Ўзбекистон республикаси фанлар академияси

 
Литература:
1.
Постановление Президента Республики Узбекистан «О мерах по дальнейшему 
комплексному развитию и совершенствованию угольной промышленности Республики 
Узбекистан» ПП-4234 07.03.2019 
2.
Фоменко Т.Г., Бутовецкий В.С., Погарцева Е.М. Исследование углей на обогатимость. 
Москва. Издательство «Недра». 1978. С. 175-183. 
3.
Донияров Н.А., Намазов С.З., Жумаев М.К. Изучение возможности обогащения 
высокозольного угля из разреза «Ангренский» методом гравитации // Universum: 
Технические науки: электрон. научн. журн. 2019. № 12(69). 
 

---

12 
УДК 622.276.1/.4 
К ВОПРОСУ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕСУРСОВ НА 
ИСТОЩЕННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ 
А.А.Закиров
д.т.н., профессор Ташкентского государственного технического университета,
академик РАЕН, [e-mail] 
Л.З.Игамбердиева – м.н.с., АО «O’ZLITINEFTGAZ», [e-mail] 
 
На сегодняшний день все основные нефтяные месторождения Узбекистана вступили в 
фазу ускоренного падения добычи нефти. Для этих месторождений характерным является 
объективное ухудшение структуры их запасов, увеличение доли воды в добываемой жидкости, 
низкая эффективность (а порой её отсутствие) проводимых на скважинах ГТМ. К сожалению, 
запасы нефти месторождений, вновь открывающихся в результате геологоразведочных работ, 
даже при ускоренном их вводе в промышленную эксплуатацию, не в состоянии 
компенсировать извлеченные ресурсы нефти. Между тем, в дальнейшем влияние на 
возможности увеличения объемов добычи нефти в республике будет оказывать возрастающая 
доля нефтяных месторождений с так называемыми трудноизвлекаемыми запасами, которые 
требуют применения новых технологий для их извлечения и повышающих эффективность 
разработки. 
В таком положении всё актуальней встаёт вопрос о рациональном использовании 
остаточных ресурсов нефти истощенных нефтяных месторождений. 
Увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) из недр является одной из главных 
проблем нефтегазодобывающей отрасли, как в настоящее, так и в ближайшее десятилетие. 
Эффективность существующих известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный 
коэффициент нефтеотдачи в пределах 0,25-0,45, что явно недостаточно для доизвлечения 
ресурсов нефти. Остаточные запасы или не извлекаемые существующими промышленно 
освоенными методами разработки достигают примерно 55-75 % от первоначальных балансовых 
запасов нефти в недрах и представляют собой большой резерв увеличения извлекаемых 
ресурсов с применением методов повышения нефтеотдачи пластов. В связи с этим повышение 
степени извлечения нефти из недр разрабатываемых месторождений за счет современных 
апробированных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной 
задачей [1]. 
Отметим, что на всех нефтегазоносных регионах Узбекистана (кроме Устюртского 
НГР) имеются длительно разрабатываемые нефтяные месторождения с остаточными запасами 
нефти, на которых, при правильном подборе методов МУН, есть некоторые резервы для 
стабилизации добычи нефти [2]. 
На территории Сурханского нефтегазоносного региона также имеются длительно 
разрабатываемые месторождения, на которых осуществляет свою деятельность одна из 
сервисных компаний. Данная компания проводит на 3-х месторождениях, находящихся в 
поздней стадии разработки, определенные геолого-техническими мероприятиями (ГТМ) по 
увеличению добычи нефти. На этих месторождениях начальные пластовые давления и дебиты 
нефти значительно снизились, обводненность продукции в подавляющем большинстве 
добывающих скважин превысила 90-95 %. Вместе с тем, по всем месторождениям текущий 
коэффициент извлечения нефти достаточно высок. При этом на всех месторождениях имеется 
возможность превышения уровня добычи нефти, принятой в базовых вариантах проектов 
разработки. 
Следует отметить, что в сложившейся ситуации специалисты компании выбрали 
стратегию для доизвлечения остаточных запасов нефти месторождений путем восстановления 
ранее ликвидированных и бездействующих скважин, ограничения водопритока, бурения 
вторых стволов, замены внутрискважинного оборудования и др. Однако, при этом 
прослеживается кратковременная эффективность от проведенных работ по капитальному и 
подземному ремонту скважин кратковременны или вовсе отсутствуют. 
Так в течение 2018 г. на скважинах всех 3-х месторождений были проведены ГТМ 
включающие ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК), ремонтно-
изоляционные работы (РИР), ремонтно-изоляционные работы (РИР) по ограничению 
водопритока (ОВП), интенсификация притока. Для этого было израсходовано: 

---

13 

для ЛНЭК: Polytech WPR – 0,5 т, ацетат хрома – 0,1 т (прирост не получен); 

