Разработка Кузбаевского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Разработка Кузбаевского нефтяного месторождения

За отчетный год общий фонд скважин возрос на 37 единиц, в т.ч. за счет эксплуатационного бурения - 32 и разведки - 6, 1 скважина передана в Управление по добыче нефти. Фонд скважин представлен в таблице 2.

Таблица 2

Добыча нефти осуществлялась преимущественно механизированным способом. Распределение действующего фонда скважин по способам эксплуатации, удельного веса в добыче приведено в таблице 3:

Суточная добыча нефти за год увеличилась на 258 т/с, на 1.01.2007 г.составила 5855 т/с. Темп отбора от начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти, утвержденных ЦКЗ РФ, соответственно равен 0.34 % и 1,01 % от текущих извлекаемых запасов 3,01 %.

Таблица 3

В целом по филиалу (см.таблицу) уменьшение добычи нефти составило 12,5 т.тн. Увеличение годовой добычи произошло на Четырманском месторождении на 14,7 т.тн..Кузбаевском на 3,2 т.тн, Игровском- 0,3 т.тн, Старцевском -0,8 т.тн, Гарном -6,5 т.тн, Хмелевском- 2.1 т.тн, Краснохолмском -0,3 т.тн., Львовском-1.2 т.тн Горьковском-2,5 т.тн, Кармановском- 3,7 т.тн.

Рост добычи нефти на этих месторождениях обусловлен внедрением методов увеличения нефтеотдачи пластов,проведением геолого-технических мероприятий по увеличению отборов, отключению обводненных пластов и переходу на другие объекты эксплуатации, а также вводом новых добывающих и нагнетательных скважин.

Снижение уровня добычи нефти произошло на Орьебашском месторождении на 13.9 тыс.тн, Югомашевском на 4,9 тыс.тн, на Бураевском на 17.2 тыс.тн, Надеждинском на 3,0 тыс.тн, Татышлинском на 3,7 тыс.тн , Воядинском на 0,9 т.тн., Байсаровском на4,2 т.тн. Снижение добычи нефти по данным месторождениям обусловлено ростом обводненности добываемой продукции, выводом в бездействие экологически опасных нагнетательных скважин.

Таблица 4. Распределение объемов добычи нефти по горизонтам

Низкий уровень добычи из девонских отложений обусловлен тем, что они характеризуются низкой продуктивностью, практически не разбурены и эксплуатируются без поддержания пластового давления. Среднесуточный дебит нефти одной добывающей скважины в 2008 г. составил 2,2 т/сут, т.е уменьшился за год на 0,1 т/с. С начала разработки по всем месторождениям добыто 142726 т. тн нефти, в т.ч. по девонским отложениям 2306 т. тн, нижнему карбону - 114060 т.тн, турнейскому ярусу- 1180 т.тн, среднему карбону 25180 т.тн нефти.

Текущие коэффициенты использования запасов, утвержденных ЦКЗ РФ, по объектам разработки приведены в таблице 5.:

Таблица 5

Различия в использовании запасов по объектам связаны с разной степенью продуктивности, разбуренности и освоения системы заводнения.

Попутно с нефтью за отчетный год отобрано 9937,7 т.м³ воды.

Распределение добытой воды по горизонтам приведено в таблице 6:

Таблица 6

Наибольший прирост обводненности произошел по Кармановскому месторождению, что обусловлено вскрытием новыми скважинами пласта СIIo-III с водонефтяным контактом.

Суточная добыча жидкости на 1.01.2009 г.составила 34854 м³/с. За год добыто 13324,8 т.тн жидкости, что выше уровня 2008 г. на 1205,9 т.тн, что объясняется вводом в эксплуатацию скважин, находящихся в б/д, вводом скважин из бурения и проведением ГТМ.

Все месторождения кроме Кармановского разрабатываются с поддержанием пластового давления. Для закачки используются пресные воды Буйского и Таныпского водозаборов, промысловые сточные воды, а также высокоминерализованные воды глубокозалегающих горизонтов.

Действующий фонд нагнетательных скважин на 1.01.2009 г. составил 524 ед., в т.ч. по девону-4, по нижнему карбону 365, по среднему карбону- 154, по турнею-1.

