Региональный Координационный Научно-Технический «Нефтяная долина» Гуторов Ю. А., А. Ю. Гуторов Управление реологическими свойствами углеводородов в пластовых условиях 2 014 г
|
Скачать 4.98 Mb.
|
|
Группа компаний «Недра» Региональный Координационный Научно-Технический «Нефтяная долина» Гуторов Ю.А., А.Ю. Гуторов Управление реологическими свойствами углеводородов в пластовых условиях 2    014 г.УДК 622.276 ББК 33.361 Ю.А. Гуторов, А.Ю. Гуторов. Управление реологическими свойствами углеводородов в пластовых условиях // РКНТЦ, г.Октябрьский, 2014 г., 365 стр. ISBN 978-5-93105-206-3 В монографии рассматриваются физико-химические процессы техногенного происхождения, оказывающие существенное влияние на реологические свойства углеводородов в пластовых условиях, которые способствуют активному формированию трудноизвлекаемых запасов. Показано на основании лабораторных и полевых испытаний, как можно нейтрализовать подобные явления путем применения физических, химических и микробиологических методов воздействия и тем самым решить проблему повышения КИН в различных геолого-физических условиях. Рецензент: Усманова Фания Гайнулхаковна, к.х.н. ISBN 978-5-93105-206-3 © Ю.А. Гуторов © А. Ю. Гуторов © РКНТЦ, 2014 Содержание
Введение Перед современными отечественными нефтедобывающими предприятиями во весь рост стала сложная проблема снижения эффективности применяемых технологий нефтедобычи, которая сопровождается неуклонным снижением КИН, который в благоприятные 70-ые годы составлял не менее 0,55, тогда как в настоящее время он существенно снизился (почти в 1,33 раза) и составил в среднем порядка 0,33-0,34. Отчаянные (другое слово трудно подобрать) попытки нефтедобывающих компаний решить эту проблему путем поиска мифических «супертехнологий» не дают ожидаемого результата, поскольку являются результатом не системного, а эклектического подхода, не учитывающего фундаментальных причин, породивших возникшую проблему. Авторы данной монографии на основании анализа литературных источников, собственного научного опыта и полученных на его основе объективных результатов излагают свое видение решения существующей проблемы повышения КИН и надеются, что их научный труд принесет ощутимую пользу в деле её эффективного решения. Глава 1 Закономерности размещения основных запасов углеводородного сырья в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции 1.1 Особенности геологического строения и размещения залежей углеводородного сырья Известно, что наибольшие запасы углеводородного сырья в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции сосредоточены в Татарстане и Башкортостане. Геологический разрез основных тектонических регионов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции имеет двухъярусное строение, нижний из которых представлен докембрийским кристаллическим основанием, а верхний — осадочными комплексами девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Диапазон нефтебитумности простирается от живетского яруса среднего девона до верхнеказанского подъяруса верхней перми. В разрезе выделяются следующие нефтегазоносные и битумоносные комплексы: терригенного девона, карбонатного девона, карбонатно-терригенного нижнего карбона, карбонатно-терригенного среднего карбона, карбонатного верхнего карбона и нижней перми, терригенной толщи уфимского яруса и терригенно-карбонатной толщи верхнеказанского подъяруса. Промышленно-нефтеносными региональными комплексами являются пашийско-кыновские отложения терригенного девона, тульско-бобриковские терригенные и верхнетурнейские карбонатные толщи нижнего карбона, а также каширо-подольские и верей-башкирские среднего карбона. Продуктивные комплексы разделяются глинистыми, глинисто-карбонатными и сульфатными породами. Все месторождения Татарстана по особенностям геологического строения можно разделить на две группы. Первая группа месторождений контролируется структурами первого и второго порядков, а вторая приурочена к структурам третьего порядка.  