Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки

Промышленные испытания. С целью изучения влияния плотности сетки скважин на процесс заводнения терригенных пластов проводился промышленный эксперимент по разряжению сетки скважин на девонской залежи Бавлинского месторождения, на которой в июне 1958 г. было остановлено около 45% фонда скважин.

По отложениям пашийского горизонта (ДI) в пределах месторождения выделяются шесть самостоятельных залежей нефти. Наиболее крупными из них являются залежи в пределах Бавлинской и Ново-Бавлинской площадей. Зоны замещения в основном отсутствуют и залежи классифицируются как пластово-сводовые. Основная залежь Бавлинского месторождения характеризуется хорошими коллекторскими свойствами ( проницаемость - 0,6 мкм², пористость - 21,3 %, нефтенасыщенная толщина - 8 м), низкой степенью прерывистости (коэффициент неоднородности равен 1), насыщенностью маловязкой нефтью - 2,8 мПас. Проектный коэффициент извлечения нефти - 0,606, при извлекаемых запасах 67945 тыс.т [75]. Начальные извлекаемые запасы на одну пребывавшую в эксплуатации скважину составили 185,136 тыс. т., а остаточные запасы нефти - 28,983 тыс.т на 01.01.95.

Доэкспериментальный период разработки пласта ДI - это первая стадия разработки нефтяного месторождения, за который было отобрано 12 % от извлекаемых запасов. Процесс разработки характеризовался сравнительно небольшим обводнением добываемой продукции - 2-3 %. Перед началом эксперимента пласт ДI эксплуатировался 189 скважинами, около 65 % добычи обеспечивалось фонтанным способом. Дебит фонтанных скважин составил от 30 до 150 м³/сут. Всего было остановлено 77 добывающих скважин с общей добычей около 5000 т/сут. Более 40 скважин, расположенных в основном в водонефтяной зоне, а также малодебитные скважины работали без изменения режимов эксплуатации. Отбор жидкости из пласта ДI в первые шесть экспериментальных лет (1958-1963 гг.) оставался на уровне 1957 г. за счет изменения режимов работы скважин.

Законтурное заводнение было освоено в 1956-1957 гг, закачка воды в пласт осуществлялась через 26 нагнетательных скважин со среднесуточной закачкой около 18 тыс. м³. К началу эксперимента средневзвешенное давление в зоне отбора составляло 14,8ПМпа, в целом по залежи 17,4 МПа.

Удельная плотность сетки на одну добывающую скважину с началом эксперимента увеличилась с 24 до 48 га/скв.

Первые результаты, проведенные сотрудниками ВНИИнефть и ТатНИПИнефть, показали, что благодаря изменению режимов работы нагнетательных эксплуатационных скважин удалось поддержать отбор жидкости на прежнем уровне.

Оценка величины потерь извлекаемой нефти при разряжении сетки скважин определялась как суммарная добыча нефти, остановленных на эксперимент скважин и вновь пущенных с момента полного обводнения окружающих добывающих скважин. На первом этапе эксперимента (1958 - 1979 гг.) считалось, что потери не превышают 1 % от балансовых запасов нефти. [74]

Оценка нефтеотдачи может проводится несколькими способами. Авторы [75] отмечают, что использование методов, связанных с интегрированием системы дифференциальных уравнений, описывающих движение многофазных жидкостей в пористой среде, на поздней стадии разработки не применяется, вследствие их громоздкости. ********

В данной работе для оценки потерь нефти вследствие разрежения сетки скважин использованы АГПМ для отложений терригенного девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, IV (III ? ) модель.

Рассмотрим три варианта разработки Бавлинского месторождения.

Удельная плотность сетки равна 350 условных единиц (усл.ед.), которая обеспечивает балансовые запасы скважины, не превышающие предельной величины; q_зак/q_отб = 1.

Удельная плотность сетки равна 554 усл.ед., при которой плотность сетки скважин равна первоначальной проектной величине 2310⁴ м².

Эксперимент по разряжению сетки скважины, при котором плотность сетки равна 4610⁴ м², что соответствует удельной плотности сетки 820 усл. ед.

Прогноз нефтеотдачи по трем вариантам проводился при помощи IV (III ? ) модели АГПМ. Параметры, используемые для моделирования приведены в приложении 1,2. Значения главных компонент равны: Z₁=-2,113; Z₂=-0,176; Z₃=-0,312; Z₄=-0,204; Z₅= 1,464.

Полученные результаты сведены в таблицу 6.

Таблица 6

Прогнозная и фактическая нефтеотдача пласта ДI Бавлинского месторождения

Обводненность	Нефтеотдача, %
продукции, %	1 вариант	2 вариант	3 вариант	фактически
10	39,9	31,1	20,5	27,7
30	48,2	41,3	33,7	40,8
50	55,4	49,0	42,1	47,2
60	57,4	54,4	51,2	48,7
70	59,3	56,5	53,6	49,8
80	59,8	57,2	54,4	50,6
90	61,0	58,7	56,3	52,4
95	63,0	60,7	58,3	54,2*
98	63,9	61,6	59,2	55,6*(56,4)

54,2^* и 55,6^* - прогноз по методу И.Г. Пермякова.

Влияние разряжения сетки скважин на нефтеотдачу пласта Д I Бавлинского месторождения

1- прогноз при 1 варианте; 2 - прогноз при 2 варианте; 3 - прогноз при 3 варианте; 4 - фактическая нефтеотдача.

Рис.2

Несоответствие прогноза конечной нефтеотдачи по 3 варианту с фактической объясняется потерей нефти в водонефтяной зоне (ВНЗ). В ВНЗ находится 46 % балансовых запасов пласта Д I, которое предполагалось отобрать скважинами чисто-нефтяной зоны, миграция нефти на большое расстояние (1-3 км) повлекло потерю нефти. [74]

Проводились опытно-промышленные работы по уплотнению сетки скважин на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения, с 1968 по 1987 г. где было выделено 3 участка с различной плотностью сетки скважин. Арланское месторождение характеризуется значительной степенью неоднородности пласта и высоковязкой нефтью. Сетку скважин уплотнили с 32 га/скв до 18-24 га/скв и в дальнейшем предполагалось довести до 10-12 га/скв.

