авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 |
-- [ Страница 1 ] --

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ФИЛИАЛ УФИМСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЯНОГО

ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА В Г.ОКТЯБРЬСКОМ

Посвящается

50-летию филиала

УГНТУ в г.Октябрьском

СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ ТОМ 1 Уфа 2006 2 УДК 622.276 ББК 33.36 А43 Редакционная коллегия:

В.Ш.Мухаметшин (отв. редактор) Н.Д.Зиннатуллина С.С.Орекешев (Республика Казахстан) М.С.Габдрахимов Р.Т.Ахметов И.Г.Арсланов Ю.А.Гуторов Р.И.Сулейманов (отв. секретарь) В.А.Калентьева (техн. секретарь) О.В.Павлова (техн. секретарь) М.Б.Салиманов (дизайн) Рецензент Директор Центра химической механики нефти АН РБ, доктор технических наук, профессор В.Е. Андреев Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр. / редкол.:

А43 Мухаметшин В.Ш. и др.: в 4 т. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. – Т.1. -181 с.

ISBN 5-7831-0674- Рассматриваются вопросы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Представлены новые методы, техника и технологии, обеспечивающие повышение нефтеотдачи разрабатываемых нефтяных пластов.

Рассмотрены вопросы организации управления производством.

Сборник предназначен для специалистов нефтяной отрасли, преподавателей, аспирантов и студентов вузов.

УДК 622. ББК 33. © Уфимский государственный нефтяной ISBN 5-7831-0674- технический университет, © Коллектив авторов, Уважаемые коллеги!

Пятьдесят лет назад началась история филиала Уфимского государственного нефтяного технического университета в городе Октябрьском.

Его летопись неразрывно связана с открытием и разработкой башкирской нефти, которая вывела Республику Башкортостан на качественно новый уровень развития, превратив ее в один из ведущих индустриальных регионов нашей страны. Город Октябрьский оказался благодарным плодом эпохи нефтяных открытий, став не только промышленным, но и культурно образовательным центром.

Вырастая в современное научно-образовательное учреждение, филиал УГНТУ в г.Октябрьском не только возвратил долги поддержавшей его «нефтянке», но и определяет сегодня перспективы ее развития в Республике по ряду направлений. Особенно ценны научно-исследовательские разработки коллектива филиала в области совершенствования техники и технологии бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений, повышения эффективности бурового и нефтепромыслового оборудования, получившие отражение в предлагаемом вашему вниманию сборнике научных трудов.

Этот сборник интересен и тем, что отражает актуальные вопросы развития нефтегазовой отрасли и образования, и тем, что свидетельствует об успешной деятельности самого филиала, сумевшего привлечь к сотрудничеству коллег из разных регионов страны, а также специалистов из зарубежья.

Пользуясь предоставленной возможностью, поздравляю коллектив филиала в г.Октябрьском с юбилейной датой. Вы занимаете достойное место и в структуре Уфимского государственного нефтяного технического университета и в системе формирования интеллектуального потенциала региона. Желаю вам, уважаемые коллеги, новых творческих достижений, успешного взаимодействия с партнерами и коллегами по бизнесу, образовательной и научной деятельности. Счастья и процветания каждому из вас!

Ректор УГНТУ профессор А.М.Шаммазов РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЧАСТЬ 1) УДК 622. ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ВЕЛИЧИНУ ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ, УДЕРЖИВАЮЩЕЙ В РАВНОВЕСИИ СТЕНКУ СКВАЖИНЫ М.М. Алиев, О.А. Шипилова (Альметьевский государственный нефтяной институт) При изучении вопроса устойчивости стенок скважин основными причинами потери устойчивости называют проявление горного давления и разупрочнение породы в результате увлажнения. Однако изменение температуры в скважине также играет определенную роль в поведении ствола скважины.

На различных этапах бурения температура в стволе скважины изменяется, при этом ствол может как охлаждаться, так и нагреваться.

Изменение температуры, в свою очередь, оказывает влияние на плотность жидкости, обеспечивающей устойчивость ствола.

Рассмотрим влияние температурных эффектов на величину плотности бурового раствора. Примем, что напряжения в некоторой точке на стенке наклонной скважины определяются уравнениями, полученными из и z температурных соответствующих напряжений, добавлением к напряжений. Учитывая беспрепятственное смещение стенки ствола в радиальном направлении во внутрь скважины, радиальное напряжение останется без изменения [1]. Таким образом, компоненты напряжения определяются в виде [2] r = q ;

= q 2a 4b + g ;

(1) z = c 4b + g ;

z = d ;

rz = r = 0, где a, b, c, d - параметры, определяемые в зависимости от коэффициента E T ;

- коэффициент Пуассона и угла наклона скважины [2], g = 1 p г 1/ o С ;

Т - изменение температуры породы линейного расширения породы - упругие константы породы.

на стенке скважины после теплообмена;

Е и Напряжения определены путем деления истинного их значения на р г = р г р п ( где р г - вертикальное горное давление;

р п - пластовое давление.

Из (1) получим ( r ) 2 = [2(q a) 4b + g ] = 4(q a ) 2 4(4b g )(q a ) + (4b g ) 2 ;

( r z ) 2 = (q c 4b + g ) 2 = [q a + (a c 4b + g )] = = (q a) 2 + 2(q a)(k + g ) + (k + g ) ;

( z ) 2 = [(q a ) (a c 4b + 4b)] = = (q a ) 2 2(q a)(k + 4b) + (k + 4b) 2, где обозначено k = a c 4b.

Интенсивность напряжений определится в виде и = [6(q a ) 2 + 6(q a )( g 4b) + 2 (2) + (k + g ) 2 + (k + 4b) 2 + (4b g ) 2 + 6d ].

Среднее напряжение при этом определится так:

= (q + q 2a 4b + g c 4b + g ) = (3) = (2a + c + 4b + 4b 2 g ).

Подставляя (2) и (3) в критерий прочности Друккера-Прагера [2] 2 сж 3(1 1) и + =, 1 + 1 (1 + 1)р Г получим параметры, через которые вычисляется плотность бурового раствора, обеспечивающего устойчивость стенки скважины:

q min = a + 2b 0,5 g (2b 0,5 g ) 2 ( L1 + L2 П1 ), (4) q max = a + 2b 0,5 g + (2b 0,5 g ) 2 ( L1 + L2 П1, где (5) L1 = k1 + 4k1b + 16b 2 + 3d 2 ;

L2 = (k1 4b + g ) g, 2n (2a + c + 4b + 4b 2 g ), 1 = сж / р ( сж, р П1 = + 1 + 1 1 + прочностные характеристики горной породы).

Рассмотрим пример. Определим плотность бурового раствора с учетом изменения температуры и без ее учета. Примем, что стенки вертикальной = 0,22, скважины сложены породой, для которой E = 20000 МПа, = 0,0000041 / o С. При Т = 20o С, р г = 26,4МПа z = 1770 м, получим g = 0,077.

Выполнив вычисления, определим, что необходимо увеличить плотность 323 кг / м 3 (при кг / м 3 (при Т = 0) бурового раствора от до Т = 20 o С ). Если угол наклона скважины будет равен 70o, то при тех же исходных данных требуемую плотность следует увеличить от 804 кг / м ( Т = 0) до 877 кг / м ( Т = 20 С ).

3 o По результатам, полученным выше, составлена таблица, по которой можно проследить влияние изменения температуры в скважине на плотность удерживающей жидкости.

Таблица 1 - Плотность удерживающей жидкости в кг / м при различных значениях коэффициента Пуассона = Угол наклона скважины 0o 30 o 10 o 20 o 40 o 50 o 60 o 70 o 80 o = 0,1 489 522 606 715 819 895 929 916 = 0,15 405 437 522 631 737 819 964 869 = 0,2 342 373 452 556 660 745 800 823 = 0,22 323 351 427 528 631 717 776 805 = 0,25 297 323 393 489 589 675 739 778 = 10 o = 0,1 566 596 674 776 873 943 972 956 = 0,15 462 493 575 681 783 862 904 906 = 0,2 389 419 497 599 702 785 838 858 = 0,22 366 394 469 569 671 755 812 839 = 0,25 335 361 431 527 626 712 775 812 Из таблицы видно, что при учете влияния изменения температуры общая картина качественно не меняется. Количественно это изменение приведет при = 10 С приращение o приблизительно к следующему результату:

плотности удерживающей жидкости будет = 70 кг / м. Также можно o o заметить, что при углах наклона скважины от 40 до 70 ствол скважины является наиболее неустойчивым. Для обеспечения устойчивости такого ствола требуются более плотная жидкость.

Таким образом, при анализе осложнений в пробуренных скважинах необходимо учитывать тепловые эффекты.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Мори В., Фурменто Д.. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти.- М.: Мир, 1994.

Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989.

УДК 622. ЗАКАЧКА ПРИРОДНОГО ГАЗА В РИФОВУЮ ЗАЛЕЖЬ ТЕРЕКЛИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И СОЗДАНИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПХГ А.В. Андреев, Д.Д. Сулейманов (Уфимский государственный нефтяной технический университет) Расчётами установлено, что в 2005-2015 гг. в России будет иметь место дефицит покрытия пикового спроса на газ по большинству экономических районов. К 2015 г. дефицит пикового спроса на газ в пределах Единой системы газоснабжения (ЕСГ) составит 230,6 млн м3/сутки. Подсчитано, что по России понижение температуры зимой всего лишь на один градус требует дополнительно 25-30 миллионов кубометров газа в день (по данным «Мострансгаз») Основная масса газа в мире - 95 – 98% хранится в подземных хранилищах (ПХГ). На огромной территории России в настоящее время находятся в эксплуатации 24 подземных хранилища с активным объёмом 62,6 млрд м3 газа, созданных за период с 1958 по 2005 гг. А на территории, сравнительно небольшой Германии создано более 39-ти ПХГ с активным объёмом более млрд м3 газа с небольшими единичными объёмами хранения [1]. Для искусственных газовых залежей используют водоносные пласты, истощённые газовые и нефтяные месторождения, специально созданные каверны в соляных отложениях, реже шахтные выработки.