За отчетный год закачено 12738 тыс.м³ воды, что выше объема закачки 2008 г. на 836 тыс.м³.Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляет 76,4 м³/сут. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 102,0 % ,с начала разработки 110,1 %.

2.3 Показатели разработки месторождений

Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (средне-годовую) и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текучей добычи воды к текущей добычи жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор, текущую и накопленную закачку воды, пластовое и забойное давление, текущий газовый фактор, средний дебит добывающих скважин, производительность труда, капитальные вложения, плата за кредит, возврат кредита и обязательном соблюдении правил по охране недр.

Поэтому из всех возможных систем разработки нужно выбрать такую систему, при которой месторождение разбуривалось бы минимально допустимым числом скважин, обеспечивающим, однако, получение заданных темпов добычи нефти, высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капиталовложениях и минимальной себестоимости нефти.

2.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов характеристика их продуктивности и режимов

На Кузбаевском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Это замеры дебитов добывающих скважин и определение содержания воды, текущий газовый фактор, замеры приемистости нагнетательных скважин, замеры забойных и пластовых давлений, статических и динамических уровней, расчеты забойных давлений по замеренным динамическим уровням, расчеты коэффициентов продуктивности через статические и динамические уровни.

Помимо этих исследований проводится снятие профилей отдачи по нагнетательным скважинам и притока в добывающих.Обработка результатов РГД свидетельствует, что по пласту СII коэффициент охвата заводнением равен 0,57. Совместно со снятием профилей приемистости и отдачи производятся замеры температуры по стволу скважин.В таблице 7 приводятся количество измерений и средние значения замеренных параметров.

Таблица 7

Примечание: В числителе - по среднему карбону.

В знаменателе - по терригенным отложениям нижнего карбона.

Так начальное пластовое давление по отложениям среднего карбона 8,7 МПа, нижнего - 13,6 МПа.Давление насыщения 3,3 МПа и 7,6 МПа соответственно.Средние величины забойных давлений в добывающих скважинах нижнего карбона 5,5-6,5 МПа (по залежам), а в нагнетальных 26,5-27,0 МПа. По среднему карбону величины забойных давлений 2,0-5,6 МПа. Как следует из результатов проведенных исследований, эксплуатация залежей нефти по отложениям нижнего карбона ведется при оптимальных депрессиях. По отложениям среднего карбона на некоторых участках забойное давление в добывающих скважинах значительно ниже давления насыщения. По этим залежам необходимо усилить заводнение коллекторов.

Так средняя величина коэффициента охвата пласта СII заводнением 0,6. При заводнении пластов, залегающих ниже пласта СII коэффициенты охвата заводнением колеблются от 0,6 до 1, что косвенно свидетельствует об эффективности разукрупнения отложений нижнего карбона.

3.Анализ разработки Кузбаевского месторождения

3.1 Сведения о разработке месторождения

Основным эксплуатационным объектом Кузбаевского месторождения является пласт СII, промышленная разработка которого была начата в 1974 году.

Согласно технологической схеме разработка СII ведется по правильной треугольной сетке 400х400 м с законтурным и внутриконтурным заводнением.

В этом же году были введены в разработку залежи нефти в пластах ДФ 2 (скв. № 3072) и ДФ2 +ДФ3 (скв. № 2905). В скв. 3072 пласт обводнился после добычи всего 6 т нефти, а скв. 2905 проработала 1,5 года и после добычи 1755 т нефти и передана в ППД.

В 1976 года была начата пробная эксплуатация пластов среднего карбона (пласты К2, В2, Бш), однако эта эксплуатация проводится до сих пор единичными скважинами.

Начиная с 1979 года также единичными скважинами начинается разработка залежей в пластах СII, СВ и СВIo, а также пласта Д1 (в единственной скважине 131 Танып).

В настоящее время на меторождении проводится эксплуатация отложений среднего карбона (пласты К2, К4, В1, В2, и Бш), терригенной толщи нижнего карбона (пласты СII, СIВ, СВ, СВIo, СВI) и девона Д1.

