Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ПРИМЕНЕНИЕ МИКРОБИОЛОГИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ЕГО НЕФТЕОТДАЧИ В НГДУ “ЧЕКМАГУШНЕФТЬ”

РУКОВОДИТЕЛЬ

М.К. РОГАЧЕВ

КОНСУЛЬТАНТЫ

Л.Г. РОМАНОВА

2004

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка содержит 115 страниц машинописного текста, в том числе 7 рисунка, 18 таблицы, 13 источников.

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, пласт, проницаемость, нефтенасыщенность, нефтенасыщенная толщина, закачка сухого активного ила, метод Камбарова.

Объектом исследования являются методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Дипломный проект содержит введение, исходные данные для проектирования, обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пластов, статистический анализ технологической эффективности применяемых методов увеличения нефтеотдачи пластов, расчетную часть, оценку экономической эффективности мероприятия, раздел безопасности и экологичности проекта.

Целью дипломного проекта является изучение состояния разработки Манчаровского месторождения, обзор методов увеличения нефтеотдачи пластов, статистический анализ технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, расчет дополнительной добычи нефти.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения по месторождению

1.2 Основные свойства пород-коллекторов

1.3 Состав и свойства пластовых флюидов

1.4 Состояние разработки месторождения

1.5 Характеристика фонда скважин

2. ПРИМЕНЕНИЕ МИКРОБИОЛОГИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ЕГО НЕФТЕОТДАЧИ В НГДУ “ЧЕКМАГУШНЕФТЬ”

2.1 Анализ результатов применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в НГДУ “Чекмагушнефть”

2.2 Применение микробиологического воздействия на продуктивный пласт для увеличения нефтеотдачи

2.3 Пути дальнейшего совершенствования микробиологического метода повышения нефтеотдачи пласта

2.4 Техника и технология закачки сухого активного ила

2.5 Расчет дополнительной добычи нефти по очагам внедрения сухого активного ила

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА

3.1 Краткая характеристика основных технико-экономических показателей НГДУ "Чекмагушнефть"

3.2 Анализ калькуляции себестоимости одной тонны нефти в НГДУ «Чекмагушнефть»

3.3 Обоснование закачки сухого активного ила

3.4 Методика расчета экономического зффекта от закачки сухого активного ила

3.5 Расчет экономической эффективности от закачки сухого активного ила на Крещено-Булякской площади Манчаровского месторождения

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа в НГДУ “Чекмагушнефть”

4.2 Оценка эффективности проведения мероприятий по обеспечению безопасности труда

4.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

4.4 Оценка эффективности проведения мероприятий по обеспечению экологической безопасности

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяные месторождения НГДУ “Чекмагушнефть” характеризуются существенными различиями геолого-промысловых условий, степени выработанности запасов нефти и эффективности применения методов воздействия на пласт. В настоящее время естественное падение добычи нефти не компенсируется соответствующим приростом геологических запасов за счет открытия новых месторождений, альтернативным направлением поддержания добычи нефти на достигнутом уровне является широкомасштабное внедрение в практику нефтедобычи прогрессивных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Одним из таких методов, нашедших широкое применение на месторождениях НГДУ “Чекмагушнефть”, является микробиологическое воздействие на пласты в различных его модификациях (закачка сухого активного ила, избыточного активного ила, биокомплексное воздействие).

В данном дипломном проекте производится расчет дополнительной добычи нефти от применения закачки сухого активного ила в продуктивный пласт Яркеевской площади НГДУ “Чекмагушнефть”. В результате опытов полученных при разработки Манчаровского месторождения было выявлено, что для получения наилучших результатов, необходимо в течении года произвести не менее двух обработок пласта.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения по месторождению

Манчаровское нефтяное месторождение находится в северо-западной части республики Башкортостан, в 60 км к юго-востоку от Арланского месторождения. Разведочные работы на площади начаты в 1953 году, на основании структурно-поискового бурения. Эксплуатационное бурение начато в 1957 году.

Манчаровское месторождение разрабатывается НГДУ “Чекмагушнефть” АНК Башнефть.

Манчаровское месторождение включает Исанбаевский, Яркеевский, Крещено-Булякский, Западно-Менеузовский, Игметовский, Манчаровский, Имянликуловский, Тамьяновский и Кувашский участки.

Промышленно-нефтеносными горизонтами являются терригенные отложения нижнего карбона и девона и карбонатные отложения турнейского яруса и каширского горизонта.В геоморфологическом отношении район месторождения представляет собой равнину с пологим уклоном к реке Белой и отдельными пологими возвышенностями. Наибольшее абсолютные отметки поверхности достигают 215-220 м, минимальные отметки в пойменных участках рек составляют 75-80 м.

Климат в районе Манчаровского нефтеносной площади умеренно-континентальный.

Средняя величина минимальной температуры приходится на зимние месяцы январь - февраль, максимальная - на летний месяц июль, в котором также наблюдается наибольшее выпадение осадков. Максимальная температура воздуха +36 єС, минимальная - 45 єС. Снежный покров к концу зимы достигает 1,5 м.

1.2 Основные свойства пород-коллекторов

Продуктивный пласт К приурочен к самой верхней части каширского горизонта и представлен тремя прослоями пористо-кавернозных доломитов и известняков, залегающих в тонком чередовании с более плотными разностями этих пород.

Доломиты, доминирующие в составе нефтеносных пород-коллекторов, темно-буровато-серые, органогенно-реликтовые, в различной степени известковистые, с четкой гранулярной структурой пустотного пространства. Поры локализованы в основном в межзерновых участках, имея размеры до 0,8 мм, иногда наблюдаются редкие тонкие открытые трещины длиной до 1 мм. Известняки имеют подчиненное значение. Толщина пласта К колеблется в пределах от 0,8 до 4 м.

Пористость изменяется от 10,2 до 17,2 %, средняя пористость по залежи равна 13,4 %, проницаемость изменяется от 0,001 до 0,091 мкмІ. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,65.

Залежь пласта К структурно-литологическая, подстилается водой, ВНК принят на отметке - 673 м.

Нефть приурочена к пористым прослоям, которые при сопоставлении разрезов скважин не всегда выдерживаются как по площади так и по толщине. Такое строение залежи указывает на плохую гидродинамическую связь между отдельными прослоями нефтяной и законтурной частями пласта.

Газовая шапка не обнаружена, следовательно, газ полностью растворен в нефти.

