1 Термины, определения

Коэффициент нефтеотдачи - определяется отношением извлекаемых запасов нефти к балансовым (геологическим) и показывает количество нефти, возможное к извлечению из недр при существующих методах эксплуатации.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлечённых запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам.

Коэффициент продуктивности скважины - отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит. К.П.С. показывает приращение суточного притока в скважину при увеличении депрессий давления на 1 атм.

Коэффициент пьезопроводности пласта - характеризует скорость распространения давления в упругой пористой среде. Его величина определяется по формуле. Методы интенсификации добычи нефти - комплекс мероприятий, имеющих целью, с одной стороны, сокращение сроков разработки и эксплуатации нефтяных залежей и, с другой, наиболее полное извлечение нефти из пластов (достижение максимального коэффициента отдачи).

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – технологии воздействия на продуктивную залежь с целью снижения остаточной нефтенасыщенности (остаточной газонасыщенности) путем изменения физико-химических свойств пород и флюидов, динамики и направления фильтрационных потоков нагнетаемых в пласты агентов и доотмыва пленочной нефти.

2. Современные методы воздействия на залежь

Эффективность извлечения нефти и газа из нефтегазоносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтегазодобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтегазопродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40% [1,22].

Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. В настоящее время по различным причинам в российских регионах (Урало-Поволжье, Западная Сибирь, север Европейской части РФ) простаивает более 250 тысяч скважин.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтегазодобычи, позволяющих значительно увеличить нефте- и газоотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Метод	Реагент или способ воздействия
Закачка реагентов	Вода загущенная, газ, легкие фракции нефти
Тепловые	Горячая вода, пар, внутрипластовое горение, горючеокислительные смеси
Физико-химические	ПАВ, соляная кислота, щелочные растворы и другие химические реагенты, растворы CO2
Волновые	Электромагнитные, вибрационные, сейсмоакустические, импульсные
Механические	Гидроразрыв пласта, разбуривание горизонтальными скважинами
Микробиологические	Активация пластовой микрофлоры

Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтегазоотдачи пластов на разных этапах разработки месторождений углеводородов широко применяются различные по эффективности технологии и методы воздействия.

Таким образом, мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных методов увеличения нефтегазоотдачи растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти и газа с применением современных методов увеличения нефтегазоотдачи по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами.