Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние проблемы повышения нефтеотдачи пластов и задачи исследований . 10
1.1 . Краткий анализ существующих методов увеличения нефтеодачи пластов 10
1.2.Виброволновые технологии увеличения нефтеотдачи пластов 18
1.3.Обоснование направления и путей создания новой технологии волнового воздействия 25
2. Механизмы и эффекты дилатационно - волнового воздействия на продуктивные пласты пород 31
2.1. Эффекты упруговолнового воздействия на нефтенасыщенные горные породы 31
2.2. Механизмы и эффекты дилатационного воздействия на флюидонасыщенные породы. 34
2.3. Эффекты дилатационно-волнового воздействия 44
3. Разработка технологии дилатационно-волнового воздействия на продуктивные пласты динамикой работы штангового насоса . 47
3.1. Требования к разрабатываемой технологии и задачи разработки 47
3.2. Устройство скважины для возбуждения дилатационно-волнового поля в продуктивных пластах 47
3.3. Условия возбуждения колебаний в скважине с хвостовиком. 52
3.4. Условия согласования возбуждающей скважины с окружающими породами 54
3.5. Порядок применения технологии ДВВ 58
3.6. Определение зоны дилатационно-волнового вздействия 60
3.7. Выбор контрольных и реагирующих скважин 66
3.8. Методика определения технологической эффективности ДВВ 68
4. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний и промышленного применения технологии ДВВ . 80
4.1. Результаты ОПР на месторождении Дольни Добник (Болгария). 80
4.2. Результаты ОПР на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть» 84 и Западной Сибири
4.3. Результаты опытного применения технологии ДВВ на нефтяных месторождениях АНК «Башнефть» и других регионов России 101
4.4..Некоторые результаты промышленного применения технологии ДВВ 104
5 Пути совершенствования и дальнейшие перспективы применения технологии ДВВ 113
5.1 Технология дилатационно-импульсного воздействия (ДИВ) 113
5.2 Технология ДИВ с усилением возмущающей функции 117
5.3 Перспективы дальнейшего применения технологии ДВВ 121 Заключение 127
Список использованной литературы
- Краткий анализ существующих методов увеличения нефтеодачи пластов
- Эффекты упруговолнового воздействия на нефтенасыщенные горные породы
- Требования к разрабатываемой технологии и задачи разработки
- Результаты ОПР на месторождении Дольни Добник (Болгария).
Введение к работе
Цель диссертационной работы состоит в создании новой эффективной технологии интенсификации добычи трудноизвлекаемой нефти.
Исследован волновой метод воздействия на продуктивные пласты, отличающийся многообразием эффектов, большими, в том числе еще не раскрытыми, потенциальными возможностями и экологической чистотой.
В диссертационной работе решены следующие научно-технические задачи:
- выполнен анализ отечественных и зарубежных литературных источников, ,посвященных проблемам повышения нефтеотдачи и эффектам виброволнового воздействия на нефтяные пласты;
- представлена научная классификация волновых технологий и определено оптимальное сочетание классификационных признаков, обеспечивающее наибольшую эффективность воздействия.
- впервые предложен, исследован и реализован способ дилатационного воздействия на окружающие скважину породы и продуктивные пласты;
- разработан, исследован и реализован способ виброволнового воздействия на
- создана и реализована технология дилатационно - волнового воздействия (ДВВ) на породы динамикой работы ШГН;
- разработаны методические рекомендации к определению технологической эффективности дилатационно-волнового воздействия.
- проведены испытания, изучены результаты опытных работ и промышленного применения технологии на нефтепромыслах Болгарии, Татарстана, Башкортостана, Сибири; - показаны пути совершенствования и перспективы применения технологии ДВВ, предложен способ дилатационно - импульсного воздействия. Задачи решались путем теоретических и экспериментальных исследований.
В процессе выполнения диссертационной работы был выполнен большой объем научных, теоретических и экспериментальных исследований в лабораторных условиях и непосредственно на нефтяных промыслах Болгарии, Татарстана, Западной Сибири, Башкортостана и других регионов. В результате промысловых исследований были получены стабильные положительные эффекты в виде увеличения производительности скважин и снижения обводненности добываемой продукции, выявлены механизмы этих эффектов.
Большое внимание уделено адаптации дилатационно-волнового воздействия (ДВВ) к промысловым условиям за счет максимального использования стандартного оборудования и отработанных технологических приемов и операций.