Оценим текущую нефтеотдачу и ВНФ опытных участков при помощи АГПМ. Параметры, используемые для моделирования приведены в приложении 3, 4. Значения главных компонент даны в таблице 7.

Таблица 7

Главные	Опытный участок (поле)
компоненты	северное	южное	восточное
Z1	1,6918	2,0706	1,9813
Z2	0,4850	0,2651	0,6150
Z3	1,8502	1,6216	0,9970
Z4	-1,3252	-1,2421	-1,2183
Z5	-0,1961	-0,1636	-0,4350
Z6	0,4743	0,4154	0,4505

Опытные участки Ново-Хазинской площади по расстоянию в многомерном пространстве ближе всего к объектам второй группы. Прогноз нефтеотдачи и ВНФ проводился при помощи IV модели АГПМ. Полученные результаты сведены в таблицу 8, 9.

Таблица 8

Влияние плотности сетки скважин на коэффициент текущей нефтеотдачи и ВНФ на Ново-Хазинской площади.

Обводненность	Текущая нефтеотдача, %
продукции, %	северное поле	южное поле	восточное поле
	прогн.	факт.	прогн.	факт.	прогн.	факт.
10	5,5	4,8	4,8	2,2	3,7	0,7
20	8,8	6,7	8,6	6,3	6,8	1,0
30	9,6	9,8	10,5	8,8	7,2	1,4
40	14,3	10,7	16,4	11,0	11,0	4,0
50	18,5	15,1	21,2	15,0	18,5	11,2
60	23,4	17,9	25,6	16,5	22,3	14,9
70	26,7	21,5	30,0	27,0	26,1	17,7
80	30,1	24,0	35,9	32,7	29,0	20,3
90	36,6	30,8	42,9	37,9	33,1	24,5
95	41,1		46,7		36,4
98	42,7		49,7		38,1

Таблица 9

Влияние плотности сетки скважин на ВНФ на Ново-Хазинской площади.

Обводненность	Текущий ВНФ
продукции, %	северное поле	южное поле	восточное поле
	прогн.	факт.	прогн.	факт.	прогн.	факт.
10	0,03	0,02	0,02	0,02	0,03	0,05
20	0,06	0,04	0,06	0,10	0,04	0,07
30	0,20	0,12	0,25	0,12	0,25	0,13
40	0,42	0,19	0,29	0,23	0,33	0,33
50	0,49	0,33	0,43	0,33	0,58	0,57
60	0,57	0,34	0,56	0,48	0,68	0,68
70	0,82	0,62	0,79	0,88	0,88	0,80
80	0,91	0,90	0,99	1,19	1,28	1,13
90	1,68	1,72	1,54	1,90	1,86	1,86
95	3,01	3,43	3,12	3,76	3,05	3,01
98	5,43		5,71		5,97

Выводы:

1. Уплотнение сетки скважин позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет повышения коэффициента охвата дренированием;

2. Уплотнение сетки скважин должно обеспечиваться соответствующем развитием системы заводнения;

3. Бурение уплотняющих скважин на ранней стадии разработки более эффективно, чем на поздней стадии [??].

Снижение нефтеизвлечения в результате работ по разрежению сетки скважин, по оценке различных исследователей, составляют от 4,7% до 12,7 %.По данным авторов работы [75] потери составили 3,1 % в нефтяной зоне, 6,2 % по ВНЗ и 4,7% в среднем по залежи.

Анализ разработки 26 месторождений Урало-Поволжья (карбонатные высокопродуктивные коллектора, пласт А4 башкирского яруса) показал, что разрежение сетки скважин от 10 до 30 га/скв снижает конечную нефтеотдачу на 1,5 - 2 %. (А.В.Гавура, В.И.Колганов)

На всех стадиях разработки необходимо постоянно адаптировать плотность сетки и схему размещения скважин, с учетом систем и видов заводнения.

Обобщение опыта проведенных экспериментов показывает, что объект должен с самого начала эксплуатироваться оптимальной сеткой скважин. При этом потери в нефтеизвлечении будут ниже, чем в случае уплотнения сетки скважин на поздней стадии разработки.

2.1.1.2 Форсированный отбор жидкости

Технология ФОЖ заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления), т.е. в создании высоких градиентов давления.

ФОЖ применяется с целью интенсификации добычи нефти в неоднородных (расчлененных), обводненных пластах, с целью вовлечения остаточных целиков нефти; для преодоления загрязнения ПЗП; начальных градиентов сдвига неньютоновского характера нефтей; частичной гидрофобности коллекторов.

Условия эффективного применения:

обводненность продукции не менее 80-85%;

высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления;

возможность увеличения дебитов жидкости.

Установлено, что с увеличением депрессий и репрессий работающие толщины пластов увеличиваются. В связи с этим охват воздействием в нагнетательных скважинах всегда выше, чем в добывающих. Этот факт используется сторонниками ФОЖ для обоснования необходимости применения повышенных репрессий и депрессий для увеличения нефтеотдачи. Однако форсирование закачки и отборов приводит не только к увеличению объемов остаточной нефти [Трофимов А.С., Ибрагимов А.Х., Ситников А.А. Ограничение водопритоков нефтяных скважин по каналам низкого фильтрационного сопротивления//Нефтепромысловое дело. - 1996. №6. - с. 13-18], в частности, за счет кольматации низкопроницаемых прослоев высокомолекулярными компонентами нефти при ее разгазировании. В связи с этим увеличение отбора жидкости часто уменьшает отбор нефти на 10-20%.[Дорошенко А.А. Дискретное-непрерывное моделирование нефтяных залежей с целью обоснования геолого-промысловых критериев эффективного применения методов повышения нефтеотдачи (на примере месторождений Западной Сибири).- Диссертация, д.г-м.н. - ТГУ. -1999 . - 351 с.]

Неэффективно применение ФОЖ на скважинах с однородными пластами, подстилающимися подошвенными водами или примыкающими к внешнему контуру нефтеносности. Одним из путей повышения эффективности ФОЖ представляется его комплексирование с изоляцией обводнившихся интервалов.

Форсирование отборов жидкости из скважин после достижения 90% обводненности нерентабельно.

