Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геолого-промысловые основы подготовки к разработке месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-промысловые основы подготовки к разработке месторождений высоковязких нефтей и природных битумов"

Министерство общего и профессионального образования Российской

Федерации

Российский Государственный университет нефти и газа им. акад.

II.М.Губкина

ГЕОЛОГО - ПРОМЫСЛОВЫЕ ОСНОВЫ ПОДГОТОВКИ К РАЗРАБОТКЕ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ

БИТУМОВ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

1 п ноя та

На правах рукописи УДК 1553.98+622.276.1/4:55]

Климушин Полмй Михайлович

Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора геолого-минералогнческих наук

Москва - 1998

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор, почетный академик РАЕН Иванова М.М.

доктор геолого-минералогических наук, академик АГНРФ Гавура В.Е.

доктор технических наук, профессор, академик АГНРФ Мухарский Э.Д.

Ведущая организация - АО Татнефть.

Защита состоится 24 ноября 1998 г. в 10 час. на заседании диссертационного Совета Д.053.27.06 ВАК России при Российском Государственном университете нефти и газа имени акад. И.М.Губкина по адресу: 117917, Москва, Ленинский проспект, д.65.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа.

Диссертация в виде научного доклада разослана октября 1998 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета, кандидат геолого-минералогически^-гГаук у

Руднев А.Н.

ВВЕДЕНИЕ

В связи с наметившимся в последние годы существенным ухудшением сырьевой базы нефтяной промышленности России повысился интерес к нетрадиционным или альтернативным источникам получения углеводородного сырья, среди которых ведущее место занимают высоковязкие нефти ( ВВН ) и природные битумы ( ПВ ). Так, накопленная добыча ВВН в нашей стране за последние 10 лет увеличилась более чем в 2 раза - с 161 до 331 млн.т, почти 20 лет в опытно-промышленной эксплуатации находится Мордово-Кармальское битумное месторождение в республике Татарстан.

Организация добычи ВВН и ПБ в промышленном масштабе предполагает наличие научной геолого-промысловой основы, позволяющей достоверно оценивать их запасы, обоснованно выбирать объекты и методы их разработки с учетом особенностей строения залежей и нефтебитумоносных пород (НБСП) , а также осуществлять по иск методических решений для геолого-экономической оценки месторождений природных битумов, учитывая комплексный их характер. Отсутствие такой основы затрудняет решение вопросов стратегического характера - оценку перспектив и планирование добычи высокоаязких нефтей и природных битумов.

В диссертации обобщены многолетние исследования автора по данной проблеме, осуществлявшего изучение, научно-техническое сопровождение, анализ и обобщение опыта промышленной эксплуатации наиболее представительных залежей ВВН и ПБ, разрабатываемых в различных геолого-промысловых условиях и с применением различных технологий.

Эти исследования, направленные на комплексное решение проблемы, включали, в частности, определение отличительных геолого-промысловых характеристик таких залежей, научный анализ структуры запасов ВВН, ПБ и оценку степени её подготовленности к промышленному освоению, формирование модели насыщения пустотного пространства НБСП, изучение взаимосвязи между основным физико-химическими параметрами ВВН, ПБ и создание на их основе научно-методических приемов обоснования очередности ввода в промышленное освоение, оптимальных технологий разработки залежей ВВН и подсчета запасов природных битумов.

Значительный вклад в развитие теории и практики подготовки к разработке месторождений ВВН и ПБ, анализа и оценки их извлечения из недр различными способами и технологиями, а также в систематику битумов и решение связанных с этим вопросов терминологии внесли в нашей стране : Акишев И.М., Аксенов A.A., Абля Э.А. Аметов И.М., Антониади Д.Г., Архипов А.Я., Бабалян Г.А., Баишев Б.Т., Бадамшин Э.З., Боксерман A.A., Браун А.Е., Вассоевич Н.Б., Вахитов Г.Г., Волков Ю В., Воронцова Г.В.,Высоцкий И.В , Гавура В.Е., Газизуллин Р.Г., Гарушев A.B., Горбунов А.Т.,Гисматуллин Р.М, Гольдберг И.С., Грибков В.В., Гутман И.С., Дияшев Р.Н., Добрянский А.Ф., Жданов С.А., Желтов Ю.В., Желтов Ю.П.. Зенинский A.M..Иванова М.М., Иванов В.А., Каширцев В.А., Клубов Б.А., Коцюбинский В.Л., Кудинов В.И., Лебедев Н.П., Лукьянов Е.П..Лысенко В.Д., Макаров К.К., Максутов P.A., Мальцев М.В., Мартос В.Н., Мингазетдинов Ф.А..Мокропуло И.П.. Муратов В.Н., Муслимов Р.Х.. Мухаметшин B.C.. Мухаметшин Р.З., Мухарский Э.Д., Напалков В.Н., Орлов H.A., Петров Г.А., Радченко O.A., Раковский А.Л, Ракутин Ю.В., Романов Г.В.,Рузин Л.М., Садыков

A.Н.,Сафиуллин Р.Х., Соломатин А.П.Стадников Г.Д., Старшов М.И., Сулейманов Э.И., Сургучев М.Л.. Табаков В.П.. Тарасов А.Г., Троепольский В.И., Хайретдинов Н.Ш., Халимов Э М., Хаммадеев Ф.М., Цехмейстрюк А.К., Чоловский И.П., Шалин П.А.,Шатский Н.С., Шовкринский Г.Ю., Шустеф И.Н., Успенский В.А., Успенский Б.В, Фердман Л.И., Халимов Э.М., Эллерн С.С., Юдин Г.Т., Янгуразовэ З.А., в ближнем зарубежье - Гуцалюк Б.Н., Маташев М.М., Надиров Н.К., Стрельникова

B.Я. дальнем зарубежье - Абрагам Г., Бирамже Р.Ж., Демиссон Г.Ж., Хиллей Э. Р.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы определяется необходимостью вовлечения в топливно-энергетический комплекс страны нетрадиционных источников получения углеводородного сырья. Проблема освоения рассматриваемых в настоящей работе полезных ископаемых приобретает еще большее народнохозяйственное значение в связи с их многокомпонентным составом и многоцелевым характером использования.

Актуальность темы подтверждается и тем, что проблеме комплексного освоения местороиздений ПБ и ВВН был посвящен ряд международных симпозиумов, конференций (г.Санкт-Петербург,1992,1997, г.Казань, 1994) и

всесоюзных совещаний (г.Алма-Ата,1981, г.Гурьев, 1985, г.Ленинград,1988, г.Казань,'1992). Проблема освоения нетрадиционных видов топливно-энергетических ресурсов включена в научно-техническую программу ГКНТ СССР N0.50.05 ( 1984 г.) и Государственную программу "Недра России" ( 1989 г.).

Главная цель работы состоит в создании методологии геолого-промыслового обоснования подготовки к промышленному освоению залежей высоковязких нефтей и природных битумов с учетом отечественной и зарубежной теории и практики их разработки для ускоренного вовлечения в топливно-энергетический комплекс страны нетрадиционных видов углеводородного сырья.

Основные задачи исследований:

- научный анализ состояния изученности и структуры сырьевой базы ВВН и ПБ с выявлением масштабов концентрации запасов и закономерностей их размещения в различных регионах страны;

- развитие методологии изучения строения залежей ВВН, ПБ и особенностей нефтебитумосодержащих пород, совершенствование методических приемов определения запасов природных битумов с целью более полного их учета при подготовке к промышленному освоению;

- обобщение результатов опытно-промышленной добычи высоковязких нефтей и природных битумов в России, ближнем и дальнем зарубежье с последующим обоснованием геолого-промысловых критериев эффективного применения различных методов и технологий их разработки;

- анализ физико-химических свойств ВВН, ПБ и установление на его основе ряда обобщающих зависимостей с целью определения основных их подсчетных и технологических параметров на стадии подготовки месторождений к разработке;

- научный анализ методик геолого-экономической оценки месторождений твердых полезных ископаемых и адаптация их к залежам ПБ.

Методы решения поставленных задач. Эти задачи решались путем анализа и обобщения с применением современной вычислительной техники фактических геолого-промысловых данных, полученных при лабораторных, геофизических и промысловых исследованиях. Исследования по проблеме проводились на месторождениях различных нефтегазоносных регионов страны и СНГ с продуктивными пластами разного литологического состава. В качестве исходных были использованы материалы по конкретным месторождениям,

технологических схем и проектов их разработки, а также Государственного баланса по учету запасов полезных ископаемых РФ. Всего проанализированы данные о геолого-промысловых характеристиках более 600 залежей ВВН и 200 залежей ПБ различных морфологических типов, размеров и сложности строения.

Научная новизна работы заключается в разработке следующих теоретических и практических положений.

1. Впервые разработана номограмма определения вязкости и плотности ВВН и ПБ по данным их компонентного состава и с учетом температуры. В результате появилась возможность оценивать величины этих важнейших параметров на ранних стадиях разведки месторождений.

2.Усовершенствована промышленная классификация нефтей и природных битумов, основанная на учете характера изменения их вязкости при изменении температуры. По этому признаку высоковязкие нефти подразделены на три группы, существенно различающиеся физико-химическими свойствами, подвижностью, подходом к выбору наиболее эффективных технологий извлечения из недр. Впервые получена вязкостная характеристика трех классов природных битумов-мальт, асфальтов и асфальтитов, представляющих практический интерес для использования в народном хозяйстве страны.

3. В соавторстве с учеными Казанского Государственного университета впервые в отечественной практике на основе метода ядерного магнитного резонанса осуществлена количественная оценка содержания различных компонент нафтидов и воды в пустотном пространстве нефтебитумоносных пород по разрезу залежей. Выявленные значительные количества свободной воды определены в качестве одного из основных источников обводнения скважин. С учетом проведенных исследований была разработана методика оперативного анализа образцов керна нефтебитумоносных пород.

4. Впервые построены карты размещения месторождений ВВН и ПБ на территориях бывшего СССР и России с дифференциацией их по величинам запасов (ресурсов), основным геолого-физическим характеристикам и степени подготовленности к разработке.

5. Обоснован комплекс геолого-промысловых характеристик для формирования системы экспертного выбора рациональных технологий теплового метода разработки залежей ВВН.

6. Усовершенствована методика построения и использования структурированных геологических моделей залежей ВВН для решения различных задач при их разработке с применением тепловых методов.

7. Создана геолого-промысловая ранговая классификация залежей ВВН для обоснования очередности их ввода в разработку.

8. Разработаны научно-методические приемы подсчета запасов природных битумов и сформулированы требования к различным категориям запасов. Установлен зональный характер изменения битумонасыщенности по разрезу залежей структурного типа, позволивший рекомендовать в качестве нижней границы подсчета запасов ПБ принимать подошву "переходной зоны".

9. Впервые осуществлена геолого-экономическая оценка месторождений ПБ, позволившая сделать ряд важных научно-практических выводов и определить некоторые пути решения проблемы промышленного освоения битумных месторождений.

Практическая ценность и реализация работы. Полученные соискателем обобщающие зависимости между физико-химическими характеристиками ВВН и ПБ, а также предложенные методические приемы определения геолого-физических параметров пластов позволяют повысить качество подготовки геолого-промысловых данных для подсчета их запасов и проектирования разработки месторождений.

Разработанные методические приемы подсчета запасов ПБ и сформулированные требования к различным категориям их запасов использованы при составлении "Классификации по подсчету запасов месторождений и прогнозных ресурсов природных нефтяных битумов" и временной инструкции по ее применению, утвержденных ГКЗ СССР соответственно № 7-орг 23 марта 1984 г. и 15 марта 1985 г.

Методические рекомендации по определению границ битумных залежей и дифференцированной оценке коэффициентов извлечения ПБ использованы при подсчетах запасов природных битумов Мордово-Кармальского, Подпесного, Нижне-Кармальского, Восточно-Чумачкинского и Сугушпинского месторождений Татарстана, проведенных Бугульминским отделом ВНИИ в 1990-1992 гг.

Результаты научных исследований состояния разведанности и подготовленности к разработке месторождений ВВН и ПБ легли в основу составления "Анализа геолого-промысловой изученности месторождений высоковязких нефтей Советсткого Союза с выдачей рекомендаций по их вводу в

разработку термическими методами (ВНИИ, ВНИПИТермнефть, 1983) во исполнение задания первого зам. министра нефтяной промышленности ВИ-445 от 23.01.81 г., "Технико-экономических соображений по комплексному освоению месторождений природных битумов СССР" (ВНИИ, ИГиРГИ, ВНИИОЭНГ, ВНИГРИ, 1984 г.) в соответствии с заданием 01.04 комплексной научно-технической программы 0.50.05 ГКНТ СССР по нетрадиционным видам топливно-энергетических ресурсов на XII пятилетку, "Мероприятий по усилению научно-исследовательских и опытных работ и организации промышленного производства по добыче и переработке природных битумов Татарской АССР на период 19862000 гг", разработанных во исполнение задания Совета Министров N Щ-1905 от 20.07.85 г, "Технико-экономических соображений по добыче и комплексной переработке природных битумов на территории России" (РМНТК "Нефтеотдача", РНТЦ , 1994 г.).

Составленные при участии соискателя в 1983 г. и дополненные в 1988-1994 гг карты размещения месторождений высоковязких нефтей и природных битумов СССР используются на геологических факультетах Московского Государственного университета и Казанского Государственного университета в учебном процессе.

Усовершенствованная методика построения структурированных геологических моделей залежей ВВН использована при составлении технологических схем разработки сеноманской нефтегазовой залежи Русского месторождения (1987, 1989 гг), выборе технологических решений добычи ВВН залежи пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения (1988 г), экспертной оценке возможности применения термических методов при добыче ВВН 1-го миоценового горизонта месторождения Жданице (ЧССР, 1989 г) и технико-экономическом обосновании коэффициентов извлечения ВВН по 14 месторождениям Ульяновской области при применении тепловых методов (1994-1996 гг).

Апробация работы. Основные положения диссертации и результаты исследований докладывались на: Всесоюзном семинаре института высоких температур АН СССР "Разработка новых методов и средств интенсификации нефтеотдачи" (г.Москва, 1981 г); I и И-м Всесоюзных совещаниях по комплексной переработке и использованию нефтебитуминозных пород (г.Апма-Ата, 1981, г.Гурьев, 1985г); Всесоюзном совещании "Закономерности распределения и условия формирования тяжелых и сернистых нефтей" (г.Бугульма, 1982г); 111-м Всесоюзном совещании "Геохимия горючих сланцев" (г.Таллин, 1982 г);

Всесоюзных семинарах МГУ - "Осадочные бассейны и их нефтегазоносность" (г Москва, 1981 г), "Эволюция нефтегазообразования в истории Земли" (1984г), "Формации осадочных бассейнов" (1985г); Х1-м Мировом нефтяном конгрессе (г.Лондон, 1983г); 27-м Международном геологическом конгрессе (г.Москва, 1984г); Всесоюзном совещании "Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах" (г.Волгоград, 1986г); Первой Всесоюзной научно-технической конференции "Нетрадиционные ресурсы углеводородов и проблемы их освоения (г.Ленинград, 1988г); Международном симпозиуме "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (г.Санкт-Петербург,1992 г.), Всесоюзной конференции "Комплексное освоение природных битумов и высоковязких нефтей", (г.Казань, 1992г.); Международной конференции "Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов", (г. Казань, 1994г.).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЯХ, ПРИРОДНЫХ БИТУМАХ И МЕТОДАХ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ [4,9,10,13,18,22,25,29,31,36]

Высоковязкие нефти и природные битумы по классификации Муратова В.Н. (1954) относятся к вязким и твердым нафтидам. История открытия и изучения этих классов нафтидов характеризуется неоднозначностью представлений о них, которые изменялись в зависимости от уровня развития различных отраслей науки, технических средств и объема накопленной информации. Не последнюю роль в этом играло также господство различных школ и направлений. Сформированные в настоящей работе представления о ВВН и ПБ, их физико-химических свойствах, методах добычи и переработки базируются на обобщении, анализе результатов работ предыдущих исследователей по данной проблеме и исследованиях, проведенных непосредственно соискателем.

