Влияние условий вскрытия пластов на эффективность методов увеличения их нефтеотдачи

При прогнозировании применения методов увеличения конечной нефтеотдачи пластов обычно не учитывается влияние на их эф­фективность условий вскрытия при бурении. Однако во многих случаях плохое состояние вскрытия пластов, ухудшение их приза-бойных зон служат основной причиной большого расхождения проектных и фактических показателей применения новых методов разработки нефтяных месторождений. Даже при самом эффектив­ном воздействии на пласты нельзя обеспечить полное извлечение нефти неполноценными скважинами.

Обычно вскрытие пластов в скважинах при бурении проводится на промывочных растворах с водной основой, которые вместе с твердой фазой из выбуренных пород представляют собой водо-глинисто-известково-песчаные суспензии с плотностью 1,25— 1,8 т/м³ и более и водоотдачей от 5 до 25 см³ (за 30 мин через поверхность площадью 44 см²).

При вскрытии таким образом нефтеносного пласта на глубине 1500—2000 м между скважиной и призабойной зоной возникает гидродинамический перепад давления до 4—10 МПа и более, за счет которого в пласт внедряется фильтрат (вода) раствора, а в поровых каналах появляется капиллярное давление (до 0,001 — 0,05 МПа) в зависимости от размера (площади сечения) пор в нефтеносных пластах.

Под действием гидродинамического перепада давления и ка­пиллярных сил в призабойной зоне пласта происходит сложное движение фильтрата раствора (воды) и нефти. В самые крупные поры, трещины и каверны может проникать непосредственно гли­нистый раствор, образуя корку на стенке скважин.

В мелкие поры за счет капиллярных сил внедряется фильтрат растворов (вода).

Хотя капиллярное давление значительно меньше давления на пласт от столба раствора, но оно сосредоточено на малых расстояниях (менисках) и в мелких порах превышает гидродина­мические градиенты

Вследствие этого (во время проникновения фильтрата раствора в призабойную зону пласта по одним порам) по другим порам и поровым каналам нефть может притекать в скважины, вызывая тем самым противоточную фильтрацию нефти и воды и нефтепро-явления, известные в практике [33].

Количество фильтрата раствора, внедряющегося в пласт, и глубина его проникновения зависят от водоотдачи раствора, про­должительности воздействия раствором на вскрытый пласт и мик­ронеоднородности (размера пор) и смачиваемости пористой среды. Но даже при растворе с водоотдачей 5—8 см3 и нахождении пластов под воздействием раствора 7—10 сут объем фильтрата, внедряющегося в пласты, может достигать 2—2,5 м3 на 1 м толщины, а глубина его проникновения в призабойную зону пласта — 3—4 м. При этом водонасыщенность в зоне проникно­вения фильтрата раствора увеличивается на 40—60 % от объема пор.

Геофизические исследования показывают, что водонасыщен­ность в различных интервалах зоны проникновения фильтрата раствора составляет 20—80 %. Причем высокая водонасыщенность наблюдается в менее проницаемых интервалах, а низкая водона­сыщенность — в высокопроницаемых интервалах пласта. Это ука­зывает на преобладание капиллярных сил во внедрении фильтрата раствора в пласты, его перераспределении и сосредоточении в основном в мелких порах.

После ввода скважин в эксплуатацию часть фильтрата гли­нистого раствора из наиболее крупных пор призабойных зон пластов извлекается обратно в скважины и выносится вместе с нефтью на поверхность, а проницаемость их частично восстанав­ливается (на 40—50 %).

По разведочным скважинам в Западной Сибири объемы извле­ченного из пластов фильтрата составляли, согласно приближенным оценкам, 0,7—2,5 м3 на 1 м эффективной толщины. В мелких же порах капиллярные силы удерживают воду даже при больших перепадах давления.