В связи с тем, что большое число скважин на нефтепромыслах России эксплуатируется с помощью ШГН, разработка модификаций ДВВ осуществлена в приложении к глубинно-насосным скважинам, что позволило создать условия для ее широкого внедрения на нефтепромыслах с минимальными затратами времени, энергетических и материальных ресурсов.
Основными защищаемыми положениями диссертационной работы являются:
- принцип стимулирования притока пластовой жидкости к скважинам возбуждением в окружающих породах дилатационного поля;
- способ волнового воздействия на пласт за счет динамики работы ШГН;
- устройство для дилатационно-волнового воздействия (ДВВ) на продуктивные пласты и методика оценки технологической эффективности его применения;
- установленные зависимости эффективности дилатационно-волнового воздействия от вязкости добываемой нефти, обводненности и неравномерности выработки обрабатываемых объектов. Научная новизна диссертационной работы заключена в следующем:
- Научно обосновано оптимальное сочетание основных признаков волновых технологий, обеспечивающее высокую эффективность волнового воздействия на продуктивные пласты;
- Установлена зависимость продуктивности скважин от величины аномальных статических напряжений, создаваемых в окружающих скважины породах;
- Найдены оптимальные соотношения величины постоянной нагрузки на породы, создаваемой весом колонны НКТ, амплитуды переменной нагрузки, создаваемой динамикой работы штангового насоса, и величины пластового давления;
- Определены условия возбуждения колебаний в скважине с хвостовиком за счет динамики работы штангового насоса и условия развития волновых процессов в окружающих скважины породах;
Выявлены зависимости эффективности ДВВ от вязкости нефтей, обводненности участков и степени неравномерности их выработки. Основные положения диссертационной работы докладывались:
- на совещании Главного Управления по добыче нефти и газа ОАО «ЛУКОЙЛ» по вопросу повышения эффективности работы механизированного фонда скважин ОАО «ЛУКОЙЛ» , 20-23 октября 1998г. в г. Москве;
- на отчетных заседаниях ООО НПФ «Недра-ЭСТЭРН», 12.12.1999г. и 04.10.2000г, в г. Новосибирске;
- на семинаре «Изучение новых разработок, опыта внедрения, оценки технологической и экономической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях находящихся на поздней стадии разработки», 19-20 июня 2001г. в г. Уфе;
- на пленарном заседании Центральной Комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Министерства Энергетики Российской Федерации,
25.01.2001 в г. Москве. Поставленная в основу диссертационной работы технология ДВВ запатентована в трех модификациях [10-12]. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе: 1 книга; 7 статей в центральных журналах; 3 описания изобретений.
Результаты диссертационной работы используются в практике добычи нефти на месторождениях Татарстана, Башкортостана, Пермской, Волгоградской областей и других регионов.
На разработанную автором технологию ГУ Госгортехнадзора РФ выдано разрешение на промышленное применение № РРС 02-6813 от 12.09.02 г
Практическое применение технологии позволило за 2002 год дополнительно добыть нефти: на месторождениях Татарстана свыше 24000 тонн; на месторождениях АНК «Башнефть» около 70 000 тонн; на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» за 6 месяцев около 2500 тонн.
Содержание диссертационной работы изложено во введении, пяти главах и заключении.
Во введении дана общая характеристика диссертационной работы, обоснована актуальность выбранного направления исследований, перечислены решаемые в работе задачи, кратко изложено содержание основных разделов, показана научная новизна и практическая ценность полученных результатов.
Краткий анализ существующих методов увеличения нефтеодачи пластов
На начальном этапе развития нефтедобывающей отрасли извлечение нефти из недр осуществлялось за счёт использования всех естественных ресурсов пластовой энергии, после истощения которых и снижения пластового давления (нередко до нуля) эксплуатация месторождения прекращалась при извлечении из него всего 7-30% первоначальных геологических запасов нефти. Уже тогда существовала проблема увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, связанная, прежде всего, с проблемой восполнения пластовой энергии.
Большим событием в нефтедобывающей отрасли стали первые опыты применения искусственного заводнения пластов через скважины с поверхности, предложенные в послевоенные годы рядом ученых и производственников, в том числе академиками А.П. Крыловым и А.А. Трофимуком.