Термин "высоковязкие нефти" не содержит строго количественного определения. Это касается как нижней, так и верхней границ величин вязкости в пластовых условиях(цн). Различные исследователи называют значительно отличающиеся между собой величины этих показателей, соответственно 8-2000 и

10-Ю3 мПа-с. Объясняется это разным подходом к определению граничных значений вязкости нефтей, которое осуществлялось либо по результатам лабораторных исследований (Желтое Ю.В., Кисиленко Б.Е., 1969), либо на основе изучения их структурных свойств (Муслимов Р.Х., Фаткуллин А.Х., 1977), либо статистическим методом (Веревкин К.И., Дияшев Р.Н., 1982), либо с учетом промысловых данных.

Представляется, что последние являются наиболее информативными при решении рассматриваемого вопроса. Опыт разработки нефтяных месторождений показал, что существенное снижение эффективности заводнения отмечается при вытеснении нефтей вязкостью свыше 30-40 мПа-с в пластовых условиях (Иванова М.М., 1976). В системе Минтопэнерго РФ первая из указанных величин используется как при дифференцированном анализе структуры запасов нефти в стране, так и при оценке перспектив ее добычи за счет применения современных методов повышения нефтеотдачи.

В основу определения верхнего предела вязкости ВВН может быть положена принципиальная возможность их извлечения из недр через скважины. По результатам обобщения опыта составления классификаций нефтей в разных странах мира в качестве предельной их вязкости в настоящей работе принята величина 5000 мПа-с.

В иностранной литературе, особенно американской, чаще употребляется термин "тяжелые нефти", который с некоторыми оговорками может быть отождествлен с понятием "высоковязкие нефти". По разным источникам к ним относят пластовые нефти плотностью (рн) свыше 0,93-0,935 г/см3 (10-20° API).

Анализ материалов по более 600 залежам ВВН показал, что их физико-химические свойства, компонентный и элементный составы изменяются довольно в широких пределах ( табл.1 ). Пластовые температуры в этих залежах варьируют от 8 до 68°С. Характерной особенностью таких нефтей является низкое газосодержание - чаще всего менее 30 м3/т.

Еще большую многозначность и неопределенность имеет термин "битум". Выделяется до 12 классов ПБ, различающихся физико-химическими характеристиками (Успенский В.А., Радченко O.A., 1960г.). Наибольшее распространение и промышленное использование среди них имеют мальты, асфальты и асфальтиты. Разделение нефтей и ПБ осуществляется по содержанию в них масляных фракций 65%.

В настоящей работе с учетом решаемых в ней научно-технических задач а основу группирования ВВН и ПБ положена их динамическая вязкость.

Характерной особенностью высоковязких нефтей и природных битумов является присутствие а них обширной группы микроэлементов. Основными для ВВН и отмеченных выше трех классов ПБ являются ванадий и никель, к числу часто встречающихся относятся железо, скандий, молибден, хром. Основным сопутствующим компонентом ВВН и ПБ является также и сера.

В целом имеющиеся данные по свойствам рассматриваемых классов нафтидов крайне ограничены, что побудило соискателя путем множественной корреляции между различными физико-химическими характеристиками ВВН и ПБ прибегнуть к построению номограммы расчета их вязкости и плотности по более легко определяемому компонентному составу и с учетом температуры ( рис.1). Использование этой номограммы позволило существенным образом уточнить (в некоторых случаях впервые оценить) физико - химические параметры ВВН и ПБ, а затем и их запасы в залежах в различных регионах бывшего СССР. Низкая подвижность ВВН и неподвижность ПБ обусловливают необходимость применения тепла при их извлечении из породы в пластовых условиях и на поверхности. В этой связи приобретает особое значение изучение поведения их вязкости а зависимости от температуры (вязкостная характеристика). Анализ подобных зависимостей 33 залежей ВВН и ПБ мира свидетельствует об определенной дифференциации вязкостных характеристик. В качестве меры оценки характера изменения вязкости нафтидов от температуры был введён показатель а», численно равный тангенсу угла наклона анализируемой зависимости. Это позволило разделить зысоковязкие нефти на три группы : для первой из них этот показатель изменяется от 0,3 до 0,45, для второй - от 0,45 до 0,65, для третьей - от 0,65 до 0,9. Впервые были получены вязкостные характеристики рассматриваемых классов ПБ : для мапьт показатель а, составил от 0.90 до 1,10, асфапьтов - от 1,10 до 1,30, асфальтитов - превысил последнюю ьеличину.

На основе полученных вязкостных характеристик нефтей и природных битумов, учета некоторых физико-химических параметров, промышленной значимости и методов добычи была усовершенствована их промышленная классификация [ 36].

Таблица1

Физико-химическая характеристика высоковязких нефтей и природных битумов.

Характеристики Группы ВВН Классы ПБ

I I! III Мальты Асфальты Асоальтиты

Вязкостный показатель, а. 0.30-0.45 0.45-0.65 0.65-0.90 0.90-1.10 1.10-1.30 >1.30

Вязкость в пл.усл.. мПэ.с 30-100 100-500 500-5000 5000-20000 2 0000-105 более 105

Плотность в пл.усл., г/смЗ 0.838-0 929 0.882-0 955 0.924-0.998 0.95-1.03 1 00-1.15 1 05-1.25

0.886 0.930 0.955 0.994 1 082 1.130

Содержание, %. масел 59 6-93 7 75.7 45 3-85 5 70.6 40 2-80 6 60 9 38 2-65 4 52 4 24 1-44 0 34.8 6.6-27 9 19

смол 6 1-31.7 18.8 9.8-36.8 22.1 10.0-47.4 28.5 12.1-45.8 32.6 14 4-49 1 34.3 16 1-61 4 38.1

асфальтенов 0.2-12.2 5.5 0 4-15.8 7.3 2 0-36.0 10.6 2.9-35.5 15 12 3-49 1 30.9 16 4-63.7 42.9

углерода 78.2-89 1 84.2 77 9-89.0 83 76 8-88.9 82 76 4-88 9 82.4 74.2-87.7 82.1 72.3-87.9 79

водорода 10 7-13 7 12 104-13.0 11.7 9 1-12 6 11.4 9 3-12 9 11 8.2-12 4 9.9 6.1-11 3 8.7

кислорода 01-3 3 1.6 0 1-36 1.9 0.2-3 9 2.3 0.2-5.9 2.6 0 5-6.2 3.6 0 7-15.2 6.3

азота 01-2 3 0.2 0 1-3.5 0.3 0.2-4.2 0.4 0 1-5.8 0.4 0 2-5.2 0.6 0.3-5.8 1.1

серы 0-5.8 1.2 0 1-6.0 2.8 0 1-7.9 3.8 0 4-9 6 3.9 0 5-6.8 4.1 2.2-7.8 4.9

парафина 0-15.5 3.2 0-14 4 2.9 0 1-5.5 1.1 - - -

Консистенция Вязкая Вязкая Вязкая, вязко-пластичная Вязко-пластичная Полутвердая Твердая

I'llC. 1 lluMUl |).IMM.l 01i|)t'.(L'.li:llllU ф|11ПМ>-\11МИ'КЧМ1Х iiup.iMt ||)оь iiMcoK'uiiHiKiik неф i vil il ирнри.шыъ ôai)M(/ii

Как показали исследиогния ВНИИУС, БО ВНИИ, ВНИИНП, ИФХН им.акад.Арбузова, НПО "Казнефтебитум", ИХН и ПС АН Казахстана особенности физико-химических свойств, состава ПБ и ВВН обусловили весьма высокую их промышленную значимость как источников получения не только углеводородного, но и нефтехимического, строительного, металлургического сырья .

Важным элементом при оценке промышленной значимости ПБ и ВВН является качественный состав продуктов при их переработке. Анализ современного состояния изученности этой проблемы позволяет заключить, что переработка этих классов нафтидов осуществляется по следующим основным технологическим схемам, различающимся ассортиментом получаемых из них продуктов, выход которых, в свою очередь, зависит от метода их добычи.

Наиболее подготовленной к промышленному применению в нашей стране для ПБ и ВВН - III является топливная схема, соориентированная на получение синтетической нефти с последующей ее переработкой в дизельно-топливную продукцию. Основными продуктами, получаемыми по этой схеме, являются: газ в количестве 7-9%, бензины - от 7,5 до 15%, компоненты дизельного топлива 3135%, вакуумный газойль - до 35 и кокс - 20%.

Такое направление показало высокую рентабельность в условиях Канады и США, однако это достигается при больших годовых объемах поступающего на переработку сырья (свыше 1 млн.т); в нашей стране такие объемы в ближайшее время не достижимы. К тому же рассматриваемый процесс является метапло- и энергоемким. К числу его существенных недостатков следует отнести и разрушение содержащихся в нафтидах многих соединений, обладающих в природном состоянии ценными товарными свойствами.

Простейшим практическим осуществлением технологии, направленной на сохранение природных свойств ПБ и ВВН, является битумный вариант их переработки, основными продуктами которого являются: до 11 % светлых ( бензины марок АИ - 72 и АИ - 76), до 24% дизельного топлива и 52 - 68% дорожных битумов. Эта схема в течение многих лет применяется на Шугуровском нефтебитумоперерабатыващем заводе.

Однако битумная схема не в состоянии обеспечить рациональное использование всех компонентов ПБ и ВВН, что в значительной степени отражается на себестоимости продукции и рентабельности производства в целом. Это определило направленность исследований на совершенствование рассмотренной схемы и модификацию ее б битумно-масляную, позволяющую,

кроме указанных выше продуктов, получать до 11% высокоиндексных и индустриальных масел типа АС-6 и АЗС-6.

Сотрудниками БО ВНИИ и ВНИИУС разработана комплексная схема, при которой наиболее полно используется природный потенциал ПБ и ВВН. Поскольку в состав получаемой по ней продукции входят нетрадиционные материалы (лаки, мастики, сульфоны, сульфоксиды и др), имеющие большую потребность в народном хозяйстве, товарная ценность этих классов нафтидов существенно повышается.

2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ

РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ [5,7,8,12,14,15,17,18,19,20,22,23,25,27,30,32,33]

Высоковязкие нефти и природные битумы обладают определенным сходством в условиях залегания и закономерностях распределения в земной коре, которое, однако, нередко нарушается при проявлении тектонических, геохимических, гидродинамических и других природных факторов.

В стратиграфическом отношении залежи ВВН и ПБ встречаются по всему осадочному чехлу - от верхнего протерозоя до современных отложений . Многообразие условий образования этих классов нафтидов обусловило отличие их от обычных нефтей не только по составу и физико-химическим свойствам, но и по степени взаимодействия со вмещающими породами и характеру насыщения пустотного пространства последних, что заметно сказывается на степени извлечения ВВН и ПБ из недр.

Нефтебитумоносные породы характеризуются значительным

разнообразием своего литолого-петрографического состава, однако в этом отношении они мало чем отличаются от пород, содержащих обычные нефти. Вместе с тем для первых из них установлен существенно более гидрофобизированный характер смачиваемости, особенно для коллекторов карбонатного состава.

Учитывая установленную высокую неоднородность физико-химических свойств ВВН и ПБ, а также предполагая априори необходимость широкого использования для наиболее полного их извлечения из недр различных агентов, приобрело особую важность решение вопроса о модели насыщения пустотного пространства нефтебитумоносных пород. Для этой цели были использованы

результаты исследований 350 образцов керна месторождений Татарстана, Казахстана, Белоруссии и Тюменской области, проведенных на кафедре минералогии Казанского Государственного университета с применением метода ядерного импульсного магнитного резонанса (ЯМР) и в постановке которых принимал участие соискатель.

Итогом этих исследований явилось сформированная впервые в отечественной науке модель насыщения НБСП, состоящая из 4-х основных компонент: подвижные и неподвижные нафтиды, свободная и связанная воды, количественные содержания которых приведены в табл.2. Для сравнения в ней показаны данные и для пород, содер- жащих нефти малой и повышенной вязкости. При этом было установлено: а) превышение доли подвижных нафтидов в коллекторах терригенного состава по сравнению с коллекторами карбонатного типа; б) достаточно высокое содержание (до 45-65%) свободной воды в пустотном пространстве НБСП, значительно превышающие содержания связанной воды.

Таблица 2

Содержания нафтидов и воды (%) в пустотном пространстве пород-коллекторов по данным ЯМР

Классы Терригенный тип коллектора Карбонатный тип коллектора

нафтидов Нафтид Вода Нафтид Вода

Подвижный Неподвиж ный Связан ная Свободная Подвижный Неподвиж ный Связан ная Свобод ная

1.Нефти: - малой и повышенной вязкости 25-90 0-30 5-35 5-25 15-85 0-35 5-40 3-25

- высокой вязкости 10-85 0-65 3-35 5-50 5-75 0-75 5-40 5-45

2. Природные битумы: - мальты 0-80 0-85 0-35 0-65 0-65 0-90 0-40 0-55

Было выявлено вполне определенное влияние свободной воды на характер продукции, получаемый при опробовании скважин. Ее присутствие в породах в количестве даже до 10% приводит к превышению притоков воды по сравнению с притоками нафтидов. Таким образом, промысловыми данными было подтверждено, что свободная вода является одним из основных источников обводнения битумных скважин.

В общем виде в пустотном пространстве пород, содержащих нефти малой и повышенной вязкости, заметно выше содержания их подвижной компоненты, по сравнению с нефтебитумоносными породами, а доля свободной воды меньше, чем связанной .

Возможность метода ЯМР определять коллекторские и петрофизические свойства пород в неэкстрагированных, а значит с ненарушенной структурой пустотного пространства, образцах вкупе с его быстротой проведения позволили сформулировать методические положения по оперативному анализу керна нефтебитумоносных пород. В дальнейшем был разработан методический прием определения плотности различных компонент нафтидов с последующей оценкой степени неоднородности их физико-химических свойств по разрезу залежей .

Проведенные нами исследования показали на довольно частое совместное залегание различных классов нафтидов. Так, в разрезе Усинского (республика Коми), Наульского (Архангельская область), Ван-Еганского (Тюменская область) и многих других месторождений наряду с залежами ВВН выявлены залежи маловязких нефтей, Оленекского (республика Саха-Якутия) и Мортук(Казахстан) -залежи природных битумов. Имеются отдельные районы (Татарстан, Башкортостан), в пределах которых прослеживается вполне определенная закономерность - в отложениях девона отмечаются залежи преимущественно маловязких нефтей, карбона - повышенной и высокой вязкости, перми -природных битумов.

Среди установленных основных особенностей геологического строения залежей ВВН и ПБ (мальт) отметим следующие:

1) Наличие в их разрезе многочисленных пропластков и пластов с высоким водонасыщением, образование которых связано с внедрением в бывшие нефтяные залежи пластовых и особенно инфильтрационных вод (Карцев А.А.,1977, Морозов Л.И, 1980, Анисимов Б.В.,1982, Вагин С.Б., 1983). Такие пропластки характеризуются обычно пониженным содержанием в них нафтидов, не соответствующим высоким коллекторским свойствам вмещающих их пород .

Подобная картина характерна для большинства залежей ВВН и ПБ в пределах Волго-Уральского региона и Краснодарского края. Такие пропластки наряду со свободной водой нефтебитумоносных пород нами расцениваются как один из основных источников обводнения нефтебитумных скважин, шахт и карьеров.

2) Вполне определенный зональный характер нефтебитумонасыщения, который особенно контрастен в разрезе залежей BBH-III и мальт. Принципиальным отличием их от залежей, содержащих обычные нефти, является установление существенно иных геолого-промысловых характеристик выделяемых зон, что обусловлено особенностями их образования и значительно более высокой степенью неоднородности физико-химических свойств нафтидов.

Так, верхняя зона стабильного насыщения в большинстве залежей ПБ месторождений Татарстана слагается породами, обладающими весовой битумонасыщенностью 8-10%, объемной - свыше 70%. В пределах даже этой зоны прослеживаются отдельные пропластки с повышенным водонасыщением, доля которых как правило не превышает 10% общего ее объема, а также прослои, содержащие нафтиды плотностью свыше 0,97 г/смЗ . По разрезу ниже залегающей, условно названной "переходной зоны", отмечается постепенное снижение весовой битумоносыщенности до 4-5%, объемной - до 53-40% и увеличение числа и доли (до 30%) водоносных прослоев, существенным становится содержание неподвижной компоненты нафтидов и свободной воды в пустотном пространстве пород. Этим во многом объясняется получение значительных притоков воды при вскрытии этой зоны. Завершает разрез зона остаточного битумонасыщения, которая является практически водоносной, несмотря на присутствие отдельных, изолированных прослоев с Кб=4-6% вес. Однако доля таких прослоев не превышает 15% объема всей зоны, в связи с чем при ее испытании получить каких-либо притоков битума не удалось.

