CC BY
80
УДК: 622.276
Э.М. Юлбарисов, И.М. Юлбарисов
ООО «Нефтегазмашсервис», Уфа, ngmsufa@mail.ru
СКОЛЬКО МЕСТОРОЖДЕНИЙ, СТОЛЬКО ЖЕ ДОЛЖНО БЫТЬ И МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Изучение процессов естественной эволюции пластов и пластовых флюидов нефтегазоносных комплексов мезозоя Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и палеозоя Урало-Поволжья, влияние на них наложенных процессов разработки с искусственным заводнением позволило авторам теоретически обосновать новый (геохимический) подход к известным методам увеличения нефтеотдачи с целью повышения их эффективности.
Ключевые слова: нефтегазоносные комплексы мезозоя и палеозоя, эпигенез, заводнение, повышение нефтеотдачи пласта (ПНП).
Полнота выработки запасов нефти и газа, в конечном счете, определяется не только фациальными условиями осадконакопления, минеральным составом породы и цемента, но и ФЕС коллекторов, которые формируются в зависимости от термобарических параметров недр и, как следствие, эпигенетическими преобразованиями пород и органического вещества (ОВ): глубиной залегания песчано-алевритовых пород, наличием цемента (глинистого или хемогенного), его количеством и минералогическими преобразованиями, растворением, выносом и переотложением новообразований. Эволюция осадочных пород происходит вследствие нарушения физико-химического равновесия между их составными частями или между составными частями пород и окружающей пластовой средой.
Пластовая система нефтяного месторождения представлена жидкой, газовой и твердой фазами, находящимися в равновесии в данных термодинамических условиях недр. Свойства нефти и газа связаны с типом, содержанием рассеянного органического вещества (РОВ) породы и степенью его превращенности, коллекторов с фациальными условиями осадконакопления, литификации осадка и последующими эпигенетическими изменениями минералов и горных пород. Пластовая вода формируется в бассейне седиментации и в ходе последующих процессов диагенеза, катагенеза и гипергенеза. Нам представляется важным определить, на каком геолого-геохимическом фоне (стадии эпигенетических превращений минералов и горных пород - коллекторов и пластовых флюидов) осуществляется заводнение пластов и мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) в терригенных коллекторах «Второго» и «Третьего Баку», поскольку изменение ФЕС коллекторов и свойств нефтей в процессе эпигенеза имеет сложный характер: одни факторы действуют в положительную сторону, другие - в отрицательную.
Терригенный нефтегазоносный комплекс девона (Дгер)
В терригенном девоне выделяется (снизу-вверх) 6 песчано-алевритовых пластов (ДУ, Д1У1, Д1У, ДШ, ДП, Д1), залегающих в основании стратиграфических горизонтов, что позволяет считать их базальными образованиями отдельных ритмов осадконакопления. Пласт Д1 пашийского горизонта - основной нефтеносный горизонт терриген-ной толщи девона Волго-Уральской области, представлен, как правило, мелкозернистыми кварцевыми песчаника-
ми и крупнозернистыми алевролитами высокой степени отсортированное™. Редко образует единый монолитный пласт, чаще распадается на 2-5 прослоев общей толщиной от 3-5 до 15-20 м.
Источниками сноса для терригенной толщи девона были породы кристаллического фундамента платформы и доэйфельская кора выветривания.
Основным породообразующим минералом песчаноалевритовых пород является квартт и его многочисленные типоморфные разности.
Полевые шпаты представлены ортоклазом, микроклином и кислыми плагиоклазами (3-7 % на породу). Почти все они претерпели изменений: ортоклаз через гидромусковит превращается в каолинит; освобождающаяся при каолинитизации полевых шпатов кремнекислота является материалом для регенерации кварцевых зерен или в виде геля кремнекислоты и агрегатов мелких зерен кварта запечатывает поры коллектора. Для кислых плагиоклазов характерна интенсивная гидрослюдизация.
