Классификация растворимых в хлороформе природных битумов

Геологические основы разработки месторождений тяжелых нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ)

1.1. Классификация ТН и ПБ [1]

 

Вопросу классификации тяжелых нефтей и природных битумов посвящены работы разных авторов, и в определенной степени он до настоящего времени является дискуссионным.

Под термином «битумы» (от латинского bitumen – горная смола) понимают водонерастворимые смеси углеводородов и их кислородных, сернистых и азотистых производных, имеющие твердую, вязкую и вязко-жидкую консистенцию. Различают битумы природные и искусственные (так называемые нефтяные битумы), полученные главным образом из остатков от перегонки нефти, крекинга и очистки масел [2].

Природные битумы образуют широкий спектр 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, эла-териты, альгариты, кериты, антраксолиты, оксикериты и гуминокериты.

Классы битумов разграничиваются по признакам их растворимости в хлороформе, удельному весу, твердости, коксуемости [3].

Для растворимых в хлороформе битумов основополагающим остается содержание в битуме масляной фракции (табл.1.1.). В классе нефтей В.А. Успенский (табл.1.2.) также выделяет отдельные классификационные разряды легких, утяжеленных и тяжелых нефтей.

 

Таблица 1.1.

Классификация растворимых в хлороформе природных битумов

 

Класс	Содержание масел, мас. %	Содержание смол и асфальтенов, мас. %
Нефти	>65	<35
Мальты	40-65	35-60
Асфальты	25-40	60-75
Асфальтиты	<25	<75

 

 

Таблица 1.2

Классификация нефтей

 

Нефти	Плотность при 20^0С, ·10^-3 кг/см^3	Содержание смол и асфальтенов, мас. %
Легкие	0,75-0,85	5-8
Утяжеленные	0,85-0,89	До 15
Тяжелые	0,92-0,96	До 35

 

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. 1.3) определяющим параметром является весь компонентный состав битумов. Классификация нафтидов по величине коксуемости приведена в табл. 1.4.

Таблица 1.3

Классификация нафтидов

 

Нафтиды	Масла, %	Смолы, %	Асфальтены, карбены, карбоды, %
Нефти	100-60	40-0	10-0
Мальты	60-30	50-30	20-0
Асфальты	50-20	50-30	40-20
Смолистые асфальты	50-2	80-50	30-0
Асфальтиты	30-2	68-5	93-30

 

Таблица 1.4

Таблица 1.6

Распределение мировых запасов тяжелых нефтей и

Природных битумов

 

Регионы	Геологические запасы млрд. куб. м
Северная Америка
Южная Америка
Европа (в т.ч. Россия)
Африка	0,2
Ближний Восток	Менее 100 млн. м^3
Азия (в т.ч. Россия)
ВСЕГО

 

Рис.1.1. Распределение мировых геологических запасов природных битумов[1]

 

Битумоносные 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 Российской Федерации (рис.1.2) оцениваются в несколько десятков миллиардов тонн, 71 % сосредоточены в Волго-Уральском регионе, главным образом в Татарстане (рис.1.3).

В тектоническом плане ареал скоплений тяжелых нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ) в пределах Татарстана охватывает Мелекесскую впадину, Южно- и Северо- Татарский своды [8].

 

 

· - прогнозные ресурсы ПБ

· Рис. 1.2. Карта Российской Федерации с прогнозными ресурсами природных битумов[1]

 

Рис.1.3. Обзорная карта месторождений природных битумов Республики Татарстан[1]

Условные обозначения:

в опытно-промышленной разработке (В+С₁+С₂ )

в консервации (В+С₁+С₂ )

детально разведанные, подготовленные к разработке (С₁+С₂ )

предварительно разведанные (С₂)

предварительно оцененные битумоскопления (С₃)

На территории Татарстана во всех битумоносных горизонтах разреза выявлено около 450 залежей ПБ. Они встречены почти во всех частях Республики. Геологические запасы и ресурсы ПБ всех категорий 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 настоящее время 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 1.01.2007 г. в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых РФ и Республиканской комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Татарстан утверждены запасы природных битумов категории В+С₁+С₂ в 17-и месторождениях (Мордово-Кармальском, Ашальчинском, Нижне-Кармальском, Подлесном, Студено-Ключевском, Олимпиадовском, Краснополянском, Южно-Ашальчинском, Каменском, Утямышском, Грядинском, Аверьяновском, Северо-Ашальчинском, Екатериновском, Архангельском, Ново-Чегодайском, Северо-Кармалинском).

