Параметры | Закачка С02 | Водогазовые смеси | Полимерное заводнение | Закачка ПАВ | Закачка мицелл яр ных растворов | |
Вязкость пластовой нефти, мПа-с | <15 | <25 | 5-100 | <25 | <15 | |
Нефтенасы щенность, % | >30 | >50 | >25 | |||
Пластовое давление, МПа | >8 | Не ограничено | ||||
Температура пласта, °С | Не ограничена | <70 | <90 | |||
Проницаемость пласта, мкм2 | Не ограничена | >0,1 | Не ограничена | >0.1 | ||
Толщина пласта, м | <25 | Не ограничена | <25 | |||
Трещинноватость | Неблагоприятна | |||||
Литология | Не ограничена | Песчаник | Песчаник и карбонаты | Песчаник | ||
Соленость пластовой ВОЛЫ, М1/Л | Не ограничена | <2 | <5 | |||
Жесткость воды (наличие солей кальция и магния) | Не ограничена | Неблагоприятна | Не ограничена | Неблагоприятна | ||
Газовая шапка | Неблагоприятна | Не ограничена | Неблагоприятна | |||
Плотность сетки скважин, га/скв | Не ограничена | <24 | Не ограничена | <16 | ||
Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов.
1. Трещинноватость пластов. Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование.
2. Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20-100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате происходит неэффективный расход рабочих агентов.
3. Нефтенасыщенность пластов. Высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 70-75%) недопустима для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи по экономическим причинам, так как вытесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25-30%, а остальная часть расходуется бесполезно на водонасыщенную часть пласта. Многие методы (внутрипластовое горение, вытеснение паром, заводнение с ПАВ)
Таблица 7.4