По результатам проведенных исследований нами сделана рекомендация о целесообразности принятия в качестве нижней границы подсчета запасов ПБ подошвы "переходной зоны", а не как ранее условную поверхность с рассчитанными предельными значениями весового битумосодержания (Павлов П.Д., Петров Г.А., 1974, 1988, Акишев И.М, Шалин П.А., 1978).

3) Высокую неоднородность физико-химических свойств нафтидов по разрезу залежей, которая во многом определила весьма сложный характер поведения границы нафтид - вода.

Для решения вопросов подготовки залзжей ПБ к промышленному освоению особую значимость приобретает их типизация по условиям залегания. Нами в её основу в отличие от известных классификаций скоплений природных битумов, предложенных Гольдбергом И.С. (1979 г), Гисматуллиным P.M. и Валеевым Р.Н. (1979 г), была положена приуроченность рассматриваемых классов нафтидов к

различным типам ловушек. Все выявленные э нашей стране и за рубежом залежи природных битумов были объединены в три основных класса ловушек: структурный, литологический и тектонический. Наиболее многочисленными среди них являются залежи ПБ структурного типа, прежде всего связанные с антиклинальным подтипом ловушек, но наибольшие запасы и ресурсы битумов заключены в залежах подтипа моноклиналей.

Проблема изучения закономерностей пространственного распределения месторождений ВВН и ПБ, выявления зон и участков с максимальной их концентрацией и оценкой запасов находится в неразрывной связи с вопросами нефтегеологического районирования. В качестве его основного принципа в настоящей работе принято выделение нефтегазоносных бассейнов (НГБ) по Соколову Б.А.(1985).

Установлено, что в общем же виде наиболее широкие процессы образования высоковязких нефтей и природных битумов происходили в НГБ платформенных впадин и синеклиз, а которых сосредоточено 92% суммарных запасов ВВН и ресурсов ПБ на территории бывшего СССР. В бассейнах предгорных прогибов и межгорных впадин скопления этих классов нафтидов имеют заметно меньшее распространение - их запасы составляют соответственно 6,5 и 1.5 %.

3. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ РОССИИ И ПОДГОТОВЛЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ К РАЗРАБОТКЕ

Россия по запасам ВВН и ПБ занимает ведущее положение в мире, однако, их структура, качество и размещение менее благоприятные, чем а некоторых развитых зарубежных странах: США, Канаде, Венесуэле. В нашей стране ниже степень разведанности и изученности запасов, что объясняется отсутствием, с одной стороны, целенаправленного бурения на ВВН и особенно природные битумы, с другой, - научно-методических разработок по определению некоторых подсчетных параметров залежей и обоснованию кондиций.

Структура, состояние изученности и степени подготовленности к разработке запасов этих полезных ископаемых на 1.01.98 г. выглядят следующим образом.

3.1 Характеристика сырьевой базы высоковязких нефтей [ 22,24,25]

На территории России выявлено 716 залежей ВВН в разрезе 326 месторождений, начальные балансовые запасы которых составляют 9070632 тыс.т, с том числе 7646891 тыс.т по категориям В+С1 и 1423741 тыс.т - категории С2, извлекаемые - соответственно 1788207 и 348078 тыс.т.

Месторождения по величинам начальных балансовых запасов ВВН подразделены на пять групп: 1-мелкие с запасами менее 2 млн.т, И-небольшие (210), Ш-средние (10-30), IV - большие (30-100) и \/-крупные свыше 100 млн.т.

Месторождения ВВН присутствуют практически во всех основных нефтедобывающих районах страны. Нами в разные годы ( 1983, 1988, 1994 гг.) были построены карты расположения месторождений высоковязких нефтей с дифференциацией их по величине балансовых запасов, соотношению с запасами маловязких нефтей и степени подготовленности к разработке (Авторы: Климушин И.М., Мессинева Н.И., Новикова Л.Н., Фердман Л.И.).

Структура балансовых запасов ВВН, осуществленная по различным геолого-промысловым характеристикам залежей регионов страны, приведена в табл.3. Из её рассмотрения следует, что наибольшие запасы высоковязких нефтей России (42,1% от суммарных ) содержатся на 10 месторождениях Тюменской области, причем в разрезе двух из них (Русском и Тазовском) выявлены залежи только ВВН, а в восьми остальных - запасы ВВН преобладают над запасами маловязких нефтей. Значительны запасы ВВН на территориях республик Коми, Татарстан, Удмуртия и Архангельской, Пермской, Самарской областей, однако они сосредоточены в многочисленных небольших по размерам залежах.

На подавляющем числе месторождений Волго-Урала запасы ВВН связаны с пластами нефтенасыщенной толщиной менее 5 м, однако на территориях Тюменской области и республик Коми, Удмуртия значительная доля запасов высоковязких нефтей сконцентрирована в пластах толщиной свыше 20 м.

Весомая часть запасов ВВН содержится в породах низкой проницаемости (менее 0,05мкм2) и преимущественно карбонатного состава. Многие же залежи слагаются породами проницаемостью порядка 0,1 - 0,5 мкм2.

При анализе структуры запасов ВВН специально выделена подгруппа нефтей вязкостью 30-50 мПа-с, рассматриваемая нами в качестве первоочередного объекта для промышленного освоения. Значительна доля

Структура балансовых запасов высоковязких нефтей (%) месторождений России

п Республика, край, область Остаточ. запасы, тыс.т Накопл. добыча тыс.т Доля запасов (%) и кол-во есторождоазличных групп Антология пород Нефтенасыщен. толщина пластов, м Проницаемость пород, МКМ2 Вязкость нефти, мПа с

I II III IV V терр карб <5 5-10 10-1 15-2 <0.0 >201 0 05 0 10 0 10 0 50 0 50 1 0 >1 30-I 50 50100 100 500 5005000

2 3 4 5 6 7 8 9 10 | 11 12 13 14 15 16 | 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Западно-! Тюменская | 3822406 j ----- | -----1 0.2 | -----1 1.6 | 98,2 Сибирский НГБ 100 | -----1 1,0 J18,9| 17,5j -----j 62,6 | -—| -—199.61 0,4 j -—| -—120,5|79,5| -—

Татарстан 1856812 41090 &2 2 18 24 28,9 31 Вс 42,7 15 лго-У 20,4 3 >альс 26,6 кий 77,4 НГБ 55,1 40,8 4,1 24,5 25,7 49,8 ----- ----- 36,4 36,6 27,0

Удмуртия 377591 26576 18 6 13,9 11 26,3 7 58,0 4 49,1 50,9 21,8 19,7 5,9 1,7 50,9 5,1 4,9 79,2 10,8 43,0 56,8 0,2

Пермская 321615 44583 2Л 14 13.6 10 29,8 7 53,8 4 50,2 49,8 35,9 62,6 1,5 16,9 18,9 36,8 18,2 9,2 64,5 34,1 1,1

Самарская 244261 53232 52 17 19,6 11 26,2 4 13,6 1 35,4 1 68,9 31,1 27,5 67,6 4,9 ----- ----- 7,4 2,3 41,3 16,1 32,9 41,6 32,6 25,8

ашкортостан 201356 33873 8,8 30 28,2 14 27,1 5 35,9 2 58,3 41,7 83,3 4,4 9,4 2,3 23,3 5,2 24,1 17,4 30,0 65,4 31,0 3,6 ---

Ульяновская 185599 208 и. 27 28,4 11 24,1 3 39,8 1 38,8 61,2 55,0 40,8 4,2 43,4 8,7 31,4 16,5 10,9 31,6 57,5

Оренбургск 23155 475 11,8 2 88,3 3 ----- ----- ------ 50,8 49,2 100 ----- ------ ------ ----- 5,6 35,8 58,6 ----- ----- 37,7 62,3 ----- -----

Пензенская 3629 451 100 1 ----- ----- ----- 100 100 ----- ----- ----- ------ 100 ----- ----- ----- 100 ---- ----- ------

Продолжение табл. 3

1 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25

Тимано-Печорский НГБ

10 Коми 973046 54878 <11 1 0^ 1 5Л 3 93,7 2 37,7 62,3 0,8 4,0 14,4 19,3 61,5 63,2 1,8 8,0 0,5 26,5 2,6 3,2 62,6 31,6

11 Архангельск 492498 ---- --- 12 1 9^0 2 Г 5 ь 2 64,4 2 79,6 20,4 13,5 17,5 49,6 2,3 17,1 8,6 17,2 45,9 23,2 5,1 14,9 58,7 21,7 4,7

12 Азово-Кубанский НГБ Краснодар. | 103205 | 23741 | 9,6 |27^| ^ | 62^ | | 76,1123,9| 6,8 | 3,1 118,11 -172,0| 8,3 | 18,6173,11--1--1 8,2 |16,4| 8.5 | 66,9

Сахалино-Охотский НГБ

13 Сахалинская 88848 25410 ----- — 53,2 4 46,8 1 100 ----- ----- 10,5 6,4 33,6 49,5 ---- 7,1 6,2 86,7 ---- 86,2 13,8 ---

14 Чечня 45097 26490 0*3 1 — ----- Сред 99,7 1 не-Ка :пийс 100 кии НГБ 0,4 99,6 - -- -- --- 100 -- -- 100 - --- -

Всего 8739621 331007 1Д 113 й£ 97 12,3 66 20,2 34 60,9 16 67,3 32,7 9,5 25,4 13,7 2,8 48,6 15,5 8,4 65,5 5,1 5,5 18,6 26,9 49,7 4,8

О

запасов нефтей такой вязкости в разрезе месторождений Татарстана, Удмуртии, Башкортостана и Самарской, Сахалинской областей. Примечательно, что большинство залежей, содержащих такие нефти, слагаются породами-коллекторами терригенного типа.

В целом же по стране около половины всех запасов (49,7%) составляют нефти вязкостью от 100 до 500 мПа с, и содержащиеся на пяти крупных месторождениях

Западно-Сибирского (Русском, Сев.Комсомольском) и Тимано-Печорского НГБ (Усин- ском, Наульском, Торавейском).

Анализ соотношения запасов категорий С1 и С2 свидетельствует о подготовленности к промышленному освоению подавляющего большинства выявленных на территории нашей страны залежей ВВН.

3.2 Характеристика сырьевой базы природных битумов [ 12,21]

Научно-обоснованная оценка сырьевой базы природных битумов в нашей стране до недавнего времени отсутствовала. Это объяснялось рядом объективных и субъективных моментов: 1) крайне слабой постановкой целенаправленных геолого-разведочных работ; 2) отсутствием методического обеспечения оценки прогнозных ресурсов ПБ; 3) трудностью сопоставления многочисленных данных о битумопроявлениях и параметрах СПБ, носящих разрозненный характер.

Сырьевая база природных битумов в России в 1992 г. оценена ИГиРГИ равной 20178,3 млн.т, в том числе балансовых запасов (категорий С1 и С2 ) -1070,0 млн.т и прогнозных ресурсов ( категорий Д1 и Д2 ) - 19108,3 млн.т (табл.4). Содержащие их 105 месторождений по величине запасов (ресурсов) ПБ подразделены на пять групп: 1.мелкие (менее 1 млн.т), 2.небольшие (1-10), 3. средние (10-100), 4.большие (100-500) и 5.крупные - свыше 500 млн.т .

Нами в разные годы были построены карты скоплений природных битумов на территориях бывшего СССР (1984,1990 гг), а затем России (1994 г) с дифференциацией их по величинам запасов (ресурсов), содержанию битумов в породах и классам ПБ (Авторы: Климушин И.М., Мессинева Н.И., Воронцова Г.В.).

Структура сырьевой базы ПБ, дифференцированная по различным геолого-промысловым характеристикам залежей., приведена в табл.4. Из её рассмотрения следует, что на категорию разведанных ( С1 ) запасов ПБ приходится 279,5 млн.т, предварительно оцененных (С2) - 790,5 млн.т,

1аолица4

Структура запасов и прогнозных ресурсов природных битумов (%) месторождений России.

Республика, край, область Запасы или ресурсы, млн.т Доля запасов, ресурсов ПБ и кол-во мест-й различных групп Литология Глубина залегания залежей, м Содержание ПБ, % вес. Класс ПБ

1 II III IV V терр. карб. терр+ карб. <50 50-500 500-900 1-3 3-5 5-10 >10 Мальты асфаль ты асфальтиты

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Развеланные и предварительно оцененные запасы (кат. С1+С2) Волго-Уральский НГБ

Татарстан 954,6 (И 10 ЯЛ 51 15.4 13 42.8 2 33.4 1 15,6 39,9 44,5 3,9 96,1 - 1.2 1,3 96,4 и 17,8 61,8 20,4

Оренбургская 9,3 и 2 96.3 1 - - - 100,0 - - 2,6 97,4 - - - - 100,0 - - 100,0

Самарская 4,8 44,6 13 55.4 1 - - - 58,3 41,7 - 95,2 4,8 - 9,4 32,5 50,1 8,0 3,2 58,2 38,6

Башкортостан 0,1 100,0 1 - - - - 100,0 - - 100,0 - - - - 100,0 - - 100,0 -

Лено-Тунгусский НГБ

Красноярский 55,3 - м 1 98.2 1 - 100,0 - - 1,8 98,2 - - 100,0 - - 100,0 - -

Саха-Якутия 15,2 - - 100,0 1 - - 100,0 - - 20,0 65,0 15,0 100,0 - - - - 89,0 11,0

Тнмано-Печорскнн НГБ

Коми 15,2 - 23.5 1 76.5 1 - 76,5 23,5 - 100,0 - - - 100,0 - - - - 100,0

Архангельская 15,0 - - 100,0 1 - - - 100,0 - - 100,0 - - 100,0 - - - - 100,0

Азово-Кубанскнн НГБ

Краснодарский 0,4 100,0 1 - - - - - - 100,0 100,0 - - - 100,0 - - - 100,0 -

Сахалино-Охотский НГБ

Сахалинская 0,1 100,0 3 - - - - 100,0 - - 100,0 - - - - - 100,0 - -

Всего: 1070,0 0,4 30 1 1.7 55 19.9 17 38.2 2 29.8 1 22,7 37,5 39,8 5.8 94,0 2,0 2,5 9,3 86,2 2,0 21,1 56,7 22,2

продолжение таблицы 4

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | У | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 14 | 20

Прогнозные ресурсы (кагсюрмн Д1+Д2) Iio.ii о-Уральскнй ИГС

Татарстан 9097,0 2,1 86.9 11.0 - 17,9 47.5 34.6 6,9 93.1 - 46.3 49,9 3.8 52.4 47,6 -

Самарская 840,0 43,6 56.4 - - - 32,1 47.6 20,3 2.0 93,2 4.8 84.7 15,3 - 55.2 44.8 -

Башкортостан 287,0 14,5 85.5 - - 94,4 5.6 59,2 40.8 87.3 12.7 - 50.9 49,1 -

Лено-Тунгусскии НГБ

Саха-Якутия 8212.8 - - 2,0 9.9 88.1 26.3 30.0 43.7 20.0 65.0 15,0 100.0 - - - - 89.0 1 1,0

Красноярский 110,0 - 100,0 - - - 100,0 - 68.2 31,8 - 100.0 - - - 100,0 - -

Тнмано-Печо ч'кпи пгг;

Архангельская 351.0 - 4.6 35,6 59,8 - - 100.0 - 7.1 31,3 61,6 - 100.0 - - - 4.6 95.4

Коми 210,5 1.0 5,9 93,1 - - 5.3 94.2 0,5 98,5 1,0 0.5 - 100,0 - - 0,5 2.9 96,6

Всего: 19108,3 3,2 46,3 7,3 5.3 37.9 22,7 41.2 36,1 14,8 60.6 24.6 43.6 30.0 24,6 1.8 28,7 63.8 7,5

(V)

со

значительная часть которых (93,6 и 87,6%) сосредоточена на месторождениях Татарстана.

Большая часть выявленных битумных месторождений в стране относится к группе мелких и небольших, вместе с тем более половины ( 68%) суммарных запасов битумов содержится в геологическом разрезе трех месторождений Татарстана (Карасинского, Аканского, Аксубаевского) и породах-коллекторах карбонатного и смешанного типов. К тому же природные битумы представлены в основном асфальтами и асфальтитами.