2.2 Циклическое заводнение

Механизм процесса. Сущность циклического заводнения заключается в периодическом изменении режима работы залежи путем периодического изменения расходов (давлений) воды, при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давлений по отдельным группам скважин. В результате, в пластах проходят волны повышения и понижения давления, а также происходит изменение фильтрационных потоков в пласте. При повышении давления в первой половине цикла (в период закачки воды) нефть в малопроницаемых прослоях сжимается и в них входит вода. При снижении давления во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть вытесняется из них. Продолжительность циклов составляет 4-10 сут и увеличивается по мере удаления фронта вытеснения до 75-80 сут.

Полученный от применения метода эффект состоит в замедлении темпов снижения уровней добычи нефти, сокращении объемов извлечения воды, в увеличении нефтеотдачи пластов от 0,4 до 4 % ( в отдельных случаях на многопластовых объектах - до 17-18 %) [62].

Циклическое заводнение применяется в слоисто-неоднородных, гидрофильных коллекторах, при высокой остаточной нефтенасыщенности (на начальной стадии прирост КНО -5-6 %, на поздней - лишь 1-1,5%, при технико-технологической возможности создания высокой амплитуды колебания давления, которая может достигнуть 0,5-0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора, и возможности компенсации отбора закачкой.

Эффективность нестационарного циклического воздействия растет почти пропорционально увеличению амплитуды колебания расхода воды. Чем меньше по толщине проницаемость неоднородного коллектора, тем значительнее должны быть амплитуды колебания расхода воды и, естественно, колебания давления нагнетания.

2.3 Технология разработки залежей нефти горизонтальными скважинами

Перспективными методами увеличения пластов считается технология разработки залежей горизонтальными скважинами. Теоретическими исследованиями установлено, что дебиты горизонтальных скважин по сравнению с обычными могут быть повышены в 2-10 раз, а нефтеотдача пластов - в 1,3-1,5 раза.

Горизонтальные скважины имеют большую поверхность вскрытия пласта, что снижает фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта. Коэффициент вскрытия при обычном (вертикальном) бурении равен 0,01-0,02, а при горизонтальном - 0,5-0,8; под коэффициентом вскрытия пласта принимается отношение суммы интервалов вскрытия пласта ко всему метражу. В результате применения горизонтальных скважин значительно увеличивается продолжительность безводной эксплуатации.

Критерии эффективного применения горизонтальных скважин:

относительно небольшие глубины залегания пластов, не превышающие 1500 м;

общие толщины продуктивных пластов - 5-10 м;

низкопроницаемые ( менее 0,05-0,075 мкм² ) пласты;

залежи высоковязких нефтей;

отсутствие газовых шапок и слабая сообщаемость нефтяных залежей с законтурной водоносной частью пласта

значительная неоднородность коллекторов по простиранию и наличие вертикальной трещиноватости продуктивных пластов

пластово-сводовое и структурно-литологическое строение залежей, при которых амплитуда колебаний кровли и подошвы не превышает 0,5 эффективной толщины пластов;

углы падения нефтенасыщенных пластов не должны превышать 45⁰ ;

низкая степень разбуренности залежей и достаточно высокие значения остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти.

Рассмотрим подробнее некоторые вопросы применения ГС.

1.Задача ориентации горизонтального ствола относительно системы трещин авторами [75] решена при помощи гидродинамических расчетов дебитов и движения водонефтяного контакта в анизатропном трещиноватом пласте. Бурение горизонтального ствола перпендикулярно трещинам увеличивает дебит ГС, но способствует ускоренному обводнению продукции, - вдоль трещин дебит скважины не достигает потенциального значения, но происходит более медленное их обводнение. При этом, на малых глубинах (300-600 м) имеются и образуются в большинстве случаев горизонтальные трещины, а на глубинах более 1000 м трещины ориентированы вертикально; между 600 и 1000 м расположена зона трещин неопределенной ориентации.

2.Оптимальная длина горизонтальной части скважины зависит от большого числа факторов геологического, технологического (от толщины пласта, вязкости нефти, режима эксплуатации залежи, наличия и типа воздействия на пласт и т.д.) и экономического характера. Если залежь массивного типа, подстилаемая подошвенной водой, разрабатывается активным водонапорным режимом, то дебит ГС может увеличиваться почти прямо пропорционально длине горизонтальной ее части. В случае разработки пластовой залежи с поддержанием пластового давления зависимость коэффициента эффективности (отношение дебита ГС к дебиту вертикальной), носит экспотенциальный характер в случае однородного пласта. [75]

Залежи нефти слоисто и зонально неоднородны по коллекторским свойствам - пористости, проницаемости, толщине, трещиноватости. Важнейшей особенностью ГС является то, что горизонтальный ствол, длиной в сотни метров может вскрыть в неоднородном пласте один или несколько участков повышенной продууктивности или же сильно трещиноватые зоны. Этим объясняется многократное (в 10-15 раз) увеличение дебита ГС по сравнению с дебитом окружающих вертикальных скважин, т.к. вероятность вск

На Лемезинском, Михайловском, Татышлинском, Арланском месторождениях суточный дебит горизонтальных скважин оказался в 4-5 раз выше дебита вертикальных и наклонных скважин, а обводненность продукции заметно ниже по причине увеличения поверхности дренирования, значительно большим охватом пласта, при меньших энергетических затратах и меньших депрессиях в пласте.

Горизонтальные скважины можно вписать в существующую систему вертикальных и наклонных скважин.

Увеличение давления нагнетания

Исследование зависимости приемистости нагнетательных скважин от давления нагнетания и работающей толщины пласта проводилось на Ромашкинском, Самотлорском и других месторождений. по данным замеров глубинными расходомерами было выявлено, что повышение давления нагнетания приводит к увеличению приемистости пласта по нелинейной зависимости. Расход воды растет быстрее, чем перепад между пластовым и забойным давлением. Одновременно увеличивается работающая толщина пласта, происходит подключение неработающих интервалов. Дальнейшее увеличение давления нагнетания до давления на забое, близком к горному, может привести к раскрытию трещин в пласте и прорыву воды к забоям добывающих скважин.

