Физика пласта

Введение.

Во второй половине 90-х годов большинство  наиболее крупных месторождений  Западной Сибири вступили или вступают на позднюю стадию разработки. Текущее  состояние разработки основных пластов  Когалымского нефтяного месторождения  также характеризуется снижением  добычи нефти в связи с увеличением  обводнённости. Это предопределяет актуальность промышленного применения методов повышения нефтеотдачи  пластов. Опыт реализации этих мероприятий  вывел зависимость эффективности  технологии мероприятий от геолого-физической характеристики пластов и особенностей текущего состояния разработки. 

Многочисленные  исследования по контролю за разработкой  на Когалымском месторождении позволили  выявить закономерность: закачиваемая в пласт вода прорывается в  добывающие скважины по наиболее проницаемым  в разрезе пропласткам ограниченной толщины в то время как пропластки пониженной проницаемости процессом  вытеснения не охвачены. По мере снижения пластового давления в зонах пониженной проницаемости и загрязнения призабойных зон в добывающих и нагнетательных скважинах, низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки постепенно полностью самоотключаются из работы, что приводит к консервации активных геологических запасов на неопределённое время и снижению текущей и конечной нефтеотдачи.  

Целью курсовой работы является обоснование выбора физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на Когалымском месторождении.

1. Общие сведения о Когалымском месторождении.

 Когалымское нефтяное месторождение  находится в северо-восточной  части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации, в 117 км к северо-востоку от г.Сургута и в 97 км к юго-востоку от г.Ноябрьска.

В непосредственной близости от Когалымского месторождения  расположен ряд крупных  нефтяных месторождений, находящихся  в разработке: Федоровское (54 км на юг), Повховское (93 км на восток), Холмогорское (30 км на север), Южно-Ягунское (6 км на восток), Карамовское (61 км на север). Западнее Когалымского месторождения проходят трассы нефтегазопроводов Уренгой - Челябинск, "Холмогоровское-Федоровское месторождения" и ряд трасс местного значения.

В орографическом отношении площадь  представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских  увалов. Абсолютные отметки рельефа  изменяются от +70 м на юге до +85 м  на севере.

Гидрографическая  сеть представлена представлена реками субмеридио-нального направления: Ингу-Ягун, Кирилл-Выс-Ягун, Орть-Ягун, Тлунг-Ягун и др. Они имеют сильно меандрирующие русла, сохранившиеся старицы, множество мелких притоков, изобилуют песчаными перекатами и завалами леса.

Благодаря равнинности рельефа и слабому дренажу широко распространены болота и многочисленные озера.

Основная  масса озер имеет небольшую величину. Наиболее крупными являются озера Выртль-Сам-Лор, Ики-Инг-Лор, Юль-Виум-Лор, Коголым-Лор, Васыг-Лор, Тетль-Котым- Энтль-Лор, Вондыр-Лор. Озера, в основном, неглубокие (3 - 6 м) . В зимнее время часть из них промерзает до дна. Судоходные реки на территории Когалымского месторождения отсутствуют.

Для целей  водоснабжения практический интерес представляют воды Новомихайловского водоносного горизонта, который имеет повсеместное распространение в пределах данной территории и залегает на глубине 75-104 м. Воды удовлетворяют требованиям предельно допустимых концентраций, за исключением мутности, содержания ионов железа и марганца. Для улучшения качества вод необходимо проводить аэрацию с последующим фильтрованием.

Климатические условия района работ формируются  под воздействием холодных воздушных  масс Полярного бассейна и теплого  воздуха Азиатского материка и отличаются своей континентальностью: короткое жаркое летои продолжительная холодная зима. Самым холодным месяцем является январь с минимальной температурой до -55 С, самым жарким - июль с максимальной температурой до +35 С. Отрицательная среднегодовая температура составляет -23.2 С, положительная +16.1 С. Продолжительность снежного покрова с октября по май, его высота достигает 2 м. Глубина промерзания почвы 1.3 - 1.7 м. В конце октября реки покрываются льдом и вскрываются во второй половине мая.