В настоящее время в России около 90% нефти добывается с применением заводнения пластов. Основные преимущества метода заводнения и его разновидностей (нестационарное, циклическое, с переменой направления потоков и т.д.), обеспечившие его всеобщее признание и широкое распространение, обусловлены, прежде всего, его относительной эффективностью, простотой и дешевизной реализации, совместимостью с любыми другими мероприятиями, направленными на увеличение добычи нефти. В силу этих достоинств метод искусственного заводнения стал самым общепризнанным фоновым методом увеличения нефтеотдачи пластов и будет применяться еще продолжительное время. Вместе с тем при заводнении неоднородных сложнопостроенных месторождений охват пластов заводнением и дренированием получается невысоким. Слабопроницаемые зоны, линзы, пропластки, экранированные участки пластов, остаются нефтенасыщенными и могут содержать до 20 - 80% от начальных запасов нефти [94]. Такие зоны при заводнении блокируются водой, в них образуются целики остаточной нефти, и добыча нефти из них после заводнения пласта значительно затрудняется.
Кроме того, вследствие микронеоднородностей в виде переменного сечения фильтрующих каналов и различной степени гидрофильности в заводненной части пластов, нефть остается в виде глобул, защемленных в расширениях каналов, куда она вытесняется из сужений капиллярными силами в гидрофильных коллекторах, или в виде пленок на гидрофобной поверхности твердой фазы. Такой рассеянной в заводненной части пластов нефти может оставаться до 20 - 40% [92,94]. Поэтому на современном этапе, когда в разработку в массовом порядке вводятся сложнопостроенные месторождения с повышенной геологической неоднородностью пластов, метод искусственного заводнения пластов уже не удовлетворяет требованиям практики.
Проблема повышения нефтеотдачи пластов, возникшая многие десятки лет назад, становится всё более актуальной по следующим причинам: - вследствие быстрого сокращения разведанных извлекаемых запасов нефти; - из-за высокой степени разведанности недр и малой вероятности открытия новых крупных месторождений с рентабельными извлекаемыми запасами в старых регионах; - из-за больших затрат на разведку и освоение новых месторождений в новых регионах; - благодаря большим остаточным запасам нефти в освоенных районах и потенциально существующей возможности их извлечения.
К настоящему времени создано большое многообразие новых методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), которые проводятся на фоне заводнения и предназначены для повышения его эффективности. В [94] такие методы увеличения нефтеотдачи классифицируются по следующим основным признакам, показанным на рис 1.1.
Эффекты упруговолнового воздействия на нефтенасыщенные горные породы
Основной причиной, удерживающей нефть в неоднородной пористой среде при вытеснении нефти водой, являются капиллярные силы. Капиллярные силы формируют обладающую аномально высокой сдвиговой вязкостью связанную воду, которая тампонирует нефть в неоднородностях и делает непроницаемыми тонкодисперсные зоны, образуют пленки нефти на гидрофобной и воды на гидрофильной поверхности твердой фазы, создают капиллярное давление, которое необходимо преодолеть при вытеснении глобул нефти из каналов переменного сечения. Отрицательное влияние капиллярных сил возрастает с увеличением неоднородности пористой среды. При снижении действия капиллярных сил за счет уменьшения межфазного натяжения с 25-35 до 0,01-0,001 мН/м достигается практически полное вытеснение нефти [94].
Поэтому основной задачей всех методов повышения нефтеотдачи пластов является снижение и полное устранение действия капиллярных сил. Эта задача в настоящее время частично решается путем применения известных МУН (нагнетание пара, внутрипластовое горение, закачка мицеллярных растворов, углекислого газа) дорогих и небезупречных в экологическом отношении.
Исследованиями [13, 52, 61, 111] установлено, что пленки связанной воды (нефти) интенсивно разрушаются при возбуждении колебаний в скелете пласта, т.е. непосредственно в стенках каналов, контактирующих с жидкостью. При этом молекулярные связи жидкости с твердой породой ослабевают или вообще разрываются. Влияния колебаний скелета на сдвиговую вязкость связанных с ним жидкостей усиливается с ростом частоты колебаний вследствие увеличения сдвига фаз между колебаниями в жидкости и твердой фазе. Критическая частота, при которой возникает несинфазность колебаний твердой матрицы и жидкого заполнителя пор, определяется выражением: fk = 7Ev/2d, (2.1) где: v - кинематическая вязкость жидкости; d - диаметр поры [57].