Заметно лучше выглядит структура запасов по величине битумосодержания пород для основного района концентрации запасов ПБ - Татарстана, а также Самарской области. Однако для других регионов это распределение менее благоприятное, особенно для таких перспективных как республики Саха -Якутия, Коми, Красноярский край и Архангельская область.

Запасы ПБ на глубине (до 50 м), доступной для карьерной их разработки, невелики. Однако в пределах республик Коми и Башкортостан, Самарской и Сахалинской областей, Краснодарского края большая часть запасов ПБ сосредоточена именно на этих глубинах. Остальная часть запасов может быть введена в промышленную разработку скважинным и шахтным способами.

Наибольшие прогнозные ресурсы ПБ (10224 тыс.т) сосредоточены на месторождениях Волго-Уральского НГБ и прежде всего республики Татарстан -9097 тыс.т. Причем их структура еще более неблагоприятна для промышленного освоения по многим геолого-физическим параметрам, чем разведанных запасов (табл.4). Это объясняется тем, что значительная часть ресурсов здесь связана с коллекторами карбонатного состава, характеризующимися низким битумосодержанием, к тому же выявленные СПБ оказались и меньшими по размерам.

По прогнозным оценкам сырьевая база ПБ территорий Самарской области и республики Башкортостан оценена равной 1131,9 млн.т, однако при обосновании постановки здесь геолого-разведочных работ необходимо будет учитывать небольшие размеры предполагаемых СПБ и невысокую степень битумонасыщения пород.

Высокоперспективной в отношении промышленного освоения ресурсов ПБ признается обширная территория Восточной Сибири. Здесь только в пределах Оленекского месторождения выявлены запасы природных битумов категории С1 в

количестве 15.2 млн.т., а остальные ресурсы в объёме 1284,8 млн.т классифицированы по категории Д1. По другим 12 скоплениям прогнозные ресурсы ПБ определены равными 7038 млн.т, но по категории Д2. Признано характерным для СПБ рассматриваемого региона весьма низкие (до 3% вес.) содержания битумов в породах (Гольдберг И.С., 1982, Каширцев В.А., 1994). При этом следует иметь в виду, что эти величины определены по кернам, отобранным в основном либо, из обнажений, либо из приповерхностных слоев. На больщих глубинах на Оленекском и Нордвикском месторождениях зафиксированы величины битумосодержания 5-8% вес. (Иванов В.Л.. 1968, Клубов Б.А., 1983). Вместе с тем особенностью СПБ рассматриваемого региона являются в целом значительные битумонасыщенные толщины достигающие 100 - 220 м.

На территории Тимано-Печорского НГБ выявлено 16 месторождений с суммаоными прогнозными ресурсами природных битумов 561,5 млн.т, в том числе категосии Д1 - 348,5 млн.т и Д2 - 213 млн т. Значительная часть этих ресурсов (97 3%; связана с коллекторами карбонатного состава и к тому же с низким (3-5% вес.; содержанием ПБ. По ряду месторождений (Кожва-Каменское, Войское. Талотинское, Нядейюское) выявлены высокие величины битумонасыщенных толщин от 12,5 до 95,5 м.

Из изложенного следует, что сырьевая база природных битумов з целом по стране к промышленному освоению не подготовлена. Однако на территории отдельных регионов имеются группы местороадений. степень разведанности и изученности которых позволяет ставить вопрос об их вводе з промышленное освоение.

К ним следует отнести' в первую очередь месторождения республики Татарстан с суммарными запасами ПБ категории С1 - 261,7 млн.т, причем 103,1 млн.т из них сосредоточены в коллекторах терригенного состава уфимского яруса. Достаточно значительный потенциал подготовленной к промышленному освоению сырьевой базы ПБ рассматриваемого региона заключен и в запасах категории С2 (692,9 млн.т) с учетом того, что их большая часть не переводится в высшие категории не по причине слабой разбуренности, а в связи с недостаточной степенью опробования продуктивных пластов.

С позиций подготовленности к комплексному промышленному освоению можно считать также Ивановское месторождение а Оренбургской области с запасами асфальтитов 9 млн.т категории С1, которые характеризуются аномально высокими содержаниями ванадия и никеля.

4. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ УСЛОВИЯ И ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ

Вопрос о рациональном промышленном освоении запасов ВВН и ПБ должен решаться на основе анализа эффективности разработки залежей в различных геолого-промысловых условиях.

Изучение отечественного и зарубежного опыта показало, что развитие методов добычи ВВН и ПБ осуществляется по трем основным направлениям:

1) скважинный способ, при котором добываются через скважины за счет природного режима, применения заводнения, термического или иного воздействия на продуктивные пласты;

2) карьерные ( открытые) и шахтные очистные системы разработки, при которых нефте- битумосодержащую породу извлекают на поверхность, где из нее экстрагируют нафтиды;

3) шахтные дренажные системы разработки, при которых нефть или битум добываются в шахте через дренажную систему скважин, пробуренных из горных выработок.

Существенно разная подвижность ВВН и ПБ определила различие и реализуемых способов их добычи и масштабов опытно-промышленных работ (ОПР).

4.1. Геолого-промысловые условия разработки залежей высоковязких нефтей [1,2,3,24,25,26,31,38]

При добыче ВВН доминирующим является скважинный способ, характеризующийся большим разнообразием связанных с ним методов и технологий. В современных условиях практическая реализация этого способа осуществляется тремя основными методами, базирующимися на использовании природной энергии залежей, различных систем заводнения и нетрадиционных ( новых ) технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

Естественный режим залежей. На естественных режимах в настоящее время в России находятся в разработке или опытно-промышленной эксплуатации 315 залежей ВВН, которые расположены главным образом в Волго-Уральском НГБ Весьма полезным при формировании выводев оказался и опыт разработки месторождений Казахстана. Среди этих режимов заметно преобладает

водонапорный, заметно меньшее развитие имеют упругий и гравитационный режимы."

Большинство изученных залежей мелкие и небольшие, с коллекторами терриген- ного состава проницаемостью от 0,3 до 1,5 мкм2, характеризуется относительно монолитным строением, имеет нефтенасыщенные толщины от 7 до 12 м и содержит нефти вязкостью 30 - 60 мПа.с. Особенностью геологического строения этих залежей является хорошая связь с активной законтурной зоной.

Эти залежи ВВН разрабатываются очень продолжительное время ( более 30 лет), для них характерным является практически полное отсутствие безводного периода - обводнение продукции залежей начинается по-существу с начала их разработки и за короткий период возрастает до 70-80 %. Основной прирост нефтеотдачи происходит при высокой обводненности, причем продолжительность этого периода составляет не менее половины всего срока разработки залежей.

Выявлена вполне определенная зависимость коэффициента извлечения нефти (КИН) от количества жидкости, прошедшего через залежи. Продолжительная разработка и небольшие размеры залежей при прохождении через них жидкости в количестве, равном 8-10 их объема пор, позволили достигать КИН в пределах от 0,15 до 0,25, а по отдельным залежам и более .

Характерной и отличительной особенностью многих залежей ВВН является образование в их подошвенной части линз или прослоев окисленной нефти, существенно снижающих проявление естественного водонапорного режима.

Показательны в этом отношении результаты опытной разработки залежей бобриковского горизонта на Ильмовском и Нурлатском месторождениях в Татарстане. Так, непродолжительная эксплуатация отдельных участков этих залежей на естественном режиме привела к резкому снижению пластового давления, дебитов нефти с 9-12 до 1 т/сут или до полного отсутствия притоков. Текущие КИН составили 0,03-0,05 при весьма высоких геолого-промысловых характеристиках залежей: 11Н=7,4-5,7м, Кп=23-25%, Кпр=1,2 мкм2. Влияние запечатанности залежей ВВН на ухудшение показателей их разработки на естественном режиме установлено и по ряду месторождений Самарской области, Краснодарского края и республики Казахстана.

Иная картина разработки отмечается для залежей со слабой активностью законтурной зоны, когда вытеснение ВВН из недр происходит за счёт проявления упругих сил. В качестве типичного примера рассмотрены месторождения Сахалино-Охотского НГБ, для которых характерными оказались низкие темпы

отбора нефтей даже вязкостью 30-50 мПа.с, обычно не превышающие 2% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), и невысокая обводненность залежей на I стадии разработки. Прогрессирующее обводнение наблюдается в конце III стадии, с которой начинается и основной прирост КИН. Коэффициенты извлечения ВВН многих залежей при эксплуатации их на естественном упругом режиме более 30 лет составили 0,06-0,22.

Опыт разработки без воздействия залежей ВВН, представленных коллекторами карбонатного типа, невелик. В общем виде можно предполагать, что она будет менее эффективной, чем в коллекторах терригенного состава. Это обусловлено более высокой степенью геологической неоднородности таких залежей и физико-химических свойств нефтей, а также значительным содержанием неподвижной компоненты нефтей и свободной воды в пустотном пространстве карбонатных пород.

Наиболее богатый опыт разработки карбонатных коллекторов накоплен по достаточно мощной (hH=17 м) пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. В пределах трех его опытных участков, разрабатываемых на естественном режиме, дебиты нефти в течение короткого времени снизились с 10-15 до 1-5 т/сут. Степень выработанности запасов нефти вязкостью 400 мПа.с составила от 0,7 до 3,7% от начальных балансовых запасов (НБЗ), а темпы её отбора не превысили 1,5% от НИЗ. Отмечалось прогрессивное обводнение скважин, расположенных вблизи тектонических нарушений.

Невысокой оказалась эффективность добычи нефти вязкостью 30 -53 мПа-с по залежам небольших размеров кизеловского горизонта и верей-башкирских отложений с hH=2,4-12,4м и Кпр=0,01-0,15 мкм2 некоторых месторождений Татарстана: дебиты большинства скважин не превышали 5 т/сут, пластовое давление за 6-15 лет пробной эксплуатации снизилось на 25-60% при отборе нефти не более 5% от НБЗ. Результаты промысловых экспериментов позволяют сделать вполне определенный вывод, что уплотнение сетки скважин до 4-9 га/скв в условиях высокой неоднородности карбонатных коллекторов не приводит к ощутимой интерференции скважин.

Гидродинамические методы, основанные на применении традиционного заводнения, в течение долгого времени считались непригодными для эффективной разработки залежей ВВН. Однако их успешное применение на ряде месторождений Казахстана и Татарстана позволяет изменить это представление.

Так, в Эмбенском районе Казахстана заводнение осуществляется в качестве вторичного метода на 12 небольших залежах, ранее эксплуатирующихся на естественном режиме. Залежи слагаются коллекторами терригенного типа с благоприятными геолого-промысловыми характеристиками: нефтенасыщенные толщины продуктивных пластов составляют от 5 до 10,2м, проницаемость пород , как правило , превышает 0,5 мкм2. За первые 10 лет разработки в основном с площадным заводнением удалось стабилизировать пластовое давление и дебиты нефти во многих скважинах, а в дальнейшем увеличить темпы отбора нефти вязкостью от 30 до 140 мПа-с. Абсолютный прирост КИН по сравнению с естественным режимом составил от 0,06 до 0,11, а текущая его величина по многим залежам за почти 40-летний срок разработки превысила 0,3.

Достаточно эффективной оказалась и целенаправленная организация заводнения на залежах ВВН ряда месторождений Татарстана. По залежам небольшого размера, представленным коллекторами терригенного состава и характеризующимся активной законтурной зоной ( Ю.Нурлатская, Беркет-Ключевская, Ивашкино-Мало-Сульчинская), текущие КИН составили от 0,12 до 0,29 при проектных 0,2 - 0,4, темпы отбора нефтей вязкостью 38 - 118 мПа-с стабилизировались на уровне 0,8 - 3,9% от НИЗ. Наиболее эффективным оказалось площадное заводнение. Получены положительные результаты и при добыче нефтей вязкостью 200-500 мПа-с на отдельных участках Нурлатского месторождения, что расширяет перспективы применения гидродинамических методов

Применение заводнения при разработке залежей, представленных карбонатными коллекторами, оказалось в целом менее эффективным, чем в коллекторах терригенного типа. Так, текущие коэффициенты извлечения нефтей вязкостью 34-51 мПа с на опытных участках месторождений Татарстана не превысили 0,17, а темпы отбора -1,5% от НИЗ.

Вместе с тем оказалась достаточно эффективной организация приконтурного и внутриконтурного заводнения на залежи И-го горизонта бухарских слоев месторождения Кичик-Бель (Таджикистан). Залежь массивного типа нефтенасыщенной толщиной до 35м слагается слабопроницаемыми известняками (0,001-0,125 мкм2) и содержит нефть вязкостью 200 мПа.с при пластовой температуре 58°С. Закачка воды в течении почти 20 лет позволила повысить пластовое давление и дебиты нефти многих скважин, а в целом увеличить КИН с 0,08 на естественном водонапорном режиме до 0,276. При этом

было установлено максимальное обводнение приконтурных скважин и крайне неравномерный подъем ВНК.

Нетрадиционные или новые методы объединяют обширную группу методов и технологий, из которых наиболее апробированными в различных геологических условиях в нашей стране являются тепловые и физико-химические.

Доминирующее положение среди тепловых методов занимает паротепловое воздействие на пласты (ПТВ), обеспечивающее более 80% добычи ВВН в стране за счет применения новых методов. В настоящее время эта технология проходит опытно-промышленное испытание на 8 месторождениях, причем она оказалась вполне эффективной по всем объектам, представленным коллекторами как терригенного (месторождения Оха, Катангли), так и карбонатного (Усинское, Гремихинское) составов. На первых из них, являющимися тектонически нарушенными и характеризующимися значительными нефтенасыщенными толщинами пластов (6,8 - 47,0 м) и высокими фильтрационными свойствами пород (0,4 - 1,5 мкм2), текущие коэффициенты извлечения нефтей вязкостью от 58 до 225 мПа-с по отдельным блокам составили от 0,35 до 0,55 против 0,14 - 0,2 на естественном режиме при удельных расходах пара от 1,8 до 3,5 т/т.

Зарубежный и отечественный опыт свидетельствует об эффективном применении ПТВ при добыче нефтей значительно большей вязкости (280-5000 мПас) из пластов, представленных слабо- и сильносцементированными песчаниками, при этом их коэффициенты извлечения достигали 0,27-0,41.

Весьма успешным оказалось паротепловое воздействие на отдельных участках пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, значительно обводнившихся в силу их разработки на естественном режиме. Результатом явилось увеличение дебитов нефти в 4-5 раз и доведение текущего КИН до 0,150,25 против 0,01-0,04 на естественном режиме.

Заслуживает особого рассмотрения более совершенная технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ), основанная на попеременной закачке теплоносителя и холодной воды. Применение её на залежи пласта A4 Гремихинского месторождения (порово-трещинный карбонатный тип коллектора, hH=20,8-28,4M, Кп=16,7-23,0%, Кпр=0,12-1,53 мкм2, цн=90-120мПа с) позволило обеспечить увеличение дебитов нефти в 1,3-7 раз и стабильные темпы ее отбора 3,0-4,8% от НИЗ.

Процесс внутрипластового горения (ВВГ) также считается технически эффективным при добыче ВВН, но в нашей стране он не нашел широкого распространения, несмотря на давнюю историю проведения (месторождение Павлова Гора.1966). На территории России этот метод применялся на 5-ти объектах, однако сейчас он полностью прекращен в основном по экологическим соображениям.

Среди физико-химических методов наибольшее развитие получили полимерное и щелочное заводнение, апробированные в промысловых условиях соответственно на 8 и 4 объектах, расположенных на месторождениях Волго-Уральского НГБ. По всем ним, особенно представленным коллекторами карбонатного состава и содержащими нефти до 50 мПа-с, были получены положительные результаты. Так, по объектам, по которым осуществляется закачка химреагентов в запроектированных объемах: пласты А4 Сосновского (полимер) и Тл+Бб Гожанского (щелочь) месторождений достигнуты дополнительная добыча и стабилизация темпов отбора нефти, а также обводненности скважин. Текущие КИН составляют от 0,221 до 0,283. Следует отметить, что по месторождениям Уиттер (США) и Надълендъел (Венгрия) получены положительные результаты использования щелочного заводнения при извлечении нефтей вязкостью до 200 мПа-с, но из коллекторов терригенного типа.

