- •Лекция 1.
- •Основы технологических расчетов и разработка нефтяных месторождений
- •Подготовка исходных данных для технологических расчетов
- •Лекция 2.
- •Проявление упругого режима
- •С применением законтурного заводнения:
- •Л.3. Разработка месторождений при режимах растворенного газа и газонапорном
- •Лекция 4.
- •1. Основные показатели разработки
- •Лекция 5 Основы теории непоршневого вытеснения нефти водой
- •От безразмерной координаты ζ (в)
- •Лекция 6. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти водой
- •Опыт и проблемы разработки месторождений с применением заводнения
- •С несколькими пропластками:
- •1, 2 И 4 - соответственно пропластки а, б и в; 3 - линза в проиластке;
- •3, 4 И 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности
- •Разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин:
- •Лекция 9. Методика ТатНипи
- •Расчет технологических показателей разработки Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •Лекция 10. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация и назначение методов повышения нефтеотдачи пластов
- •Причины образования остаточной нефти и пути её извлечения
- •Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Направления и фазы развития методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Условия успешного применения методов. Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях
- •Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от геолого-физических условий
- •Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов
- •Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Дополнительные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4. Нагнетание водорастворимых пав.
- •6. Вытеснение нефти горением.
- •7. Вытеснение нефти паром.
- •Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки
- •Увеличения нефтеотдачи.
- •Водонефтяного фактораlg w от логарифма накопленной добычи воды lg Qв
- •Водонефтяного фактора lg w от накопленной добычи нефти Qн
- •В потоке lg nн от логарифма накопленной добычи жидкости lg Qж
- •Текущей добычи нефти q от времени t
- •Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки
- •Оценка экономического эффекта
- •От времени применения новых методов t.
- •2 И 2', 3 и 3', 4 и 4' - добыча нефти и себестоимость при новых методах разработки, внедряемых на разных стадиях; заштрихованные области - эффект от новых методов в добыче нефти
- •Лекция 12. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи заводненных пластов
- •Вытеснение нефти двуокисью углерода
- •Лекция 13. Мицеллярно-полимерное заводнение
- •Лекция 13
- •Заводнение с водорастворимыми неионогенными пав
- •Адсорбция неионогенных пав (типа оп-10) из водных растворов в нефтяных пластах
- •Удельные показатели применения водорастворимых пав для вытеснения нефти
- •Полимерное заводнение.
- •Раствора паа fр в зависимости от насыщенности s.
- •Щелочное заводнение
- •Нефть-0,1 %-ный раствор NaOh от содержания водной фазы.
- •От концентрации NaOh.
- •Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти
- •Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей
- •Внутрипластовое горение
- •Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения на наиболее показательных объектах сша и Венесуэлы
- •Технологические результаты испытания внутрипластового горения
- •Вытеснение нефти паром
- •Циклическое нагнетание пара
- •Лекция 15.
- •При прямоточном внутрипластовом горении
- •Парогазоциклическое воздействие на призабойную зону скважины.
- •Процесс парогазового воздействия
- •Распределение мировых запасов тяжелых нефтей и природных битумов
- •Наиболее упрощенная классификация тяжелых нефтей и природных битумов
- •Классификация растворимых в хлороформе природных битумов
- •Классификация нефтей
- •Классификация нафтидов
- •Классификация нафтидов по величине коксуемости
- •Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти
- •Обзор применяемых опытно-промышленных работ и методов разработки ввн и пб на месторождениях страны и за рубежом
Парогазоциклическое воздействие на призабойную зону скважины.
Если вместе с паром закачивать газы, растворимые в нефти, то можно достичь дополнительного снижения вязкости нефти.
Процесс парогазового воздействия
Тепловой метод воздействия на пласт, сочетающий совместное нагнетание теплоносителя и газа (N2 + CO), позволяющий улучшить вязкостное соотношение за счет уменьшения вязкости нефти при растворении в ней азота и углекислого газа при снижении расхода теплоносителя. Интенсивность снижения вязкости нефти повышается с добавлением к теплоносителю газа, т. к. с ростом температуры и давления количество растворенного в нефти топочного газа (как и азота в чистом виде) увеличивается.
