ня робіт було зафіксовано зменшення гідропроводності як привибійної (в 1,2 - 2 рази), так і віддаленої (в 1,5 - 10 разів) зон пласта. У деяких нагнітальних свердловинах спостерігалося 3-х кратне збільшення скін-фактора, радіус зони тріщинуватості зменшився в 1,5 - 2 рази. Аналіз ефективності за перші 12 місяців проведення робіт дозволив також зробити наступні основні висновки. Накопичена додатковий видобуток нафти по полігону склала 13 тис.т. Частка нафти в продукції свердловин збільшилася на 15%. Аналіз зональних карт показав, що свердловини, в яких дійсно спостерігався позитивний ефект, з рівною ймовірністю перебували в зонах як гідродинамічно пов'язаних, так і переривчастих колекторів. Дослідження також дозволили зробити висновок про те, що позитивно відреагували свердловини переважно знаходилися на ділянках зі зниженою проникністю пласта.
Досвід поєднання різного роду робіт з підвищення нафтовіддачі пластів включає і комплексні технології впливу одночасно на видобувні та нагнітальні свердловини. Комплексний підхід передбачає системний вплив на поклад допомогою обробки привибійну зон пласта хімічними реагентами, різних видів фізичного впливу, гідророзриву пласта, глибинною перфорацією та інших видів геолого-технологічних заходів. У період 1987-1988 рр. на п'яти дослідних ділянках пластів АВ13 і АВ2-3 були оброблені 37 нагнітальних і 26 видобувних свердловин. Технологія робіт передбачала на першому етапі закачку тампонуючих складів на основі гелієвих систем, на другому - закачування оторочек ПАР і луги, третій етап включав обробку ПЗП у видобувних свердловинах фізико-хімічними реагентами. За рік досвідчених робіт на ділянках видобуто майже 40 тис.т. додаткового видобутку нафти.
Подальший розвиток дані методи отримали в 1997 році, коли були запропоновані інтегровані технології нестаціонарного адресного впливу (ІТНАВ). У цих технологіях в якості методів впливу використовуються гідродинамічні методи, зокрема циклічне заводнення і зміна напряму фільтраційних потоків. На Самотлорском родовищі ІТНАВ пройшла успішне короткочасне випробування в 1997 р на об'єкті БВ10, проведене фахівцями ВАТ «Самотлорнефтегаз» і РМНК «нафтовіддачі». Циклічність впливу становила 40-50 діб. На території дослідної ділянки були розташовані 24 видобувні і 8 нагнітальних свердловин. В процесі експерименту було реалізовано 3 циклу закачування полімерної суспензії в 3 нагнітальні свердловини ділянки для вирівнювання профілю прийомистості. Властивості закачиваемого складу підбиралися таким чином, щоб він зберігав свої ізоляційні властивості протягом 20-25 діб. Розрахунки показали, що реалізована тривалість циклу була близька до оптимальної і забезпечувала майже двократне зниження нерівномірності фільтраційних потоків. Технологічна оцінка проведених робіт зводиться до наступного: обводненість продукції свердловин знизилася на 8-10%, дебіти нафти зросли в 1,5-2 рази, додаткова видобуток нафти склав більше 8 тис.т. Результати робіт дозволяють зробити висновок про високий потенціал застосування даної технології на Самотлорском родовищі.
Розвиток хімічних методів вирівнювання профілю прийомистості водонагнетательних свердловин призвело до створення технології заводнення із застосуванням биополимера БП - 92. Продукт БП - 92 являє собою полісахаридних комплекс рослинного походження - крохмаль, який у водному розчині утворює суспензію, хороший фільтр в поровом просторі. Вплив підвищеної температури пласта призводить до утворення гідрогелю. Фізико-хімічні та реологічні властивості цієї групи полімерів не поступаються властивостям дорогих розчинів поліакриламіду, а стійкість до температурних і зсувними навантажень вище, ніж у останнього. Важливим моментом є те, що вартість виробництва полімеру і, як наслідок, реалізація технологій на його основі кратно більш низька в порівнянні з імпортними поліакриламіді, і на порядок в порівнянні з імпортними биополимерами.
Перша апробація даної технології на Самотлорском родовищі проводилася в 2001 році. В якості об'єкта випробування була обрана окрема поклад пласта ЮВ1, розбурених сіткою свердловин з відстанню 500 м і розробляється з організацією приконтурного заводнення. Закачування полімеру вироблялася двома порціями через КНС, тому впливом були охоплені всі нагнітальні свердловини ділянки. Провести коректний аналіз ефективності технології не вдалося у зв'язку з тим, що її застосування передувала зміна підземного насосного обладнання на більш високопродуктивне (з ШГН на ЕЦН). Тому, незважаючи на зростання видобутку нафти, розділити ефект від проведення двох цих операцій з високим ступенем достовірності неможливо. Подальше нарощування дебітів рідини спровокувало збільшення обводнення видобутої продукції, що, у свою чергу, призвело до зниження видобутку нафти по поклади.
У 2009-2013 рр використання технології заводнення з використанням продукту БП - 92 о...
