- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
Основним методом розробки родовищ є і залишається на перспективу режим витиснення нафти водою та, як вдосконалення, водними розчинами речовин. Прак-тика розробки родовищ засвідчує передчасні та некеровані прориви води до видо-бувних свердловин через високопроникні канали пласта. Такі канали можуть нале-жати окремим прошаркам бага-топластового родовища чи пластам у цілому. Дос-від розробки засвідчує, що прошарки з проникністю у 5 — 10 разів меншою, ніж в інших прошарках, при спільній експлуатації практично не працюють. Відповідно середні діаметри пор породи таких прошарків відрізняються у 2 — 3 рази. Усім колекторам, крім сипких, у тій чи іншій мірі притаманна тріщинуватість. Якщо проникність тріщиновато-пористого пласта відрізняється у декілька разів від про-никності пор (за керновими даними), то проникність тріщин відрізняється від ос-танньої уже на декілька порядків. В продуктивному розрізі можуть траплятися ша-ри (пласти) з високим ступенем тріщинуватості. Тріщинуватість може відігравати позитивну і негативну роль у процесах нафтовилучення. Негативна роль високо-проникних тріщин, що зумовлюють передчасні прориви витісних агентів до видо-бувних свердловин, виявлена при здійсненні заводнення, при застосуванні методів підвищення нафтовіддачі (нафтовилучення) , при розробці нафтових родовищ тепловими методами, при розробці газових і газоконденсатних родовищ в умовах пружноводонапірного режиму.
Проблема в розробці родовищ полягає в управлінні процесами видобутку нафти з неоднорідних пластів, яке повинно бути скероване на зменшення або усунення негативного
274
впливу високопроникних каналів - високопроникних тріщин і пор.Перспективним напрямком в ії вирішенні є технологія, яка грунтується на ідеї вирівнювання проникнісної неоднорідності колекторів і дає змогу повністю або частково виключити високопроникні тріщини і пори з процесу фільтрації. Для регулювання розробки в умовах прориву витісних агентів запропоновано здійснювати частково розгазування нафти, періодичну закачку інертного газу або повітря, закачку нафти, емульсії, піни, осадо- та гелеутворюючих речовин, закупорку продуктивних відкладів за допомогою хімічних реагентів, зниження пластового тиску для змикання тріщин.
Радикальним методом є тампонування високопроникних каналів дисперсними системами. Дисперсна система - це гетерогенна суміш, що складається як мінімум із двох фаз, як, наприклад, суспензія твердих частинок у воді. Без сумніву, закачка будь-яких рідинних речовин, що збільшують фільтраційний опір (осад, гель), причому збільшення має місце в першу чергу у високопроникних каналах (рідина надходить у канали прямо пропорційно їх проникностям), викликає регулювання, перерозподіл фільтраційних потоків і сприяє, як показує промисловий досвід, досягненню короткотривалого ефекту, що виявляється у збільшенні видобутку нафти, обмеженні відборів води, перерозподілі профіля поглинання. Дисперсна тверда фаза може надходити тільки в ті канали, поперечний розмір яких перевищує розмір його частинок. Дисперсна система, на відміну від рідких агентів (навіть тих, що пізніше утворюють гель чи осади), дає змогу вибірково діяти на канали, розмір яких апріорі задається. Керованими дисперсними системами, тобто системами, які самороз-поділяються по каналах заданого розміру в результаті цілеспрямованого підбору їх фракційного складу, можна забезпечити надходження дисперсної фази тільки у тріщини (чи пори) заданого розміру. У всіх випадках розчин чи вода, що містять домішки (тверді частинки, емульгована нафта) неконтрольованих розмірів, проникаючи у пори, "забруднює" стінки матриці породи та ізолює в порах нафту, через що нафтовилучення зменшується.
Вимоги, які повинні бути покладені в основу вибору чи створення нових дисперсних систем, що приймаються для вибіркового, керованого тампонування високопроникних каналів (надалі для простоти називаємо їх тріщинами), сформульовані як чотири критерії. Геометричний (основний) критерій забезпечує вибірковість, надійність (відсутність кольма-тації пор і проникнення дисперсійної фази у тріщини) та повноту (ступінь заповнення тріщин відповідного розміру) тампонування. Цьому критерію надане ймовірнісно-статистичне трактування, що дало змогу врахувати густину статистичного розподілу розмірів частинок, пор і тріщин та співвідношення частки тріщин і вмісту необхідних фракцій тампонуючого матеріалу.
