Анализ состояния разработки нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В условиях эксплуатации нефтяных месторождений ОАО «Татнефть», характеризующихся структурой остаточных запасов нефти с преобладающей долей трудноизвлекаемых в карбонатных и низкопроницаемых терригенных коллекторах, водонефтяных и высокообводненных зонах, с высоковязкой нефтью, стабилизация и наращивание добычи нефти требуют непрерывного совершенствования технологий разработки залежей на всех его этапах.

На фоне ухудшения структуры запасов наблюдается снижение среднего дебита нефти, что оказывает решающее влияние на экономические показатели разработки нефтяных месторождений и предопределяет необходимость применения различных физико-химических и физических методов воздействия на призабойные зоны скважин.

Несмотря на разнообразие методов увеличения нефтеизвлечения пластов, на практике не существует универсального набора геолого-технологических мероприятий для широкого диапазона горно-геологических условий, стадий разработки нефтяных месторождений. В связи с этим испытываются и внедряются как известные, так и новые или усовершенствованные методы увеличения нефтеизвлечения. При этом практический и научный интерес представляет обоснование комплекса геолого-технических мероприятий для интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти, малопродуктивных месторождений, имеющих высокую степень геологической неоднородности [93].

Важное значение приобретает исследование проблемы повышения эффективности разработки и увеличения коэффициента извлечения нефти по малопродуктивным месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами. Решение этих проблем во многом определяется накопленным опытом и выявлением особенностей разработки залежей нефти, находящихся длительное время в разработке. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов низкопроницаемых коллекторов и залежей высоковязких нефтей сопровождается снижением вытесняющей способности рабочих агентов, используемых при традиционных технологиях. Это вызывает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи, обеспечивающих более высокий потенциал вытеснения нефти, чем традиционные методы разработки. Увеличение доли запасов со сложной геолого-физической и фильтрационной характеристикой неоднородных продуктивных отложений (слоистая неоднородность, трещиноватость, прерывистость, высокая вязкость нефти др.) предопределило развитие работ по увеличению охвата вытеснением.

При анализе состояния разработки нефтяных месторождений требуется непрерывная оценка реакции эксплуатационного объекта на различные геолого-технические мероприятия. Необходимо определить главные критерии устойчивого функционирования системы разработки месторождений нефти, удовлетворяющие требованию - эффективность любого короткого периода разработки должна благоприятно влиять на последующий процесс разработки.

Как правило, целесообразность применения комплекса технологий в части стимуляции дебитов, водоизоляции с целью сохранения темпов отбора не вызывает сомнения ввиду единственности разработанных методов для коллекторов, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти.

Однако текущая экономическая ситуация всегда находится в противоречии с потребностями в проведении опережающих геолого-технических мероприятий (ГТМ) долговременного действия. Положение еще более обостряется для малопродуктивных месторождений, разбросанных на большой территории, тем, что они находятся в начальной стадии обустройства, без системы заводнения и развитой системы нефтесбора.

Следовательно, главной мерой оценки эффективности выбранной системы разработки является рентабельность разработки нефтяного месторождения в пределах выделенных частей и в целом. Задача повышения эффективности системы разработки и интенсификации выработки запасов залежей высоковязкой нефти решается на основе применения комплекса технологий воздействия на пласт при непрерывной оценке экономически рентабельных пределов эксплуатации залежи нефти.

Новые технологические решения основаны на использовании сложного оборудования и нетрадиционных материалов. Адресное применение как имеющихся, так и вновь разрабатываемых технологий повышения нефтеотдачи, а также комплексное сочетание гидродинамических, физико-химических и иных технологий позволит обеспечить высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и стабилизировать уровень добычи нефти в стране на долгие годы.

В последнее время большое внимание уделяется ускоренному вводу в разработку нетрадиционных источников углеводородного сырья. На территории Татарстана имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, являющихся одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья и классифицируемых для налогообложения (НДПИ) как сверхвязкие нефти. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине, однако относятся к трудноизвлекаемым. Тяжелые нефти характеризуются плотностью более 901 кг/м³, высокой вязкостью, которая повышается по мере увеличения плотности, низким водородо-углеродным отношением, а также значительным содержанием серы, асфальтенов и тяжелых металлов. Эти факторы усложняют проблему добычи, однако объем их запасов заслуживает того, чтобы исследовать задачи по совершенствованию существующих и созданию новых способов извлечения.

В настоящее время рентабельная разработка месторождений высоковязких и сверхвязких нефтей является достаточно сложной проблемой, которая, учитывая величину геологических запасов этой категории нефтей, широкий диапазон пластовых условий их залегания и трудность добычи, требует проведения научно-исследовательских и опытных работ. Необходимо создание комплекса методов и технологий добычи высоковязких и сверхвязких нефтей за счет внедрения принципиально новых высокоэффективных систем разработки с применением современных технологий, что снизит риск получения неудовлетворительных результатов и связанных с этим экономических потерь при внедрении.

На территории Республики Татарстан проводятся опытно-промышленные работы по отработке скважинного способа добычи на двух залежах сверхвязкой нефти - Мордово-Кармальском и Ашальчинском с целью определения оптимальных систем разработки.

Учитывая ресурсную базу большинства разрабатываемых месторождений страны и опыт старейшего региона нефтедобычи, каким является Урало-Поволжье (рост доли низкопроницаемых и трудноизвлекаемых запасов, поздняя стадия разработки и т.д.), становится очевидным, что на современном этапе развития нефтяной промышленности крайне необходимо научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов и конкретных геолого-физических условий залегания нефти и применяемой системы разработки (воздействия).



1. Особенности геологического строения и нефтеносность продуктивных горизонтов

1.1 Общая геологическая характеристика, тектоническое строение нефтеносность территории Республики Татарстан

В геологическом строении месторождений Республики Татарстан принимают участие породы кристаллического фундамента и осадочные образования девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой четвертичной систем. Изучением геологического строения Западного склона Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины в течение многих лет занимались исследователи ТатНИПИ, , КГУ, ГАНК им. И. М. Губкина, ТГРУ ОАО «» и др. [11, 51, 65, 66, 91].

На основании вышеупомянутых работ рассмотрено геологическое строение территорий ЗС ЮТС и восточного борта МВ, приуроченных к ней малопродуктивных месторождений с детализацией особенностей, необходимых для обоснования повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов комплексом технологий воздействия на пласт.