3.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов

Кузбаевское месторождение введено в разработку в 1973 г. разбуриванием песчаников тульского и бобриковского горизонтов (СП, СIВ, СВ, СВIо) по равномерной треугольной сетке 400х400м согласно технологической схеме 1973г.

Согласно уточненной технологической схеме 1978 г. плотность сетки скважин в зоне разбуривания 14,8 га/скв. и 19,3 га/скв. - в зоне контура нефтеносности.

Причем закачка ведется в основном по СП терригенной толще нижнего карбона.

Система заводнения по ТТНК - комбинированная. Закачка воды ведется как в очаговые внутриконтурные скважины, так и в приконтурные и законтурные скважины.

Способ эксплуатации - механизированный. В зависимости от продуктивности скважины эксплуатируются штанговыми или электропогружными насосами. УЭЦН оборудовано 32% скважин месторождения.

Основную долю фонда составляют скважины с обводненностью продукции более 90% и дебитом нефти менее 5 т/сут.

3.3 Характеристика технологических показателей разработки

Достижение максимального уровня добычи нефти объясняется завершением разбуривания и организацией заводнения. Дальнейшее усиление заводнения позволило сохранить высокие темпы отбора до 1986 г..

В дальнейшем обводнение добываемой продукции и в связи с этим отключение добывающих скважин привело к падению уровней и темпов отбора. Для месторождения характерны высокие темпы отборов от остаточных запасов - 10,6 %. Причиной этого является наличие одного продуктивного пласта с хорошими коллекторскими свойствами. В связи с чем отдельные участки залежей выработаны. Существующая система разработки для этих участков неэффективна (практически циркуляция воды).

Отложения среднего карбона разрабатываются единичными скважинами. На 2009 год действует 24 скважины, на долю которых приходится 318,378 тыс. т добываемой нефти, что составляет 5,5 % от начальных балансовых запасов и 27,7 % от начальных извлекаемых запасов. Скважины малодебитные, средний дебит по нефти на 1 скважину составил 1,1 т/сут., по жидкости 1,8 т/сут., при обводненности 39,5 % (весовая). Закачка воды проводится только по одной скважине, приемистость которой составляет 52 м³/сут..

Из пластов нижнего карбона извлечено 17913, 591 тыс. тн нефти, что составляет 37 % от начальных балансовых запасов и 79,8 % от начальных извлекаемых запасов. Текущая обводненность продукции 82,2 % (весовая). Годовая добыча нефти составила 299,262 тыс. тн нефти, что составляет 1,3 % от начальных извлекаемых запасов или 7,4 % от остаточных.

Действующих фонд скважин по карбонатным отложениям среднего карбона на конец 2008 г. составил 25 нефтяных и 2 нагнетательные скважины накопленная добыча - 343 тт. тонн, что составляет 5,9 % от начальных балансовых запасов и 29,84 от начальных извлекаемых запасов. Скважины малодебитные, средний дебит по нефти на 1 скважину составил 1,3 т/сут., по жидкости 2,1 т/сут., при обводненности 36,7 %.

Из пластов нижнего карбона извлечено 18374 тыс. тонн нефти, что составляет 38 % от начальных балансовых запасов и 81,9 % от начальных извлекаемых запасов. Действующих фонд нефтяных скважин 241, нагнетательных 91 скважина. Дебит 1 скважины по нефти 2,6 т/сут., по жидкости 24 т/сут., обводненность весовая 89,1 %. За 2008 г. добыто 218 тыс. тонн нефти, что составляет 0,9 % от начальных извлекаемых запасов или 5,4 % от остаточных.

Добыча нефти по Кузбаевскому месторождению на конец 2008 года составила 217,5 тт. тонн нефти. Коэффициент эксплуатации составил 0,950. Падение добычи нефти составило 16,1 тыс. тонн, процент падения добычи нефти 6,9 %. Добыча нефти с начала разработки 18949,2 тыс. тонн. Коэффициент использования запасов 79,2 %, темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,91 %, темп отбора от текущих извлекаемых запасов 4,19%. Обводненность весовая 89,4 %, компенсация отбора жидкости закачкой 114,6 %.

Средний дебит действующей скважины по нефти 2,2 т/сут., по жидкости 21,1 т/сут. Остаточные извлекаемые запасы 5187 тыс. тонн.

