Ярегское месторождение тяжёлой нефти. Инженерные решения

Содержание:

1. Ярегское месторождение тяжёлой нефти. Инженерные решения …………… 2
2. О месторождении …………………………………………………………………4
3. Природоохранная разработка месторождений горючего сланца и

высоковязкой нефти ………………………………………………….…………..6

4. Месторождения высоковязких нефтей и битумов Тимано-Печорской провинции и перспективы их освоения с использованием современных комплексных технологий ………………………………………………………. 11

Ярегское месторождение  тяжёлой нефти. Инженерные решения

В апреле 1932 года между речками Домаником и Ярегой была заложена первая скважина. На «линии Стрижова» летом 1932 года из первой пробуренной скважины № 57 вместо ожидавшегося газа с глубины около двухсот метров была получена нефть. В тот день из скважины был поднят сплошь насыщенный густой нефтью песчаник. Позже была заложена скважина №62, с глубины 192-205 м было получено две тонны густой нефти. Обе скважины вскрыли один и тот же нефтяной пласт, что и скважина, пробуренная когда-то в этом районе предпринимателем Ю.А. Вороновым. Так было официально открыто Ярегское месторождение тяжёлой нефти. Его первооткрывателем следует считать И.Н. Стрижова.

Я.М. Мороз сообщил в обком  партии и в Москву о новом открытии. После бурения в 1932-1933 годах последующих  скважин на «линии Стрижова» и  давших аналогичный результат стало очевидно, что открыто месторождение с большими запасами нефти, которое будет иметь союзное значение.

Геологом нефтяного промысла №3 был назначен один из высококвалифицированных  и авторитетных специалистов А.В. Кулевский.

Но нефть Яреги оказалась необычной: высоковязкой, с повышенной плотностью при низком пластовом давлении. В 1932 году здесь было добыто 26 т нефти. Для обеспечения нового нефтепромысла всем необходимым в декабре того же года был основан населённый пункт, будущий рабочий посёлок Ярега.

В 1933 году удалось добыть всего 673 т  нефти. Но, тем не менее, на Яреге  был организован промысел №3. Все  работы по подготовке месторождения  к разработке и добыче нефти производились  заключёнными специалистами: П.М. Идкиным, А.В. Кулевским, С.С. Гембицким, Н.Н. Инкиным, И.Г. Добрыниным и многими другими высококвалифицированными работниками. Уже первые анализы нефти показали её ценные свойства в отношении получения смазочных масел высокого качества. Исключительные характеристики ярегской нефти позволяли получать не только бензин и керосин, но и асфальт, битумы, незамерзающие масла и т. д. С этого времени началась систематическая разведка нового нефтяного месторождения и образован новый промысел Ухтпечлага - Промысел №3.

В годовом отчёте Ухтпечлага за 1934 год запасы нефти района Промысла №3 были исчислены (по минимальному варианту) в количестве 5070000 т.

В 1935 году было добыто 1427 тонн нефти. Затем  дебиты скважин резко снизились, а добыча в 1937 году составила всего 128 тонн.

Однако по мере исследования залежи ярегской нефти воодушевление по поводу открытия месторождения уступило место разочарованию. Её вязкость в тысячи раз превышала вязкость обычной нефти. К трудностям добычи добавлялось ещё и незначительное пластовое давление. Встал вопрос технологии процесса и методики извлечения нефти, поскольку запасы Ярегского месторождения в то время, несомненно, выходили за пределы областного значения. В 1934 году старший геолог Ухтпечлага Н.Н. Тихонович предложил шахтный метод разработки ярегской нефти, которому благоприятствовало её неглубокое залегание и отсутствие сопутствующих газов.

К решению задачи, как добывать такую нефть, была привлечена вся  инженерная мысль Ухты и не только. Пришлось обратиться к истории, к  шахтному способу добычи нефти, который практиковался в мире - в Западной Европе, Японии, США, Канаде, Южной Америке - более двухсот лет. В нашей стране он не применялся, хотя был хорошо известен специалистам. После почти двухлетнего всестороннего обсуждения проблем добычи ярегской нефти, экспертных заключений видных учёных и специалистов Советом Народных Комиссаров СССР 10 августа 1936 года было принято постановление «О строительстве опытной нефтяной шахты».