В пределах рассматриваемой части Татарстана по поверхности кристаллического фундамента и осадочной толще палеозоя основными элементами являются структуры первого порядка: Южно-Татарский свод (западный склон) и Мелекесская впадина.

Восточный борт Мелекесской впадины имеет ясно выраженное ступенчатое строение и осложнен структурами типа валов. Наиболее крупным поднятием является Нурлатский вал, связанный с дизъюнктивными нарушениями фундамента. Отмечается также структуры облекания древних локальных выступов фундамента ( Эштебенькинский, Сотниковский и др.). В целом в терригенной толще девона преобладают малоамплитудные локальные поднятия. Среди них выделяются такие элементы второго порядка, как структурные террасы на западном сколне Южно-Татарского свода-Акташско-Ново-Елховская, Черемешано-Ямашинская и Ульяновская и в пределах восточного борта Мелекесской впадины - Кадеевско-Енорусскинская, Асубаево-Эштебенькинская, Нурлатская, Вишнево-Полянская и др.

По отложениям верхнего девона и нижнего карбона структурный план на значительной части рассматриваемой территории осложнен влиянием внутриформационных прогибов Камско-Кинельской системы, представляющей сочленение основных Усть-Черемшанского, Нижне-Камского, Актаныш-Чишминского и множество более мелких ответвлений. К западу от Южного купола Татарского свода через Ново-Елховский вал, ограниченный Алтунино-Шунакским и Кузайкинским прогибами, выделяются структурные террасы в пределах западного склона ЮТС и восточного борта Мелекесской впадины, ступенчато погружающиеся в направлении Усть-Черемшанского прогиба Мелекесской впадины. Западный склон ЮТС (ЗЮ ЮТС) отделен от восточного Мелекесской впадины Баганинским прогибом. Террасы в свою очередь осложнены небольшими по размерам амплитудными поднятиями, сгруппированными, как правило, в с зоны простирания, контролирующие залежи нефти в отложениях девона, нижнего и среднего карбона и залежи сверхвязкой нефти (природных битумов) в терригенных коллекторах шешминского горизонта уфимского яруса.

Все месторождения, расположенные в пределах ЗЮ ЮТС и восточного борта МВ относятся к типу сложно-построенных многопластовых и многозалежных. В пределах рассматриваемой территории располагаются 36 месторождений нефти, из которых 25 введены в промышленную разработку, а 11 месторождений нефти находятся в опытно-промышленной разработке ( в т.ч. два месторождения сверхвязкой нефти). Расположение месторождений показано на обзорной карте.

геологический нефтесносность татарстан сверхвязкий



(Рис. 1.1).Тектоническая схема палеозойского структурного этажа

На рассматриваемой территории по характеру развития врезов выделяются зона площадного размыва (Аксубаевская палеовзвышанность), зоны руслового и локального. Рельеф верейских слоев в общих чертах соответствует структурным планам как карбонатного девона и нижнего карбона, так и вышележащим маркирующим горизонтам нижней перми.

В пределах рассматриваемой территории наиболее древ образованиями, вскрытыми на глубинах 1976 и 2013 м при бурении СКВ. 16, 62 Нурлатского месторождения, являются гранитно-гнейсовые породы кристаллического фундамента.

1.2 Геолого-промысловая характеристика, нефтеносность продуктивных горизонтов

В пределах ЗС ЮТС и восточного борта Мелекесской впадины нефтеносные горизонты девонских и каменноугольных отложений объединяются в четыре крупных этажа, в пределах которых по литолого-фациальной характеристике выделяется 6 нефтегазоносных комплексов: живетско-франский терригенный (1), франско-турнейский карбонатный (2), терригенный нижний карбон (3), окско-башкирский карбонатный (4), верейский терригенно-карбонатный (5), каширско-гжельский карбонатный (6). На рассматриваемой территории комплексы отделены друг от друга почти повсеместно выдержанными глинистыми и глинисто-карбонатными породами тиманско-саргаевского. елховско-радаевского, тульско-алексинского, верейского возрастов. К регионально нефтеносным могут быть отнесены пашийский и тиманский горизонты терригенной толщи верхнего девона, карбонатно-терригенные отложения турнейского яруса и бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также башкирского яруса, верейского горизонта и каширские карбонатные образования среднего карбона.

Месторождения нефти на территории ЗС ЮТС и МВ относятся к типу сложнопостроенных, многопластовых и многозалежных. Залежи нефти контролируются небольшими структурами положительного знака сложной конфигурации. По величине запасов могут быть отнесены к категории мелких.

Структурные планы продуктивных отложений карбона соответствуют структурным планам карбонатного девона и несколько смещены относительно структурных планов терригенного девона.

Залежи нефти имеют сложное геологическое строение, высокую неоднородность нефтевмещающих пород по площади и разрезу. Контуры нефтеносности нижнего и среднего карбона практически совпадают в плане. Этажи нефтеносности залежей в карбонатных коллекторах изменяются от 5 до 78 и более метров, в терригенных коллекторах от единиц до 27 метров.

Карбонатные породы среднего, нижнего карбона и девона представлены несколькими структурно-генетическими разностями известняков, доломитами. Нефтевмещающие породы по своим ФЕС относятся к типу трещинно-поровых, кавернозно-порово-трещинных и порово-трещинно-кавернозных коллекторов.

Терригенные нефтевмещающие породы нижнего карбона и девона представлены песчано-алевролитовыми образованиями и относятся к коллекторам порового типа. Тип строения ловушек массивный, массивно-слоистый и пластово-сводовый. Ловушки характеризуются сложным геологическим строением, высокой неоднородностью нефтевмещающих пород по площади и разрезу.

Структурные планы отложений терригенного девона несколько смещены относительно структурных планов верхних продуктивных горизонтов, соответственно смещены и площади нефтеносности. По своим ФЕС карбонатные породы-коллекторы относятся к классу средне- и низкоемких, среднепроницаемых, терригенные коллекторы - к классу средне- и высокоемких, средне- и высокопроницаемых.

Нефтеносность отложений пашийского горизонта установлена лишь на Кутушском месторождении. В разрезе горизонта нефтеносный пласт представлен преимущественно светло-серыми кварцевыми песчаниками и алевролитами, реже аргиллитами. Нефтенасыщенная толщина пласта 3,1 м, пористость - 0,22, нефтенасыщенность 0,78, проницаемость - 0,196 мкм².