При создании ПХГ в истощённых нефтяных месторождениях (ИНМ) возможно достижение синергетического эффекта, так как закачиваемый в пласт газ одновременно является товарным продуктом и рабочим агентом, способным существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи. В то же время удельные затраты на хранение и закачку газа в истощённое месторождение в два раза меньше затрат на закачку в соляную каверну, а удельные затраты на отбор (производительность) в два раза меньше, чем таковые в водоносных пластах [2]. Таким образом, создание ПХГ в ИНМ наиболее рентабельно при необходимости снятия сезонного колебания в газопотреблении.

Общепризнанным является тот факт, что рифовые месторождения со своей своеобразной структурой пустотного пространства являются наиболее благоприятными для создания объектов ПХГ. Рифовые месторождения ишимбайской группы (Республика Башкортостан) находятся в разработке более 50 лет и, тем не менее, обладают большими остаточными запасами.

Одним из них является Тереклинское нефтяное месторождение. После испытаний было признано, что заводнение рифов хотя и может дать эффект в части сокращения сроков разработки месторождений, но не ведёт к увеличению их нефтеотдачи. Газовые же методы в структуре МУН на рифовых месторождениях составляют 81 % и являются наиболее эффективными, увеличивая текущий КИН в среднем на 4-6 % по сравнению с естественным режимом [3].

Тереклинское нефтяное месторождение введено в разработку в 1957 году, в тектоническом плане приурочено к нижнепермскому погребённому массиву, находящемуся в пределах рифовой полосы, у западного борта Предуральского краевого прогиба. Залежь нефти приурочена к пористо-кавернозным известнякам сакмаро-артинского возраста. Средневзвешенная пористость по массиву около 11%, нефтенасыщенность – 87%, проницаемость коллектора 18·10-15 м2, вязкость нефти в пластовых условиях – 1,25 мПа·с. Текущая нефтеотдача составляет 24,4 %, при средней весовой обводнённости 13,3 %.

При продолжении добычи на месторождении без создания ПХГ за последующие 5 лет здесь может быть добыто не более 50 тыс. тонн нефти, что естественно делает данный объект разработки нерентабельным для компании.

Предпосылками для создания ПХГ на Тереклинском нефтяном месторождении являются:

- необходимость в ближайшей перспективе иметь эффективные мощности для снятия сезонных (а возможно – и пиковых) нагрузок в потреблении газа в РБ;

- возможность увеличения коэффициента нефтеотдачи до 41 % (по расчётам), что является особенно привлекательным в условиях постоянного роста на энергоносители;

- хорошая изученность и достаточно точное представление о строении природного резервуара и его режиме, а следовательно, минимальные вложения в эту капиталоёмкую часть;

- благоприятные геолого-физические условия залегания и строения природного резервуара (допустимые ФЕС рифового коллектора, глубина залегания, наличие огромного этажа нефтеносности – до 378 м (скв. 607), несогласно перекрытого сверху ангидритами и гипсами кунгурского яруса, а снизу мощной зоной непроницаемой для подошвенных вод окисленной нефти (ЗОН));

- развитая инфраструктура вблизи месторождения (дороги, линии электропередач, нефтепроводы);

- линии магистральных газопроводов проходят в непосредственной близости от месторождения, что делает возможным загрузку проектируемого ПХГ до активного объёма 430 млн м3 без расширения газотранспортной системы;

- для реализации процесса разработки в режиме ПХГ на месторождении дополнительно пробурено 37 новых скважин, 41 скважина старого фонда ликвидированы, как неудовлетворяющие требованиям ПХГ;

- реализации данного проекта придаётся большое значение, о чём свидетельствует включение строительства Тереклинского ПХГ в федеральную целевую программу экономика»

«Энергоэффективная (подпрограмма "Энергоэффективность топливно-энергетического комплекса", мероприятие № 36) на перспективу до 2010 года;

- практическая и теоретическая обоснованность данной технологии повышения нефтеотдачи на сходных по строению месторождениях (Озеркинское, Грачёвское, Старо-Казанковское), а также высокие технико экономические показатели проекта.

м3, Активный объём Тереклинского ПХГ составит млн дополнительная добыча нефти за весь срок разработки – 1,2 млн тонн. ЧДД проекта 306 млн рублей, индекс доходности – 12,25, срок окупаемости капитальных вложений – 2 года.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Смирнов А.К. Подземные хранилища газа в водоносных пластах: учеб.

пособие для вузов. - М.: Компания Спутник+, 2003. – 115 с.

2 Экономическая комиссия ООН стран Европы. Рабочая группа по газу:

Исследование по ПХГ в Европе и Средней Азии. – Нью-Йорк, Женева, 1999.

3 Котенёв Ю.А., Андреев В.Е., Ягафаров Ю.Н. Геология и разработка нефтяных месторождений Ишимбайского Приуралья с применением методов увеличения нефтеотдачи: учеб. пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. – 252 с.

УДК 622.276. МИКРОРЕОЛОГИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ РЕАГЕНТОВ В.Е.Андреев, Ф.А.Селимов, О.Ф.Кондрашев, А.В.Андреев, Э.Ф.Селимов (Центр химической механики нефти АН РБ, Уфимский государственный нефтяной технический университет) В основе данного способа интенсификации добычи нефти лежат процессы доотмыва остаточной нефти в промытой и вытеснения из неохваченной фильтрацией части пласта за счет выравнивания фронта вытеснения специальными реагентами [1], которые в силу отмеченного должны обладать селективным характером воздействия на пластовые флюиды, находящиеся в различных пластовых условиях. Для эффективной реализации потокоотклоняющих технологий необходима информация о механизме их воздействия на структурно-механические и гидродинамические свойства нефти в порах различного диаметра.

Однако фильтрационные исследования подобных реагентов проводятся, как правило, без изучения порометрической характеристики кернов, и потому не дают полной картины указанных процессов.

Для решения этой задачи в УГНТУ и «НИИнефтеотдача» АН РБ были проведены специальные микрореологические (в масштабе поры) исследования для выбора перспективных потокоотклоняющих реагентов. Эксперименты проводились на установке УГНТУ, позволяющей проводить измерение структурно-механических и гидродинамических параметров жидкости в узких зазорах – плоских капиллярах при моделировании пластовых условий [2].

Объектами исследования служили поверхностная проба высокопарафинистой нефти (месторождение Дачное) и полигликоли различных нефтехимических производств - «ПГ» (г. Нижнекамск, АО «Нижнекамскнефтехим»), «СНОС»

(г. Салават, ОАО «Салаватнефтеоргсинтез») и «КОБС» (кубовые остатки бутиловых спиртов).

Микрореологическое исследование нефти показало, что она проявляет на границе раздела с породообразующим минералом - кварцем характерные для парафинистых флюидов с конденсационно-кристаллизационной структурой вязкоупругие свойства. Обнаруживаемая в узких зазорах сдвиговая упругость отражает несвойственную для жидкости в обычных условиях способность к сохранению формы и свидетельствует о твердообразном характере ее надмолекулярной структуры, обусловливающей аномально высокий уровень вязкости по сравнению с объемным значением (~ 25 мПА·с) уже в самом начале контактного взаимодействия и возрастающий до нескольких ПА·с в течение двух суток (рисунок 1).

Для изменения физического состояния столь структурированной системы необходимы поверхностно-активные вещества, способные конкурировать с природными ПАВ на внутренних и внешних границах фаз пластовой системы «нефть – пористая среда».

Рассматриваемые ниже полигликоли, где гидрофильные свойства обеспечиваются эфирным кислородом, гидрофобные - этиленовыми группами, обладают подобными качествами, о чем свидетельствует их практика применения в качестве гидрофобизаторов и ингибиторов в буровых растворах [2].

Дифильность повторяющихся звеньев полигликолей придает им свойства катионактивных ПАВ [3] и, в силу этого, неоднозначность их влияния на структурно-механические свойства пластовых флюидов вследствие действия нескольких механизмов - поверхностного и объемного [4]. В первом случае имеется в виду адсорбция ПАВ на внешних границах контактирующих фаз (жидкость – твердое тело), во втором - на внутренних границах раздела дисперсной системы. В последнем случае молекулы ПАВ, блокируя полярные группы в объеме жидкости, нарушают внутри- и межмолекулярные связи и тем самым изменяют форму макромолекул. С одной стороны, это снижает уровень межмолекулярного взаимодействия и способность молекул к агрегации. В то же время развертывание молекул и образование новых контактов между ними приводит к усилению межмолекулярного взаимодействия.

Одновременное действие описанных выше процессов, инициируемых ПАВ, обусловливает немонотонный, полиэкстремальный характер концентрационных зависимостей поверхностных и структурно-механических свойств дисперсных систем [4] и в нашем случае (рисунки 2 - 4).

Из анализа приведенных данных видно, что КОБС, в отличие от других реагентов, характеризуется монотонной зависимостью деструктурирующего действия во всем диапазоне концентраций и узких зазоров (кривые 3). Из этого следует, что рассматриваемый полигликоль, проявляющий достаточно сильные гидрофобизирующие и моющие свойства, рациональнее использовать в качестве соответствующей функциональной добавки в агентах вытеснения.

Параболический характер концентрационной зависимости другого реагента - СНОС (кривые 2) свидетельствует о том, что при низких концентрациях он проявляет свойства подобные КОБС, в большем количестве (свыше 3 %) он усиливает неньютоновские свойства нефти в узких зазорах более 2 мкм, снижая проницаемость пропластков с соответствующим диапазоном поровых каналов и выполняя тем самым функции потоотклоняющего реагента.