Балансовые запасы в них составляют 94,5 млн. т., извлекаемые – 35,2 млн.т. В результате проведения геолого-разведочных работ и подсчета запасов предусматривается ежегодное увеличение извлекаемых запасов в размере на 7-9 млн.т.

На 60 из выявленных залежей ПБ, представленных на рис. 1.4, проведены предварительные разведочные работы, определены геологические запасы - 189,3 млн.т. и основные черты строения. На остальных залежах специальные разведочные работы пока не проводились.

По действующей классификации запасы 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.

 

 

 

 

Рис.1.4. Месторождения природных битумов Республики Татарстан, подготовленные

к опытно-промышленной эксплуатации [1]

 

1.4. Условия и закономерности образования месторождений ТН и ПБ

1.4.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ [8]

Под залежью битумов следует понимать естест­венное локальное скопление мальт, асфальтов, асфальтитов в про­ницаемых пористых или трещиноватых породах-коллекторах, слагающих ловушку структурного или иного типа.

Совокупность единичных залежей, битумов, приуроченных к одной или несколь­ким ловушкам в пределах одной локальной площади называется месторождением битумов.

Классификация залежей битумов имеет важное значение для постановки поисково-разведочных работ и оценки их ресурсов. Н. С. Шатский (1965 г.) предложил все месторождения биту­мов разделить на три группы.

I. Пластовые месторождения асфальтитов (асфальтовые пес­
чаники, известняки, битуминозные породы).

II. Поверхностные месторождения асфальтов (асфальтовые
озера, кировые натеки, покровы, кировые сопки, асфальтовые пес­
ки и др.)..

•III. Жильные месторождения асфальтов и пиробитумов.

Р: М. Гисматуллин, Р. Н. Валеев, В. Л. Штейнгольц (1979 г.), исходя из.специфических условий образования и залегания'биту­мов, предложили классификацию битумных месторождений, в ос­нову которой.положены структурные, тектонические, геоморфоло­гические и гидродинамические факторы. Классификация также предусматривает возможные типы битумов и методы их разработ­ки. Всего выделяется три типа битумных залежей: структурно-пластовые, эрозионных форм рельефа и тектонических нарушений (рис. 1.5—1.7). Залежи по форме и характеру вмещающих ловушек подразделяются на ряд групп и подгрупп.

В основу предложенной Э.М. Халимовым, И.М. Акишевым, П.С. Жабреевой классификации зале­жей битумов, прежде всего положены генетиче­ские условия, масштабы образования и распространения битумов[8]. Морфологические основы призваны отражать формы залежей би­тумов, их особенности залегания, тип битумовмещающих пород, размеры и запасы, а также возможные условия разработки биту­мов.

. Вначале рассматриваются основные генетические группы зале­жей битумов с учетом их генезиса и морфологические ловушки, а затем — главнейшие геолого-технологические показатели залежей битумов, определяющие возможные условия их разработки (тип битума, глубина залегания, битумовмещающие породы, их мощ­ность, расчлененность продуктивного пласта, содержание битума).

Всего выделяются т р и генетич еские группы или типы залежей битумов:

 

 

Рис.1.5. Классификация битумных залежей [8]

 

пластовые, ж ильные и поверхностные, которые в зависи­мости от условий

образования и структуры битумонасыщенных или битумовмещающих пород делятся на подтипы, классы и виды.

ЗАЛЕЖИ БИТУМОВ ПЛАСТОВОГО ТИПА

Залежи битумов пластового типа широко известны во многих регионах мира. Эти залежи представляют собой пластовые, иногда линзовидного строения битумонасыщенные тела,.характеризую­щиеся различными структурными формами и характером насыщения пласта битумом. Основное число залежей битумов пластового типа в нашей стране связано с платформенными тер­риториями (Волго-Урал, Восточная Сибирь и др.) и межгорными впадинами. Пластовые залежи характеризуются широким спектром битумов: смешанный тип около 40%, мальты 35%, асфальтиты 15%, асфальты 6%, озокериты 4%.

В зависимости от структурной формы битумонасыщенных пластов по аналогии с известными классификациями залежей нефти (А. А. Бакирова, Н. 10. Успенской, Н. А. Еременко и др.) предлагается выделять три класса пластовых залежей битумов: пластовые сводовые, пластовые стратиграфические, пластовые литологические.