В последние годы наметилась определенная тенденция к применению физико-химических методов в сочетании с тепловыми. Например, технология термо-полимерного заводнения успешно реализуется на Мишкинском месторождении в республике Удмуртия на залежи пласта А4, представленного коллекторами карбонатного состава.

Внимания заслуживают и результаты опытной разработки залежи верейского горизонта (карбонатный тип коллектора) Шегурчинского месторождения (Татарстан) с применением искусственных каверн-накопителей нефти (ИКНН) на забоях скважин, созданных многократными солянокислотным+1 ванными по методу Аширова К.Б. Эксплуатация опытного участка, состоящего из 7 семиточечных элементов с расстоянием между скважинами 300 м, с применением методов заводнения и интенсификации производительности скважин позволила за 5 лет стабилизировать пластовое давление, достичь высоких темпов добычи нефти вязкостью 33-45 мПа-с и отобрать почти половину начальных извлекаемых запасов. На пяти элементах с ИКНН средний темп добычи нефти оказался в 2 раза выше, чем по двум другим с

обычными солянокислотными обработками скважнн под давлением. Промысловые исследования подтвердили факт вовлечения в разработку дополнительных слоев. Наибольший эффект от применения ИКНН достигается при первичных обработках скважин в сочетании с заводнением.

В числе объектов применения шахтно-дренажного способа особое место занимает Ярегское месторождение ( республика Коми). Выявленная а его разрезе залежь залегает на глубинах 150-180м. слагается в основном рыхлыми песками высоких коллекторских свойств ( Кп=2б%, Кпр=2-2,5 мкм~), имеет монолитное строение и Ьн=9-17м. содержит нефть вязкостью 5000 мПа.с. Месторождение разрабатывается с 1972 года по термошахтной технологии, за счет которой добыто около 10 млн.т. Прирост КИН а прогретых блоках составил 0,25-0,35 по сравнению с естественным водонапорном режиме при удельном расходе пара 2,5-2,7т/т Для участков с уменьшенными нефтенасы^енными толщинами продуктивного пласта (менее Юм) и значительной соводненностью скважин в пределах Лыэельской площади успешно освоена технология ПТЗ с поверхности, позволившая достичь КИН = 0,35. но при большем удельном расходе пара 6.От/т.

Изложенное выше позволяет сделать следующие основные выводы.

Эффективная эксплуатация залежей ВВН возможна на естественном водонапорном режиме при условии их небольших размеров (Онз менее 5 млн.т), продолжительной разработки и содержания нефтей вязкостью 30-50 мПа.с. Характерным для этого процесса являются практическое отсутствие безводного периода и величины КИН, как правило не выше 0,12, в отдельных случаях до 0,25 для пластов с коллекторами терригенного типа.

Благоприятными для эффективного применения традиционных методов заводнения являются объекты со слабой расчлененностью (Кр<2,5), проницаемостью пород свыше 0.3 мкм2, сравнительно небольшой зональной неоднородностью пластов, содержащими нефти вязкостью до 60 мПа-с. Среди различных систем большими преимуществами обладает внутриконтурное, в первую очередь площадное, заводнение. В качестве наиболее эффективной технологии выработки их запасов (без резкого роста темпов обводнения пластов) может рассматриваться нестационарная (циклическая) закачка воды. Весьма важным при этом является соблюдение рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин (оптимум 5-6) и разбуривание залежей по сетке не

более 12 га/скв. Рациональной следует признать организацию заводнения после некоторой отработки залежей ВВН на естественном режиме.

Наибольшую полноту извлечения ВВН из недр до 0,5 способны обеспечить тепловые методы Среди множества связанных с ними технологий наибольшие перспективы имеет паротепловое воздействие на пласты и различные его модификации. Благоприятными для применения этих методов являются монолитное строение и тектоническая ненарушенность залежей, толщины пластов от 6 до 20м, терригенный тип пород-коллекторов проницаемостью свыше 0,1 мкм2 и нефтенасыщенностью более 40%. Для эффективной эксплуатации залежей ВВН небольших размеров или опытных участков могут быть рекомендованы паротепловые обработки скважин .

Применение физико-химических методов в целом целесообразно при добыче ВВН из пластов с коллекторами карбонатного состава. Обычное их сочетание с закачкой воды, а в последнее время и с тепловым воздействием позволило достигать коэффициентов извлечения нефтей вязкостью 30-150 мПа.с до 0,35.

Оценивая результаты проведенных промысловых экспериментов, отметим, что все они оказались технологически эффективными, но не всегда экономически рентабельными. Необходимость же совершенствования топливно-энергетического комплекса страны настоятельно требует продолжения и расширения опытно-промышленных исследований по дальнейшему совершенствованию технологий разработки залежей ВВН. В полной мере все это относится и к природным битумам.

4.2 Геолого-промысловые условия разработки залежей природных битумов [9,13,21,29,37,39]

Масштабы опытно-промышленной их добычи в России и бывшем СССР весьма невелики. Известны опытные работы (1913-1943гг) по добыче асфальтов из четырех штолен на Шугуровском месторождении в Татарстане, карьерным способом на Ижевском месторождении в республике Коми (годовые объемы добычи ПБ варьировали от 60 до 500т при накопленной - около 12 тыс.т ) и нефтебитумоносных пород на месторождении Кирмаку в Азербайджане. Величина вскрыши на последнем из них составила 0,8м, за 5 лет его разработки

было добыто более 100 тыс.мЗ пород ( содержание битума от 0,5 до 8,6% вес.), коэффициент извлечения битума из пород термическим способом изменялся от 0,456 до 0,63.

С 30-х годов велась разработка жильной залежи асфальтита на Садкинском месторождении в Оренбургской области (остаточные запасы около 100 тыс.т); годовая добыча асфальтита, который использовался в основном для изготовления лаков и мастик, достигала порядка 30 тыс.т.

Организация промышленной добычи Кировых пород ( смесь асфальта и рыхлых песков ) открытым способом на месторождении Мунайлы-Мола в Казахстане показала на ее экономическую рентабельность. Этому способствовали неглубокое залегание этих пород ( менее 30м ) и их использование после достаточно простой обработки в качестве дорожно-строительного материала. Накопленная добыча киров за 40-летний период превысила 5,5 млн.т. Технологически эффективной оказалась открытая разработка также нетубокозалегающих битумосодержащих пород (Кб=4-8% вес.) на одном из участков Спиридоновского месторождения в Татарстане.

Полигоном для отработки скважинного способа добычи ПБ в нашей стране с 1978г стало Мордово-Кармальское месторождение (Татарстан). На нем пробурено 368 скважин, битум-мальта при пластовой температуре 8°С содержится в пластах слабосцементированных песчаников шешминского горизонта толщиной 8-15м и проницаемостью 0,3-0,8 мкм2.

Основной технологией опытно-промышленной добычи ПБ явилось внутрипластового горения, реализуемое на южном поднятии месторождения на 30 элементах с расстоянием между скважинами 50 - 100м. Организация процесса позволила довести притоки практически неподвижного битума из скважин до 1,52,5 т/сут. при удельном расходе воздуха 4,1-4,5 тыс.м3/т, а коэффициенты его извлечения по отдельным элементам до 0,12-0,21. Наибольший охват залежи тепловым воздействием установлен при расстояниях между добывающими и нагнетательными скважинами менее 100 м.

Технология паротеплового воздействия была реализована на северном поднятии месторождения не в полном объеме, а полученные результаты оказались не столь показательными: вязкость битума удалось снизить с 6000 только до 1250 мПа-с, что обусловило и невысокие его притоки в скважинах (менее 1 м3/сут.) при удельном расходе пара 3,7 т/т. В то же время проведенная в отдельных скважинах циклическая закачка парогазовой смеси (азот, углекислый

газ, воздух) способствовала увеличению дебитов битума в 1,5-2 раза и снижению обводненности в 2,5 раза.

Технологически эффективным оказалось применение на отдельных участках рассмотренного и Сугушлинского месторождений технологий низкотемпературного окисления и воздействия на битумную залежь электромагнитным полем высокой частоты, выразившееся в значительном снижении вязкости битумов с 90000 до 150 мПа-с, увеличении их притоков в отдельных скважинах в 5-10 раз и снижении обводненности в 2-3 раза.

На основе проведенных соискателем исследований были уточнены геолого-промысловые характеристики залежей ПБ, благоприятные для эффективной разработки их различными способами (табл.5). Основным среди них при добыче природных битумов с целью использования их в качестве источника углеводородного сырья на территории России следует признать скважинный способ с применением различных модификаций тепловых методов, при которых достижимы коэффициенты извлечения ПБ из недр до 0,35-0,40.

Карьерный способ, характеризующийся относительной простотой применения и обеспечивающий сохранение природных свойств битумов, может быть сориентирован на решение задач местного значения или добычу ПБ, обладающих высокой товарной ценностью. Простой же перенос зарубежного опыта представляется не совсем правомерным вследствие существенно меньших размеров выявленных отечественных битумных месторождений и отсутствия сравнимого технического оборудования.

Внедрение шахтной очистной и шахтно-дренажной систем является проблематичным, учитывая современную экономическую ситуацию в стране, а также нерешенность вопросов технического характера.

Таблица 5

Горно-гсологическне и геолого-промысловые характеристики залежей природных битумов, определяющие выбор способа их разработки

Способ разработки Скважинный Карьерный Шахтный очистной Шахтный дренажный

птв ВВГ

Характеристики фактические рекомендуемые фактические рекомендуемые фактические рекомендуемые фактические рекомендуемые фактические рекомендуемые

Глубина залегания залежи, м 20-1200 150-1200 20-1200 150-2100 0-100 - - до 300 70-800 до 800

Глубина карьеров, шахт, м - - - - 0-91 <60 30-140 до 300 80-450 до 800

Битумонасы-щенная толщина пластов, м 3-63 6-40 3-40 3-20 2-10 >5 1-60 >5 2-10 >5

Коэффициент вскрыши - - - - 0.7-6.4 <4 5 - - - -

Проницаемость пород, 10~3мкмг 50-1400 >100 85-4000 >100 - - - - 10-6300 >100

Содержание ПБ, %вес. 4-12 >5 3-16 >5 4-40 >2 2-12 >2 3-20 >6

Содержание ПБ, %объем. 35-80 >40 35-80 >40 - - - - 38-75 >50

Класс битума Высоковязкие нефти, мальты Мальты, асфальты, асфальтиты Высоковязкие нефти, мальты

Вязкость ПБ, Па.с 3-9 <10 0,5-9 <10 5-1000 >5 5-50 >5 10-15 >0.05

Запасы ПБ, млн.т 2-400 >5 2-100 >5 0 1-15 >1 4-30 >5 10-300 >5

5. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ГЕОЛОГО - ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ К ПРОМЫШЛЕННОМУ ОСВОЕНИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ [9,16,25]

База геолого-промысловых данных, необходимая для выполнения главной цели рассматриваемого процесса, включает ряд целевых задач, основными из которых являются:

- оценка структурно-морфологических и геометрических характеристик и степени геологической неоднородности залежей, уточнение положения границы нафтид - вода;

- детальное изучение геолого-физических свойств пород и характеристик продуктивных пластов, определяющих выбор методов воздействия на залежь и призабойную зону с целью повышения коэффициентов извлечения ВВН и ПБ;

- определение и детальное изучение состава и физико-химических свойств ВВН и природных битумов;

- оценка промысловых характеристик и режима работы залежей, гидродинамической связи их с законтурной зоной, уточнение дебитов и продуктивности скважин.

Комплексный характер этих задач предусматривает разработку качественных требований к полноте изученности залежей. Методы и способы их решения в целом являются общепринятыми, однако они должны учитывать отличительные особенности, прежде всего, самих нафтидов. Так, высокая неоднородность состава и физико-химических свойств ВВН и ПБ определяет необходимость отбора их проб из разных частей разреза и площади залежей с последующими комплексными исследованиями, направленными на изучение, кроме состава, физико-химических и реологических свойств, получение вязкостной характеристики и определение содержаний металлов и других сопутствующих компонентов. Обязательными, в первую очередь для крупных месторождений, должны стать исследования по оценке товарной ценности ВВН и ПБ, добываемых с применением различных методов и технологий.

Количественные требования к геолого-промысловой информации при подготовке к разработке месторождений ВВН и ПБ (мальт) могут быть приняты аналогичными для залежей обычных нефтей, учитывая фундаментальность их обоснованности и широкое применение (Фурсов А.Я.1986). О правомочности такого допущения свидетельствуют результаты оценки точности определения

параметров битумной залежи крупного Карасинского месторождения в Татарстане [ 11 ].

По результатам проведенных исследований были сформулированы общие принципы геолого-промысловой подготовки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов к промышленному освоению, которые являются составными частями или основными этапами всего рассматриваемого процесса (табл.6). Была также установлена целесообразность проведение этих этапов дифференцированно для месторождений трёх групп по величине начальных балансовых запасов: мелкие + небольшие, средние + большие и крупные.

Первоначальным и основополагающим среди этих этапов является разведка, в процессе проведения которой решаются многие из указанных выше задач. Причём разведку средних, больших и крупных месторождений рекомендуется осуществлять в основном за счёт опережающего бурения эксплуатационных скважин.

Особое место при определении целесообразности разведки месторождений ВВН и ПБ может занять наличие в их разрезах нефтей малой или повышенной вязкости, что позволит в результате их совместной добычи успешнее решать вопросы транспорта и сбыта добытой продукции.

Существенным отличием подготовки к промышленному освоению месторождений ВВН и ПБ от содержащих обычные нефти является необходимость опытной эксплуатации залежей с применением различных технологий. В этом отношении очень показательны месторождения высоковязких нефтей: Усинское (естественный режим, ПТВ и различные его модификации), Ярегское (шахтно-дренажный способ с тепловым воздействием внутри пласта и с поверхности), а также битумное Мордово-Кармальское месторождение (ВВГ, ПТВ, ПТОС, магнитное вибровоздействие, электромагнитное воздействие токами высокой частоты, низкотемпературное окисление и др.). Это позволяет определять оптимальные геолого-промысловые условия применения различных технологий и осуществлять их технико-экономическое сравнение.

Масштабы и продолжительность опытно-промышленных работ должны обеспечить возможность достоверной оценки технологических и технико-экономических показателей того или иного процесса. В продолжение исследований Боксермана A.A.

Таблица 6.

Общие принципы геолого-промысловой подготовки месторождений высоковязких нефтей и природных ______битумов к разработке._

Группы месторождений

Мелкие, 1 Средние, большие небольшие Крупные

I. Разведка

Детальная разведка 1-2х залежей, типичных по строению для групп рядом расположенных месторождений. Детальная разведка основных по запасам залежей. Разведка остальных залежей за счет эксплуатационного бурения. Детальная разведка основных по запасам залежей в пределах отдельных участков или тектонических блоков.

2. Опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ).

ОПЭ типичных залежей в отдельных скважинах. Охват более 20% НБЗ. Продолжительность не менее 2-х лет. Пробная эксплуатация основных по запасам залежей. Опытно-промышленные работы на отдельных участках. Охват 1520% НБЗ. Продолжительность 24 года. Опытно-промышленные работы по опробованию нескольких методов добычи на отдельных участках. Охват до 15% НБЗ. Продолжительность -не менее 5 лет.

3. Подсчет запасов

Осуществляется совместно по группе залежей или месторождений. Подсчетные параметры пород, ВВН и ПБ принимаются по аналогии с лучше разведанными залежами. Проводится по месторождению в целом. Осуществляется в целом по-месторождению с дифференциацией запасов по отдельным блокам или участкам первоочередной разработки.

4. Составление технологической схемы разработки

Составляется единая по группе месторождений. Составляется для месторождения в целом. Составляется для отдельных участков, принятых в качестве первоочередных объектов разработки.

(1981г.) и применительно к месторождениям ВВН и ПБ можно рекомендовать на залежах небольших размеров охватывать такими работами более 20% заключенных в них балансовых запасов при продолжительности ОПР не менее 2-х лет, средних - 15-20%, продолжительность 2-4 года и крупных - до 15%, продолжительность - не менее 5 лет.