Рисунок 1.1 – Обзорная карта Волго-Уральского нефтегазоносного района[1] К первой группе относят Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Бондюжское, Первомайское и Сабанчинское месторождения. Для других месторождений этой группы ловушками являются структуры второго порядка: валы, валообразные поднятия, террасы. Ко второй группе относятся все остальные месторождения Татарстана, в основном мелкие, приуроченные к локальным поднятиям различного генезиса и другим тектоническим осложнениям. В пределах территории Татарстана открыто 94 нефтяных месторождений, объединяющих 2500 залежей. Выявлено 150 залежей битумов в пермских отложениях, из которых 22 разведаны детально. На обзорной карте Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (рисунок 1.1) видно, что подавляющее большинство месторождений нефти и газа Татарстана сосредоточены на Татарском (Южно-Татарский и Северо-Татарский) своде, а также в Мелекесской впадине. Основные запасы нефти (87,2 %) находятся на Южно-Татарском своде. В пределах Северо-Татарского свода выявлено 4,2 % запасов, а Мелекесской впадины - 8,6 %. В тектоническом отношении в Башкортостане промышленные скопления нефти с разной степенью плотности сосредоточены на Южно-Татарском и Башкирском сводах, в Бирской седловине, Верхне-Камской, Благовещенской, Бымско-Кунгурской и Салмышской впадинах юго-восточного склона Русской платформы, а также в Предуральском краевом прогибе (таблица 1.1). Из таблицы следует, что платформенные регионы значительно богаче регионов краевого прогиба и по числу открытых месторождений, и по их размерам. Здесь размещены 79 % промышленных скоплений нефти в республике. В таблице 1.2 приведены данные об освоенности месторождений нефти и газа по тектоническим регионам на территории Татарстана и Башкортостана. Освоенность месторождений нефти и газа, находящихся на Татарском и Башкирском сводах, а также на Бирской седловине и Верхне-Камской впадине, колеблется в пределах 74-94 % (таблица 1.2). В других тектонических регионах пока освоено менее половины начальных потенциальных ресурсов нефти и газа. В Башкортостане выявлено 170 месторождений нефти и газа. Подавляющее большинство месторождений — 84,2 %, мелкие, и содержат 12,9 % запасов. Свыше 70 % запасов нефти Башкортостана содержатся на уникальных и крупных месторождениях с запасами более 30 млн. т. Причем 56,3 % начальных извлекаемых запасов сосредоточены на Туймазинском, Шкаповском и Арланском месторождениях. Сходство и различие литолого-стратиграфических особенностей разреза типов залежей и распределения запасов нефти и газа Татарстана и Башкортостана заключаются в следующем: Таблица 1.1 — Размещение Месторождений нефти и газа Башкортостана по тектоническим регионам (по данным Е.В. Лозина) [2]
1. Небольшое число месторождений содержит основные запасы нефти. В Татарстане около 94 % балансовых запасов нефти приходится на 15 % месторождений, а в Башкортостане 85,0 % балансовых запасов нефти содержится на 11 % месторождений. Наиболее крупные эксплуатационные объекты в Татарстане приурочены к горизонту Д-I Ромашкинского, Бавлинского, Ново-Елховского, Бондюжского и Первомайского месторождений. В горизонте Д-I содержится 84,5 % извлекаемых запасов нефти республики. Таблица 1.2 — Освоенность запасов нефти по тектоническим регионам республик Татарстан и Башкортостан [2]
Продолжение таблицы 1.2
Породами-коллекторами в горизонте Д-I и Д-0 являются в основном мелко- и разнозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Глинистый цемент, большей частью, приурочен к пластам разнозернистых алевролитов небольшой толщины. В коллекторах глинистого материала не более 3-5 %. В терригенных отложениях девона преобладают высокоемкие коллекторы с пористостью 20-22 % и коэффициентом проницаемости 0,30-1,00 мкм2 с небольшим содержанием пелитовых фракций — 1-5 %. Коллекторские свойства продуктивных отложений терригенного девона изменяются закономерно. Лучшими коллекторскими свойствами характеризуются нефтенасыщенные пласты терригенного девона в Прикамье и Бавлах, на севере Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений, худшие — на большей части Ново-Елховского, юге Ромашкинского и на западном склоне Южно-Татарского свода. Коллекторы в терригенных отложениях нижнего карбона Татарстана относятся к высокопродуктивным и высокоемким объектам. Однако их продуктивность ниже, чем терригенных отложений девона. Песчаники и алевролиты, здесь мелкозернистые с прослоями среднезернистых песчаников в разной степени алевролитовыми. Породы-коллекторы имеют мономинеральный кварцевый цемент. Пористость колеблется от 21 % до 28 %, а коэффициент проницаемости от 0,1 до 2,00 мкм2. Основные объекты терригенной толщи нижнего карбона отличаются от терригенных девонских пластов следующими особенностями:
Наибольшие запасы в Башкортостане содержатся в терригенных отложениях девона и карбона Туймазинского, Арланского, Шкаповского, Серафимовского, Манчаровского, Сергеевского и Раевского месторождений. Породами-коллекторами этих месторождений являются разнозернистые в основном хорошо отсортированные песчаники и крупные алевролиты. Пористость колеблется от 18 % до 22 %, а коэффициент проницаемости от 0,20 до 1,00 мкм2. Первичным цементирующим материалом в песчаниках являются глины. Содержание пелитовых фракций колеблется от 3 % до 5 %. Здесь, как и в терригенных отложениях девона в Татарстане, встречаются породы-коллекторы с низкими кондиционными значениями коэффициента проницаемости 0,10-0,15 мкм2, пористостью менее 18 %, нефтенасыщенностью — 50-70 %. Залежи нефти в кыновском горизонте Дф встречаются спорадически. Это связано с линзообразным строением кыновских песчаников, встречающихся среди аргиллитов и глин. В терригенных отложениях девона содержится 33,7 % начальных балансовых запасов нефти Башкортостана. Ухудшенными свойствами и меньшей продуктивностью в Татарстане по сравнению с Башкортостаном характеризуются терригенные отложения старооскольского горизонта живетского яруса среднего девона. Здесь нефтенасыщение в пластах-коллекторах встречается локально, продуктивные отложения вскрыты лишь в пределах отдельных залежей. 2. Наличие множества мелких месторождений. Так, в Татарстане на 29 % месторождений с извлекаемыми запасами 5-10 млн. т содержится 3,5 % запасов, а в 56 % месторождений с запасами менее 5 млн. т — всего 2,5 % запасов нефти республики. В Башкортостане в 35 % месторождений с извлекаемыми запасами нефти 5-10 млн. т содержится 9,2 % запасов, а в 54 % месторождений с запасами менее 5 млн. т — 5,9 % запасов нефти. 3. Наличие, в литолого-стратиграфическом разрезе большого числа продуктивных пластов и горизонтов с отличающимися фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов и насыщающих их пластовых жидкостей. Так, на уникальном Ромашкинском месторождении выделяются отложения эйфельского, живетского, франского и фаменского ярусов, кыновского горизонта, турнейского и визейского ярусов, бобриковского горизонта. Эти отложения, в свою очередь, расчленяются на большое число продуктивных пачек и подъярусов. Подобное же многопластовое распределение по литолого-стратиграфическому разрезу наблюдается и по основным месторождениям Башкортостана. Так, на Туймазинском, Шкаповском, Серафимовском, Раевском и других месторождениях, кроме терригенных девонских пластов, распределены и эксплуатируются, хотя и менее активно, залежи нефти турнейского яруса, бобриковского горизонта нижнего карбона и франско-фаменского яруса верхнего девона. К Арланскому месторождению, помимо 6-8 основных продуктивных пластов нижнего карбона, приурочены залежи нефти каширо-подольских, алексинских и турнейских отложений. По горизонту Д-1 Ромашкинского месторождения выделяются восемь алевролито-глинистых пластов. Песчаники горизонта Д-I Туймазинского месторождения в верхней продуктивной пачке делятся на пласты а и б, в средней — в и г, а в нижней — д. В терригенной толще нижнего карбона Арланского месторождения выделяются восемь песчано-алевролитовых пластов. В промысловой практике пласты сверху вниз по разрезу имеют следующую индексацию: C-I, С- II, С- III, C-IV, C-IV0 в тульском