Рассматриваемая территория расположена в зоне несплошного распространения многолетнемерзлых пород. По результатам геофизического изучения скважин наблюдается двухчленное строение вечной мерзлоты. Верхний (современный) слой залегает на глубине 10-40 м от поверхности, температура его постоянна и близка к 0 С. Нижний (реликтовый) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Глубина сезонного протаивания почвы на вечномерзлых породах составляет 0.5 - 0.6 м, достигая на таликах до 4.5 м. Наибольшая глубина протаивания отмечается в августе.

Территория  Когалымского месторождения находится  в зоне средней тайги. Основные массивы  лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены  на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болотные ассоциации, с  отдельными островками карликового  леса (сосна, береза). Залесенность площади составляет около 15%.

Транспортировка грузов до района работ осуществляется круглогодично по железной дороге через  г.Тюмень до станции Когалымская, которая расположена на расстоянии около 28 км на юго-восток от месторождения и далее автотранспортом. В зимнее время транспортировка грузов и оборудования до подбаз и буровых осуществляется гусеничным или автотранспортом по зимникам после полного промерзания болот.

В непосредственной близости от Когалымского месторождения (на территории Южно-Ягунского месторождения) разведано шесть песчаных карьеров, предназначенных для разработки как механизированным, так и открытым способом. Они приурочены к русловым отложениям р.Ингу-Ягун и представлены песками пылеватыми, мелкими и средней крупности. Кроме того, в междуречье Ингу-Ягун и Кирил-Выс- Ягун оконтурен перспективный участок песчано-гравийной смеси с содержанием грубообломочного материала до 30%. Условия залегания позволяют разрабатывать участок открытым способом. Гравий, галька и валуны наблюдаются непосредственно в обнажениях, в массе разнозернистого песка.

В пределах соседнего Холмогорского месторождения  разведано два месторождения  песка и одно - глин. Месторождение  кирпичных глин расположено в  верховьях рек Пырин-Яха и Канто-Яха в 6 км севернее озера Пыр-Ялор. Запасы по категории С составляют 3 млн.м3. Глины пригодны для изготовления строительного кирпича марки "150".

Пески месторождений  могут быть рекомендованы для  отсыпки дренирующего слоя автодорог, приготовления строительных растворов, некоторые - для производства силикатного  кирпича, в качестве наполнителя  бетонов. Гравийный материал может  быть использован в качестве заполнителя  для бетонов, иногда - материала для  отсыпки дренирующего и морозостойкого слоя автодорог.

Когалымское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 35 км от г.Когалыма.

По решению  администрации города, нефтяники  должны обеспечить развитие  инфраструктуры города, вести строительство жилья  и объектов соцкультбыта.

Строительство жилья и объектов соцкультбыта в  городе ведут Прибалтийские республики, которые поставляют строительный материал и оборудование.

Город Когалым связан с центральной частью России железной дорогой, а с г.Сургутом еще и автодорогой.

Электроэнергией город и нефтяные месторождения  обеспечиваются от Сургутской ГРЭС.

Когалымское месторождение расположено на четвертом  кусте (зоне)  сосредоточенного строительства  вдоль железной дороги Ульт-Ягун-Пурпе на десятом километре от железнодорожной станции разгрузки.

Пунктом разгрузки принята станция  железной дороги Когалымская, где и расположены две БПТОиКО. Доставка грузов от БПТОиКО на Когалымское месторождение осуществляется автотранспортом.

Обзорная карта Когалымского месторождения представлена на рисунке.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

2.1.СТРАТИГРАФИЯ.

Поисково-разведочное бурение на площади было начато в 1971 году и с  момента открытия Когалымского месторождения  в марте 1972 года поисковой скважиной 22 пробурено 40 поисково-разведочных  и 247 эксплуатационных скважин, которыми с различной степенью детальности  и достоверности изучено геологическое  строение месторождения и установлено  наличие промышленных скоплений  нефти в пластах (снизу вверх): ЮС1-1, БС20, БС19, БС18, БС16-2, БС16-1, БС11-2б, БС11-2а, БС10-2 и БС10-1б. Залежи этих пластов  явились  объектами подсчета запасов  нефти, газа и сопутствующих компонентов, результаты которого утверждены ГКЗ  Минприроды России ( протокол N353 ДСП от 01.11.95г).

Доюрские отложения кристаллического фундамента (по данным калий-аргонового метода имеющие триассовый возраст) вскрыты только разведочной скважиной 161 на глубину 550 м и представлены темно-серыми базальтами и красновато-серыми порфиритами.