Биотит и мусковит встречаются в виде единичных гидратированных зерен или мелкими гидратированными пластинками, редко достигающими 1% породы. Постепенными переходами с биотитом связаны породы лептохлори-тового типа. Иногда разрушение биотита сопровождается образованием мельчайших глобул сидерита, занимающих место биотита.
Акцессорные минералы представлены цирконом, турмалином, рутилом, титанитом, гранатом и рудными минералами: магнетитом и ильменитом.
Цементом песчано-алевритовых пород пласта Д1 служит глинистый материал гидрослюдистого и каолинитово-го состава, причем каолинит образован за счет полевых шпатов, также встречаются аутигенный каолинит, сидерит, анатаз, гидромусковит и гидробиотит, пирит, анатаз, сидерит и монтмориллонит.
При цементации порового пространства пашийских коллекторов аллотигенным каолинитом первичная пористость этих пород практически не изменяется, т.к. пашийс-кие песчаники имеют почти мономинеральный кварцевый состав, а в кварцевых песчаниках аллотигенный коалинит в постседиментационную стадию не претерпевает изменений. Частички аллотигенных глинистых минералов, окруженные водной пленкой, в зависимости от гидрофильности глинистого минерала не могут плотно прилегать друг к другу. Буферная водная пленка между аллотигенными глинисты-
ми частичками, имеющая структуру льда, обладает большим количеством каналов, через которые могут мигрировать молекулы ОВ и углеводородов (УВ) нефти.
Среди аутигенных минералов наиболее распространен также каолинит. Он образуется по деградированным слюдам, калиевым полевым шпатам и основным плагиоклазам, а также в результате кристаллизации из растворов, богатых БЮ2 и А1203. Такое интенсивное новообразование каолинита обусловлено господством слабо кислой среды в поровых водах пашийских отложений.
Деградация гидрослюд является началом их каолини-тизации. В единичных образцах образование промежуточного монтмориллонита или смешаннослойных минералов типа гидрослюда - монтмориллонит связано с наличием локальных участков с аномально щелочной средой, тогда как для всей толщи в целом характерна кислая среда, способствующая преобразованию гидрослюд и полевых шпатов в каолинит. При деградации гидрослюд, связанной с выносом К+ и заменой его гидроксонием (Н3О)+, происходит частичное их растворение. Из перешедших в раствор продуктов разрушения гидрослюд кристаллизуется аути-генный гидромусковит.
Выделение аутигенного каолинита из растворов, обогащенных БЮ2 и А1203, приурочено к пустотам внутри стяжений сидерита или скоплениям растительного ОВ. Известно, что выпадение сидерита из раствора, как и любого другого карбоната, связано с переходом бикарбонатов в карбонаты. Этот процесс сопровождается выделением СО2, вызывающим понижение рН раствора, создавая тем самым благоприятные для образования каолинита условия.
Таким образом, аутигенные глинистые минералы, благодаря особенностям своего образования оказывают большее отрицательное влияние на ФЕС пород-коллекторов, чем такие же аллотигенные глинистые минералы. Аути-генные минералы, выпадая из растворов, имеют весьма малые размеры частичек и ограниченное пространство для свободного роста, поэтому они плотно прилегают друг к другу, не оставляя путей для движения нефти.
Широко развитое преобразование полевых шпатов и слюд в каолинит обогащает поровые воды кремнеземом, избыток которого расходуется на регенерацию кварцевых зерен. Если в породах имеются условия для выноса кремнезема, фильтрационные свойства их будут улучшаться.
Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК)
Продуктивные песчаные и алевролитовые пласты ТТНК приурочены к радаевскому горизонту - пласт СУ1, к бобриковскому и к нижней части тульского горизонта -пласты СУ0-С1.
Основными коллекторами нефти являются неглинистые и слабоглинистые песчаники.
Песчаники мономинеральные, кварцевые, мелкозернистые, среднезернистые, реже крупнозернистые. Основными цементирующими материалами являются кварц, кальцит, доломит, ангидрит, гипс, редко встречаются пирит, сидерит, анкерит и др. Глинистый цемент также представлен каолинитом и гидрослюдами.