Наиболее распространены пластовые сводовые залежи анти­клинальных и куполовидных структур. Разновидности этого класса — массивно-сводовые и пластовые висячие, особенно для зале­жей битумов, находящихся выше современного базиса эрозии. Указанные классы залежей широко развиты во многих битумоносных районах Татарии, Мангышлака и др.

Пластовые стратиграфические и пластовые литологические залежи в зависимости от у с л о в и и образования ловушек могут быть конседиментационными и постседиментационными.

К пластовым стратиграфическим конседиментационным отно­сятся пластовые эрозионно-седиментационые залежи, обусловлен­ные стратиграфическим прислонением битумонасыщенных пластов к выступам палеорельефа на моноклиналях и поднятиях, а также залежи, связанные с ловушками эрозионных врезов и понижений палеорельефа.

Среди пластовых стратиграфических постседиментационных залежей битумов могут быть выделены:

стратиграфически-экранированные, моноклинальные, обуслов­ленные стратиграфическим срезанием и несогласным перекрытием на моноклиналях;

структурно-стратиграфические, обусловленные стратиграфиче­ским срезанием и перекрытием на поднятиях;

эрозионно-останцовые, обусловленные неравномерным страти­графическим срезанием и перекрытием неровностей поверхности палеорельефа.

К пластовым литологическим конседиментационным залежам битумов относятся следующие классы:

литологически-экранированные моноклинальные, созданные фронтальным замещением или выклиниванием на моноклиналях. Примером могут служить залежи Оленекского месторождения би­тумов и, по-видимому, Оринокского битумного —пояса. К этой груп­пе близки моноклинальные залежи, экранированные битумом («самозапечатывающиеся» залежи);

структурно-литологические, связанные с замещением или вы­клиниванием на структурах;

литологически-экранированные лннзовидные, обусловленные полным фациальным замещением или выклиниванием. Сюда отно­сятся сравнительно мелкие залежи Бахиловского месторождения Самарской Луки и др.;

литологичеекпе, приуроченные к дельтам, барам и др. К этому классу относятся гигантские залежи битумов Атабаски, Оринок­ского битумного пояса и залежи уфимского яруса Татарии (Ашальчинская, Сугушлинская и др.).

К пластовым литологическим постседиментационным залежам битумов относятся литологическн-ограниченные, связанные с зона­ми повышенной трещиноватости, кавернозности и т. п.

При классификации залежей битумов значительно большее значение, чем при классификации нефтяных залежей, имеет ха­рактер природного резервуара, который определяет морфологию, концентрацию и масштаб скоплений битумов.

 

Рис. 1.6. Примеры геологических разрезов битумных залежей различных типов (эрозионных форм рельефа, тектонических нарушений, структурно-пластовых)

1' — гипсы, ангидриты, соли; 2' — известняки; 3¹ — доломиты; 4 ' — мергели; 5' — глинистые сланцы; 6' — глины; 7' —- пески, песчаники; 8' — суглинки; 9¹ — тектоническая брекчия; залежи; 10 ' - битумные, 11'—газовые. 12' — жильные. 1/3' —разломы. Цифры на рисунке соответствуют цифрам в классификации залежей на рис.1.5. [8]

 

В зависимости от характера резервуара могут выде­ляться однопластовые, многопластовые, монолитные (массивные) и неоднородно-массивные залежи.

Многопластовые залежи наиболее характерны для толщ, пред­тавленых переслаиванием карбонатных и террнгенных пород, а также для Карбонатных толщ, сложенных разными по проницае­мости пластами-коллекторами. Монолитные (массивные) залежи в основном связаны с мощными песчаными толщами (например, шешминский горизонт Татарии), а также с карбонатными толща­ми. Резкая неоднородность главным образом карбонатных толщ,

 

Продолжение рис.1.6.

обусловленная спорадическим развитием коллекторов в связи с неповсеместным проявлением вторичных процессов, определяет неоднородно-массивный класс залежей.

В зависимости от характера насыщения битумом продуктивного пласта пластовые залежи могут подразделяться на:

с однородным (равномерным) поровым насыщением;

с неоднородным (неравномерным) полосчатым или гнездооб-разным насыщением;

с штокверково-вкрапленным насыщением.

Указанные классы залежей могут встречаться в продуктивных пластах терригенного и карбонатного составов, однако, как пра­вило, первый и второй классы наиболее характерны для терригенных, а последний для карбонатных коллекторов.