Для девонских пластов Серафимовского месторождения, разрабатываемых с заводнением, повышение давления нагнетания эффективно лишь до определенного предела, а дальнейшее увеличение давления закачки приводит к ускоренному обводнению добывающих скважин, сокращению безводного периода эксплуатации. Поэтому желательно устанавливать в начальный период умеренные темпы отбора с постепенным переходом на максимально возможное увеличение отборов жидкости по мере обводнения продукции.[47]

В настоящее время повышение давления нагнетания рассматривается в качестве одного из методов интенсификации выработки слабопроницаемых пластов.

Физико- химические методы

Физико-химические методы - это методы, улучшающие заводнение путем снижения межфазного поверхностного натяжения и изменения соотношения подвижностей фаз. К этой группе методов относятся заводнение с ПАВ, полимерное, щелочное, мицеллярное, ПДС заводнение и их модификации. Рассмотрим некоторые из них.

2.4 Заводнение с водорастворимыми ПАВ

Механизм процесса. ПАВ способствуют лучшему вытеснению нефти водой, содержащей ПАВ, т.е. увеличивается коэффициент вытеснения. ПАВ типа ОП-10 при массовом содержании 0.05-0.1 % обеспечивают снижение поверхностного натяжения на границе нефти и вытесняющей жидкости от 35-45 до 7-8 Мн/м, увеличение угла смачивания от 18 до 27 ⁰ и уменьшение натяжения смачивания в 8-10 раз. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде и стабилизация образующейся дисперсии. Размеры нефтяных капель уменьшаются, вероятность их коалесценсии и прилипания к твердой поверхности снижается. Это ведет к значительному повышению относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды. ( ВСВ основано на коалесценции нефтяных капель - несоответствие!) Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы, снижению набухаемости глинистых пород.[27] (несоответствие!!!!) По лабораторным исследованиям БашНИПИнефть выявлено, что основными факторами, влияющими на фазовую проницаемость терригенных пород ( глинистость менее 10 % ), являются значительное изменение ее смачиваемости от гидрофобной к гидрофильной под действием НПАВ и повышенная сорбция (до 2 мг/г) породами пласта. Это приводит к разрушению таких пород вследствие набухания глинистых частиц за счет увеличения в них межпакетного расстояния, переносу их фильтрующейся жидкостью и , как следствие, к снижению проницаемости пород [16].

Большинство нефтей в пористой среде обладают аномальной вязкостью. Структурообразование в одних случаях связано с большим содержанием асфальтенов, в других - твердых парафинов. В определенной мере на структуробразование влияют и органические кислоты. ПАВ адсорбируется на структурообразующих компонентах нефти и ослабляют взаимодействие между ними. Это ведет к существенному снижению вязкости нефти, что наблюдается по уменьшению градиента динамического давления сдвига. Ослабляющее действие ПАВ на аномалии вязкости и структурно-механические свойства смолистых и высокосмолистых нефтей оказывается более значительным по сравнению с высокопарафинистой нефтью.

Под действием сил молекулярного притяжения ПАВ выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью пористой среды. Кварцевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают значительно меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удельной поверхностью (до 0,5-1,2 м²/г) и значительно большей адсорбционной активностью. Адсорбция ПАВ зависит от минералогического состава пород, при прочих равных условиях с увеличением карбонатности и глинистости пород адсорбция возрастает [27]. В полимиктовых коллекторах и алевролитах адсорбция ПАВ В 5-6 раз выше чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2-5,5 мг/г породы или 15-60 кг/м³ пористой среды. [18]

Применение метода в карбонатных коллекторах эффективнее, чем в терригенных.

Наиболее типичные представители различных классов ПАВ, применяемые в нефтяной промышленности следующие: анионоактивные ПАВ - алкилакрилосульфонаты (сульфанолы), алкилсульфонаты, алкилсульфаты; катионоактивные ПАВ - алкилбензилпиридинийхлориды ( катапин К), алифатические амины (солянокислцые соли АНП), производные имидазолинов (карбозолин -О); неиногенные ПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы (типа ОП-10; АФ-n, где n - степень оксиэтилирования), оксиэтилированные жирные спирты, оксиэтилированные жирные кислоты, блоксополимеры окисей этилена и пропилена (дисолваны, проксаннолы, сепаролы).

Поскольку пластовые воды содержат большое количество хлоридов щелочно-земельных металлов (в основном кальция и магния), при использовании их для заводнения рекомендуется применять неионогенные ПАВ, которые в отличие от анионоактивных ПАВ не вступают в химическое взаимодействие с солями щелочно-земельных металлов, обладают доататочно высокой активностью, меньшей адсорбируемостью на поверхности пород, а их свойства могут изменяться за счет регулирования в широких пределах количества присоединяемой в процессе получения окоси этилена. По данным исследований, наиболее эффективными для применения при заводнении пластов являются неиногенные ПАВ и их смеси с ионогенными ПАВ, а также сульфонаты. К неионогенным ПАВ относится отечественный продукт ОП-10, Неонол АФ-14, АФ-12; и аналогичные зарубежные продукты: Превоцел W-ON, Тритон X-100, Игепал CO-630, Тержитол NP-27 и многие другие.

Технология воздействия и область применения. При заводнении с ПАВ повышается темп отбора нефти, коэффициент нефтеотдачи увеличивается не более чем на 2-5 % .

Технология закачки раствора ПАВ проста, на влечет за собой существенных изменений системы разработки. Объемы закачиваемых растворов ПАВ концентрации 0,05-0,1 % должны быть очень большими (не менее 2-3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения.

Метод не рекомендуется использовать при высокой вязкости нефти (вязкость нефти предельная 15-25 мПа*с), при высокой обводненности пласта, свыше 70 %, в неоднородных пластах.

Промышленные испытания. Метод испытывался на месторождениях Арланское (Николо-Березовская площадь), Ромашкинское (Зеленогорский, Чишминский, Холмовский участки), Биби-Эйбат, Западно-Сургутское, Самотлорское, Струтыньское. Наиболее известный и крупный промышленный опыт проводился на Арланском месторождении, который был начат в 1964 г на Нагаевском участке.