Слабое развитие диагенетических минералов анатаза, сидерита, каолинита в песчаниках объясняется однообразным кварцевым составом терригенного материала и высокой проницаемостью пород.
Глубина залегания песчано-алевритовых пластов-коллекторов колеблется от 950 до 2400 м: отмечается сильное погружение в Куйбышевском Заволжье, в Башкортостане средняя глубина составляет 1200 м.
Влияние геостатического давления на плотность укладки обломочного материала с корродированной формой зерен кварца даже в диапазоне глубин 1000-2300 м сказывается незначительно. Роль геостатического давления сказалась в образовании достаточно плотной укладки обломочного материала песчаников и в дроблении отдельных зерен кварца. Лишь в породах, залегающих на глубинах свыше 2000 м, обнаруживается внедрение одного зерна кварца в другое. Это дает основание говорить о весьма слабом развитии структур растворения на контактах обломочных зерен в кварцевых песчаниках ТТНК, несмотря на их глубокое залегание. Иными словами, метаморфические преобразования обломочных пород в условиях даже сравнительно больших глубин не характерны для рассматриваемых песчаников нижнего карбона.
Характерной особенностью кварцевых зерен пород ТТНК с высокими значениями эффективной пористости (20-23%) является их корродированная форма. Коррозия кварцевых зерен в песчаниках связана с ранее происходившей цементацией их ангидритом и кальцитом, а высокая эффективная пористость объясняется последующим растворением цемента, чему способствовал приход нефти в пласт, и сопряженный с ним процесс десульфатиза-ции пластовых вод.
На основании гидрохимических данных В.А. Кротова (1962) и Н.П. Егорова (1962) считается, что в ТТНК на Ар-ланском месторождении в геологическом прошлом в коллекторах протекали процессы сульфатредукции. Следствием восстановления сульфатов кальция и окисления нефтей в песчаных коллекторах является растворение ангидритового и кальцитового цементов, отчетливо отмечающееся в шлифах (Чепиков и др., 1972)..Выщелачивание сульфатного (ангидритового) цемента в песчаных коллекторах было обусловлено появлением в них нефти и углеводородных газов, которые способствовали восстановлению сульфатных ионов в пластовых водах, и последние становились недонасыщенными указанными ионами. Растворение твердых сульфатов кальция (ангидрит, гипс) и де-сульфатизация вод являются процессами взаимно обусловленными. В этих процессах значительная роль отводится микроорганизмам. В гипергенных условиях, точнее на стадии криптогипергенеза (Егорова и др., 1975), процесс восстановления сульфатов сопровождается анаэробным окислением нефти, в результате чего происходит обогащение пластовых вод сероводородом и углекислотой, снижением плотности и вязкости нефти (Юлбарисов, Халимов, 1979; Юлбарисов, 1981). Присутствие углекислоты в пластовых водах способствует переводу кальцитового цемента в легкорастворимый бикарбонат.
Юрско-меловой нефтегазоносный комплекс Западной Сибири
Среди юрско-меловых коллекторов нефти и газа преобладают квартт-полевотппатовые аркозы, граувакки и реже литокластические песчано-алевролитовые породы поли-миктового типа, присутствуют кремнисто-карбонатно-глинистые разности. Они относятся к первично и вторично-
поровым, порово-трещинным и трещинным ти- 5+0+^ пам и характеризуются высокой литологической неоднородностью. 16
В Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне (ЗСНГБ) наблюдается четкая глубинная зональность ФЕС (общее снижение ФЕС с глубиной). 12
По данным исследователей (Ушатинский, Баби-цын, 1970; Ушатинский, Зарипов, 1970; Парпарова и щ др., 1981), изменения обломочной части скелета песчано-алевритовых пород приводят к уменьшению 8 объема пор, осложнению их морфологии, что, в конечном счете, отражается в ухудшении ФЕС. 6
На глубинах свыше 2400-2800 м, вероятно, фактор давления превосходит пределы устойчивости каркаса коллекторов, и последний подвергается дальнейшему уплотнению, что приводит, в конечном счете, к практически полной потере порового пространства. В глубокопогру-женных коллекторах наибольшее значение приобретает степень уплотнения и трещиноватость.