На поверхности  фундамента залегают отложения юрской системы, разрез которой начинается с тюменской свиты с максимально  вскрытой толщиной около 400 м.

 Свита представлена чередованием серо-цветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерно обилие обугленного растительного детрита вплоть до образования прослоев бурых углей, однако нефтеносность свиты не установлена.В верхнеюрских отложениях выделены васюганская, георгиевская и баженовская свиты. Нижняя часть васюганской свиты непродуктивна и представлена, главным образом, известковистыми аргиллитами, прослоями битуминозными .

Верхняя часть  васюганской свиты сложена песчаниками и алевролитами мелкозернистыми, глинистыми, слабоизвестковистыми с подчиненными прослоями аргиллитов. В этих отложениях выделяется горизонт ЮС1, к которому приурочен продуктивный пласт ЮС1-1. Толщина свиты увеличивается в северо- и юго-восточном направлениях и составляет 62-72 м.

Георгиевская  свита толщиной около 3 м почти  целиком сложена аргиллитами.

Баженовская свита также в основном сложена тонкоплитчатыми аргиллитами с тонкими прослоями известняков и листоватого глинистого материала с большим количеством органики. Имея толщину 25-32 м, является одним из самых выдержанных литологичеких реперов.

В нижнем отделе меловой системы выделены мегионская, вартовская, алымская и нижняя часть покурской свиты.

Нижняя часть  мегионской свиты, подачимовская пачка, толщиной 8-17 м также сложена аргиллитами, участками битуминозными. Выделяемая на месторождении ачимовская толща представлена мелкозернистыми карбонатными песчаниками с углистым детритом. Даже в рамках месторождения толщина ачимовской толщи меняется от 60 до 200 м, что само по себе обуславливает сложность ее строения. К толще приурочена серия песчаных пластов БС22 - БС16, пять из которых являются продуктивными: БС20, БС19, БС18, БС16-2 и БС16-1.

Выше выделена пачка плитчатых аргиллитоподобных глин с прослойками и линзами песчаного материала.

Над ней выделена преимущественно песчаная пачка, разделенная  алевро-литами и аргиллитами, к которой приурочен блок пластов БС12-10, где выделяются самые верхние продуктивные пласты БС11-2б, БС11-2а, БС10-2 и БС10-1б.

Продуктивная  толща верхней части мегионской свиты вновь перекрывается пачкой плотных слабо алевритистых аргиллитов, имеющих на всем Сургутском своде региональное распространение (чеускинская пачка) .

В целом толщина  основной продуктивной свиты месторождения - мегионской, меняется от 419 до 458 м.

Расположенная выше по разрезу толща, включающая вартовскую, алымскую и покурскую свиты, представляет собой неравномерное переслаивание песчано-глинистых пород со значительным количеством песчаных пластов: БС9 - БС1 и АС11 - АС4, однако продуктивность их не установлена.

Не установлена  продуктивность и верхнемеловых  отложений (кузнецовская, березовская и ганькинская свиты). Все эти свиты сложены глинистыми отложениями с включениями опок и мергелей.

Отложения палеогеновой системы толщиной 580-670 м, разделенные на 6 свит, представлены, главным образом, различными глинами с сугубо подчиненными и маломощными прослоями алевритов и песков.

Отложения четвертичной системы, венчающие разрез, развиты  повсеместно, имеют толщину 15-30 м  и представлены суглинками, супесями, песками и глинами.

Согласно  геокриологической карте Тюменской  области  месторождение расположено  в зоне несплошного распространения многолетнемерзлых пород (ММП) . По результатам ГИС на площади месторождения установлено два слоя распространения ММП.

Современный (верхний) слой залегает на поверхности или несколько  Нижний (реликтовый) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Литологические  особенности коллекторов представлены в таблице 1.1.