Начало эксплуатации Ярегского  месторождения было отодвинуто на несколько  лет. Сначала было необходимо спроектировать систему подземных выработок - основу шахтного метода нефтедобычи. Эта работа была завершена в 1937 году. Проект нефтяной шахты разработали инженеры Л. Гармаш, С. Гембицкий, А. Кулевский, П. Звягин, И. Новосельцев. К строительству приступили 9 июня 1937 года. Средства, вкладываемые в этот проект, были настолько значительны, что потребовались особые гарантии и государственная оценка нефтяного месторождения, которая была проведена впервые в истории нашей страны 26 ноября 1937 года. В этот день в ЦКЗ при НКТП СССР были обоснованы и защищены запасы тяжёлой нефти Ярегского месторождения. Подсчёт был осуществлён по методике А.И. Косыгина, который выступил в комиссии в качестве эксперта.

По постановлению СНК СССР от 8 августа 1936 началась закладка шахты для разработки Ярегского месторождения тяжёлой нефти. Разработка этого уникального нефтяного месторождения должна была вестись силами заключённых Ухтпечлага.

Первая шахта Яреги была заложена 10 октября 1937 года.

О месторождении

Ярегское месторождение расположено  в Ухтинском районе Республики Коми на 14-25 км южнее города Ухты. Это северо-восточный  склон Южного Тимана вблизи области  его постепенного перехода в Печорскую  депрессию. Поверхность района месторождения  представляет пологоволнистую равнину, понижающуюся в северо-восточном направлении. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 100 м в долине р. Ухты до 180 на водораздельных пространствах. Современный рельеф сформировался в результате ледниковых, водно-ледниковых и эрозионных процессов.

Месторождение представлено тремя  структурами (Ярегской, Лыа-Ельской  и Вежа-Вожской).

Промышленная нефть залегает на глубинах 130-300 м в кварцевых хорошо проницаемых песчаниках среднего девона живетско-пашийского возраста, образуя  сводовую залежь размерами З6х4-6 км, высотой 87 м. Нефть месторождения нафтено-ароматическая, тяжелая, смолистая, малопарафинистая.

Ярегское месторождение является потенциальной сырьевой базой для  обеспечения рынка России продуктами переработки тяжелой нефти и титановой руды. Уникальность месторождания состоит в том, что кроме больших запасов нефти оно содержит огромные запасы титановой руды (около 50% всех разведанных на настоящее время запасов титанового сырья России).

Нефтетитановая руда представляет собой песчаник, пропитанный нефтью. Основной рудный минерал лейкоксен.

Несмотря на то, что месторождение  на нефть разрабатывается с 1937 года, решение проблемы вовлечения в разработку титановой составляющей и переработка  титановой руды не продвинулось далее  попыток организовать опытно-промышленное производство. Не решен также вопрос эффективной переработки тяжелой нефти - существующая технология переработки уникальной Ярегской нефти не обеспечивает выход высоколиквидных, дорогостоящих товарных продуктов: трансформаторных, гидравлических, индустриальных и специальных белых, медицинских масел.

Важнейшей стратегической целью ОАО "ЯрегаРуда" является переход  от товарно-сырьевого к товарно-продуктовому варианту использования ресурсов Ярегского  нефтетитанового месторождения (переход на добычу и комплексную переработку титановой руды, глубокую переработку нефти). Данное намерение выражается в реализации долгосрочной концепции производства широкого ассортимента потребительской продукции из титановой руды.

Реализация проекта комплексного освоения Ярегского месторождения сыграет важную роль в развитии экономики республики Коми. Экономика Республики Коми опирается на значительный потенциал начальных суммарных запасов природных ресурсов и имеет экспортно-сырьевую ориентацию.

В настоящее время имеется ряд  реальных предпосылок для начала эффективной добычи и переработки  титансодержащей руды на Ярегском нефтетитановом месторождении.

На территории месторождения расположены: ОАО "ЯНТК", ОАО "Битран", в  настоящее время НШУ "Яреганефть" с тремя действующими нефтешахтами - структурное подразделение ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", ОАО "ЯрегаРуда". Объектом первоочередной разработки на титан является лицензионный участок ОАО "ЯрегаРуда" шахтного поля 3-бис.

Поскольку на месторождении  сосредоточена значительная часть запасов титана России, освоение его может решить проблему сырьевой базы отраслей промышленности, потребляющих титановое сырьё. Запасы полезных ископаемых месторождения позволяют организовать промышленный горно-химический комплекс любой экономически обоснованной мощности. Крупнейшие запасы и высокая степень изученности месторождения являются привлекательными для организации его освоения.

