемая в пласт при извлечении нефти третичными способами, представляет собой вытесняющую жидкость на водной основе с подобранным ОКРТВ и подобранным содержанием многовалентных катионов, а жидкость, которая была закачена в пласт до этого, во время извлечения нефти вторичными способами, может быть водой с более высоким ОКРТВ и(или) более высоким содержанием многовалентных катионов по сравнению с вытесняющей жидкостью на водной основе (например, морская вода и(или) попутная вода). Поэтому преимущество закачивания вытесняющей жидкости на водной основе в пласт во время извлечения нефти третичными способами заключается в том, что результатом является более высокая степень извлечения нефти. Можно использовать одну нагнетательную скважину и одну добывающую скважину, однако может быть предпочтительным и использование более чем одной нагнетательной и добывающей скважин. Относительное пространственное расположение между каждой из нагнетательных скважин и каждой из добывающих скважин может быть различным. Нагнетательные скважины могут располагаться вокруг добывающей скважины. В альтернативном варианте расположения нагнетательные скважины могут располагаться в два ряда и более, между каждым из которых располагаются добывающие скважины. Такие конфигурации получили название "схемы заводнения", и специалистам в данной области техники будет ясно, как работать с нагнетательными скважинами для достижения максимальной степени извлечения нефти во время операций заводнения (при извлечении нефти вторичными или третичными способами). Еще в одном варианте настоящего изобретения описан способ повышения нефтеотдачи пласта, содержащего по меньшей мере одну пористую и проницаемую подземную формацию, которая (а) включает песчаник и по меньшей мере один минерал, имеющий отрицательный дзета-потенциал в условиях данного нефтеносного пласта, (б) в порах этой формации присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и (в) в эту пластовую формацию закачивают вытесняющую жидкость на водной основе для вытеснения сырой нефти с поверхности пор формации, в то время как вытесняющую жидкость на водной основе выбирают,исходя из(а) определения содержания многовалентных катионов в реликтовой воде и(б) выбора в качестве источника для вытесняющей жидкости на водной основе воды с общим количеством твердых растворенных веществ в пределах от 200 до 10000 ч./млн и с таким общим содержанием многовалентных катионов, чтобы отношение общего содержания многовалентных катионов вытесняющей жидкости на водной основе к общему содержанию многовалентных катионов в упомянутой реликтовой воде было бы менее 1. Проба реликтовой воды может быть получена отбором керна из пласта и определением содержания многовалентных катионов в воде, содержащейся в керне. В качестве альтернативного варианта, там, где прорыв воды уже имел место, однако нефтеносный пласт все еще находится на стадии извлечения нефти первичными способами, может быть определено содержание многовалентных катионов в воде, отделенной от нефти. В тех случаях, когда приемлемой воды для использования в качестве источника для вытесняющей жидкости на водной основе не имеется, ОКРТВ и(или) общее содержание многовалентных катионов в воде, используемой в качестве источника, можно регулировать (как было описано выше), чтобы получить вытесняющую жидкость на водной основе с требуемым ОКРТВ и(или) общим содержанием многовалентных катионов. Настоящее изобретение будет проиллюстрировано ниже на фиг. 1 и 2, а также на следующих примерах его осуществления. Примеры Настоящее изобретение проиллюстрировано на следующих примерах, в которых вытесняющую жидкость на водной основе различного состава закачивают в нефтеносные пласты с различным содержанием глины, после чего остаточное содержание нефти в пласте, после его насыщения вышеупомянутыми вытесняющими жидкостями (в дальнейшем упоминаемое как Sor) измеряют методом испытания химическими индикаторами в одиночной скважине (МХИ). Вышеуказанное испытание широко использовалось при выполнении различных процессов извлечения нефти. Испытание включает закачивание из добывающей