добываем нефть и газ

При приемке скважин из бурения мастер обязан:

1. Убедиться в наличии и правильности оформления актов на опрессовку эксплуатацион­
ной колонны, головки, фонтанной арматуры, коллекторов от скважин до ЗУ, спуска шаблона
согласно плану на освоение скважины, промывку на воду и нефть (эти акты мастер обязан
подписать как представитель НГДУ, контролирующий эти работы).

2.      Совместно с представителем УБР осмотреть оборудование устья скважины, обращая
внимание на соответствие установленной колонной головки и фонтанной арматуры. Указать
в акте наличие всех задвижек, шпилек, а для фонтанных и нагнетательных скважин – наличие
и состояние лубрикатора, площадки, лестницы.

3.      Площадка куста в радиусе 25 м от устья скважины должна быть очищена от оборудо­
вания, металлолома, замазученности и спланирована так, чтобы верхняя кромка муфты кон­
дуктора была на уровне земли.

4.      Фонтанная арматура должна быть установлена в одной плоскости.

5.      При приемке механизированных скважин – убедиться в наличии и работоспособности
не только наземного, но и подземного оборудования.

6.      При приеме нагнетательной скважины в отработку на нефть она должна быть обвязана
как по нефти, так и по воде, на фланце водяного коллектора должна быть установлена заг­
лушка.

7.      Шламовые амбары должны быть обвалованы и ограждены.

8.      Подписать акт приема скважины и взять на свой подотчет НКТ и наземное оборудова­
ние (ГЗУ, станцию управления, устьевое оборудование, станок-качалку и др.) при условии
отсутствия замечаний (или после устранения замечаний) в течение двух суток.

9.      Не подписывать акт приема скважины и передать свои замечания начальнику цеха,
если в течение двух суток замечания не будут устранены.

Параметры пластов Быстринского месторождения

Таблица 1 (начало)

 

Пласт	Ед. изм.	АС-7	АС-8	АС-9	БС-1	GC-2	БС 16-17	БС18-20	ЮС-2
Параметры
Средняя глубина залегания	(.1	1950	1960	1990	2050	2060	2450	2580	2700
Тип залежи		пластопо-сводовая	п л. с вод. лит.экран.	пластово-сводовая
Система разработки		орган.бар. заводн.	площадная – девятиточеч. 500 500	блоч. 3-рядная треуг. сетка 600-600 500 500	площадная девятиточечная 400-400
Плотность сетки скважин	га/скв	25	25	|_                    16	16	. 16	16	16	16
Общая мощность	м	4,9	19.4	16.7	4.6	13.7	63.8	41,8	22.8
Средняя г/насыщ. толщина	м	3.5	7.0	2,5
Средняя н/насыщ. толщина	м	2.6	5.1	3.4	3.4	5.3	5.7	8.3	5,7
Отметка ГНК	м	1894	1894
Отметка ВПК	м	1905	1906	19! 1.5	2045	2045	2420	2500	не опред.
Пористость	%	26	26	25	26	25	26	20	16
Перенасыщенность	доли ед.	0.52	0.54	0.55	0.66	0.6	0.54	0,54	0,71
Проницаемость	мД	73	194	297	571	385	29	16	о
Гидропроводность	л-см/сПз	2.8	20,3	19.7	47.5	30.4	3.9	3.5	1.52
Коэффициент леочанистоегм	доли ел	0.79	0.55	0.36	0.7	0.53	0.26	0,45	0.3
Коэффициент расчлененности	доли ел	1.64	5.1	3,59	1.36	3.4	8.09	10.48	3.97
Показатель неоднородности		0.264	0.486	0.98	0.388	0.492	1.551	1.619	1.569
Пластовая температура	град. С	56	56	56	60	58	76	67	70
Пластовое давление начальное	атм	188	188	190	207	207	250	252	269
Вязкость нефти в пласт, условиях	м Па-сек	3,7	3.16	4.69	4.87	6,13	4.97	4.58	2.49
Вязкость сепариров. нефти (Т^20)	сПз	25,5	34,3	73,8	40,8	53,6	34.8	36,4	16.9
Плотность   нефти s пласт, условиях	г/см3	0,802	0.814	0.856	0,83	0,82	0,84	0,834	0,803
Плотность сепарирое. нефти	г/см*	0.87	0,87	0,906	0.883	0,891	0,882	0,882	0.858