Для каждого конкретного пласта существует предельная водо­насыщенность, при которой фазовая проницаемость для воды равна нулю. На основе большого числа кривых фазовых проницаемостей для разных месторождений можно считать, что эта водонасыщенность достигает 40—50 % и более. В пластах с малым содержанием погребенной воды (10—20%), что характерно для многих месторождений Урало-Поволжья (Ромашкинское, Куле-шовское), неизвлекаемый объем фильтрата раствора может дости­гать 25—30 % и более от объема пор. В пластах с большим со­держанием погребенной воды (до 30—33 %), что характерно для полимиктовых пластов месторождений Западной Сибири (Самотлорское) и Западного Казахстана (Узеньское), неизвле­каемый объем фильтрата раствора составляет 15—20 % от объема пор.

Следовательно, вследствие бурения скважин на глинистом растворе с водной основой в призабойных зонах всех скважин радиусом до 8—30 м образуется «водная блокада» — искусственно повышенная водонасыщенность (на 15—30 % от объема пор), а также искусственная глинизация пор пласта (глубина проникно­вения до 0,2—1 см), и особенно наиболее проницаемых пропластков и трещин. Данные об ухудшении призабойных зон в сква­жинах Самотлорского и Речицкого месторождений приведены ниже.

Самотлорское месторождение

Номер скважины 2155 2149 1499 2153 3077 1521 152

Радиус ухудшенной зоны, м... 14 6 11 8 7 34 27

Речицкое месторождение

Номер скважины 15 16 20 26 50 80 250

Радиус ухудшенной зоны, м... 57 28 32 72 20 41 55

Увеличение водонасыщенности призабойных зон вызывает снижение их фазовой проницаемости для нефти и, как следствие, снижение продуктивности пластов и дебитов добывающих сква­жин по нефти.

В хороших пластах проницаемость со временем восстанавли­вается на 70—80 %, в плохих — на 40—50 %.

Повышение водонасыщенности призабойных зон пластов на 20—30% при малом содержании погребенной воды (до 10%) и на 10—15 % при большом содержании погребенной воды (более 30 %) может обусловить снижение относительной проницаемости для нефти в 2—4 раза по сравнению с проницаемостью за преде­лами зоны проникновения фильтрата раствора. Это равноценно появлению искусственной радиальной неоднородности пластов, т. е. зон ухудшенной проницаемости вокруг добывающих скважин с радиусом, равным глубине проникновения фильтрата. Расчеты для этих условий притока по известным формулам показывают, что дебит нефти может снижаться в 1,45—2 раза при изменении радиуса ухудшенной зоны от 2 до 8 м по сравнению с дебитом без ухудшенной зоны пласта вокруг скважины.

Сопоставлением фактических дебитов скважин Ромашкинского (Миннибаевская площадь), Кулешовского, Покровского, Мегион-ского месторождений (С. В. Сафронов, Ю. С. Савельев) с рас­четными установлено, что при длительном воздействии глинистым раствором на вскрытый пласт (более 20 сут) дебиты скважин сни­жаются в 7—10 раз и более.

Такое сильное ухудшение продуктивности пластов и дебитов скважин объяснить только проникновением фильтрата раствора в призабойные зоны и повышением их водонасыщенности в прин­ципе невозможно. Поэтому наблюдаемое многократное снижение дебитов скважин по сравнению с потенциальными возможно­стями пластов обусловливается кольматацией стенок скважин, образованием трещин в пласте, цементированием их или сильной глинизацией при бурении и другими причинами.

Большое снижение продуктивности скважин при наличии филь­трата раствора в призабойных зонах пластов может вызвать по­явление свободного газа, т. е. третьей фазы, в пористой среде. Например, на Узеньском месторождении (горизонты XIII—XVI) газовый фактор по скважинам увеличился в 3 раза по сравнению с начальным, что свидетельствовало о фильтрации свободного газа в пластах, которая возможна при газонасыщенности пори­стой среды выше предельной (10—15%) и была не менее 20—25 % •

Следовательно, суммарная водогазонасыщенность призабой­ных зон пластов (совместно с фильтратом раствора) может дости­гать 70—75 %, а нефтенасыщенность — менее 30 %.

Снижение нефтенасыщенности призабойных зон пластов на этом месторождении от начальной (68—70 %) до 25—30 % могло обусловить снижение фазовой проницаемости их для нефти в 7—10 раз и уменьшение дебитов добывающих скважин в 3—6 раз по сравнению с потенциально возможными.

