Вытеснение нефти раствором щелочи.

Вытеснение нефти паром.

Вытеснение нефти горением.

Вязкость нефти должна быть более 10 мПа·с, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточ­ное содержание в ней кокса (асфальтенов).

При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм² этот метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить доста­точную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.

Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим со­ображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгод­ным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин.

Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2 - 0,3 мкм², а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса.

Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные.

Эффективность его применения зависит прежде всего от состава пластовой нефти.

Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти)- менее 0,5 мг/г.

Применение щелочных растворов не ограничивается температу­рой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химиче­ских методов щелочные растворы вполне применимы при темпера­турах до 150-200 °С, а также в карбонатных пластах.

Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость по­роды пласта водой, то они обладают преимуществом перед дру­гими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизованных пластах.

Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%), в которых коэф­фициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой.

Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определения перспектив их внедрения и потен­циальных масштабов применения.

При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться ситуация, когда исходя из указанных критериев, понадобятся два-три метода. В этом случае принятие решения о применении того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основы­ваться на детальных технологических и экономических расчетах с учетом наличия материально-технических средств и капитальных вложений, а также целей по добыче нефти.

Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях (с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для при­менения всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необхо­дим целенаправленный поиск неизвестных методов или видоизме­нение, комбинирование известных разработанных методов воздей­ствия на пласты со специфическими геолого-физическими свой­ствами.