 

 

 

Рис. 1,7. Примеры структурных и геологических планов расположения залежей различных типов (эрозионных форм рельефа, тектонических нарушений, струк­турно-пластовых)

. 1'— контуры залежей; 2'— залежи; 3' — брекчиевидная толща; 4' — зона дробления [8]

Характер насыщения битумом обычно определяет, наряду с ти­пом битума, величину битумонасышенности. В залежах пластового типа с терригенным коллектором и смешанным составом битума наблюдается низкая битумопасыщепность (1—3%, залежи Вос­точной Сибири). Такие же величины битумонасыщенности харак­терны и для залежей битумов смешанного состава в карбонатных породах. Пластовые залежи, представленные мальтами, при зале­гании в терригенных породах характеризуются средней (3—5%) на высокой (>5% до 10—15%) битумонасыщенностью. В карбо­натных коллекторах битумопасыщепность не превышает 3—5%. Примером залежей мальт втерригенных коллекторах с высокой битумонасыщенностью являются Ашальчинская, Мордово-Кармальская и др.; залежи мальт в карбонатных породах со средней битумонасыщенностью выявлены на Сюкеевской, Горской и других площадях. В залежах с штокверково-вкрапленным насыщением, как правило, содержание битума колеблется от долей до 3% (за­лежи битумов в Тимано-Печорском регионе).

В зависимости от мощности битумонасыщенных го­ризонтов выделяются залежи со средней (5—10 м) и большой (>10 м) мощностью продуктивных пластов. Первые характерны для Урало-Поволжья; вторые — для Восточной Сибири и некото­рых месторождений Тимано-Печорского региона.

Для песчаных отложений шешминского горизонта уфимского
яруса Урало-Поволжья на характер строения битумных залежей
определяющее влияние имеет изменение мощности продуктивного
пласта. Так, на Мордово-Кармальской, Ашальчинской и других
площадях битумонасыщенными являются мощные песчаные тела,
достигающие в сводовой части поднятий 30—40 м и сокращаю­
щиеся на крыльях до 5—6 м. Размеры залежей битумов, как пра­
вило, небольшие (Сугушлинская площадь —2,5X2,4 км,

Кармалинская — 2,Зх 1 км, Ашальчинская -1,7x2,3 км) и залежи в большинстве случаев водоплавающие; в верхней части залежи обычно выделяется преимущественно битумонасыщенная часть с содержанием битумов 14—5%.

Строение многих залежей битумов осложняется процессами разрушения как подошвенными водами, так и водами водоносных пропластков, располагающихся внутри битумонасыщенных тел на разных уровнях или по трещинам, что обусловливает резко нерав­номерную битумонасыщенность, сложный характер и негоризон­тальные или наклонные водобитумные контакты.

Интересные предложения по типизации залежей битумов вы­сказал А. М. Садреев, который все известные залежи в шешминском горизонте Татарии относит к литологическому типу, связан­ному с линзовидным строением песчаных пластов. Он предлагает разделять залежи по степени разрушенности, которая определяет характер насыщенности битумом и качественное его изменение. Так, на Шугуровском месторождении, подвергшемся наибольшему разрушению, битумы представлены в основном асфальтами и мальтами с плотностью 1,00—1,08, с высокой концентрацией кис­лорода (от 1,9 до 6,8%). Сугушлинская залежь, испытавшая мень­шее разрушение, содержит в основном мальты плотностью 0,98— 1,017, вязкостью до 50 Па-с и концентрацией кислорода до 2%. Далее на Мордово-Кармальской и Ашальчинской залежах, харак­теризующихся лучшими условиями сохранности, отмечаются бо­лее легкие битумы — высоковязкие нефти и мальты плотностью 0,945—0,964, менее вязкие (1,8—15 Па-с) с содержанием кисло­рода 0,5—0,6%.

Характер проявления гипергенных процессов отразился и на битумонасыщенности. Нередко основная концентрация битумов приурочена к верхним частям залежи (например, Мордово-Кармальская) в других, наоборот, к нижней части (Сугушлинская и др.). Особенности битумных залежей в карбонатных коллекто­рах можно видеть на Горской площади Татарстана.

Положение залежей в целом контролируется современным структурным планом и приурочено к относительно небольшим ма­лоамплитудным (до 40—50 м) поднятиям. Однако распределение битумонасыщенных мощностей, пористости и особенно битумона­сыщенности почти не зависит от структурного плана.