Еще более неоднозначно воздействие на структурно-механические свойства нефти ПГ (кривые 1): видно, что при концентрации до 3 % в порах малого размера он усиливает (рисунок 2), а в больших по величине узких зазорах снижает неньютоновские аномалии (рисунки 3, 4). Увеличение доли реагента до 6 % вновь приводит к усилению последних но уже в более крупных порах. Установленные закономерности позволяют изменением концентрации ПГ селективно блокировать поровые каналы нужного размера, изменяя проницаемость соответствующих пропластков и перераспределяя тем самым фильтрационные потоки. Отмеченное послужило основанием для выбора последнего реагента.

1-ПГ;

2-СНОС;

3-КОБС 1-ПГ;

2-СНОС;

3-КОБС Рисунок 2 –Зависимость вязкости Рисунок 3 –Зависимость вязкости нефти от содержания реагента после нефти от содержания реагента после 20 ч выдержки в узком зазоре 1 мкм 20 ч выдержки в узком зазоре 2 мкм 1-ПГ;

2-СНОС;

3-КОБС Рисунок 3 –Зависимость вязкости нефти от содержания реагента после 20 ч выдержки в узком зазоре 2 мкм Дальнейшие микрореологические исследования позволили уточнить технологию его применения: выбрать интервалы концентраций, обеспечивающих надежную кольматацию проницаемых пропластков и доотмыв остаточной нефти в условиях данного нефтяного месторождения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Синайский, Э. Г. Гидромеханика процессов нефтяной технологии.-М.:

Недра, 1992.- 191 с.

2 Андресон Б.А., Гилязов Р.М., Гибадуллин Н.З. и др. Физико-химические основы применения безглинистых полисахаридных растворов для заканчивания скважин. - Уфа: Монография, 2004. - 250 с.

УДК 622.276. СРЕДНИЙ РАДИУС И ДИСПЕРСИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ КАНАЛОВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Р.Т.Ахметов, М.Н.Зиннатуллин (Филиал УГНТУ в г. Октябрьском) Абсолютная проницаемость, фазовые проницаемости и остаточная нефтенасыщенность продуктивных пластов зависят преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство. Поэтому изучению структуры, строения и размеров фильтрационных каналов уделяется большое внимание.

На сегодняшний день существует две формулы для определения среднего радиуса поровых каналов. Их выводят из формул Дарси и Пуазейля.

Следуя Гиматудинову Ш.К. [1], пористую среду представим в виде системы прямых трубок одинакового сечения с длиной L, равной длине пористой среды. По закону Пуазейля расход Q жидкости через такую пористую nR 4 Fp Q= среду составит, (1) 8µL где n — число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации;

R — радиус поровых каналов (или средний радиус пор среды);

F — площадь фильтрации;

р — перепад давления;

µ — динамическая вязкость жидкости;

L — длина пористой среды.

Коэффициент пористости среды nFR 2 L Vпор Кп = = = nR 2.

Vобр FL Подставляя в формулу (1) вместо nR2 значение пористости Кп, получим К п R 2 Fp Q=. (2) 8µL По закону Дарси расход жидкости через эту же пористую среду К пр pF Q=. (3) µL Здесь Кпр — проницаемость пористой среды.

Приравнивая правые части формул (3) и (2), получим КпR К пр =, откуда 8К пр R=.

Кп Если выразить проницаемость в мкм2, то радиус поровых каналов R (в мкм) будет равен 20 К пр R=. (4) 7 Кп Величина R, определенная по формуле (4), характеризует радиус пор идеальной пористой среды, обладающей пористостью Кп и проницаемостью Кпр. В приложении к реальной пористой среде величина R имеет условный смысл и не определяет среднего размера пор, так как не учитывает их извили стое и сложное строение.

По предложению Ф. И. Котяхова средний радиус пор реальных пористых сред [2] 20 0,5035К пр R=. (5) 2, 7 Кп Однако анализ лабораторных данных (таблица 1) кернов месторождений Газли и Южный Мубарек показал, что эти формулы недостаточно точны для практического применения, поскольку они не учитывают распределения поровых каналов по размерам.

Получим выражение для среднего радиуса с учетом распределения поровых каналов.

При выборе функции распределения пор по размерам V(r) нами были учтены следующие моменты:

1) порометрические кривые большинства коллекторов одновершинные, асимметричные с резко выраженными максимумами в области средних значений радиусов;

с увеличением проницаемости пород, как правило, максимумы 2) порометрических кривых сдвигаются в область больших значений радиусов, а величина максимального значения уменьшается, т.е. кривые V(r) выполаживаются;

3) в логарифмической системе координат зависимость логарифма капиллярного давления от логарифма относительной водонасыщенности пустотного пространства имеет линейный характер.

Отметим, что относительная водонасыщенность К в представляет собой долю подвижной воды в эффективном объеме пустотного пространства:

К в К во Кв =, 1 К во где Кв - общая водонасыщенность пустотного пространства, Кво - остаточная водонасыщенность.

Относительная водонасыщенность изменяется от единицы при 100%-ной водонасыщенности до нуля при предельной насыщенности пустотного пространства несмачивающей фазой.

Линейная зависимость lgPк=f(lg К в ) нарушается лишь при значениях К в, близких к единице. Из сказанного следует, что в широком диапазоне изменения водонасыщенности зависимость Рк=f( К в ) имеет степенной характер;

угол наклона графика Рк=f( К в ) в логарифмической системе 4) координат характеризует степень неоднородности пустотного пространства (дисперсию распределения). Чем меньше угол между прямой и осью давлений, тем выше неоднородность породы и наоборот;

5) при одинаковой неоднородности структуры изменение среднего размера поровых каналов вызывает сдвиг кривой в направлении оси капиллярных давлений;

6) функция распределения должна иметь не менее двух параметров, которые определяют средний радиус и дисперсию поровых каналов.

Всем вышеуказанным условиям соответствует гамма-распределение, в интегральном виде определяемое следующей формулой:

r 1 r 1 R V(r)= r e dr, Г( ) где Г() – гамма - функция, R – средний радиус поровых каналов, – параметр, зависящий от дисперсности поровых каналов, причем дисперсия Д=R2/.

Для проверки достоверности и точности использования гамма распределения при описании порометрической характеристики реальных пород-коллекторов и вычисления фактических значений среднего радиуса поровых каналов нами использованы лабораторные данные о коллекторских свойствах и диаметрах фильтрующих каналов песчаных газоносных пород, представленные А.А. Ханиным в работе [1] (таблица 1).

На рисунках представлены значения интегральной кривой, соответствующие 25, 50, 75 и 100% распределения фильтрационных каналов (жирные точки), полученные в лабораторных условиях для отдельных образцов керна, и аппроксимация интегральной характеристики гамма-распределением – V(r) (пунктирные линии). Кроме того, там же даны дифференциальные кривые распределения поровых каналов – g(r).

Как следует из рассмотрения рисунков, гамма-распределение позволяет с высокой точностью аппроксимировать реальное распределение фильтрационных каналов. На этих же рисунках даны фактические значения среднего радиуса R и значение параметра, характеризующего дисперсию распределения.

Как видно из таблицы 2, существующие формулы для расчета среднего радиуса поровых каналов дают очень большую погрешность (около 50%), это происходит из-за того, что не учитывается извилистость поровых каналов, которая будет различной для разных месторождений.

Таблица 1 - Данные о коллекторских свойствах и диаметрах фильтрующих поровых каналов песчаных газоносных пород месторождений Газли и Южный Мубарек [3] Содержание Радиус фильтрующих № Проницаемость, Пористость остаточной поровых каналов, мк пп мд открытая воды r25 r50 r75 r 1 4,5 0,335 0,13 18 24,25 58,5 2 3,5 0,33 0,14 14 19,5 23,25 62, 3 2,5 0,305 0,17 12 18,25 22 56, 4 1,5 0,295 0,205 7,75 14,5 17,75 5 0,485 0,23 0,26 6,5 12 20 6 0,215 0,19 0,34 5,5 10,5 15,5 7 0,1 0,16 0,41 3 7,5 11 8 0,046 0,2 0,53 2,4 3,75 5,75 9 0,018 0,19 0,48 1,45 2 3,2 10 0,007 0,18 0,48 1,75 3,15 4,75 V(r) g(r) V(r) g(r) V(r) g(r) 1 0,2 1 0, 1 0, 0, 0,9 0,9 0, 0,9 0, 0,8 0,16 0,8 0, 0,8 0, 0, 0,7 0,7 0, 0,7 0, 0,6 0,12 0,6 0, 0,6 0, 0, 0,5 0, 0,1 0, 0, 0,4 0,08 0,4 0, 0,4 0, 0, 0,3 0,3 0, 0,3 0, 0,2 0,04 0,2 0, 0,2 0, 0, 0,1 0,1 0,02 0,1 0, 0 0r 0 0 0 0r r 0 15 30 45 60 75 0 15 30 45 60 75 0 15 30 45 60 - - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

- - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

- - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

Образец 1 Образец 2 Образец R=24,8 мкм;

=6,95 R=19,14 мкм;

=6,7 R=18,24 мкм;

=6, Рисунок 1 – Аппроксимация фактического распределения фильтрационных каналов по радиусам гамма-распределением V(r) g(r) V(r) g(r) V(r) g(r) 1 0,2 1 0,2 1 0, 0,9 0,18 0,9 0,18 0,9 0, 0,8 0,16 0,8 0,16 0,8 0, 0,7 0,14 0,7 0,14 0,7 0, 0,6 0,12 0,6 0,12 0,6 0, 0,1 0,1 0, 0,5 0,5 0, 0,4 0,08 0,4 0,08 0,4 0, 0,3 0,06 0,3 0,06 0,3 0, 0,2 0,04 0,2 0,04 0,2 0, 0,1 0,02 0,1 0,02 0,1 0, 0 0 0 0 0 r r r 0 15 30 45 60 75 0 15 30 45 60 75 0 15 30 45 60 - - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

- - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

- - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

Образец 4 Образец 5 Образец R=14,52 мкм;

=3,34 R=14,65 мкм;