Терригенные отложения нижнего карбона залегают на известняках турнейского яруса и перекрываются известняками тульского горизонта. Характерной особенностью разреза является наличие карбонатной пачки в разрезе тульской толщи. Терригенная толща нижнего карбона характеризуется сложным строением и представлена переслаиванием пластов и линз песчаников, алевролитов, аргиллитов, глинистых углистых сланцев и глинистых известняков.

Общая толщина отложений в пределах месторождений колеблется от 34 до 85 м и увеличивается от сводов поднятий крыльям. Суммарная толщина песчаников колеблется от 3,8 до 54,4 м за счет увеличения количества и толщины песчаников прослоев.

В разрезе терригенной толщи выделены породы елховского, радаевского и тульского горизонтов, вмещающие семь песчаных пластов: С-II, C-V, C-VI0, C-VI-1, C-VI-2, C-VI-3, ЛП, из которых нефть содержится в пластах C-V, C-VI0, C-VI-1, C-VI-2, C-VI-3, ЛП.

Пласт C-V тульского горизонта имеет весьма ограниченное распространение по площади и образует три литологические залежи - две на Исанбаевской площади и одну - Яркеевской. Коэффициент распространения коллекторов равен 1,0. Песчаники пласта C-V, представлены одним прослоем, толщина которого меняется от 0,8 до 2,4 м.

Коэффициент расчлененности равен 1, песчанистости - 0,95. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,78.

Литологически пласт C-V сложен песчано-алевролитовыми породами.

Пласт C-VI0 . Песчано-алевролитовый пласт C-VI0 приурочен к тульскому горизонту и имеет ограниченное распространение по площади, образует пять литологических залежей, расположенных на Яркеевской, Игметовской, Западно-Менеузовской площадях. Коэффициенты распространения коллекторов, расчлененности и песчанистости равны соответственно 1,0; 1,11 и 0,96.

Толщина пласта C-VI0 изменяется от 0,4 до 1,8 м. Литологически пласт представлен мелкозернистыми песчаниками. По результатам определения коллекторских свойств пористость песчаников изменяется от 17,9 до 23,6 %, составляя в среднем 21,2 %, проницаемость в среднем определена 0,649 мкмІ. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,78.

Пласт C-VI-1. Песчаный пласт C-VI-1 выделяется в разрезе бобриковского горизонта и является основным по запасам продуктивным пластом, выдержан по площади, лишь на отдельных участках выявлены локальные зоны замещения песчаников непроницаемыми алевролито-аргиллитовыми породами. Коэффициент расчлененности пласта 1,45, коэффициент песчанистости - 0,97. Коэффициент распространения коллекторов по залежам 0,23…1,00.

Общая толщина песчаников пласта C-VI-1 изменяется от 0,8 до 25,6 м. Промышленная нефтеносность пласта установлена на всех площадях месторождения, кроме Имянликулевской. Всего содержит 13 залежей, максимальные нефтяные толщины равны 12,4…16,0 м.

Литологически пласт сложен кварцевыми песчаниками, мелкозернистыми, хорошо отсортированными. Зерна кварца размером 0,1…0,3 мм удлиненные, угловатые полуокатанные. Цемент глинисто-кремнистый, местами содержит сульфат. Присутствие глинистости в некоторых случаях дает хорошую пористость, но сильно занижает проницаемость. Пористость определена в пределах 13,1…28,1 %, составляя в среднем 23,2 %, средняя проницаемость - 1,265 мкмІ. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,91.

Залежи нефти структурные, сводовые, подпираются пластовыми водами. ВНК залежей пласта C-VI-1 установлены в пределах отметок -1164,5 - 1170,5 м.

Пласт C-VI-2. Песчаный пласт C-VI-2 также выделяется в бобриковском горизонте, выдержан по площади, имеются лишь небольшие зоны замещения песчаников. Наибольшее развитие нефтяные песчаники этого пласта имеют на Крещено-Булякской, Игметовской, Манчаровской, Абдулинской и Тамьяновской площадях, всего содержат 16 залежей. Пласт расчленяется аргиллитово-алевролитовыми породами и углистоглинистыми сланцами на три и даже четыре прослоя.

Нефтяные толщины пласта C-VI-2 изменяются от 0,8 до 11,6 м, среднее значение его составляет 3…6 м. Коэффициенты распространения коллекторов равны 0,96…1,0, песчанистости - 0,95 и расчлененности - 1,63.

Литологически пласт C-VI-2 представлен серыми, светло- и коричневато-серыми, мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками. Цемент глинистый, в основном поровый, местами базальный.

Пористость изменяется в пределах 14,9…26,3 % и составляет в среднем 22,9 %, проницаемость - 0,744 мкмІ, коэффициент нефтенасыщенности - 0,9.

Залежи пласта C-VI-2 пластовые, сводовые, подпираются водами с ВНК на Яркеевской площади - 1168,5…1173,9 м; на Крещено-Булякской площади - 173 м на севере и -1178,2 м на юге площади; на Манчаровской и Игметовской площадях -1176,4… ? 1180,0 м; на Абдулинской площади - 1178… ? 1187 м; на Тамьяновской - 1172… ? 1182 м.

Пласт C-VI-3 в основном представлены одним прослоем, толщина пласта меняется от 0,8 до 11,2 м.

Пласт ЛП сложен линзовидными прослоями песчаника, залегающими среди аргиллитов. Максимальная толщина пласта составляет 10,4 м. На многих площадях пласты C-VI-3 и ЛП сливаются и имеют единый ВНК.

Литологически пласт C-VI-3+ЛП представлен песчаниками серыми и коричнево-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, хорошо отсортированными, с непостоянной примесью глинистого и алевролитового материала.

Цемент глинистого, неполнопорового, контактового типа. В целом песчаники обладают хорошими коллекторскими свойствами. Пористость изменяется от 13,8 до 26,5 %, проницаемость составляет 1,082 мкмІ. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,91.

1.3 Состав и свойства пластовых флюидов

Физико-химические свойства пластовой нефти

Пластовые нефти изучались для пластов терригенной толщи нижнего карбона по ограниченному количеству проб, что обусловлено отсутствием фонтанного фонда скважин, обеспечивающего качественный отбор проб нефти. Нефти - тяжелые (плотность 879-903 кг/м3), вязкие (вязкость 18,7-33,8 мПа*с), имеют низкую газонасыщенность (7,8-13 нм3/т).

