2.3 Расчетная часть

2.3.1 Обоснование технологий и рабочих агентов для увеличения нефтеотдачи

Классификация методов увеличения нефтеотдачи:

1. Тепловые методы:

- паротепловое воздействие на пласт;

- внутрипластовое горение;

- вытеснение нефти горячей водой;

- пароциклические обработки скважин.

2. Газовые методы:

- воздействие на пласт углеводородным газом;

- воздействие на пласт диоксидом углерода;

- воздействие на пласт азотом;

- воздействие на пласт дымовыми газами.

3. Химические методы:

- вытеснение нефти растворами ПАВ;

- вытеснение нефти растворами пзолимеров и другими загущающими агентами;

- вытеснение нефти пенными системами;

- вытеснение нефти щелочными растворами;

- вытеснение нефти кислотами;

- вытеснение нефти композициями химических реагентов.

4. Микробиологические методы.

5. Гидродинамические методы воздействия на пласты:

- гидроразрыв пласта в системе скважин;

- горизонтальные скважины;

- циклическое воздействие;

- барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

- системное воздействие ОПЗ на пласт.

Тепловые, газовые, химические и микробиологические и методы обеспечивают возможность существенного увеличения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пласта воздействием и могут классифицироваться как «приоритетные».

Гидродинамические методы направлены на увеличение охвата пласта воздействием.

При выборе технологии увеличения нефтеотдачи следует использовать таблицу 1.

Таблица 1- Выбор технологии увеличения нефтеотдачи

Метод увеличения нефтеотдачи	Тип коллектора	Проницаемость, мкм2	Вязкость нефти, мПа*с	Глубина, м	Толщина, м
Паротспловое воздействие	Карбонатный Терригенный	0,02-9,38	1,6-21000	200-1900	3,1-60,0
Внутрипластовое горение	Терригенный Карбонатный	0,028-1,5	1,3-445	90-1800	2.7-35,0 .
Закачка горячей воды	Терригенный	0,028-0,287	0,6-25,4	610-1990	2,7-22,8
Вытеснение нефти мицеллярными растворами	Терригенный	0,058-0,861	3,4-11,7	1300-1700	1,1-7,55

продолжение таблицы 1

Вытеснение нефти растворами полимеров	Терригенный Карбонатный	0,153-1,753	0,86-75	600-2760	2,0-20,0
Вытеснение нефти растворами щелочей	Карбонатный	0,065-1,233	1,0-49,0	800-2470	4,0-46,0
Воздействие углеводородным газом	Карбонатный	0,004-0,374	0,45-5,7	1500-3370	3,0-150,0
Воздействие диоксидом углерода	Терригенный	0,182-1,714	6,1-33,3	1253-13Э0	7,4-15,3
Вытеснение нефти водными растворами ПАВ	Терригенный	0,005-1,380	1,1-31,0	960-3500	2,1-68,5
Воздействие кислотами	Терригенный Карбонатный	0,244-1,6	3,7-38,0	1025-1920	2,1-13,3

На Осинском нефтяном месторождении для следующих параметров: h = 110 м, L = 950 м, k = 0,365 мкм², μ_н = 15 мПа*с возможно воздействия углеводородным.газом,паротепловым.воздействием,внутрипластовым горением,вытеснение растворами щелочей. Наиболее эффективным будет воздействие углеводородным газом.