=1,76 R=11,89 мкм;

=2, Рисунок 2 – Аппроксимация фактического распределения фильтрационных каналов по радиусам гамма-распределением V(r) g(r) V(r) g(r) 1 0,2 1 0, 0,8 0, 0,15 0, 0,6 0, 0,1 0, 0,4 0, 0,05 0, 0,2 0, 0 0 0 r r 0 15 30 45 60 75 0 15 30 45 60 - - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

- - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

Образец 7 Образец R=8,47 мкм;

=1,53 R=4,34 мкм;

=2, V(r) g(r) V(r) g(r) 1 0,2 1 0, 0,9 0, 0, 0,8 0,16 0, 0,7 0, 0, 0,6 0, 0, 0,5 0, 0, 0,4 0, 0, 0,3 0,06 0, 0,2 0, 0,1 0,02 0 0r 0 0r 0 15 30 45 60 0 15 30 45 60 75 - - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

- - -интегр.V(r);

––дифф.g(r);

Образец Образец 9 R=3,6 мкм;

=2, R=2,32 мкм;

=3, Рисунок 3 – Аппроксимация фактического распределения фильтрационных каналов по радиусам гамма-распределением Таблица 2 - Итоговый анализ 20 К пр 20 0,5035Кпр R (фактиче Пористость R= R= Дисперсия Проницае 20 К пр мость, мд открытая R= К 2,1 m 7 7 Кп п ское) 7 Кп где m=2, (по Гимату- (по Котяхову (предлагаемая динову Ш.К.) Ф.И.) ф-ла) 4,5 0,335 88,5 24,8 10,47 13,56 22, 3,5 0,33 56,2 19,14 9,30 12,15 20, 2,5 0,305 53,6 18,24 8,18 11,15 18, 1,5 0,295 63,1 14,52 6,44 8,95 15, 0,485 0,23 121,9 14,65 4,15 6,61 11, 0,215 0,19 70,0 11,89 3,04 5,38 9, 0,1 0,16 46,9 8,47 2,26 4,39 8, 0,046 0,2 7,2 4,34 1,37 2,36 4, 0,018 0,19 1,5 2,32 0,88 1,56 2, 0,007 0,18 6,0 3,6 0,56 1,03 1, С учетом этого введем в формулу для расчета среднего радиуса коэффициент m:

20 К пр R= (6) m 7 Кп В последней формуле структурный показатель m учитывает эффект «гофрирования» (извилистость) поровых каналов.

По таблице 2 видно, что для месторождений Газли и Южный Мубарек при показателе значения, полученные аппроксимацией и по m=2, предлагаемой формуле, очень близки, за исключением образцов с очень маленькой проницаемостью, что может быть объяснено большой погрешностью лабораторных измерений для таких коллекторов.

Отметим, что формула (6) может быть получена с учетом электрической извилистости фильтрационных каналов. Но в данном случае показатель m приобретает смысл коэффициента цементации. Известно, что коэффициент цементации m2,0. Фактическое значение m несколько больше (в нашем случае что объясняется тем, что гидравлическая извилистость m=2,4), фильтрационных каналов несколько больше электрической. Таким образом, при расчете среднего радиуса фильтрационных каналов конкретного продуктивного пласта значение показателя m должно быть получено на основе порометрических исследований на коллекции образцов керна.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Гиматудинов Ш.К.Физика нефтяного и газового пласта.-М.:Недра,1982.-311 с.

2 Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов - М.: Недра, 1977.

3 Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. - М.: Недра, 1969. - 368 с.

УДК 665.662. ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ВНЕДРЕНИЯ УСТАНОВКИ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ В ООО НГДУ «ЮЖАРЛАННЕФТЬ»

В.Б. Барахнина, О.В. Кирюшин, Г.Г.Ягафарова, А.В. Бородин (Уфимский государственный нефтяной технический университет) Экономическое обоснование природоохранных мероприятий на предприятиях нефтегазодобычи производится путем сопоставления результатов этих мероприятий с затратами, необходимыми для их осуществления.

Эффективность проведения таких работ проявляется на различных уровнях:

экологическом, социальном, экономическом и научно-техническом. Иногда затруднительно установить единый причинно-следственный ряд и определить связь между ними. Поэтому оценка эффективности таких мероприятий на конкретном предприятии является в настоящее время актуальной задачей [1,2, Например, показатель абсолютной экономической эффективности 3].

природоохранных затрат, осуществляемых за счет средств предприятий, кредитов банка, а также бюджетных ассигнований, используется:

- при определении плановых заданий по эффективности природоохранных затрат и природоохранных фондов;

- разработке и реализации народнохозяйственных, научно-технических, экологических программ, планировании сокращения экологических нагрузок;

- оценке выполнения планов капитального строительства и производственных фондов экологического назначения в сравнении с плановыми заданиями.

Целью данной работы явилась оценка эколого-экономической эффективности воздухоохранных мероприятий по внедрению установки улавливания легких фракций (УУЛФ) в нефтегазодобывающем управлении ООО «Южарланнефть» (ООО НГДУ «Южарланнефть») с помощью системы обобщающих показателей эффективности природоохранной деятельности.

Внедряемая установка обеспечивает предотвращение потерь в процессе проведения технологических операций за счет герметизации резервуаров и стабильного поддержания в их газовом пространстве избыточного оптимального давления посредством перераспределения нефтяных паров и газов между сырьевыми и товарными резервуарами цеха первичной подготовки нефти (ЦППН), отбора их компрессором или при обратной подаче в резервуары через подпиточные устройства. На данном предприятии масса предотвращенных потерь за счет использования УУЛФ за 2004 год составила 2792 тонны.

В данной работе экологический результат оценивали по снижению (или предотвращению) отрицательного воздействия на окружающую среду и улучшения ее состояния. Он проявлялся в снижении объемов поступающих загрязнений, увеличении количества и качества пригодных к использованию природных ресурсов. Исходя из этого, оценку экологической эффективности внедрения УУЛФ определяли величиной предотвращенного экологического ущерба от выброса загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Для расчета пользовались данными отчета 2ТП-воздух за 2004 год МПР РБ и проектом нормативов предельно допустимых выбросов в атмосферный воздух ООО НГДУ «Южарланнефть» за 2000-2005 гг.

Социально-экономический результат оценивали по повышению уровня жизни населения, эффективности общественного производства и увеличению национального богатства Урало-Поволжского региона. Социальные результаты проявлялись в улучшении условий жизни, труда и отдыха населения:

уменьшении заболеваемости, увеличении продолжительности жизни, повышении работоспособности и т.п.

По результатам оценки эффективности внедрения УУЛФ экологический эффект достиг 176,482 тыс. руб./год. Эффект от снижения затрат общества на лечение населения, получившего заболевания в результате загрязнения атмосферного воздуха ЦППН ООО НГДУ «Южарланнефть», составил в году 11,6 тыс. руб.

Экономический эффект от внедрения УУЛФ в ООО НГДУ «Южарланнефть» в 2004 году составил 1827,7 тыс. руб. Это произошло вследствие снижения себестоимости нефти с 948 руб./т до 947,2 руб./т, явившегося результатом работы УУЛФ по предотвращению потерь товарного продукта.

В результате проведения эколого-экономической оценки внедрения УУЛФ в ООО НГДУ «Южарланнефть» выявлено, что установка является экономически обоснованным объектом со сроком окупаемости 1,2 года. Это объясняется тем, что при внедрении УУЛФ достигается экономический эффект за счет возврата потерь углеводородов нефти при малом и большом дыхании резервуаров - 1827,724 тыс. руб. в год (на примере 2004 года). Кроме того, с экологической точки зрения ООО «НГДУ Южарланнефть» экономит по платежам в бюджет за загрязнение атмосферного воздуха, т.е. предприятие платит на 176,428 тыс. руб. в год меньше за выбросы загрязняющих веществ.

Рассмотренные в работе природоохранные мероприятия позволяют стабилизировать и снизить экологический ущерб, связанный с выбросом загрязняющих веществ от УУЛФ.

Реализация данных природоохранных мероприятий в ООО НГДУ «Южарланнефть» создает объективные условия для существенного и устойчивого снижения уровня негативного воздействия ЦППН на окружающую среду и здоровье населения. Непринятие мер, направленных на обеспечение экологической безопасности в ЦППН, может привести в перспективе к значительному увеличению экологического ущерба.

По результатам проведенной работы видно, что проектируемые и планируемые комплексы природоохранных мероприятий в ООО НГДУ «Южарланнефть» обеспечивают достижение следующих целей: а) соблюдение нормативных требований к качеству окружающей среды, отвечающих интересам охраны здоровья людей и охраны природы с учетом перспективных изменений, обусловленных развитием производства, демографическими сдвигами, расширением технических и экономических возможностей совершенствования природопользования;

б) получение максимального народнохозяйственного экономического эффекта от улучшения состояния окружающей среды, сбережения и рационального использования природных ресурсов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Временная типовая методика определения экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценка экономического ущерба / Государственная плановая комиссия и др. - М.:

Экономика, 1986. - 40 с.

2 Положение об оценке воздействия на окружающую среду в Российской Федерации, утвержденное Минприроды России №222 от 18.07.94.

УДК 622.279.34.001.57:550. СОЗДАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ Е.В.Воронова (Филиал УГНТУ в г.Октябрьском) В настоящее время многие месторождения Урало-Поволжья находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется не только снижением доли активных извлекаемых запасов, но и ростом доли трудноизвлекаемых, приуроченных, например, к сложнопостроенным, характеризуемых большой степенью зональной и послойной неоднородности участкам залежей. В этой связи основной задачей является выявление мест локализации остаточных запасов, с целью их последующего доизвлечения и оценка величины их плотности.