Физико-химические свойства нефти приведены в таблице 1.1. При исследовании изучались удельный вес нефти, ее вязкость, а также содержание асфальтенов, смол, серы, парафина.

Нефти терригенной (угленосной) толщи тяжелые (их удельный вес 0,902-0,908 г/см3), вязкие (вязкость их 53-89 см2 /с). Смолистые (содержание смол 16-18 %), сернистые (содержание серы 3,4-3,9 %), парафинистые (содержание парафина 3,1-3,3 %). Выход светлых нефтепродуктов составляет 35,7-40,3 %.

Нефть, отобранная из скважин, расположенных вблизи зон замещения песчаников алевролитами или в водонефтяной зоне, отличается от нефти, отобранной из скважин центральной части залежи - она более тяжелая и вязкая.

Таблица 1.1 Свойства нефти продуктивных пластов поверхностных условиях

Показатель	Значение
Плотность, кг/м3	902
Вязкость, мПа•с	29,7
Содержание в нефти, -асфальтенов, % (по массе) -смол, % (по массе) -серы, % (по массе) -механических примесей, % (по массе) -парафина, % (по массе) -воды, % (по массе) -солей, мг/л	5,9 4,8 3,5 0,0059 4,7 13,6 98917
Температура плавления парафина, 0С	49
Начало кипения нефти, 0С	75

Пластовые нефти Манчаровского месторождения по своим свойствам близки между собой. Они тяжелые, вязкие, имеют низкую газонасыщенность.

Свойства нефтей в пластовых условиях приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2 Свойства нефтей в пластовых условиях

Показатель	пласт
	С-V	С-VI0	С-VI-1	С-VI-2
1	2	3	4	5
Давление насыщения нефти газом, МПа	3,1	2,9	5,7	4,4
Газовый фактор, нм3 /т	5,7	3,3	12,7	7,9
Плотность нефти при Рпл, г/см3	0,886	0,891	0,899	0,903
Плотность нефти при Рнас, г/см3	0,881	0,883	0,884	0,893
Вязкость нефти при Рнас, мПа*с	20,3	22,1	21,3	28,1
Вязкость нефти при Ратм, мПа*с	29,4	40,5	43,41	46,3
Усадка нефти от Рпл	1,1	0,6	2,3	0,62
Объемный коэффициент	1,013	1,007	1,023	1,008
Газовый фактор, нм3 /т	5,7	3,3	12,7	7,9

Состав попутного газа

Попутные газы терригенной толщи месторождения жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции, не содержат сероводорода. Содержание азота находится в пределах 35-50 %, содержание углеводной части составляет 63-66 %. Газ содержит некондиционное количества гелия. Содержание сжимаемых газов приведено в таблице 1.3. Физико-химические свойства попутного газа приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.3 Содержание сжимаемых газов

пласт	Содержание, % объемные
	этан	бутан	пропан
С-V	7,8	9,7	23,2
С-VI0	12	11,7	19,3
С-VI-1	8,7	9,3	21,6
С-VI-2	12,3	10,2	20,2

Свойства пластовых вод

Пластовые воды тульского, бобриковского горизонтов и турнейского яруса по свойствам близки между собой. Их плотность равна 1172 - 1181 кг/м3, общая минерализация изменяется в пределах от 775,8 до 923,5 мг на 100 г. Воды относятся к хлоридо-кальциевому типу. Характеристика сточной воды приведена в таблице 1.5.

Таблица 1.5 Характеристика сточной воды

Показатель	Значение
1 Водородный показатель	4,9
2 Ионный состав воды, мг/л по ОСТ 39-071-78
HCO3-	319
Cl-	38997
SO42-	37
Ca2+	2581
Mg2+	1027
K+ + Na+	20573

1.4 Состояние разработки месторождения

Выработанность запасов нефти по объектам разработки различна. Оценка выработки запасов приведена в табл. 1.6.

Таблица 1.6 Оценка выработки запасов по эксплуатационным объектам Манчаровского месторождения

Продуктивная толща	Категория запасов	Накопленная добыча нефти, тыс.т	КИН, доли ед.	КИЗ, доли ед.	Обводненность, %
			проектный	текущий
1	2	3	4	5	6	7
Объекты в терригенных коллекторах
Бобриковский	А+В+С1	61291	0,49	0,46	0,95	94,0
Пашийский Д1	В+С1	298	0,37	0,12	0,32	94,0
Кыновский	В+С1	278	0,23	0,09	0,39	38,0
Объекты в карбонатных коллекторах
Каширский	В	4	0,15	0,03	0,19	97,0
Турнейский	В+С1	1827	0,15	0,07	0,45	57,0

По терригенным объектам с благоприятными геолого-физическими характеристиками коллекторов выработка запасов нефти по объектам различна. Объекты рассматриваемой группы различны и по времени их эксплуатации. Наиболее длительное время разрабатывается бобриковский горизонт Манчаровского месторождения (с 1952 г.). Этот объект характеризуется наибольшей выработкой запасов нефти, коэффициент исполььзования запасов составляет 0,95, текущий коэффициент извлечения нефти - 0,46, обводненность - 94 %.

Менее выработаны запасы нефти пашийского горизонта Манчаровского месторождения (КИЗ - 0,32, КИНтек - 0,12 при проектном КИН - 0,37). Это связано с невысокими темпами разработки.

В целом объекты терригенной толщи нижнего карбона наиболее выработаны, чем объекты терригенного девона.

По каширскому горизонту Манчаровского месторождения обводненность достигла критической величины и составляет 97 % при КИЗ, равном 0,19.

1.5 Характеристика фонда скважин

На Андреевском месторождении нефть добывается двумя способами: ШСНУ и УЭЦН.

Из действующего фонда, составляющего 214 скважин, основная часть, 147 скважины, эксплуатируются ШСНУ, с помощью УЭЦН эксплуатируются 24 скважины. Как видно преобладающим способом эксплуатации являются ШСНУ, это связано с тем, что большинство скважин относится к числу малодебитных с коэффициентом продуктивности меньше 0,5, необходимо также заметить, что нефти данного месторождения имеют значительную вязкость, что отрицательно сказывается на работе УЭЦН.

Большая обводненность продукции, кривизна ствола скважины, наличие механических примесей, как наземного, так и подземного происхождения вызвало необходимость применения УЭЦН.

УЭЦН имеет также ряд положительных качеств в отличие от ШСНУ, поэтому при определенных условиях их эксплуатация целесообразнее.