На эффективность парогазового воздействия, в отличие от паротеплового воздействия, влияют интенсивный перенос легких углеводородных фракций газовой составляющей; объемное расширение нефти" за счет растворения СО2 и N2; возможность регулирования температурой начала конденсации. Наиболее существенный рост коэффициента вытеснения наблюдается в области температуры до 150° С и давления 16 Па, что объясняется резким изменением реологических свойств нефти.
Нагнетание дымовых газов одновременно с паром оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти, а взаимная растворимость фаз способствует снижению вязкости нефти.
Распределение мировых запасов
тяжелых нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ)
Запасы природных битумов и тяжелых нефтей в мире несколько раз превышают запасы средних и легких нефтей. Мировые извлекаемые запасы природных битумов распределяются следующим образом: Канада – 75 %, Россия – 22 %, остальные страны мира - 3 %.
Мировые запасы тяжелых нефтей и природных битумов сосредоточены в 63 геологических провинциях и оцениваются в 500-550 млрд. м3 до 1 триллиона, около половины из которых являются доказанными запасами, а остальные – прогнозными (табл.1).
Таблица 1
Распределение мировых запасов тяжелых нефтей и природных битумов
Регионы |
Геологические запасы млрд. куб. м |
Северная Америка |
270 |
Южная Америка |
50 |
Европа (в т.ч. Россия) |
20 |
Африка |
0,2 |
Ближний Восток |
Менее 100 млн. м3 |
Азия (в т.ч. Россия) |
105 |
ВСЕГО |
550 |
Битуминозные песчаники Атабаски (провинция Альберта, Канада) являются примером природных битумов, кроме того, природные битумы имеются в России, Казахстане, Китае, на острове Мадагаскар.
Мировые запасы сверхтяжелых нефтей оцениваются в 350 млрд. м3 и сосредоточены, в основном, в Венесуэле (Пояс Ориноко), в Канаде, Китае, Индии. Примерно треть этих запасов является доказанными.
Месторождения тяжелых нефтей открыты в 155 различных геологических провинциях. Около трети запасов тяжелых нефтей сосредоточены в 48 гигантских нефтяных месторождениях, расположенных, в основном, в Канаде, США, на Ближнем Востоке, Южной Америке. Большие запасы тяжелых нефтей открыты в Казахстане, Азербайджане, России, Румынии, в районе Карибского бассейна, в Юго-Восточной Азии.
Прогнозные ресурсы природных битумов в Российской Федерации оцениваются несколько десятков миллиардов тонн. 71 % сосредоточены в Волго-Уральском регионе, главным образом в Татарстане.
В тектоническом плане ареал скоплений тяжелых нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ) в пределах Татарстана охватывает Мелекесскую впадину, Южно - и Северо - Татарской своды.
По разрезу пермских образований выделяется три битумоносных комплекса:
1) нижнепермский – карбонатный;
2) уфимский – терригенный;
3) казанский – карбонатно-терригенный.
Каждый комплекс залегает под более или менее выдержанной покрышкой для:
комплекса 1- глинисто-алевритовая пачка в основании шешминского горизонта уфимского яруса;
комплекса 2 - толща глин в нижней части казанского яруса;
комплекса 3 - разнофациальные отложения татарского яруса.
Последний комплекс подразделяется на два – нижне- и верхнеказанский. Поля скоплений битумов по комплексам в плане не совпадают.
Скопления битумов в нижнепермских отложениях приурочены преимущественно к западному склону Южно-Татарского свода, а также к восточному борту Мелекесской впадины. Коллекторами являются сильно выщелоченные, кавернозные, местами закарствованные доломиты и известняки сакмарского и в меньшей степени ассельского ярусов.
Битумопроявления в уфимском ярусе связаны с песчаными отложениями шешминского горизонта и в плане в общих чертах совпадают в нижнепермском комплексе, за исключением юго-востока.
Поля распространения битумопроявлений в казанском ярусе значительно смещены на запад по сравнению с нижнепермским и уфимским комплексами, почти целиком совпадают с Мелекесской впадиной и лишь частично выходят за ее пределы.