Первым итоговым документом подготовки месторождений к разработке должен стать подсчет начальных балансовых запасов ВВН и ПБ по категориям и Сг. При этом представляется допустимым составление единого подсчета для группы мелких и небольших месторождений, что позволяет широко использовать метод аналогий при обосновании подсчетных параметров в условиях ограниченной геолого-промысловой информации. Для средних, больших и крупных месторождений подсчет запасов выполняется отдельно для каждого из них, а для двух последних - и с дифференциацией по первоочередным участкам разработки.

Завершающим этапом изучаемой стадии геолого-разведочных работ является составление технологической схемы разработки месторождения с обоснованием коэффициентов извлечения ВВН и ПБ. Научно-методические приемы и практические решения некоторых ее составных частей и всего процесса "подготовки к разработке" рассматриваются ниже. При этом основное внимание было уделено скважинному способу и тепловым методам как доминирующим при добыче ВВН и ПБ с целью их использования в качестве источников получения углеводородного сырья.

Современные экономические условия предъявляют особые требования к самому процессу подготовки месторождений к промышленному освоению, а главное к его составляющим элементам. Так, получение обычно комплексных лицензий обязывает их обладателей существенно сокращать сроки проведения разведочного этапа и широко апробировать различные технологии добычи и интенсификации притоков рассматриваемых классов нафтидов. Это в свою очередь обусловливает целесообразность совмещения стадий подготовки и эксплуатационной разведки, а в случаях с месторождениями природных битумов со всей остротой ставить вопрос о совмещении процессов их добычи и переработки.

6. НАУЧНО - МЕТОДИЧЕСКИЕ И ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ГЕОЛОГО - ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ К РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ

Практическая реализация некоторых из них может быть продемонстрирована на примере ряда месторождений ВВН Ульяновской области [38]. Последующая после лицензирования резкая активизация на них опытной эксплуатации скважин, в частности с применением тепловых и физико-химических обработок, позволила существенным образом уточнить промысловые характеристики залежей и добывные возможности скважин, а также поставить вопрос о необходимости пересчета начальных балансовых запасов нефтей. Этот пересчет был осуществлен под научным руководством и непосредственном участии соискателя в целом по 14 небольшим месторождениям юго-восточной группы упомянутого выше района с одновременным отбором керна, проб нефтей и последующими комплексными их исследованиями, проведенными во ВНИИнефть. Полученные по их результатам новые данные о величинах остаточной нефте- и водонасыщенности, обусловили уточнение критических значений емкостно-фильтрационных параметров пород, а потому и пересмотр материалов ГИС. Величины пересчитанных балансовых запасов нефти были рассмотрены и утверждены ЦКЗнефть Минтопэнерго РФ в 1995 году. Вместе с тем запасы ВВН значительного большего по размерам Зимницкого месторождения (41,8 млн.т) были оценены отдельно.

6.1 Использование экспертной системы для выбора эффективных технологи^ тепловых методов разработки залежей ВВН

Априорно большая по сравнению с месторождениями обычных нефтей многовариантность расчета коэффициентов извлечения ВВН при составлении технологической схемы разработки обусловила необходимость поиска и создания таких систем, которые позволяли бы с достаточной надежностью осуществлять выбор оптимальных технологий эксплуатации залежей при известных их геолого-промысловых характеристиках и тем самым существенно сокращать число расчетных вариантов.

Для решения задач подобного типа в последние годы достаточно успешно используются экспертные системы. В разработке одной из них, основанной на экспертных оценках с участием 19 ведущих специалистов отрасли оптимальных

геолого-промысловых условий применения различных технологий тепловых методов добычи высоковязких нефтей ( ПТВ, ПТОС, ВВГ, закачка только горячей воды и с добавлением в неё' воздуха или газа), принял участие соискатель совместно с сотрудниками ВНИИнефть. Программно-математическое обеспечение сформированной экспертной системы было осуществлено Тетельбаумом Я.И.

По результатам обработки собранных данных в состав геолого-промысловой базы разработанной системы были включены 9 характеристик (табл.7), для каждой из которых были рассчитаны коэффициенты относительного влияния их на выбор технологий и критические их значения (или допуски), определяющие наибольшую эффективность конкретной технологии. Примечательно, что среди этих характеристик наибольший вклад в выбор оптимальной технологии разработки залежей оказывают вязкость нефтей, нефтенасыщенность пород и нефтенасыщенная толщина пластов. По максимальным величинам коэффициентов значимости можно определить оптимальные геолого-промысловые условия применения той или иной технологии.

Апробация разработанной экспертной системы для 14 месторождений Ульяновской области позволила определить наиболее эффективные технологии разработки бобриковско-турнейской залежи ВВН: для семи месторождений закачку горячей воды, на Западном и Филипповском месторождениях еще с закачкой воздуха, а по 5-ти небольшим месторождениям (СЗнз < 1млн.т) -паротепловые обработки скважин.

6.2 Применение структурированных геологических моделей при проектировании разработки залежей ВВН [32,34]

При расчете технологических показателей разработки залежей ВВН с применением тепловых методов достаточную надежность показали структурированные геологические модели (СГМ), представляющие собой формализованную систему, отображающую топологию залегания интервалов, характеризующихся различными коллекторскими свойствами и вещественным составом пород. Соискателем совместно с Обуховым O.K. внесено усовершенствование в методику построения СГМ, в частности, определение

Таблица 7

Коэффициенты шачпчосгн геолого-прочысловых характеристик залежей ВВП при выборе технологии их разработки с применением экспертной системы.

NN и'п Характеристики и диапазон их изменения Г 1: X НО Л О 1 ИИ

Закачка птв ПГОС ВВГ

горячей волы горячей воды + воздух^ газ

1 Вязкость нефти в пласт услов , мПа.е 30-50 0.167 0.196 0.079 0.093 0.175

50-100 0.176 0.217 0,150 0,164 (1,214

100-500 0.171 0.168 0.288 0,277 0.214

500-1000 0.126 0.153 0.238 0.282 0.214

1000-5000 0.072 0.098 0.201 0.235 0.170

i Содержание серы в нефти. <1 0.012 0.029 0.012 0.018 0.053

1-2 0.01 1 0.022 0.011 0.016 0.033

2-3 0.01 1 0.017 0.009 0.(114 0.022

3-5 0.004 0.01 1 0.005 0.008 0.022

>5 0 0 0 0 0

3 Содержание парафина в нефти. °о ■■2 0.048 0.027 0.019 0.022 0.018

2-4 0.043 0.029 0.021 0,022 0.020

4-6 0.048 0.029 0.023 0.026 0,023

>6 0.033 0.014 0,014 0,021 0,014

Глубина залегания залежей, м <100 0.084 0,042 0.096 0.098 0,023

100-1000 0.130 0.106 0.160 0,162 0,105

1000-1500 0.066 0.091 0,035 0.064 0,084

1500-2000 0,024 0.042 0 0 0,060

5 Нсфтенасыщен-ная толщина пластов, м <3 0 0 0,010 0,010 0,010

3-5 0,001 0,045 0,010 0,010 0,041

5-7 0.053 0,090 0,075 0.093 0,115

7-Ю 0,076 0,090 0,086 0,103 0,115

10-20 0,118 0.129 0,129 0,103 0,115

20-40 0.125 0,059 0,102 0,097 0,066

>40 0,065 0,039 0,086 0,082 0.053

6 Проницаемость пород, 10"3мкм3 <50 0 0.009 0 0 0.008

50-100 0,019 0.026 0,017 0,023 0.055

100-300 0.074 0,075 0.063 0,059 0,080

300-1000 0.084 0,083 0.083 0.078 0,097

>1000 0,084 0,079 0,076 0,070 0,084

7 Нефтенасьпцен-ность пород, % <40 0 0.029 0 0,025 0,029

40-50 0,012 0.058 0,012 0,050 0,064

50-60 0.098 0.101 0,087 0,113 0,093

60-70 0,134 0,144 0,128 0,126 0,139

70-80 0,134 0,144 0,128 0,138 0,139

>80 0,122 0,123 0,110 0,120 0,122

8 Коэф-т песча-нистости или относительной толщины <0.30 0 0,009 0 0,007 0,006

0,30-0.40 0.017 0.037 0,025 0,035 0,012

0,40-0,50 0,026 0,047 0,034 0,049 0,035

0,50-0,60 0.069 0,074 0,086 0.056 0,040

0.60-0.80 0,077 0,084 0,086 0,063 0,052

>0,80 0,072 0,079 0,086 0,060 0,055

9 Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т <2 0 0 0 0,018 0

2-10 0,033 0,033 0.039 0,036 0,041

10-30 0.038 0,036 0,044 0,036 0.047

30-100 0.044 0,043 0,055 0,039 0,053

>100 0,047 0,046 0,064 0,042 0,057

величин критической вероятности наличия коллекторов с учетом характера изменения эффективных толщин изучаемого объекта. Апробация СГМ осуществлена на залежах различных структурно-морфологических типов и геолого-промысловых характеристик.

Так, на уникальном по запасом ВВН Русском месторождении (газонефтяная залежь пластового сводового и тектонически экранированного типов в сеноманских отложениях) это позволило обосновать выделение двух эксплуатационных объектов и первоочередных участков опытно-промышленной эксплуатации на естественном режиме и с применением паротеплового воздействия . По результатам выделения 13 видов СГМ и определения их площадного распространения была выполнена дифференцированная оценка КИН.

На месторождении Кичик-Бель (Таджикистан) по массивной залежи И-го продуктивного горизонта бухарских слоев, слагающейся низкопроницаемыми коллекторами карбонатного состава, были осуществлены оценка степени выработанности запасов ВВН по зонам развития разных СГМ и обоснование мероприятий по их доизвлечению с применением ПТВ .

На месторождении Жданице (Словакия) апробировались методические приемы построения СГМ по залежи 1-го миоценового горизонта, приуроченной к структуре облекания и характеризующейся небольшой по размеру и слабо активной водоносной зоной. Проведенные на их основе технико-экономические расчеты показали на преимущество технологии ВВГ в комбинации с физико-химическими методами: КИН составили 0,34-0,36 против 0,12-0,15 на естественном режиме (Климушин И.М, Тарасов А.Г.Чоловский В.И,1990).

6.3 Использование геолого-промысловой ранговой классификации залежей ВВН для обоснования очередности ввода их в разработку [35,38]

Подготовка месторождений к разработке предусматривает определение очербдносности её осуществления среди множества изучаемых объектов. Поскольку для большинства месторождений ВВН на этой стадии их изученности необходимые геолого-промысловые и технико-экономические данные отсутствуют, то для решения подобных вопросов приходится прибегать к более упрощенным методическим приемам.

К одному из них может быть отнесена ранговая классификация признаков и объектов (Елисеева И.И., Рукавишников.Н.Д, 1977), основные методические приемы которой были апробированы соискателем на залежах ВВН, причем по совокупности использованных признаков полученная классификация названа геолого-промысловой.

В качестве её обобщающей характеристики использован комплексный геолого-физический параметр (ГФП), включающий такие признаки, которые по результатам проведенных исследований могут оказывать наибольшее влияние на особенности и выбор рационального метода разработки: начальные балансовые запасы нефти, средние величины нефтенасыщенных толщин пластов, проницаемость пород, вязкость нефти в пластовых условиях и глубины залегания залежей. Это - минимальный набор признаков, обладающий сопоставимой исходной информацией.

В основу выделения диапазонов всех этих параметров положена пятибалльная система, при которой достигается относительно простое распределение качественных и количественных значений признака. Разбиение диапазона изменения выбранных параметров по ранговым интервалам осуществлялось в соответствии со степенью их влияния на эффективность применения различных методов разработки, установленной по результатам формирования экспертной системы. Комплексный показатель ГФП вычислялся как средняя сумма баллов по всем оценкам выбранных признаков. Для повышения точности оценки каждого признака были построены расчетные кривые.

Апробация геолого-промысловой ранговой классификации на месторождениях ВВН Ульяновской области позволила обосновать очередность подготовки их к разработке, которая во многом совпала с ранжированием объектов по основному экономическому показателю - величине дисконтированного накопленного потока наличности.

По материалам этих оценок была признана целесообразной организация полевых геофизических детализационных исследований на территории, включающей Западное, Филипповское, Вишенское, Бирлинское и Ю.Филипповское месторождения, которые достаточно успешно были проведены ОАО ВНИИгеофизика в 1995г.

6.4 Подсчет запасов природных битумов [6,8,28]

Подсчет запасов природных битумов имеет ряд отличительных и специфических особенностей, обусловленных комплексным их характером и возможной добычей различными способами и переработкой по нескольким технологическим схемам с получением существенно различных видов продукции.

В основу выделения запасов ПБ по категории С1 должны быть положены результаты опытной эксплуатации скважин или участков. За степень подготовленности залежей ПБ к промышленному освоению предлагается принять соотношение запасов категорий С 1:С;=60:40%, как среднее между залежами нефти и твердых, нерудных полезных ископаемых. Это особенно важно для больших и крупных месторождений, поскольку их разведка требует бурения скважин по плотной сетке.

Обобщение материалов по подсчету запасов ПБ показало на зсзможность его проведения для малы пс объемному методу, асфальтов и асфальтитов -объемно-весовому методу или геологических блоков. Причем, как было показано выше в качестве нижней границы залежей структурного типа следует принимать подошву "переходной зоны".

Перспективной представляется идея подсчета запасов ПБ и сопутствующих компонентов с учетом способов их добычи и переработки. Целесообразность такого предложения очевидна в связи с тем, что границы битумных залежей, пригодных для эксплуатации скважинным способом, существенно отличаются от контура подсчета запасов при предполагаемых карьерной или шахтной очистной системах их разработки. Подсчёт извлекаемых запасов сопутствующих компонентов должен осуществляться с учетом направлений предстоящей переработки ПБ.

6.5 Оценка коэффициентов извлечения ПБ при разработке залежей различными способами[39]

Многообразие способов добычи ПБ определило и различие методических подходов при обосновании коэффициентов извлечения природных битумов из недр (КИБ).

В общем виде методика оценки КИБ при применении карьерного способа основывается на степени извлечения битумосодержащих пород на поверхность и экстракции из них природных битумов различными агентами (Кэ). Определение первого из названных показателей осуществляется по методическим подходам, используемым при разработке месторождений твердых полезных ископаемых с учётом общих и эксплуатационных потерь НБСП при проведении работ. Для определения второго показателя соискателем получена зависимость степени экстракции ПБ из пород различными агентами (рис.2). Примечательно, что при наиболее характерном среднем содержании ПБ в породах (5% вес.) отечественных месторождений Кэ при использовании водных растворов щелочей составляет 0.375. теплоносителей - 0.695 и растворителей - 0.885; при Кб > 10% вес. это различие существенно сокращается.

По результатам апробации подобного приёма на залежи ПБ месторождения Мортук (Казахстан) КИБ составил 0,69 по сравнению с 0,72, принятом при обосновании временных кондиций.

Поскольку в технологическом отношении добыча ПБ и нефтей скважинным способом отличается не столь разительно, то представляется правомочным для обоснования коэффициентов извлечения битумов использовать общие приемы расчета КИН. Это касается не только выбора принципиальных подходов к обоснованию КИБ, но и последовательности самих расчётов.

Вместе с тем выявились некоторые особенности методического характера. Так, при расчете базового варианта разработки залежей ПБ вряд ли целесообразно учитывать естественный режим. Многокомпонентный состав и многоцелевой характер использования ПБ обусловливают проведение большого числа вариантов технико-экономических расчетов по нескольким технологиям их добычи. При этом следует учитывать возможные изменения как состава, физико-химических свойств битумов, так и содержаний в них ценных сопутствующих компонентов.

Полученная зависимость (рис.2) оказалась вполне приемлемой и для расчёта КИБ при скважинном способе их добычи, исходя из аналогии коэффициентов экстракции и вытеснения. Так, оценка КИБ при реализации внутрипластового горения на Мордово-Кармальском месторождении с использованием этого методического приёма, а также по фактической добыче битумов и величинам начальной и остаточной битумонасыщенности показала на достаточно сопоставимые результаты: 0,322; 0,342 и 0,359.

4 $ 6 7 Л 9 Ш || 12 и и 15 16 Битумосолерткаике. % »ее

Рис.2 Зависимость коэффициента экстракции природных битумов из порол различными агентами

I )кгтракимя кшнииа рк т лора«4 и шелти » т.п.

