Геохронологічна шкала Непско-Ботуобинская нафтогазова галузь Системи розробки з заводнением

Контрольна робота

«Геохронологічна шкала. Непско-Ботуобинская нафтогазова галузь. Системи розробки з заводнением »

з дисципліни:

Розвідка нафтових і газових родовищ

Краснодар 2010

Зміст

1 Геохронологічна шкала

1.1 Склад таблиці

1.2 Особливості визначення віку гірських порід

2. Непско-Ботуобинская нафтогазова галузь

2.1 Основні риси

2.2 Характеристики родовищ

3. Системи розробки з заводнением

3.1 Типи і характеристики

Список використаної літератури

1. Геохронолігіческая шкала

Одна з головних завдань геологічних досліджень це визначення віку гірських порід складають земну кору. Розрізняють відносний і абсолютний їх вік. Існує кілька методів визначення відносного віку гірських порід: стратиграфічний і палеонтологічний.

Стратиграфічний метод заснований на аналізі осадових порід (морських і континентальних) і визначення послідовності їхнього утворення. Пласти, що лежать внизу древнє, нагорі молодше. Цим методом встановлюється відносний вік гірських порід у певному геологічному розрізі на невеликих ділянках.

Палеонтологічний метод полягає у вивченні скам'янілих залишків органічного світу.

Органічний світ в ході геологічної історії зазнав значних змін. Вивчення осадових порід у вертикальному розрізі земної кори показало, що певного комплексу верств відповідає певний комплекс рослинних і тваринних організмів. Таким чином, скам'янілості рослинного і тваринного походження можна використовувати для визначення віку гірських порід. Скам'янілостями називаються залишки вимерлих рослин і тварин, а також сліди їх життєдіяльності. Для визначення геологічного віку мають значення не всі організми, а тільки так звані керівні, тобто ті організми, які в геологічному розумінні існували недовго.

Керівні скам'янілості повинні мати невелике вертикальне і широке горизонтальне розповсюдження, а також гарну схоронність. У кожен геологічний період розвивалася певна група тварин і рослин. Скам'янілі рештки їх зустрічаються у відкладеннях відповідного віку. У древніх пластах земної кори виявляються залишки примітивних організмів, в більш молодих високоорганізованих. Розвиток органічного світу відбувалося по висхідній лінії, від простих організмів до складних. Чим ближче до нашого часу, тим більше схожості з сучасним органічним світом. Палеонтологічний метод найбільш точний і широко застосовуваний.

1. Склад таблиці

На підставі стратиграфічного палеонтологічного методів побудована стратиграфічна шкала, представлена ​​в таблиці 1, в якій гірські породи, що складають земну кору, розташовані в певній послідовності відповідно до їх відносним віком. У цій шкалі виділені групи, системи, відділи, яруси. На основі стратиграфічної шкали розроблена Геохронологічна таблиця, в якій час утворення груп, систем, відділів та ярусів називається ерою, періодом, епохою, століттям.

Таблиця 1 - Геохронологічна шкала

Вся геологічна історія Землі розділена на 5 ер: архейську протерозойських, палеозойську, мезозойську, кайнозойську, Кожна ер розділена на періоди, періоди на епохи, епохи на століття.

1.2 Особливості визначення віку гірських порід

Абсолютний геологічний вік - час, що минув від будь-якого геологічного події до сучасної епохи, обчислювана абсолютні одиницях часу (у мільярдах, мільйонах, тисячах і т. д. років).

Існує кілька методів визначення абсолютного вік гірських порід.

Седиментаційних метод зводиться до визначення кількості обломочног матеріалу, щорічно зноситься з поверхні суші і відкладали на дні моря. Знаючи, скільки накопичується опадів на дні моря протягом року і вимірявши потужність осадових товщ, що накопичилися в окремі геологічні періоди, можна дізнатися тривалість часу, що необхідний на накопичення цих опадів.

Седиментаційних метод не зовсім точний. Неточність його пояснюється нерівномірністю процесів осадконакопичення. Швидкість накопичення опадів непостійна, вона змінюється, посилюючись і досягаючи максимуму в періоди тектонічної активності земної кори, коли земна поверхня має сильно розчленовані форми, завдяки чому посилюються денудаційні процеси і в результаті надходить більше опадів, в морські басейни. У періоди менш активних тектонічних рухів земної кори денудаційні процеси слабшають і кількість опадів зменшується. Цей метод дає лише орієнтовне уявлення про геологічну віці Землі.