 

ГО СО

Таблица 1 (продолжение)

 

Пласт	Ед. изм.	АС-7	АС-В	АС-Э	БС-1	БС-2	БС16-17	БС18-20	ЮС-2
Параметры
Объемный коэфф-т пластовой нефти	доли ед.	1,126^	1,126	1,096	1,099	1.115	1,076	1,076	1.127
Пересчетный коэф. жидкости в пласт, условиях	доли ед.	1.29	1,29	1,21	1,24	1,26	1,22	1,22	1,31
Содержание серы	%	1.1	1.1	1.4	1,7	1,8	2,7	2,2	1,5
Содержание азота	%		0.14 – 2.2		0.2	0.21		0.14 • 2,2
Содержание асфальтенов	%	2,8	2,4	4,2	3,2	1,8	1,5	1.3	3,2
Содержание смол	%	8.2	10.4	10,7	9.5	12.8	5.2	4.8	7,4
Содержание парафина	%	3.8	3.6	2.5	4	3.8	3.6	3.1	3.2
Дпплонио  илсм.нцеиип	птм	ПК	\ 1Г,	1?7	ПО	10В	64	77	102
Газосодержание нефти	м7т	51	60	55	41	33	33	33	56
Вязкость воды а пластовых условиях	сПэ	0.55	0,55	0.55	0,51	0,53	0,49	0,49	0,5
Уд.вес пластовой воды	г/см3	1	1.001	1	0.998	1	1	1	1
Тип пластовой воды		хлоркальциевый	гидрокарбонатный
Минер, пластовой воды	г/п	14.39	14.58	14.95	13,86	13.91		16,6
Плотность газа	кг/1.Г	0.617	0.749	0.705	0,767	0.755	0.В32	0.В32	0.944
Содержание метана в газе	%	93.5	93.23	96.7S	91^32	32.05	64.8	84,8	75.49
Содержание азота в газе	%	0.6	0.73	0.82	1.6	1,58	1.86	1,86	1,62
Удельный коэффициент продуктивности	т/сут-аТ1.гм	0.06	0,18	0.16	0,62	0,38	0,35	0.056	0,036

Таблица 1 (продолжение)

Параметры пластов Вачимского месторождения

 

Пласт	Ед. изм.	АС-7	АС-6	АС-9	ЮС-2
Параметры
Средняя глубина залегания	м	1990	2010	2030	2733
Тип залежи		Пппсгоио-сподоили, гаэонефтпиаи	Пластово-сводовая
Система разработки		Площадная девятиточечная	Площадная девятиточечная	Площадная девятиточечная; на Мильт и Сапорк. подн. – Э-рядная	2 элемента площадной системы
Плотность сетки скважин	га/скв	25	25	25 Сев.зал.-16	25
Общая мощность	м	12.2-17.6	1,0-8,4	13-29	4,2-30.0
Средняя г/насыщ. толщина	м	6,9-2.4	1,5-2.2	6.7-2,9
Средняя н/насыщ, толщина	м	8,5	1.7-2.6	8.0-7,1	3.1
Отметка ГНК	м	1940	с.-1957 Ю.-1916	с.-1966             Ю.-1923
Отметка ВНК	м	1946	с.-1970 Ю.-1940	с.-1980             Ю.-1945	2685
Пористость	%	25	26	27	16
Нефтенасыщенность	доли ед.	0.52	0,53	0.66	0.63
Проницаемость	мД	31	170	260	1.2
Гид ро провод ностьдсм/сПз	50.3		84 0	52.7
Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,76	0.6	0.61	0,3
Коэффициент расчлененности	доли ед.	5.64	1,92	6.18	3,97
Показатель неоднородности		с.-0.219 ю.-О 214		с.-О 401               ю,-0.493
Пластовая температура	град.С	61	61	61	ВО
Пластовое давление начальное	атм	203	203	203	275
Вязкость нефти в пласт, условиях	мПа-сек	6,06	6,06	6,06	3,08
Вязкость сепариров. нефти (Т-20)	сПз	44,1	56,1	100,4	48.3
Плотность   нефти е пласт.условиях	г/см3	0,857	0.857	0.857	0.88
Плотность сепарироа. нефти	г/см3	0.913	0,913	0.913	0,86
Объемный коэфф-т пластовой нефти	доли ед.	1,103	1,103	1,103	1,103
Пересчетный коэф. ходкости в пласт, условиях		1,21	‘,21	1,21	1.21
Содержание серы	%	1,3	1,2	1,3	1,07

