Часть III

330
«Молодой учёный» . № 13 (93)  . Июль, 2015 г.
Геология
В стратиграфическом отношении залежи ВВН и ПБ 
встречаются по всему осадочному чехлу, чем практически 
не отличаются от традиционных нефтей. Однако условия 
образования этих классов нафтидов обусловили их опре-
деленные отличия от обычных нефтей [3, 4, 5].
Среди главных отличий можно выделить следующие:
— резкая неоднородность литолого-петрографиче-
ского состава, фильтрационно-емкостных свойств пород 
коллекторов;
— высокие емкостные свойства коллектора (пори-
стость до 35 %) при достаточно низких фильтрационных;
— гидрофобный характер смачиваемости коллектора;
— структура нефтенасыщенности состоит из: сво-
бодной нефти, связанной нефти, адсорбированной нефти, 
битума в твердом состоянии;
— часть воды в поровом пространстве коллекторов 
связанная, причем содержание связанной воды может со-
ставлять 10–30 % от объема пор;
— содержание в объеме залежей тяжелых нефтей во-
доносных линз и промытых контурными водами про-
пластков;
— неровная поверхность водонефтяного контакта — 
горизонтальные, наклонные, волнистые, со значитель-
ными колебаниями отметок, повторяющие в основных 
чертах гипсометрию сводовой ловушки и его ослож-
нений.
Вышеуказанные особенности ВВН и ПБ и вмещающих 
их залежей определяют выбор способа рациональной раз-
работки последних.
Изучение отечественного и зарубежного опыта пока-
зало, что на сегодняшний день существуют три группы 
способов разработки залежей ВВН и ПБ:
1) скважинный способ, при котором добываются 
через скважины за счет природного режима, применения 
заводнения, термического или иного воздействия на про-
дуктивные пласты;
2) карьерные (открытые) и шахтные очистные си-
стемы разработки, при которых нефте- битумосодер-
жащую породу извлекают на поверхность, где из нее экс-
трагируют нафтиды;
3) шахтные дренажные системы разработки, при ко-
торых нефть или битум добываются в шахте через дре-
нажную систему скважин, пробуренных из горных выра-
боток.
Следует отметить, что применение карьерного и шахт-
ного очистного методов добычи ограничивается глубиной 
залегания продуктивного горизонта 50 м. При данном ме-
тоде разработки капитальные и эксплуатационные рас-
ходы относительно невелики, но при этом обеспечивается 
достаточно высокий коэффициент нефтеизвлечения — 
65–85 % [6].
Метод шахтных дренажных систем применим до глубин 
400 м. При этом достигнутый коэффициент нефтеотдачи 
значительно ниже, чем при карьерном и шахтном очистном 
методах, поскольку большое количество скважин бурится 
по пустым породам.
Для повышения эффективности разработки залежей 
ВВН и ПБ в шахтно-скважинном методе используют па-
ротепловое воздействие на пласт. Так называемый тер-
мо-шахтный метод применим на глубинах до 800 м, имеет 
коэффициент нефтеизвлечения до 50 %. Эта технология 
добычи была научно-обоснована, создана, испытана 
и впервые в мировой практике внедрена в промышлен-
ность на Ягерском месторождении [6].
Опыт разработки залежей ВВН и ПБ показывает, 
что большинство из них разрабатывается скважинным 
способом. Основная проблема разработки залежей ВВН 
и ПБ скважинным способом состоит в том, что есте-
ственные термобарические условия залежей не обе-
спечивают необходимую подвижность нефти во время 
фильтрации по пласту и притока флюида в скважину. 
Применение таких агентов вытеснения как холодная вода, 
воздух, азот, углеводородный газ в таких случаях не дает 
желаемого эффекта. Из-за большого значения соотно-
шения вязкости нефти и вытесняющего агента происходит 
прорыв последнего и резко ухудшается эффективность 
разработки залежи.
Поэтому, исходя из специфики физико-химических 
свойств ВВН и ПБ, наиболее рациональным представ-
ляется применение таких методов разработки залежи, 
при которых достигается максимальное снижения вяз-
кости пластового флюида и обеспечивается ее макси-
мальная подвижность. Среди таких методов особенное 
место занимают тепловые и термохимические методы.
При тепловых методах воздействия в качестве тепло-
носителя в пласт обычно закачивается пар, так как он об-
ладает большей энтальпией по сравнению с горячей водой, 
обеспечивает лучшие показатели по коэффициенту вытес-
нения и нефтеотдачи.
Метод закачивания пара рекомендуется для разра-
ботки залежей высоковязких нефтей — более 40— 50 
мПа•с, для которых метод заводнения не пригоден. Наи-
большее признание процесс паротеплового воздействия 
получил в сочетании с заводнением, при котором путем 
нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпера-
турная оторочка в объеме 20–30 % к общему объему пу-
стотного пространства залежи, которая перемещается за-
качиваемой в пласт водой. Применение метода позволяет 
достигать высокой величины коэффициента извлечения 
нефти — 0,4–0,6, иногда более.
Высокая эффективность метода обеспечивается бла-
годаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляции 
нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора 
вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол 
и асфальтенов и другим явлениям.
Выбор залежей с благоприятной для применения ме-
тода геолого-промысловой характеристикой основыва-
ется главным образом на необходимости создания ус-
ловий для минимальных потерь тепла при перемещении 
пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания 
пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание 
чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол 

---