В промышленной разработке НГДУ «Ямашнефть» находится 9 месторождений: Архангельское, Шегурчинское, Ямашинское, Ерсубайкинское, Березовское, Сиреневское, Красногорское, Тюгеевское, Екатериновское. Все месторождения являются многопластовыми.

Основными объектами разработки являются терригенные коллекторы тульско-бобриковского горизонта и карбонатные коллектора нижнего и среднего карбона.

С начала разработки по НГДУ отобрано нефти 47,4% от НИЗ, с учетом вы­соковязких нефтей - 41,6%; по терригенным коллекторам - 69,3 %, с учетом высо­ковязких нефтей - 53,1%; по карбонатным коллекторам - 29%.

Более 40% отобрано от НИЗ по Сиреневскому - 54,9%, с учетом высоковязких нефтей - 41,2%; Ямашинскому - 52%, с учетом высоковязких нефтей – 52%; Архангельскому - 43,3%, с учетом вы­соковязких нефтей - 39,4%; Шегурчинскому - 42,4%, с учетом высоковязких нефтей - 42,2%; Ерсубайкинскому - 43,1%, с учетом высоковязких нефтей – 43,1 %; Тюгеевскому - 43,3%, с учетом высоковязких нефтей – 43,3 %.

По карбонатным отложениям отбор от НИЗ месторождения составляет 56,9% на Ерсубайкинском.

По терригенным коллекторам распределение добычи нефти от НИЗ месторождения составляет более 60%, максимальное значение достигнуто на Архангельском месторождении - 80,1%, в том числе с учетом высоковязких нефтей - 65,9%; Сиреневском - 69,6%, с учетом высоковязких нефтей - 41,4%; Шегур­чинском - 63,7%, с учетом высоко вязких нефтей - 62,8%; Тюгеевском - 70,3%, с учетом высоковязких нефтей 70,3 %; Ямашинском - 92,6%, с учетом высоковязких нефтей 92,6 %.В таблице 1.1. представлено распределение добычи нефти от НИЗ по терригенным и карбонатным коллекторам [22].

Таблица 1.1

Распределение добычи нефти от НИЗ по терригенным и карбонатным коллекторам

Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) по НГДУ составляет 0,127 (проектный - 0,269), с учетом высоковязких нефтей - 0,115 (проектный - 0,276); по терригенным коллекторам - 0,274 (проектный - 0,395), с учетом высоковязких нефтей - 0,203 (проектный - 0,383); по карбонатным - 0,061 (проектный - 0,211). Текущий КИН более 0,127 и с учетом высоковязких нефтей - 0,115 достигнут на: Архангельском - 0,133, с учетом высоковязких нефтей - 0,123; Ерсубайкинском - 0,149; Сиреневском - 0,152, с учетом высоковязких нефтей -0,121.

За 2007 год по НГДУ «Ямашнефть» было добыто 1590867 т. нефти, что составляет 102,6% к нормам. Нор­мы отбора выполнены по всем месторождениям. Наибольший процент от всей добычи НГДУ приходится на Архангельское - 20,5%; Ерсубайкин­ское - 19,7%; Шегурчинское - 15,7%; Ямашинское - 14,2% месторождения.

В целях поддержания пластового давления в 2007 году было закачено 1876793 м³ воды. Не выполнение норм закачки на Березовском месторождении связано с вводом новых скважин после бурения и изменения циклики в 2007 году.

Компенсация отбора жидкости закачкой за 2007 год по НГДУ составила 62,8% при плане - 63,4 % [16].

В 2007 году добыто 1197206 т попутной воды, что на 39969 т больше, чем за 2006 год.

Анализируя эксплуатационный фонд скважин НГДУ «Ямашнефть», можно отметить, что на 1.01.08 г. общий фонд скважин составил 2664 скважины. Распределение фонда приведено в таблице 1.2:

Таблица 1.2

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин

Из таблицы 1.2 можно сделать вывод, что эксплуатационный фонд увеличился на 42 скважины и составил 1636 скважин. За 2007 год в эксплуатационный фонд принято 29 скважин из бурения (все пущены в эксплуатацию[22].

В бездействующем фонде на 2007 г. приходится 45 скважин, что на 13 скважин больше, чем в 2006 году, и составляет 2,75 % к эксплуатационному фонду.

На 1.01.08г. нагнетательный фонд составляет 375 скважин, что на 6 скважин больше, чем на 1.01.07 г. В бездействии находятся 5 скважин.

В консервации на 1.01.08 г. находится 131 скважина, что на 6 скважин меньше чем в 2006 г [21]. 

Пьезометрический фонд уменьшился на 12 скважин и составил на 1.01.08 г. 200 скважин.

В 2007 году 1 скважина ликвидирована после эксплуатации из «ожидания ликвидации» скважина выбыла в ОАО «Ритек» (скважина № 863 Шереметьевское месторождение).

