Нефтеотдача пластов, степень извлечения запасов (общих, геол.) нефти из пласта при разработке залежей с применением совр. технологий добычи до предела экон. рентабельности с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды. Для колич. оценки используют коэф. Н.п. (отношение кол-ва извлечённой нефти к первоначально содержащейся в пласте, выраженное в долях ед. или в процентах). На нач. стадии разработки м-ний добыча нефти осуществляется за счёт естеств. энергии пласта. По характеру пластовой энергии выделяют режимы залежей, отличающиеся величиной конечного коэф. Н.п. (в долях ед.): водонапорный 0,6—0,8; газонапорный 0,5—0,7; упруго-водонапорный 0,5—0,7; растворённого газа 0,2—0,4; гравитационный 0,1—0,2. Различают физ., хим., микробиол. и др. методы увеличения Н.п. (МУН). Для добычи остаточной нефти из пластов с истощённой пластовой энергией разрабатывают более эффективные вторичные МУН. С 20-х гг. 20 в. в США, с 40-х гг. в СССР для восполнения пластовой энергии применяют искусств. заводнение м-ний; более 90% мировой нефтедобычи осуществляется с заводнением пластов, к-рое существенно увеличивает конечную Н.п. Осн. причины снижения эффекта от заводнения: св-ва пластов-коллекторов, высокие вязкость нефти и межфазное натяжение на контакте нефти с водой и породой, явления смачивания, адсорбции, величина начальной и остаточной водонасыщенности, капиллярного давления и др. 10—30% от нач. геол. запасов нефти остаются в слабопроницаемых пропластках и линзах, 15—35% — в заводнённых зонах в виде рассеянной нефти. Новые (третичные) МУН направлены на уменьшение отрицат. влияния геол. факторов на Н.п. и повышение технол. (нефтевытесняющих) св-в закачиваемой воды с помощью физ., гидродинамич., физ.-хим., микробиол. и др. процессов. По нефтяным месторождениям РБ ср. конечная Н.п. составляет 42%. С 60-х гг. МУН разрабатываются и внедряются АНК «Башнефть» совм. с ООО «Геопроект» (см. «БашНИПИнефть»), «НИИнефтеотдача» (с 1986). Испытано ок. 50 разл. технологий увеличения Н.п., в т.ч. с 1966 микробиол., с 1975 газовые МУН. На Туймазинском месторождении нефти впервые осуществлено законтурное заводнение (1948), позволившее сократить кол-во скважин в 15—20 раз, повысить темпы добычи в 1,5 раза. В 60-е гг. под рук. Г.А.Бабаляна разработаны технологии применения поверхностно-активных в-в, на Арланском месторождении нефти впервые применены неионогенные поверхностно-активные в-ва (1964). Иссл. по применению водорастворимых полимеров акриламида (полимерное заводнение) начаты в сер. 60-х гг. (Р.Х.Алмаев, Л.В.Базекина, И.Ф.Рахимкулов и др.). В 70-е гг. на Туймазинском м-нии проведены испытания технологии воздействия водных р-ров диоксида углерода на пласт и защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования (В.Ш.Ионов, Б.И.Леви, В.Г.Пантелеев, А.Б.Тумасян, Х.Г.Шакиров и др.). С 1991 внедряется МУН с применением сухой формы активного ила очистных сооружений микробиол. или гидролизных произ-в (В.М.Сенюков, Э.М.Юлбарисов, Н.В.Жданова, Л.Н.Загидуллина, Ю.М.Симаев и др.). Разработана технология закачки газа высокого давления, увеличивающая Н.п. до 6% (Р.З.Канюков, Г.Н.Пияков, Х.Ш.Сабиров, Шакиров и др.). В результате применения МУН (закачка углекислоты на Сергеевском месторождении нефти, горячей воды на Воядинском, биополимера «Симусан», аэри рованной воды и солей для активизации пластовой микрофлоры на Узыбашевском, внутрипластовое влажное горение на Арланском м-ниях и др.) в расчёте на 1 очаг с обводнённостью 91—99% доп. добыча нефти в ср. составила 1000 т/год. Для увеличения Н.п. на нефт. м-ниях ведутся работы по оптимизации плотности сетки скважин на залежах, содержащих нефть повышенной вязкости (св. 20 мПа∙с); при уплотнении сетки скважин до 16 (против 32) га на скважину Н.п. возрастает на 7—8%. Внедрение сводового (вертик.) смешивающегося вытеснения нефти оторочкой углеводородного газа высокого давления на рифовых м ниях позволило увеличить Н.п. на 3,4—9%.