скважины, пробуренной в нефтеносном пласте, небольшого объема вытесняющей жидкости на водной основе, в которую введены два химических индикатора, последующее закачивание жидкости без индикаторов, временное закрытие скважины и повторное закачивание вытесняющей жидкости на водной основе обратно в добывающую скважину под давлением пласта; затем жидкость, возвращенную в добывающую скважину, анализируют на наличие в ней индикаторов или продуктов гидролиза. Одним из индикаторов обычно является спирт, например изопропанол и(или) n-пропанол, которые не образуют раздела между фазами нефти и воды в пласте. В качестве другого индикатора, как правило, используют сложный эфир, такой как этилацетат (в дальнейшем упоминаемый как "разделяющий эфир", который в период временного закрытия скважины подвергается гидролизу с образованием спирта, не образующего раздела между фазами нефти и воды. Разде-8 015208 ляющий эфир возвращается в добывающую скважину с более низкой скоростью по сравнению с скоростью спирта, не образующего раздела между фазами нефти и воды. Чем ниже скорость, тем больше разделение между возвратными эфиром и спиртом, поступающими в добывающую скважину, что соответствует более низкому содержанию нефти в пласте и, следовательно, более низкому остаточному содержанию нефти в пласте (Sor). Этот способ подробно описан P.L. McGuire, J.R. Chatham, F.K. Paskvan, D.M.Alaska's North Slope", Society of Petroleum Engineers, т. 2,93903, 2005, стр. 422-436. Согласно описанию, приведенному выше, испытания проводили в нескольких скважинах. В каждой скважине испытанию сначала подвергали реликтовую воду для измерения уровня Sor реликтовой воды. Затем испытание повторяли для вытесняющей жидкости на водной основе с различным относительным содержанием двухвалентных катионов для измерения уровня Sor этой жидкости. В табл. 1 и 2 представлена подробная информация по характеристикам нефтей из нескольких скважин, результатам анализов вытесняющих жидкостей на водной основе и реликтовой воды, содержанию невспучивающейся глины в пласте и по остаточному содержанию нефти в пласте (Sor). Скважина А содержит нефть плотностью 24 по АНИ из пласта, содержащего 2,2% каолинита и 1020% глауконита. Скважина Б содержит нефть плотностью 24 по АНИ из пласта, содержащего 7,4% каолинита. Скважина В содержит нефть плотностью 27 по АНИ из пласта, содержащего каолинит. Скважина Г содержит нефть плотностью 25 по АНИ из пласта, содержащего каолинит. Скважина Д содержит нефть плотностью 17 по АНИ из пласта, содержащего примерно 3% каолинита. Таблица 1 Эти результаты представлены графически на фиг. 1 и 2. Пример 8. Испытания методом химических индикаторов в одиночной скважине (МХИ) в примерах 1-7 повторяли с использованием ряда порций различного объема вытесняющей жидкости на водной основе (закачиваемой жидкости) с анализом Са 1,47 ч./млн/Mg 0 ч./млн/ОКРТВ двухвалентных катионов 10 ч./млн. Реликтовая вода содержала Са 320 ч./млн/Mg 48 ч./млн/двухвалентных катионов 398 ч./млн/ОКРТВ 31705 ч./млн с получением относительного содержания двухвалентных катионов - 0,003. Плотность нефти в градусах АНИ составила 23. В пласте содержалось 13,8% каолинита. Добываемую воду, которая при проведении испытания была реликтовой водой, закачивали в пласт первой с получением показателя Sor = 0,42, затем в пласт закачивали порцию (ПО=0,2) закачиваемой воды с получением показателя Sor = 0,42, после чего в пласт повторно закачивали порцию добываемой воды. Затем закачивали порцию (ПО=0,4) добываемой воды с получением показателя Sor = 0,27, после чего вновь закачивали порцию добываемой воды. Показатель Sor был на уровне 0,27 после повторного закачивания порции (ПО=0,7) закачиваемой воды, после чего снова закачивали добываемую воду. Поровый объем (ПО) определяли моделированием. Пример 9. Испытания методом химических индикаторов в одиночной скважине (МХИ) в примере 8 повторяли с использованием ряда порций различного объема вытесняющей жидкости на водной основе (закачиваемой жидкости) с анализом Са 30 ч./млн/Mg 6 ч./млн/ОКРТВ двухвалентных катионов 37 ч./млн. Реликтовая вода была такой же, как и в примере 8, с относительным содержанием двухвалентных катионов 0,09. Плотность нефти составила 0,0159 г/мл (23 по АНИ). В пласте содержалось 12,2% каолинита. Добываемую воду, которая при проведении испытания была реликтовой водой, закачивали в пласт первой с получением показателя Sor = 0,41, затем в пласт закачивали порцию (ПО=0,2) закачиваемой воды с получением показателя Sor = 0,37, вслед за чем в пласт повторно закачивали порцию добываемой воды. Затем закачивали порцию (ПО=0,3) закачиваемой воды с получением показателя Sor = 0,30, после чего вновь закачивали порцию добываемой воды. Поровый объем (ПО) определяли моделированием. Пример 10. При проведении дальнейших исследований использовали установку для заводнения керна, которую эксплуатировали в пластовых условиях при температуре до 150 С и давлении 6,89107 Па (10000 фун- 10015208 тов/кв.дюйм). Оборудование установки для заводнения керна имеет прибор управления степенью насыщения, расположенный по месту (описание будет приведено ниже), и использует жидкие среды в режиме реального времени (флюиды пласта, находящиеся в равновесном состоянии с газом пласта) для контроля как процесса старения, так и потока флюида. Объем добычи, приведенный к объему флюида в пластовых условиях, измеряют в пластовых условиях при использовании сепаратора на потоке. В степени насыщения во время и в конце заводнения можно удостовериться посредством количественного измерения порового объема, занятого солевым раствором с радиоактивной присадкой. Прибор управления степенью насыщения, расположенный по месту, не только определяет степень насыщения, но и выполняет количественный анализ целостности закаченной порции флюида по причине разницы в сечении захвата между солевыми растворами высокой минерализации с радиоактивными присадками и солевыми растворами низкой минерализации. Подготовка образцов керна. В настоящем исследовании применяли колонкиобразцов керна, как правило, длиной 7,62 см (3 дюйма) и диаметром 3,81 см (1 1/2 дюйма). Прежде всего, образцы были подвергнуты восстановлению,т.е. образцы промывали с использованием смешивающихся растворителей, чтобы максимально приблизить их к "гидрофильным условиям смачивания". После промывки образцы помещали в гидростатические кернодержатели и насыщали их смоделированной водой пласта (солевым раствором), посредством пропуска воды через колонки керна в условиях противодавления. После пропуска примерно 10 поровых объемов солевого раствора образцы изымали из гидростатических кернодержателей и начинали процедуру первоначального насыщения каждого образца водой, как описано ниже. Выполнение первичного насыщения водой. Важно, чтобы колонковый образец керна имел характерное значение первоначального водонасыщения (Swi), которое совпадало бы со значением водонасыщения на высоте, выше места контакта воданефть в пласте. Первоначальное водонасыщение каждого образца достигалось посредством недонасыщения водой пористой глиняной пластинки при использовании сильного несмачивающего газа - азота. По достижении первоначального насыщения водой, образцы загружали в гидростатические кернодержатели и насыщали их, пропуская через них, в условиях обратного давления, поток очищенной нефти. Для получения данных о рассредоточенном насыщении в целях более легкой интерпретации результатов испытаний, использовали мониторинг степени насыщения, проводимый по месту. В основе этого способа лежит линейное ослабление -лучей при использовании источника и детектора -лучей. В поле внимания каждой пары источник/детектор был кусок керна шириной 4 мм. Между числом отсчетов(передаваемым потоком -лучей) и водонасыщением существует линейная зависимость. Следовательно,выполнив тщательную калибровку каждой пары источника/детектора, можно рассчитать степень насыщения во время вытеснения нефти/соляного раствора высокой минерализации, а в итоге - по каждой порции вытесняющей жидкости низкой минерализации. Несколько упомянутых выше пар были установлены на колонковых образцах керна так, чтобы во время заводнения текущий контроль водонасыщения осуществлялся в фиксированных точках в зависимости от