1. Выполнен анализ состояния разработки Манчаровского нефтяного месторождения. Манчаровское месторождение находится на поздней стадии разработки. Отобрано 85251 тыс. тонн нефти, что составляет 45,7 % от начальных геологических запасов. Обводненность достигла критической величины, составляет 97 %.

2. С учетом осложненных условий разработки Манчаровского место-рождения для обеспечения ее проектных показателей, необходимо применение на месторождении методов увеличения нефтеотдачи пластов.

2. ПРИМЕНЕНИЕ МИКРОБИОЛОГИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ЕГО НЕФТЕОТДАЧИ В НГДУ “ЧЕКМАГУШНЕФТЬ”

2.1 Анализ результатов применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в НГДУ “Чекмагушнефть”

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов

Силикатно-щелочное воздействие. Технология вытеснения нефти из целиков и увеличения охвата пласта заводнением заключается в снижении проницаемости водопроводящих каналов за счет внутрипластового образования упругих дисперсий на путях фильтрации воды [1]. Опыт работы в НГДУ “Чекмагушнефть” показывает, что наиболее эффективна попеременная закачка оторочек щелочных растворов и высокоминерализованных вод. Для предотвращения преждевременного смешения силикатно-щелочного раствора (СЩР) с вытесняющей сточной водой между ними закачивают оторочки инертной жидкости, например, пресную воду. Место выпадения осадков в пласте регулируют объемами оторочек пресной воды и раствора реагентов, а степень снижения проницаемости обводненных зон продуктивного коллектора - изменением концентрации гидроксида и силиката натрия.

Кроме того, добавление полимеров в раствор одного из реагентов позволяет “связать” отдельные образующие в пласте дисперсные частицы между собой и с породой пласта и, тем самым, снизить проницаемость трещин и крупных пор. Увеличивая относительное содержание полимера в растворе, можно снизить проницаемость за счет адсорбции, и наоборот, уменьшая относительное содержание полимера до нуля, снизить ее за счет изменения дисперсных фаз.

Оторочки СЩР закачивают в пласт выборочно через нагнетательные скважины с высокой приемистостью, в основном с блочных установок, содержащих емкости большой вместимости, цементировочными агрегатами ЦА-320 бригадой капитального ремонта скважин. Для приготовления СЩР используют натр едкий технический (ГОСТ 2263-79), стекло натриевое жидкое (ГОСТ 2263-79), стекло натриевое жидкое (ГОСТ 13078-81), полиакриламид сухой дробленный (ТУ6-16-157-78) или порошкообразные марки. Концентрация компонентов в растворе составляет: силиката натрия - 2,0; гидроксида натрия - 0,2…2,0; ПАА - 0,01…0,06 %. Водородный показатель (рН) нагнетаемого в пласт СЩР должен быть равен 12,7…13,7.

Внедрение силикатно-щелочного воздействия в НГДУ “Чекмагушнефть” начато в 1990 г. Первые закачки проводились в основном через БКНС. Охват силикатно-щелочным воздействием в последние годы возрос: увеличилось число месторождений и объем использования данной технологии. При проведении закачек реагентов используют не только насосы БКНС, но и ЦА-320 бригады КРС. В табл. 2.1 приведены показатели эффективности внедрения СЩВ в НГДУ “Чекмагушнефть” за 1990-1998 гг.

В течение 1990-1998 гг. на месторождениях НГДУ “Чекмагушнефть” испытаниями были охвачены 38 нагнетательных скважин, воздействующих на 179 добывающих, из которых прореагировали 65, что составляет 36%. В результате обработки было получено 35,9 тыс. т нефти, в среднем 945 т на одну скважинообработку.

Кроме того, за последние годы снижена добыча попутно добываемой воды на 128 тыс. т. Промысловые испытания свидетельствуют о необходимости периодической обработки нагнетательных скважин гелеобразующей композицией, поскольку продолжительность эффекта ограничена. Проведенные испытания СЩВ подтверждают его эффективность для извлечения остаточной нефти, обеспечивающую перераспределение фильтрационных потоков за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижающую содержание попутно добываемой воды в продукции нефтяных скважин.

Для расширения масштабов круглогодичного применения СЩВ в требуемых объемах необходимо разрабатывать морозоустойчивые реагенты.

Закачку силикатно-щелочного раствора (СЩР) проводили на Манчаровском месторождении. В 1996 г. обработали пять скважин, дополнительная добыча нефти составила 8336 т. В 1997 г. от внедрения данной технологии дополнительно добыли 9702 т нефти, обрабатывалось восемь скважин. Итого за два года прирост в добыче нефти составил 18038 т.

Щелочно-полимерное воздействие (ЩПВ). Перспективным методом воздействия на пласт в условиях терригенных отложений на месторождениях НГДУ “Чекмагушнефть” является селективная изоляция водопритока с применением водоизолирующих материалов на основе щелочей: закачка аммиачных и щелочно-полимерных растворов, различных щелочных отходов и др. Одной из масштабно испытанных технологий является ЩПВ на обводненные пласты.

Увеличению нефтеотдачи способствует как повышение охвата пластов заводнением, так и снижение проницаемости водопромытых зон за счет образования упругих гидрофобных дисперсных систем при взаимодействии щелочно-полимерного раствора (ЩПР) с высокоминерализованными пластовыми водами и изменения направления фильтрационных потов [1].

Технология ЩПВ является разновидностью метода регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта осадкообразующими реагентами для обработки ПЗ и отличается от процесса СЩВ небольшими объемами разделительных оторочек пресной воды, отсутствием жидкого стекла в растворе.

Технологический процесс должен осуществляться с использованием существующих на промысле систем ППД.

В НГДУ “Чекмагушнефть” щелочно-полимерное воздействие было начато в 90-х годах с закачки аммиачных вод, а с 1997 г. проводится закачка щелочно-полимерного раствора в нагнетательные скважины.

Показатели применения данной технологии за 1990-1998 гг. в НГДУ “Чекмагушнефть” представлены в табл. 2.2.

Анализ полученных результатов показывает, что проведенные закачки аммиачной воды на месторождениях НГДУ “Чекмагушнефть” не дали ожидаемого эффекта. Поэтому в 1997-1998 гг. было начато использование щелочно-полимерных растворов. Внедрение данного метода на 13 очагах воздействия позволило добыть 11026 т дополнительной нефти, что в среднем составляет 848 т на одну скважину.