Природоохранная разработка месторождений горючего сланца и высоковязкой нефти

В настоящее время разведанных запасов традиционной нефти (при существующих объемах её освоения) хватит примерно на 40-50 лет. Хотя это вовсе не означает, что за указанный период все запасы нефти будут однозначно исчерпаны. Во-первых, постоянно происходит совершенствование технологий добычи нефти, что позволяет вовлечь в освоение ранее нерентабельные месторождения. Так, предполагается увеличение коэффициента отдачи нефтяных пластов на действующих месторождениях с 30-50% до 65-70%, т.е. в 1,7 раза. Во-вторых, после исчерпания традиционных нефтей наступит период интенсивной разработки месторождений высоковязких (асфальтитовые и битуминозные пески, горючие сланцы, сверхвысоковязкие нефти и др.) разновидностей. В целом мировые потенциальные запасы сверхтяжелой (высоковязкой) нефти (на конец 2006 г.) составляли 585,4 миллиард тонн, в том числе: Канада – 222,4; Россия – 184,2; Венесуэла – 163,7; Казахстан – 10,9; Мадагаскар – 5,9; США – 5,5.  Причем, современная технология нефтеной добычи, в зависимости от физико-геологических условий залегания в литосфере и свойств (прежде всего – вязкости) нефти, обеспечивает ее извлечение 20-40%, а в пластах с высоковязкой нефтью обычная скважинная технология добычи экономически неэффективна. Поэтому в этих условиях целесообразно применение шахтных инновационных способов разработки.

Многочисленными исследованиями показано, что фильтрация нефтей, отличающихся большим содержанием  асфальтенов, смол и парафинов, в  пористой среде сопровождается существенным отклонением от классических законов  Ньютона и Дарси. Поэтому разработка залежей высоковязкой нефти с помощью системы вертикальных скважин, пробуренных с дневной поверхности зачастую связана со значительными трудностями, а открытая разработка – значительным негативным воздействием на окружающую среду. Сравнительная эффективность различных систем разработки месторождений высоковязкой нефти: а) извлечение нефти из недр; б) геоэкологическая безопасность; в) себестоимость получения нефти; г) внешние ограничения применимости (глубина залегания, трещиноватость массива, климатические факторы и др.); 1 – открытая разработка, 2 – скважинная разработка, 3 – шахтная разработка. Так, опытная эксплуатация Ярегского месторождения была начата в 1935 г. с дневной поверхности скважинами, расположенными по сетке 75х100 м. Однако, из-за низкого (не более 2%) коэффициента нефтеотдачи с 1939 г. были вынуждены перейти к шахтной технологии с бурением технологических (рабочих) скважин через 15-25 м из подземных горных выработок. В результате, извлечение высоковязкой нефти повысилось лишь на 4%.  Дальнейший опыт промышленной эксплуатации с помощью шахтной дренажно-скважинной технологии показал, что коэффициент нефтеотдачи продуктивного пласта оказался довольно низким. Поэтому в последующей истории разработки Ярегского месторождения нефти вязкостью 103 МПа*с дополнительно были применены различные инновационные способы интенсификации с различной величиной достигаемой нефтеотдачи. При шахтно-скважинном способе  добычу углеводородного сырья осуществляют с помощью системы горных выработок, сооруженных в битумоносном пласте и пробуренных из них нефтесобирающих скважин.  Разработка месторождений природных битумов этим методом осуществляется с довольно высокой плотностью сетки технологических (рабочих) скважин. Причем, эти рабочие скважины сооружают вертикальными, горизонтальными и полого-наклонными (по отношению к залеганию продуктивных пластов). Анализ горно-геологических условий залегания высоковязкой нефти Ярегского месторождения показал, что шахтные системы разработки представляют наибольшую перспективу для освоения этих ресурсов. В частности, если карьеры негативно сказываются на естественном рельефе местности и на геоэкологической ситуации в целом, а скважинные системы для большинства месторождений высоковязкой (более 50…70%) нефти малоэффективны или просто неприемлемы (в силу имеющихся физико-химических свойств высоковязких нефтей), то шахтно-очистная система не так негативно влияет на окружающую среду, обладая при этом многими преимуществами карьерной добычи. Количество подаваемого активного агента (горячей воды, пара, наложение электромагнитного поля)

Группировка основных факторов, определяющих эффективность  шахтного освоения месторождений высоковязкой нефти. Первоначально рабочие скважины на этом месторождении располагали следующим образом:

1. Ухтинский способ, при котором  нефтяную залежь дренировали  весьма плотной сеткой скважин,  в 12-20 м друг от друга, глубиной  до 50 м, пробуренных из вышележащего  туффитового горизонта.