В северной части рассматриваемой территории пласт (До) тиманского горизонта лежит на размытой поверхности пашийского горизонта. Нефтеносность отложений горизонта установлена на трех месторождениях - Ивашкино-Мало-Сульчинском, Нурлатском и Кутушском. В разрезе тиманского горизонта выделяется два песчано-алевролитовых пласта Д₀ - б и Д₀ - в, с которыми связаны залежи нефти. Нефтенасыщенная толщина пласта 1,5-4,4 м. Коэффициент расчлененности равен 2,3-4,0; песчанистости 0,68. Пористость изменяется от 0,20 до 0,23. Нефтенасыщенность и проницаемость изменяются в пределах соответственно 0,73-0,81; 0,179-0,250 мкм². Залежи пластовые, сводовые.

Залежи нефти отложений турнейского яруса приурочены в основном к его верхней части - кизеловскому горизонту и лишь единичные залежи - к черепетскому и малевско-упинским отложениям. Нефтеносность их отмечена на Ивашкино-Мало-Сульчинском, Нурлатском, Бурейкинском, Аксубаево-Мокшинском, Камышлинском, Кутушском, Пионерском, Ашальчинском месторождениях. Карбонатная толща представляет собой преслаивание плотных и проницаемых прослоев, от 3 до 10 м и более. Плотные карбонатные породы имеют многочисленные открытые микротрещины и не обладают экранирующими качествами. Эффективная нефтенасыщенная толщина турнейских отложений изменяется по месторождениям от 2,6 до 12,9 м. Пористость коллекторов колеблется в пределах 0,11-0,14, нефтенасыщенность 0,66-0,79, проницаемость 0,010-0,310 мкм², песчанистость 0,57-0,66. Коэффициент расчлененности по месторождениям меняется от 2,4 до 10.

Бобриковский горизонт нефтеносен на всех месторождениях восточного борта Мелекесской впадины. Залежи нефти контролируются структурными и литологическими факторами. Преобладают небольшие залежи, одно- и двухпластовые. Пласты-коллекторы представлены песчаниками кварцевыми, тонкозернистыми, известковистыми, прослоями алевристыми, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой; не выдержаны по площади и часто замещаются глинистыми породами. На крыльях локальных поднятий в понижениях турнейского рельефа и во врезовых зонах выделяется три пласта-коллектора (снизу вверх Сбр-1, Сбр-2, Сбр-3). В подавляющем большинстве встречается один песчаный пласт Сбр-3. Максимальная толщина пласта наблюдается в зонах развития посттурнейских врезов (Бурейкинское месторождение) и достигает 45 м. Средние толщины пластов колеблются по месторождениям от 0,3 до 14,4 м. Коллекторские свойства пласта высокие: пористость - 0,23-0,26, нефтенасыщенность - 0,78-0,93, проницаемость - 0,240-1,240 мкм², коэффициент песчанистости - 0,53-0,91, расчлененность - 1,2-3,6. Тип залежей в большинстве случаев структурно-литологический, но встречаются также и залежи пластово-сводового типа.

Отложения тульского горизонта прослеживаются почти повсеместно на рассматриваемой территории исследования и представлены преимущественно аргиллитами. Выделенные среди аргиллитов песчано-алевролитовые прослои, индексируемые (снизу вверх) как пласты Стл-2, Стл-3 и Стл-4, крайне не выдержаны по простиранию и хорошо изолированы друг от друга глинистыми перемычками. Пласт Стл-2 нефтеносен на Ивашкино-Мало-Сульчинском, Аксубаево-Мокшинском, Кутушском и Пионерском месторождениях. Средняя нефтенасыщенная толщина его изменяется от 0,7 до 4,1 м, пористость колеблется в пределах - от 0,19 до 0,23, нефтенасыщенность - от 0,75 до 0,82, проницаемость варьирует в пределах от 0,240 до 0,284 мкм², коэффициент песчанистости - от 0,65 до 0,96. Залежи преимущественно структурно-литологического типа, на Аксубаево-Мокшинском месторождении - пластово-сводового типа.

Башкирские отложения вместе с карбонатными пластами верейского горизонта (пятый нефтегазоносный комплекс) образуют верхнюю регионально нефтеносную толщу палеозоя. Наиболее крупные залежи встречены в северной части Черемшано-Ямашинской структурной террасы. Типы залежей пластово-сводовые, нередко литологически осложненные. Башкирский ярус сложен известняками светло-серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, участками доломитизированными, трещиноватыми, порового типа. Пористые и трещиноватые разности известняков объединяются в пласты-коллекторы (снизу вверх) Сбш-1 и Сбш-2. Количество нефтенасыщенных пропластков изменяется по скважинам от 1 до 8. Коэффициент расчлененности колеблется по месторождениям от 2,4 до 7,9. Общая толщина башкирских отложений изменяется от 28,0 до 50,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина коллекторов колеблется от 2,0 (Аксубаево-Мокшинское месторождение) до 10,6 м (Камышлинское месторождение). Пористость коллекторов меняется в незначительных пределах от 0,12 до 0,16, нефтенасыщенность и проницаемость соответственно от 0,69 до 0,85 и от 0,106 до 0,487 мкм². Пористо-проницаемые прослои сообщаются между собой через систему трещин и слияния, образуя единый сложно построенный резервуар массивного типа.

Верейский горизонт делится на две литологические пачки: нижнюю - преимущественно карбонатную и верхнюю - терригенную. Нефтеносность связана с нижней карбонатной частью горизонта. Пласты представлены трещиноватыми органогенно-обломочными известняками, в различной степени глинистыми и доломитизированными, индексируемые Свр-1, Свр-6. В верейском горизонте основными промышленными объектами являются карбонатные пласты Свр-2 и Свр-3, которые отделены друг от друга глинистыми разделами. Общая толщина пластов изменяется по месторождениям от 3,4 до 7,1 м, нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах 2,2-5,7 м, пористость колеблется в пределах 0,14-0,17, нефтенасыщенность - от 0,67 до 0,818, проницаемость - от 0,106 до 0,327 мкм², расчлененность объекта по месторождениям меняется незначительно: от 2,1 до 3,6, песчанистость - от 0,10 до 0,49. Залежи массивные пластово-сводового типа, очень редко литологически экранированные.