В большинстве районов ЗСНГБ максимальное влияние эпигенеза глинистого цемента на коллекторские свойства пород сказывается в интервале глубин 1000-2500 м. Однако в этом интервале проницаемость и особенно пористость пород, несмотря на столь большую разницу в глубинах залегания, существенно не меняются. На упомянутых глубинах находятся основные в ЗСНГБ нефтегазоносные горизонты. Здесь же концентрируется и основная масса новообразований (кварц, альбит, титанистые, глинистые и др. минералы). Эти минералы, хотя и несколько уменьшают объем порового пространства пород, но скрепляют зерна между собой и создают, таким образом, более прочный обломочный каркас, способный противостоять влиянию гравитационного давления, существующего на этих глубинах.
Отрицательному влиянию на пористость и проницаемость коллекторов уплотнения обломочного скелета пород в определенной мере противостоит эпигенетическое преобразование глинистого цемента. Ведущую роль здесь сыграл процесс гипергенной глеевой каолинитизации (Ушатинский, Бабицын, 1970), сущность которой заключается в подземном выветривании пород в водной среде в восстановительных условиях без доступа свободного кислорода (Перельман, 1977; 1982). Важнейшую роль в этом процессе играют химизм водной среды, гидролиз силикатов, подвижность одних элементов (Ка, К, СА, и др.) и неподвижность других (А1, Т1, Бе и др.). Специфика процесса заключается в разложении органического вещества пород с образованием угольной и органической кислот, создающих повышенную концентрацию водородных ионов. Этому способствует повышенная температура подземных вод, увеличивающая степень диссоциации молекул воды (рН воды при 00С равен 7,7, при 1000С - 6,12). Повышенная температура резко ускоряет (2 раза на каждые 100С) течение реакции разложения ОВ. В настоящее время содержание сохранившегося Сорг в мезозойских отложениях ЗСНГБ достигает 20 % (Нестеров, 1969), что создает большие резервы глеевой каоли-нитизации и нефтегазообразования в породах. В условиях подземных вод внутренней зоны бассейна (минерализация 11-28 г/л, рН 6,5-8,5, С1-Ка тип) наибольшей растворимостью и миграционной способностью обладает один из основных породообразующих минералов - кремне-
Рис. Элементарным состав асфалътово-смолистыгх веществ.
зем, что подтверждается его высоким (25-300 мг/л) содержанием в пластовых водах. Кремнезем поступал в растворы за счет разложения силикатных минералов (кварц, полевые шпаты, глинистые минералы и др.). Перенасыщение вод кремнеземом (в силу колебаний 1 и ё) приводило к его возврату в твердую фазу (регенерация кварца). Реакции кремнезема с труднорастворимыми гидратами (глинозем) приводили к образованию аути-генных алюмосиликатов (каолинит).
К увеличению сообщаемости пор приводят хлорити-зация, гидрослюдизация и каолинитизация монтмориллонита, что объясняется свободным проникновением в них химически активной водной и газовой (двуокись углерода) фаз, интенсивными реакциями разложения ОВ и минеральной части пород.
По мнению исследователей, господство восстановительных условий в продуктивных отложениях основных нефтегазоносных регионов ЗСНГБ является обязательным условием нефтегазообразования, формирования и сохранности нефтяных залежей. Окислительной обстановкой в значительной степени объясняется отсутствие залежей в нео-коме в южной части ЗСНГБ. Окислительно-восстановительный потенциал (ОКВП) в пластовых водах Среднего При-обья составляет -190 -:- -210 мв, тогда как в южной части бассейна имеет положительные значения от +10 до +50 мв.