Добыча нефти по категориям и способам эксплуатации приведены в таблице 1.3      

Таблица 1.3

Добыча нефти по категориям и способам эксплуатации

Из таблицы 1.3 видно, что добыча нефти насосами в 2007 году выросла по сравнению с 2006 годом на 31264 тонны или 2% и составила 1590864 тонн, т.ч. добыча нефти ШГН выросла на 2,1% и составила 1563940 тонн, добыча нефти ЭЦН увеличилась на 4% и составила 226924 тонн [16].

Добыча нефти из новых скважин увеличилась на 15 % и составила 23400 тонн, из старых скважин увеличилась на 1,8 % и составила 1567467 тонн.

Таким образом, на сегодняшний день месторождения НГДУ «Ямашнефть» характеризуются неравномерностью выработки запасов, возрастанием доли трудноизвлекаемых запасов, и необходимостью применения современных технологий сокращения энергетических ресурсов при разработке нефтяных месторождений.

1.3. Анализ эффективности и краткая характеристика методов увеличения нефтеотдачи пластов применяемых в НГДУ "Ямашнефть"

В НГДУ «Ямашнефть» мероприятия по совершенствованию разработки месторождений и повышению коэффициента извлечения нефти позволили в 2007 году дополнительно добыть 53,979 тыс.т. нефти.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов направлены на увеличение извлекаемых запасов нефти, достигаемых при стандартных системах заводнения или при естественном режиме. При применении МУН воздействие оказывается на зоны пласта, значительно превышающих зоны, в которых происходит снижение естественной проницаемости при первичном и вторичном вскрытии пласта, освоении и эксплуатации скважины, или происходит увеличение естественной проницаемости призабойной зоны пласта. В последнем случае на, что в последние годы в связи с вступлением основных нефтяных месторождений республики в позднюю стадию разработки и необходимостью вовлечения в разработку трудноиции работы скважин.

Все методы увеличения нефтеотдачи подразделяются на вторичные (гидродинамические) и третичные.

Физические методы применяются с целью увеличения выработки нефти из застойных и тупиковых зон, увеличения естественной проницаемости как в призабойной зоне, так и в зонах, удаленных от забоя скважины, увеличения подвижности нефти путем воздействия на ее структуру. Методы применяются как при заводнении, так и при разработке залежей на естественном режиме.

Химические методы применяются как при заводнении, так и при разработке залежей нефти на естественном режиме и связаны с закачкой в продуктивные пласты различных химических реагентов с целью увеличения коэффициента вытеснения нефти, охвата пластов заводнением или зоны дренирования.

Комплексные методы сочетают физические, химические и тепловые методы, например, акустико-химическое и термобароимплозионное воздействие и другие.

Из всех третичных МУН наибольшее применение на месторождениях НГДУ «Ямашнефть» нашли физико-химические методы. Основной объем работ по применению МУН проводился на высокопродуктивных месторождениях.

В 2007 году продолжили применение технологии кислотой стимуляции карбонатных и терригенных пластов-коллекторов на основе кислотных композиций «КСК» с регулируемой кинетикой реакции.

Состав кислотной стимулирующей композиции «КСК» предназначен для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора порового, трещиноватого, кавернозного типа и их разнообразные сочетания, а также и терригенные пласты, путем кислотной стимуляции и увеличения проницаемости призабойной зоны и удаленных интервалов пластов-коллекторов.

Технология "КСК" основана на применении новых кислотных композиций:

Кислотный состав медленного действия (КСМД) – основа технологии управляемой направленно-глубокой обработки карбонатного коллектора. Технология предполагает последовательную закачку нефтекислотной эмульсии, чистой соляной кислоты и оторочки КСМД.

Механизм действия КСМД основан на эффекте замедления скорости реакции соляной кислоты в 30-100 раз по сравнению с чистой кислотой. За счет этого эффекта достигается транспортирование кислоты по трещинам в глубь пласта, что позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивать область дренирования скважины.

Глинокислотная композиция (ГКК) – основа технологии кислотного воздействия на призабойную зону терригенных глинизированных пластов. Технология предполагает последовательную закачку в пласт оторочек ПАКС и ГКК.       

Механизм действия закачиваемых кислотных композиций основан на усиление кислотного воздействия на минеральную основу терригенного коллектора с предупреждением выпадения силикатно-железистых гелей, регулированием смачиваемости обрабатываемой поверхности и более полным выносом продуктов реакции.

ГКК может применяться для глинокислотных обработок на любой стадии освоения и интенсификации притока скважин. Глинокислотная композиция образуется при добавлении небольших объемов плавиковой кислоты в раствор соляной [22].

Таким образом, можно сказать, что в последние годы в связи с вступлением основных нефтяных месторождений республики в позднюю стадию разработки и необходимостью вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов применяются большое число новых методов воздействия как на призабойную зону пласта, так и на пласт в целом. Именно применение новых технологий повышения нефтеотдачи пластов позволяет повысить уровень добычи нефти по объектам разработки и соответственно увеличить рентабельность производства.