2. Уклонно-скважинный способ –  с расположением галереи в  верхней части продуктивного пласта и разбуриванием шестигранников площадью 8-12 га, пологими скважинами длиной до 200 м. Это способ был внедрен на Ярегском месторождении с 1954 г. и при нем в 3 раза сократился удельный объем горных выработок. Однако в итоге, более 90% запасов по-прежнему оставалось в нефтесодержащем продуктивном пласте. Предложенная в последующем термошахтная разработка месторождений высоковязкой нефти представляет собой сочетание шахтной дренажной разработки с методами искусственного воздействия на нефтесодержащий продуктивный пласт различными теплоносителями, которые осуществляются с помощью специальных рабочих скважин, пробуренных из подземных горных выработок. Было установлено, что вязкие нефти весьма чувствительны к изменению температуры . Например, если при температуре 30^оС вязкость нефти равна 1300 мПа∙с, то при 120^оС ее вязкость может составить всего 3,949 мПа∙с, при увеличении нефтеотдачи до 40% и более. Зависимость изменения вязкости нефти от величины температуры. Для существенного повышения темпов добычи углеводородного сырья и обеспечения полноты выработки запасов битумов используют разнообразные способы паротеплового воздействия на нефтесодержащий пласт. Причем, в качестве рабочего теплового агента могут быть использованы как газы, так и жидкости (преимущественно водяной пар и горячая вода). Эти рабочие агенты характеризуются высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими качествами. К настоящему времени установлены зависимости структурно-механических свойств нефти от содержания в ней асфальтенов и смол, концентрации и состава растворенного газа, а также от температуры и давления. Так, вязкость, удельный вес и межфазовое натяжение нефти и воды, с повышением температуры понижаются, а упругость паров несколько повышается. Однако вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, поэтому результирующее влияние изменения соотношения вязкостей будет благоприятным в основном для нефтеотдачи. Таким образом, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта при его нагревании достигается за счет улучшения коэффициента подвижности нефти, а также повышения объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом, теплового расширения нефти и протекающей дистилляции. При нагнетании горячей воды может быть достигнута нефтеотдача порядка 50-60%, а при нагнетании пара нефтеотдача может достигать даже 90% . Сравнительная эффективность нефтеотдачи продуктивного пласта в зависимости от вида обработки:1 – холодная вода (температура 30-40^оС); 2 – горячая вода (температура 90-95^оС); 3 – пар (температура 110^оС). Следовательно, путем подбора количества и качества нагнетаемого теплоносителя можно регулировать темпы процесса теплового воздействия на продуктивный пласт. Кроме этого, эффективность тепловой обработки нефтесодержащего пласта в значительной степени зависит от правильности выбора расположения рабочих скважин и оптимального (для прогрева) интервала между ними. Влияние удельного количества технологических скважин на эффективность шахтно-скважинной системы разработки месторождений высоковязкой нефти: – зона оптимума. К тому же продолжительность операции прогрева, а следовательно, и количество введенного в продуктивный пласт тепла зависят от требуемой температуры прогрева.  Так, минимальная температура прогрева нефтесодержащего пласта определяется температурой плавления парафино-смолисто-асфальтеновых веществ и колеблется в пределах 45-55 °С. Максимальная же температура прогрева ограничивается возможностью образования кокса при повышенных температурах и на практике принимается равной 150-180 °С. Однако, при нагнетании пара или горячей воды в продуктивный пласт, в результате теплообмена между нагнетаемым агентом и окружающими горными породами, происходят существенные потери тепла и в итоге температура агента в забое рабочей скважины будет намного ниже его температуры на устье.

Зависимость снижения температуры  пара от глубины скважины. Эти потери зависят от продолжительности процесса тепловой обработки, коэффициентов теплопроводности продуктивного пласта и характеристик его пород (прежде всего, их теплопроводности и трещиноватости), а также от мощности обрабатываемого продуктивного пласта.

