Перспективи в освоєнні важко видобувних запасів нафти і підвищенні нафтовіддачі пластів пов'язані з методами впливу на пріскважінной зону пласта (ПЗП) різними складами.
Найбільш поширеними з них є обробки кислотними складами, розчинами ПАР, вуглеводневими розчинами.
Застосування кислотних методів інтенсифікації видобутку нафти доцільно при невеликій обводнення продукції свердловин. Зі збільшенням обводненості застосовуються кислотні склади з ПАР, розчини ПАР і їх різні композиції.
СКО - це метод збільшення проникності привибійної зони свердловини шляхом розчинення частинок породи, а також сторонніх часток, якими закольматірована порода, під впливом кислотного розчину на основі соляної кислоти.
Крім прямого впливу на продуктивний пласт, кислотний розчин паралельно видаляє з ПЗП і колони НКТ асфальто-смоли-парафінисті відкладення, збільшуючи цим міжремонтний період свердловини.
Технології кислотних обробок на увазі видалення кислотного розчину і продуктів реакції з оброблюваного пласта після впливу на гірську породу. Недоліком даного процесу є те, що мала витримка і несвоєчасне видалення реагентів з продуктивного горизонту призводить до зменшення ефективності а, внаслідок, малому періоду впливу на промиту зону.
Буріння багатозабійного свердловин
При розробці нізкопроніцаемих продуктивних горизонтів застосування традиційних похило-спрямованої свердловини значно знижує рентабельність, з огляду на невисоких добивних можливостей експлуатаційних об'єктів.
Основними перевагами багатозабійного свердловин, в порівнянні з традиційними, є:
Значне зниження витрат на будівництво і експлуатацію свердловин за рахунок дренування тих же обсягів пласта меншою кількістю свердловин;
Введення в рентабельну розробку нізкопроніцаемих пластів зі складнопобудованих нафтовими покладами;
Можливість збільшення видобутку в нафтових пластах;
Стимулюючий вплив на навколишні свердловини за рахунок поліпшення режиму дренування ділянки;
Підвищення нафтовіддачі за рахунок збільшення охоплення пласта, зростання лінійної швидкості фільтрації, з огляду на наближення зон нагнітання і відборів;
Зниження витрат на наземні споруди і утилізацію відходів при бурінні;
Забезпечення економії коштів і часу в порівнянні з бурінням одиничних горизонтальних свердловин.
Застосування багатозабійного буріння дозволяє ввести в рентабельну розробку нізкопроніцаемие пласти зі складнопобудованих покладами.
Основними завданнями при цьому є: відпрацювання технології буріння багатозабійного свердловин і технології одночасно-роздільної експлуатації кожного стовбура.
Для забезпечення схоронності ФЕС колекторів необхідно розкриття продуктивних пластів здійснювати на рівновазі пластового і забійного тисків.
Дострелити пласта, реперфорація
Як відомо, при неповному розкритті нефтенасищенних інтервалів на початковому етапі розробки частина запасів нафти залишається незалученість в процес розробки.
На родовищі також доцільно проведення повторної перфорації вже прострелянних інтервалів пластів.
Ефективність розкриття і, відповідно, продуктивність свердловин залежить від якості і глибини проникнення перфорації.
За ефективністю перфораційні методи можна зіставити з фізико-хімічними методами ОПЗП. Основними факторами, що визначають гідродинамічний досконалість свердловин при вторинному розкритті продуктивних горизонтів, є властивості перфорационной рідини, тип перфоратора, щільність і умови перфорації.
Досвід розробки родовищ Західного Сибіру показав, що найбільший ефект в прострілочно-вибухових роботах по встановленню гідродинамічної зв'язку між стовбуром свердловини і колектором показала кумулятивна перфорація при депресії на пласт. Слід зазначити, що проведення перфорації при репресії на пласт може сприяти зниженню проникності ПЗП на 20 - 30%.
Нефтеотдача - кількість відібраної Н або Г / початковим балансовими запасами. Кінцевий коеф нефтеизвлечения = сумарний проектний відбір Н і Г / поч бал запаси. ТекущійКІН - на певну дату. ФактіческійКІН = фактич доб Н або Г / балансові запаси Н або Г. КІН визначається * коеф витіснення = кількість Н промитої при максимальній кількості води із зразка / початкова кількість Н в зразку * коеф заводнення = обьем поклади заводненной / обьем поклади * коеф охоплення розробці = обьем поклади, охопленої процесом розробки / об'єм загальної нефтенасищенной частини поклади. КІН залежить від * природного режиму поклади (коеф Г віддачі при розрахунках = 1, але при Г режимі і розширюється Г 0,93-0,97. При газоупруговодонапорном режимі 0,830-0,910. При газоводонапорном режимі 0,91-0,95. Конденсотоотдача 0,8. * фільтраційних характеристик пласта (проникності, гідропроводності) * геологічної неоднорідності, уривчастості пластів, в'язкості Н, в'язкості Н / в'язкості закачиваемой води, коеф нефтенасищенності * активності вод пластових, що знаходяться за контурам нефтеносности. Залишкова нефтенасищенность (за початковим і поточному контуром ) в оціночних с / г шляхом відборі керна при промивної рідини на Н основі. Значно покращують нефтевимивающіе властивості закачано-ваемой води добавки поверхнево-активних речовин (особливо так званих неіоногенних ПАР, наприклад, поліетилену та ін.). Для збільшення КІН - буріння пологих, горизонтальних свердловин, добавці в закачувати воду загусники - рідкого скла, полімерів. Найбільше застосування отримали Поліакріламіди (ПАА). Нагнітання в пласт водоповітряних (водогазового) сумішей і пен (пенообразующих агентів) Вельми ефективною явля ться закачування води з розчиненим у ній СО2 (карбонизовані води). Нагнітання сухого газу під високим тиском (вище 26 МПа) підвищує нефтеотдачу майже на 10-15%, використання при закачуванні води облямівки з зріджених газів (зазвичай пропану), застосування різних термічних методів: закачування в пласт перегрітої пари, гарячої води, прогріву привибійної зони за допомогою електронагрівачів, здійснення підземних термоядерних вибухів.