времени и пропускной способности образцов. По завершении каждой операции заводнения по каждой паре источник/детектор были получены два комплекта калибровочных данных. В конце каждого этапа промывки выполнялась регистрация калибровочных данных 100%-го соляного раствора высокой минерализации. В конце каждого испытания измеряли калибровочные данные 100%-го насыщения нефтью при использовании керна, на 100% насыщенного нефтью, содержащей газообразные нефтяные флюиды. При проведении этих испытаний было необходимо замещать ионы хлорида в закачиваемых соляных растворах, представляющих собой морскую воду высокой минерализации, ионами иодида, чтобы во время текущего контроля степени насыщения, выполняемого по месту, контраст между водной и олеиновой фазами был бы более очевидным. Это способствовало снижению отношения шум-сигнал и повышению точности, рассчитываемой по месту степени насыщения. Молярность солевого раствора с присадкой поддерживалась на том же уровне, что и молярность раствора без присадки для гарантии отсутствия неблагоприятного взаимодействия между породой и флюидом. Процесс старения. Образцы загружали в кернодержатели "в пластовых условиях" и медленно повышали давление и температуру до температуры и давления в пластовых условиях. Температура в пластовых условиях составляла 130 С. В пластовых условиях очищенная нефть, перемешиваясь, вытеснялась нефтью, содержащей газообразные пластовые флюиды, до достижения постоянного отношения газа к нефти, при использовании порции толуола. Таким образом, порцию толуола вводят в образец до ввода в него сырой нефти. Толуол может смешиваться как с очищенной нефтью, так и с сырой нефтью, что позволяет сырой нефти легко вытеснить очищенную нефть. Когда дифференциальное давление было устойчивым, измеряли вязкость сырой нефти, содержащей газообразные пластовые флюиды, и эффективную проницаемость образца сырой нефтью, содержащей газообразные пластовые флюиды. Затем образец в течение трех недель подвергали старению в сырой нефти, содержащей газообразные пластовые флюиды. Под сырой нефтью,- 11015208 содержащей газообразные пластовые флюиды, понимают "мертвую" (дегазированную) сырую нефть,которая ранее была повторно смешена со своим попутным газом. В процессе старения сырую нефть, содержащую газообразные пластовые флюиды, заменяли через каждые несколько дней. Для достижения постоянного перепада давления по образцу и постоянного отношения газа к нефти, вводили минимум один поровый объем сырой нефти, содержащей газообразные пластовые флюиды, при ее использовании в достаточном количестве. Процедуры заводнения водой высокой минерализации для текущего контроля степени насыщения оставшейся нефтью. Для образцов в пластовых условиях были проведены процедуры заводнения в неустановившемся режиме с использованием текущего контроля степени насыщения по месту. Насыщение образцов по месту использовали для получения данных по распределению нефти, которое имело место в процессе заводнения. На восстановленных образцах заводнение проводили при более низкой скорости с использованием соляного раствора (морской воды) при типовой скорости ввода флюида в пласт 1 фут/сутки (0,3048 м/сутки), что, как правило, соответствует 4 см 3/ч в лабораторных условиях). При вводе соляного раствора проводили непрерывный текущий контроль извлечения нефти и перепада давления. Данные об извлечении нефти регистрировали в ультразвуковом сепараторе в пластовых условиях. При такой методике имелось преимущество непосредственного измерения степени извлечения нефти в пластовых условиях. Заводнение водой высокой минерализации продолжалось при пропускной способности приблизительно 15 ПО. Соляной раствор предварительно приводили в равновесное состояние с поровым давлением нефтеносного пласта при использовании газа из сепаратора (т.