Планировалось сравнить показатели разработки участков с обращенной пятиточечной схемой размещения скважин, разбуренных по уплотненной сетке (среднее расстояние от расположенной в центре нагнетательной до добывающих 100 м). В связи с преждевременным обводнением контрольного участка, разрабатываемого при обычным заводнении, показатели работы опытного участка сравнивали с показателями работы сходных по геологическим характеристикам участков Арланского месторождения, разбуренных по промышленной сетке. По оценкам авторов этого промыслового опыта (Бабалян Г.А., Тумасян А.Б. и др) раствор ПАВ на опытном участке продвигался медленнее, чем на участках, где закачивалась обычная вода. Последнее, по их мнению явилось свидетельством более полного охвата опытного участка заводнением *?*. Период безводной добычи нефти на опытном участке был значительно выше. Безводная нефтеотдача составила 18%, в то время как в условиях промышленной сетки скважин безводная нефтеотдача составила 9%. На опытном участке была более высокой текущая нефтеотдача при одинаковой обводненности продукции. Приведенные положительные результаты опытных работ на Нагаевском участке не могли быть объяснены только действие ПАВ т.к. * существенное влияние оказала уплотненная сетка скважин на опытном участке . В связи с этим было принято решение о проведение крупномасштабного эксперимента на Николо-Березовской площади Арланского месторождения. Эксплуатационный объект площади является многослойный, с высокой степенью геологической неоднородности по разрезу и по площади развития песчано-алевролитовых пластов С_I, С_II, С_III, С_IV, С_V тульского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Испытания проводились в 1967-1984 годах. Процесс был начат практически с начальной стадии разработки, при извлечении около 5% от балансовых запасов нефти. Предполагалось закачивать в пласт раствор ПАВ типа ОП-10, концентрацией 0,05%, в размере 1,2 от объема пор. С начала опыта в пласт было закачано 7,1 тыс. т. или 15,9 млн. м³ ПАВ т.е. 0,78 от порового объема участка.

Эффективность воздействия предполагалось оценивать путем сравнения нефтеотдачи опытного и контрольного участков, исходя из предположения о том, что на укрупненных объектах можно было исключить влияние различий в геологическом строении опытного и контрольных участков. Трудности оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи в этом случае определяются различной геологической неоднородностью опытного и контрольного участков и невозможностью прямого сравнения достигнутой по ним нефтеотдачи с целью выявления эффекта. Опыт изучения геологической неоднородности по большому количеству объектов разработки показывает, что практически невозможно найти два близких в геологическом отношении объекта.[78] В связи с этим задача оценки эффективности сводится к идентификации опытного и контрольного участков по геологической неоднородности и прогнозирования по ним текущей нефтеотдачи.

Анализ геолого-промысловых характеристик опытных и контрольных участков свидетельствует о некоторых отличиях друг от друга. В основном эти различия касаются распределения балансовых запасов нефти по площади, пластам и интервалам толщин, характеристике пласта и системы разработки участков. Контрольный участок отличается в лучшую сторону по геолого-физическим характеристикам. от опытного участка, так, например, проницаемость контрольного участка на 0,2 мкм² выше опытного; нефтенасыщенная толщина больше на 2,7 м, коэффициент неоднородности выше на 1,32. Запасы нефти на опытном участке распределены крайне неравномерно по площади и приходятся в основном (73%) на С_II и С_III пласты, которые зачастую сливаются друг с другом. На контрольном же участке основные запасы сосредоточены во С_II пласте (69%) и они равномерно распределены по площади. Технологические условия разработки участков также имеют отличия. Система заводнения на опытном участке очагово-избирательная, на контрольном - линейная. Депрессия на пласт опытного участка выше на 40 % по сравнению с контрольным. Балансовые запасы, приходящиеся на 1 работавшую скважину составили на 60 % обводненности: 160 тыс.т. по опытному участку и 220 тыс.т. по контрольному участку. Выявленные различия затрудняют оценку эффективности воздействия ПАВ простым сравнением показателей разработки опытного и контрольных участков. Имеется точка зрения о некорректности постановки промысловых опытов, основанных на сопоставлении технологических показателей разработки двух участков (полей) - опытного и контрольного. Тем не менее, такие опыты результативны.

Прогноз проведем по АГПМ. Для моделирования нефтеизвлечения используем 26 геолого-физических параметров и 2 основных технологических параметра для (1+2) опытного и (1+2) контрольного участков (приложения 5,6).

Классификация участков в пространстве главных компонент позволила отнести их ко второй группе объектов. Значения главных компонент сведены в таблицу 10.

Таблица 10

Главные компоненты

Главные компоненты	Z1	Z2	Z3	Z4	Z5	Z6
(1+2) опытный участок	2,13	1,85	0,28	0,95	1,50	1,19
(1+2) контрольный участок	2,04	1,07	1,07	0,64	0,12	0,68

Прогноз нефтеотдачи проводился по 5 модели. Расчетные и фактические значения нефтеотдачи представлены в таблице 11.

Анализ. При выборе контрольных участков необходима оценка степени расхождения с опытным участком по величине ожидаемой конечной нефтеотдачи. На момент времени, соответствующий обводненности 90%, прогнозная нефтеотдача контрольного участка выше опытного на 2,4%. Аналогично, сопоставив на данный момент времени фактические значения коэффициента нефтеотдачи определяем, что превышение составило 2%, по сравнению с опытном, т.о., можно заключить, что закачка ПАВ существенно не повлияла на разработку опытного участка.

Таблица 11

Нефтеотдача опытного и контрольного участков Ново-Хазинской площади

Обвод-	(1+2)опытный участок	(1+2)контрольный участок
нен-ность,%	Фактическая нефтеотдача,%	Прогнозная нефтеотдача,%	Фактическая нефтеотдача,%	Прогнозная нефтеотдача,%
10	5,0	8,7	5,0	7,5
20	10,0	13,2	7,0	11,9
30	12,0	14,5	11,0	14,7
40	14,0	15,4	15,0	16,0
50	15,0	19,4	18,0	20,3
60	16,0	22,0	24,0	24,4
70	22,0	25,0	29,0	27,8
80	26,0	29,3	32,0	31,9
90	32,0	37,1	34,0	39,5
95		41,9		43,7
98		44,2		47,0

Прогноз ВНФ проводился по модели 3 типа. Результаты сведены в таблицу 12.

