- 16,4%, початкова нефтенасищенность - 88,0%. Нафта важка, високов'язка, зміст парафіну в нафти - 6%, смол і асфальтенів - 20,5-25%. Тиск насичення нафти - 9,5 МПа, газовий фактор - 7 м 3 /т. У пластових умовах середня щільність нафти дорівнює 0,91 г/см 3 . Початкові геологічні запаси - 43,6 млн. т. Коефіцієнт нафтовіддачі, затверджений ДКЗ, дорівнює 0,39. Глибина залягання пласта - 1500м.
На основі аналізу розробки Мішкінський нафтового родовища і наукових досліджень був створений і впроваджений принципово новий високоефективний комбінований метод термополімерного впливу (ТПВ) на поклади високов'язкої нафти з трещиновато-поровим колектором. Промислове впровадження цього методу проводиться з 1976р. по теперішній час на Черепетская горизонті Мішкінський нафтового родовища Удмуртії.
Механізм нефтеизвлечения при використанні методу ТПВ представляється наступним чином: нагрітий до 90 В° С водний розчин поліакриламіду, маючи в'язкість 1,5-2 МПа-с, при закачуванні в пласт надходить насамперед у природно існуючу в карбонатному колекторі систему тріщин і далі проникає в глиб пласта. Таким чином, частина поклади виявляється охопленої впливом гарячого агента, що призводить до зниження в'язкості нафти, що міститься в блоках (матриці) трещиновато-порового колектора. У міру просування гарячого розчину ПАА по тріщинах відбувається його остигання. Ефективна в'язкість його при цьому істотно збільшується (до 10-15 МПа-с). Одночасно із збільшенням в'язкості зростають і загальні гідравлічні опору пласта. У зв'язку з цим збільшується частка розчину, вступника з тріщин в матрицю, тобто основна емкостная частина пласта виявляється охопленої впливом закачується агента. Зниження в'язкості нафти за рахунок нагріву пласта та наявність ПАА в розчині призводить до поліпшення смачиваемости пористого середовища, що активізує процес капілярного просочення матриці. Якщо система тріщин, в пласті досить розгалужена, то ефективність від закачується гарячого розчину ПАА буде вище в порівнянні з впливом гарячої води, яка, в основному, витісняє нафту за макротріщин. Перевага методу ТПВ полягає в обмеженні загального кількості робочого агента, який необхідно нагрівати, так як для створення необхідного В«теплового охопленняВ» не буде потрібно таких великих кількостей закачується теплоносія, як у випадку нагнітання простий гарячої води.
На рис. 2 представлені залежності зміни в'язкості нафт Мішкінський меторожденія. p> Як видно, підвищення температури до 60 В° С дозволяє майже на порядок знизити їх вязкостную характеристику.
В
На рис. 3 представлені залежності зміни в'язкості водних розчинів полімеру (ПАА) від температури і концентрації ПАА в розчині. Зіставлення цих залежностей дозволяє визначити значення температури нафти і розчину поліакриламіду (ПАА), при яких співвідношення вязкостей нафти і води Ој0 не перевищуватиме критичного значення Ој 0 = 10-15. При великих значеннях Ој 0 режим витіснення навіть для однорідних середовищ втрачає стійкість і характеризується утворенням мов витісняє агента - вязкостной нестійкістю.
В
На рис. 4 для ілюстрації представлені залежності, отримані для різних технологій впливу. Ефективність ТПВ (крива 3) у порівнянні з холодним полімерним впливом (крива 2) і, тим більше, звичайним заводнением (крива 1) очевидна. Ефективне застосування ТПВ і після попередньо проведеного заводнення (крива 4).
В
Рис. 4. Залежність коефіцієнта нафтовіддачі (h) від кількості прокачаної рідини П„ в обсягах пір:
1 - вплив на пласт водою;
2 - вплив на пласт 30%-й від обсягу пір облямівкою розчину ПАА-ХПВ;
3 - вплив на пласт 30%-й облямівкою гарячого полімерного розчину - ТПВ;
4 - довитесненіе облямівкою гарячого розчину ПАА
У ході модельних експериментів уточнено необхідний обсяг облямівки розчину ПАА, який повинен становити не менше 20% від обсягу пір пласта.
Вивчений механізм ТПВ показав, що гарячий розчин полімеру, проникаючий, насамперед, по тріщинах, збільшує свою в'язкість приблизно на порядок, порівняно з гарячою водою. Таким чином, гідравлічні опору на фронті витіснення для полімерного розчину виявляються значно більшими, ніж для гарячої води, що призводить до збільшення коефіцієнта охоплення. Результати теоретичних і експериментальних досліджень показують, що приріст кінцевого нефтеизвлечения при ТПВ в порівнянні з впливом необробленої водою (для зазначених геолого-фізичних умов) складе 15-20%.
Умови і критерії застосовності методу термічного впливу поділяються на геолого-фізичні та технологічні. Одним з головних геологічних критеріїв застосовності методу ТПВ є величина в'язкості нафти в пластових умовах (50 МПа-с і більше). Верхня межа величини в'язкості пластової нафти обмежується 500 МПа-с. Застосовність термополімерного впливу істотно залежить від прон...