Радіологічні методи найточніші методи визначення абсолютного віку гірських порід. Вони засновані на використанні радіоактивного розпаду ізотопів урану, радію, калію та інших радіоактивних елементів. Швидкість радіоактивного розпаду постійна і не залежить від зовнішніх умов. Кінцевими продуктами, розпаду урану є гелій і свинець РЬ206. З 100 грамів урану за 74 млн. років утворюється 1 грам (1%) свинцю. Якщо визначити кількість свинцю (у відсотках) в масі урану, то множенням на 74 млн. отримують вік мінералу, а по ньому і час існування геологічного пласта.

Останнім часом стали застосовувати радіоактивний метод, який отримав назву калієвого або аргонового. У цьому випадку використовується ізотоп калію з атомною вагою 40. Калієвий метод має ту перевагу, що калій широко розповсюджений у природі. У процесі розпаду калію утворюються кальцій і газ аргон. Недоліком радіологічного методу є обмежена можливість його застосування головним чином для визначення віку магматичних і метаморфічних порід.

2. Непско-Ботуобинская нафтогазова галузь

2.1 Основні риси

Розглянута територія, зображена на малюнку 1, займає південну частину Сибірської платформи в межах Непско-Ботуобинской антеклізи, а в адміністративному відношенні розташовується в Іркутській області і на південно-заході Якутії.

Геологорозвідувальні роботи на нафті і газ у цих районах розпочаті ще в 1939 р., перше промислове родовище території - Марківське - виявлено в 1962 р. Відкриття його мало принципове значення, оскільки завдяки йому вперше в нашій країні була доведена промислова газонефтеносность найбільш древніх відкладень осадового чохла-нижньокембрійських.

а - межі нафтогазоносної області; б - межі основних тектонічних елементів; Родовища: в - газові; г - нафтові; д - газонафтових.

Родовища: 1-среднеботуобінское; 2 - Верхневілючанское; 3 - Ярактінекое; 4 - Марківське; 5 - Потапівського; 6 - Даннловское; 7-Верхнечонское; 8 - Алнекое; 9 - Хотого-Мурбайское; 10 - Тасюрьяхское; 11 - Вилюйской-Джербінское; 12 - Іреляхское.

Малюнок 1 - «Оглядова карта родовищ нафти і газу Непско-Ботуобинской нафтогазоносної області»

Таблиця 2 - Кількість і види родовищ.

Основні риси геологічної будови. У будові території беруть участь архейські і протерозойські породи, що складають фундамент платформи, верхньопротерозойських і ніжнепалеозойськие (венд, кембрій, ордовик, силур) відкладення, що складають основну частину розрізу осадового чохла.

Основними продуктивними горизонтами в карбонатно-галогенною частини розрізу є Осинський (залягає у нижній частині усольский світи), устькутскій (верхня частина мотской світи) і юряхскій (верхня частина іктехской світи).

Характеристика газу, конденсату та нафти. Вільні газ родовищ Непско-Ботуобинской нафтогазоносної області складаються в основному з метану (77-88%) і характеризуються підвищеним вмістом важких вуглеців (6-15%).

2.2 Характеристики родовищ

Родовища нафти і газу. На території Непско-Ботуобинской області родовища нафти і газу пов'язані зі складно побудованими структурами, а також з неантіклінальнимі пастками. Найбільш типовими родовищами є Марківське, представлене на малюнку 2, Ярактінское, Среднеботуобінское і Верхневелючанское.

Структурна карта по покрівлі нафтоносного горизонту:

1 - кордони літологічного заміщення колекторів;

2 - контур газоносності;

3 - умовні кордони розвіданої частини покладу;

4 - газоконденсатні поклади;

5 - ізогіпс в м

Малюнок 2 - «Марківське родовище»

Марківське газонефтеконденсатное месторождніе відрізняється виключно складною геологічною будовою обумовленим невідповідністю структурних планів по різних частинах розрізу. Протерозойський фундамент розкривається свердловинами на глибинах 2700-3000 м. Характерною особливістю родовища є наявність у його розрізі потужних пластів кам'яної солі усольский свити нижнього кембрію.

Среднеботуобінское газонафтових родовищ виявлено в 1970 р. на території Якутській АРСР у межах Мірнінского зводу і приурочене до великої брахіантікліналі (70X30 км), ускладненої малоамплітудних (до 20 м) тектонічними порушеннями. Амплітуда підняття 50-60 м.

Основна газонафтова поклад пов'язана пісковиками Ботуобинской продуктивного горизонту.