 

 

Таблица 51

Оценка характеристики призабойных зон скважин Гнединцевского месторождения по данным гидродинамических исследований

 

Гидродинамические исследования с целью определения отри­цательного влияния некачественного вскрытия пластов (скин-эффекта) на продуктивность пласта показывают, что оно по своему эффекту равноценно уменьшению радиуса скважины в 100— 1000 раз и более (табл. 51).

Другое неизбежное отрицательное последствие искусствен­ного увеличения водонасыщенности призабойных зон пластов, особенно за счет глинизации (кольматации) их при бурении,— уменьшение дренируемого объема нефтяных залежей, которое прямым образом снижает конечную нефтеотдачу пластов при применении методов.

Практически на всех месторождениях, как показывают иссле­дования дебитомерами и расходомерами, приток нефти в добы­вающих и расход воды в нагнетательных скважинах происходят не по всей эффективной и вскрытой толщине пластов. Так, на­пример, на Узеньском месторождении по основным горизонтам, разрабатываемым с заводнением горячей водой, охват дрениро­ванием по толщине, или «работающая» толщина в добывающих скважинах, составляет в среднем 62 %, а в нагнетательных сква­жинах— 56% эффективной вскрытой толщины пластов. Это вы­звано разными причинами, но главные из них — наличие фильтрата и газа в призабойных зонах, а также глинизация стенок скважин. С повышением перепадов давления «работающая» толщина пла­стов в скважинах может увеличиваться до 80—85%, однако ни­когда не достигая полной толщины.

Конечно, снижение «работающей» толщины пластов в скважи­нах не означает такого же по величине снижения охвата залежей дренированием и конечной нефтеотдачи пластов. Однако, как по­казывает электромоделирование процесса заводнения пластов с бессистемно расположенными в их объеме непроницаемыми лин­зами малой толщины и протяженности, «не работающую» в сква­жинах часть пластов можно охватить дренированием лишь на 50—70 % [33].

Для большинства реальных продуктивных пластов этот вид неоднородности типичен. Поэтому можно полагать, что из-за ис­кусственного повышения водонасыщенности призабойных зон пластов и кольматации стенок скважин до 20—30 % от запасов нефти в «неработающей» части расчлененных пластов или 8— 15 % от полных запасов нефти можно исключить из дренируемых объемов, непосредственно снизив возможную и достигаемую нефте­отдачу пластов при применении методов.

Проницаемость призабойных зон пластов может ухудшаться и в процессе эксплуатации скважин за счет глушения водой, за­грязнения и др.

В этом случае эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи пластов также будет уменьшаться.

В случае высоковязких нефтей, содержащих большое количество смол и асфальтенов, ухудшение проницамости призабойных зон и снижение дренируемого объема пластов могут происходить за счет их вытеснения. Тогда вытеснение нефти паром из пласта не может быть в полной мере эффективным без пароциклических обработок, без прогрева призабойных зон добывающих скважин. Непредсказуемое ухудшение свойств призабойных зон пластов вносит самую большую неопределенность в оценку эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому можно совершенно одно­значно считать, что проблема увеличения нефтеотдачи пластов начинается со вскрытия пластов и сохранения свойств призабойных зон в скважинах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Увеличение нефтеотдачи пластов — основное направление по­вышения эффективности разработки нефтяных месторождений, способ удовлетворить будущие потребности в нефти. Ресурсы нефти, самого эффективного сырья, ограничены. Вместе с тем степень извлечения открытых запасов нефти из недр наименьшая и составляет в среднем не более 40—45 %, в лучших условиях — не более 70—75 % при разработке месторождений самыми эффек­тивными освоенными методами.

Заводнение нефтяных залежей — высокопотенциальный освоен­ный промышленностью метод разработки нефтяных месторожде­ний— применяется в широких масштабах во всех нефтедобываю­щих странах и позволяет увеличивать конечную нефтеотдачу пластов в 1,5—2,5 раза по сравнению с нефтеотдачей пластов при разработке на естественных режимах растворенного газа и газо­вой шапки.