В качестве объекта исследования был выбран наиболее сложный – пашийский горизонт терригенного девона Ромашкинского и Туймазинского месторождений. Он отличается многопластовостью и значительной степенью неоднородности. На завершающей стадии разработки нефть может оставаться в отдельных пачках, поэтому необходимо детально исследовать каждую из них на факт наличия в ней остаточных запасов, поскольку прирост таких запасов в условиях нарастающего роста цен на энергетические ресурсы будет востребован и менее затратен по сравнению, например, с открытием и обустройством нового месторождения.

Как следует из литературных источников [1, 2], существует довольно много методов оценки величины начальных запасов, но не так много методик, позволяющих количественно оценить остаточные запасы. Для месторождений пластово-сводового типа, разрабатываемых на упруговодонапорном режиме лучше всего подходит объемный метод подсчета запасов [1].

Все известные методы оценки остаточных запасов, основанные, например, на характеристиках вытеснения, позволяют определить в общем количество извлеченных запасов, но не позволяют определить места скопления этих запасов в пределах площади, что является очень важным условием для их последующего доизвлечения. Современные методы оценки остаточных запасов позволяют оценить остаточную нефтенасыщенность или остаточную нефтенасыщенную толщину геофизическими методами, однако, необходимо отметить, что многие из них отличаются значительной погрешностью измерений, либо дороговизной, что ограничивает их применение в широких масштабах. В этом случае необходимо использовать общепринятые геофизические данные стандартных методов и использовать приемы, позволяющие по косвенным признакам определить величину остаточных запасов.

Кроме того, необходимо оценить воздействие различных промысловых и геологических факторов, которые могут оказывать влияние на формирование, распределение и выработку остаточных запасов, в том числе и трудноизвлекаемых.

Поскольку на выработку запасов может оказывать влияние геологическая неоднородность, то на первом этапе необходимо оценить степень связи между различными геолого-физическими, промысловыми параметрами, величиной плотности остаточных запасов и КИН. Эта процедура выполняется с помощью приемов математической статистики и многофакторного корреляционного анализа с помощью разработанной автором статьи в соавторстве с А.И.

Зайдуллиным программы «Интепретатор [10]. C помощью полученных корреляционных связей доказано влияние коэффициентов расчлененности, глинистости и промывки на величину плотности остаточных запасов. С помощью статистических приемов обработки было показано, что каждая из продуктивных пачек пласта ДI отличается индивидуальными характеристиками распределения частости, что свидетельствует о значительной слоистой неоднородности пласта ДI. На основе полученных данных была предложена палетка (номограмма) для определения величины КИН и остаточных запасов по известным значениям коэффициента расчлененности, глинистости и промывки.

следующем этапе На оценивалось влияние ФЕС и зональной неоднородности на формирование зон остаточной нефтенасыщенности. Эта процедура выполнялась с помощью построения различных карт в программе «Сигма-Прокси» (НПФ Сигма-Прокси, г. Москва). В результате было доказано влияние коэффициентов расчлененности, пористости и проницаемости на формирование зон остаточной нефтенасыщенности. В ходе выполнения первого и второго этапов было выяснено, что в некоторых случаях, для терригенных коллекторов девона в пределах каждой продуктивной пачки есть зоны участки пониженной проницаемости. Они приурочены, как правило, к зонам структурных перегибов или флексур. В этих зонах с помощью программы многофакторного корреляционного анализа и изучения зависимости Кпор-Кпр было установлено наличие двойной природы пористости – межзернового и трещинного типов для данного типа коллекторов. В работе [3] отмечается, что, несмотря на кажущуюся относительную простоту строения пустотного пространства пластов Д0 и ДI, со временем она может претерпевать значительные изменения. В работе [4] на примере Восточно-Сулеевской площади доказывается необратимое изменение пористости пласта ДI за время разработки месторождения. Оно может происходить в основном под действием техногенных воздействий в процессе разработки месторождения. Все это свидетельствует о том, что песчаники терригенного девона Ромашкинского месторождения нельзя рассматривать только с точки зрения гранулярного типа коллекторов. В процессе разработки месторождения они могут переходить из гранулярного в кластерный и регенерационно-кластерный тип, для которых применение модели только лишь гранулярного типа коллектора не может объяснять механизмов миграции нефти и создания застойных зон остаточной нефтенасыщенности. В этом случае для терригенных пород следует применять модель блочно-иерархического строения горных пород. В процессе разработки месторождения, снижение пластового давления способствует смыканию флюидопроводящих трещин в зонах микротрещиноватости, приуроченных к флексурам. В них могут возникнуть зоны необратимого изменения проницаемости [5] и здесь, как правило, будут формироваться участки с высокой остаточной нефтенасыщенностью (пример – рисунок 1).

В силу того, что коллектор уплотняется, в нем растут избыточные напряжения, а силы капиллярной пропитки препятствуют фильтрации защемленной нефти из матрицы в трещины. Сброс напряжений можно вызвать искусственным путем, например, с помощью вибровоздействий на породу. Тем самым знание зон напряженного состояния на основе построения карт, в которых находятся остаточные запасы нефти, может способствовать более обоснованному выбору объекта для данного МУН.

мД м Рисунок 1 – Карта необратимых изменений проницаемости (слева) и структурная карта кровли пачки «а» (справа) Холмовской площади Ромашкинского месторождения В зонах же, где существуют остаточные запасы, на которые в силу некоторых причин нельзя воздействовать виброисточниками, можно рекомендовать применение бурения боковых стволов либо совершенствование системы заводнения с помощью различных ее модификаций, как наиболее широко применяющегося и дешевого метода.

При этом знание локализации мест остаточных запасов в пределах каждой продуктивной пачки может способствовать повышению текущего КИН за счет рекомендации проведения адресного воздействия на каждую из них.

Поскольку ранее было установлено, что на формирование зон начальной и остаточной нефтенасыщенности может оказывать влияние геологическая неоднородность [6-9], то на следующем этапе нами были выведены аппроксимационные уравнения связи Qост=f(Красч), которые позволяют определить величину Qост в зависимости от степени сложности (одно или многослойности) объекта эксплуатации.

Таким образом, согласно теории блочно-иерархического строения горных пород и предложенной нами методике выявления мест локализации остаточных запасов можно устанавливать факторы, способствующие формированию остаточных нефтенасыщенных зон и делать прогноз, в каких зонах будут формироваться активные и трудноизвлекаемые запасы (приуроченные к неоднородным по геологическому строению объектам) и более обоснованно предлагать мероприятия по их извлечению.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Жданов М.А., Лисунов В.Р., Гришин Ф.А. Методика и практика подсчета запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1967.- 404 с.

2 Золотухин А.Б., Гудместад О.Т., Мищенко И.Т. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике - Ставангер, Москва, Санкт-Петербург, Трондхейхм – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.–770 с.

3 Изотов В.Г., Ситдикова Л.М., Сулейманов Э.И. Типизация терригенных коллекторов девона Ромашкинского месторождения по структуре порового пространства: труды научно-практической конференции, посвященной 50 летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных месторождений Волго-камского региона», Казань: Новое знание. - С. 199 – 205.

4 Ахметов Н.З., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Салихов М.М., Мельников М.Н. Исследование изменения пористости по истории разработки Восточно-Сулеевской площади // Нефтепроысловое дело.-№12/2003.– С.88– 93.

5 Муслимов Р.Х. Перспективы обеспечения углеводородными ресурсами, стратегия рационального использования и воспроизводства: труды научно практической конференции VII Международной выставки «Нефть, газ – 2000». Казань: Экоцентр, 2000. – С. 4 -31.

6 Золоева Г.М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС. – М.: Недра, 1995. – 212 с.

7 Воронова Е.В. Опыт применения компьютерного моделирования для оценки эффективности разработки многопластовых залежей нефти на поздней стадии эксплуатации: сборник статей III Российско-китайского симпозиума «Новые технологии в геологии и геофизике». - Уфа, 2004.

8 Дементьев Л.Ф., Акбашев Ф.С., Файнштейн В.М. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтеносных пластов. – М.: Недра, 1980. – 213 с.

9 Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1976.

10 Зайдуллин А.И., Воронова Е.В. Разработка и внедрение программы анализа и аппроксимации многофакторных связей на примере геолого-технических данных: межвузовский сборник научных трудов «Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений». – Уфа, 2004. – С. 391 – 396.

УДК 622.245. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВИБРОУДАРНЫХ И ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ Е.В.Воронова (Филиал УГНТУ в г.Октябрьском) Одной из основных проблем для длительно разрабатываемых месторождений является повышение текущего коэффициента извлечения нефти из заводненных либо не охваченных воздействием целиковых остаточных нефтенасыщенных зон. Особенно это характерно для многопластовых сложнопостроенных месторождений. Слоистая и зональная неоднородность приводят к неравномерному охвату пласта заводнением по мощности и по простиранию, что обуславливает значительное отставание текущего КИН по сравнению с проектным.

Основная продуктивная толща многих месторождений Урало-Поволжья приурочена к терригенным пластам девона. До настоящего времени считалось, что песчаники терригенного девона характеризуются относительно простым строением, представленным в основном межзерновым типом пористости.

Однако многими исследователями в последнее время доказано, что даже такие простые, на первый взгляд, коллектора могут претерпевать значительные изменения структуры порового пространства под влиянием системы разработки месторождения. Кроме того, нами с помощью программы многофакторного корреляционного анализа [1] и изучения зависимости Кпр = f(Кпор) выявлено наличие двойного типа пористости для песчаников пласта ДI Ромашкинского месторождения еще на начальной стадии разработки, что может свидетельствовать о ее естественном происхождении, приуроченном, например, к периоду структурного формировании залежей. Нефть в таком коллекторе может находится как в системе трещин, так и в блоке матрицы. Пористость матрицы больше пористости трещин, однако, проницаемость микротрещин значительно больше проницаемости блоков и поэтому фильтрация на начальной стадии происходит в основном по трещинам. В результате введения системы заводнения нефть может вытесняться из трещин, но в процессе разработки месторождения пластовое давление снижается, что способствует смыканию микротрещин и нефть остается «защемленной» в блоке матрицы.