Максимальна потужність Ботуобинской горизонту (до 30 м) відзначена в південній частині структури, де він складний монолітною пачкою пісковиків. Відкрита пористість колекторів в середньому дорівнює 13-14%. Проникність висока (до 15хЮ ^"13 м ^2). Робочі дебіти газових свердловин змінюються від 108 до 715 тис, м / добу. Характерно аномально низький пластовий тиск 14,6 МПа при глибині залягання продуктивного горизонту близько 1900 м.

Верхневілючанское газове родовище відкрито в 1975 р. в межах східного занурення Непско-Ботуобинской антеклізи і приурочене до великого однойменним підняття (60X40 км) амплітудою близько 250 м. Осадовий розріз складний вендской-кембрійськими террігеннимн і карбонатно-галогенниміобразованіямі загальною потужністю понад 2500 м. Промислово газоносними є вілючанскій і харистанскій горизонти пісковиків венда, а також I карбонатні породи юряхского горизонту нижнього кембрію. Нафтогазопроявами і окремі притоки газу відзначені в широкому стратиграфічному діапазоні, що, мабуть, пов'язано зі значною тектонічної порушеної структури;

Поклад вілючанского горизонту виявлена ​​в східній частині підняття. Вона відноситься до пластовому тектонічно екрановані типу. Потужність горизонту 50-60 м. У західній частині структури він виклінівается. Відкрита пористість пісковиків змінюється в широких межах від 5 до 17%, проникність від незначної до 20хЮ ^"14 м ^2. Пластовий тиск одно 18 МПа при глибині поклади близько 2500 м.

Поклади харистанского горизонту приурочені до не витриманим у просторі пластів пісковиків, що залягають у середній частині харистанской свити. Максимальна потужність пісковиків 9 м. Поклади відносяться до літологічно обмеженому типу з елементами тектонічного екранування. Пластовий тиск в харистанском горизонті складає 18,3-19,0 ​​МПа при глибині залягання покладів близько 2200 м. Юряхскій продуктивний горизонт складний двома витриманими в просторі пластами доломітів. Відкрита пористість порід змінюється від перших одиниць до 20%. Потужність горизонту 40-50 м. Поклади пластові склепінчасті, з елементами тектонічного екранування. Є невеликі оторочки нафти непромислового значення.

3. Системи розробки з заводнением

В умовах пружно-водонапірного режиму зазвичай спостерігається безперервне зниження динамічного пластового тиску і відповідно зниження видобутку. У зв'язку з цим при недоліку пластової енергії для підтримки поточної видобутку, а також для підвищення ефективності розробки застосовують методи впливу на пласт шляхом введення в пласт додаткової енергій. Для цього на продуктивний пласт бурят спеціальні свердловини нагнітальні, через які закачують в нього воду. При цьому нагнітальні свердловини розташовують або уздовж зовнішнього контуру нафтогазоносності - система розробки з законтурне нагнітанням (заводнением), або всередині площі нафтового покладу - система розробка з внутріконтурним нагнітанням (заводнением).

3.1 Типи і характеристики

• Природний заводнення. Система розробки пласта при природному заводнении ефективна лише в тому випадку, коли є потужна природна водонапірна система, що забезпечує заповнення пластової анергії по всьому об'єму покладу (якщо продуктивна площа не дуже велика) при заданих темпах відбору нафти. У цьому випадку пласт повинен мати високі кол лекторським і властивостями (особливо щодо проникності), бути монолітним - характеризуватися невеликим ступенем розчленованості.

Ефективність природного заводнения залежить також значною мірою від в'язкості нафти, і, як правило, співвідношення вязкостей нафти і види не повинно бути вище μо = 5-б, (μн / мкВ = μо), а рухливість нафти (k пр / μ) не нижче 0,2 x10 ^-12 м ² м7мПа.с. У цьому випадку досягається високий природний коефіцієнт нафтовіддачі до 0,6-0,7 і навіть 0,8 (XVI пласт Жовтневого родовища, свита НКП родовища Сурахани, пласт Д1 родовища Зольний Яр). При розробці експлуатаційні свердловини розташовуються рядами паралельно контуру нафтоносності, при цьому найбільш ефективно работаютексплуатаціонние свердловини перших чотирьох зовнішніх рядів. При розмірах поклади, що дозволяють на кожному крилі складки спроектувати більше чотирьох рядів експлуатаційних свердловин, слід мати на увазі, що ефективність одночасної роботи свердловин більш віддалених від контуру нафтоносності рядів збуде значно меншою і для її підвищення потрібне введення додаткової енергія. Це пов'язано з тим, що свердловини вже четвертого ряду є екраном для напору природних крайових вод.