3.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки (залежи 1-4,7-12)

Первый проектный документ на разработку Кузбаевского месторождения (залежи 1-4,7-12) комплексная технологическая схема разработки Кузбаевского месторождения - был составлен в 1973 г. Эта технологическая схема была составлена на базе оперативно подсчитанных запасов в размере 1,7 млн. т. В ней выделялись пласт СII угленосной толщи, верейский и каширский горизонты среднего карбона.

Разработку залежи нефти предусматривалось проводить единой сеткой скважин, ППД - путем внутриконтурного очагового заводнения. Проектировалась равномерная треугольная сетка 400х400 м.

Всего предусматривалось бурение 85 эксплуатационных скважин (57 на пласт СII и 28 на средний карбон). 10 резервных и 5 оценочных скважин, всего предлагалось пробурить 122 скважины.

Предлагалось 2 варианта разработки:

Первый вариант предусматривал разработку залежей нефти в угленосной толще и каширских отложениях с применением обычного заводнения.

Второй вариант предусматривал закачку раствора ПАВ типа ОП-10 в пласт СII угленосной толщи. Рекомендовался второй вариант разработки.

В 1978 году была составлена уточненная технологическая схема Кузбаевского месторождения. В ней предусматривалось бурение на нижний карбон: 117 эксплуатационных, 7 нагнетательных и 43 резервных скважин, на средний карбон: 60 эксплуатационных, 8 нагнетательных и 20 резервных скважин. Итого по месторождению предлагалось пробурить 255 скважин, при общем проектном фонде 460 скважин.

За истекший период со времени принятия уточненной технологической схемы 1978 г. было пробурено 247 скважин, фонд скважин возрос в 2,4 раза.

С целью оценки эффективности влияния закачки воды в нагнетательные скважины по нижнему карбону был проведен анализ изменения дебитов жидкости соседних к нагнетательным добывающих скважин. Рассматривалась работа добывающих скважин до и после начала закачки воды в нагнетательные скважины, после пуска нагнетательных скважин в законтурных и контурных зонах отмечается рост дебитов соседних добывающих скважин. Так например, после пуска нагнетательной № 3023 наблюдается рост дебита по жидкости по скв. № 3035 с 47 т/сут до 68 т/сут через 3 месяца. После ввода под закачку приконтурных скважин №№ 3127, 3143, 3144 дебиты по жидкости возросли по добывающим скважинам № 3125- с 48,4 т/сут до 102,3 т/сут, № 3128 - с 31,9 т/сут до 50,8 т/сут, скв№ 3142 - с 21,4 т/сут до 34,6 т/сут через 3-12 месяцев.

Основной объем закачиваемой воды приходится на 4 участок. На 4 участке, где развит пласт СII сочетание законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения наиболее эффективно по всей площади. Система ППД представлена 62 нагнетательными скважинами, из них 2 скважины - законтурные, 11 - приконтурные скважины и 49 - очаговых.

Из 49 внутриконтурных нагнетательных по 33 скважинам наблюдается эффект от закачки воды, по 10 скважинам - незначительное влияние, по 6 скважинам эффект не отмечен. Но в целом по участку внутриконтурное заводнение эффективно. Так, после пуска под закачку воды в 1978 г. скважин №№: 3159, 3160 дебиты жидкости добывающих скважин в этом районе значительно возросли.

Здесь сказалось и влияние от закачки в скважину № 3169, находящейся за контуром, дебиты возросли по скважинам № 86 - с 11 т/сут до 42,1 т/сут, № 3158 - с 15,2 т/сут до 88 т/сут, № 3165 - с 16,1 т/сут до 47,9 т/сут через 6-12 месяцев.

На юге и востоке 4 участка, связанного с переходной зоной замещения пласта СII, установлены, в основном, зоны слабопроницаемых коллекторов, представленных песчаниками толщиной 2 м, характеризующихся значительной заглинизированностью, обуславливающей низкие фильтрационные свойства. В этой зоне, зоне с трудноизвлекаемыми запасами, был также проведен анализ работы добывающих скважин.

После ввода под закачку нагнетательных скважин дебиты соседних добывающих скважин возросли. Таким образом, можно сделать вывод о достаточной эффективности реализуемой на Кузбаевском месторождении системы разработки, которая характеризуется правильным выбором и выделением эксплуатационных объектов, системой размещения и плотности сетки добывающих и нагнетательных скважин, системой ППД.

Положительными свойствами сложившейся на Кузбаевском месторождении системы разработки является интенсивное воздействие на залежи нижнего карбона системой заводнения, достаточно высокая плотность сетки скважин (400х400 на залежи 1-4, 7-12 и 300х300 на залежи 5 и 6), высокоэффективный механизированный способ эксплуатации скважин. Недостатком сложившейся системы разработки следует считать недостаточность системы ППД на залежах среднего карбона, недостаточная разукрупненность этого объекта.

3.5 Варианты разработки и их исходные характеристики

На сегодняшний день площадь Кузбаевского месторождения разбурена более чем на 90 %, месторождение вступило в стадию падения добычи нефти и высокого уровня обводненности продукции. Эти факторы, а также то, что возможность дальнейшего уплотнения сетки скважин исключена применением плотной сетки размещения скважин с самого начала эксплуатации месторождения, предопределили ограниченность возможного выбора расчетных вариантов разработки.

В связи с этим рассмотрены следующие варианты разработки Кузбаевского месторождения:

нижний карбон (пласты СП, СIВ, CВ, CВIо).

По нижнему карбону рассмотрено два варианта:

Первый вариант - базовый, так как он предусматривает разбуривание новых участков залежей по сложившейся треугольной сетке скважин и исходя из принципов разработки, принятых в уточненной технологической схеме 1978 г.

Кроме бурения скважин на новых участках по первому варианту предусматривается бурение скважин в краевых зонах на старых залежах (в основном на 4 залежи).

Всего предусмотрено бурение 72 добывающих скважин. В целях усиления системы заводнения предусмотрен перевод из добывающих под закачку 42 скважин. Предусматривается бурение 2 водозаборных и 10 резервных скважин. В связи с неудовлетворительным состоянием колонн нагнетательных скважин предлагается бурение 20 скважин-дублеров. Система поддержания пластового давления - внутриконтурное очаговое давление. С учетом ранее пробуренных фонд скважин составит 504 скважины. Конечная плотность сетки в контуре нефтеносности составит 14,3 га/скв. Соотношение нагнетательных и эксплуатационных скважин составит 1:3 (сейчас соотношение 1:3,5), КИН (КНО) равен 0,474.

Второй вариант с учетом мероприятий первого предусматривает циклическое воздействие на пласт с изменением потоков фильтрации на четвертой залежи.

Для этой цели на четвертой залежи организуется система заводнения из 9 рядов нагнетательных скважин, которые образуют 8 очагов циклического заводнения. Всего по четвертой залежи переводится 38 скважин из добывающих в нагнетательные. По остальным участкам и залежам сохраняются все мероприятия первого варианта. Всего по второму варианту предусматривается бурение 72 добывающих, 3 водозаборных и 10 резервных скважин. Также предлагается к бурению 20 скважин-дублеров - нагнетательных.

Предусмотрен перевод из добывающих в нагнетательные 58 скважин (из них 38 - по четвертой залежи).

По организации рядов нагнетательных скважин для циклического заводнения нагнетательные скважины, расположенные между радами переводятся в добывающий фонд. Общее число переводимых скважин из нагнетательных в добывающие 21.

Вместо этих 21 скважины осваиваются под закачку 21 добывающая скважина, расположенная в ряду. Для организации правильных рядов нагнетательных скважин осваиваются под закачку 17 добывающих скважин.

С учетом ранее пробуренных фонд скважин составит 505 скважин. С учетом перевода нагнетательных скважин в добывающие, соотношение нагнетательных и добывающих скважин составит 1:3 как и в первом варианте. Как и КИН (КНО) для этого варианта равен 0,507.

3.6 Контроль за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования

С целью контроля за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин составлены мероприятия на основе принципиального комплекса гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений.

Мероприятия делятся на две группы исследований и измерений: единичные (разовые) и систематические (периодические).

Первая группа исследований предусматривается на скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, и на скважинах, по которым проводятся геолого-технические мероприятия.

Вторая группа - на добывающих и нагнетательных скважинах действующего фонда.

При бурении скважин необходимо обеспечить выполнение обязательного комплекса промыслово-геофизических исследований.

Разовые исследования проводятся также на скважинах непосредственно до проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и сразу после вывода скважин на режим после ГТМ.

1.Замер дебита жидкости по добывающим и приемистости по нагнетательным скважинам.

2.Замер пластового давления.

3.Отбор устьевых проб добываемой жидкости и определение обводненности, химический анализ попутно добываемой воды.

4.Определение газового фактора.

5. Исследование профиля поглощения в нагнетательных, и по возможности, профиля притока в добывающих скважинах.

По обязательному комплексу систематических промысловых замеров и исследований на добывающих и нагнетательных скважинах действующего фонда Кузбаевского месторождения необходимо:

Определение дебита жидкости и одновременный отбор устьевых проб жидкости один раз в неделю.

Определение приемистости по нагнетательным скважинам - ежедневно по скважинам с индивидуальным выводом, оборудованным стационарным расходомером; по скважинам, работающим от общего коллектора через распределительный пункт, один раз в месяц.

Определение обводенности добываемой жидкости и плотности попутной воды - по каждой отобранной пробе, химический анализ поверхностных проб нефти - раз в год по скважинам опорной сети.

Определение пластового давления в добывающих скважинах, замер пластового давления по нагнетательным скважинам - раз в полугодие, по пьезометричеким скважинам - один раз в квартал.

Определение забойного давления - по добывающим скважинам отбивка динамического уровня, по нагнетательным - замер давления закачки - раз в квартал по действующему фонду.

Исследование методом восстановления давления, по нагнетательным скважинам - не реже одного раза в год, по добывающим - по необходимости.

Построение индикаторных кривых по нагнетательным скважинам - не реже одного раза в год.

Исследование профилей поглощения нагнетательных скважин и профилей притока добывающих скважин - раз в год по действующему фонду.

Определение пластовой температуры - раз в год по скважинам опорной сети.

Контроль положения ВНК - по наблюдательным скважинам опорной сети- раз в год.

Отбор глубинных проб нефти на физико-химический анализ - раз в год.

Анализ закачиваемой воды для определения КВЧ (коллоидно-взвешенных частиц). Содержания окиси железа, сероводорода - один раз в месяц, определение нефтепродуктов в сточной воде - ежедневно.

Обследование состояния обсадных колонн нагнетательных скважин - один раз в год по действующему фонду.

С целью своевременного выявления межпластовых перетоков проводить исследования высокочувствительным термометром - один раз в два года по всему фонду скважин, а по длительно проработавшим (более 10 лет) скважинам - раз в год.

3.7 Методы увеличения нефтеотдачи пластов

За счет внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов в 2008 году дополнительно добыто 213,02 тыс. тонн нефти, что составляет 9,9 % от общей добычи.

Биореагентом (сухим активным илом) обработано 9 скважин Кузбавского месторождения. С учетом переходящего эффекта, за счет этого метода дополнительно добыто 8,0 тыс.тн нефти. Сущность этого метода заключается в том, что, во-первых, происходит закупорка высокопроницаемых промытых пропластков скоплениями микроорганизмов и выделяемыми ими биополимерами, что повышает коэффициент охвата пласта заводнением; во- вторых, генерируемые микроорганизмами нефтевытесняющие продукты метаболизма (биогазы, биоПАВы) увеличивают подвижность остаточной нефти, повышая коэффициент вытеснения.

С 1998 года на Воядинском месторождении проводится закачка БиоПАВ КШАС непосредственно с БКНС-5. Это позволяет значительно сэкономить затраты времени и средств на закачку реагента. В 2009 году обработано 15 нагнетательных скважин.

БиоПАВ КШАС обладает свойством понижать поверхностное и межфазное натяжение на границе с нефтью, что позволяет отмывать остаточную нефть. Кроме того, при фильтрации в пористой среде и взаимодействии с остаточной нефтью водный раствор БиоПАВ КШАС в нейтральной и щелочной среде образует устойчивую вязкую микроэмульсию, что улучшает вынос нефти из низкопроницаемой части пласта. За счет этой технологии добыто 5,76 тыс.тн нефти с учетом переходящего эффекта.