      Корреляция продуктивных горизонтов (пластов)  выполнена путем как выделения и прослеживания по материалам ГИС самих пластов с учетом характера их насыщения и результатов испытаний, так и разделяющих их аргиллитовых пачек. В нижней части разреза - баженовская свита,разделяющая горизонт ЮС1 и ачимовскую пачку, которая , в свою очередь, аргиллитовыми пачками разделена на три толщи, нижняя из которых (пласты БС21-22) водоносна, средняя включает пласты БС18,19 и 20 , хорошо прослеживаются по площади и вновь отделена от верхней пачки (пласты БС17 и БС16) глинистой пачкой. Пласты внутри пачек выделены также с учетом разделяющих их глин (аргиллитов) , однако менее однозначных, о чем свидетельствует выделение пласта БС20 и смена границ пластов БС18 и БС19 (по сравнению с выделявшимися ранее).

Преимущественно глинистая пачка толщиной 30-40 м , в подошве которой выделен хорошо коррелируемый резкий минимум записи кривой ИК, разделяет горизонты БС11 и БС10.

Пачка толщиной до 10 м выделяется как репер над  горизонтом БС10. Более детальный  подход к корреляции горизонтов БС10 и БС11 заставил разделить пласт  БС11-2 на два: БС11-2а и БС11-2б. Анализ материалов ГИС, позволяет не только согласиться с этим положением, но сделать вывод о том, что даже границы горизонтов (приравненных к рамкам пластов) вряд ли могут быть приняты как достаточно обоснованные.Особенно четко это фиксируется при построении профильных разрезов для нижних границ пластов БС11-2б и БС18.

2.2.ТЕКТОНИКА.

В тектоническом  плане месторождение приурочено к Тевлинскому куполу, осложняющему северо-восточную часть Сургутского свода.

Само месторождение  связано с Когалымским поднятием, представляющем собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами 24х10 км; Южно-Когалымским поднятием (в районе

скважин 38, 44 и 45 с размерами 10х4.5 км) и тремя  безымянными поднятиями, которые  по отдельным горизонтам приобретают  характер структурных носов. Первое из них расположено на несколько  отклоняющемся к северо-востоку  продолжении собственно Когалымского поднятия в районе скважины 112 и наименее оконтурено. Второе- на северо-западе месторождения в районе скважин 26, 50 и 24  и третье - к западу от южной оконечности Когалымского поднятия в районе скважин 22, 153 и 37.

2.3.  ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ППЛАСТОВ.

Распределение эффективных толщин пласта не зависит  от его положения на структуре  и с равной вероятностью наибольшие толщины приурочены к сводовым частям структур (в современном плане) .

Пласт БС20, лежащий  в основании ачимовской толщи, имеет весьма ограниченное распространение и развит в зоне между северо-западным окончанием поднятия 3 и северо-западной частью поднятия 2 (район скважины 26) . В районе поднятий 1,4, 5 и 3 (за исключением небольшой линзы в северной части последний) пласт отсутствует. Увеличение эффективных толщин происходит к центральной части зоны и в северо-восточном направлении.

Пласт БС19 распространен  несколько шире, охватывая поднятия 2 и 3 (за исключением южной части  последнего). Линия регионального  замещения пласта проходит через  северо-восточную, восточную и южную  части поднятия  3 . Нарастание эффективных  толщин незакономерно происходит с  востока на запад и северо-запад .

Пласт БС18 распространен  по всей протяженности месторождения  в центральной его части, образуя  залежи в районе 2, 3 и 5 поднятий. Зона регионального выклинивания пласта приурочена к восточному склону поднятия 3, примерно совпадая с пластом БС19. Увеличение общих и эффективных  толщин пласта происходит с востока  на запад  .

Пласты БС16-2 и БС16-1  распространены примерно в одной зоне, образуя залежи в  районе 2,3 и 4 поднятий. Выклинивание обоих  пластов происходит на восток, юго-восток и юг, хотя неоднородно и сложно.

Погружение  пластов происходит на запад (в основном) ; в этом же направлении происходит и увеличение толщин, однако здесь пласты водоносны. Наряду с этой генеральной тенденцией, имеются отклонения, носящие характер случайности.

Развитие  пластов БС11-2б, 2а и БС10-1б  подчинено  тенденции с обратным по отношению  к пластам ачимовской толщи знаком. Особенно четко это прослеживается для пласта БС11-2б  Пласт полностью отсутствует в западной части месторождения. Отсюда на восток идет погружение пласта, увеличение числа прослоев (пропластков), его слагающих, и увеличение как общей, так и эффективной толщин пласта до 12-23 м (в зависимости от детальности изученности пласта) .