• законтурне заводнення. Вперше ця система розробки була промислово освоєна в 1948 р. на пластах девону (Д1 і Д2) Туймазінському родовища. Надалі законтурне заводнення здійснювалося на родовищах Зольний Яр, Бавлніское, Шкапогвское та ін Система розробки з законтурне заводнением тліє багато спільного з системою розробки при природному заводнении і відрізняється від неї лише спеціальними нагнітальними свердловинами, розташованими в водоносної частини пласта вздовж контуру нафтоносності.

Законтурне заводнення - дуже поширений в сучасній практиці розробки покладів нафти метод впливу на пласт. Його застосування передбачає розміщення нагнітальних і експлуатаційних свердловин кільцевими рядами вздовж контурів нафтоносності. Така система розробки ефективна при розробці невеликих за площею покладів нафти.

Слід мати на увазі, що й область застосування природного заводнения, а саме: при ширині площі нафтоносності близько 5 км, коли на кожному крилі складки можна спроектувати більше трьох рядів свердловин, законтурне закачування води не забезпечує енергією центральні, більш віддалені частини поклади, звичайно самі продуктивні. Для покладів шириною більше 4-5 км доводиться переходити до усередині затурного заводненню.

Ефективність законтурного заводнения залежить також від розчленованості пласта, і успішному застосуванню зазначеної системи сприятиме порівняно однорідну будову продуктивного пласта. І. П. Чоловський вказує, що законтурне заводнення буде ефективним при:

а) відносно високих колекторських властивості пласта - більш 0,2-10 ^-12 м ^2;

б) невисокому співвідношенні вязкостей нафти і води - до 3;

в) рухливості нафти не нижче 0,2-10 ^-12 м ² (мПа-с).

У великій мірі ефективність процесу розробки з законтурне заводнением залежить також від співвідношення обсягів закачування і відбору рідини: яри меншому обсязі закачування процес заводнения Судет малоефективним; при надмірно великому обсязі закачування процес буде непродуктивною, так як частина закачиваемой води відтікає законтурне область (нерідко ефективність закачування становить 20-50%).

Велике значення також має правильне розміщення нагнітальних і експлуатаційних свердловин. Доцільно експлуатаційні свердловини кілька видаляти від контуру нафтоносності, а нагнітальні свердловини розташовувати від нього на відстані, що дорівнює приблизно половині прийнятого відстані між нагнітальними свердловинами. У зв'язку з цим необхідно досить точно визначати положення початкового контуру нафтоносності.

• приконтурних заводнення є різновидом законтурного заводнення і застосовується тоді, коли проникність пласта в законтурне частини знижена і відсутня хороша гідродинамічна зв'язок цієї частини із зоною відбору. У цьому випадку нагнітальні свердловини розміщуються в водонафтової частини пласта (в приконтурних зоні) уздовж внутрішнього контуру нафтоносності. Така, система розробки вперше була запропонована У XI в Мелік-Пашаєвим для подкірмакінской свити одного з морських родовищ Азербайджану.

• Внутріконтурное нагнітання. Так як законтурне нагнітання призводить до консервації значних запасів нафти в центральних частинах «родовища, необхідно проектувати внутріконтурное нагнітання, інакше доведеться вирувати велике число нагнітальних свердловин, темп відбору нафти не буде перевищувати 2,5% від початкових видобутих запасів, відбудуться великі відтоки води за контур нафтоносності, виникне необхідність перенесення фронту нагнітання. Внутріконтурное заводнення вперше було запроектовано ВНДІ в 1952-1955 рр.. на родовищі Ромашкіно.

При цьому методі воду нагнітають в нагнітальні свердловини, розташовані усередині контуру нафтоносності. Таку систему розробки застосовують для пластів як з погіршеної проникністю в законтурне і приконтурних зонах пласта, так і з дуже великою площею нафтоносності, для яких одного законтурного заводнения явно недостатньо.

Найбільш широко застосовується внутріконтурное заводнення з розрізали поклади нафти на окремі площі блоки і смуги для самостійної розробки.

Такий метод розробки дозволяє ввести і ефективну розробку відразу всю нафтоносну площу.

• Заводнення з розрізанням поклади нафти має значні переваги так як воно дозволяє ввести в розробку центральні площі родовища.