Теоретические расчеты показывают, что потери тепла в большой  степени зависят от мощности продуктивного  пласта. Если, например, мощность пласта равна 120 м, то потери тепла при нагнетании горячего агента в течение 10 лет составят всего 20%, а если же мощность пласта равна 3 м, то эти потери составят уже 90%. Причем, тепловые потери находятся в прямой зависимости от разности температур теплоносителя и окружающих горных пород, а также от теплопроводности последних и процессов теплоинжекции.  Высокие показатели термошахтной разработки обеспечиваются за счёт сосредоточения в продуктивном нефтесодержащем пласте основных технологических процессов, включающих использование плотных сеток размещения нагнетательных и добывающих (горизонтальных, пологонаклонных и восстающих) скважин большой (до 300 м) протяженности, а также за счёт закачки теплоносителя способного размягчать (переводить в текучее состояние) высоковязкую нефть. Зависимость эффективности шахтно-скважинной системы разработки от вязкости нефти. В 1968 г. на Ярегском месторождении начались опытно-промышленные работы по тепловому воздействию на продуктивный нефтесодержащий пласт в условиях шахтной разработки месторождения. Первоначально во все нагнетательные скважины непрерывно производят площадное нагнетание пара с давлением 0,2-0,3 МПа, а затем темп закачки снижают с переходом на циклическую закачку пара в отдельные группы скважин. Кроме этого, на поздней стадии разработки в нефтесодержащий пласт нагнетают попутно добываемую воду. Термошахтная разработка реализуется на Ярегском нефтяном месторождении в виде нескольких систем: одногоризонтной, двухгоризонтной, двухъярусной, с оконтуривающими нагнетательными выработками, панельной. Все они отличаются друг от друга расположением подземных добывающих и нагнетательных скважин относительно пласта. Объем закачки пара при термошахтной системе разработки месторождений высоковязкой нефти равен 0,5-0,8 объема порового пространства продуктивного нефтесодержащего пласта. Перепад рабочего давления между нагнетательными и добывающими скважинами, капиллярная пропитка, а также имеющееся расширение рабочего флюида и сила гравитации способствуют вытеснению размягченной нефти из продуктивного пласта в трещины, а из трещин в добывающие скважины к эксплуатационной галерее, расположенной в нижней части нефтесодержащего пласта.  Причем пар закачивается через рабочие скважины надпластового горизонта, а нефть отбирается через пологовосходящие скважины, пробуренные под разными углами к горизонту из галереи, расположенной в нижнем части продуктивного нефтесодержащего пласта. Кроме этого, эта технология позволяет поднять давление закачиваемого пара до 1,6 МПа, что соответствует температуре насыщенного водяного пара равной 200оС. Выше температуру закачиваемого пара поднимать нельзя, так как тогда начинается возгонка нефти Ярегского месторождения в продуктивном нефтесодержащем пласте, что недопустимо для условий шахтной разработки. Коэффициент нефтеизвлечения по отработанным площадям достиг в среднем 53,2% , а по отдельным участкам превысил 70% (при паронефтяном отношении равном 2,7 т/т).

Однако, термошахтный способ добычи высоковязкой нефти имеет следующие недостатки: большой объем горнопроходческих  и буровых работ, значительные затраты на поддержание и вентиляцию горных выработок, большие потери тепла на нагревание вмещающих горных пород и рудничной атмосферы (приводящие к снижению эффективности процесса и нарушению теплового режима в горных выработках), сложность контроля и регулирования процесса добычи высоковязкой нефти из-за большого числа необходимых скважин. Поэтому в дальнейшем был разработан инновационный метод электротермодобычи высоковязких нефтей. Сущность данной технологии заключается в том, что разогрев массива коллектора (содержащего высоковязкую нефть) осуществляется пропусканием через него электрического тока, используя его в качестве активного сопротивления . При этом выделяется тепло, разогревающее коллектор и размягчающее высоковязкую нефть. Штреки проходятся от уклонов вниз по падению через 50 м, при этом из двух оконтуривающих штреков верхний по падению является условно «нагнетательным», т.е. из него бурятся нагнетательные скважины, а нижний по падению условно «добычной», т.к. из него бурятся добычные скважины. Эти скважины обсаживаются перфорированными металлическими трубами, являющиеся одновременно и электродами, посредством которых в объеме блоков создается электрическое поле.  Конкретное количество нагнетательных и добычных скважин определяется из соображения достижения максимально возможной и рациональной равномерности электрического поля в массиве обрабатываемого блока. Протекающий между скважинами-электродами электрический ток разогревает коллектор блока, после чего разогретая и размягченная нефть вытекает из блока (либо под действием гравитационных сил, либо путем вытеснения специально нагнетаемым агентом). При этом линии электрического тока замыкаются, как правило, через повышенную пористость, выделяя максимальное количество джоулева тепла именно в нужном объеме нефтесодержащего коллектора. Причем, варьируя изоляцией обсадных колонн-электродов можно создавать любые желательные конфигурации электрического поля.