Отметим, что при применении ЩПР прореагировали более 26 % добывающих скважин, тогда как при закачке аммиачной воды лишь 9 %.

На мой взгляд, работы по ЩПВ необходимо продолжить и на других месторождениях НГДУ “Чекмагушнефть” с учетом геологического строения и состояния разработки, исходя из анализа эффективности внедренных мероприятий.

Закачка композиций на основе алюмохлорида. В основу технологии заложен принцип гелеобразования в высокопроницаемых каналах продуктивного пласта с использованием алюмохлорида - отхода производства химической промышленности. Применяется на месторождениях с неоднородными пластами, имеющими высокопроницаемые пропластки, и при прорыве воды по отдельным прослоям и зонам. Сущность данного метода заключается в образовании гидрооксидалюминия при смешивании солей алюминия с щелочными растворами. Работы проводятся с использованием серийно выпускаемого оборудования, применяемого при капитальном и текущем ремонте скважин. В НГДУ “Чекмагушнефть” использование данной технологии было начато в 1995 г. За 1995-1998 гг. были обработаны 26 нагнетательных и две добывающие скважины.

Показатели эффективности внедрения осадкогелеобразующей технологии на основе алюмохлорида представлены в табл. 2.3.

Проведенные испытания показали достаточно высокую эффективность применения алюмохлорида в качестве гелеобразующего реагента. Обработка 26 нагнетательных скважин позволила дополнительно добыть 10047 т нефти. Общее число прореагировавших добывающих скважин - 38, что составляет 36 % от общего числа (103) окружающих добывающих скважин. Отметим также, что использование этого метода непосредственно в двух добывающих скважинах положительного эффекта не имело.

Внедрение комплексной технологии “Когор” в НГДУ “Чекмагушнефть” было начато в 1996 г. Технология, разработанная в БашНИПИнефти [1] и основанная на совместном применении многокомпонентной композиции из легкодоступных осадкогелеобразующих реагентов: алюмохлорида, силиката натрия, глинистой суспензии, каустической соды, сточной и пресной воды, предназначена для снижения обводненности добываемой жидкости и увеличения нефтеотдачи пластов.

Многокомпонентную технологию “Когор” следует применять на месторождениях с терригенными и карбонатными коллекторами с коэффициентом выработанности извлекаемых запасов не более 0,95 и обводненностью более 85 %. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий проводится подбор модификации “Когор”.

Внедрение данной технологии было начато в 1996 г. на пяти месторождениях НГДУ “Чекмагушнефть”. Технологический эффект после обработки составил 17,7 тыс. т нефти.

Показатели применения технологии “Когор” за 1996-1998 гг в НГДУ “Чекмагушнефть” представлены в табл. 2.4. Промысловые результаты, полученные при применении технологии водоизолирующего воздействия на пласт, указывают на эффективность внедрения данного метода, который позволил получить в среднем на одну обработку дополнительно 570 т нефти. При этом число прореагировавших скважин составило около 41 % от всех скважин. Отметим, что положительные результаты получены на разных месторождениях с различными геолого-физическими условиями.

Осадкогелеобразующая системная обработка. Технология заключается в последовательной закачке щелочи и алюмохлорида. Данная обработка проводилась в 1996 г. в шести скважинах Менеузовского месторождения. Эффект составил 1581 т нефти. В конце 1997 г. обработке подвергли три скважины Андреевского и две скважины Менеузовского месторождений, на начало 1998 г. дополнительно добыто 192 т нефти.

Физические методы повышения нефтеотдачи пластов.

Метод гидровибровоздействия. Данный метод применили на участке Грем-Ключ Юсуповской площади на скв.6045. Характеристика скважины к началу ГВВ следующая: дебит - 6 мі/сут; обводненность - 90 %; плотность воды - 1,035 г/смі; всего с начала разработки добыто 48916 т нефти и 134430 мі жидкости; диаметр обсадной колонны 146 мм; искусственный забой - 1241 м; эксплуатационные объекты - Сtul и Сbob; интервалы перфорации: 1192…1197,2 м; 1206,8…1207,6 м; 1209,2…1210,8 м; 1220…1223,2 м. В скважине проделаны следующие работы: промывки и шаблонирование до забоя, опрессовка пакером выше и ниже интервалов перфорации, ГВВ с компрессированием, спуск пакера в интервал 1224…1225 м. В “хвосте” - контейнере помещен глубинный манометр с часовым механизмом, гидровибратор с переводниками длиной 43,72 м спущен на глубину 1141,0 м.

Гидровибровоздействие проводилось с 01.04.98 и до 07.04.98 г. Осуществлено семь последовательных циклов воздействия с регистрацией изменений забойного давления с частотой 9 мин с итоговым результатом 7147 качаний. В результате циклически повторяющихся спускоподъемных операций (при ходе вверх создается депрессия на пласт, при ходе вниз - репрессия) достигается эффект формирования гидровибраций в пластах.

В итоге происходит перераспределение остаточной нефти за счет увеличения ее подвижности и последующей консолидации.

Комплексная оценка возможного эффекта от гидровибровоздействия на скв. 6045 производилась сотрудниками ЦНИПР и ЦДНГ2 НГДУ “Чекмагушнефть”. На скв. 3979, 6144, 6205 и 6248 были установлены спецпробоотборники с подвижным зондом ПСУ-ПЗ, конструктивно разработанные сотрудниками ЦНИПР НГДУ “Чекмагушнефть”, и отобраны послойные пробы в реагирующих скважинах до, во время и после ГВВ. После проведения ГВВ на скв. 6045 также был установлен ПСУ-ПЗ. Использование спецпробоотборников позволило с большой степенью точности определить оптимальную точку отбора проб и, следовательно, определить истинную обводненность добываемой продукции.

Анализ динамических уровней показывает, что заметное снижение динамического уровня произошло на скв. 6205 и 6144 (на 15…30 %). Одной из причин снижения уровней может быть вынос к ПЗП механических примесей в связи с ГВВ.

Также в 1998 г. была разработана программа работ по проведению ГВВ через скв. 192 Крещено-Булякской площади.

Дилатационно - волновое воздействие (ДВВ) осуществлялось на месторождениях Менеузовском, Саитовском, Юсуповском.