Битумонасыщенные пласты линзовидного строения в отличие от хорошо выдержанных пластов могут образовывать залежи би­тумов в разных структурных условиях (на поднятиях, моноклина­лях, синклиналях). Примером может служить Бахиловское место­рождение битумов, приуроченное к пологой моноклинали, ослож­ненной небольшими структурными носами. Битумонасыщенными являются линзовидные батские пески, залегающие на батских гли­нах, в свою очередь перекрывающих пермские карбонатные поро­ды с резко выраженным доюрским рельефом. В батских песках вследствие неоднородности коллекторских свойств выделяются за­лежи линзовидной формы гудронного песчаника и гари.

Пластовую залежь с штокверково-вкрапленным насыщением битумом пласта содержит Ижемское месторождение асфальтита. Мощность битумосодержащего разреза до 40 м, в среднем 10 м, содержание асфальтита 0,7 1,2%. На распределение асфальтита кроме закарстованности большое влияние оказывают две взаимо-пересекающиеся трещиноватые, почти вертикальные тектонические зоны шириной от 25 до 100 м. В местах пересечения указанных зон наблюдается максимальная битумонасыщенность.

Среди пластовых залежей битумов (в отличие от поверхност­ных и жильных) широко распространены крупные (10—100 млн. т) и крупнейшие (>100 млн. т) по запасам, число которых состав­ляет соответственно 27 и 28% от общего числа залежей' пласто­вого типа. Крупнейшие залежи развиты в Восточной Сибири (Оленекское, Силигир-Мархинское и др.); к крупным относятся битумные залежи Урало-Поволжья, Коми; средние (1 — 10 млн. т) и мелкие (менее 1 млн. т) залежи встречаются реже (20 и 15% соответственно). К очень мелким (десятки тысяч тонн) относятся в основном залежи озокернтов (Фергана, Челекен).

Скважинные методы.

Внутрипластовые скважинные методы с тепловым воздействием на пласт, известные в практике как третичные методы разработки, являются одними из наиболее перспективным для разработки месторождений битумов и высоковязких неф-тей наиболее перспективны, «Как установлено многочислен­ными исследованиями, третичные методы разработки месторожде­ний битумов и высоковязких нефтей должны применяться уже на самой начальной стадии разработки; предварительная разработка указанных месторождений на естественном режиме или с приме­нением вторичных методов обычно отрицательно отражается на степени извлечения битумов и тяжелых нефтей».[8]

При реализации скважинных способов высоковязкие нефти и битумы подвергаютсяпредварительному разжижению путем подогрева пласта или закачки растворителя в пласт и затем поднимаются на поверхность через скважины. Разогрев природного битума может быть осуществлен внутрипластовым горением, нагнетанием теплоносителей, электрическим током и другими модификациями вышеописанных методов.

"Нагнетание пара осуществляется путем циклической закачки для отработки призабоиной зоны и интенсификации притоков и не­прерывной закачки с целью разогрева и вытеснения тяжелой нефти или битума из пласта. Неоднократное применение циклов закачки позволяет постепенно расширить зону прогрева и дрени­рования пласта, а последовательная пароциклическая обработка всех скважин на площади дает возможность вовлекать в разра­ботку всю залежь. Пароциклическая обработка обычно предше­ствует непрерывной закачке пара.

Наибольшие результаты при непрерывном паротепловом воз­действии на пласты достигаются при высоких скоростях закачки пара, больших мощностях продуктивных пластов, обладающих хо­рошими коллекторскими свойствами и повышенной нефтенасыщенностью. Перспективно применение метода тепловой оторочки, за­ключающегося в проталкивании водой теплового фронта, создан­ного при закачке в пласт пара.

При внутрипластовом горении извлечение битумов из пласта обусловлено действием высоких температур, достигающих 400— 600°С, вследствие чего в пласте происходит снижение вязкости би­тумов и дистилляция легких фракций, а также выталкивание их закачиваемым в пласт воздухом и продуктами горения. Приме­няются метод «сухого» горения, когда в пласт для горения по­дается только газообразный окислитель (воздух), и метод «влаж­ного» горения, когда вместе с воздухом в пласт добавляется неболь­шое количество воды. При внутрипластовом горении дистилляция нефти создает впереди теплового фронта оторочку растворителя, а выделяющаяся углекислота действует как ПАВ». [8]

Скважинный способ добычи природных битумов и тяжелых нефтей в настоящее время нашел наибольшее применение во всем мире.