За счет смыкания трещин и смыкания зерен коллектора, плотность упаковки зерен увеличивается, структура коллектора изменяется, он становится более консолидированным, в нем возникают зоны напряженного состояния и в таких местах формируются зоны остаточного нефтенасыщения. Постепенно, напряжения растут, пока не достигают своего критического значения. Сброс напряжений в этом случае способствует тому, что трещины образуются новые трещины, по которым горная порода распадается на микроблоки, что приводит к образованию новых фильтрационных каналов. Сброс напряжений может происходить как естественным путем (спонтанно, например, в результате протекания геодинамических процессов – приливно-отливные явления, тектонические подвижки и т.п.), либо искусственным путем за счет активизации техногенных процессов. Некоторыми исследователями отмечается, что процесс искусственного сброса (релаксации) напряжений может вызвать больший промысловый эффект [1]. Полученные результаты позволяют сделать выводы о том, что для терригенных песчаников девона месторождений Урало-Поволжья можно применить модель блочно иерархического строения горных пород [2, 3], которая применялась раньше, в общем только для карбонатных отложений. Согласно этой модели можно объяснить механизм формирования зон остаточного нефтенасыщения, вызванных влиянием действующей системы разработки.

Процесс сброса напряжений можно вызвать путем воздействия на горную породу источником упругих колебаний с целью инициирования в ней явления сейсмоакустической эмиссии, когда блоки различных размеров начинают реагировать на излучение, попадая в резонанс с источником колебаний и порождая вторичное излучение, которое вызывает ответные колебания, приводящие к лавинообразному растрескиванию горной породы. На породу можно воздействовать либо с поверхности земли с помощью взрывных или невзрывных ударных источников (вибросейсмическое воздействие), либо в скважине (виброударное воздействие), путем бросания на забой (наковальню) колонны бурильных труб. Второй способ является более предпочтительным, так как энергия упругого ударного импульса распространяется в пласте практически без затухания сигнала.

Опыт проведения вибро-ударных и вибросейсмических воздействий был изучен на ряде площадей Урало-Поволжья, например, Восточно Лениногорской площади Ромашкинского месторождения и некоторых блоках Туймазинского месторождения. В обоих случаях изучался эффект от воздействия в первую очередь на самом продуктивном многопластовом объекте - пашийском горизонте пласта ДI терригенного девона. Было выяснено, что на технологический эффект мало влияет расстояние до воздействующей скважины. Очевидно, что знание мест нахождения остаточных нефтенасыщенных зон, приуроченных к участкам напряженного состояния горной породы позволило бы повысить эффективность проведения ВСВ. Таким образом, целью дальнейших исследований стало обнаружение зон остаточного нефтенасыщения, в которых сформировались участки повышенного напряженного состояния.

Как отмечается в литературе [2, 4], процессы трещинообразования могут происходить в первую очередь вблизи сводов структур и на периклиналях (областях сгущения изолиний – флексурах, перегибах или крыльях структур).

Была изучено структурное строение залежей в пределах участков проведения ВСВ и динамика прироста добычи нефти после проведения ВСВ с помощью построения структурных и промысловых карт в программе Сигма-Прокси (НПФ Сигма-Прокси, г. Москва).

В результате проведения ВСВ на одном из участков Восточно Лениногорской площади стал заметен существенный годовой прирост добычи в областях, приуроченных к флексурам (см рисунок 1). Через 4 года картина добычи нефти по этому участку стала аналогичной той, какой она была до воздействия. Это свидетельствует о повторном протекании процесса роста напряженного состояния коллектора, сопровождаемого смыканием флюидопроводящих трещин.

При рассмотрении динамики изменения пластовых давлений, было установлено, что в процессе проведения вибро-ударных воздействий действительно происходит сброс пластовых напряжений, что вызывает рост притока нефти за счет создания в пласте зон трещиноватости и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти из защемленных блоков матрицы. При сопоставлении карт изобар и карт прироста дебитов, видно, что более интенсивный приток нефти идет именно из зон трещиноватости, созданной в результате ВСВ депрессии.

Кроме структурных особенностей, было изучено также влияние таких факторов, как геологическая неоднородность и нефтенасыщенная толщина на прирост дебита после ВСВ.

Было установлено, что с увеличением неоднородности эффективность ВСВ снижается, а с ростом нефтенасыщенной толщины - растет. Наибольший прирост дебита нефти наблюдается в так называемых «переходных зонах» - от низкой к высокой степени неоднородности. Эффективность метода увеличивается, если на зоны напряженного состояния воздействовать не одноточечным источником, а несколькими двумя или тремя, – расположенными по периметру.

Рисунок 1 – Карта добычи нефти после ВСВ на одном из участков Восточно Лениногорской площади Таким образом, необходимым условием проведения успешного воздействия виброударными и вибросейсмическими методами является обоснованный выбор объекта воздействия на основе детального изучения структурной обстановки, геологической неоднородности, распределения зон остаточных запасов и напряженного состояния на выбранном участке нефтяного месторождения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Зайдуллин А.И., Воронова Е.В. Разработка и внедрение программы анализа и аппроксимации многофакторных связей на примере геолого технических данных: межвузовский сборник научных трудов «Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений». – Уфа, 2004. – С. 391 – 396.

2. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 608 с.

3. Симонов Б.Ф., Опарин В.Н.,. Канискин Н.А и др. Формирование остаточных нефтенасыщенных зон в терригенных коллекторах и вовлечение их в разработку (часть I) // Нефтяное хозяйство, №2/2002. – С.46 – 49.

4. Смехов Е.М. и др. Проблемы трещиноватых коллекторов нефти и газа и методы их изучения// Труды ВНИГРИ. – Ленинград, 1968. – Вып. 264.

УДК 553. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ ВОСТОЧНОГО КИТАЯ И НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ ИХ РАЗРАБОТКИ Вэй Чжань Цзюнь, Чжао Син, Хэ Гочан, Чжао Цзюнь (Уфимский государственный нефтяной технический университет) Восточная часть Китая – наиболее заселённая и экономически развитая территория. Здесь выделены несколько крупных нефтегазоносных бассейнов, многие из которых снабжают Республику энергоносителями. По данным журналов ''Нефть и бизнес '', ''Нефть, газ и право'', ''Энергия'' и других (1998 1999 гг.), добыча нефти в Китае в 2001 г. составила 187 млн т или 0,15 т на душу населения. Это очень малая величина для качественного развития Китая, хотя ресурсы у него имеются. Ниже мы кратко охарактеризуем ряд восточных бассейнов, исследование которых в 21 веке должно решить проблему энергообеспечения населения и промышленности Китая.

Бассейн Сунляо Площадь бассейна 260 тыс.км2. Складчатое основание его герцинское.

Формирование бассейна связано с движениями блоков по разломам. В позднеюрскую эпоху началась седиментация, а в меловой период образовался озерный бассейн. В нем накопилась осадочная толща в 4-5 км, в том числе до 1 км глинистых пород с богатым содержанием органического углерода. В это же время формировались речные и дельтовые осадки, благодаря чему образовалось благоприятное для формирования нефтяных залежей сочетание нефтематеринских пород, коллекторов и изолирующих покрышек. Бассейн Сунляо огромен. Он сопоставим суммарно с территориями Башкирии – ( тыс. км2), Татарии – (6.8 тыс. км2) и Удмуртии – (42 тыс. км2). В этом бассейне находится крупнейшее в КНР Дацинское нефтяное месторождение, открытое в 1960 г. Песчаные коллекторы высокого качества развиты на большой площади.

Залежи расположены на глубине 750-1200м. Нефти парафинистые. Годовая добыча нефти на этом месторождении составляет 50 млн т.

Накопленная добыча составляет 510 млн т. Приращенные запасы дали возможность поставить новую задачу: поддерживать годовую добычу нефти на уровне 50 млн т. еще десять лет, начиная с 2000 г.

Нефтегеологические условия бассейна Сунляо сравнительно простые.

Преобладают ловушки антиклинального типа. В последние годы выявлен ряд литологических ловушек и новых нефтяных месторождений (Чаояньгоу, Саньчжао, Фуюй, Синьли, Мутао, Хуньганьцзы и др.). Суточный дебит нефти местами достигал 25 м3 на скважину. Мощность песчаного пласта 3,8м, глубина залегания 700-800 м.

В бассейне Сунляо не только выявлено крупнейшее в Китае нефтяное месторождение, но и большие перспективы развития нефтяной промышленности в будущем.

Северо-Китайский супербассейн В нем расположены бассейны Бохай вань (2), Эрлень (3), Хуабэй (4) и др.

Площадь бассейна 310 тыс. км2. Это - второй по масштабам нефтедобывающий район в Китае. Он является кайнозойским бассейном сложного геологического строения. В его пределах имеются поднятия и прогибы с дотретичным основанием. Бассейн выполнен третичными терригенными отложениями мощностью 3-5 км, частично морскими. Начальный этап сопровождался оживлением разломов, а поздний – опусканием и трансгрессивным залеганием пород.

В основании разреза третичных отложений имеются нефтематеринские глинистые породы толщиной до 1800 м. Основной коллектор - песчаник с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Нефтяные и газовые залежи связаны с антиклиналями различных геометрических форм.

Типичные примеры - залежи Шэнто, Линьи, Ганьдун в нефтяном районе Дагань. Есть залежи в кавернозно-трещиноватых карбонатных коллекторах (месторождение Женчию в провинции Хэбэй). Открыты и другие небольшие тектонически и литологически экранированные залежи нефти и газа.


Месторождение Шенли. В 1985 г. на этом месторождении добыто 27 млн т нефти. Оно является вторым среди крупнейших месторождений Китая. В последние годы здесь открыты новые месторождения, в том числе крупное Гудун. Продуктивные горизонты мощные, распространены на больших площадях. Ряд скважин дал приток нефти с суточным дебитом 93 м3. Типы выявленных здесь структур весьма разнообразны: тектонически экранированные, антиклинальные, массивные с биогенными породами и др.