*г*6асьа | лимм«М|1мм С» икот I • лгабаол I мннмефмрмм Сммьруа| 3 Ш^урмсгч Ч»н*нлы-Мы4

)кпр«ким ГОЦЦМНШУ.И

1. "Чп^МЯ* (МГПв»МК11<«й

Г«СПМ 1и<ЧИМ1Г| Ртмр|П«1к • прмк«сс.4«*и г Мруриисм :<«и1инфоамцми Я« - О

Существенные различия характеристик зон стабильного битумонасыщения и "переходной" определяют необходимость дифференцированного расчета по ним КИБ. Анализ материалов по подсчету запасов природных битумов некоторых месторождений Татарстана показал, что в разрезе первой из названных зон КИБ при применении тепловых методов составляет порядка 0,3-0,4, второй - не превышает 0,2.

6.6 Геолого-экономическая оценка месторождений природных битумов [29,38]

Многокомпонентный состав и многоцелевой характер использования природных битумов определили необходимость осуществления геолого-экономической оценки содержащих их месторождений. В качестве важнейшего обобщающего её показателя, исходя из опыта подготовки к разработке месторождений твёрдых полезных ископаемых (Каждан А.Б, Кабахидзе Л.П, 1985), была использована величина минимального содержания ПБ в породе, ниже которого промышленная их разработка экономически не эффективна (Кб.min). Адаптировано к битумным месторождениям этот показатель в общем виде представляет собой отношение суммарных совокупных затрат на добычу, переработку ПБ и извлечение из них сопутствующих компонентов (прежде всего металлов и серы), к произведению товарной ценности битумов и величин извлекаемых их запасов при различных способах добычи .

Полученные соискателем результаты геолого-экономической оценки 13 наиболее разведанных битумных залежей в отложениях уфимского яруса месторождений Татарстана позволяют сделать ряд важных научно-практических выводов и определить некоторые пути решения проблемы промышленного освоения месторождений ПБ.

Величины K6.min изменяются в зависимости от способа их добычи и схемы переработки (табл.8). По этому комплексному показателю наиболее пригодными для разработки изученных месторождений определены карьерный способ и внутрипластовое горение, однако, практическая реализация последнего, видимо, ограничится только Мордово-Кармальским месторождением в связи со значительными отрицательными экологическими последствиями этого процесса. Примечательно, что относительно лучшие технико-экономические показатели карьерного способа во многом объясняются значительными объемами возможно

добытых и реализуемых битумосодержащих.но проэкстрагированных пород. Среди схем переработки явно предпочтительной оказывается комплексная, что вполне согласуется с результатами других исследователей (Зенинский А. М, Сады ко в А.Н.1992, Мингазетдинов Ф.А.1994).

Таблица 8

Минимальные промышленные содержания природных битумов в

породах(% вес.) при различных способах их добычи и схемах переработки

Способ добычи Карьерный Шахтно-дренажный ВВГ ПТВ

Схема переработки

Битумная 5.7-7.1 6.7-11.1 4.3-8.0 4.7-13.4

6,0 9.1 5.9 7.2

Масляно-битумная 3.0-3.7 3.6-11.1 2.4-4.3 2.6-11.7

3.1 5.9 3.2 4.8

Топливная 4.0-4.9 7.4-11.5 5.7-9.1 5.8-14.3

4.2 9.6 7.2 7.7

Комплексная 2.6-3.3 3.5-9.6 2.4-4.0 2.5-9.8

2.8 5.5 2.9 3.4

Знание об этом комплексном показателе способствует более обоснованному выбору объектов или участков для первоочередной организации опытно-промышленной добычи ПБ, а также технологий, обеспечивающих достижение технико-экономических показателей, соответствующих рассчитанным величинам Кбтю.

Анализируя приведенные выше данные следует иметь в виду, что по абсолютным величинам Кбгтип можно делать лишь сравнительные оценки различных способов добычи и схем переработки ПБ, а не судить об эффективности всего процесса разработки.

Проведенные совместно с РНТЦ (г.Бугульма) исследования показали, что ввод битумных месторождений на территории Татарстана на рентабельной основе возможен только в комплексе с добычей и переработкой ВВН. Рентабельное освоение расположенных достаточно компактно небольших по

размеру месторождений ПБ может быть обеспечено путем организации нефтебитумных комплексов . Один из них - Мордово-Кармальский уже функционирует, два других - Ашальчинский и Нижне-Кармальский находятся в стадии формирования.

Не исключено, что высокая товарная ценность ПБ какого-либо месторождения может определить рентабельность его разработки при относительно низкой степени извлечения битума. В конечном счёте решающее слово остаётся за экономикой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе, представленной в форме научного доклада, обобщены результаты аналитических, методологических и промысловых исследований, выполненных соискателем или под его руководством в период 1980-1997гг, способствующих созданию геолого-промысловых основ подготовки к разработке месторождений высоковязких нефтей и природных битумов, внедрение которых в практику позволяет решать важную народнохозяйственную задачу повышения степени подготовленности для ускоренного освоения нетрадиционных видов углеводородного сырья.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1.Результаты научного анализа состояния изученности и степени подготовленности к разработке сырьевой базы ВВН и ПБ России, свидетельствующие о ее значительности и достаточной перспективности вовлечения в топливно-энергетический комплекс страны, прежде всего в районах Урало-Поволжья.

2. Научно-методические приемы построения структурированных геологических моделей и их реализация при проектировании и анализе разработки разных типов месторождений высоковязких нефтей с применением тепловых методов, показавшая эффективное использование таких моделей при выделении эксплуатационных объектов в условиях значительной толщины и расчлененности продуктивного разреза (Русское), оценке запасов в пределах первоочередных участков разработки и степени выработанное™ запасов на ц разрабатываемых месторождениях (Кичик-Бель), а также обосновании геолого-

технических мероприятий по наиболее полному извлечению ВВН в залежах (Жданице, Западное, Филипповское).

3. Геолого-промысловая ранговая классификация залежей ВВН для определения очередности их подготовки к промышленному освоению, позволяющая по ограниченному объему информации ранжировать объекты по степени пригодности для наиболее эффективного применения современных технологий.

4. Научно-методические приемы подсчета запасов природных битумов, базирующиеся на приоритетной дифференциации подсчетных объектов на отдельные зоны по характеру битумонасыщения и возможности извлечения из них ПБ разными технологиями.

5. Методический подход и результаты использования величины минимального промышленного содержания ПБ в породе в качестве одного из обобщающих показателей геолого-экономической оценки битумных месторождений. По результатам такой оценки может решаться вопрос о целесообразности постановки комплексного или иного направления освоения месторождения (залежи) природных битумов.

6. Методический прием определения плотности и вязкости ВВН, ПБ по их компонентному составу и с учетом температуры на основе разработанной автором номограммы.

Основные положения диссертации отражены в следующих работах:

1. Геологические факторы, определяющие выбор залежей для применения паротеплового воздействия. В соавторстве с Мелик-Пашаевым B.C., Власенко В.В., Серегиной В.Н. - Нефтегазовая геология и геофизика, 1977, N11, с.23-26.'

2. Геологические критерии, определяющие выбор залежей для внутрипластового горения. В соавторстве с Мелик-Пашаевым B.C., Власенко В.В., Серегиной В.Н. - Геология нефти и газа, 1978, N 2, с.1-5.

3. Геологические условия, определяющие эффективность физико-химических методов вытеснения нефти в терригенных коллекторах. В соавторстве с Власенко В.В., Серегиной В.Н. - Сб.трудов ВНИИ, 1980, N 72, с.191-199.

4. Природные битумы - дополнительный источник увеличения углеводородных ресурсов. В соавторстве с Вахитовым Г.Г. - Геология нефти и газа, 1981, N 1, с.58-59.

5. Эволюция нефтегазоносных осадочных бассейнов, приводящая к образованию битумов. В соавторстве с Воронцовой Г.В., Мессиневой Н.И., Фердманом Л.И., - Тезизы докладов III Всесоюзного семинара МГУ "Осадочные бассейны и их нефтегазоносность", 1981, с. 18-19.

6. Методы подсчета запасов природных битумов. - Сб.трудов ВНИИ, 1981, N 78, с.99-101.

7. Некоторые особенности залегания и геологического строения скоплений природных битумов. В соавторстве с Воронцовой Г.В., Мессиневой Н.И., Жиденко Е.А., Сб. трудов ВНИИ, 1981, N 78, с.112-121.

8. Источник обводнения битумных скважин. В соавторстве с Воронцовой Г.В., - Нефтегазовая геология и геофизика, 1981, N11, с.20-23.

9. Комплексный подход к проблеме освоения природных битумов. В соавторстве с Вахитовым Г.Г. - Нефтебитуминозные породы. Перспективы использования (материалы Всесоюзного совещания по комплексной переработке и использованию нефтебитуминозных пород) - Изд-во "Наука" Каз.ССР, Алма-Ата, с.30-34.

10. Горючие сланцы как альтернативный источник углеводородов. В соавторстве с Бабаляном Г.Г., Калмыковым П.С., Морозовым Л.И., Фердманом Л.И. - Тезисы докладов III Всесоюзного совещания "Геохимия горючих сланцев", Таллин, 1982, с.18-19.

11. Анализ точности определения параметров битумных залежей. В соавторстве с Черницким А.В., Новиковой Л.Н. - Сб.трудов ВНИИ, 1983, N 86, с.107-113.

12. Geological problems of natural bitumen. Halimov E.M., Klimuchin I.M., Ferdman L.I., Goldberg I.S. - In: XI Wordl Petroleum Congr., vol.2, PD 1(5), Bristol, 1984, pp.57-70.

13. На очереди - битумы. В соавторстве с Фердманом Л.И. - Химия и жизнь, 1984, N4, с.16-20.

14. Особенности распределения битума и воды в поровом пространстве битуминосных пород. В соавторстве с Воронцовой Г.В., Низамутдиновым Н.М., Захарченко Т.А. - Геология нефти и газа, 1984, N 5, с.50-55.

15. Вязкие и твердые нафтиды как показатель уровня эволюции нефтегазоносных бассейнов. В соавторстве с Халимовым Э.М., Фердманом Л.И. - jt Тезисы докладов IV Всесоюзного семинара МГУ "Эволюция нефтегазообразования в истории Земли, 1984, с.184-185.

16. Перспективы развития исследований в области геологии природных битумов. В соавторстве с Халимовым Э.М. - Сб.научных трудов ИГиРГИ "Природные битумы - дополнительный источник углеводородного сырья", М.,

1984, с.3-8.

17. Оперативный анализ керна месторождений природных битумов методом ядерного магнитного резонанса. В соавторстве с Воронцовой Г.В., Винокуровым В.М., Низамутдиновым Н.М., и др. - Сб.трудов ВНИИ, 1984, N 87, с.125-132.

18. Формирование и пространственное распределение вязких и твердых нафтидов в нефтегазоносных бассейнах СССР. В соавторстве с Лисовским H.H., Халимовым Э.М., Фердманом ЛИ. - Доклады 27-го международного геологического конгресса. Секция С.13 "Месторождения нефти и газа, 1984, N 9, с.46-52.

19. Геологические факторы формирования скоплений природных битумов. В соавторстве с Халимовым Э.М., Фердманом Л И., Гольдбергом И С. - Геология нефти и газа, 1984, N 9, с.46-52.

20. Особенности распределения вязких и твердых нафтидов в терргенных и карбонатных формациях нефтегазоносных бассейнов СССР. В соавторстве с Халимовыи.Э.М.. Марьенко Ю.И., Фердманом Л.И. - Тезисы докладов V Всесоюзного семинара МГУ "Формация осадочных бассейнов", 1985, с.282-283.

21. Ресурсы природных битумов в СССР и перспективы их освоения. В соавторстве с Халимовым Э.М., Мессиневой Н.И. - Горючие сланцы, Таллин,

1985, 2/3, с.238-245.

22. Характеристика высоковязких нефтей и условия залегания их скоплений. В соавторстве с Халимовым Э.М., Мессиневой Н.И., Фердманом Л.И., Новиковой Л.Н. - Геология нефти и газа, 1985, N 9, с.53-57.

23. Типы битумных залежей по характеру насыщения пород. В соавторстве с Воронцовой Г.В., Семиным М.Ю. - Сб.трудов ВНИИ, 1985, N 90, с. 11-19.

24. Состояние изученности сырьевой базы высоковязких нефтей СССР в связи с ее освоением термическими методами. В соавторстве с Фердманом Л.И., Мессиневой Н.И., Воскресенским И.А. и др. Сб.трудов ВНИИ "Структура запасов и проблемы разработки нефтяных месторождений", 1986, с.115-126.

25. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР. В соавторстве с Халимовым Э.М., Фердманом Л.И., М., Недра, 1987, стр.174.

26. Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей первичными и вторичными методами. В соавторстве с Аванесовым И.Г. -Сб.трудов ВНИИ, 1987, N 90, с.142-149.

27. Закономерности распределения высоковязких нефтей в карбонатных породах в связи с оценкой их запасов. В соавторстве с Халимовым Л.И. Мессиневой Н.И., Новиковой Л.Н. - Материалы Всесоюзного совещания "Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах, М., 1987, с.72-77.

28. Некоторые методические приемы подсчета запасов природных битумов. В соавторстве с Воронцовой Г.В.. Мессиневой Н.И - Нефтебитуминозные породы. Достижения и перспективы. (Материалы Второго Всесоюзного совещания по комплексной переработке и использованию нефтебитуминозных пород). Изд-во "Наука" Каэ.ССР. Алма-Ата, 1988. с.58-63.

29. К оиенке экономической эффективности комплексного освоения месторождений природных битумов. Там же, с.106-111.

30 Изучение характера насыщения пород-коллекторов Русского месторождения по данным промысловой гееологии для целей подсчета запасов нефти и проектирования разработки. В соавторстве с Воронцовой Г.В. - Сб.трудов ВНИИ, 1989. N 102, с 74-81.

31 Оценка состояния и перспектив освоения месторождений высоковязких нефтей с целью расширения сырьевой базы несЬтяной промышленности. В соавторстве с Мессиневой Н И., Новиковой Л.Н. - С5 трудов ВНИГРИ "Проблемы оценки ресурсов и комплексного освоения природных битумов, высоковязких нефтей и сопутствующих им металлов", Л, 1990. с.32-38.

32. Учет особенностей геологического строения Русского месторождения при подготовке его к разработке В соавторстве с Воронцовой Г.В., Мессиневой Н.И., Новиковой Л.Н., Тарасовым А.Г. - Сб.научных трудов ВНИИ "Вопросы разработки нефтяных и нефтегазовых залежей". 1991, вып.107. с.24-31.

33. К оценке неоднородности физико-химических свойств нафтидов. Сб.научных трудов ВНИИ "Совершенствование геолого-промысловых методов подготовки и разработки сложнопостроенных месторождений нефти и газа" -1991, вып.112, с.11-16.

34. Использование геологических адресных моделей при выборе метода доизвлечения высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах. В соавторстве с Мессиневой Н.И., Новиковой Л Н., Соломатиным А.Г. - там же, с.57-64.

35. Геолого-экономическая ранговая классификация залежей высоковязких нефтей применительно к задачам их разработки. Доклады Всесоюзной конференции "Комплексное освоение природных битумов и высоковязких нефтей (извлечение и переработка)". Казань. 1992, с.80.

36. К вопросу о промышленной классификации вязких и твердых нафтидов. Тезисы докладов международного симпозиума "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения". С.Петербург, 1993, том.1, с.73-74.

37. Современное состояние и перспективы развития добычи природных битумов в России. В соавторстве с Лобановым Б.С., Ракутиным Ю.В., Янгуразовой З А. - Нефтяное хозяйство, 1993, N 3, с.48-50.

38. Перспективы разработки нефтяных месторождений Ульяновской области с трудноизвлекаемыми запасами. В соавторстве с Шовкринским Г.Ю.. Исайчевым В.В., Беловым В.В. - Нефтяное хозяйство, 1994, N 4, с.50-51.

39. К вопросу обоснования коэффициентов извлечения природных битумов различными методами. В соавторстве с Соломатиным А.Г., Тарасовым А.Г., Юдиным С.Г. - Сборник трудов международной конференции "Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка)", Казань. 1994, том 3, с.1017-1030.

Соискатель

/itv

И.М.Климушин

-ч

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Климушин, Иолий Михайлович, Москва

/ * п (\

!■ г

' I С

> Л

/ ■■( -

гъ

Министерство общего и профессионального образования Российской

Федерации

Российский Государственный университет нефти и газа им. акад.