для РИР: Polytech WPR – 0,6 т, ацетат хрома – 0,1 т (прирост 146,5 т); 

для РИР по ОВП: АКОР – 15,7 т, Polytech WPR – 11,2 т, ацетат хрома – 2,6 т, АSDAPAC-
HV (КМЦ) – 1,5 т, антинакипин – 0,1 т, Катол-40 – 0,9 т, соляной кислоты – 4,3 т (прирост 
28 т); 

для интенсификации притока: Polytech WPR – 0,17 т, ацетат хрома – 0,03 т, антинакипин – 
3 т, Катол-40 – 0,49 т, соляной кислоты – 39,1 т (прирост 101 т). 
Всего было израсходовано: АКОР – 15,7 т, Polytech WPR – 12,47 т, ацетат хрома – 2,8 т, 
АSDAPAC-HV (КМЦ) – 1,5 т, антинакипин – 3,1 т, Катол-40 – 1,39 т, соляной кислоты – 43,4 т. 
Предварительно годовой прирост добычи нефти составил порядка 275,5 т. 
Следует отметить, что не все вышеперечисленные ГТМ дали положительный результат 
и приведенные цифры прироста в целом по месторождениям, в то время как в некоторых 
скважинах были зафиксированы потери имеющейся суточной добычи. При нынешних 
внутриреспубликанских ценах на нефть, вероятно полученный прирост добычи нефти совсем 
окупит понесенные затраты на проведенные ГТМ. 
Как видно, специалисты компании-оператора делают упор исключительно на 
применении химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Но сегодняшний мировой 
опыт применения МУН показывает, что, делая акцент только на один метод увеличения 
нефтеотдачи нельзя получить желаемого результата и покрыть затраты на проведенные ГТМ. 
Все осуществляемые мероприятия направлены исключительно на воздействие на призабойную 
зону пласта: ограничение водопритока и интенсификацию добычи нефти из околоствольной 
зоны пласта, тогда как остаточные запасы нефти, неохваченные дренированием, вероятно, 
сосредоточены в зонах и участках между добывающими скважинами, не охваченных 
процессом разработки, в, так называемой, «межскважинной зоне» продуктивного пласта. 
С другой стороны, одной из причин неполучения положительного результата от 
проводимых ГТМ, является отсутствие четкого представления о геологическом строении 
месторождений. Например, на одной из действующих скважин, которая согласно проектным 
документам находится в пределах контура нефтеносности по всем продуктивным горизонтам, 
учитывая наличие остаточных запасов нефти, наименьшее количество аварийного 
оборудования для скорейшего завершения ремонта и получения притока нефти, наличие 
большого количества возвратных объектов, подтверждения наличия запасов нефти по истории 
эксплуатации и получения нефти из близ расположенной скважины, было решено произвести 
комплекс ГТМ. По результатам опробования 5-ти объектов по двум горизонтам наличие 
извлекаемых запасов нефти не подтверждено (при опробовании объектов получены пластовая 
вода
 
с пленкой нефти!) 
Каковы возможные причины неполучения притока нефти? На наш взгляд, это 
неподтверждение подсчитанных запасов нефти в радиусе дренирования скважины, связанной с 
попаданием скважины, в отдельный опущенный блок. В таком случае продуктивная часть 
залежи в районе скважины может быть экранирована пластовыми водами вышележащего 
горизонта, этим и может объясняться получение притока воды из опробованных объектов. 
На наш взгляд, одним из путей выходов в сложившейся ситуации, для снижения рисков 
неполучения притока нефти при проведении ГТМ + снижение рисков неполучения притока 
нефти при выборе месторасположения новых скважин, может быть, создание цифровых 
геологической и фильтрационной моделей месторождений, уточнение достоверности и 
повышение качества построенных моделей путем проведения трассерных исследований и 
вертикального сейсмического профилирования. 
При этом, учитывая истощенность запасов и низкий энергетический потенциал 
аналогичных месторождений наиболее приемлемым, как по затратам проведения, 
экологичности, так и получения желаемого прироста добычи нефти, является проведение 
опытно-промышленных испытаний технологии обработки пластов электровоздействием (ЭВ). 
Тем более, что на нефтяных месторождениях Казахстана получен эффект от проведённых работ 
по ЭВ. Так на месторождениях компании «Эмбамунайгаз» (обработано 116 скважин) за 6 
месяцев добыто 28 тыс. т, а на месторождениях компании «Узеньмунайгаз» (обработано 220 
скважин) за аналогичный период дополнительно добыто 65 тыс. т [3]. При этом отмечалось 
небольшое снижение обводненности и увеличение дебита по нефти сразу после проведения ЭВ. 

---

14 
В связи с вышеуказанным, будет целесообразным рассмотреть вопрос о возобновлении 
работ по опытно-экспериментальному внедрению ЭВ на аналогичных истощенных длительно 
разрабатываемых нефтяных месторождениях республики.