Вытеснение нефти паром.
Вытеснение нефти горением.
Вязкость нефти должна быть более 10 мПа·с, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточное содержание в ней кокса (асфальтенов).
При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм2 этот метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.
Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить достаточную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.
Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим соображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгодным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.
Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин.
|
|
Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2 - 0,3 мкм2, а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.
Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса.
Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные.
Эффективность его применения зависит прежде всего от состава пластовой нефти.
Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти)- менее 0,5 мг/г.
Применение щелочных растворов не ограничивается температурой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химических методов щелочные растворы вполне применимы при температурах до 150-200 °С, а также в карбонатных пластах.
Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость породы пласта водой, то они обладают преимуществом перед другими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизованных пластах.
Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%), в которых коэффициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой.
Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определения перспектив их внедрения и потенциальных масштабов применения.
При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться ситуация, когда исходя из указанных критериев, понадобятся два-три метода. В этом случае принятие решения о применении того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основываться на детальных технологических и экономических расчетах с учетом наличия материально-технических средств и капитальных вложений, а также целей по добыче нефти.
|
|
Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях (с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необходим целенаправленный поиск неизвестных методов или видоизменение, комбинирование известных разработанных методов воздействия на пласты со специфическими геолого-физическими свойствами.