Наиболее промышленно освоенными методами интенсификации добычи высоковязких нефтей и природных битумов являются тепловые методы воздействия на пласт: пароциклические обработки добывающих скважин, термогравитационное дренирование пласта и площадная закачка теплоносителя. К тепловым также относят термошахтный метод разработки, который подразумевает строительство горных выработок с галерей добывающих скважин и системой паротеплового воздействия. Пример использования термошахтного метода – Ярегская площадь Ярегского месторождения. При разработке Ярегской площади постоянно совершенствуются технологии термошахтного метода. Наиболее распространен подземно-поверхностный метод: теплоноситель закачивается с поверхности через вертикальные паронагнетательные скважины, добыча нефти – в нефтешахте через пологовосходящие добывающие скважины. Практика площадной закачки теплоносителя и результаты геофизических исследований паронагнетательных скважин показали, что при использовании подземно-поверхностного метода разработки Ярегской площади теплоноситель поступает в верхнюю часть пласта, что подразумевает неравномерную выработку запасов по толщине. Для вовлечения запасов сверхвязкой нефти в процесс паротеплового воздействия необходимо повышение давления закачки пара. Однако увеличение давления закачки теплоносителя в ряде случаев проблематично ввиду наличия неоднородностей в пласте (тектонические нарушения через каждые 20-25 м, а также многочисленные микротрещины с различной раскрытостью). В работе представлены результаты экспериментального исследования применения осадкообразующих составов при закачке пара в разных термобарических условиях. Научная новизна состоит в оценке эффективности применения осадкообразующих составов при закачке теплоносителя в зонально-неоднородные насыпные модели пласта. В качестве осадкообразующих составов выбраны растворы сульфата железа, карбоната натрия и хлорида кальция. В результате выполнения трех обработок осадкообразующими составами средняя проницаемость неоднородной насыпной модели пласта была снижена на 55 % при закачке пара с температурой более 170 °С. Эффективный поровый объем при закачке пара увеличен на 70,6 %, что при промысловых испытаниях влияет на увеличение коэффициента охвата паротепловым воздействием и, как следствие, повышение нефтеизвлечения.

The most industrially developed methods of enhanced oil recovery of the production of high-viscosity oils and natural bitumen are thermal methods of influencing the reservoir: steam cyclic stimulation of production wells, steam assisted gravity drainage, and areal steam injection. The thermal methods also include the thermomine method, which involves the construction of underground mine working with galleries of producing wells and a thermally enhanced oil recovery. An example of using the thermomine method – the Yarega area of the Yarega field. The technology of the thermomine method are continuously being improved during the development of Yarega area. The most common the underground-surface method: the steam is injected from the surface through vertical steam injection wells, and oil is extracted in the underground mine through gently sloping production wells. The practice of areal steam injection and the results of geophysical studies of steam injection wells have shown that when using the underground-surface method of production the Yarega area, the steam mainly enters the upper part of the reservoir, which implies uneven production of reserves in thickness. There is a need to increase the pressure of steam injection in order to involve reserves of extra-viscous oil in the process of the heat carrier treatment. However, an increase in the injection pressure of the steam is problematic in some cases due to the presence of heterogeneities in the formation (disjunctive seismic faults every 20-25 m, as well as numerous microfractures with fissure opening). The paper presents the results of an experimental study of the use of sedimentation compounds during steam injection under different thermobaric conditions. The scientific novelty is to evaluate the effectiveness of the use of sedimentation compounds when injecting steam into zonally heterogeneous sand packed tubes. Solutions of iron sulfate, sodium carbonate, and calcium chloride were selected as sedimentation compounds. The average permeability of the heterogeneous sand packed tube was reduced by 55 % when steam was injected with a temperature of more than 170 °C as a result of performing three treatments with sedimentation compounds. The effective pore volume during steam injection has been increased by 70.6 %, which, during well tests affects an increase in the surface efficiency of steam treatment, and as a result, an increase in oil recovery.