Как известно, в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений основным методом вторичной добычи остается закачка воды с достаточно гибкой системой расположения нагнетательных скважин и довольно широким 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 нефтьсодержащей породой. При этом под влиянием растворенного кислорода (10 мг/л) и других окислителей, попадающих в пласт вместе с закачиваемой водой, природное равновесие в пластовой системе нередко нарушается и берут верх процессы окисления нефтей. Проведенная систематизация анализов около 3000 проб нефтей Башкирии показала, что по мере увеличения степени обводненности продукции скважин возрастает удельный вес, вязкость и оптическая плотность нефти. Такие же результаты получены на месторождениях Когалымского региона.
Анаэробное окисление нефти характерно для более
ранних стадий гипергенеза, когда еще нет проникновения в залежь растворенного кислорода, но имеется доступ соединений, богатых кислородом - главным образом сульфатов и нитратов.
В работе (Юлбарисов, 1981) рассмотрена зависимость между удельным весом и содержанием общей серы в нефтях более 40 месторождений Башкирии. Оказалось, что при одинаковом содержании серы пониженной плотностью обладают нефти, содержащие в своем составе растворенный сероводород, образование которого по современным представлениям связано с деятельностью анаэробных сульфатвосстанавливающих бактерий. Анаэробное окисление не меняет направления самопроизвольного дозревания нефтей в восстановительной обстановке и усиливает процесс метанизации, создавая анаэробный (защитный) барьер вокруг нефтяной залежи, препятствующий проникновению окислителей с высоким окислительным потенциалом. Общим для имевших место в недавнем геологическом прошлом и происходящих ныне гипергенных процессов сульфатредукции и глеевой каолинитизации в нефтяных горизонтах являются восстановительные бескислородные (анаэробные) условия пластовой среды (Юлбарисов, 2002).
Ранее в процессе проведения под руководством профессора В.М. Сенюкова первого в СССР крупного промышленного эксперимента на Арланском месторождении с нефтью повышенной плотности и вязкости в ТТНК, сущность которого состоит в том, чтобы в результате его внедрения сменить окислительную геохимическую обстановку заводненных пластов вновь на восстановительную, характерную для ранних фаз существования нефти в природе, тем самым «омолодить» месторождение (В.М. Сенюков, Э.М. Юлбарисов, 1965-1980), был установлен фактический рост коэффициента восстановленности (С+Н/ О+Б+М асфаль-тенов и смол, прямо зависящий от изменившейся геохимической обстановки в пласте: в бензольных смолах - с 8,0 до 9-10, в спиртобензольных смолах - с 11,5 до 17,3, в асфальтенах - с 8-9 до 11-12 (Рис.). Другие аспекты эффективности (дополнительная добыча нефти и попутного газа и др.) подробно рассмотрены в (Юлбарисов, 2002).
С начала 1980-х годов успешно внедряется разработанный нами биогеотехнологический метод повышения нефтеотдачи пласта (биоПНП-МБОЯ) для месторождений, вступивших в позднюю и завершающую стадии разработки. Основными факторами увеличения нефтеотдачи являются селективная закупорка микробной биомассой высокопроницаемых пропластков с целью увеличения охвата пласта заводнением и довытеснение остаточной нефти заводненных пластов.
Поскольку в призабойной зоне нагнетательных скважин существует аэробно-анаэробная (т.н. микроаэро-фильная) среда, то наиболее подходящими для внедрения в пласт являются аэробно-анаэробные комплексы микроорганизмов т.н. «активного ила» (жидкой или порошкообразной консистенции, в композиции с биостимуляторами или химическими реагентами). В результате жизнедеятельности аэробных групп бактерий образуются промежуточные продукты неполного окисления ОВ, в т.ч. нефти (кислоты, спирты и др.), являющиеся питательным субстратом для анаэробных членов сообщества (бродильные, метанообразующие), жизнедеятельность которых завер-
шается дополнительным метанообразованием (СН4). Теория двухстадийного механизма дополнительного мета-нообразования была разработана под руководством академика РАН М.В. Иванова.