Ефективність такої системи розробки багато в чому залежить від правильного вибору місця розташування розрізають рядів нагнітальних свердловин. При виборі загального їх спрямування, як правило, слід враховувати регіональні закономірності зміни літологічного складу продуктивних порід і їх колекторських властивостей. При полосообразном зміну властивостей колекторів нагнітальні ряди слід розташовувати в хрест цих смуг, щоб забезпечити кращий охоплення їх заводнением.

Якщо спостерігаються великі регіональні зони виклинювання продуктивного пласта або заміщення його колекторів щільними породами, що розрізають ряди слід розташовувати перпендикулярно до кордонів зон виклинювання або заміщення колекторів. Якщо у зміні літолого-колекторських властивостей пласта немає чітких закономірностей, що розрізають ряди розташовуються перпендикулярно до основного напряму протяжності контурів нафтоносності або хрестом довгої осі структури.

Ряди нагнітальних свердловин слід розташовувати в місцях розвитку потужних колекторів з хорошими колекторськими властивостями, щоб полегшувати процес освоєння нагнітальних свердловин, а також забезпечити закачування великих обсягів води, так як ефективність процесу розробки багато в чому залежить від обсягу закачиваемой в пласт води.

Експлуатаційні свердловини розташовують рядами так, щоб фронту води, що поступає протистояв фронт відбору. Відстані між рядами експлуатаційних свердловин і між свердловинами в рядах встановлюються з урахуванням остюків геологічної будови фізичної характеристики колекторів на площі.

Практика розробки показала доцільність розрізання поклади нафти на смуги шириною не більше 5-б км з розміщенням на них до п'яти рядів експлуатаційних свердловин.

На родовищах зі зниженою проникністю колекторів частіше застосовується трирядне розміщення експлуатаційних свердловин, а ширина смуг - не більше 3 км.

При виборі ширини смуг важливим показником є величина рухливості нафти. Рекомендується виділяти широкі смуги (4-5 км) з розміщенням п'яти рядів експлуатаційних свердловин. При меншій рухливості слід застосовувати меншу ширину смуг з меншим числом експлуатаційних рядів.

Відстань між розрізають і першим експлуатаційним рядами приймається в залежності від колекторських властивостей пласта і коливається в середньому в межах 1000 - 1300 м.

На закінчення слід зазначити, що внутріконтурное заводнення виявляється досить ефективним у широкому діапазоні різних геофізичних умов, а обмеженнями для його застосування можуть служити лише дуже низька проникність колекторів або надмірно висока в'язкість пластової нафти. Залежно від характеру літолого-колекторської мінливості продуктивних пластів, ступеня їх неоднорідності, проникності і вязкостной характеристики нафти розрізання ведуть на смуги і блоки. Блокову систему доцільно застосовувати при ширині покладів нафти 4-5 км, а також при меншій ширині, якщо поклад характеризується зниженою проникністю, різкою зональної неоднорідністю, підвищеною в'язкістю нафти.

Крім розрізання на блоки і смуги застосовують і інші варіанти всередині контурного, заводнения центральне внутріконтурное заводнення, сводовое (осьове), Головне, осередкове, майданне, виборче.

Внутріконтурное нагнітання в порівнянні з законтурне дозволяє збільшити темп видобутку нафти в середньому в 2-3 рази, знижує витрату нагнітається води, зменшує витік води, прискорює введення поклади в розробку, полегшує облаштування промислу.

• Центральне внутріконтурное заводнення - з розташуванням нагнітальних свердловин в центрі поклади по кільцю, що охоплює не більше 5% всієї площі покладу - доцільно для пластів з низькою проникністю в законтурне і приконтурних частинах. У цьому випадку центральне внутріконтурное заводнення застосовується самостійно. На дуже великих покладах нафти воно забезпечує скорочення терміну розробки та створення умов для ефективного вилучення запасів нафти.

Застосування зазначеної системи розробки з розташуванням нагнітальних свердловин по кільцю, що охоплює площу більше 5% всієї поклади, менш раціонально, оскільки утворюється при цьому двосторонній фронт руху нагнітається води ускладнює контроль за обводненням за обводненням поклади.

Сводовое (осьове) заводнення здійснюється шляхом закачування води в нагнітальні свердловини, розташовані по осьовій лінії складки (мал. 83). Воно було здійснене на родовищах Уіссон (Арканзас) в 1948 р. і Келлі-Снайдер (Західний Техас) в 1954 р. Такий метод впливу на пласт обраний у зв'язку зі значним погіршенням проникності і виклинцьовуванням пласта в периферійній зоні.