горизонте, C-V, C-VI, C-VI0 в радаевском и бобриковском горизонтах. Наилучшие характеристики среди перечисленных выше пластов имеют песчаники C-VI бобриковского и С-II тульского горизонтов. Толщина терригенных пород нижнего карбона платформенной части Башкортостана колеблется от 3 до 150 м. Пористость пород изменяется от 7% до 33%, коэффициент проницаемости колеблется от 0,1 до 1,0 мкм2. На Туймазинском месторождении терригенная толща нижнего карбона одновозрастная и представлена песчано-глинистыми отложениями визейского яруса бобриковского горизонта. В Башкортостане в терригенных отложениях нижнего карбона сосредоточено 47,4 % начальных балансовых запасов нефти в республике. 4. Разнообразие типов залежей, приуроченных к различным нефтегазоносным комплексам. Например, в Башкортостане к пластово-сводовым типам относятся 25,6 % залежей основных месторождений республики, к пластово-экранированным — 22,9 %, массивно-структурным — 27,9 %, к массивно-биогенным — 19,6 %; к литологическим линзам среди менее пористых пород — 2,2 %; к литологическим линзам среди непроницаемых пород — 1,8%. Близким соотношением структурных типов залежей характеризуются нефтегазоносные комплексы Татарстана. 5. Значительное число залежей нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Такие коллекторы отличаются от терригенных минералогическим составом, петрофизическими и литологическими характеристиками, условиями образования залежей и залегания. В Татарстане к карбонатным коллекторам приурочено около 22 % разведанных запасов нефти. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхне-турнейского подъяруса нижнего карбона и в верей-башкирских отложениях среднего карбона. Перспективные и прогнозные ресурсы углеводородного сырья в карбонатных коллекторах составляют более 60 %. Породы-коллекторы башкирского яруса представлены в основном органогенным, реже органогенно-детритовым, органогенно-обломочным и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Тип коллектора — трещинно-поровый. Пористость по керну подавляющего большинства залежей изменяется от 10 % до 15 %, коэффициент проницаемости — от 0,010 мкм2 до 0,300 мкм2. Карбонатные пласты верейского горизонта по своим емкостно-фильтрационным свойствам близки к поровому типу коллекторов и отличаются от карбонатов башкирского яруса более высокой пористостью — от 10 % до 22,7 % и коэффициентом проницаемости — от 0,010 мкм2 до 1,185 мкм2. На территории востока Татарстана кизеловско-черепетские отложения турнейского яруса являются регионально нефтеносными. Карбонатные пласты в этих отложениях характеризуются сравнительно высокой пористостью — от 10,8 % до 15,0 %. Проницаемость пород изменяется от 0,006 мкм2 до 0,090 мкм2 и составляет в среднем 0,042 мкм2. Плотные разности составляют значительную, от 20 % до 80 % (в среднем 33 %), часть продуктивного горизонта. Особенностью строения карбонатных толщ является частое переслаивание пород различного структурно-генетического типа, осложненное вторичными процессами выщелачивания и минерализации, вторичным чередованием в разрезе пород с улучшенными и ухудшенными коллекторскими свойствами. Одной из характерных черт карбонатных пород является трещиноватость. Несмотря на большое число работ, посвященных проблеме трещиноватости карбонатных пород, влияние трещиноватости на фильтрационные свойства карбонатных пород-коллекторов и на условия извлечения из них углеводородного сырья изучено недостаточно полно. В платформенной части республики Башкортостан в этих отложениях содержится 19 % балансовых запасов нефти. Перспективные и прогнозные запасы в них достигают 70 % от разведанных. Наибольшие запасы сосредоточены в каширо-подольских отложениях среднего карбона Арланского месторождения. В этих отложениях содержится до семи проницаемых пластов, из которых четыре прослеживаются в каширском горизонте и три — в нижней части подольского. Эти пласты наиболее четко выражены в северо-западной части Бирской седловины. В составе каждого из пластов насчитывается от 2 до 16 проницаемых