Месторождения высоковязких нефтей и битумов Тимано-Печорской провинции и перспективы их освоения с использованием современных комплексных технологий

На территории Тимано-Печорской  провинции (ТПП) высоковязкие нефти (ВВН) и природные битумы (ПБ) пользуются широким площадным распространением и местами образуют значительные по запасам скопления. Крупные залежи ВВН и ПБ известны на Южном Тиммане, в Печоро-Колвинском авлакогене, в Варандей-Адзьвинской структурной зоне и на поднятии Чернова. Более мелкие залежи выявлены в большинстве других районов.

По величине запасов преобладают  ВВН. Полужидкие и твердые скопления углеводородов, составляющие меньшую часть разведанных запасов, представлены различными классами битумов от мальт до антраксалитов. Преобладающий тип таких скоплений — твердые битумы

(асфальты и асфальтиты).

Разведанные ВВН и ПБ образуют в  ТПП разнообразные типы залежей и скоплений в отложениях широкого стратиграфического диапазона (от триаса до силура) и породахколлекторах различного типа. Все выявленные скопления ВВН и ПБ характеризуются резким изменением таких важнейших параметров залежей, как нефтенасыщенность и битумосодержание, эффективная толщина коллекторов, пористость и проницаемость нефтенасыщенных пород, морфология и глубина залегания продуктивных горизонтов.

В ТПП разведанные геологические  запасы ВВН и ПБ составляют миллиарды  тонн, однако колоссальный потенциал этих природных ресурсов до настоящего времени используется достаточно слабо. Это связано с аномальными свойствами ВВН, которые создают сложные проблемы при разработке, транспортировке и переработке этих углеводородов.

Наиболее эффективной технологией извлечения ВВН и ПБ является тепловое воздействие на пласт. Для добычи ВВН и ПБ как в России, так и за рубежом широко применяются пароциклические обработки скважин (ПЦО), площадная закачка пара и внутрипластовое горение.

В последнее время широкое распространение (особенно в Канаде) получило также термогравитационное дренирование пласта и холодная, нетермическая добыча нефти. В России тепловые методы в промышленных масштабах применяются в основном на двух крупных месторождениях — Ярегском и Усинском, расположенных в ТПП. На этих месторождениях за счет тепловых методов ежегодно добывается более 1 млн. т ВВН, а всего здесь добыто около 30 млн. т термической нефти. На этих уникальных месторождениях время в разное время испытывались различные технологии добычи ВВН, многие из которых применяются в про-

мышленном масштабе и сегодня.

Длительный опыт разработки Ярегского  и Усинского месторождений ВВН  показал, что практически все варианты теплового воздействия на пласт имеют определенные ограничения. Например, в сложных карбонатных коллекторах (порово-каверново-трещинного типа), с которыми связана пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения, при площадной закачке пара не удается получить приемлемые технико-экономические показатели разработки из-за преждевременных прорывов теплоносителя по высокопроницаемым каналам: трещинам, кавернам и карстовым полостям. На длительно разрабатываемых шахтным способом участках Ярегского месторождения, ранее отработанных на естественном режиме, также неэффективно применение технологий, основанных на закачке в пласт теплоносителя высоких параметров, из-за неконтролируемых прорывов пара в старые скважины и горные выработки.