Экспериментально установлено [61, 111], что упруговолновое воздействие с частотой f fk на каолинитовые и монтмориллонитовые глины при давлениях прессования равных 2 МПа позволяет отжать из них воду и уплотнить до такой степени, которая достигается без воздействия лишь при давлениях уплотнения 70 МПа. Это свидетельствует о том, что при упруговолновом воздействии на вмещающую породу связанная вода разрушается, теряет свою вязкость и отжимается при статистических нагрузках в 35 раз меньших.
Установлено также, что разрушенные пленки связанной воды после снятия воздействия быстро восстанавливаются. Обратимость процесса отжатия и поглощения воды при наложении и снятии упруговолнового воздействия на вмещающую породу доказана экспериментально в лабораторных условиях [79,101,107]. Действием такого механизма можно объяснить колебание уровней (пластовых давлений) в водоносных горизонтах в процессе подготовки к землетрясениям.
Интенсивные сейсмические проявления вызывают отжатие из тонкодисперсных пород значительного количества флюидов, которые вновь поглощаются при прекращении сейсмической деятельности. Эти процессы объясняют первичную миграцию углеводородов из тонкодисперсных пород под действием тектоно-сейсмических явлений [68].
Таким образом, при циклическом воздействии на скелет продуктивного пласта полем упругих деформаций во время воздействия происходит потеря сдвиговой вязкости у тампонирующей нефть связанной воды и ее отжатие вместе с нефтью из слабопроницаемых зон в промытые, где она включается в фильтрационный поток. Одновременно происходит освобождение глобул нефти заблокированных в расширениях поровых каналов заводненной части пласта, их слияние в непрерывные цепочки, вытянутые в направлении градиента давления. Вне зон дренирования или при слабом дренировании, где преобладают гравитационные силы, цепочки выстраиваются вертикально или под большим углом к горизонту, что приводит к интенсивной сегрегации и консолидации нефти в верхней части пласта.
При снятии упругих воздействий происходит поглощение флюидов слабопроницаемыми зонами. Вследствие преимущественной гидрофильности коллекторов поглощается в основном вода, которая вновь связывается, приобретает повышенную сдвиговую вязкость, разуплотняет скелет пласта, принимая на себя часть геостатического давления [106,111].
Многократное повторение циклов воздействия обеспечивает промыв нефтенасыщенных зон, полный вынос из них нефти в зоны фильтрации.
Нефть, рассеянная в заводненной части пласта, после снятия воздействия вновь блокируется связанной водой. Поэтому при циклическом воздействии на скелет пласта переменным упругим полем движение рассеянной капельной нефти в направлении действующего градиента давления носит также циклический скачкообразный характер. Образовавшиеся за время воздействия непрерывные цепочки нефти при снятии воздействия прерываются в сужениях гидрофильных каналов внедряющейся водой.
Хороший эффект получается в сильно обводненных скважинах с повышенной водонасыщенностью призабойной зоны, когда водная блокада препятствует притоку нефти из пласта в скважину. В таких скважинах длительные циклы упруговолнового воздействия позволяют образовывать стабильные каналы фильтрации нефти за счет слияния капельной нефти в цепочки с непрерывной нефтенасыщенностью [31,81,115].
Требования к разрабатываемой технологии и задачи разработки
На основе анализа недостатков, присущих известным технологиям повышения нефтеотдачи пластов, сформулированы следующие основные требования к разрабатываемой технологии: -низкая стоимость и высокая степень адаптации к условиям промыслов; - высокая технологичность и экологическая чистота; - низкая энергоемкость и простота реализации; - непрерывность и высокая эффективность воздействия; - применимость в широком спектре геолого-промысловых условий. В процессе разработки технологии решены следующие задачи: - разработано устройство возбуждения дилатационного-волнового поля; - определены условия развития резонанса колебаний в скважине и условия передачи волновой энергии в окружающие скважину породы; - сформулированы критерии выбора участков для ДВВ, возбуждающих,и реагирующих скважин , дан порядок применения технологии. - разработаны рекомендации по определению зоны воздействия. - определены пути совершенствования и перспективные аспекты применения технологии ДВВ.
