Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов

7.2. Методы интенсификации притока (МИП). 
Методы интенсификации 
притока
 
представляют собой технологии, увеличивающие приток флюида 
к забою добывающей скважины. При вскрытии пласта призабойная зона 
пласта (ПЗП), как правило, теряет свои первоначальные ФЕС. Нарушается 
структура порового пространства, происходит кольматация поровых кана-
лов, наблюдается вынос механических примесей. При длительной эксплуа-
тации скважины за счет смешивания неодинаковых по составу пластовых
и закачиваемых вод происходит солеотложение непосредственно в ПЗП, за 
счет падения забойного давления происходит изменение напряженно-
деформируемого состояния ПЗП, что также приводит к ухудшению ФЕС. 
По гидродинамическим исследованиям скважин определяют коэффициенты 
продуктивности, гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности, 
насыщенности. По знаку скин-эффекта определяют состояние ПЗП и эф-
фективность применяемой технологии для данного участка пласта.
 
К методам интенсификации притока относятся: повторная перфорация, 
дострелы ранее невскрытых нефтенасыщенных прослоев (пропластков), 
солянокислотная обработка (СКО) ПЗП, глинокислотная обработка (ГКО) 
ПЗП, термокислотная обработка, термогазохимическое воздействие 
(ТГХВ), гидропескоструйная перфорация, обработка призабойной зоны 
составами ПАВ, электрогидравлическое и акустическое воздействия на 
ПЗП, пароциклическая обработка ПЗП.
Итак, цель МИП улучшать ФЕС ПЗП, повышать продуктивность от-
дельно взятых скважин. 
7.3. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН).
По своим свойствам мето-
ды увеличения нефтеотдачи можно разделить на группы: первая повышает 
коэффициент вытеснения нефти водой; вторая – увеличивает коэффициент 
охвата пласта заводнением, и третья группа увеличивает оба коэффициен-
та, а значит КИН в целом.
В отличие от МИП методы увеличения нефтеотдачи воздействуют на 
объект разработки или его часть, тем самым позволяют вовлечь в разработку
остаточные, не извлеченные запасы нефти, которые при запроектированной
системе заводнения добыть не удается. Практика показала, что применение 
МУН дороже применения обычного заводения в несколько раз, поэтому рен-
табельность их применения зависит от стоимости добываемой нефти.
К МУН относятся: 
-
физико-химические методы
– применение водных растворов: актив-
ных примесей (поверхностно–активных веществ (ПАВ), полимеров, ми-
целлярных растворов, щелочей, кислот), изменение или выравнивание 
профилей приемистости (ВПП); 
-
гидродинамические методы
– циклическое заводнение, изменение 
направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагне-
тания, форсированный отбор жидкости (ФОЖ), комбинированное неста-
ционарное заводнение; 

---

-
газовые методы
– вытеснение нефти газом высокого давления, водога-
зовое воздействие; 
-
тепловые, термические методы
– вытеснение нефти теплоносителями
(горячей водой, паром), внутрипластовое горение; 
-
другие методы
– уплотнение сетки скважин, переход от одной системы 
разработки к другой (очаговое, избирательное заводнения, создание блоч-
но-замкнутой системы), гидроразрыв пласта (ГРП), размещение и эксплуа-
тация боковых и горизонтальных стволов;
микробиологические, волновые, 
электромагнитные методы. 
Методы увеличения нефтеотдачи основаны на следующих изменениях 
физических характеристик и условий нахождения нефти в пласте: 
-
снижение межфазного натяжения на границе нефть вытесняющий агент; 
-
снижение отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего 
флюидов (за счет уменьшения вязкости нефти или уменьшения подвиж-
ности вытесняющего агента); 
-
перераспределение находящихся в пласте нефти, воды и газа с целью 
консолидации запасов нефти
.