Технология ДВВ основана на использовании статических, создаваемых весом колонны НКТ, и динамических, возбуждаемых работой ШГН, напряжений для формирования в продуктивной толще пород поля упругих деформаций, инфранизкочастотных волновых процессов и интенсивной сейсмической эмиссии, разрушающих связанную воду и стимулирующих фильтрационные процессы.

Статические нагрузки на пласт, создаваемые весом колонны НКТ, которую полностью или частично опирают на забой в зумпфе, вызывают перераспределение поля напряжений в породах, в том числе в продуктивном пласте, частичную структурную перестройку и интенсивную сейсмическую эмиссию. В результате структурной перестройки частично высвобождается защемленная нефть, образуются новые фильтрационные каналы. В частности, в продуктивном пласте над точкой опоры колонны возникает дилатация (разуплотнение) пород, раскрываются поры, фильтрационные каналы, что улучшает фильтрацию.

Оценка эффективности ДВВ проводилась по скв. 6072. Месяцы, по которым создавалась база - июнь, июль, август. Дата проведения ДВВ - 22.09.98 г. Число реагирующих скважин - 14.

Очаг воздействия - скв. 6072. Обводненность снизилась в среднем за 3 месяца на 0,3 %. Дополнительная добыча нефти с момента ДВВ и до конца календарного года составила 406 т.

Очаг воздействия - скв. 1053. База - июнь, июль, август. Дата проведения ДВВ - 08.09.98 г., число реагирующих скважин - 3. Наблюдается устойчивая тенденция к снижению обводненности добываемой жидкости. Дополнительная добыча за 4 месяца составила 52 т нефти, добыча воды снизилась на 997 т, жидкости - на 945 т. В среднем за 4 месяца падение обводненности составило 0,4 %.

Очаг воздействия - скв. 3555. Месяцы, по которым создавалась база - июнь, июль, август. Дата проведения ДВВ - 25.09.98 г., число реагирующих скважин - 11. Обводненность в среднем за 3 месяца упала на 2,5 %. Дополнительная добыча нефти по очагу скв. 3555 с момента ДВВ и до конца 1998 г. составила 100 т.

Микробиологические методы повышения нефтеотдачи

Закачка сухого активного ила. В НГДУ “Чекмагушнефть” внедрение закачки сухой формы активного ила было начато в 1990 г. Биореагент представляет собой активный ил очистных сооружений микробиологических или гидролизных производств, полученный путем сгущения до 20…25 г/дмі для сушки на распылительных сушилках при температуре не более 90 єС до влажности 10 %.

Закачка реагента осуществляется через нагнетательные скважины. Обработку скважин следует проводить одно- и многократно. Периодичность устанавливается по результатам исследований скважин и уточняется в ежегодных программах промысловых работ.

В табл. 2.5 представлены показатели эффективности применения сухого активного ила в НГДУ “Чекмагушнефть” за 1990-1998 гг.

На четырех месторождениях НГДУ “Чекмагушнефть” проведено 68 обработок очаговых нагнетательных скважин, охвачено воздействием более 282 добывающих скважин, из которых про- реагировало 85, что составляет 30 %. За счет внедрения сухого ила дополнительно добыто 43515 т нефти.

В среднем на одну обработку по НГДУ “Чекмагушнефть” было получено 640 т нефти. Удельный эффект составил 296 т на 1 т реагента.

Полученные результаты показывают, что внедрение микро- биологического воздействия на основе сухого ила эффективно и позволяет с небольшими затратами извлекать остаточную нефть из слабодренируемых участков и зон пласта.

Закачку сухого и жидкого активного ила на Юлдузовском участке Юсуповской площади проводили в песчаники бобриковского горизонта. В 1993 г. обработали две нагнетательные скважины сухим активным илом.

Дополнительная добыча нефти составила 2377 т. В 1994 г. воздействие на продуктивные пласты проводили через три нагнетательные скв. 461, 6024, 6100 Юсуповской площади путем закачки сухого активного ила (ИАИП- 1), но эффект сразу не был обнаружен, дополнительно получили в 1995 г. ( до повторной обработки) 993 т нефти. В 1995 г. также проводилась обработка, эффект составил лишь 154 т дополнительной нефти, а по переходящим скважинам в 1996 г. Дополнительно получено 3225 т нефти. В 1997 г. обработки жидким и сухим активным илом проводились как на Юсуповской, так и на Карача-Елгинской, Шелкановской площадях и на Манчаровском месторождении. Общий эффект составил 768 т нефти. С 1996 г. закачку жидкого активного ила начали проводить на Карача-Елгинской площади, обработали пять скважин, первоначальный эффект незначителен - лишь 20 т нефти, однако прирост был получен в 1997 г. по переходящим скважинам и составил 3270 т дополнительной нефти. Также в 1996 г. обработали активным илом семь скважин Яркеевской площади Манчаровского месторождения, дополнительно получено 268 т нефти, в 1997 г. по этим же скважинам до повторной обработки было получено 863 т нефти.

Применение композиций биополимера биоПАВ на Таймурзинском месторождении путем закачки в нагнетательные скважины. В результате было дополнительно добыто за 1996 и 1997 гг. 442 т нефти.

В 1996 г. закачку провели на пяти скважинах Таймурзинского месторождения, за отчетный год дополнительная добыча составила лишь 241 т нефти, таким же низким оказался переходящий эффект от этих пяти скважин в 1997 г. - 38 т нефти. Повторная обработка проводилась в 1997 г. уже на восьми скважинах Таймурзинского месторождения. Эффект опять оказался незначительным, дополнительная добыча составила лишь 163 т нефти.

Закачка бактерицида F-777 на Юсуповской площади. Сначала в 1996 г. закачку проводили по отдельным 25 скважинам участка Юлдуз Юсуповской площади, затем воздействовали через КНС-6, КНС-9, КНС-5 и БКНС-11 системы ППД полностью на участки Юлдуз и Грем-Ключ Юсуповской площади. За первые месяцы 1996 г. Эффект от данной обработки не был выявлен, а в 1997 г. по всему переходящему фонду дополнительная добыча от этой обработки составила 3183 т нефти. В 1997 г. закачивали F-777 в те же объекты, что и в 1996 г. Дополнительная добыча нефти составила 2277.

Всего от закачки бактерицида F-777 было получено 5460 т дополнительной нефти.

Биокомплексная технология - один из видов микробиологического воздействия. Применение для снижения обводненности скважин регулированием процесса вытеснения в обводненных коллекторах. Технология предусматривает применение избыточного активного ила (ИАИ) - отхода биологических очистных сооружений (БОС) Стерлитамакского АО “Каустик” с добавкой полимера ВПК-402 (биореагент ИАИП-1) и бактерицида F-777.