Основной объем битумопроявлений приходится на верхние уфимские и казанские отложения. Согласно оценкам, произведенными в Казанском государственном университете и институте ТатНИПИнефть самыми перспективными являются отложения казанского яруса, в которых заключено более 60% суммарного объема прогнозных запасов природных битумов в республике. В то же время подсчет запасов, показал, во-первых, что величина ресурсов этого нетрадиционного вида углеводородного сырья значительно ниже, чем предполагалось по более ранним оценкам, а во-вторых, что большая часть запасов (61,6%) сосредоточена в терригенных коллекторах уфимского яруса.
На территории Татарстана во всех битуминозных горизонтах разреза выявлено около 450 залежей ПБ. Они встречены почти во всех частях Республики. Геологические запасы и ресурсы ПБ всех категорий составляют по различным оценкам специалистов составляют от 2,6 до 7,2 млрд.т.
С учетом значительности территории (67787 км2), различной изученности на битумоносность пермских отложений и их тектоники, было намечено провести специальные поисково-разведочные работы на ПБ в три очереди: в первую очередь - на западном склоне Южно-Татарского свода и восточном борту Мелекесской впадины (юго-восточное Закамье), во вторую очередь - в западной части Мелекесской впадины, Казанско-Кировском прогибе и на восточном склоне Токмовского свода (юго-западное Закамье) и в третью очередь - на северо-татарском своде и северной части Казанско-Кировского прогиба.
С 1970 г по сегодня поисково-разведочные работы на залежи ПБ, в том числе и попутные поиски их при структурном бурении, проводились, в основном, в пределах западного склона Южно-Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины, т.е. на землях первой очереди работ.
По состоянию на 1.01.2001 г. в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых и Республиканской комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Татарстан утверждены запасы природных битумов категории В+С1+С2 в 9-и месторождениях (Мордово-Кармальском Ашальчинском Нижне-Кармальском, Подлесном, Студено-Ключевском, Олимпиадовском, Краснополянском, Южно-Ашальчинском и Каменском). Балансовые запасы в них составляют 63,5, извлекаемые – 21,8 млн.т. В результате проведения геолого-разведочных работ и подсчета запасов предусматривается ежегодное увеличение извлекаемых запасов в размере 7-9 млн.т.
На 60 из выявленных залежей ПБ проведены предварительные разведочные работы, определены геологические запасы - 189,3 млн.т. и основные черты строения. На остальных залежах специальные разведочные работы пока не проводились.
В действующей классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов скопления ПБ, которые еще не разведывались или ожидаются на еще не изученных землях, относятся к прогнозным ресурсам категории Д.
Но 249 залежей ПБ, хотя они вскрыты единичными скважинами, все же уже выявлены. Именно из таких залежей после разведочных работ появились запасы категорий С1 и С2. Поэтому рассматривать их ресурсы как прогнозные неправомерно, их нужно выделить в отдельную категорию перспективных ресурсов категории С3. Они являются ближайшими объектами постановки разведочных работ на ПБ.
Условия и закономерности образования месторождений ТН и ПБ
Формирование современного рельефа и палеорельефов различных стратиграфических горизонтов геологического разреза территории Татарстана тесно связаны с воздействием тектонических процессов, происходящих здесь и оказывающих влияние как на верхние слои пород, так и на более глубоко залегающие породы.
Пермские породы, как и карбонатные, так и терригенные, несут следы вторичных изменений, которые возникли в результате воздействия минерализованных и пресных вод различных газов и углеводородов.
Процессы протекали и в более глубоко залегающих породах карбона и девона, в которых за геологическую историю имели место перерывы в осадконакоплении, формирование глубоких врезов и карстование пород, оказавшихся выше и ниже древних базисов эрозии. Немалую роль играли температура и давление. В связи с этим на всех стратиграфических уровнях породы осадочного чехла находятся в значительно преобразованном состоянии относительно их первичного состава. Деградация нефти на путях миграции дополняет и усиливает гипергенные процессы в породах, контактирующих с углеводородами. Следы вторичных изменений проявляются в породах в виде скоплений кальция, гипса, кремния, пирита и халькопирита, самородной серы, окислов железа и других минералов.
