Классификация методов и факторы, определяющие их эффективность — страница 15

  • Просмотров 3655
  • Скачиваний 26
  • Размер файла 167
    Кб

скважинам через 4—5 мес. отмечалось снижение обводненности добываемой продукции. Так, обводненность на начало эксперимента составляла 55—90%, в дальнейшем снизилась до 40—50%. И только к концу 1990 г. обводненность увеличилась до 70—80%. Такое резкое снижение обводненности добываемой продукции можно объяснить изменением охвата пласта воздействием по толщине за счет закупорки водопромытых зон пласта и подключения в работу ранее

неохваченных заводнением пропластков. В целом по опытному участку за период внедрения получено 58,8 тыс. т нефти при удельной технологической эффективности 53,5 т на тонну закачанного реагента. Аналогичные результаты получены на Толуомском месторождении. Хотя характеристики пласта заметно хуже: большая расчлененность, меньшие проницаемость и продуктивность. Объем закачанной оторочки составил 0,3% от объема пор пласта, участок

на начало эксперимента был обводнен на 40—50%, после закачки раствора щелочи обводненность снизилась до 20— 30%. Дополнительная добыча нефти составила 35,8 тыс. т или 42,4 т на тонну израсходованного реагента. Полученные положительные результаты промыслового эксперимента свидетельствуют, что технология эффективна для средне- и низкопроницаемых пластов небольшой (до 10 м) толщины. Промысловые испытания метода воздействия для

объектов, представленных значительной толщиной пласта, равной 15ми более, таких как Северо-Мартымьинская залежь и Мартымья-Тетеревская залежь, не показали низкую эффективность его применения. Широко применялся 1%-ный щелочной раствор на четырех месторождениях Пермской области (Шагиртско-Гожан-ском, Падунском, Опаликинском и Березовском), начиная с 1978 г. Промышленное внедрение осуществлено с 1983 г. на четырех опытных участках с 13

нагнетательными и 72 добывающими скважинами. Дополнительная добыча нефти по всем участкам на 01.01.91 г. составила 662,4 тыс. т. Прирост нефтеотдачи составил 5,6%. По первому участку прирост коэффициента нефтеизвлечения достиг 25,4%. На нем создана наибольшая оторочка размером в один объем пор пласта. Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1%-ный раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород и не меняет смачиваемость

в известняках, а расход щелочи и количесто осадка увеличиваются при повышении минерализации воды и концентрации щелочи. При минерализации воды 265 г/л образуется максимальное количество осадка — 19 г/л, расход щелочи составляет 2,5 мг/г породы. Нефтевытесняющие свойства растворов щелочи были оценены с использованием центрифуги. Последовательная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5—4%. Технология