е. газа, который был отделен от сырой нефти на добывающей установке). Это гарантировало отсутствие передачи газа из нефти в водную фазу, что могло бы привести к усадке нефти в колонковом образце при проведении испытаний в пластовых условиях. Ввод порции воды низкой минерализации. Далее измеряли насыщение оставшейся нефтью после заводнения водой высокой минерализации. Последовательно вводили порции закачиваемой воды низкой минерализации поровым объемом 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,75 и 1. В табл. 3 указан состав соляного раствора низкой минерализации наряду с составом реликтовой воды и составом соляного раствора (морской воды) высокой минерализации. Все соляные растворы низкой минерализации были предварительно приведены в равновесное состояние с газом из сепаратора, как было описано выше. Таблица 3 Состав соляного раствора низкой минерализации Данные о степени насыщения, полученные по месту, использовали для определения устойчивости порции вводимой воды низкой минерализации и объема извлеченной нефти с учетом размера каждой порции. Результаты и их обсуждение. Было установлено, что порция вводимой воды низкой минерализации с ПО = 0,3 проходит от входа до выхода кернодержателя "в пластовых условиях" без дисперсии (по колонковому образцу, размером 7,5 см). Порция с ПО=0,1 продемонстрировала дисперсию к тому времени, когда вода низкой минерализации достигла 10% в колонковом образце керна. Порция с ПО=0,2 продемонстрировала дисперсию к тому времени, когда вода достигла 30% в колонковом образце керна. Совокупные объемы нефти, извлекаемые при закачивании порций воды низкой минерализации,представлены в табл. 4. Порция с ПО=0,1 не приводит к какому-либо дополнительному извлечению нефти. Это основано на том предположении, что порция не просачивается через любой из колонковых образцов керна. Порция с ПО=0,2 обеспечивает небольшое количество извлекаемой дополнительной нефти. Данное дополнительное извлечение нефти объясняется концентрацией нефти в части образца керна,расположенной ближе к входу кернодержателя. Порция с ПО=0,3 обеспечивает более высокую степень извлечения дополнительной нефти, и порция с ПО=0,4 обеспечивает извлечение примерно 95% суммарной дополнительной извлекаемой нефти.- 12015208 Таблица 4 Совокупные объемы извлекаемой нефти при закачивании воды низкой минерализации ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, включающего по меньшей мере одну пористую и проницаемую подземную формацию, которая содержит песчаник и по меньшей мере один минерал, имеющий отрицательный дзета-потенциал в пластовых условиях, и в порах которой присутствует сырая нефть и реликтовая вода, причем при осуществлении способа закачивают в пласт вытесняющую жидкость на водной основе, которая способна вытеснять сырую нефть с поверхности пор формации и в которой общее количество твердых растворенных веществ (ОКТРВ) находится в пределах от 200 до 10000 ч./млн, а отношение общего содержания многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 1. 2. Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, включающего по меньшей мере одну пористую и проницаемую подземную формацию, которая содержит песчаник и по меньшей мере один минерал, имеющий отрицательный дзета-потенциал в пластовых условиях, и в порах которой присутствует сырая нефть и реликтовая вода, причем сырая нефть включает компоненты, имеющие анионные функциональные группы (в дальнейшем именуемые "анионные компоненты"), и(или) компоненты, имеющие катионные функциональные группы (в дальнейшем именуемые "катионные компоненты"), при этом многовалентные катионы адсорбированы на поверхности пор формации из реликтовой воды и находятся в равновесном состоянии со свободными многовалентными катионами, растворенными в реликтовой воде, и по меньшей мере часть таких адсорбированных многовалентных катионов ассоциирована с анионными компонентами сырой нефти (в дальнейшем именуемые "ассоциируемые с нефтью многовалентные катионы"), и(или) отрицательно заряженные функциональные группы на поверхности пор формации ассоциированы с катионными компонентами сырой нефти (в дальнейшем именуемые "адсорбированные катионные компоненты"), и при выполнении способа осуществляют закачивание в пласт вытесняющей жидкости на водной основе, имеющей общее количество твердых растворенных веществ (ОКТРВ) в пределах от 200 до 10000 ч./млн и имеющей растворенные в ней вытесняющие катионы, при этом концентрация многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе меньше концентрации свободных многовалентных катионов в реликтовой воде, так что ассоциируемые с нефтью многовалентные катионы и(или) адсорбированные катионные компоненты вытесняются с поверхности пор формации и замещаются вытесняющими катионами, адсорбированными из вытесняющей жидкости на водной основе, вытесняя, таким образом, сырую нефть с поверхности пор формации. 3. Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, включающего по меньшей мере одну пористую и проницаемую подземную формацию, которая содержит песчаник и по меньшей мере один минерал, имеющий отрицательный дзета-потенциал в пластовых условиях, и в порах которой присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, причем в пласт закачивают вытесняющую жидкость на водной основе для вытеснения сырой нефти с поверхности пор формации и при этом эту вытесняющую жидкость на водной основе выбирают: а) посредством определения содержания многовалентных катионов в реликтовой воде и б) с общим количеством твердых растворенных веществ (ОКТРВ) в пределах от 200 до 10000 ч./млн и с таким общим содержанием многовалентных катионов, чтобы отношение общего содержания многовалентных катионов закачиваемой воды к общему содержанию многовалентных катионов упомянутой реликтовой воды было бы менее 1, и вытесняющая жидкость на водной основе представляет собой или необработанную воду с требуемым ОКТРВ и требуемым общим содержанием многовалентных катионов,или обработанную воду с отрегулированным требуемым ОКТРВ и требуемым общим содержанием многовалентных катионов. 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором закачивают в пласт порцию вытесняющей жидкости на водной основе, имеющей поровый объем по меньшей мере 0,2, предпочтительно по меньшей мере 0,3, в частности по меньшей мере 0,4. 5. Способ по п.4, в котором поровый объем вытесняющей жидкости на водной основе составляет менее 1, предпочтительно менее 0,9, более предпочтительно менее 0,8 и наиболее предпочтительно ме- 13015208 нее 0,6, в частности менее 0,5. 6. Способ по п.4 или 5, в котором после закачивания указанной порции вытесняющей жидкости на водной основе в пласт также закачивают вытесняющую воду с более высоким содержанием многовалентных катионов и(или) более высоким ОКТРВ. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вытесняющую жидкость на водной основе закачивают в пласт во время вторичного и третичного извлечения нефти. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вытесняющая жидкость на водной основе проходит через пласт от нагнетательной скважины для вытеснения сырой нефти с поверхности пор формации, а вытесненную сырую нефть извлекают из добывающей скважины, расположенной на расстоянии от упомянутой нагнетательной скважины. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором в пластовых условиях дзетапотенциал минерала находится в пределах от -0,1 до - 50 мВ. 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором минерал присутствует в формации в пределах от 1 до 30 мас.%. 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отношение общего содержания многовалентных катионов в вытесняющей жидкости на водной основе к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,8; предпочтительно менее 0,6; еще более предпочтительно менее 0,5 и особо предпочтительно менее 0,4. 12. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вытесняющая жидкость на водной основе представляет собой необработанную пресную воду или необработанную воду водоносного пласта. 13. Способ по любому из пп.1-11, в котором вытесняющую жидкость на водной основе получают путем снижения содержания многовалентных катионов в воде, используемой в качестве источника и имеющей ОКТРВ в требуемых пределах от 200 до 10000 ч./млн. 14. Способ по любому из пп.1-11, в котором вытесняющую жидкость на водной основе получают из воды, используемой в качестве источника и имеющей высокую минерализацию и высокое содержание многовалентных катионов, методами обратного осмоса, прямого осмоса или посредством их комбинации.