Залежи нефти в каширском горизонте (6-й комплекс) выявлены на Бурейкинском, Аксубаево-Мокшинском, Камышлинском, Кутушском, Пионерском и Вишнево-Полянском месторождениях на глубинах 900-950 м. Залежи нефти установлены в карбонатных пластах-коллекторах, индексируемых снизу вверх Скш-1 - Скш-4. Пласты-коллекторы сложены известняками фораминиферами или комковатыми с прослоями доломитов микрозернистых. Тип коллектора поровый, реже трещинно-поровый. Нефтенасыщенная толщина пластов изменяется по месторождениям от 1,1 до 2,8 м, пористость равна 0,14-0,17, нефтенасыщенность - 0,69-0,81, проницаемость варьирует в пределах от 0,046 до 0,205 мкм², расчлененность объекта равна 1-2,5.

В таблице 1.1 представлены коллекторские свойства нефтеносных пластов по горизонтам.



Таблица 1.1 Коллекторские свойства пластов по горизонтам и ярусам

Горизонт, ярус, пласт	Толщина, м	Порист., Д. ед средн. от до	Нефтена- сыщ., д. ед средн. от до	Пронин,., мкм2 средн. от до	Коэф. расч. средн. от до	Коэф. песч. средн. от- до
	общая средн. от до	неф- тен. средн. от до
Каширский	8,4 4,4-12,3	1,7 1,1-2,8	0,16 0,140-0,170	0,738 0,690-0,810	0,124 0,046- 0,205	1,7 1-2,5	0,5 0,2-0,8
Верейский	5,9 3,4-7.1	3,6 2,2-5,7	0,152 0,140-0,170	0,721 0,670-0,818	0,202 0,106- 0,327	3 2,1-3,6	0,34 0,10-0,49
Башкирский	8,6 5,2-14,0	5,5 2,0- 0,6	0,142 0,120-0,160	0,8 0,690- 0,850	0,276 0,106- 0,487	5,1 2,7-8,0	0,38 0,32-0,48
Тульский	3,7 2,7-5	2,7 0,7-4,1	0,215 0,19-0,23	0,775 0,75-0,82	0,341 0,24-0,60	2,3	0,8 0,65-0,96
Бобриков- ский	5,9 3,4-8,2	5 3-14,4	0,245 0,226- 0,260	0,871 0,780-0,93	0,584 0,24-1,240	2,4 1,2-3,6	0,74 0,53-0,91
Турнейский	6,1 7,9-13,3	5,7 2,6-12,9	0,127 0,110-0,140	0,709 0,66-0,79	0,102 0,02-0,31	5 2,4-10	0,62 0,57-0,66
Тиманский	3,7 2,2-5,8	2,8 1,5-4,4	0,21 0,20-0,23	0,793 0,730-0,810	0,225 0,179-0,25	2,3	0,68
Пашийский	4	3,1	0,22	0,78	0,196

Промышленно нефтеносные скопления сосредоточены в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта. Песчаная пачка (Р₂u₂²) представляет собой своеобразное природное образование в виде линейных песчаных тел северо-западного простирания, отделенных друг от друга узкими прогибами по простиранию этих тел и более широкими вкрест простирания.

Литофация песчаников приурочена к западному склону Южного купола Татарского свода. В этих пределах наблюдается благоприятное распределение песчаных коллекторов, с которыми связана основная зона нефтескоплений.



1.3 Физико-химические свойства нефти и воды

Анализ физико-химических свойств поверхностных и пластовых нефтей месторождений ЗС ЮТС и Мелекесской впадины показывает, что нефти могут быть отнесены к типу тяжелых, вязких, высокосернистых, смолистых, парафинистых. Сверху вниз по разрезу плотность и вязкость нефтей уменьшаются. Плотность нефти среднего и нижнего карбона изменяется от 0,909 до 0,919 г/см³, вязкость нефтей в поверхностных условиях 56,3-204,2 мПа·с, нижнего карбона - от 30,0 до 140,5 мПа·с, на отдельных участках достигает до 1000 мПа·с. Содержание серы в нефти среднего и нижнего карбона колеблется в пределах 3,0-4,7 %, в верхнем девоне - 1,7-2,1%. Вниз по разрезу уменьшается содержание смол и асфальтенов от 30,5-43,2% (карбон) до 16,8-23% (верхний девон), а содержание парафинов увеличивается с 3,0% в карбоне до 4,1% в верхнем девоне.

Пластовые воды всех продуктивных объектов, по классификации В.А. Сулина, относятся по ионному составу к высокоминерализованным водам хлоркальциевого типа с общей минерализацией, увеличивающейся сверху вниз по разрезу от 189,1 г/л (верейский горизонт) до 250 г/л (бобриковский горизонт). Плотность вод в стандартных условиях колеблется от 1133,2 кг/м³ до 1159,7 кг/м³. Для пластовых вод всех объектов разработки характерно наличие в них, в различных количествах (до 200 мг/л), растворенного сероводорода. Из микрокомпонентов в водах всех горизонтов присутствуют йод и бром.

1.4 Геолого-промысловая классификация месторождений и залежей нефти

Основной оценкой степени эффективности разработки месторождений нефти при извлечении запасов до стадии минимально допустимой рентабельности является величина коэффициента нефтеизвлечения (КИН). Этот показатель характеризует успешность каждого периода истории разработки с момента открытия месторождения нефти. Критерием устойчивого функционирования системы разработки является выполнение основного требования: эффективность любого короткого периода разработки должна благоприятно влиять на последующий процесс разработки. Темпы и полнота выработки запасов, эффективность разработки зависят от правильной классификации природных факторов, выявления закономерностей и применения системных знаний на всех этапах: проектирования, выбора методики геологоразведки и системы геологического изучения, системы разработки и воздействия для максимальной выработки запасов нефти, создания оптимального технологического комплекса, применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) с целью повышения КИН.

Вопросами классификации залежей и месторождений нефти, их геолого-промысловых параметров, генетических особенностей формирования залежей, отдельных признаков, оценки структуры и качества запасов занимались многие исследователи (И.О. Брод, Н.А. Еременко, А.А. Бакиров, М.М. Максимов, В.Н. Долженков, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Х. Муслимов и др.).

Многообразие геологических особенностей и геолого-промысловых параметров мелких месторождений, находящихся на разной стадии разработки, постановка и круг решаемых задач требуют рассмотрения наиболее важных параметров месторождений и классификаций, применяемых для решения ряда геолого-промысловых задач. Например, в работе Р.Х. Муслимова, Р.Г. Абдулмазитова приводится следующая классификация геолого-промысловых параметров залежей и самих месторождений нефти [80, 83]:

1. При оценке структуры и качества запасов месторождения подразделены на: мелкие, содержащие извлекаемых запасов менее 10 млн.т, средние - от 10 до 30 млн.т, крупные - от 30 до 300 млн.т, уникальные, содержащие более 300 млн.т.

2. По вязкости:

маловязкие - до 10 мПа·с;

повышенной вязкости - 10-30 мПа·с;

вязкие - 30-60 мПа·с;

высоковязкие - более 60 мПа·с.

В технологической цепочке вязкость - это самый изменчивый параметр, существенно влияющий на эффективность разработки, технологию нефтедобычи.

3. По содержанию серы: до 0,5% - малосернистые, от 0,5 до 1,9% - сернистые, более 1,9% - высокосернистые.

4. По структуре запасов: активные запасы нефти (АЗН), трудноизвлекаемые запасы нефти (ТЗН).

Классификация геолого-промысловых параметров нефтевмещающих пород-коллекторов, определяющих технологию и технику добычи нефти, по Муслимову Р.Х., Долженкову В.Н. и Зинатуллину Н.Х., приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Классификация геолого-промысловых параметров нефтемещающих терригенных пород-коллекторов, оп технологию и т добычи нефти

	Породы коллекторов
	I класс	II класс	Породы неколлекторов
Параметры	Высокопродуктивные	Высоко-прод. глинистые	Малопродуктивные
Пористость, %	17-30	15-25	12,6-19	< 12,6
Проницаемость, мкм2	>0,10	>0,10	0,03 - 0,1	<0,03
Нефтенасыщенность, %	80,5 - 90	72,8-82,9	50-80	<50
Глинистость, %	<2	>2	>2



Сургучев М.Л. и др. [142] подразделяют карбонатные коллекторы по проницаемости пористой матрицы на 4 группы: более 0,100 мкм² - 1 группа; 0,010-0,100 мкм² - 2 группа; 0,001-0,010 мкм² - 3 группа; < 0,001 мкм² - 4 группа.

В Башкортостане выделяют три группы карбонатных коллекторов: более 0,10 мкм², от 0,05 до 0,10 мкм² и менее 0,05 мкм².

Викторин В.Д. проводит группирование карбонатных коллекторов по трещиноватости, их длине и раскрытости [25].

Карбонатные коллекторы, насыщенные вязкой, высоковязкой нефтью, являются наиболее сложными природными образованиями. Эта особенность сильно усложняет процессы выработки запасов нефти залежей в карбонатных отложениях. Большую роль имеет трещиноватость пород. Группирование месторождений по близости природных факторов методом главных компонент позволяет выявить схожие объекты разработки, оценить эффективность мероприятий и распространить на однотипные объекты.

Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. предложили подразделение месторождений на группы [83]: высокопродуктивные и малопродуктивные.

К малопродуктивным отнесены низкодебитные залежи вязкой и высоковязкой нефти в низкопроницаемых коллекторах, содержащие трудноизвлекаемые запасы до 10 млн. т с малым газосодержанием. По этой классификации месторождения рассматриваемой территории относятся к малоэффективным, по особенностям типов коллекторов - к нетрадиционным залежам нефти.

Трудноизвлекаемые запасы включают в себя запасы нефти в нетрадиционных коллекторах, запасы залежей высоковязкой нефти и природных битумов, остаточных нефтей выработанных месторождений с обычными коллекторами со специфическими геологическими условиями залегания.

К нетрадиционным коллекторам освоенных горизонтов могут быть отнесены следующие виды коллекторов [78]:

1. Глинистые коллекторы. В этом типе коллекторов отмечается повышенное содержание глинистой составляющей, и особенности ее локализации в межпоровых каналах нарушают линейные законы фильтрации.

2. Коллекторы с повышенной пиритизацией развиты в зонах воздействия на пласт восстановительных флюидных систем, за счет которых железосодержащие минералы переходят в сульфиды, локализующиеся в пережимах каналов, что также нарушает фильтрационные свойства пластов.

3. Карбонатные коллекторы трещинно-порового типа, широко развитые в турнейских и верейско-башкирских отложениях. Комбинация трещинной дренирующей углеводороды сети и ее поровой матрицы создает сложную систему фильтрации, трудно поддающуюся учету и оценке (Муслимов Р.Х., Изотов и др., 2001). Коллекторы этого типа характеризуются нестабильным режимом нефтеизвлечения. несмотря на их широкое распространение.

4. Карбонатно-сульфатные коллекторы, как способные к образованию «блуждающих залежей», впервые были описаны В.Г. Изотовым и др. (Плотников и др., 2000). Развитием такого типа коллекторов характеризуются фаменские отложения, что обусловлено палеографическими факторами.

5. «Сыпучие» коллекторы углеводородов, представленные несцементированными и слабо сцементированными песчаниками. Этот особый тип нетрадиционных коллекторов, широко развитый в пределах Республики Татарстан, особенно среди тульско-бобриковских и верхнепермских (уфимских) отложений. «Сыпучесть» этих коллекторов не позволяет адекватно оценить их коллекторские и фильтрационные свойства, что вносит неточности в подсчет запасов и осложняет их разработку. Несмотря на проводимые исследования по коллекторам этого класса, методы их оценки практически не разработаны.

Проведенный анализ типов нетрадиционных коллекторов ставит на повестку дня вопрос о внедрении, в зависимости от геологических и литолого-минералогических факторов, специфических методов их исследований и оценки с созданием «гибких» методик их рациональной разработки [20, 78].



2. Геолого-физическая характеристика мелкозалегающих залежей и месторождений сверхвязкой нефти Республики Татарстан

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

Скопления пермских углеводородов расположены в основном на периферии крупных тектонических структур первого порядка - на западном склоне Южного купола Татарского свода и на восточном борту Мелекесской впадины, Казанско-Кировского прогиба и Восточного склона Токмовского свода. Расположение нефтескоплений названных выше комплексов показано на рисунке 2.1.

Наиболее изучен и перспективен к освоению в ближайшем времени уфимский нефтеносный комплекс. Уфимский терригенный зонально нефтеносный комплекс приурочен к отложениям песчаной пачки шешминского горизонта и развит в широких пределах ее распространения (от р.Кама до р. Сок в Самарской области).

В настоящее время в перспективных на нефть отложениях песчаной пачки выявлено 113 залежей и месторождений СВН, ВВН. Изученность месторождений и залежей углеводородного сырья в пермских отложениях Республики Татарстан представлена на рисунке 2.2.

Осадочный чехол территории размещения месторождений и залежей СВН и ВВН сложен отложениями девонской, пермской, неогеновой и четвертичной систем.

Отложения пермской системы (Р), являющиеся основной нефтеносной толщей региона, представлены отложениями нижнего (Р₁) и верхнего (Р₂) отделов.

Нижний отдел пермской системы сложен ассельским (Р₁as) и сакмарским (Р₁s) ярусами.

Ассельский ярус вскрыт скважинами структурного и поисково-разведочного бурения полностью или частично. Представлен, в пределах рассматриваемой территории, доломитами желтовато-серыми, светло-серыми, буровато-серыми, серыми, тонко- и мелкозернистыми, с конкрециями кремния, с подчиненными прослоями известняков тонко- и мелкозернистых, с руководящей фауной фузулунид, в том числе единичных швагерин с отпечатками одиночных кораллов и мшанок, с многочисленными гнездами гипса, с прослойками ангидрита (Ашальчинское, Елховское, Чумачкинское, Лагерное и другие поднятия). Доломиты и известняки средне- и мелкозернистые, часто перекристаллизованные. плотные, крепкие, участками органогенно-обломочные, в зонах развития карста кавернозные, трещиноватые, пористые (Утямышское, Тимошкинское, Сугушлинское и другие поднятия).

Радиоактивность пород ассельского яруса составляет 2-8J. На электрокаротажных диаграммах породы яруса характеризуются невысокими кажущимися удельными сопротивлениями 40-450 Омм, на фоне которых наблюдаются отдельные зоны высоких сопротивлений (до 2500 Омм).

Более высокие сопротивления совпадают с нижней частью яруса, выделенные в электрорепер Rр-Р₁а. Верхняя граница яруса проводится по смене доломитов с конкрециями кремния, остатками фузулунид и одиночных кораллов на сакмарские доломиты глинистые.

Кровля залегания ассельского яруса выделяется в качестве основного маркирующего горизонта (ОМГ). Толщина отложений изменяется от 38 (Подлесное поднятие) до 108 м (Олимпиадовское поднятие).

Сакмарский ярус представлен на рассматриваемой территории в объеме тастубского горизонта. Отложения сложены доломитами и известняками светло-серыми, плотными, крепкими, участками трещиноватыми, как на Ашальчинском или Аверьяновском поднятиях, тонкозернистыми, закарстованными, с редкой фауной, с редкими включениями гипса и ангидрита (по материалам скважин Урмышлинский, Иштерякской площадей структурного бурения). Известняки мелко кристаллические, участками кавернозные, косослоистые, с вкраплениями пирита, с отпечатками и ядрами от пелеципод и гастропод, с частыми тонкими прослойками зеленовато-серой глины, с зеркалами скольжения, по стенкам каверн наблюдаются кристаллики кальцита.

Кровля сакмарского яруса на территории размещения залежей СВН и ВВН интенсивно, но неравномерно на разных участках размыта, отмечаются высокая закарстованность, кавернозность, трещиноватость, нередко брекчиевидность. Толщина сакмарских отложений со значительными колебаниями на небольших расстояниях изменяется по залежам от 7,0 до 144,0 м. Удельное сопротивление пород изменяется от 60 до 400 Омм, радиоактивность - в пределах от 3 до 12J.

Отложения верхнего отдела пермской системы (Р₂), включающие уфимский, казанский и татарский яруса, залегают с угловым несогласием на размытой поверхности нижнепермской толщи. На западном и южном склонах Южного купола Татарского свода на сакмарских отложениях залегают породы песчано-глинистой пачки шешминского горизонта, в западном направлении к Мелекесской впадине - песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса.

Уфимский ярус (Р2u), содержащий основные запасы СВН, ВВН, представлен шешминским горизонтом (Р₂u₂), который включает в себя две пачки: нижняя - песчано-глинистая (Р₂u₂¹) и верхняя (Р₂u₂²) - песчаная.

Песчано-глинистая (Р₂u₂¹) пачка сложена переслаивающимися пестроокрашенными глинами, алевролитами, песчаниками, известняками, мергелями. Глины плотные, с раковистым изломом, с зеркалами скольжения, с ходами илоедов, прослоями углистые, плитчатые, слоистые. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые, известковистые, глинистые, часто с включениями кристаллов пирита, реже с тонкими прожилками гипса. Алевролиты глинистые, известковистые, плотные с прожилками гипса. Известняки желтовато-темно-серые, тонкокристаллические, нередко слоистые, по наслоению с вкраплениями пирита, с участками кавернозные. Мергели серые, глинистые, плотные, известковистые. Фациальная невыдержанность состава пород песчано-глинистой пачки свидетельствует о нестабильности условия осадконакопления в раннешешминское время.

Изменение толщины песчано-глинистой пачки от 8 м (Каменское поднятие) до 90 м, тесно связаны как с условиями осадконакопления, так и с рельефом поверхности сакмарского яруса. В пониженных частях сакмарского палеорельефа. постепенно заполняя их, откладывались терригенные породы.

На каторжных диаграммах породы песчано-глинистой пачки имеют небольшие сопротивления (10-60 Омм), радиоактивность составляет 5-12J.

Для отложений песчано-глинистой пачки, преимущественно для песчаников и алевролитов в верхней части, характерны слабые нефтепроявления остаточного характера. Нефтепроявления средней интенсивности отмечаются в отдельных скважинах и не представляют промышленного интереса.

Песчаная пачка сложена слабосцементированными и рыхлыми, мелко- и среднезернистыми песками и песчаниками разной степени сцементированности, в которых кальцитовый цемент присутствует в незначительных количествах (от 3-х до 10% или полностью отсутствует) и обломочные зерна скрепляются высоковязкой нефтью. К этим пескам и песчаникам с высокими фильтрационно-емкостными свойствами приурочен продуктивный объект залежей и месторождений СВН и ВВН. В кровле пачки, на контакте с перекрывающими их «лингуловыми глинами» нижнего подъяруса казанского яруса, отмечаются прослои сильно известковистого песчаника (Каменская, Урмышлинская, Холодно-Ключевская площади и др.).

Кровля уфимского яруса четко проводится по подошве пачки «лингуловых глин» нижнего подъяруса казанского яруса.

Толщина песчаной пачки по залежам достигает 44 м (Олимпиадовское, Краснополянское), создавая локальные максимумы, и снижается до 0,4-1,2 м (Южно-Ашальчинское), но полностью не выпадает из разреза. Верхняя граница шешминского горизонта четко проводится по подошве пачки «лингуловых глин» байтуганского горизонта нижнего отдела казанского яруса.

Участки развития повышенных толщин песчаной пачки образуют 11 валообразных цепочек поднятий, в основном северо-западного простирания, к которым приурочены скопления СВН и ВВН.

Отложения казанского яруса развиты в неполном объеме и полностью отсутствуют в зоне неогенового вреза. В наиболее полных разрезах казанские отложения подразделяются на нижний и верхний подъярусы.

Нижнеказанский подъярус (Р₂kz₁) включает отложения байтуганского, камышлинского и барбашинского горизонтов.

Байтуганский горизонт (Р₂kz₁¹) подразделяется на две пачки. Нижняя (Р₂бт₁) сложена глинами серыми, темно-серыми, аргиллито-подобными, плотными, крепкими, известковистыми, с включениями пирита, с мелкими прослоями мергеля, с многочисленными раковинами лингул. Часто в подошве слоя встречается толщиной 0,01 и 0,8 м известняк глинистый, темно-серый, с массой отпечаток спирифер, сетчатых мшанок, реже с включениями пирита. Данная пачка, выделяемая в маркирующий горизонт (МГ) «лингуловые глины», является покрышкой для залежей высоковязких нефтей. По данным некоторых скважин глина и известняк с редкими пятнами нефти. Толщина «лингуловых глин» изменяется от 2 до 42 м.

Верхняя пачка (Р₂бт₂) байтуганского горизонта сложена известняками серыми, мелкокристаллическими, крепкими, участками глинистыми, песками и прослойками нефти. Данная пачка выделяется как МГ «среднеспириферовый известняк» (R₂-Р₂-в). Толщина ее по залежам меняется от 2 до 25 м.



2.2 Структура запасов нефти месторождений и объектов разработки

Проведенные исследования в работе Е.Д. Войтовича, Ю.М. Арефьева «Закономерности размещения залежей, оценка прогнозных ресурсов битумов и их запасов с учетом коэффициентов подтверждаемости и возможных методов извлечения» рекомендовали в качестве реальной сырьевой базы ВВН и ПБ данные подсчета запасов и ресурсов по состоянию на 01.01.1993 г. (таблица 2.1).

Основная часть выявленных запасов (кат. C₁+C₂) приходится на казанские и уфимские отложения. В сумме они составляют 287,7 млн. т, или 97% от всех суммарных запасов пермского комплекса. В сакмаро-артинских отложениях выявлено лишь одно месторождение - Николашкинское.

Таблица 2.1 Запасы и ресурсы высоковязких нефтей и природных битумов в пермских отложениях Республики Татарстан на 01.01.1993 г.

Стратиграфический комплекс, горизонт	Выявленные запасы, млн. т	Прогнозные ресурсы, млн. т катег. Д1	Итого запасов и ресурсов, млн.т
	категория В+С1	категория С1	категория С2	всего
Казанский	-	126,271	20,474	146,745	709,555	856,3
Уфимский	4,7	40,56	95,71	140,97	234,49	375,46
Нижнепермский		6,3	-	6,3	177,4	183,7
					5,3	5,3
в т. ч.	-	-	-	-
Кунгурский
Артинский	-	2,1	-	2,1	18	20,1
Сакмарский	-	4,2	-	4,2	154,1	158,3
Итого по Республике Татарстан	4,7	173,131	116,184	294,015	1121,445	1415,46



Запасы категории С₁, в целом по республике превышают запасы категории С₂ на 56,9 млн. т, составляя 58,9% от суммарных запасов категорий С₁ + С₂. При этом основная часть запасов категории С₁, приходится на казанские отложения - 72,9% от всех запасов этой категории, а на уфимские отложения приходится лишь 23,4%.

В распределении предварительно оцененных запасов, категории С₂, на казанские отложения приходится 17,6%, на уфимские - 82,4% от суммарной величины их пермского комплекса в целом.

Суммарная величина запасов и ресурсов по Республике Татарстан составляла 1415,46 млн. т, распределяясь по стратиграфическим подразделениям пермской системы весьма неравномерно. Основная часть разведанных запасов Татарстана приходится на казанский и уфимский ярусы пермской системы (97,8%). К ним же приурочены и значительные прогнозные ресурсы (84,2%). Именно эти два стратиграфических комплекса являются первоочередными объектами поисково-разведочных работ. Кунгурские, артинские и сакмарские образования, в силу сложного строения карбонатных коллекторов и влияния других геологических факторов, содержат менее значительные нефтепроявления.

На сегодняшний день на перспективные отложения уфимского яруса были проведены детальные поисково-разведочные работы на 25 залежах и месторождениях в отложениях песчаной пачки уфимского яруса. Подсчитаны и учтены в балансе ГКЗ Роснедра запасы нефти по 27 залежам и месторождению ВВН (ранее - месторождения природных битумов).

В промышленной разработке находятся залежи ВВН шешминского горизонта Мордово-Кармальского и Ашальчинского поднятий. К опытно-промышленной разработке подготовлены 25 залежей и месторождений.

Общие геологические запасы выявленных 113 залежей и месторождений уфимского комплекса пермской системы составили 243,5 млн. т.

По величине извлекаемых запасов нефти промышленных категорий все 24 рассматриваемых месторождения, за исключением Нурлатского, относятся к группе мелких (менее 10 млн.т), 9 месторождений находятся в опытно-промышленной разработке (запасы менее 1 млн.т).

По сложности геологического строения и числу объектов подсчета месторождения относятся к сложным, многозалежным.

В карбонатных коллекторах сосредоточено 67%, а в терригенных 33% из общего количества балансовых запасов. Распределение суммарных извлекаемых запасов нефти по категориям характеризуется следующими отношениями: А - 14%; В - 21%; С₁ - 49%; С₂ - 16%. В карбонатных коллекторах содержится 60,4% извлекаемых запасов категорий А+В+С₁. Основная часть их, около 80%, приходится на долю сложных по своему строению порово-кавернозно-трещинных коллекторов среднего карбона. По состоянию на 01.01.2008 года, 60,3% текущих извлекаемых запасов сосредоточено в карбонатных коллекторах и 31,8% в терригенных.

В целом 96% извлекаемых запасов нефти рассматриваемой группы мелких месторождений относятся к трудноизвлекаемым. Как видно из вышеприведенных данных, перспективы нефтедобычи в основном связаны с освоением запасов нефти в коллекторах среднего карбона.

Под трудноизвлекаемыми подразумеваются запасы залежей нефти, которые при применении традиционных методов (различные виды естественного режима и стационарное заводнение) вырабатываются низкими темпами, с низкой (обычно не выше 0,2 - 0,3) конечной нефтеотдачей. Эта группа включает запасы всех залежей с повышенной (10-30 мПа·с) и высокой вязкостью и маловязких нефтей в слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах, нетрадиционных залежей, а также водо-нефтяных зонах с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3-х метров) и незначительной долей нефтенасыщенной части пласта к общей толщине коллектора [78]. Эти залежи характеризуются сложными геолого-физическими условиями, определяющими разнообразие необходимых методов выработки запасов.

Основными причинами, обуславливающими сравнительно низкие показатели разработки и низкую нефтеотдачу рассматриваемой группы залежи, являются, в значительной степени, повышенная вязкость нефти и низкие коллекторские свойства пластов. По вязкостному признаку, оказывающему определяющее влияние на эффективность применяемых систем разработки, залежи можно разделить на четыре подгруппы: залежи маловязких (до 10 мПа·с) нефтей, нефтей повышенной (10-30 мПа·с) вязкости, вязких (30-60 мПа·с) и высоковязких (более 60 мПа·с) нефтей [78].

Извлекаемые запасы нефтей распределяются по вязкости следующим образом: до 30 мПа·с составляют 4,22%, от 30 до 60 мПа·с - 17,96%, от 60 до 100 мПа·с - 40,5% и более 100 мПа·с - 37,3%.

По объектам НГДУ по состоянию на 01.01.2008 года в целом добыто 40405 тыс.т. Наиболее интенсивно вырабатываются запасы залежей терригенных коллекторов бобриковского (6,8% от ТИЗ), тиманско-пашийского горизонтов (4,7% от ТИЗ).

2.3 Металлоносность СВН (природные битумы)

Высоковязкие, сверхвязкие нефти и природные битумы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции характеризуются повышенными содержаниями ценных металлов и сероорганических соединений. Территория РТ отнесена к Волго-Уральской нефте (битумо) - металлогенической провинции (И.С. Гольдберг, 1986 г.). Пермские нефти обогащены ванадием. К попутным компонентам ВВН и ПБ относятся, кроме ванадия, никель и некоторые другие металлы, а также сера.

По данным И.С. Гольдберга, по Республике Татарстан среднее содержание ванадия в нефтях и битумах казанского яруса составляет 448 г/т (пятиокиси ванадия - 798 г/т), уфимского яруса - 313 г/т (пятиокиси ванадия - 557 г/т). Эти значения использованы для расчета геологических ресурсов ванадия и его запасов в высоковязкой нефти, которая может быть добыта в результате применения современных технологий. Результаты расчета, выполненного в ТГРУ (1994г.), приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Геологические и извлекаемые ресурсы и запасы ванадия в высоковязких нефтях и природных битумах казанского и уфимского яруса Татарстана

Битумоносный комплекс	Среднее содержание ванадия в нефти, г/т	Всего запасов и ресурсов нефти, млн. т	Геологические запасы и ресурсы ванадия, тыс. т	Ожидаемые геолог, запасы и ресурсы нефти после завершения ГРР, млн. т	Ожидаемые геолог, запасы и ресурсы ванадия после завершения ГРР, тыс. т	Ожидаемые извлек, запасы ПБ после завершения ГРР, млн. т	Ожидаемые извлек, запасы ванадия после завершения ГРР, тыс. т
Казанский	448	856,3	383,6	335,724	150,4	91,013	40,8
Уфимский	313	375,46	117,5	247,309	77,4	74,193	23,2
Всего		1231,76	501,1	583,033	227,8	165,206	64,0

Ванадий, содержащийся в СВН, ВВН Татарстана, по материалам отчета о НИР РНТЦ ВНИИнефть «Разработать и составить, справочник (каталог) по физико-химическим свойствам природных битумов Татарстана», 1993г., находится в составе порфинированных комплексов (ванадилпорфиринов ряда М), которые практически находятся в смолах и асфальтенах СВН, ВВН.

Ванадилпорфирины, выделенные из нефтей подобных залежей, могут найти применение при синтезе лекарственных препаратов, красителей, в качестве катализаторов различных процессов.

Согласно отчету ВНИИ ОЭНГ «Разработка дополнительных мер по повышению эффективности использования минерально-сырьевых ресурсов», 1985г., месторождения нефти с содержанием ванадия 200 г/т и выше кондиционны для их извлечения.



Заключение

Наиболее существенно на развитие нефтяной промышленности России в последние годы влияет постепенно накапливаемое негативное изменение структуры разрабатываемых запасов нефти. В эксплуатацию вводится все большее число месторождений с низкопроницаемыми пластами, повышенной вязкостью нефти, сложным геологическим строением. Применение обычных технологий заводнения - основного метода разработки месторождений страны - уже не может обеспечить достаточно высокой эффективности выработки таких запасов нефти. Кроме того, постоянно увеличивается количество нефти, содержащейся в полностью обводненных пластах, дораз- работка которых традиционными технологиями также неэффективна.

Россия входит в число тех нефтедобывающих стран мира, которые уже много лет достаточно активно занимаются проблемой создания, испытания и применения третичных МУН. Дальнейшие перспективы применения МУН в России зависят от различных причин, в том числе от наличия необходимых для конкретных месторождений технологий нефтеизвлечения; условий для создания новых и принципиально новых технологий; своевременности создания и применения новых технологий; динамики цен на нефть; наличия стимулирующей системы налоговых льгот. Значительны потенциальные возможности применения уже известных технологий воздействия на пласты.

...