За рубежом (Канаде, Венесуэле, США, Мексике, Италии, Китае и др.) апробированы различные технологии скважинного способа разработки битумных месторождений, среди которых основная добыча природного битума получена за счет паротеплового воздействия, внутрипластового горения и их модификаций. На отдельных опытных участках были достигнуты коэффициенты извлечения битума 50 - 55 % при удельных расходах пара 1,8-5,5 т/т и воздуха от 1,2 до 2 тыс.м /т, также получили развитие комбинированные технологии, основанные на добавлении к закачиваемому агенту химических реагентов типа углекислоты и разновидностей поверхностно-активных веществ.

 

В России к настоящему моменту опытно-промышленные испытания скважинного метода добычи ПБ осуществляются только на территории Татарстана. Это объясняется с одной стороны кризисными явлениями в экономике РФ и с другой - лучшей степенью разведанности и подготовленности к промышленному освоению битумных месторождений, благодаря поддержке руководства РТ и огромному энтузиазму ученых и производственников Республики, ведущих исследования в самых различных направлениях [1,25 и др].

В Татарстане опытно-промышленные работы проводятся на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях по освоению и внедрению скважинных методов добычи природных битумов.

На этих месторождениях отрабатываются внутрипластовое горение, циклическая закачка пара, воздуха, площадная и циклическая закачка парогаза.

За время проведения экспериментальных работ удалось определить
оптимальное количество и темп закачки воздуха в пласт как при
инициировании внутрипластового горения, так и при циклическом и
площадном нагнетании, внедрить механизированный способ добычи с
закачкой пара в призабойную зону пласта без подъема насоса, ввести в
работу универсальный автоматический комплекс по опробованию и
добыче природных битумов.

 

Технология термополимерного воздействия на пласт (ТПВ)

 

При заводнении нефтяных залежей, как известно, существенное значение имеет значение отношения вязкости нефти к вязкости воды μ₀. Если величина μ₀ составляет 5…..10, то проявляется вязкостная неустойчивость – вода в виде языков различных размеров и формы прорывается вглубь пласта и оставляет за фронтом вытеснения неохваченные зоны. Это приводит к низким текущим и конечным коэффициентам нефтеизвлечения.

Добиться устойчивого продвижения фронта вытеснения можно за счет снижения μ₀ - отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента. С этой целью увеличивают вязкость закачиваемой воды (загущают воду) раствором полимера. В этом и заключается суть полимерных технологий, которые относятся к физико-химическим методам увеличения нефтеизвлечения. В целом, физико – химические методы дают эффект на месторождениях с вязкостью нефти, не превышающей 20-30 мПас.

Холодное полимерное заводнение приводит к хорошим результатам в терригенных коллекторах, но оно менее эффективно в карбонатных трещинно-порово – кавернозных пластах [45,46].

В технологиях термополимерного воздействия (ТПВ) сочетаются положительные качества теплового воздействия (снижение вязкости нефти) и полимерного заводнения (увеличение вязкости вытесняющего агента) [42,47].

ТПВ реализуется в два этапа. На первом из них в пласт закачивается нагретый до 80-90⁰С раствор полимера, а на втором – оторочку полимерного раствора продвигают вглубь пласта (холодной или подогретой) водой.

При термополимерном воздействии реализуется следующий механизм нефтеизвлечения [33].

Нагретый до 90⁰С водный раствор полиакриламида, имея вязкость 1,5 – 2 мПа с¹⁾, закачивается в пласт и поступает прежде всего в наиболее проницаемую систему трещин, а далее проникает вглубь пласта. По мере продвижения температура раствора снижается до пластовой, а вязкость соответственно существенно увеличивается (до 10-15 мПа с). Последнее приводит к резкому возрастанию гидравлических сопротивлений в каналах, занятых остывших полимером.

Очередная закачиваемся порция горячего полимерного раствора поступает в новые, не занятые остывшим раствором каналы,а также впитывается из трещин в матрицы (блоки). Ценность этого механизма в обеспечении выравнивания фронтов вытеснения в разнопроницаемых слоях пласта и увеличении его охвата воздействием рабочего агента.

 

Положительные факторы теплового воздействия на пласт проявляются в том, что снижается вязкость пластовой нефти (увеличивается ее подвижность), а также активизируется механизм капиллярной пропитки блоков трещинного пласта, улучшая смачиваемость пористой среды водой [48,45,49].