Пласт БС11-2а  выклинивается по линии, еще более смещенной к востоку и полностью отсутствует не только в западной, но и в южной части месторождения

Пласт БС11-2б. В северо-западной части залежи ВНК  проведен на отметках -2379 м(скважина 1075 - кровля водонасыщенного пласта) -2385.7 м(скважина 43 - подошва нефтенасыщенного пласта) . Наличие нефти до отметки -2385.7 м доказано опробованием, однако наличие воды на отметке -2379 м не доказано

3. Обзор методов повышения нефтеотдачи пластов.

Обычное заводнение, применяемое на большенстве месторождений позволяет увеличить нефтеотдачу пластов в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах. На баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершенной стадии разработки, остаётся весьма высоким, составляя иногда 50-70%. Это и служит поводом для внедрения методов повышения нефтеотдачи.

В настоящее  время известно большое число  методов повышения нефтеотдачи (МПН) пластов. Они различаются по типу использованной энергии, методу воздействия, характеру взаимодействия между  фазами. По современному представлению  применяющиеся МПН можно разделить  три основные группы:

     1) гидродинамические  - циклическое заводнение, метод перемены направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости;

     2) физико-химические - закачка  оторочек водорастворимых полимеров, поверхностно-активных веществ (ПАВ), смесей ПАВ и полимеров, мицеллярно-полимерное и щелочное заводнение, закачка двуокиси углерода, углеводородных газов высокого давления,  растворителей и т.д.;

     3) тепловые - закачка  пара, горячей воды и внутрипластовое  горение.

3.1 Физико-химические методы  повышения нефтеотдачи  пластов.

3.1.1 Полимерное заводнение.

        При заводнении пластов различная подвижность нефти и воды существенно ухудшает вытеснение. При высокой вязкости нефти возникает вязкостная неустойчивость приводящая к резкому уменьшению охвата пласта заводнением и снижением нефтеотдачи. Неоднородность пластов усиливает неравномерность вытеснения. Для снижения подвижности воды можно использовать загустители, в качестве которых обычно применяют водорастворимые полимеры (полиакриламиды или полисахариды). Дополнительная добыча нефти при закачке раствора полимера обусловлена регулированием подвижности фильтрующихся фаз, а также уменьшение водопроницаемости породы вследствие адсорбции и механического улавливания полимера породой.

Выделить влияние вязкости и  проницаемости на подвижность раствора весьма трудно. Поэтому кажущаяся  вязкость и водопроницаемость качественно  измеряется так называемым  фактором сопротивления, который определяется как отношение подвижности воды и раствора полимера. Одно из важнейших  свойств полимеров- их адсорбция на поверхности породы пористой среды. Эксперементы показали, что адсорбция полиакриламида достаточно велика и частично или полностью не обратима. В результате адсорбции уменьшается размер и изменяется форма фильтрационных каналов. Некоторые поры оказываются недоступными, другие закупориваются неподвижными частицами полимеров. Эти факторы приводят к снижению водопроницаемости и при нагнетании обычной воды в след за оторочкой раствора.

Технология  полимерного заводнения достаточно проста. Но  закачка оторочки с постепенно снижающейся концентрацией эффективнее, чем закачка раствора с постоянной концентрацией. Это объясняется преждевременным разрушением задней границы оторочки из-за вязкостной неустойчивости.   

Метод прост  в техническом отношении не требует  специального строительства и оборудования.                                 

3.1.2 Щелочное заводнение.

         При закачке в пласт раствора щёлочи происходит её взаимодействие с органическими кислотами и некоторыми другими высокомолекулярными          нефти. В зависимости от компонентного состава и свойств щёлочи происходит реакция с омылением нафтеновых кислот и образование поверхностно- активных веществ, или усиление поверхностно - активных свойств естественных ПАВ, содержащихся в нефтях.

В результате образуются высоковязкая эмульсия типа нефть в воде, сни-жается поверхностное натяжение на границе раздела фаз раствор щёлочи - нефть, улучшается смачиваемость породы, что улучшает фазовую проницаемость для нефти, снижает остаточную нефтенасыщенность и увеличивает охват пласта заводнением. Это в конечном итоге ведёт к увеличению конечной нефтеотдачи пластов.

При щелочном заводнении обычно применяют каустическую или кальцинированную соду, аммиак или силикат натрия.