Вместе с тем при заводнении нефтяных залежей 10—30 % от начальных дренируемых геологических запасов нефти остаются не охваченными заводнением в слабопроницаемых слоях и пропластках и примерно столько же (15—35 %) от начальных запа­сов нефти остаются в заводненных зонах в рассеянном состоянии (в крупных порах). Недренируемые запасы нефти в обособленных линзах зависят от степени прерывистости пласта и плотности сетки скважин. При детальном изучении строения пластов их можно свести до минимума. Остаточные запасы нефти в дренируе­мых зонах залежей при заводнении определяются в основном тремя факторами:

неоднородностью пластов по проницаемости и размерам
пор;

вязкостью нефти;

межфазным натяжением на контакте нефти с водой.

Уменьшение отрицательного влияния этих факторов — основ­ная цель физико-химических и термических методов увеличения нефтеотдачи пластов, основное средство снижения их остаточной нефтенасыщенности.

Новые методы воздействия на пласты оказывают влияние на каждый из этих факторов по-разному. На уменьшение отри­цательного влияния неоднородности пластов направлены методы вытеснения нефти полимерными, щелочными и мицеллярными растворами, а также водогазовыми смесями и метод циклического заводнения. Снижение вязкости нефти в пластах обеспечивают тепловые методы — вытеснение паром, СОг, внутрипластовым горением, пароциклическими обработками и горячей водой. Устра­нение или существенное уменьшение межфазного натяжения на контакте с нефтью достигается при вытеснении мицеллярными рас­творами, двуокисью углерода и в меньшей мере щелочными растворами. Кроме того, при вытеснении нефти двуокисью углерода и тепловыми методами большую роль в снижении остаточной нефтенасыщенности играют объемные эффекты — расширение нефти за счет растворения в ней двуокиси углерода и нагрева.

Механизм процессов, проходящих в пластах при вытеснении нефти известными новыми методами, значительно сложнее, чем при обычном заводнении, и сопровождается явлениями адсорбции, деструкции молекул, фазовых переходов, инверсии фаз, мицел-лообразования, экстракции, дистилляции, крекинга нефти и др. Поэтому эффективное применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов возможно лишь при выполнении следующих трех условий.

1. Изучение кинетики всех микроявлений в условиях нефтяных
пластов — фундаментальная основа для эффективного применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов. Без этого невозможно
грамотное обоснование оптимальных технологий реализации про­цессов. Однако механизм этих явлений в пластах в основном не
изучен, вследствие чего при осуществлении методов в конкретных
условиях месторождений возникают непредвиденные осложнения,
трудности и проблемы, а эффект оказывается ниже ожидаемого и
возможного. До промышленного применения методов требуется капитальное изучение их физико-химических и термодинамических основ в условиях, адекватных реальным месторождениям.

Исключительно важно изучить природу сверхнизкого межфаз­ного натяжения, факторы на него влияющие, структуру различных ПАВ и их солюбилизирующую способность, ионный обмен, инвер­сию фаз растворов, адсорбцию и десорбцию ПАВ, оптимальные композиции ПАВ для конкретных крупнейших месторождений и др. Необходимо исследовать механизм окислительных процес­сов, кинетику химических реакций, дистилляции нефти, крекинга, теплопереноса, термодиффузии, диссипации энергии в пластах и др.

2. Другое принципиальное условие эффективного применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов — знание детального
строения месторождений, свойств и состояния насыщенности пла­стов. Для обоснования оптимальной технологии применения методов необходимо знать все особенности неоднородности и свойств
пластов в макро- и микромасштабе — закономерности и случай­
ности изменения проницаемости, размеров пор, трещиноватости,
кавернозности, глинистости, минералогического состава пород,
солевого состава пластовой воды, состояния и распределения ос­
таточной нефтенасыщенности и др. Незнание этих особенностей
строения и свойств пластов (как показывает опыт применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов), в первую очередь
физико-химических, служило одной из причин получения неудовлетворительных результатов. Однако во многих случаях деталь­
ному изучению строения пластов и состояния их насыщенности
перед применением методов увеличения их нефтеотдачи не при­
дается должного значения.