прослоев с суммарной толщиной коллекторов от 2,0 м до 14,0 м. Литологически они представлены биоморфными, биоморфно-детритовыми известняками и мелкокристаллическими органогенно-реликтовыми доломитами. Пористость пород изменяется от 4 % до 20 %, а проницаемость — в пределах 0,004 мкм2-0,042 мкм2, иногда достигает 0,150 мкм2. Нефтяные залежи в отложениях турнейского яруса выявлены и разрабатываются на Туймазинском, Мустафинском, Серафимовском, Стахановском, Михайловском, Абдулловском, Шкаповском, Знаменском и других месторождениях Южно-Татарского свода; на Орьебашевском, Четырманском, Игровском, Татышлинском Башкирского свода; на Саузбашевском, Арланском, Щелкановском, Таймурзинском, Менеузовском, Андреевском Бирской седловины; на Ново-Узыбашевском — в Благовещенской впадине; на месторождениях в зонах грабенообразных прогибов и в горстовидных зонах. В турнейском ярусе имеется немало залежей нефти с высокой продуктивностью скважин: Знаменское, Волковское, Петропавловское, Ташлы-Кульское, Мустафинское, Щелкановское, Карача-Елгинское, Михайловское, Стахановское и др. 6. В Татарстане доля трудноизвлекаемых запасов составляет 48,2 % начальных балансовых запасов нефти и она растет из года в год. В Башкортостане к трудноизвлекаемым относится 45 % всех запасов. Такие запасы при применении традиционных методов вырабатываются медленными темпами, а нефтеотдача оказывается низкой. В настоящее время к трудноизвлекаемым относят следующие запасы нефти:
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 |
Федеральный закон технический регламент О безопасности трубопроводов промысловых и магистральных для транспортировки жидких и газообразных углеводородов |
 |
Сергей Матвеев cto, Технический директор Местоположение Управление проектами, Управление продуктами, Управление людьми, Построение команды, Управление разработкой, Проектное планирование,... |
|
Нефтяная компания Дополнительные мероприятия по обеспечению безопасности дорожного движения в зимних условиях 17 |
|
Нефть определение углеводородов с 1 с 6 методом газовой хроматографии гост 13379-82 Настоящий стандарт устанавливает метод определения углеводородов с 1 С6 с массовой долей более 0,01 в нефти, подготовленной по гост... |
|
Отчет ООО дук «Медвежья Долина» ... |
|
Республики Беларусь Учреждение образования «Гомельский государственный... Ключевые слова: техническая сопроводительная документация, научно-технический перевод, научно-технический текст, автоматизация перевода,... |
|
И муниципальное управление северо-кавказская академия государственной службы В апреле состоялись международная научно практическая конференция «Местное самоуправление в России и Германии: история и современность... |
|
Российской федерации федеральное агентство по образованию Первая редакция. – М.: Исследовательский центр проблем качества подготовки специалистов, Координационный совет учебно-методических... |
|
Открытое акционерное общество «Научно-технологическая компания «Российский... |
|
На оказание научно-технических услуг по добровольной сертификации Акционерное общество «Научно-технический центр Единой энергетической системы» (ао «нтц еэс») |
|
«национальный медицинский исследовательский центр «межотраслевой... Национальный медицинский исследовательский центр межотраслевой научно-технический комплекс |
|
«национальный медицинский исследовательский центр «межотраслевой... Национальный медицинский исследовательский центр межотраслевой научно-технический комплекс |
|
«национальный медицинский исследовательский центр «межотраслевой... Национальный медицинский исследовательский центр межотраслевой научно-технический комплекс |
|
«национальный медицинский исследовательский центр «межотраслевой... Национальный медицинский исследовательский центр межотраслевой научно-технический комплекс |
|
«национальный медицинский исследовательский центр «межотраслевой... Национальный медицинский исследовательский центр межотраслевой научно-технический комплекс |
|
Акционерное общество научно-технологическая компания «Российский... |