Зазначена система застосовувалася також при розробці Кумського горизонту Новодмитріївська родовища в Краснодарському краї, пластів групи А Усть-Балицьким родовища в Західному Сибіру.

Головне заводнення - нагнітання води - проводиться у підвищені (головні) ділянки поклади нафти. Цей метод застосовувався на деяких родовищах Апшеронського півострова у зв'язку з погіршенням колекторських властивостей у законтурне зоні і значною в'язкістю нафти. Нагнітається вода на одній з ділянок площі Бінагаді рухалася суцільним фронтом, і її максимальна швидкість досягала 30 м / міс. Ефект впливу виявився сприятливим і по ряду експлуатаційних свердловин отриманий додатковий приріст видобутку нафти.

Осередкове заводнення проводиться на окремих ділянках, головним чином для вироблення запасів нафти з окремих лінз. Воно таким чином, застосовується як доповнення до основної внутріконтурной або законтурне системам заводнения з метою більш повного охоплення поклади заводнением. Тому вогнищеві свердловини бурять у зонах, де через преривістото залягання пластів або внаслідок їх значної неоднорідності по проникності окремі ділянки поклади виявляються не охопленими процесом витіснення нафти водою.

При майданному заводнении свердловини розміщуються або по лінійній системі, або за пятиточечной, семикрапкових та інших систем.

Виборче заводнення є різновидом майданного і вогнищевого заводнення і застосовується на покладах нафти зі значною неоднорідністю колекторів і різкою мінливістю потужності продуктивного пласта. У цьому випадку поклад разбурівается за рівномірною трикутної або квадратної сітці і всі свердловини вводяться в експлуатацію. Потім на основі дослідної експлуатації свердловин і зіставлення їх розрізів вибирають з чіслапробуренних свердловин придатні для нагнітання води. Розрізи у цих нагнітальних свердловинах повинні мати достатню потужність, підвищену проникність і найбільший зв'язок з сусідніми свердловинами з метою найбільшого охоплення заводнением площі покладу.

Виборча система з успіхом застосовується в Татарії для покладів нафти ннжнекаменноугольного віку, що характеризуються великою неоднорідністю і підвищеною в'язкістю нафти (до 18-20дПа-с).

Нафтові пласти з карбонатними колекторами порового типу за своєю гідродинамічної характеристиці дуже близькі до пластав теригенних колекторів (хоча мають більш неоднорідне будова), тому системи заводнення цих пластів у принципі не повинні відрізнятися від розглянутих вище систем для піщаних колекторів.

Характерною особливістю поклади нафти в карбонатних колекторах є широко розповсюджене явище утрудненою гідродинамічної зв'язку між покладом і пластової водонапірної системою, тому застосування законтурне системи заводнення при розробці поклади в карбонатних колекторах в більшості випадків неефективно.

Основними системами заводнения покладів, приурочених до карбонатних колекторів, повинні бути системи внутріконтурного заводнения, так як більшість продуктивних карбонатних пластів відрізняються низькою гідропроводності високою неоднорідністю колектора і. значним ступенем уривчастості. Найбільш ефективні для карбонатних колекторів порового типу інтенсивні системи заводнення аж до застосування площинної системи.

На закінчення слід підкреслити, що ефективність застосування методів заводнения в значній мірі залежить від в'язкості нафти, а саме: 1) при в'язкості нафти до 25 - 30 мПа. з можна застосовувати необроблену воду, доцільніше закачування пластової води, обробленої ПАР до іншими хімічними реагентами; 2) при в'язкості нафти від 25-30 до 50-60 мПа-с закачується вода повинна оброблятися загусниками та іншими хімічними реагентами, що знижують співвідношення вязкостей нафти і води ; 3) при в'язкості нафти більше 60-70 мПа-з застосування заводнення недоцільно і розробка поклади повинна здійснюватися з допомогою теплових та інших методів впливу. Необхідно також мати на увазі, що ефективність методів заводнення залежить не тільки від в'язкості нафти, але й від низки основних геолого-фізичних показників пласта - його літолого-фізичної характеристики, колекторських властивостей, особливо проникності, ступеня неоднорідності і т. п.

Список використаної літератури

Біберман М.І., Боярко А.А. / Геологія загальна, нафтогазова, нафтопромислового, Краснодар. Видавництво КСЕІ, 2008 р. З 192, табл.14, мул 102