Таблица 12

Значения ВНФ опытного и контрольного участков Николо-Березовской площади

Обвод-	(1+2)опытный участок	(1+2)контрольный участок
нен-ность,%	Фактический ВНФ	Прогнозный ВНФ	Фактический ВНФ
10	0,10	0,04	0,05
20	0,20	0,09	0,10	0,09
30	0,21	0,26	0,20	0,26
40	0,30	0,35	0,30	0,34
50	0,35	0,46	0,40	0,42
60	0,50	0,87	0,60	0,90
70	0,9	1,12	0,85	1,14
80	1,4	1,51	1,20	1,50
90	2,2	3,11	1,40	3,01
95		3,83		3,74
98		4,46		4,38

Причиной низкой эффективности применения ПАВ являются значительные потери ПАВ в пласте. По данным исследований нагнетательных скважин при изливе установлен факт быстрого спада концентрации ПАВ в изливаемой жидкости, что объясняется адсорбцией ПАВ породами пласта, их растворением в остаточной нефти, притоками вод из смежных водоносных горизонтов, а также перераспределение потоков жидкости в пласте на стадии закачки и излива, частичного биоразрушения ПАВ пластовой микрофлорой.

По экспериментальным исследованиям НПО "Союзнефтеотдача" для условий каширо-подольских отложений получены стабильные композиционные системы, состоящие из неонола АФ₉-12, технических лигносульфонатов (ЛГС) и проксамина (ПР). Вместо проксамина возможно использование также кубовых остатков бутиловых спиртов (КОБС). Указанные реагенты рекомендованы для улучшения технологических свойств неонолов АФ₉-12: уменьшение температуры застывания, улучшения растворимости в закачиваемой воде и снижения вязкости композиции. Закачка оторочки водного раствора композиции проводилась на трех опытных участках каширо-подольских отложений вятской площади. Обобщение данных о работе добывающих скважин за несколько лет по всем опытным скважинам показали, что закачка композиции привела к росту дебитов нефти в среднем на 16-18 %, дополнительная добыча составила около 130 тыс. т нефти; к снижению обводненности продукции. Текущий прирост нефтеотдачи составил в среднем 1,8 %. Удельная технологическая эффективность составила 35,8 т/т по данным авторов [16]. По данным авторов [69] технологическая эффективность, полученная по характеристикам вытеснения составила 27 т/т.

Удельная дополнительная добыча нефти по фактическим данным и расчетам изменяется от 12 до 200 т/сут. По расчетам М.Л. Сургучева она не может превышать 4,5-5 т/т в кварцевых песчаниках, а в полимиктовых и того меньше 0,7-1,5 т/сут, что экономически нерентабельно.

Анализ результатов свидетельствует о низкой эффективности процесса на терригенных коллекторах ввиду недостаточного межфазного натяжения на границах раздела нефть - пластовая вода и высокой адсорбции НПАВ на поверхность породы. Значительные потери НПАВ связаны с переходом его в нефтяную фазу [16], а также вследствие сорбции ПАВ происходит отставание фронта оптимальной концентрации реагента от фронта вытеснения.

Применение неионогенных водорастворимых ПАВ предполагается в следующих направлениях :

Обработка призабойных зон нагнетательных скважин. При закачке водных растворов ПАВ в нагнетательные скважины происходит снижение набухаемости глин в 1,2-2 раза, увеличивается профиль приемистости на 50-70 %, работающая толщина пласта на 10-42 %, фазовая проницаемость на 40-80 %, снижается коррозия водовода и НКТ, и наблюдается уменьшение процесса выпадения солей в пласте при несовместимости закачиваемых и пластовых вод.

Обработка призабойных зон добывающих скважин.

3. закачка растворов ПАВ и их композиций, например в смеси с кальцинированной содой в залежах со слабопроницаемыми ( к< 30-50 10^-3 мкм²) карбонатными отложениями.

2.5 Заводнение растворами полимеров

Механизм процесса. Применение метода основано на свойстве полимера загущать воду и снижать фазовую проницаемость для воды. Полимерный раствор обладает свойствами неньютоновских жидкостей. Ергином Ю.В. изучено структурообразование в малоконцентрированных растворах полиакриламида. Присутствие высокодисперсной фазы в достаточно низкой концентрации делает систему тиксотропной: после механического разрушения структуры ее прочность постепенно восстанавливается до предельного значения. При малых напряжениях сдвига система имеет достаточно времени для тиксотропного восстановления; при увеличении напряжения сдвига, наблюдается лавинное разрушение структуры - вязкость резко уменьшается. Дальнейшее увеличение приводит к значениям постоянной вязкости раствора, соответствующей предельному разрушению пространственной структуры. Пропускная способность пористой среды для полимерного раствора уменьшается непропорционально увеличению его вязкости. Это явление характеризуется "фактором сопротивления" и описывается отношением коэффициента подвижности для воды к коэффициенту подвижности полимерного раствора. Подвижность для воды не должна превышать подвижности полимерного раствора более чем в два раза, так как только в этом случае исключается возможность порыва полимерного раствора. Другой характеристикой является "остаточный фактор сопротивления", определяемый как отношение подвижности воды до и после фильтрации раствора полимера в пористой среде. Это проявляется в том, что адсорбция полимера в пористой среде при фильтрации полимерного раствора вызывает снижение проницаемости пористых сред по воде даже после полного вытеснения из них раствора полимера. При этом происходит селективное снижение проницаемости пористой среды, в основном, для воды. Это связано с тем, что макромолекулы полимера, набухают в воде и увеличиваются в размере с образованием малоподвижной гидратной оболочки. На подвижность же нефти макромолекулы полимера почти не влияют, так как нефть состоит, в основном, из неполярных молекул.[16]

Растворы полимеров проявляют свойства полиэлектролитов. Введение электролитов в полимерные растворы приводит к разрушению структур. Увеличение степени минерализации воды понижает реологические свойства растворов. Это связывается с уменьшением геометрического размера полимерных макромолекул под действием гидратированных ионов солей. Соли, имеющиеся в составе пластовых и закачиваемых вод, снижают вязкость раствора, т.к. под действием ионов пластовой воды и приложенного напряжения структура растворов полностью разрушается. С увеличением концентрации полиакриламида в растворе требуется большее количество соли для разрушения структуры. Так, при концентрации полиакриламида 0,1 % мас. вязкость раствора становится независимой от концентрации соли до 3 %. Влияние минерализации пластовой воды (непосредственно в пласте) на стабильность раствора полимера неоднозначно. Увеличение минерализации пластовой воды снижает вязкость раствора, а фазовая проницаемость для раствора увеличивается, что способствует повышению нефтеотдачи. Результирующий эффект может быть различным в зависимости от свойств пластовой воды, пористой среды, типа полимера, свойств растворителя и концентрации раствора. На вязкоупругие и реологические свойства растворов полиакриламида при фильтрации в пористой среде существенное влияние оказывает проницаемость пород. При снижении проницаемости пород линейно увеличиваются показатели реологических свойств фильтрующихся растворов, в особенности остаточный фактор сопротивления, который является основным при оценке действия полимеров и связан с сорбцией полимера породами пласта.

