Часть III

331
“Young Scientist” .  #13 (93) .  July 2015
Geology
нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасы-
щенная мощность — 10–40 м. При меньшей мощности 
резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие 
и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно 
большой мощности горизонта во избежание низкого ох-
вата воздействием по вертикали возможно его расчле-
нение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские 
свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, 
проницаемость более 0,5 мкм
2
), поскольку при этом со-
кращаются потери тепла на нагревание собственно пород 
продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен 
при разработке залежей с высокой начальной нефтенасы-
щенностью, так как при этом потери тепла на нагрев со-
держащейся в пласте воды минимальны [7, 8, 9, 10].
Термохимические методы основаны на способности 
пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым 
в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся вы-
делением большого количества тепла (внутрипластовым 
«горением»). Различают прямоточное ««сухое» горение, 
при котором на забое воздухонагнетательной скважины 
производится поджог нефти и зона горения перемеща-
ется нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим 
скважинам, и прямоточное влажное горение, при котором 
в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух 
и вода. Для разработки залежей ВВН и ПБ более эффек-
тивен второй процесс, так как реализуются те же факторы 
улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагне-
тании в пласт пара [7, 11, 12].
Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличе-
нием глубины залегания пластов и необходимость приме-
нения компрессоров высокого давления, следует выбирать 
залежи, расположенные на глубинах не более 1500–
2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей 
с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000мПа с и более. 
Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых 
фракций нефти, служащих в процессе горения топливом 
(коксом). Исходя из технологической возможности и эко-
номической целесообразности процесса, рекомендуется 
применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм
2
и нефтенасыщенности более 30–35 %. Мощность пласта 
должна быть более 3–4 м. Рекомендации по верхнему 
пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди 
других имеются указания на то, что при лучшей проница-
емости средней части эксплуатационного объекта нефте-
насыщенная мощность может достигать70–80 м и более. 
При этом процесс горения, протекающий в средней части 
объекта, может обеспечивать прогрев и его менее прони-
цаемых верхней я нижней частей.
Процесс сухого горения в связи с высокой темпера-
турой горения — 700 °С и выше — более применим 
для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные 
коллекторы при высокой температуре подвержены раз-
рушению. При влажном и особенно сверхвлажном про-
цессах горение протекает при меньшей температуре — 
соответственно 400–500 и 200–300 °С. поэтому они 
применимы как для терригенных, так и для карбонатных 
коллекторов [7, 11, 12].
Учитывая вышеизложенное можно сделать вывод, 
что тот или иной методов может быть эффективно при-
менен лишь в определенных геолого-физических условиях 
и с учетом особенностей физико-химических свойств пла-
стового флюида. Поэтому при внедрении того или иного 
нового метода важно выбрать соответствующие эксплуа-
тационные объекты.
Литература:
1. Лукин, А. Е. Углеводородный потенциал недр Украины и основные пути его освоения // Вестник Национальной 
Академии Наук Украины. — 2008. — № 4. — с. 56–67.
2. Искрицкая, Н. И. Экономическая эффективность инноваций ВНИГРИ при освоении месторождений высоко-
вязких нефтей и природных битумов // Нефтегазовая геология. Теория и практика, № 1, 2006. с. 1–12.
3. Климушкин, И. М., Воронцова Г. В., Мессинева Н. И., Жиденко Е. А. Некоторые особенности залегания и гео-
логического строения скоплений природных битумов // Сб. трудов ВНИИ, № 78, 1981. с. 112–121.
4. Паюк, С. А., Стебельская Г. Я., Нестеренко Н. Ю,. Балацкий. Р. С. Петрофизическая модель нефтенасы-
щения пород-коллекторов башкирского яруса Яблуновського месторождения ДДв. // Нефтегазовая отрасль 
Украины. — 2015. — № 2. — с. 22–25.
5. Халимов, Э. М., Климушкин И. М., Фердман Л. И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР. Спра-
вочное пособие. М.: Недра, 1987. — 174 с.
6. Николин, И. Г. Методы разработки тяжелых нефтей и природних битумов // Наука-фундамент решения техно-
логических проблем развития России, № 2, 2007.
7. Климушкин, И. М., Аванесов И. Г Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей первичными 
и вторичными методами // Сб. трудов ВНИИ, № 90, 1987. с. 142–149.
8. Байбаков, Н. К., Гарушев А. Р., Антониади Д. Г., Ишханов В. Г. Термические методы добычи нефти в России и за-
рубежом. — М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — 181 с.
9. Байбаков, Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1988. — 
343 с.
10. Кудинов, В. И. Совершенствование тепловых методов месторождений высоковязких нефтей. — М.: Нефть 
и газ. — 1996. — 284 с.

---