111

 

 

Таблица 1 (продолжение)

 

Пласт	Ед. изм.	АС-7	АС-8	АС-9	ЮС-2
Параметры
Содержание аэота%
Содержание асфальтенов	%	2,9	3,0	3.3	3.2
Содержание смол	%	8,1	8.2	8,8	8,1
Содержание парафина	%	2.3	2.3	2	3,08
Давление насыщения	атм	85-147	147	147	147
Гаэосодержание нефти	м:7т	47	47	47	47
Вязкость воды в пластовых условиях	сПэ	0,51	0,51	0,51	0,51
Уд. вес пластовой воды	г/см:|	0,998	0.999	1	1
Тип пластовой воды		хлоркальциевый. частично гидрокарбонатмонатриевый
Минер, пластовой воды	г/л	12.66	13,56	13,92
Плотность газа	кг/мя			0.718
Содержание метана в газе	%			96,3
Содержание азота а газе	%			0,08
Удельный коэффициент продуктивности	т/сут-атм-м	0.015		0,09	0,014

Таблица 1 (продолжение) Параметры пластов Солкинского, З/Солкинского и Комарьинского м-ний

 

Месторождение		Солкинское	Зап.-Солк.	Комарьинское
Пласт	Ед. иэм.	АС-8	1АС-8	БС-1	АС-8	АС-9	АС-8	АС-9	АС-10
Параметры
Средняя глубина залегания	м	2050	2150	2150	I960	1980	2099	2114	2124
Тип залежи		Пластово-сводовая	Пластово-сводовая	Гаэонефтяная, пластово-сводовая’	Нефтяная, пластово-сводовая, водо­плавающая
Система разработки		Площадная-девятиточечная	Блочно-квадратная	Площадная -девятиточечная
Плотность сетки скважин	га/скв	25	25	42	25	25	25	25	25
Общая мощность	м	6.5	12,9	15,5	8,5		12,7	12,3	6.0
Средняя г/насыщ. толщина	м						2,3	2,1
Средняя н/насыщ. толщина	м	4.4	3,5	6,6	5,4	3,3	3,6	2,5	2,1
Отметка ГНК	м						1995	2010
Отметка ВНК	м	1918	1918	2076	1971	1971	2018	2024	2024
Пористость	%	22,4	22,4	22.8	22	22	23	24	23
Нефтенасы щенность	доли ед.	0.54	0,51	0.64	0,6; 0,45	0.47
Проницаемость	мД	118	12	354	110		46	126	125,2
Гидропроводность	дсм/сПз	42.8	42.8	110.2
Коэффициент лесчанистости	доли ед.	0,76	0,3	0,81	0,711		0,36	0.32
Коэффициент расчлененности	доли ед.	1.6	4,32	2.18	2,3		2,5	3
Показатель неоднородности		0,254	0,327	0,253	0,189		0,53	1,15
Пластовая температура	град. С	65	65	67	64	64	64	64	64
Пластовое давление начальное	атм	195	195	216	190	190	204	205	205
Вязкость нефти в пласт, условиях	мПасек	4,02	4,02	3,38	3,8	3.8	3.2	1,6	1.6
Вязкость сепариров. нефти (Т=20)	сПэ	38,5	38,5	27,4	24,3		19,95	28,31	28,31
Плотность   нефти в пласт, условиях	г/см2	0,869	0.869	0.В72	0,832		0,8	0,771	0,771

Таблица 1 (окончание)

 