Полигоном для промышленного использования новых технологий термополимерного воздействия на пласт в Удмуртии стало Мишкинское нефтяное месторождение. Опытные работы по полимерному воздействию на этом месторождении были начаты в 1976-1977 годах.

Для сравнения эффективности полимерных технологий с заводнением и естественным режимом разработки было выбрано четыре участка идентичных по основным геолого-физическим параметрам и площадям (рис.2.15.)

 

1) при температуре 18-20⁰С водный раствор полиакриламида имеет вязкость 15-20 мПа с.

 

 

 

Рис. 2.15. Участки использования различных методов воздействия на Мишкинском месторождении. [29]

На участке нагнетательной скважины №1413 осуществлялись процессы термополимерного воздействия – ТПВ, на участке нагнетательной скважины №1411 – холодного полимерного воздействия – ХПВ, на участке нагнетательной скважины №1417 – традиционного способа заводнения (воздействия водой) – ВВ,на участке нагнетательной скважины №1424, удаленном от влияния других сравниваемых участков, - разработка на естественном режиме – ЕР.

На первых двух участках использовались следующие параметры воздействия [29]. Массовая концентрация раствора полимера (полиакриламида) составляла 0,05 – 0,1%, объем непрерывной закачки раствора полимера – 20% от порового объема участка с переходом в последующем к закачке необработанной воды. В ТПВ температура горячего полимерного раствора на устье скважины выдерживалась в пределах 80-90⁰С (с целью недопущения деструкции).

В таблице 2.10. представлена динамика показателей разработки опытных участков.

 

 

Таблица 2.10.

Сопоставительная таблица показателей разработки участков

Мишкинского месторождения при применении различных технологий

(TПB, ХПВ, ВВ, ЕР) по состоянию на 01.01.2002 г. [29].

 

Параметры	Единица измере­ния	Термополи­мерное воздействие	Холодное полимерное воздействие	Заводнение холодной водой	Разработка на естественном режиме
1. Площадь участка залежи	га	78,5	78,5	78,5	73,1
2. Начальные запасы нефти	тыс. т
3. Количество скважин всего, в том числе: - добывающих -нагнетательных - контрольных	шт. шт. шт. шт.				- -
4. Добыча нефти с начала разработки	тыс. т	561,058	554,076	353,424	184,781
5. Дебиты добывающих скважин после реализации процесса, нефть/жидкость	т/сут	1,5/10,1	3,7/16,2	2,1/22,1	0,3/2,7
6. Обводненность добываемой продукции на 01.01.2002 г.	%	86,1	80,8	89,6	90,5
7. Текущий коэффициент нефтеотдачи	%	44,9	38,1	28,5 (перевод на ТПВс 1994 г.)	16,2
8. Дополнительная добыча нефти	тыс. т	146,532	48,976	базовый вариант 14,468
9. Закачка рабочего агента	тыс. м^3	334,873	395,7	142,584
10. Концентрация раствора полимера (по сухому порошку)	% масс.	0,05-0,1	0,05-0,1	-	-
11. Добыча нефти на 1 т ПАА	т/т	398,1	122,3	148,9	_

 

 

Из таблицы 2.10. видно значительное превосходство технологии ТПВ над ХТВ. Так, текущая нефтеотдача на участке ТПВ составляет 44,9%, а на участке ХПВ – 38,1%. Добыча нефти на 1 тонну полиакриламида для ТПВ значительно выше, чем для ХПВ, соответственно, 398,1т. и 122,3 т.

Это, в свою очередь, характеризует ТПВ как высокоэффективную ресурсосберегающую технологию.

ТПВ оказался эффективной и для разработки участков, ранее разрабатывавщихся в режиме заводнения.

Отличительные особенности и преимущества новой технологии термополимерного воздействия по результатам внедрения на Мишкинском нефтяном месторождении в соответствии с работами [50- 54] заключаются в следующем (цитируется по [29]).

 

- ТПВ обеспечивает прирост конечной нефтеотдачи пла­ста по сравнению с заводнением на 15-20% и позволяет до­
вести ее в абсолютном выражении до 45%;

-общий объем расхода рабочего агента при ТПВ в 1,5 раза меньше, чем при технологиях заводнения и холод­ного полимерного воздействия (ХПВ), что характеризу­ет ТПВ как высокоэффективную энергосберегающую технологию;

-при ТПВ улуч<