Метод достаточно прост в реализации, однако его  относительно слабая изученность затрудняет  проектирование оптимальной технологии применения в зависимости от геолого-физических параметров пластов и физико-химических свойств насыщающих  их жидкостей, что повышает степень риска при внедрении метода.

3.1.3 Закачка поверхностно-активных  веществ.

        С  гидродинамических позиций вытеснение нефти растворами ПАВ с низким межфазным натяжением представляет собой один из наиболее эффективных способов нефтеизвлечения. Такой метод направлен на максимально возможное извлечение всей находящейся в пласте нефти, в том числе и остаточной, после обычного заводнения.

Чаще всего  применяют неионогенные ПАВ. Существенные достоинства заводнения пластов растворами ПАВ- это исключительное простота технологии применения, транспортирования, хранения, приготовления и закачки. По сравнению с другими методами  он может быть значительно легче внедрён в относительно больших масштабах при небольших дополнительных капитальных вложениях в обустройство промыслов. Однако при закачке в пласт раствора ПАВ происходит несмешивающееся вытеснение нефти. Улучшение нефтевытесняющихся свойств воды выражается  в повышении фазовой проницаемости для нефти и некотором снижении остаточной нефтенасыщенности , то есть увеличение коэффициента вытеснения. Фазовая проницаемость для

раствора в зависимости от свойств  ПАВ, нефти и породы может быть как выше, так и ниже фазовой  проницаемости для воды. Адсорбция  химреагента на поверхности породы приводит к образованию вала неактивной воды, и первоначальной нефть вытесняется обводнённой, то есть обычной, водой, а затем только раствором реагента. В неоднородных пластах заметное влияние на процесс вытеснения могут оказать гравитационные, капиллярные и диффузионные силы. Именно приросты коэффициента вытеснения и адсорбции являются факторами, определяющими эффективность метода.

Основные  направления повышения эффективности  применения неиногенных ПАВ следующие: установление четких границ и оптимизации технологии применения метода; использование лучших композиций ПАВ для снижения адсорбции и остаточной нефтенасыщенности, сочетание с другими видами воздействия на пласт.

Наиболее перспективные направления повышения эффективности метода-сочетание закачки растворов ПАВ с полимерным заводнением.  Дальнейшие перспективы применения заводнения с ПАВ связаны с использованием новых, более эффективных ПАВ способные в значительно большой степени понизить остаточную нефтенасыщенность. Согласно современным представлениям это прежде всего водные растворы мицеллообразующих ПАВ, позволяющие достигнуть сверхнизких межфазных натяжений на границе раздела мицеллярного раствора и нефти.

3.1.4  Мицеллярно-полимерное заводнение.

 Закачка растворов ПАВ малого объёма повышенной концентрации в виде оторочек, при котором нагнетаемый раствор состоит не менее чем из четырёх компонентов (вода, ПАВ, спирт, углеводород или полимер) и образуют микроэмульсии, называется мицеллярно - полимерным заводнением. Этот метод направлен на максимальное нефтеизвлечение. Коэффициент извлечения при достаточном объёме оторочки в лабораторных  экспериментах близок к 100 %. Поскольку вязкость мицеллярного раствора за счёт углеводородных компонентов или полимеров обычно выше вязкости вытесняемой нефти, коэффициент охвата вытеснение также должен быть высоким. Следовательно, теоретически такая технология должна быть максимально эффективной, однако растворы очень чувствительны к температуре и минерализации пластовых вод.  ПАВ и полимеры адсорбируются на породе и контактируют с минерализованной водой, что обедняет растворы и ухудшает первоначальные свойства химических реагентов. Оторочки мицеллярного раствора разбавляются пластовой и закачиваемой водой и вследствие небольшого объёма в неоднородных пластах механически разрушаются. Для успешного применения методов необходимо в соответствии с параметрами пласта и насыщающих его жидкостей строго подбирать рецептуру раствора, так как эти системы в пластовых условиях нестабильны. Сильно усложняют технологию применения метода проблемы, связанные с необходимостью сохранения свойств реагентов при их транспортировании, хранении и закачке, а также высокая стоимость и дефицитность, используемых при мицеллярном заводнении реагентов. И всё же мицеллярное заводнение является одним из наболее перспективных методов.