Месторождение		Солкинское	Зап.-Солк.	Комарьинское
Пласт	■    Ед. изм.	АС-8	1АС-8	БС-1	АС-6	АС-9	АС-8	АС-9	АС-10
Параметры
Плотность селариров. нефти	г/см;’	0,881	0.881	0,875	0.661	0.861	0,871	0.864	0,864
Объемный коэфф-т пластовой нефти	доли ед.	1,077	1,077	1.106	1,067		1,08	1.2	‘,2
Пересчетный коэф. жидкости в пласт, условиях		1,09	1,24	1,11	0,937	0,937	0,926	0,847	0.847
Содержание серы	°/с	1,4	1.4	1,5	1	1	1,08	1,32
Содержание азота	%	0,48	0.48	0,56	0,17
Содержание асфальтенов	%	3,7	3,7	3	3.1		2.84	3.51
Содержание смол	Ус	8.1	8,1	8.5 -	3.5		11,09	9.91
Содержание парафина	%	4.3	4,3	4.5	3	3	1,65	1,96
Давление насыщения	атм	89	89	95	70	70	66	134	134
Гаэосодержание нефти	М3/Т	45	45	48,4	28	28	38	86	86
Вязкость воды в пластовых условиях	сПз	0,5	0,5	0,46	0.45	0,45
Уд. вес пластовой воды	г/см:’	1	1	1	1,01	1.01	1,009-1,011	1,011-1,013	1,007
Тип пластовой воды			хлоркальциевый	хлоркальциевый
Минер, пластовой воды	г/ л			17,7	17.91		13,7-16,0	16,0-19,6	10.5
Плотность газа	кт/м3						0,866	0,91
Содержание метана в газе	с/-						93,82	88,04
Содержание азота в газе	%						1,31	0,99
Удельный коэффициент продуктивности	т/сутатмм						0,022	0,036

Таблица 2

Виды, объемы и периодичность промысловых исследований

 

Задачи	Категория	Контролируемые	Способ и методы	Охват исследо-	Периодичность	Примечания
исследований	скважин	параметры	исследований	дованиями. %	исследований
1	2	3	4	5	6	7
1. Контроль техно-	Добывающие	Дебит жидкости	Объемный метод на	!00	Один раз в неделю
логических пара-			установке типа "Спутник"
метров работы		Обводненность	Отбор проб жидкости с	100	Один раз в неделю
скважин и физи-			устья и лаборат   анализ
ко-химических		Физические свойства,	Отбор глубинных проб	Отбор проб в 5-ти	Три раза в год
характеристик		химический сосгаь неф’и	Ц’иэико-хим   cocrau  нефти	CUt!      H£l   КЫЖД.    MJ1UCI
пластовых		Состав воды	Отбор поверхностных и		Разовые	Отбор проб в скважи-
флюидов			глубинных проб воды		исследования	нах, равномерно рас-
			Полный и компонентный			положенных по
			состав воды			площади
2. Контроль за энер-	Добывающие	Пластовое давление	Барометрия, определение	Опорная сеть	Один раз в квартал
гетическим состо-		(статический уровень!	статического уровня
янием залежей		Забойное давление	Барометрия, определение		Разовые	По всем новым и вы-
		(динамический уровень)	уровня жидкости в скв-не		исследования	шедшим из рем. скв-м
		Устьевое давление	Барометрия	100	Один раз в месяц
	Нагнетательные	Забойное давление	Барометрия	100	Разовые	По всем новым и при
					исследования	изменении режима
						работы скважины
		Пластовое давление	Барометрия	Опорная сеть	Один раз в квартал
		Устьевое давление	Барометрии	100	Один раз в месяц
	Пьезометрические	Пластовое даэление	Барометрия	100	Один раз в квартал
		Пластовая температура	Термометрия	100	Один раз в полгода
3. Определение	Добывающие	Коэффициенты продуктив-	Снятие КВД или КВУ.	100	После пуска в
гидродинами-		ности ,  гидропроводности	метод установившихся		экспл. из бурения
ческих пара-			отборов		и после ГТМ
метров пластов	Нагнетательные	Коэффициенты приемистости.	Снятие кривых падения	100	После пуска в
		гидропроводности	давления		экспл. из бурения
					и после ГТМ

11 В ■

Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добы­
чи и улучшения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации при­
тока. Цель воздействия – восстановление и улучшение фильтрационной характеристики
призабойной зоны, главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вяз­
кости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Проницаемость пород
призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа размеров
дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина,
смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.                                                                    

Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на химические, физические и тепловые. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воз­действия на призабойную зону скважины определяется пластовыми условиями.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород,по нефти.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов пара­фина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. . Наибольшее применение среди химических методов имеют СКО и ГКО.

Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты прони­кать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное рассто­яние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличи­вает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин.

Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кис­лот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способ­ность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Пенокислотная обработка скважин применяется для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность спосо­ба заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэри­рованный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) в соляной кислоте.

Термокислотная обработка – это комбинированный процесс: в первой фазе его осу­ществляется тепловая обработка забоя скважины, а во второй – кислотная обработка. При термокислотной обработке для нагрева раствора соляной кислоты используется теп­ло экзотермической реакции. Для этого применяют специальный забойный наконечник со стержневым магнием. Окончательная температура раствора после реакции 75 – 90"С.

Для осушки призабойной зоны и растворения АСПО применяются обработки приза­бойной зоны ацетоном и растворителем типа ШФЛУ (широкая фракция легких углево­дородов).

К физическим методам относятся;

-   дополнительная перфорация и перестрел старых интервалов;

-   акустическое воздействие;

-   вибровоздействие.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в при­забойной зоне, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегча­ет условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электронагревателей и газонаг­ревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимичес­кого воздействия.

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:

- гидродинамические методы;

-   физико-химические методы;

-   тепловые, микробиологические и другие методы.

В НГДУ «БН» наиболее широко применяются первые две группы методов, поэтому рас­смотрим их более подробно.

Гидродинамические методы К ним относятся:

-   нестационарное заводнение;

-   форсированный отбор жидкости;

-   вовлечение в разработку недренируемых запасов;

-   барьерное и очаговое заводнение.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов

эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти ме­тоды объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:

-   циклическое заводнение;

-   изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.

Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекра­щения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются ка­пиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда об­водненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличе­ния градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор – наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. При­ступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а за­тем – в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностя­ми используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного от­бора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забо­ям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины распола­гают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким обра­зом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.

Очаговое заводнение – это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.

Физико-химические методы

Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов – одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он оказывает воздействие не только на при-забойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи. При ГРП создается си­стема глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дрениру­емая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эф­фекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности – 85%.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимер­ное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полиме­ров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов – выравнивание неоднородности продук­тивных пластов и повышение охвата при заводнении.

Существуют следующие технологии с использованием полимеров:

-   полимерное заводнение (закачка оторочки} на неоднородных по проницаемости объек­
тах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;

-   комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими
системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота)
применяется на поздней стадии разработки;                                                              

-   воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля при­
емистости и интенсификации добычи нефти;

-   циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакри-
ламида, содержащего неионогенное ПАВ;

-   циклическое воздействие на продуктивный пласт лолимерсодержащими поверхност­
но-активными системами;

-   щелочно-полимерное заводнение;

-   полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.

Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднород­ностью и слабой гидродинамической связью. Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти.

К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин. Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.

Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является ще­лочное заводнение. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи. При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязко­стью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелоч­ное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.

Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).

На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды. Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов. Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции. В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, прак­тически не отделенными глинистыми перемычками от необводненных интервалов, использу­ется метод селективной (избирательной) изоляции. Вариантами этого метода являются: при­менение кремнийорганических соединений (продукт 119-204, Акор), закачка силиката натрия (жидкое стекло), волокнисто- и полимернаполненных дисперсных систем (ВДС и ПНДС).

На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия на пласт. В отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы способны к саморазвитию, т.е. размножению и усилению биохи­мической активности в зависимости от физико-химических условий среды.

Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготов­ленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вво­дится тепло. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается. Среди теп­ловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:

-   закачка в пласты пара и нагретой воды;

-   внутрипластовое горение.

Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с. На месторождениях ОАО «СНГ» вязкость нефти не превышает 5 мПа-с, поэтому тепловые методы не применяются.