На поздних стадиях разработки месторождений в процессе закачивания, ремонта и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин происходит ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта. Это приводит к отключению нефтенасыщенных пропластков пониженной проницаемости, снижению продуктивности скважин, а также увеличению обводненности и консервации активных геологических запасов. Преждевременные прорывы закачиваемых вод по высоко проницаемым пропласткам и пластам блокируют значительные участки залежей нефти, что приводит, во-первых к неравномерной выработки запасов, во-вторых к преждевременному обводнению добывающих скважин и в-третьих к экономической 

Исходя из геологического строения для расчета технологических показателей применяется модель послойно и зонально-неоднородного по проницаемости пласта. Принимается, что пласт разделен на серию слоев различной проницаемости, которые расположены случайным образом. В пределах каждого слоя выделяются зоны, соизмеримые с расстоянием между скважинами. [9]

Послойная и зональная неоднородность оказывают влияние на неравномерность вытеснения нефти, агентом и количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации. Зональная неоднородность  отражается в различии отборов нефти, дебитов скважин и

определяется по данным распределения коэффициентов продуктивности добывающих скважин. Послойная неоднородность представляет собой изменчивость проницаемости по ряду толщи эксплуатационного объекта.

Прежде чем перейти к выбору нагнетательной скважины для закачки сшитых полимерных систем необходимо отметить несколько моментов:

• · Архангельское месторождение – это месторождение высоковязких нефтей, а выработка такого рода запасов значительно усложняются, а конечный КИН редко превышает 0,4. Так, моделирование месторождения высоковязких нефтей с применением полиакриламида Чудиновым М.А. показал, что конечный коэффициент нефтеотдачи не будет превышать значения 0,3. [16]. При этом на сегодняшний день на первом блоке Архангельского месторождения КИН уже превысил значение 0,48, а проектный КИН равен 0,53.; [12]
• · Месторождение находится на поздней стадии разработки, добываемая продукция значительно обводнена;
• · Закачка СПС на первом блоке Архангельского месторождения производится регулярно (ежегодно) с 1995 года, что обусловливает снижение эффективности полимерного воздействия. [12]

В связи с тем, что в условиях рассматриваемого объекта разработки единственным применяемым раствором ПАА является закачка сшитых полимерных систем, в главе будет проведен анализ технологической эффективности закачки СПС в различные годы применения, а также сравнить эффективность применения на различных блоках Архангельского месторождения. [9]

Вследствие того, что единственным методом, направленным на повышение нефтеизвлечения на первом блоке Архангельского месторождения является закачка СПС, остановимся на нем более подробно.

Технология СПС направлена на повышение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения потоков в пластах вследствие снижения проницаемости наиболее проницаемых интервалов, перераспределения потоков по пласту и вовлечения в работу низкопроницаемых зон. [6]