3. И наконец, третье непременное условие эффективного при­менения методов увеличения нефтеотдачи пластов — строгая, точ­ная реализация обоснованной технологии процессов. Чтобы обес­печить запланированный эффект от применения методов, требуется обязательное выполнение всех определяющих технологических условий процессов: давления нагнетания (закачка СО2, пара), температуры (закачка пара, горячей воды, щелочи), темпов на­гнетания (внутрипластовое горение, закачка пара, мицеллярных растворов), концентрации реагентов (физико-химические методы), размеров и чередования оторочек (все методы) и т. п. Несоблюде­ние определяющих технологических условий приводит к наруше­нию механизма процессов и снижению качества и вытесняющей способности рабочих агентов. Однако в промысловых условиях часто происходят непредвиденные отклонения от заданной техно­логии процессов, что служит причиной недостаточно высокой эффективности применения методов. Поэтому следует различать теоретическую или потенциальную, возможную, достигаемую и оцениваемую эффективности методов. Способы оценки получен­ного эффекта по промысловым данным из-за неоднозначности ин­формации также влекут за собой определенную погрешность. И, как правило, оцениваемый эффект меньше достигаемого, до­стигаемый меньше возможного, а возможный меньше потенци­ального.

Вероятность получения эффекта ниже возможного вносит не­определенность и риск в применение методов увеличения нефте­отдачи пластов, которые уменьшаются по мере повышения изу­ченности методов, информационной обеспеченности, оптимальности реализуемой технологии, масштаба процесса и отпускной цены на нефть. Затраты на добычу нефти новыми методами в несколько раз выше, чем при заводнении, вследствие высокой стоимости ра­бочих агентов (химических продуктов, пара, воздуха) и необходимости бурения скважин на восстановление или уплотнение сетки скважин, восполнение фонда скважин из-за их физического износа и замены дефектных (особенно нагнетательных) при мень­шей потенциальной возможности методов (особенно физико-хими­ческих) в увеличении извлекаемых запасов и уровня добычи нефти. Заводнение нефтяных залежей, обеспечивая относительно высокую нефтеотдачу пластов и малую остаточную нефтенасыщенность не только усложняет условия применения методов, увеличивает от­носительные затраты на добычу нефти, но и сокращает их потен­циальные возможности в приросте извлекаемых запасов. Поэтому применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в будущем будет находиться в прямой зависимости от цены на нефть. При высокой цене они будут рентабельными даже при умеренной тех­нологической эффективости, а при низкой цене применение их будет нецелесообразным.

Однако будущее, бесспорно, за широким применением мето­дов. Потребности в нефти растут, ресурсы ее ограничены, достой­ной замены ей нет даже как для топлива, альтернативные источники углеводородного жидкого топлива (битумы, нефтяные сланцы, уголь) требуют еще больших относительных затрат. В связи с этим обоснованная разумная стратегия в этой области должна предусматривать широкие фундаментальные исследования и опытно-промышленные испытания наиболее потенциальных мето­дов увеличения нефтеотдачи пластов, а именно вытеснения нефти двуокисью углерода, водными мицеллярными растворами, водогазовыми смесями, паром, их модификаций, а также подготовку промышленности для крупномасштабного производства соответст­вующих качественных материально-технических средств.

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абасов М. Т. Моделирование нефтеотдачи пластов для оценки извле­
каемых запасов.— Изв. АН Азерб. ССР, Серия наук о Земле, 1975, № 1,
с. 5—14.

2. Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. М., Недра, 1980.

3. Бабалян Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М., Недра,
1974/

\/ 4. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1981.

5. Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябинина 3. К. Особенности проектиро­
вания разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.,
Недра, 1976.

6. Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных ме­
сторождений/А. А. Боксерман, Ю. П. Желтов, С. А. Жданов.— Тр. ВНИИ,
1974, вып. 58, с. 28—32.

7. Геолого-физические условия эффективности применения методов увели­
чения нефтеотдачи пластов/М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, С. А. Жданов,
Г. С. Малютина.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 4, с. 29—34.

8. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. Г. Физика нефтяного и газового
пласта. М., Недра, 1981.

9. Гомзиков В. К-, Молотова Н. А., Румянцева А. А. Исследование влия­
ния основных геологических и технологических факторов на конечную нефте­
отдачу пластов при водонапорном режиме.— Тр. ВНИИ, 1976, вып. 58, с. 16—30.

 

10. Ефремов Е. П., Янин А. Н., Халимов Э. М. Влияние совместной раз­
работки на нефтеотдачу многопластовых объектов.— Нефтяное хозяйство, 1981,
№ 8, с. 32—37.

11. Желтов Ю. П. Внутрипластовые окислительные процессы — перспектив­
ное направление повышения нефтеотдачи.— Нефтяное хозяйство, 1980, № 7,
с. 18—26.

___.12. Забродин П. И., Раковский Н. Л., Розенберг М. Д. Вытеснение нефти

из пластов растворителями. М., Недра, 1977.

13. Иванова М. М. Динамика добычи нефти из залежей. М., Недра, 1976.

14. Крэйг Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Пере­
вод с англ. М., Недра, 1974.

15. Методы повышения нефтеотдачи пластов/М. Ф. Свищев, А. И. Вашур-
кин, М. И. Пятков и др.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 10, с. 29—31.

16. Муравьев И. М., Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных месторожде­
ний, М., Гостоптехиздат, 1949.

17. Мухарский Э. Д., Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных
месторождений платформенного типа. М., Недра, 1972.

18. О внутрипластовом горении в условиях заводненного пласта/С. А. Жда­
нов, Н. П. Борисова, Я. А. Бустаев, И. 3. Сайфи.— Нефтепромысловое дело,
1978, № 2, с. 27—29.

19. Орлов В. С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторо­
ждений при режимах вытеснения нефти водой. М., Недра, 1973.

20. Обоснование и эксплуатация нефтяных месторождений Татарии/
Р. X. Муслимов, А. В. Валиханов, В. Д. Лысенко и др. Казань, Татарское
книжное издательство, 1973.

21. Применение углекислого газа в добыче нефти/В. Балинт, А. Бан,
Ш. Долешал и др. Москва, Недра, 1977.

22. Применение оторочек мицеллярных растворов для увеличения нефтеот­
дачи пластов/А. Т. Горбунов, П. И. Забродин, В. В. Сурина и др. М., изд.
ВНИИОЭНГ, 1979.

23. Применение полимеров в добыче нефти/Г. И. Григоращенко, А. X. Мир-
заджанзаде, Ю. В. Зайцев и др. М., Недра, 1978.

24. Проектирование разработки нефтяных месторождений/А. П. Крылов,
П. М. Белаш, Ю. П. Борисов и др. М., Гостоптехиздат, 1962.

25. Пятков М. И., Свищев М. Ф., Касов А. С. Применение щелочи для по­
вышения нефтеотдачи на Трехозерном месторождении.— Тр. СибНИИНП, 1979,
вып. 15, с. 153—160.

26. Рахимкулов И. Ф., Бабалян Г. А., Галямов М. Н. Эксперимент по за­
качке воды, загущенной полиакриламидом, на Новохазинском участке. Тр. Баш-
НИПИнефти, 1980, вып. 53, с. 48—52.

27. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений/Б. Т. Баи-
шев, В. В. Исайчев, С. В. Кожакин и др. Недра, 1978.

28. Сагингалиев Б. М., Раковский Н. Л., Копанев С. В. Развитие процесса
вытеснения нефти паром на месторождении Кенкияк.— Нефтяное хозяйство,
1980, № 3, с. 40—44.

29. Сазонов Б. Ф. Совершенствование технологии разработки месторожде­
ний при водонапорном режиме. М., Недра, 1973.

30. Саттаров М. М., Богачкина И. А., Стклянина Т. В. Зависимость неф­
теотдачи от динамики добычи.— Нефтепромысловое дело, 1979, № 4, с. 8—12.

31. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Запад­
ной Сибири/В. А. Бадьянов, Ю. Е. Батурин, Е. П. Ефремов и др. Свердловск.
Среднеуральское книжное издательство, 1975.

32. Сорокин В. А. Состояние опытно-промышленного испытания методов
повышения нефтеотдачи пластов.— Нефтяное хозяйство, 1982, № 8, с. 32—36.

х/33. Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1968.

34. Сургучев М. Л., Шевцов В. А., Сурика В. В. Применение мицеллярных
растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1977.

35. Сургучев М. Л., Жданов С. А., Кащавцев В. Е. Состояние изученности
методов повышения нефтеотдачи пластов.— Нефтяное хозяйство, 1980, № 11,
с. 27—29.

_t 36. Теоретические основы и методика расчета технологических показателей заводнения нефтяных пластов растворами полимеров и ПАВ/Г. Г. Вахитов, В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук, Е. М. Суркова.—Тр. ВНИИ, 1977, вып. 61, с. 24—26.

v 37. Фазлыев Р. Т. О размещении скважин на нефтяных месторождениях.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 2, с. 41—43.

38. Хозяйственный риск и методы его измерения/Т. Бачкаи, Д. Месена, Д. Мико и др. М., Экономика, 1979.

\У 39. Щелкачев В. Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения.— Нефтяное хозяйство, 1974, № 6, с. 35—39.

40. Barocot Y., Fortney L. N.. Schechter R. S., Wade W. H. Alpha-olefin sul-
fonates for enchanced oil recovery. 2-nd European Symposium EOR, Paris, 8—
10 November, 1982.

41. Balzer D. Carboxymethylated ethoxylates as EOR surfactants. 2-nd Euro­
pean Symposium EOR, Paris, 8—10 November, 1982.

42. Bolsmam T. A. Phose behaviour of Alkylxylenesulfonate (oil) brine sis-
terns. 2-nd European Symposium EOR, Paris, 8—10 November, 1982.

43. Healy R., Reed' R. Imiscible Microemulsion Flooding. SPSJ, April, 1977.

44. Docher Т., Wise F. Enhanced Grude Oil Recovery Potential — An Estimate.
JPT, May 1976, pp. 575—585.

45 Kane A. V. Performance Review of a CO₂ — WAG Enhanced Recovery Project, SACROC unit —Kelly Snyder Field. JPT, February, 1979, 217—231.

46. Prats M. A Current Apraisal of Thermal Recovery. JPT, August 1978,
p. 1129-1136. ^,

47. Shannon L. Matheny. EOR methods help ultimate recovery. Oil and Gas.,
J., March 31, 1980, 79—124.

48 Stalkup F. Y. Carbon Dioxide Miscible Flooding Past, Present and Outlook for the Future. JPT, Vol. 3, VIII, August, 1978, 1101-1112.

49. Van Everdingen A. F., Criss H. S. A proposal to improve recovery effi­
ciency. JPT, July, 1980.

Van Nieuwskoop I., Snoei G. Phase behaviour and structure of a pure —
component microemulsion system. 2-nd European Symposium EOR. Paris 8—10,
November, 1982.

 

 

Михаил Леонтьевич Сургучев

ВТОРИЧНЫЕ И ТРЕТИЧНЫЕ

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Редактор издательства Т. К. Лазарева

Переплет художника Т. Н. Погореловой

Художественный редактор В. В. Шутько

Технический редактор М. Е. Карева

Корректор С. Г. Барсукова

ИБ № 4842

Сдано в набор 06.06.84. Подписано в печать 11.03.85. Т-07040.

Формат 60x90'/i6- Бумага кн.-жури. имп. Гарнитура «Литера­турная». Печать высокая. Усл. печ. л. 19,5. Усл. кр.-отт. 19,5.

Уч.-изд. л. 21,77. Тираж 2400 экз. Заказ 281/8854—6. Цена 1 р. 60 к.

Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19

Ленинградская типография № 8 ордена Трудового Красного

Знамени Ленинградского объединения «Техническая книга»

им. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома при Государственном

комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной

торговли. 190000, г. Ленинград. Прачечный переулок, 6.