К 2010 году биоПНП испытан и внедрялся на 22 месторождениях Республики Башкортостан, Удмуртии и 6 месторождениях Западной Сибири как с терригенным, так и карбонатным типами коллекторов. Суммарная дополнительная добыча нефти с учётом применения продуктов биосинтеза (биополимеры, биоПАВы и т.д.) составила более 5 млн. т (Юлбарисов, 2008).
Выводы
1. Учитывая минералогические особенности Дер и ТТНК Башкортостана, в самом начале разработки необходимо было придать закачиваемой воде бескислородный характер с низким рН, чтобы при Р и температурах не ниже начальных, сохранить возможность выщелачивания карбонатных и сульфатных составляющих цемента и тем самым способствовать увеличению ФЕС коллекторов.
2. Для мезозойских пород - коллекторов ЗСНГБ, в зависимости от преимущественного развития первичных или вторичных глинистых минералов необходимо было создавать среду, благоприятную для минеральных превращений в породе в направлении преобразования монтмо-риллонитовых и смешаннослойных глинистых минералов в гидрослюды, хлориты и далее в каолинит. Эти мероприятия позволили бы сохранить и даже несколько повысить ФЕС коллекторов.
3. Начало нового (геохимического) подхода было реализовано при теоретическом обосновании и широкомасштабном внедрении такого многофакторного и эффективного МУН, как биогеотехнология увеличения нефтеотдачи. Это свидетельствует об актуальности и необходимости углублённого исследования и перспективности геоло-го-геохимического обоснования современных технологий физико-химического воздействия на заводнённые залежи нефти с целью повышения их эффективности, особенно на поздних стадиях разработки месторождений.
4. Что же касается принципа подбора объектов для МУН, он был сформулирован ещё в начале 1970-х годов выдающимся учёным профессором М.М. Саттаровым: сколько залежей (месторождений), столько и должно быть методов воздействия. И он тут же уточнял: сейчас в стране насчитывается 900 месторождений. А на 01.01.2011 их стало порядка 2750.
Литература
Ушатинский И.Н., Бабицын П.К., Гаврилова Л.М. Основные минералогические и геохимические особенности и генезис глинистого материала продуктивных отложений Западной Сибири в связи с их нефтегазоносностью. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып.35. 1970.
Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Постседиментационные изменения минералогии и фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып.35. 1970.
Парпарова Г.М., Неручев С.Г., Жукова А.В. и др. Катагенез и нефтегазоносность. Л.: Недра. 1981.
Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., Суркова Г.И. Постседиментационные преобразования пород-коллекторов. М.: Изд-во Наука. 1972.
Егорова Н.П., Халимов Э.М., Озолин Б.В. и др. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Т 1У-Башкирская АССР. М.: Недра. 1975.
Юлбарисов Э.М., Халимов Э.М. Возможное влияние минералов круговорота серы на нефтеотдачу пласта. РНТС. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ. №1. 1979. 20-23.
УДК: 553.041
А.О. Артемов, С.В. Наумов, А.М. Игнатова, М.Н. Игнатов
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Ignatovaanna2007@rambler.ru
МИНЕРАЛОГО-ПЕТРОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОГЕННЫХ МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ УРАЛА И ПРЕДУРАЛЬЯ ДЛЯ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ ПЕТРУРГИЕЙ
Представлены результаты изучения химического и минералогического состава, а также экспериментально -технологических испытаний неметаллических полезных ископаемых и оценки техногенных минеральных ресурсов Урала и Предуралья (горнблендит, габброиды и базальтоиды). Установлено, что состав и основные характеристики изученных пород соответствуют требованиям, предъявляемым к петрургическому сырью, используемому для синтеза синтетических минеральных сплавов и стеклокристаллических материалов. Ряд практических экспериментов демонстрирует возможность получения на основе шихты из неметаллических ископаемых качественных камнелитых изделий.