И.М.Губкина

Климушин Иолий Михайлович

На правах рукописи УДК [553.98+622.276.1/4:55]

а (А

ГЕОЛОГО - ПРОМЫСЛОВЫЕ

МЕСТОРО

сЛ

Диссертация в вйд</научного доклада н4соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва -1998

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор, почетный академик РАЕН Иванова М.М.

доктор геолого-минералогических наук,

академик АГНРФ

РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ГавУРаВЕ■

библиотека

11956-3 9

доктор технических наук, профессор, академик АГНРФ Мухарский Э.Д.

Ведушая организация - АО Татнефть.

Защита состоится 24 ноября 1998 г. в > .на заседании

диссертационного Совета Д.053.27.06 ВАК России при Российском Государственном университете нефти .■>чмены <г ""кина по

адресу: 117917, Москва, Ле^чнс-

С диссертацией в библиотеке РГУ нефти и га . Диссертация в виде I

Ученый секретарь Дисс;: :

кандидат геолого-минерал(

ВВЕДЕНИЕ

В связи с наметившимся в последние годы существенным ухудшением сырьевой базы нефтяной промышленности России повысился интерес к нетрадиционным или альтернативным источникам получения углеводородного сырья, среди которых ведущее место занимают высоковязкие нефти ( ВВН ) и природные битумы { ПБ ). Так, накопленная добыча ВВН а нашей стране за последние 10 лет увеличилась более чем в 2 раза - с 161 до 331 млн.т, почти 20 лет 8 опытно-промышленной эксплуатации находится Мордово-Кармальское битумное месторождение в республике Татарстан.

Организация добычи ВВН и ПБ 8 промышленном масштабе предполагает наличие научной геолого-промысловой основы, позволяющей достоверно оценивать их запасы, обоснованно выбирать объекты и методы их разработки с учетом особенностей строения залежей и нефтебигумоносных пород (НБСП) , а также осуществлять поиск методических решений для геолого-экономической оценки месторождений природных битумов, учитывая комплексный их характер. Отсутствие такой основы затрудняет решение вопросов стратегического характера - оценку перспектив и планирование добычи высоковязких нефтей и природных битумов.

В диссертации обобщены многолетние исследования автора по данной проблеме, осуществлявшего изучение, научно-техническое сопровождение, анализ и обобщение опыта промышленной эксплуатации наиболее представительных залежей ВВН и ПБ, разрабатываемых 8 различных геолсго-промысловых условиях и с применением различных технологий.

Эти исследования, направленные на комплексное решение проблемы, ="нючали, в частности, определение отличительных геолого-промысловых характеристик таких залежей, научный анализ структуры запасов ВВН, ПБ и : знку степени её подготовленности к промышленному освоению, формирование ;,ели насыщения пустотного пространства НБСП, изучение взаимосвязи между

равным физико-химическими параметоами ВВН, ПБ и создание на их основе

|

аучно-методических приемов обоснования очередности ввода в промышленное *"ение, оптимальных технологий разработки залежей ВВН и подсчета запасов _ .годных битумов.

: i

I }

Значительный вклад в развитие теории и практики подготовки к разработке месторождений ВВН и ПБ, анализа и оценки их извлечения из недр различными способами и технологиями, а также в систематику битумов и решение связанных с этим вопросов терминологии внесли в нашей стране : Акишев И.М., Аксенов A.A., Абля Э.А. Аметов И.М., Антониади Д.Г., Архипов А.Я., Бабалян Г.А., Баишев Б.Т., Бадамшин Э.З., Боксерман A.A., Браун А.Е., Вассоевич Н.Б., Вахитов Г.Г., Волков Ю В., Воронцова Г.В.,Высоцкий И.В., Гавура В.Е., Газизуллин Р.Г., Гарушев A.B., Горбунов А.Т.,Гисматуллин Р.М, Гольдберг И.С., Грибков В.В., Гутман И.С., Дияшев Р.Н., Добрянский А.Ф., Жданов С.А., Желтов Ю.В., Желтов Ю.П., Зенинский A.M.,Иванова М.М., Иванов В.А., Каширцев В.А., Клубов Б.А., Коцюбинский В.Л., Кудинов В.П., Лебедев Н.П., Лукьянов Е.П..Лысенко В.Д., Макаров К.К., Максутов P.A., Мальцев М.В., Мартос В.Н., Мингазетдинов Ф.А.Мокропуло И.П.. Муратов В.Н., Муслимое Р.Х.. Мухаметшин B.C.. Мухаметшин Р.З., Мухарский Э.Д., Напалков В.Н., Орлов H.A., Петров Г.А., Радченко O.A., Раковский А.Л, Ракутин Ю.В., Романов Г.В.,Рузин Л.М., Садыков

A.Н.,Сафиуллин Р.Х., Соломатин А.Г.,Стадников Г.Д., Старшов М.И., Сулейманов Э.И., Сургучев М.Л.. Табаков В.П., Тарасов А.Г., Троепольский В.И., Хайретдинов Н.Ш., Халимов Э М., Хаммадеев Ф.М., Цехмейстрюк А.К., Чоловский И.П., Шалин П.А.,Шатский Н.С., Шовкринский Г.Ю., Шустеф ПН., Успенский В.А., Успенский Б.В, Фердман Л.И., Халимов Э.М., Эллерн С.С., Юдин Г.Т., Янгуразова З.А., в ближнем зарубежье - Гуцалюк Б.Н., Маташев М.М., Надиров Н.К., Стрельникова

B.Я. дальнем зарубежье - Абрагам Г., Бирамже Р.Ж., Демиссон Г.Ж., Хиллей Э. Р.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы определяется необходимостью вовлечения в топливно-энергетический комплекс страны нетрадиционных источников получения углеводородного сырья. Проблема освоения рассматриваемых в настоящей работе полезных ископаемых приобретает еще большее народнохозяйственное значение в связи с их многокомпонентным составом и многоцелевым характером использования.

Актуальность темы подтверждается и тем, что проблеме комплексного освоения месторождений ПБ и ВВН был посвящен ряд международных симпозиумов, конференций (г.Санкт-Петербург,1992,1997, г.Казань, 1994) и

всесоюзных совещаний (г.Алма-Ата,1981, г.Гурьев,1985, г.Ленинград,1988, г.Казань,'1992). Проблема освоения нетрадиционных видов топливно-энергетических ресурсов включена в научно-техническую программу ГКНТ СССР N0.50.05 ( 1984 г.) и Государственную программу "Недра России" ( 1989 г.).

Главная цель работы состоит в создании методологии геолого-промыслового обоснования подготовки к промышленному освоению залежей высоковязких нефтей и природных битумов с учетом отечественной и зарубежной теории и практики их разработки для ускоренного вовлечения в топливно-энергетический комплекс страны нетрадиционных видов углеводородного сырья.

Основные задачи исследований:

- научный анализ состояния изученности и структуры сырьевой базы ВВН и ПБ с выявлением масштабов концентрации запасов и закономерностей их размещения в различных регионах страны;

- развитие методологии изучения строения залежей ВВН, ПБ и особенностей нефтебитумосодержащих пород, совершенствование методических приемов определения запасов природных битумов с целью более полного их учета при подготовке к промышленному освоению;

- обобщение результатов опытно-промышленной добычи высоковязких нефтей и природных битумов в России, ближнем и дальнем зарубежье с последующим обоснованием геолого-промысловых критериев эффективного применения различных методов и технологий их разработки;

- анализ физико-химических свойств ВВН, ПБ и установление на его основе ряда обобщающих зависимостей с целью определения основных их подсчетных и технологических параметров на стадии подготовки месторождений к разработке;

- научный анализ методик геолого-экономической оценки месторождений твердых полезных ископаемых и адаптация их к залежам ПБ.

Методы решения поставленных задач. Эти задачи решались путем анализа и обобщения с применением современной вычислительной техники фактических геолого-промысловых данных, полученных при лабораторных, геофизических и промысловых исследованиях. Исследования по проблеме проводились на месторождениях различных нефтегазоносных регионов страны и СНГ с продуктивными пластами разного литологического состава. В качестве исходных были использованы материалы по конкретным месторождениям,

технологических схем и проектов их разработки, а также Государственного баланса по учету запасов полезных ископаемых РФ. Всего проанализированы данные о геолого-промысловых характеристиках более 600 залежей ВВН и 200 залежей ПБ различных морфологических типов, размеров и сложности строения.

Научная новизна работы заключается в разработке следующих теоретических и практических положений.

1. Впервые разработана номограмма определения вязкости и плотности ВВН и ПБ по данным их компонентного состава и с учетом температуры. В результате появилась возможность оценивать величины этих важнейших параметров на ранних стадиях разведки месторождений.

2.Усовершенствована промышленная классификация нефтей и природных битумов, основанная на учете характера изменения их вязкости при изменении температуры. По этому признаку высоковязкие нефти подразделены на три группы, существенно различающиеся физико-химическими свойствами, подвижностью, подходом к выбору наиболее эффективных технологий извлечения из недр. Впервые получена вязкостная характеристика трех классов природных битумов-мальт, асфальтов и асфальтитов, представляющих практический интерес для использования в народном хозяйстве страны.

3. В соавторстве с учеными Казанского Государственного университета впервые в отечественной практике на основе метода ядерного магнитного резонанса осуществлена количественная оценка содержания различных компонент нафтидов и воды в пустотном пространстве нефтебитумоносных пород по разрезу залежей. Выявленные значительные количества свободной воды определены в качестве одного из основных источников обводнения скважин. С учетом проведенных исследований была разработана методика оперативного анализа образцов керна нефтебитумоносных пород.

4. Впервые построены карты размещения месторождений ВВН и ПБ на территориях бывшего СССР и России с дифференциацией их по величинам запасов (ресурсов), основным геолого-физическим характеристикам и степени подготовленности к разработке.

5. Обоснован комплекс геолого-промысловых характеристик для формирования системы экспертного выбора рациональных технологий теплового метода разработки залежей ВВН.

6. Усовершенствована методика построения и использования структурированных геологических моделей залежей ВВН для решения различных задач при их разработке с применением тепловых методов.

7. Создана геолого-промысловая ранговая классификация залежей ВВН для обоснования очередности их ввода в разработку.

8. Разработаны научно-методические приемы подсчета запасов природных битумов и сформулированы требования к различным категориям запасов. Установлен зональный характер изменения битумонасыщенности по разрезу залежей структурного типа, позволивший рекомендовать в качестве нижней границы подсчета запасов ПБ принимать подошву "переходной зоны".

9. Впервые осуществлена геолого-экономическая оценка месторовдений ПБ, позволившая сделать ряд важных научно-практических выводов и определить некоторые пути решения проблемы промышленного освоения битумных месторождений.

Практическая ценность и реализация работы. Полученные соискателем обобщающие зависимости между физико-химическими характеристиками ВВН и ПБ, а также предложенные методические приемы определения геолого-физических параметров пластов позволяют повысить качество подготовки геолого-промысловых данных для подсчета их запасов и проектирования разработки месторождений.

Разработанные методические приемы подсчета запасов ПБ и сформулированные требования к различным категориям их запасов использованы при составлении "Классификации по подсчету запасов месторождений и прогнозных- ресурсов природных нефтяных битумов" и временной инструкции по ее применению, утвержденных ГКЗ СССР соответственно № 7-орг 23 марта 1984 г. и 15 марта 1985 г.

Методические рекомендации по определению границ битумных залежей и дифференцированной оценке коэффициентов извлечения ПБ использованы при подсчетах запасов природных битумов Мордово-Кармальского, Подлесного, Нижне-Кармальского, Восточно-Чумачкинского и Сугушпинского месторождений Татарстана, проведенных Бугульминским отделом ВНИИ в 1990-1992 гг.

Результаты научных исследований состояния разведанности и подготовленности к разработке месторождений ВВН и ПБ легли в основу составления "Анализа геолого-промысловой изученности месторождений высоковязких нефтей Советсткого Союза с выдачей рекомендаций по их вводу в

разработку термическими методами (ВНИИ, ВНИПИТермнефть, 1983) во исполнение задания первого зам. министра нефтяной промышленности ВИ-445 от 23.01.81 г., "Технико-экономических соображений по комплексному освоению месторождений природных битумов СССР" (ВНИИ, ИГиРГИ, ВНИИОЭНГ, ВНИГРИ, 1984 г.) в соответствии с заданием 01.04 комплексной научно-технической программы 0.50.05 ГКНТ СССР по нетрадиционным видам топливно-энергетических ресурсов на XII пятилетку, "Мероприятий по усилению научно-исследовательских и опытных работ и организации промышленного производства по добыче и переработке природных битумов Татарской АССР на период 19862000 гг", разработанных во исполнение задания Совета Министров N Щ-1905 от 20.07.85 г, "Технико-экономических соображений по добыче и комплексной переработке природных битумов на территории России" (РМНТК "Нефтеотдача", РНТЦ, 1994 г.).

Составленные при участии соискателя в 1983 г. и дополненные в 1988-1994 гг карты размещения месторождений высоковязких нефтей и природных битумов СССР используются на геологических факультетах Московского Государственного университета и Казанского Государственного университета в учебном процессе.

Усовершенствованная методика построения структурированных геологических моделей залежей ВВН использована при составлении технологических схем разработки сеноманской нефтегазовой залежи Русского месторождения (1987, 1989 гг), выборе технологических решений добычи ВВН залежи пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения (1988 г), экспертной оценке возможности применения термических методов при добыче ВВН 1-го миоценового горизонта месторождения Жданице (ЧССР, 1989 г) и технико-экономическом обосновании коэффициентов извлечения ВВН по 14 месторождениям Ульяновской области при применении тепловых методов (1994-1996 гг).

Апробация работы. Основные положения диссертации и результаты исследований докладывались на: Всесоюзном семинаре института высоких температур АН СССР "Разработка новых методов и средств интенсификации нефтеотдачи" (г.Москва, 1981 г); I и П-м Всесоюзных совещаниях по комплексной переработке и использованию нефтебитуминозных пород (г.Алма-Ата, 1981, г.Гурьев, 1985г); Всесоюзном совещании "Закономерности распределения и условия формирования тяжелых и сернистых нефтей" (г.Бугульма, 1982г); Ш-м Всесоюзном совещании "Геохимия горючих сланцев" (г.Таллин, 1982 г);

Всесоюзных семинарах МГУ - "Осадочные бассейны и их нефтегазоносность" (г.Москва, 1981 г), "Эволюция нефтегазообразования в истории Земли" (1984г), "Формации осадочных бассейнов" (1985г); Х1-м Мировом нефтяном конгрессе (г.Лондон, 1983г); 27-м Международном геологическом конгрессе (г.Москва, 1984г); Всесоюзном совещании "Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах" (г.Волгоград, 1986г); Первой Всесоюзной научно-технической конференции "Нетрадиционные ресурсы углеводородов и проблемы их освоения (г.Ленинград, 1988г); Международном симпозиуме "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (г.Санкт-Петербург,1992 г.), Всесоюзной конференции "Комплексное освоение природных битумов и высоковязких нефтей", (г.Казань, 1992г.); Международной конференции "Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов", (г. Казань, 1994г.).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЯХ, ПРИРОДНЫХ БИТУМАХ И МЕТОДАХ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ [4,9,10,13,18,22,25,29,31,36]

Высоковязкие нефти и природные битумы по классификации Муратова В.Н. (1954) относятся к вязким и твердым нафтидам. История открытия и изучения этих классов нафтидов характеризуется неоднозначностью представлений о них, которые изменялись в зависимости от уровня развития различных отраслей науки, технических средств и объема накопленной информации. Не последнюю роль в этом играло также господство различных школ и направлений. Сформированные в настоящей работе представления о ВВН и ПБ, их физико-химических свойствах, методах добычи и переработки базируются на обобщении, анализе результатов работ предыдущих исследователей по данной проблеме и исследованиях, проведенных непосредственно соискателем.

Термин "высоковязкие нефти" не содержит строго количественного определения. Это касается как нижней, так и верхней границ величин вязкости в пластовых условиях(ц„). Различные исследователи называют значительно отличающиеся между собой величины этих показателей, соответственно 8-2000 и

10-Ю3 мПа-с. Объясняется это разным подходом к определению граничных значений вязкости нефтей, которое осуществлялось либо по результатам лабораторных исследований (