Небольшая по площади (700 км2), но богатая Месторождение Ляохэ.

нефтеносная залежь приурочена к прогибу. Мощность нефтеносных горизонтов достигает здесь нескольких сотен метров. В одной из скважин с глубины 1720 м получен приток в 230 м3/сут. Встречена залежь нефти и в гранитах.

Высота ее достигает 1000 м.

Месторождение Хуабэй. Из ордовикских карбонатных пород получен приток нефти дебитом 600 м3/сут. В последние годы здесь в пермских отложениях выявлены крупные месторождения газа. Это позволило обеспечить газом столицу Китая – г.Пекин.

Есть и другие месторождения: Дагань, Баньчао, Бэйдагань и другие. В общем, Северо-Китайский супербассейн играет первостепенную роль в приросте запасов и добыче нефти по стране в целом.

Бассейны на континентальном шельфе Общая протяженность морского побережья Китая превышает 18 тыс.км.

Площадь континентального шельфа с глубинами моря до 200 м составляет 1, млн км2. На китайской части континентального шельфа имеется 6 крупных мезозойско-кайнозойских седиментационных бассейнов: Южное Море, Восточное Море, Западный Тайвань, Джуцзянькио, Ингхай и Бейбувань.

По решению правительства КНР с 1989 г. осуществляется сотрудничество с зарубежными компаниями в области поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа на акваториях Китая. Проведен большой объем сейсморазведочных работ и глубокого бурения. Показано, что морские осадочные бассейны по характеру осадочного выполнения, тектоническому строению, типам залежей нефти и газа сходны с внутриконтинентальными бассейнами.

Выявлено большое количество тектонических структур, перспективных на нефть и газ, и уже открыты первые месторождения. В районе Бохэай вступило в разработку нефтяное месторождение Чженьбэй с проектной годовой добычей 500 тыс.т. Открыты нефтяные месторождения в песчаниках и известняках третичного и ордовикского возраста с суточными дебитами скважин до нескольких сотен тонн. В районе Ингхэй открыто газовое месторождение. В августе 1983 г. из ряда скважин ударил газовый фонтан с дебитом 1,2 млн м3/сут. Площадь газоносности 25 км2, толщина газонасыщенных коллекторов 200 м. Предполагается, что здесь возможно развитие газодобывающей промышленности.

Во впадине Джуцзянькио до 2005 г. пробурено 25 поисково-разведочных скважин, выявлено 4 нефтеносных структуры, в 6 скважинах получены притоки нефти, в 8 - наблюдались нефтепроявления. Следовательно, в среднем на каждые восемь скважин приходится одна нефтяная. Есть данные, что одна из скважин дала в сутки 2300 м3 нефти и 730 тыс. м3 газа ( без серы). Видимо, это перспективный нефтегазоносный район, требующий дальнейших исследований.

Ряд открытий сделан во впадине Бейбувань. Здесь пробурена 21 скважина, в 9 из них получены притоки нефти. Некоторые нефтяные месторождения уже вступили в эксплуатацию.

Теория и техника разработки нефтяных месторождений созданы и развиты китайскими специалистами с учетом зарубежного опыта и геологических условий. Ниже рассматриваются нами основные принципы разработки нефтяных месторождений, принятые в Китае.

1 Плотность сетки скважин. Она различная. Обычно в ходе разработки сетка уплотняется.

2 Скорость добычи нефти. В нефтяной промышленности Китая термином "скорость добычи нефти'' обозначается доля извлекаемых запасов, добываемая в течение одного года (в процентах). В 1986 г. скорость добычи нефти в среднем по всему Китаю составляла 1,36%. На Дацинском месторождении 1% (3% по промышленным запасам). Во впадине Бохайвань 1,2%, на Шенлинском - 1,6%, на Чженьбэйском в районе Бохай - 8,83%, на месторождении Вэй 10 в районе Бейбувань - 8,6%.

3 Поддержание пластового давления В Китае применяется раннее заводнение для поддержания пластового давления как законтурное, так и внутриконтурное. Отношение между эксплуатационными и нагнетательными скважинами 3:1. Благодаря широкому применению заводнения, сегодня поддерживается высокий уровень добычи нефти и увеличивается конечная нефтеотдача. В будущем по мере роста добычи газа в Китае будет целесообразно практиковать закачку газа в нефтеносные пласты.

Комплексное исследование залежей нефти осуществляется с применением электронно-вычислительных устройств, трехмерной сейсморазведки, новых методов каротажа скважин, математического моделирования нефтяных залежей, контроля разработки залежей.

В этой области уже достигнут значительный прогресс. Однако мы еще отстаем в технике разработки нефтяных месторождений. Надеемся, что это отставание будет преодолено. Для этого необходимо освоить новые методы и новые технологии, включающие:

1 использование более производительных насосов, особенно погружных;

2 механизированную добычу нефти;

3 кислотную обработку и гидравлический разрыв низкопроницаемых коллекторов;

4 термический метод добычи вязкой нефти.

Использование передовой зарубежной техники в наших конкретных условиях показало, что вязкую нефть можно добывать не только методом нагнетания пара, но и обычным насосным способом. Уже сейчас годовая добыча вязкой нефти в Китае (по китайским стандартам это нефть с удельным весом свыше 934 кг/м3) составляет 14 млн т. На ближайшее будущее планируется довести годовую добычу вязкой нефти до 70 млн т. Поэтому развитие соответствующих технологий приобретает важное значение.

Затрагиваемые сегодня на научно-технической конференции проблемы нефтегазового дела могут стать и нашими проблемами. Мы с большим желанием воспримем все новые направления, чтобы поднять уровень добычи нефти в Китае в 21 веке.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Мэй Я., Мяо Ж., Сиднев А. В. и др. Освоение УВ ресурсов - главное направление экономического развития КНР в 21 веке // Успехи современного естествознания. - 2004. -№ 6 - С. 64-65.

2 Ли Го Юй. Геология нефти и газа Китая. Науч.ред. В.С.Вышемирский. – Новосибирск: ОИГГМ СО РАН, 1992. - 37 с.

УДК 553. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ ЗАПАДНОГО КИТАЯ И ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ КНР В 21 ВЕКЕ Вэй ЧжаньЦзюнь, Чжао Син, Хэ Гочан, Чжао Цзюнь (Уфимский государственный нефтяной технический университет) На территории Китая выделяется 236 седиментационных бассейнов. Они характеризуются большой мощностью осадочных толщ (до 14 тыс.м), значительным содержанием органического вещества (до 2,5%) и высокими геотермическими градиентами (2.5 \100м). В них открыты нефтяные и газовые месторождения различных типов, иногда с большим количеством продуктивных горизонтов, часто с хорошими коллекторами и нередко с высокими дебатами скважин. Рассмотрим ряд крупных бассейнов на западе Китая, призванных решать проблему энергоснабжения этой части страны.

Крупнейшими из них являются Таримский, Джунгарский, Цейдам и Ордос. В этих бассейнах нефтегазоносны годизонты во всех системах от кембрия до четвертичной включительно.

1 Бассейн Джунгария Бассейн расположен в провинции Синьцзян, севернее хребта Тянь-Шань.

Его площадь составляет 130 тыс.км2. В тектоническом плане это моноклиналь, погружающаяся в юго-восточном направлении. Бассейн выполнен континентальными отложениями от пермского до мелового возраста, общей толщиной более 10 тыс.м. Нефтематеринские породы представлены пермскими глинистыми отложениями, развитыми в центральной части бассейна. Нефть мигрировала по поверхности несогласия и накопилась в линзах песчаников и в конгомератах верхнепермского, триасового и юрского возраста.

Таким образом, на северо-западном крае бассейна сформировалось крупное нефтяное месторождение Карамай, открытое в 1955 г. Это стратиграфически экранированные залежи на моноклинали. Продуктивные пласты залегают на глубинах от 400 до 1600 м. Месторождение находится в зоне разломов Карамай-Урхо. В последние годы поисковыми и разведочными работами выявлено, что эта зона надвигов протягивается на 250 км при ширине 20 км. Общая площадь ее около 6 тыс. км2.

Всего обнаружено здесь 5 нефтеносных свит.Они рассредоточены в каменноугольных и пермских отложениях. Местами общий интервал нефтеносности достигает 800-900 м. Недавно закончено бурение скважины глубиной 2010 м. При испытании двухметрового пласта каменноугольного возраста в интервале 605-698 м здесь получены 527 т нефти и 1200 м3 газа на штуцере 5 мм. Кроме того, обнаружены высококачественные вязкие нефти.

Перспективы развития нефтяной промышленности в этом бассейне весьма благоприятны. Здесь развиты разнообразные ловушки. Наиболее интересные из них - разрывные зоны и антиклинали. Уже закартировано более локальных структур: на 45 структурах пробурены поисковые скважины, на выявлены нефте- и газопроявления. За последнее время открыто 8 нефтяных месторождений. Одно из них - на востоке бассейна.

В настоящее время поисково-разведочные работы проводятся в больших масштабах. Можно надеяться, что здесь будет создана еще одна мощная база нефтяной промышленности.

2 Бассейн Тарим Бассейн представляет собой крупнейшую внутриконтинентальную впадину Китая. Общая площадь ее 560 тыс.км2. Фундамент сложен докембрийскими синийскими породами, полого залегающий платформенный чехол палеозойскими. Края бассейна осложнены мезозойско-кайнозойскими предгорными прогибами. В них мощность осадочных пород достигает 10 тыс.м и более. Имеются складчатые структуры.

Синийские и палеозойские отложения преимущественно морские карбонатные, а мезозойские и кайнозойские - в основном континентальные кластические. В юго-западной части бассейна меловые и третичные отложения морские, а в северной части - эвапоритовые, мощностью 300-900 м. Здесь имеется ряд соляных куполов.

В этом бассейне хорошими нефтепроизводящими свойствами обладают каменноугольные, пермские, триасовые, юрские, меловые и нижнетретичные отложения. В последние годы нанимавшиеся нами американские сейсмические партии выявили крупные антиклинали и стратиграфические несогласия. Полученные данные свидетельствуют о благоприятных геологических условиях для успешных поисково-разведочных работ по нахождению нефти и газа. Таримский бассейн расположен в пустыне Такло-Макан, и очень важно, что в центре его найдена пресная вода.

Бассейн богат нефтью. На поверхности выявлено более ста проявлений нефти и газа в песчаниках, а также в ордовикских и силурийских кавернозных известняках. Закартировано более 130 локальных структур. На 41-й из них пробурены скважины. Открыто нефтяное месторождение Исиклик (продуктивны верхнетретичные песчаники), газоконденсатное месторождение Кокоя и нефтегазовое месторождение Табэй. На месторождении Кокоя первоначальный суточный дебит нефти достигал 1800 т, газа - 1,8 млн м3. Это свидетельствует о высоких потенциальных возможностях бассейна.

Мы считаем, что будущее развитие нефтяной промышленности Китая в большой мере связано с Таримским бассейном.

3 Бассейн Цейдам Этот бассейн расположен в пределах Цинхай-Тибетского нагорья. Он окружен герцинскими хребтами с докембрийским складчатым основанием.

Площадь бассейна 120 тыс.км2. Общая мощность континентальных отложений превышает 10 тыс.м. В основном это третичные отложения, представленные переслаивающимися толстыми пачками эвапоритовых пород и мергелей.

Имеются прогибы, заполненные юрскими и меловыми отложениями.

Нефтематеринскими отложениями являются третичные и юрские озерные глины, а коллекторами - третичные пролювиальные песчаники.

К настоящему времени в бассейне по поверхностным отложениям выявлено более 100 антиклиналей, образующих сжатые антиклинальные зоны.

На этапе поисково-разведочных работ открывались только мелкие нефтяные месторождения в верхнетретичных отложениях.

В последние годы открыты высокодебитные месторождения в глубокозалегающих нижнетретичных отложениях. Суточные дебиты отдельных скважин составляют 30-50 т, а в центральной части бассейна - даже сотни тонн нефти и тысячи куб.м газа. Толщина продуктивных пластов достигает 20-30 м.

Основные нефтяные месторождения - Лэнху, Казкулэ и др. В центральной части бассейна открыто газовое месторождение. Можно ожидать, что в этом бассейне в дальнейшем будут открыты новые нефтяные и газовые месторождения.

4 Бассейн Ордос Площадь бассейна Ордос (или ШаньТань-Линь) составляет 330 тыс.км2, включая краевой третичный прогиб. Толщина осадочного выполнения достигает м. Тектоническое строение простое: общее пологое моноклинальное залегание осложнено пологими структурами. Палеозойские отложения - морские карбонатные, а мезозойские - песчано-глинистые континентальные основном озерные). Первые образуют нижний (в тектонический этаж, а вторые -верхний.

Продуктивны юрские и верхнетриасовые речные песчаники толщиной 3 10 м. Коллекторские свойства их неважные: пористость 15-20%, проницаемость - до нескольких десятых долей мкм2. Подстилающие их озерные глины, очевидно, являются нефтематеринскими. Нефтяные месторождения связаны преимущественно с литологическими и стратиграфическими ловушками на моноклиналях и пологих структурах.

Первая нефтяная скважина в Китае была пробурена в этом бассейне, в восточной его части, на Яньчанском месторождении. Продуктивны здесь верхнетриасовые коллекторы на глубинах 60-300 м. Всего на этом месторождении пробурено более тысячи скважин. Суточные дебиты их составляют в среднем лишь несколько десятых тонны. Позднее в западной части бассейна были открыты залежи нефти в нижнеюрских речных песчаниках (месторождения Малин, Хуньцзиньцзы и др.).

Последние годы ознаменовались двумя выдающимися достижениями.

Первое - это открытие нового нефтяного месторождения в районе Аньсай (восточная часть бассейна). Продуктивна яньчанская свита, развитая на большой площади и залегающая на сравнительно малой глубине. Нефтеносные пласты вскрыты в интервале 964-965м. Два опробованных пласта общей мощностью 4 м при насосной добыче с 700 м дали приток нефти 20 м3 и воды м3.

Второе - это получение газового фонтана (100 тыс. м3/сут) из отложений пермо-карбона в западной части бассейна, в горной местности Люпаньшань, в надвиговой зоне. Судя по анализу, это угольный газ, что благоприятно для развития здесь газовой промышленности.

Годовая добыча нефти по всему рассмотренному бассейну пока невелика и находится на уровне 1,5 млн т.

5.Бассейн Сычуанъ Площадь бассейна 180 тыс.км2. Толщина осадочного выполнения его 5-12 тыс.м. Палеозойские отложения преимущественно морские карбонатные, триасовые полифациальные, а юрские и меловые - -полностью континентальные, терригенные. В яныпанскую тектоническую фазу образовались многочисленные крупные и мелкие антиклинальные складки. С ними и связано большинство залежей нефти и газа. На нефтяных месторождениях продуктивны ракушечные известняки и песчаники, на газовых карбонатные породы синийского, ордовикско-кембрийского, каменноугольного, пермского и триасового возраста. Имеются коллекторы:

трещиноватые, кавернозные и гранулярные.

В течение длительного периода поисково-разведочных работ выявлено более десяти нефтяных месторождений. Все они расположены в центральной части бассейна. Продуктивные пласты представлены трещиноватыми песчаниками и ракушечными известняками толщиной по 3-5 м. Суточные дебиты скважин варьируют от единичных тонн до нескольких сотен тонн. И они быстро снижаются в ходе функционирования скважин. Ныне имеется более 800 нефтяных скважин.

История изучения газоносности бассейна Сычуань насчитывает более двух тысяч лет. Первые газовые промыслы были расположены в районе г. Ченьду в западной части бассейна и около г. Чуньцинь - в восточной. В 60-х годах газовая промышленность развивалась в основном в южных районах, где дебиты из триасовых и пермских коллекторов достигали 5-6 млн м3/сут. В 70-х годах были выявлены высокопродуктивные газоносные горизонты в каменноугольных отложениях на западе и востоке басейна. Залежи приурочены к узким и длинным складкам с крутыми крыльями.

Бассейн Сычуань является крупнейшим и газоносным районом Китая. В нем уже имеется почти три тысячи газовых скважин: принимаются меры к дальнейшему усилению поисково-разведочных работ на газ, расширяется сотрудничество с иностранными компаниями, нанимаются сейсмические партии, уточняется информация по зоне надвигов в западной части бассейна.

Таким образом, сегодня Китайское правительство предпринимает энергичные меры, направленные на обеспечение спроса на энергоносители в долгосрочной перспективе. Долгосрочные интересы Китая требуют особого внимания к решению стратегическах задач интеграции страны в глобальное экономическое пространство, формируемое странами Азиатско Тихоокеансного региона (АТР). Согласно прогнозам, в течениие ближайших 15 лет ежегодный спрос на УВ в странах АТР возрастёт с 250 до 450 млрд м3.

Примерно 2/3 спроса придётся на Японию и Китай, что делает эти рынки наиболее важными для России.

По нашему мнению, магистральным направлением формирования экономического потенциала в западных районах Китая следует рассматривать, безусловно, развитие широкого круга конкурентноспособных производств готовой продукции, имеющей производственное и потребительское назначение.

Однако недостаток энергоносителей в данном регионе и средств их переработки существенно затрудняет его развитие. Исходя из этого, в последнее время в Китае приобретает всё большее значение развитие западных регионов, связанное с освоением собственных месторождений нефти и газа названных ранее бассейнов. Реализация данного направления позволит также удовлетворить спрос в энергоресурсах центральных и восточных районов страны.

Поскольку строительство трубопровонкой системы “Тарим-Пекин”с запада на восток страны сложно и дорого, Китай готов подписать уже сегодня долгосрочные соглашения c Россией на поставки Ковыктинского природного газа по направлению Иркутск-Чита-Харбин-Пекин в обьёме 30-40 млрд м в год. Разработка и дальнейшая разведка нефтегазовых месторождений в Таримском и Джунгарском бассейнах с экспортом сюда углеводородов по трубопроводам из Казахстана, южной Сибири стимулируют экономичесное развитие отдаленных западных районов Китая, а также создание здесь промышленных объектов и высокий уровень занятости населения.

Быстрый экономический рост Китая (ежегодный прирост ВВП 8-10%), острая необходимость обеспечения собственной энергетической безопасности, а также обостряющиеся экономические проблемы обусловливают сегодня резкий всплеск спроса на газ во всех регионах этой страны. Наша задача принять активное участие в реализации государственной программы развития Китая до 2020 г.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Ли Го Юй. Геология нефти и газа Китая. // Науч.ред. В.С.Вышемирский. – Новосибирск: ОИГГМ СО РАН, 1992. - 37 с.

2 Мэй Я., Мяо Ж. и др. Освоение УВ ресурсов - главное направление экономического развития КНР в 21 веке. // Москва АЕ. Успехи современного естествознания.-2004. -№6- С. 64-65.

УДК: 550.832.1/9.08:622.243. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ГИС В БС, БГС И ГРС А.М. Гильманова (Филиал УГНТУ в г. Октябрьском) По сложности геолого-технических условий нефтегазодобывающие провинции России условно можно разделить на следующие группы [5]:

Группа Волго-Уральская и Тимано-Печерская с терригенно I: карбонатным типом разреза. Глубина скважин 1500-2800м, температура 70-100о С, давление 45-50 МПа.

Группа II: Русские платформы, Иркутский амфитеатр. Глубина скважин 4500 - 5000 м;

температура до 170о С, давление до 100 МПа. Раствор высокоминерализованный 1,16 -1,4 г/см2.



Pages:   || 2 | 3 | 4 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.