Классификация ТН и ПБ
Под термином природные битумы понимают как природные органические соединения, с первичной углеводородной основой, имеющие твердую, вязкую и вязко-жидкую консистенцию. Они образуют широкий спектор соединений от высокоуглеродистых разностей до отдельных классов или сложной смеси высокомолекулярных углеводородов, содержащих асфальтеново - смолистые компоненты и металлы.
По классификации В.А. Успенского все природные битумы разделены на 12 классов: газы, нефти, мальты, асфальты, асфальтиды, озокериты, элатериты, альгариты, кериты, антраксолиты, оксикериты и гуминокериты.
Классы битумов разграничиваются по признакам их растворимости в хлороформе, удельному весу, твердости, коксуемости.
Для растворимых в хлороформе битумов основопологающим остается содержание в битуме масляной фракции (табл.2). В классе нефтей В.А. Успенский (табл.3.) также выделяет отдельные классификационные разряды легких, утяжеленных и тяжелых нефтей.
Схема классификации битумов по определенным физико-химическим параметрам, предложенная В.А. Успенским, предусматривает выделение генетических рядов и типов и отражает генетический ряд превращения нефти в твердые битумы. На основании соотношения в нефтяных объектах масел, смол и асфальтенов в настоящее время принято выделять нефть, мальту, асфальт, асфальтиты и другие классы, принадлежность к которым отражает их генезис и, главное, количественную сторону процесса преобразования исходной нефти.
В классификации В.Н. Муратова (табл.4) определяющим параметром является весь компонентный состав битумов. Классификация нафтидов по величине коксуемости из работы приведена в табл. 5.
В последнее время твердые, вязкие и жидко-вязкие битумы стали рассматриваться в качестве самостоятельного объекта изучения и промышленного освоения как новый, так называемый альтернативный, источник углеводородного сырья. Нефти же в семействе битумов образуют самостоятельный класс.
По И.С. Гольдбергу, промежуточное положение между “нормальными” нефтями и битумами занимают высокосернистые (сумма смол и асфальтенов более 25%), высоковязкие нефти, которые по возможным методам извлечения и характеру получаемых нефтепродуктов ближе стоят к вязким битумам – мальтам, неизвлекаемым в своем естественном состоянии по разработке обычными скважинными методами. Он считает, что граничащую с мальтами группу высоко - смолистых нефтей правильнее будет отнести к категории битумов, тем более что во многих районах они пространственно совмещены с другими более преобразованными разностями (мальтами, асфальтами) и образуют с ними генетически единые зоны битумонакопления.
В 1983 г. Б.А.Клубов (ВНИГРИ) опубликовал вещественную классификационную схему природных битумов, в которой учел известные ранее схемы. Он счел необходимым в самом начале разделить все эти вещества на две условные группы: обычные нефти и битумы, часто встречающиеся, и специфические битумы, встречающиеся относительно редко. К первой группе относится ряд из шести классов битумов: нефти, мальты, асфальты, асфальтиты, кериты и антраксолиты, ко второй группе относится пять классов битумов: оксикериты и гуминокериты, а также – озокериты, элатериты и альгариты. Автор не рассматривает углеводородные газы в составе семейства битумов. В схеме составлены только основные признаки: химические и физические. В дальнейшем В.А. Клубов развил свои взгляды на формирование и классификацию нефтей и битумов на основе новых геологических и химических данных и изложил в обобщающей работе.
Классы битумов вполне удовлетворительно разграничиваются по признакам их растворимости в хлороформе, удельному весу, твердости (по шкале Мооса), коксовому числу. Для растворимых в хлороформе битумов основополагающим остается предложенный В.А. Успенским с соавторами признак – содержание в битумах масляной фракции.
Успехи последних лет в области органической химии и геохимии нефти создали предпосылки для разработки новых схем классификации (химической типизации) нефтей, основанных на применении результатов анализа нефтей на молекулярном уровне и данных структурно-групповых методов анализа.