кривые вязкости и pH растворов для кислых сред (pH<7) имеют четкую взаимозависимость, характерную для полимерных растворов - рост вязкости с ростом степени гидролиза полиакриламида. [16,57]

При фильтрации раствора в пористой среде наблюдается адсорбция полимера породе. Увеличение содержания хлористого натрия, хлористого кальция и других электролитов от 0,5 до 20 % многократно увеличивает адсорбцию полимера на породе. Адсорбция полимера, при концентрации 0,03-0,05 % может составлять 30-150 г/см³ или 0,15-0,75 кг/м³. Адсорбция зависит и от природы продуктивного пласта. Так, на известняках она значительно выше, чем на кварцевых песчаниках, а в полимиктовых породах в 4-6 раз выше, чем на кварцевом песчанике. Адсорбция породами пласта из минерализованных растворов в несколько раз выше, чем из опресненных вод. Для снижения адсорбции добавляют растворы НПАВ (АФ-10, АФ-12) и щелочи. Для месторождений Башкирии состав ( полиакриламид 0,01-0,2 % мас., АФ₉-12 0,005-0,40 % мас., щелочь 0,00004-0,004 % мас., вода остальное ) позволяет почти полностью подавить адсорбцию полимера. Снижение степени адсорбции полиакриламида значительно зависит от состава присутствующих компонентов и pH пластовых вод, пластовой температуры. Адсорбция полимеров неоднозначно влияет на поведение пластовых флюидов. Уменьшение адсорбции полимера снижает фактор сопротивления для воды и охват пласта заводнением. При высокой адсорбции фронт полимера значительно отстает от фронта вытеснения нефти водой. Поэтому необходимо определение оптимального диапазона адсорбции, который обеспечит эффективное вытеснение нефти.

Полимерные молекулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции. Деструкция может быть химической, термической, механической или сдвиговой, микробиологической. Химическая деструкция происходит в результате взаимодействия кислорода воздуха с полимерными молекулами. Поэтому в воде для приготовления раствора не должно быть кислорода. Отрицательное воздействие оказывают сероводород, соли железа, соприкосновение со стальными поверхностями вязкость раствора падает, особенно в присутствии многозарядных ионов солей. Отмечено, что по силе влияния на полимерные растворы ионы солей пластовой воды располагаются в следующей последовательности, зависящей от валентности и радиуса катионов: Me ⁺³ > Me ⁺² > Me ⁺¹; К⁺ > Na⁺ > Ca⁺⁺ > Mg⁺⁺. Результаты исследований влияния сероводорода и его совместного присутствия с ионами Fe⁺² показывают, что с повышенным содержанием ионов железа в растворе полимера 0,06 %, значения вязкоупругих свойств выше, чем в присутствии лишь сероводорода, что связано с образованием сульфида железа, который при оптимальных соотношениях оказывает "сшивающее" действие на макромолекулы полиакриламида [16].Термическая деструкция происходит при температурах выше 100⁰С. Механическая деструкция обусловлена разрывом макромолекулярных ассоциаций под действием повышенных напряжений (при высоких скоростях движения) при течении растворов в нефтепромысловом оборудовании, призабойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием аэробных бактерий, которые могут развиваться в пласте при закачке их с водой.[18]

Реологические свойства растворов изменяются во времени: для полимера в динамических процессах падает вязкость и проявляется способность снижать потери на трение при их движении, проявляется так называемый эффект Томса.

Технология воздействия и область применения Эффективность применения данного метода определяется многими факторами, главными из которых является [16] качество полимера, стабильность полимера, а также композиции полимера и химреагентов (ПАВ, полимеров, щелочей) в водном растворе в пористой среде, минерализация растворителя - необходимо учитывать явления высаливания-всаливания электролитов из растворов; выбор месторождения с подходящими геолого-физическими параметрами; строгое соблюдение технологического режима (скорость фильтрации) в промысловых условиях.

Удельная эффективность изменяется от 119 до 1580 т/т полимера. Обычно используются импортные реагенты типа "Пушер -500", "Пушер-700", CS -6, CS-30, РДА - 1020, РДА - 1041, ДКS-ORPF - 40NT и др., отечественный полиакриламид ПААС, гипан (гидролизованный полиакрилонитрил), деман ВПК-402, реагент "Темпоскрин". Импортные полимеры CS-6, CS-30, РДА 10-20, Пушер 500 обладают высокими фильтрационными характеристиками, но молекулы их в значительной степени подвергаются деструкции в пористой среде.

В настоящее время разработаны и успешно применяются следующие основные технологии:

закачка индивидуальных растворов полимера (полимерное заводнение)

закачка "сшитых" полимеров и полимерное заводнение в сочетании с вязкоупругими составами (ВУС)

полимерное заводнение в сочетании с другими МУН.[16]

Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек. Оптимальное содержание полимера в растворе составляет от 0,01 до 0,15 %; при этом оптимальный объем оторочек составляет 20-40 % от объема пор пласта. В настоящее время основным направлением является подбор оптимальных композиций реагентов с точки зрения их стабильности и эффективности нефтевытеснения. Введение в раствор полимера различных реагентов по разному влияет на вязкость раствора. Например, добавление ПАВ (НПАВ+АПАВ) концентрацией 0,45 % мас. разрушает структуру раствора: вязкость уменьшается по сравнению с вязкостью раствора полиакриламида. Добавки полиэлектролита полидиметилдиалил аммоний хлорида (ВПК-402) изменяют структурно-механические свойства растворов. Стабилизаторы значительно улучшают вязкостные и вязкоупругие свойства минерализованных водных растворов полимеров при воздействии на них сероводорода и ионов железа. В качестве стабилизаторов испытывали водорастворимые соединения фенольного, аминного, аминофенольного типов (антиокислители). Также были испытаны дезактиваторы металлов - соединения, связывающие ионы Fe⁺² в нерастворимые комплексы: гексаметилендималеиноваяя кислота (ГМД), соль аммониевая сульфидацетата (ТГ), оксиэтилдиаминотетрауксусная кислота (ЭДТА), оксиэтилидендифосфониевая кислота (ОЭДФ). Однако их индивидуальное введение в полимерный раствор не дало положительного эффекта. Совместное действие антиокислителей и дезактиваторов показало высокую эффективность, оптимальное соотношение компонентов находится в интервале 20:1 - 10:1. В качестве стабилизаторов могут использоваться и циклические ацеталии (например, диметилдиоксан -ДМДО ).