Применяется на месторождениях с высокой степенью выра- ботанности извлекаемых запасов

2.2 Применение микробиологического воздействия на продуктивный пласт для увеличения нефтеотдачи

Одним из эффективных методов увеличения нефтеотдачи являются микробиологические методы воздействия на нефтяной пласт. Технологии испытаны и внедряются на многих месторождениях Башкортостана, находящихся на завершающей стадии разработки.

Вопросы, связанные с исследованием микробиологического воздействия, рассмотрены в работах Р.Х. Алмаева, И.Н. Бабиковой, С.С. Беляева, И.А. Борзенкова, Т.П. Котовой, В.Д. Кочеткова, Р.К. Сунагатуллина, С.Г. Уварова, Р.Х. Хазипова, Э.М. Халимова, Р.Б. Хисамова, А.М. Шавалиева, Э.М. Юлбарисова, И.Г. Юсупова и др.

Среди микробиологических методов выделяются следующие технологии:

-применение геобиореагента для увеличения нефтеотдачи;

-применение жидких стоков агрокомплекса для увеличения нефтеотдачи;

-селективная закупорка микробной биомассой высокопроницаемых пропластков с целью увеличения охвата пласта заводнением;

-обработка терригенных пластов биореагентом комплексного действия для увеличения нефтеотдачи в условиях высокоминерализованных пластовых вод;

-применение культуральной жидкости Acinetobactersp (биополимера “Cимусан”) для селективной закупорки высокопроницаемых пропластков;

-применение термообработанного (сухого) активного ила для селективной закупорки неоднородных пластов [2];

-применение избыточного активного ила биохимических очистных сооружений предприятий нефтехимического комплекса для доизвлечения остаточной нефти [3];

-применение биоПАВ КШАС для увеличения нефтеотдачи пластов [4];

-применение бактерицидов для уменьшения отборов попутно добываемой воды из нефтяных пластов [5];

-мелассная;

-активизация пластовой микрофлоры [6].

Работы по применению микроорганизмов в процессах добычи нефти были начаты в 40-х годах. Практически одновременно с обработкой призабойной зоны интенсивное развитие получили исследования по созданию технологии микробиологического заводнения. Наиболее перспективные направления использования микробиологических процессов для обработки пластов и скважин с целью повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, выявленные на основе анализа отечественнных и зарубежных исследований, следующие:

-увеличение подвижности пластовой нефти (увеличение газонасыщенности, снижение вязкости и плотности нефти, снижение поверхностного натяжения за счет таких биохимических процессов, как газообразование, расщепление высокомолекулярных соединений, выработка ПАВ и ферментов);

-снижение подвижности закачиваемой воды путем обработки ее биозагустителями (снижение соотношения вязкости нефти и воды);

-восстановление приемистости нагнетательных скважин (увеличение проницаемости пласта в призабойной зоне в результате растворения энзимами микроорганизмов мертвых тел бактерий);

-улучшение фильтрационной характеристики пласта (увеличение пористости и проницаемости коллектора вследствие растворения и выщелачивания минералов породы и цемента органическими и неорганическими кислотами);

-изоляция обводненного пропластка в добывающих скважинах (закупорка обводненного интервала пласта в результате осаждения солей тяжелых металлов);

-микробиологическое воздействие на месторождениях битуминозных сланцев (получение “синтетических” углеводородов, увеличение пористости породы в результате газообразования, выщелачивания породы).

Из известных к настоящему времени направлений использования бактерий и биохимических процессов, приводящих к изменению свойств нефти и коллектора, основными являются увеличение подвижности нефти и изменение фильтрационных свойств пласта. Целью многочисленных экспериментов по увеличению подвижности нефти был подбор отдельных культур микроорганизмов, питательных веществ и разработка технологии воздействия на пласт или обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. Как правило, промысловые опыты преимущественно проводились на истощенных и исключенных из активной разработки залежах, что приводило к быстрой гибели микроорганизмов и кратковременному эффекту.

Анализ мирового опыта создания микробиологических методов увеличения нефтеотдачи показал, что при разработке рецептур биореагентов для закачки в пласт предпочтение должно быть отдано смешанным культурам (ассоциациями) микроорганизмов. Только в этом случае обеспечивается более интенсивное протекание биохимических реакций в пластах (продукты жизнедеятельности одних групп микроорганизмов являются питательным субстратом для других групп) [2].

С целью создания дешевого и доступного биореагента в необходимом количестве (соизмеримом с поровым пространством пласта) были обследованы системы биологической очистки сточных вод ряда крупных нефтехимических производств Башкортостана, где формируется так называемый “активный ил”, который в настоящее время получил широкое применение.

Активный ил формируется в аэротенках (биосооружения для очистки сточных вод) в процессе биохимической очистки сточных вод и затем после очистки избыточная часть ила удаляется в шламонакопители. Эта часть активного ила используется при получении и создании перспективных композиций для увеличения нефтеотдачи пластов. Активный ил, являясь отходом, вместе с тем содержит много ценных органических (70…90 %) и неорганических (10…30 %) веществ, а также различных классов микроорганизмы-бактерии. Однако имеющихся в составе активного ила различных веществ недостаточно для поддержания работоспособности бактерий ила и поэтому добавление в активный ил небольших количеств питательных веществ интенсифицирует окислительно-восстановительные процессы, которые способствуют увеличению нефтеотдачи.

Применение микробиологических воздействий на пласт приводит к увеличению коэффициентов вытеснения и охвата, снижению обводненности добываемой продукции. Увеличение коэффициента вытеснения происходит за счет окисления углеводородов нефти бактериями и образования промежуточных продуктов окисления (спирты, полисахариды, органические кислоты и т.д.). Образующийся в результате окислительных реакций СО2 растворяется в воде и увеличивает ее вязкость, что способствует уменьшению фактора подвижности и увеличению коэффициента охвата пласта. За счет загущения закачиваемой воды достигается выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и снижению межфазного натяжения.

Закачка активного ила с питательными добавками не требует специального обустройства месторождения и переоборудования скважин, т.е. существующая система разработки сохраняется во время и после биообработки.