Устройство для возбуждения дилатационно - волнового поля в продуктивных пластах [10] основано на использовании статического давления, создаваемого весом колонны НКТ, установленной на породы в зумпфе, через специальный хвостовик и динамических нагрузок, возникающих в колонне при работе штангового насоса.
Устройство возбуждающей скважины показано на рис.3.1, оно содержит глубинный насос 2, установленный в замковой секции 1, соединенной с помощью муфты 3 с фильтром 4 ступенчатого хвостовика.
Хвостовик кроме фильтра содержит три ступени 6, 8, 10 длиной LI, L2, L3, диаметрами dl, d2, d3 и площадью сечения SI, S2, S3 соответственно, и компонуется из типовых нефтепромысловых труб, муфт, переводников стандартных размеров. В неглубоких скважинах, где длина хвостовиков невелика, могут применяться хвостовики с двумя или одной ступенью.
Нижняя ступень хвостовика опирается на породы в зумпфе с усилием, создающим давление в 1,5-2 раза больше пластового.
Диаметр и длина ступеней хвостовика рассчитываются исходя из условий согласования его со сплошной геосредой с целью максимальной передачи колебательной энергии в пласт. Нагрузка на хвостовик задается из условия оптимального положения рабочей точки на кривой рис2.2 в соответствии с(2.10). Фильтр 4 выполняется из трубы диаметром 73мм, длиной 1м с отверстиями, проделанными на боковой поверхности трубы по винтовой линии. Нижний торец третьей ступени выполняет роль опорной пяты 13 и заглушается фланцем или пробкой.
Непосредственно у пяты на боковой поверхности делается несколько технологических отверстий 12 для слива жидкости при подъеме колонны.
При сильном пескопроявлении и опасности прихвата нижняя ступень хвостовика, имеющая наибольший диаметр, связывается со второй ступенью через срезную шпильку. В некоторых случаях нижняя ступень может устанавливаться отдельно от остальной части хвостовика, цементироваться в зумпфе и служить опорой для НКТ. В таких случаях обеспечивается лучшая связь и более качественное согласование хвостовика с окружающими породами.
Устройство работает следующим образом. Статическое давление на породы в зумпфе, создаваемое весом колонны НКТ в пределах упругих деформаций пород, образует зону уплотнения ниже плоскости опоры и зону разуплотнения (дилатации) выше опоры, в которой находится и продуктивный пласт, вскрытый перфорационными отверстиями.
Максимальное разуплотнение пород происходит в интервале перфорации, где обсадная колонна и прилежащие породы ослаблены перфорационными отверстиями. Разуплотнение пород в интервале перфорации скважины изменяет поле напряжений и в точках среды, удаленных от скважины на значительные расстояния, в результате чего улучшается фильтрация флюидов в больших, объемах пород.
При работе насоса на статическую нагрузку накладывается переменная составляющая, создаваемая весом столба откачиваемой жидкости, который воздействует либо на штанги при движении плунжера насоса вверх, либо через закрытый приемный клапан на хвостовик, добавляясь к весу НКТ, при ходе плунжера вниз. Возбуждаемая, таким образом, переменная составляющая действующей на хвостовик силы имеет амплитуду равную весу столба жидкости высотой от динамического уровня до устья скважины. Эта переменная составляющая однополярна и воздействует на породы с частотой кратной-частоте работы насоса.
Периодическое воздействие на колонну НКТ весом столба жидкости при определенных условиях вызывает в скважине колебательные процессы.
Скважина, возбуждаемая работой насоса, представляет собой сложную колебательную систему, обладающую в общем случае, несколькими степенями свободы. Такую систему принято рассматривать как состоящую из нескольких связанных между собой колебательных подсистем, каждя из которых имеет одну степень свободы [80, 88,105].
Разделение сложной связанной системы на отдельные подсистемы --парциальные системы - позволяет на основе изучения свойств каждой парциальной системы сделать заключение о свойствах всей сложной системы и определить условия возбуждения колебаний в такой системе.
Результаты ОПР на месторождении Дольни Добник (Болгария).