Всего за счет применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи пластов в 2008 году дополнительно добыто 13,76 тыс.тонн нефти, что составляет 6,5 % от общей дополнительной добычи за счет МУН.

В 2008 году активно внедрялись физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов.

На 30 скважинах, в том числе Четырманского месторождения- 13 скважин, Югомашевского-11, Воядинского-3, Игровского- 2, Татышлинского-1 произведены обработки призабойных зон карбонатных коллекторов алюмохлоридом. Дополнительная добыча с учетом переходящего эффекта составила 17,03 тыс. тонн нефти. Эффект, достигнутый от обработок скважин алюмохлоридом, значительно превышает эффект от простых соляно-кислотных обработок. Закачка композиции на основе алюмохлорида уменьшает скорость взаимодействия с карбонатной породой на 2 порядка и более. Вследствие этого, кислота успевает обрабатывать не только высокопроницаемые участки пласта, но и менее проницаемые, в результате этого создается новая сеть каналов, ко которым жидкость из пласта поступает в скважину.

За счет селективной изоляции, направленной на закупорку наиболее обводненных пластов или участков пласта в 2008 году добыто с учетом переходящего эффекта 30,2 тыс. тонн дополнительной нефти. Всего обработано 50 скважин. Наибольший эффект получен от обработок реагентом КОГОР по ужесточенной технологии с полиакриламидом на Старцевском (2 скважины) и Гарном (1 скважина) месторождениях. Кроме того, повторно обработаны КОГОРом 2 скважины Орьебашского месторождения. Дополнительная добыча нефти от применения реагента КОГОР с учетом переходящего эффекта составила 22,69 тысяч тонн.

На Игровском месторождении с 2008 г. производятся обработки нагнетательных скважин непосредственно с БКНС посредством модульной установки, разработанной специалистами НГДУ и ДООО «БашНИПИнефть». С БКНС-10 обработаны 15 скважин силикатно-щелочным раствором малой концентрации (СЩВМ), с БКНС-15 обработаны 22 скважины реагентом стиромаль (СТМ). Дополнительная добыча нефти за счет применения этих методов с учетом переходящего эффекта составила 3,18 тыс.тонн.

На 3 обводненных добывающих скважинах в 2009г. впервые была произведена обработка гидрофобизирующим реагентом полисил. За счет снижения обводненности продукции этих скважин добыто 1,62 тыс. тонн дополнительной нефти.

В 2009 г. были опробованы различные обработки призабойной зоны пластов с целью увеличения продуктивности и уменьшения обводненности скважин через генератор колебаний.

При гидровибровоздействии происходит более глубокое проникновение реагента в пласт, что приводит к увеличению охвата пласта воздействием и соответственно к увеличению эффективности обработки. За счет различных методов гидровибровоздействия в 2008 г. с учетом переходящего эффекта добыто 15,92 тыс. тонн дополнительной нефти.

Всего за счет применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов в 2009 году дополнительно добыто 110,23 тыс. тонн нефти, что составляет 51,7 % от общей дополнительной добычи за счет МУН.

Гидродинамическое воздействие на пласт включает в себя нестационарное циклическое заводнение, перенос фронта нагнетания воды, эксплуатацию горизонтальных скважин и боковых стволов. Все эти мероприятия приводят к изменению фильтрационных потоков в пласте и достигается вытеснение нефти из застойных зон, не охваченных процессом фильтрации.

В 2008 году смена фильтрационных потоков и нестационарное циклическое заводнение проводилось на Бураевском, Воядинском, Игровском, Югомашевском месторождениях. Дополнительная добыча нефти за счет проведения этих мероприятий с учетом переходящего эффекта составила 24,69 тыс.тонн.

Также введены в эксплуатацию 9 горизонтальных скважин (Югомашевское месторождение -6 ГС, Надеждинское-3) и 3 боковых ствола (Воядинское месторождение-2 БС, Кузбаевское -1).