Одним из главных направлений освоения залежей ВВН и ПБ в настоящее  время является разработка и  внедрение комбинированных технологий воздействия на продуктивные пласты, включающих тепловые и другие физико-химические методы. Однако эффективное применение таких комбинированных технологий не возможно без комплексного системного изучения всех геолого-промысловых параметров разрабатываемых объектов. В результате комплексного воздействия на залежи ВВН и ПБ и системного подхода к процессу разработке можно получить синергетический эффект, если сложная иерархическая система продуктивного пласта будет грамотно сопряжена с системой комбинированного воздействия. В качестве комплексных технологий воздействия на продуктивные пласты при разработке залежей ВВН и ПБ в настоящее время рассматриваются следующие: комбинирование теплового воздействия и закачки химических реагентов (полимеров, ПАВ, щелочей, термогелей и пр.) с поверхности; комбинирование теплового воздействия с внутрипластовой генерацией различных реагентов, увеличивающих вытеснение и охват; сочетание теплового воздействия и закачки в пласт растворителей; комбинирование теплового и волнового воздействия; совместная закачка в пласт теплоносителей и различных газов; термогазовое воздействие, основанное на внутрипластовой генерации газа за счет низкотемпературного окисления нефти и др.

Для увеличения охвата пласта при паротепловом воздействии в Институте химии нефти СО РАН в последние годы были созданы и предложены к практическому применению термотропные неорганические и полимерные гелеобразующие составы, позволяющие генерировать гели непосредственно в пласте. Эти составы применяются в широком интервале температур, они приемлемы для низкопроницаемых коллекторов, могут закачиваться без предварительного растворения путем дозирования непосредственно в водовод, вполне применимы в зимних условиях. В настоящее время такие композиции применяются в промышленном масштабе на пермо-карбоновой залежи ВВН Усинского месторождения. Здесь на участках теплового воздействия с площадной закачкой пара в нагнетательные скважины для

увеличения нефтеотдачи пласта осуществляется периодическая закачка гелеобразующего со

става ГАЛКА и нефтевытесняющей композиции НИНКА, разработанных в  ИХН СО РАН.

Для повышения эффективности ПЦО  и снижения обводненности скважин  на Усинском месторождении также  используется композиция ГАЛКА.

В последнее время резко повысился интерес к комплексному использованию теплового и волнового воздействия. Установлено, что процесс передачи тепла значительно интенсифицируется, если совместить тепловую обработку пласта с волновой, например, ультразвуковой.

Воздействие на пласт волновыми полями также может увеличить нефтеотдачу за счет интенсификации режимов растворенного газа, капиллярной пропитки и гравитационной сегрегации газа и нефти. Учитывая длительный опыт разработки Ярегского месторождения термошахтным способом, который показал, что основную роль при разработке этого уникального объекта играет теплопроводный прогрев через систему тектонических нарушений и трещин, среднее расстояние между которыми составляет около 20 м, в СПГГИ был разработан способ волновых обработок продуктивных пластов с трещинным типом коллектора.

Трещиноватый нефтяной пласт Ярегского  месторождения представляет собой  сложную систему матричных пористых блоков и открытых трещин различного масштаба. Наиболее эффективной волновая обработка будет при совпадении размеров характерных блоков L с длиной волны излучаемых колебаний λ, так как в этом случае будет происходить резонансное увеличение амплитуды колебаний горной породы-коллектора. С учетом того, что нефтяной пласт являет собой систему блоков различного масштаба, необходимо определить отдельные характерные (преобладающие) размеры блоков от микро- до макромасштаба, т.е. от размеров зерен породы и разделенных микротрещинами частиц до размеров крупных отдельностей горных пород. Изучая данные о линейных размерах отдельных блоков, полученную информацию можно представить в виде гистограммы размеров блоков продуктивного пласта, из которой можно выделить локальные максимумы, которые и составят дискретный ряд характерных линейных размеров блоков продуктивного пласта. Для каждого значения ряда линейных размеров блоков Li рассчитывается резонансная частота колебаний νi из уравнения:

v i = Li/ c,

где с — скорость распространения  упругих волн в породе нефтяного  пласта.

Таким образом, имеем ряд частот. Волновую обработку нефтяной залежи предлагается проводить в несколько этапов, последовательно, волнами частот, значения которых равны значениям рассчитанных величин из полученного ряда значений.

Характерные размеры отдельных  разностей L продуктивного пласта предлагается определять как среднегеометрическое из максимального Lmax и минимального Lmin его видимых размеров (М.А. Садовский, Л.Г. Болховитинов, В.Ф. Писаренко. Деформирование геофизической среды и геофизический процесс. М.: Наука, 1987):

Данный способ определения ряда частот для серии последовательных волновых обработок может найти широкое применение в условиях Ярегского нефтяного месторождения, единственного в России, разрабатываемого шахтным способом, применение которого позволило с высокой точностью, преимущественно визуально, изучить количественно систему