Ключевые слова: петрургия, вторичные минеральные ресурсы, пустая порода, каменное литье, рециклинг,
переработка минерального сырья.
Введение
Ежегодно предприятия горно-металлургического комплекса в результате своей основной деятельности образуют вторичные техногенные минеральные ресурсы, причисляемые к отходам. Данный ресурс подвергается утилизации и переработке, однако методы, используемые в настоящее время, малоэффективны, так как позволяют переработать лишь 20 % от образующихся объемов (Левинсон-Лессинг, 1927). В то же время известно (Баталии, 1998), что данный вид ресурсов может использоваться для производства петрургических изделий. Петрургические (камнелитые) изделия широко востребованы в промышленности как абразиво- и химический стойкий материал, превосходящий по этим показателям практически все используемые сейчас (Пеликан, 1959). Решение проблемы утилизации, переработки вторичных техногенных сырьевых ресурсов, со-
Окончание статьи Э.М. Юлбарисова, И.М. Юлбарисова «Сколько месторождений, столько же должно быть и методов увеличения нефтеотдачи»
Юлбарисов Э.М. О повышении нефтеотдачи заводненных пластов. Нефт. хоз-во. 1981. № 3. 36-40.
Юлбарисов Э.М., Халимов Э.М. Геолого-технические и технологические факторы насыщения пластовых вод сульфатами при разработке месторождений. РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1981. № 6. 27-30.
Юлбарисов Э.М. К вопросу геохимического обоснования методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях с терригенны-ми коллекторами. Интервал. 2002. № 12. 27-34.
Перельман А.И. Биокосные системы Земли. М.: Наука. 1977.
Перельман А.И. Геохимия природных вод. М.: Наука. 1982.
Юлбарисов Э.М. Разработка и внедрение биогеотехнологии увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана и Западной Сибири. Интервал. 2008. № 12. 66-74.
Юлбарисов Э.М. Геологические основы применения микробиологического метода повышения нефтеотдачи пласта с высоковязкой нефтью (на примере Арланского месторождения). Уфа.: УИТиС АНК «Башнефть». 2002. 168.
E. M. Yulbarisov, I. M. Yulbarisov. Enhanced oil recovery methods should be equal to oil fields quantity.
Detailed study of natural evolution of reservoirs and reservoir
вмещенное с возможностью получения из них востребованных и уникальных изделий и петрургических материалов, а также проведение исследований для разработки предложений по организации на Урале и Предуралье самостоятельного или сопутствующего металлургическому, петрур-гического производства являются актуальными.
Цель работы
Целью настоящего исследования является разработка научных основ переработки вторичных техногенных ресурсов горно-металлургических комплексов Урала и Предуралья через изучение их пригодности и доступности для петрургической промышленности регионов, способных обеспечить их каменным литьем, техническими и декоративными синтетическими минеральными сплавами (симиналами).
fluids of the Mesozoic Western Siberian oil-and-gas bearing basin and Paleozoic Ural-Volga region complexes, as well as the influence of superimposed development processes by artificial water flood, allowed the author to theoretically substantiate new (geochemical) approach for the enhanced oil recovery methods in order to increase their efficiency.
Keywords: oil and gas bearing complexes of the Mesozoic and Paleozoic, epigenesis, waterflooding, enhanced oil recovery.
Эрнст Мирсаяфович Юлбарисов Доктор тех. наук, канд.геол.-мин.наук, зам. ген. директора по науке. Научные интересы: геология, геохимия, разработка, нефтеотдача и интенсификация добычи нефти, геоэкология.
Ильдар Маратович Юлбарисов Ген. директор. Научные интересы: ГРР, разработка, нефтеотдача, охрана окружающей среды.
ООО «Нефтегазмашсервис». 450015, Россия, г. Уфа, ул. К. Маркса, 35а. Тел.: (347)246 19 37.