2.3 Пути дальнейшего совершенствования микробиологического метода повышения нефтеотдачи пласта

Некоторые особенности формирования нефтяных месторождений и последующего тектонического развития региона могут способствовать развитию процессов старения и разрушения залежей. Эта тенденция нередко усиливается в результате внедрения на месторождениях разного возраста и различной степени геохимической зрелости нефтей, характеризующихся определенными термодинамическими условиями недр, принципиально единых технологических систем воздействия на пласты. Как известно, в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений Башкортостана основным методом вторичной добычи остается закачка воды с достаточно гибкой системой расположения нагнетательных скважин и довольно широком арсеналом добавок, улучшающих ее нефтеотмывающие свойства. Однако сегодняшний уровень подготовки вод в системе поддержания пластового давления не обеспечивает получения нейтрального агента воздействия по отношению к пластовой системе того или иного месторождения со своим геохимическим равновесием между нефтью и нефтесодержащей породой. При этом под влиянием растворенного кислорода и других окислителей, попадающих в пласт вместе с закачиваемой водой, природное равновесие в пластовой системе нарушается и берут верх процессы окисления нефтей, изменяются газовый режим и солевой состав пластовых вод и т.д. Почти во всех предлагаемых новых физико-химических методах обработки скважин и залежей основу применяемых реагентов также составляет закачиваемая вода. При термических методах обработки рекомендуется закачивать пар и горящий воздух, некоторые авторы предлагают закачивать в пласты такие энергичные окислители, как азотная и серная кислота разной концентрации, олеум, перекись водорода и др. По-видимому, полностью абстрагируясь от того обстоятельства, что нефти как минеральное скопление углеводородов в силу особенностей своего состава может существовать в земной коре только при сугубо определенных, а именно восстановительных, свойствах среды.

Исключить действие окислителей в пластах при разработке месторождений можно при помощи различных химических реагентов, обладающих свойствами восстановителя. Одним из наиболее перспективных методов является микробиологический, главным содержанием которого является глубокое изменение природы всей пластовой системы месторождения, находящегося на стадиях старения и разрушения; смена окислительных условий на восстановительные на основе газовой и окислительно-восстановительной функции живого вещества, которые характерны для микроорганизмов. От других биогеохимических функций (питание, дыхание, разрушение тела отмерших организмов) газовая и окислительно-восстановительная резко отличаются тем, что центр их действия находится не внутри организма, а во внешней среде. Именно эти две “главные и замечательные” функции живого вещества [7] позволяют бактериальной клетке не только приспосабливаться к окружающей среде, но и активно регулировать ее свойства соответственно своим потребностям. Так, анаэробные микроорганизмы способны понижать ОВП среды обитания с +200 мв до - 300 мв. И.Л. Работнова с соавторами [8] указывают, что анаэробы в природе едва ли дожидаются, когда они попадают в подходящие для них бескислородные условия с низкими значениями rH2. Они сами создают для себя соответствующие окислительно-восстановительные условия, выделяя во внешнюю среду такие энергичные восстановители, как H2S и др. Эти и другие, так называемые редуцирующие, вещества снижают rH2, после чего происходит деление клеток и размножение. Изменение геохимической обстановки в пластах сопровождается явлениями вытеснения нефти из пород путем увеличения ее газонасыщенности за счет бактериального разрушения высокомолекулярных соединений и уменьшения поверхностного натяжения на границах раздела фаз, улучшения коллекторских свойств пласта под растворяющим влиянием кислых продуктов жизнедеятельности микроорганизмов.

Опыт, накопленный геомикробиологией в изучении роли микроорганизмов в образовании и разрушении рудных месторождений и с успехом применяемый в технологии бактериального выщелачивания цветных, редких и благородных металлов из руд и рудных концентратов, показывает, что ряд процессов окислительно-восстановительного характера, протекающих в геологических пластах при участии микроорганизмов, отличается весьма большой скоростью [9], вполне соизмеримой с темпами разработки нефтяных месторождений. Таким образом, внедрением и непрерывным поддержанием условий жизнедеятельности аэробно-анаэробного комплекса микроорганизмов можно предотвратить явление старения и разрушения залежей под действием различных окислителей, попадающих в нефтяные пласты в процессе разработки и эксплуатации, тем самым “омолодить” месторождение, вернуть его к геохимической обстановке ранних фаз формирования и существования залежей углеводородов. Это расширяет цели биологических методов обработки от простого увеличения высвобождения нефти из пор коллектора главным образом за счет дополнительного газообразования до глубокого изменения свойств всей пластовой системы (порода-нефть-вода-газ) месторождения за счет комплексного воздействия физических, химических и биологических факторов одновременно.

Изучение литературы по аэробному и анаэробному окислению нефтей, нефтяных фракций, индивидуальных углеводородов и неуглеводородных компонентов и анализ условий распространения и развития микроорганизмов в нефтеносных горизонтах позволили Э.М. Юлбарисову выбрать основные критерии, необходимые при выработке объекта для микробиологического воздействия и наметить наиболее перспективные направления использования биохимических процессов для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.

Как было показано выше, наилучшие результаты вытеснения остаточной нефти из пор коллектора связываются с применением смешанных культур. Однако, как показывает анализ работ предшествующих исследователей по данной проблеме, все рассмотренные опыты даже с применением смешанных культур носили характер кратковременного одноактного процесса. Обычно они проводились на обводненных участках пласта, исключенных из активной разработки и с малой нефтенасыщенностью продуктивного горизонта. Э.М. Юлбарисовым впервые была предпринята попытка внедрения и поддержания устойчивого биоценоза в жизнедеятельном состоянии в условиях интенсивной разработки залежи в течении длительного периода времени. Учитывая то обстоятельство, что выделение и выращивание микробных культур и приготовление питательных веществ в значительных объемах для закачки в пласт требуют значительных затрат, в работах Э.М. Юлбарисова делается ставка на естественный биоценоз разнообразных физиологических групп микроорганизмов, содержащийся в природных иловых и торфяных образованиях и использующий последние в качестве питательного субстрата. Приготовление на базе указанных веществ биологически активного реагента выполнено на уровне изобретения и защищено авторским свидетельством СССР № 356343. Адаптация бактерий к условиям обитания в пласте осуществлялось путем выдерживания периода инкубации микроорганизмов в среде с пластовой жидкостью (нефть и вода) еще до закачки в залежь при нахождении биоценоза в условиях земной поверхности. Решение проблемы адаптации по-новому позволило исключить потери добычи нефти и газа, неизбежные при всех известных на сегодня методах биологической обработки залежей.