В «Татнефти» применяют новую площадную систему разработки нефтяных залежей. Это поможет выработать остаточные запасы нефти из зрелых месторождений. Об этом пишут «Нефтяные вести» (Наталья ХАМАТОВА). Автором нового метода стал главный специалист отдела планирования и геологического сопровождения бурения скважин управления ГТМ ДРМ СП «Татнефть-Добыча» Виталий ЕМЕЛЬЯНОВ.

По его словам, технология создавалась частями в разное время и в разных обстоятельствах при участии многих специалистов.

«Поставил цель — создать способ разработки нефтяной залежи, который позволит расширить его применение, использовать в неоднородных пластах и интенсифицировать добычу продукции, в том числе, и в областях, ранее неохваченных дренированием», — поясняет он.

Способ включает в себя бурение проектных скважин. За счёт нагнетательных скважин проводится заводнение залежи и извлечение нефти из добывающих. Из-за неоднородности пластов происходит неравномерное вытеснение нефти водой и уменьшается охват заводнением. Это снижает коэффициент извлечения нефти (КИН). В процессе разработки проводят исследования продуктивных пластов с определением зон неоднородности по проницаемости.

Полученные результаты используются при гидродинамическом моделировании с определением застойных зон нефти. Из скважин, обводнившихся выше нормы настолько, что их эксплуатация нерентабельна, в область застойных зон бурят дополнительные горизонтальные или наклонные стволы, через которые добывают нефть.

Если рядом с обводнившейся скважиной располагается область купольных поднятий, то дополнительный ствол, направляемый в этот участок, бурят с зенитным углом более 90° в направлении максимальных гипсометрических отметок. Это необходимо, чтобы провести ствол в зоне пласта, где обычно располагается застойная нефть. Очень часто ее там бывает много.

Новшеством является и то, что области застойных зон нефти определяют с учетом неравномерности проницаемости по сторонам света. А в ходе исследований залежи дополнительно находят участки купольных поднятий. Если обводняются дополнительные стволы, то длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.

При моделировании могут также определяться зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции. В эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы. Они обеспечивают сообщение с зонами нагнетания для того, чтобы через них закачивать воду в необходимых режимах.

«При таких операциях КИН повышается в среднем на 11–15% со снижением обводненности продукции на 20-30%», — говорит Емельянов.

Данная технология разработки неоднородных залежей применяется уже в течение двух лет на месторождениях «Татнефти» — на объектах НГДУ «Прикамнефть», «Лениногорскнефть», «Джалильнефть» и др.

«Способ найдет свое применение и в дальнейшем, — уверен Емельянов. — Ведь с каждым годом возрастает доля скважин, попадающих в бездействующий фонд. Зарезка боковых стволов является одним из методов, позволяющих дать им «вторую жизнь». При грамотном планировании он может быть направлен в наиболее благоприятную зону и участок залежи, где сконцентрированы и остались невыработанными недренируемые ранее остаточные запасы».

Недавно ИА «Девон» сообщало, что на южных объектах Ромашкинского нефтяного месторождения «Татнефти» удалось добыть дополнительный объем нефти благодаря форсированному отбору жидкости (ФОЖ) из скважин на старых нефтепромыслах. Эти работы провели с применением цифровой геолого-гидродинамической модели.