Кольматація вертикальних (в основному такі переважають) тріщин частинками дисперсної системи можлива внаслідок седиментаційного осідання (спливання), защемлення частинок у звуженнях тріщин, а також внаслідок замулювання через зменшення швидкості радіального потоку у тріщинах, що розгалужуються. Тому дисперсні системи повинні відповідати гідродинамічному критерію нульової плавучості або плавучості, близької до нуля. Оскільки доставку в глибину пласта доцільно здійснювати водою (чи водними розчинами) , то густина речовини частинок дисперсної фази повинна бути в межах густини води.
Технологічні вимоги полягають у тому, що: 1) частинки дисперсної фази після надходження у тріщини повинні утворювати непроникний або мало проник-ний шар, проникність якого зіставна з проникністю матриць породи; 2) частинки не повинні змінювати своїх властивостей у транспортуючій рідині в процесі їх введення в пласт; 3) частинки і тампонуючий шар не повинні руйнуватись під дією пластової температури, а також не змінювати своїх тампонуючих властивостей в атмосферних умовах; 4) частинки повинні легко утворювати суспензію (дисперсну систему), характеризуватися доброю прокачуваністю і мінімальною абразивністю; 5) концентрація дисперсної фази не повинна призводити до
275
утворення кірки на поверхні фільтрації (стінці свердловини).
Для тампонування тріщин можуть бути потрібні великі об'єми тампонуючого матеріалу, тому він має бути порівняно дешевим (вартісний критерій).
Таким критеріям відповідає цілий ряд подрібнених (порошкоподібних, гранульованих) матеріалів, які випускаються промисловістю: тонкодисперсні асфальтно-смолистий пом'якшувач, високоокислений бітум (структуроутворювач), рубракс Б, полімери (поліолефіни, полістирол і його похідні, полівініловий спирт). Кожний із цих матеріалів застосовується для тампонування залежно від поставленої мети робіт і геолого-технічної характеристики об'єкта.
Густина цих гранульованих матеріалів перебуває в межах 980 — 1040 кг/м3, а діаметр гранул - переважно в межах 0,2 — 2 мм, тобто відповідає розмірам тріщин. Швидкість седиментації гранул становить в середньому 0,075 м/с.
Тампонуючий шар в пласті стискується стінками тріщин, піддається впливові пластової температури і взаємодіє з нафтою, яка капілярно просочується з порових блоків. Внаслідок цього проникність намитого шару в тріщині зменшується.
За результатами проведених лабораторних досліджень, проникність насипного шару, наприклад пом'якшувача, при 20 °С становить 122 мкм2 і знижується практично до нуля при стискуванні до 4,2 МПа. Зі збільшенням температури шару пом'якшувача від 20 до 80 °С його рухомість зменшується і сягає мінімуму (перетворюється у липку, густу масу, що подібна до пластиліну), а проникність зменшується від 122 до 0,0048 мкм.2 Малорухливий, малопроникний шар пом'якшувача утворюється при масовому співвідношенні кількості нафти до кількості пом'якшувача, рівному 0,2 — 0,25.
Практично аналогічними параметрами характеризується структуроутворю-вач, тільки з тою різницею, що він має вищу температуру плавлення (пом'якшувач +125°С, структуроутворювач +145°С) і може бути використаним при пластових температурах до 145°С.
Закачування пом'якшувача чи структуроутворювача в пласт здійснюється при тиску, який перевищує не менше ніж на 4,2 МГІа тиск розкриття тріщин або вибійний тиск (перед тампонуванням), якщо він є вищим від тиску розкриття тріщин. Після закачування реагенту при такому тиску і переході на попередній режим роботи свердловини тріщини пласта змикаються до вихідного положення. Шар у тріщинах стискується, його проникність зменшується і він закупорює високопроникну тріщину. Окрім цього, проникність і рухомість шару зменшується під дією пластової температури і нафти, яка проникає в тріщину з порових блоків.
Спінюючий полістирол використовується для створення потокоскеровуючих бар"єрів у пласті з пластовою температурою 80 — 150°С. У водному середовищі при температурі понад 70 °С розміри гранул полістиролу значно збільшуються в об'ємі, а в замкнутому просторі створюється міцний ізолюючий бар'єр. При температурі 80°С проникність шару полістиролу становить 2,16-10~3 мкм2, а при 120°С він практично непроникний.
Технологічні схеми процесу тампонування залежно від ступеня тріщинуватості чи шарової неоднорідності пластів та мети тампонування можуть бути такими: 1) тампонування тріщин чи високопроникних пропластків у міжсвердловинних зонах закачуванням у нагнітальні свердловини; 2) тампонування тріщин в околицях нагнітальних свердловин; 3) ізоляція припливу води у видобувних свердловинах закачуванням у ці свердловини; 4) системне тампонування високопроникних тріщин закачуванням в нагнітальні та видобувні свердловини; 5) ліквідація різного роду негерметичностей кріплення свердловини. Передбачена також технологічна модифікація схем залежно від обраного матеріалу, температурних умов та іншого, що дає змогу підвищувати техніко-економічну ефективність робіт.
Процес приготування і закачування здійснюється так (рис.8.2). Дисперсна система 8 готується безпосередньо під час її закачування в свердловину. Закачування здійснюється за
276
Рис.8.2. Технологічна система приготування і закачування дисперсної системи
схемою гідравлічного розриву пласта. Водна дисперсна система пом'якшувача, структуроутворювача чи полістиролу (гранульованого матеріалу) готується за допомогою гідрозмішувального пристрою (гідравлічної цементомішалки). Вода насосами 5 із ємності 8 та гранульований матеріал подаються в гідрозмішувальний пристрій 7. Внаслідок великої швидкості витікання води через сопло гідрозмішувального пристрою в нижній частині во-ронки утворюється вакуум. Із воронки гранульований матеріал, який засипається в ній, всмоктується у змішувальний пристрій і змішується у турбулентному потоці з водою. Утворена водна суспензія надходить у корито б, з якого відкачується насосними агрегатами 5 і подається у змішувач агрегата типу УСП-50, де за допомогою мішалки підтримується рівномірність концентрації суспензії. Далі суспензія пісковим відцентровим насосом змішувача 4 подається під тиском підпору 0,2—0,4 МПа на прийом насосних агрегатів 3, за допомогою яких через блок маніфольдів 2 закачується в свердловину 1. Свердловину обладнують насосно-компресорними трубами і у разі необхідності пакером. Концентрація суспензії регулюється кількістю гранульованого матеріалу, що засипається у воронку, та витратою води.
Для проектування процесу тампонування розроблена математична модель, що містить як основні диференціальні рівняння балансу дисперсної фази, кольматації тріщин і руху дисперсної системи, її складність зумовила розробку наближеної методики для рівноважних умов, що забезпечує прогнозування тиску закачування дисперсної системи у часі, оцінку розміру зони тампонування та можливого приросту нафтовіддачі.
Технологія застосовується на ряді родовищ. У пласт із розрахунку на одну свердловино-операцію закачують 350 — 400 м3 суспензії (вміст дисперсної фази становить близько 25 кг/м3) із витратою 0,9 — 1,3 м3/хв. При цьому спостерігається монотонний ріст тиску закачування на 6-10 МПа від початкового значення близько 20 МПа.
Оцінку ефективності здійснюють за допомогою індикаторних ліній та профілів закачування до і після проведення робіт, графіків динаміки поточної роботи оброблених і сусідніх, навколишніх свердловин, характеристик витиснення (побудованих за трьома різними методами) для окремих свердловин і полів у цілому та статистичних методів рангової кореляції Спірмена і Кендала на взаємодію свердловин. Тампонування високопроникних каналів позитивно впливає на роботу свердловин і розробку ділянок покладу в цілому, процес є технологічним і ефективним. У нагнітальних свердловинах досягається вирівнювання профілю і зниження приймальності, а в оточуючих видобувних
277
свердловинах - інтенсифікація дебітів нафти, зменшення відборів води. У пласті відбувається перерозподіл фільтраційних потоків, одержується додатковий видобуток нафти (за характеристиками витиснення), що забезпечує економічну ефективність робіт.