Геологи «Самотлорнефтегаза» используют достижения науки для изучения недр Самотлора

В апреле российские геологи традиционно отмечают свой профессиональный праздник, который был учрежден в 1966 году в честь заслуг советских специалистов, участвовавших в создании минерально-сырьевой базы страны, ключевое место среди которых играл Самотлор.

Сегодня изучение недр легендарного месторождения — задача геологической службы «Самотлорнефтегаза» нефтяной компании «Роснефть». Это более 200 высокопрофессиональных специалистов с крепкими отраслевыми знаниями. И в их распоряжении — достижения современной науки. Для интенсификации добычи специалистами разработана Программа геолого-технических мероприятий (ГТМ), которая в среднем включается более 3200 операций в год.

В числе самых эффективных ГТМ — многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП). Этот метод на Самотлоре начали осваивать в середине 90-х годов. Метод ГРП позволил улучшить приток с тяжело дренируемых пластов. Однако одиночные ГРП всё же не давали тех результатов, которые нужно было нам получить. В 2009 году впервые в России на Самотлорском месторождении провели 2-х и 3-х стадийные ГРП. В 2016 году специалисты предприятия — снова первыми в стране— провели на Самотлоре 20-тистадийный МГРП, а годом позже улучшили собственный рекорд — довели количество стадий до 29.

Одно из последних нововведений в алгоритм проведения МГРП — использование воды из системы поддержания пластового давления (ППД).

— Попутную пластовую воду мы используем при ГРП по принципу закрытого цикла. Таким образом, инновация позволила отказаться от забора воды из открытых источников и сэкономить более 240 тыс. кубических метров такого важного ресурса,— рассказывает Семён Кудря, менеджер управления геологического сопровождения бурения скважин АО «Самотлорнефтегаз».

Ещё одна из эффективных инноваций — технология методов увеличения нефтеотдачи с использованием специальных составов. Данная технология позволяет извлекать дополнительную нефть из нефтеносных пластов путём закачки специальных составов через нагнетательные скважины.

— Попадая в пласт, состав блокирует промытые высокопроницаемые зоны, что позволяет воде отклоняться и вытеснять нефть из ранее не дренируемых участков пласта. Иначе говоря, мы нашли способ перенаправить потоки закачиваемой воды внутри пластов, захватывая ранее незадействованные нефтеносные зоны, что позволяет получить дополнительную нефть, извлечение которой классическими методами поддержания пластового давления было попросту невозможно, — рассказывает Иван Алпаров, главный специалист отдела разработки месторождений АО «Самотлорнефтегаз».

Также высокую эффективность в ходе опытно-промышленных испытаний (ОПИ) показал метод обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) с применением специального отклоняющего состава на основе нефтерастворимого кольматанта (материала для минимизации риска поглощений в мероприятиях ОПЗ).

– Новый подход позволяет равномерно обработать горизонтальные участки скважин специальным отклоняющим составом, который закачивается последовательно совместно со стандартными технологиями. Это позволяет блокировать выработанные каналы и перенаправить последующий закачиваемый стандартный состав в ранее незатронутые интервалы, тем самым ликвидируя негативный эффект кольмотации и, как следствие, вовлекая малодренируемые запасы, — рассказывает Марат Марванов, ведущий геолог отдела новых технологий АО «Самотлорнефтегаз».

В прошлом эпоха лёгкой — по близости залегания — нефти. Геологи «Самотлорнефтегаза» в своей работе применяю инновационные технологии и доказывают, что пласты Самотлора хранят в себе богатые запасы.