Защитный эффект стабилизирующих добавок проявляется либо за счет химической модификации макромолекул полимера с образованием различных комплексных соединений в результате межмолекулярных связей, либо за счет блокирования агрессивных ионов сточной воды и комплексных взаимодействий. Для регулирования и снижения процесса адсорбции полиакриламида на поверхности водонасыщенных пород, а также улучшения реологических свойств применяются щелочные реагенты, формалин, многоатомные спирты и др.

Снижение эффективности индивидуального полимерного раствора происходит не только по причине деструкции макромолекул полиакриламида, но и за счет таких его конформационных и технологических изменений в агрессивных средах, которые приводят к потере гибкости макромолекул, уменьшению их лабильности и объема макромолекулы. [16]

Технологии "сшитых" полимеров предусматривают их образование в результате химического взаимодействия полимера и сшивающего агента. образование сшитых полимерных структур получают при взаимодействии водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов (Fe⁺³, Cu⁺², Cr⁺³, Al⁺³, но прочность гелей на основе сшивающего действия соединений алюминия низкая), хромкальциевыми квасцами. В растворе полимера создаются коллоидные водонерастворимые соединения, которые при взаимодействии с макромолекулами полимера образовывать малоподвижные в пористой среде гелеобразные системы. При этом применяется композиция ПАА с коллоидными неорганическими соединениями, полученными в растворе полимера реакциями окисления или восстановления, а также изменением pH раствора соли поливалентного металла. Соли двухвалентных катионов коагулируют раствор лишь частично гидролизованного ПАА, а соли трехвалентных катионов дают хлопьевидные осадки и с негидролизованным ПАА.

Сшитые полимерные системы с повышенным содержанием сшивателя, обладающие малым временем гелеобразования, высокой вязкостью и низкой подвижностью в пористой среде, значительным начальным градиентом сдвига и ярко выраженными вязкоупругими свойствами, названы вязкоупругими составами [24].

К недостаткам применения сшитых можно отнести неравномерность образования геля по объему пласта - качество сшивки зависит от концентрации ПАА и сшивающего агента; опасность загрязнения окружающей среды - использование солей тяжелых металлов (хрома).

С целью повышения эффективности полимерного воздействия является введение в полимерный раствор НПАВ. Улучшение вязкоупругих свойств растворов полиакриламида в присутствии АФ-10 связывается с образованием различных водорастворимых комплексов, что приводит к формированию новых конформационных структур с повышенными реологическими параметрами. Проведенные БашНИПИнефтью исследования указывают на перспективность метода воздействия на пласт композициями ПАА-НПАВ в условиях высокоминерализованных пластовых вод и повышенной вязкости нефти. Сочетание ПАА и НПАВ с различной степенью оксиэтилирования (масло- и водорастворимые ) обеспечивает высокие вязкостные и реологические свойства растворов. Для выработки нефтенасыщенных зон на поздней стадии разработки рекомендуются системы, состоящие из ПАА и смесей масло-, водорастворимых НПАВ, которые образуют дисперсные системы.[16]

Испытания полимерных растворов проводились и проводятся на многих месторождения как у нас в стране так и за рубежом.

Рассмотрим в качестве примера промышленный эксперимент, который был начат в апреле 1975 г. на участке Ново-Хазинской площади Арланского месторождения, где выделены центральное (II) опытное и два контрольных - (I) западное и (III) восточное поля. С запада опытный участок ограничен центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин, с востока - контуром нефтеносности, .Опытный участок представляет собой прямоугольник, являющийся участком с открытыми границами. В пределах опытного участка размещено 11 добывающих скважин, плотность сетки 12 10⁴ м². [78]

На опытном участке выделяются два основных пласта С_II и C_VI, которые входят в один объект разработки, и добыча производится в основном совместно из этих двух пластов. Однако, при проведении промышленного эксперимента закачка ПАА проводилась только в пласт С_II. тульского горизонта. Пласт С_II сложен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и песчаными алевролитами и является основным эксплуатационным объектом на опытном участке.

Закачка раствора ПАА осуществлялась в 4 нагнетательные скважины №№ 5231, 5232, 5239, 5240.

Концентрация ПАА в воде изменялась в довольно широких пределах - 0.01-0.05 % до 1979 г, 0.03 % в 1979 г, и 0.06% с 1980-1982 г, размер оторочки достигал до 20% от объема пор.

Авторы [15] отмечают, что приемистость нагнетательных скважин выше в среднем на 20%, чем при закачке обычной сточной воды, давление на устье нагнетательных скважин, соответственно, ниже на 6%. Скорее всего данный эффект связан со снижением гидравлического сопротивления.

Оценка технологической эффективности проводилась сопоставлением динамики текущих показателей разработки опытного поля II с динамикой показателей контрольных полей I и III.

Опытный участок отличается от контрольных полей по содержащимся балансовым запасам почти в 2 раза. Участки отличаются по геологической неоднородности, рассчитанные комплексные показатели неоднородности приведены ниже.

Поле	Кнеод.	Красчл.
Опытное	2,45	2,53
Западное	2,80	2,82
Восточное	6,46	3,00

Таким образом, контрольные и, особенно восточное не идентифицированы по геологической неоднородности с опытным.

При анализе эффективности закачки ПАА в пласт С_II рассматривалась добыча нефти по всему объекту, так как добыча по многим скважинам производится совместно из пластов С_II и C_VI, а в некоторых случаях и из промежуточных.