align="justify">ПараметрыПрименениеПолимерноеЗакачкаЗакачкаЗакачкаводогазовыхзаводнениеводныхмицелляр-СО2смесейрастворовных раст-ПАВворовВязкость пластової lt; 15 lt; 255 - 100 lt; 25 lt; 15нефті, мПа * сНефтенасищенность, gt; 0,3 gt; 50 gt; 50 gt; 50 gt; 25долі од. Пластовий тиск, МПа gt; 8Н е о г р а н і ч е н оТемпература пласта, оСНе обмежена lt; 70 lt; 70-Проникність, 10-3 мкм2Не огранічена100Неограніч. Gt; 100Толщіна пласта, м2525Не обмежена lt; 25ТрещіноватостьН е б л а г о п р і я т н а * Литология Чи не ограніченаПесчанікПесчанік іПесчаніккарбонатиСоленость пластової води, Чи не огранічена20205мг/лЖесткость води (наявність солей кальцію і магнію) Чи не ограниченаНеблагоприятнаНеогранич.НеблагоприятнаГазовая шапкаНеблагопріятнаНеограніч.Н е б л а г о п р и я т н аПлотность сітки свердловин, не обмежені lt; 24Неограніч. lt; 16 га/вкв * - Несприятливий, а в сильно вираженій формі - неприпустимий параметр. Таблиця №13 Основні критерії для застосування теплових методів збільшення нафтовіддачі пластів
ВытеснениеПароциклиВытеснениеПараметрыГорениепаромческаягорячей обработкаводойВязкость пластової нафти, мПа * с gt; 10 gt; 50 gt; 100 gt; 5Нефтенасищенность, частки од. gt; 50 gt; 50 gt; 50 gt; 50Пластовое тиск, МПа lt; 2,0 МПаПроніцаемость, 10-3 мкм2 gt; 100 gt; 200Не ограніченаТолщіна пласта, м gt; 3 gt; 6 gt; 6 gt; 3ТрещіноватостьН е б л а г о п р и я т н а * ЛітологіяН е о г р а н і ч е н аГлубіна, м gt; 1500 lt; 1500 lt; 1500 lt; 1500Содержаніе гліниНе огра - 5 - 105 - 105 - 10в пласті,% ніченоПлотность сітки lt; 25 lt; 12Не ограніченаскважін, га/вкв * - Несприятливий, а в сильно вираженій формі - неприпустимий параметр.
Обробка привибійну зон свердловин
Поклади нафти Мордовоозерского родовища складені по розрізу знизу - вгору як теригенними, так і карбонатними породами. Продуктивні породи по розрізу і площі характеризуються неоднорідністю фільтраційно-ємнісних властивостей (ФЕС).
Все це в процесі буріння свердловин і розробки родовища може викликати ряд негативних явищ, основними з яких є:
· велика ймовірність попадання свердловин в зони з погіршеними колекторськими властивостями, внаслідок чого фактична продуктивність (прийомистість) виявиться нижче прогнозованої;
· кольматація привибійної зони пласта (ПЗП) при розтині (глушіння) пласта з використанням бурових розчинів (рідин глушіння) на глинистому основі, що особливо несприятливо в пластах з низькими ФЕС;
· можливе випадання асфальтосмолістопарафінових відкладень (АСПО) в привибійній зоні пласта
· утворення стійких водонафтових емульсій в процесі обводнення продукції свердловин;
· в тріщинуватих зонах можливі прориви води і обводнення свердловин;
· наявність в розрізі поклади пластів з великою різницею у продуктивності викликає нерівномірність вироблення запасів.
Деякі з цих ускладнень можуть бути усунені шляхом використання розчинів на полімерній основі в процесі буріння; при глушіння свердловин - сольових розчинів з достатнім ступенем очищення; використання в системі ППД очищеної води; додавання в технологічні рідини ПАР багатофункціонального дії, що дозволяють руйнувати водонефтяние емульсії; пропарювання НКТ для видалення АСПО при проведенні технологічних операцій тощо.
Рекомендується на знову пробурених свердловинах родовища проводити разглинизации пластів, яка спрямована на підвищення продуктивності видобувних свердловин шляхом очищення ПЗП від залишків бурового розчину. Сутність технології полягає в обробці привибійної зони композицією на основі лужних розчинів і поверхнево-активних речовин з наступною глино-кислотної і солянокислотного обробками теригенних і карбонатних пластів. Видалення продуктів реакції і залишків бурового розчину з привибійної зони слід здійснювати свабірованія. Разом з тим для інтенсифікації видобутку нафти і підвищення коефіцієнта нефтеізвлеченія необхідне проведення комплексу заходів як у привибійних зонах свердловин, так і для родовища в цілому.
Низька вироблення запасів нафти з карбонатних колекторів (коефіцієнт нефтеізвлеченія в середньому становить 0,18-0,25 по родовищах Урало-Поволжя) пояснюється насамперед їх складною геологічною будовою, наявністю закритої пористості і кавернозному, геологічної мікро- і макронеоднородностью основних параметрів. У зв'язку з цим, нафтові поклади в карбонатних відкладеннях відносять до категорії складно-побудованих об'єктів, а запаси нафти в них - до важкодобувані.
Досвід розробки родовищ з карбонатними колекторами доводить, що для інтенсифікації видобутку нафти з таких колекторів доцільно проведення різних видів кислотного впливу на ПЗП, що дозволяє істотно збіль...