Месторождение Дольни Добник расположено в районе города Плевен и характеризуется следующими основными данными: -глубина залегания пласта: кровля продуктивного интервала 3246м, перфорированный интервал 3246 - 3297м; -коллектор представлен трещиновато-кавернозными доломитами среднего триаса; пористость: межзерновая 1,7 -1,8%, вторичная (трещиновато-кавернозная) 1,8%, в том числе, трещинная 0,37%; насыщенность матрицы связанной водой 80 - 90%; проницаемость: по керну менее 0,001мкм , по данным гидродинамических исследований около 0,03 мкм2; начальное пластовое давление 32,4, среднее текущее 28,0 МПа; пластовая температура 105С; режим пласта - упруго-водонапорный; текущий коэффициент нефтеотдачи 0,31; применяемые ранее методы интенсификации: солянокислотные обработки, экспериментальная закачка воды с ПАВ. Возбуждающая скважина Е - 34, характеризуется данными: начальный забой 3360м, текущий забой (глубина зумпфа) 3297м; эксплуатационная колонна 168 мм, герметична; насос НСВ-32, ход плунжера 2м, число качаний 6, глубина спуска 1340м; скважина работает - 2 раза в неделю по 5 часов, за 5 часов дает 2,6 м3 жидкости с обводненностью 98%, и 0,3 м чистой нефти, за 1992 год скважина дала 344 м3 жидкости и 7м3 нефти; Схема расположения скважин на опытном участке показана на рис 4.1
Схема расположения скважин на опытном участке месторождения Дольни Добник. Возбуждающая скв. Е-34, реагирующие: Е-45, Е-73, Е-66, Е-38, Е-74, Е-75, Р-21. Цель первых ОПР состояла в установлении самого факта проявления положительных эффектов на скважинах, расположенных в зоне ДВВ.
Скважина Е-34 была запущена 10.12.1993 года. За базовый период принят предшествующий год, с 10. 12. 92 по 10. 12. 93 г.
Остальные скважины (№№:Е-74, Е-38, Е-66, Е-56), находящиеся в зоне воздействия, не отреагировали, дебита по нефти, и обводненности не изменили, поэтому из анализа исключены.
Из данных таблицы и графиков видно, что скважины Е-34, Е73, Е-45, существенно увеличили дебит по нефти, а скважины Е-73, Е-45 снизили так же и процент воды, скважины Е-75 и Р-21 дебит по нефти незначительно снизили, а процент воды в них возрос. Результирующий эффект выразился в увеличении дебита по нефти на AQ = 43 +18 + 16 - 0,3 - 1 = 75,5 кг/час. и в снижении % воды на Дп = 1-16,6 -29,2 +7,9 +1,5 = - 35,4%.
Из схемы расположения скважин на опытном участке, рис 4.1, таблицы и графиков видно так же, что эксплуатируемый пласт имеет угол падения 9 -, снижение процента воды произошло в продукции скважин Е-73, Е-45, вскрывающих верхнее крыло пласта, а в продукции скважин, вскрывающих нижнее крыло пласта ( Е -75, Р- 21 ) процент воды возрос. Эта особенность проявления эффекта свидетельствует об ускорении процессов гравитационной сегрегации флюида и разделения фаз при ДВВ, характеризующихся консолидацией легкой нефти в верхней части пласта, а тяжелой воды - в нижней. Существование эффектов ускорения гравитационной сегрегации флюидов при воздействии на коллектор упругими колебаниями получено так же в работах [29, 31], однако проявление их при ДВВ обнаружено впервые.
Промысловые испытания технологии ДВВ на месторождениях Татарстана проводились в 1994-1998 годах в НГДУ: «Ямашнефть», «Заинскнефть», «Елховнефть», СП «ТАТЕХ с целью выявления связей эффективности ДВВ с глубиной залегания пластов, типом коллекторов и свойствами нефтей.
Первая возбуждающая скважина № 4114, эксплуатирующая тульский горизонт Архангельского месторождения НГДУ «Ямашнефть», была запущена в августе 1994 года.
Объект воздействия имеет терригенный коллектор проницаемостью около 0,495мкм , насыщенный нефтью вязкостью около 21 мПа-с, залегающий на глубине 950 - 1000м. Схема опытного участка показана на рис. 4.4.
Эффект от применения технологии определялся по скважинам: 4682, 4422, 4428, 4680, 4122, 4124, 4113, 4114, 4103, расположенным в радиусе до 2 км от возбуждающей скважины 4114, как с применением характеристик вытеснения, так и прямым сравнением усредненного дебита по нефти в базовом периоде (01.01.94 - 01.09.94) и фактическим дебитом при ДВВ (01.09.94 - 01.09.95.).
