Текущей добычи нефти q от времени t

q0- начальный
дебит (добыча)

Применение
способов прогнозирования основных
технологиче­ских показателей разработки
при заводнении возможно только при
обводнении добываемой продукции скважин
от 30 до 90 %. Все имеющиеся способы не
учитывают технологических изме­нений
при разработке объекта (бурение
дополнительных скважин, изменение
режима работы скважин и др.).

https://www.youtube.com/watch?v=ytpressru

Период
прогноза на будущее не может быть больше
периода, предшествующего обводнению.
На ранних стадиях заводнения это
ограничивает их применение, точность
прогноза становится очень низкой.

Несмотря
на указанные недостатки, сопоставление
фактиче­ских показателей разработки
объекта с применением метода повы­шения
нефтеотдачи пластов и прогнозных,
полученных до приме­нения метода,
наиболее надежно и наглядно (рис. 4).

достаточно
высокая надежность получаемых результатов;

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

простота
использования и наглядность;

возможность
интегрального учета геологических
особенностей строения пласта;

возможность
определения различных показателей
эффективно­сти и добычи нефти за счет
применения метода, снижения добычи
воды, повышения темпа разработки и др.

Точность
оценки технологической эффективности
методов в значительной мере зависит от
соблюдения технологии разработки
объекта во время применения метода
(такой же, как и до приме­нения), а также
от длительности периода, на который
проводится экстраполяция.

Применение
указанных способов оценки эффективности
мето­дов в каждом конкретном случае
требует предварительной их апробации
для данного месторождения или района.
На основании этой апробации дается
оценка точности их применения по
диспер­сии фактических и расчетных
данных.

Если
базовым вариантом разработки служит
режим истощения, то экстраполируются
фактические показатели текущей добычи
нефти во времени (см. рис. 9). При этом
добыча нефти до приме­нения метода
может аппроксимироваться показательной,
гипербо­лической или гармонической
функцией. Выбор приемлемой функ­ции,
как и в предыдущих случаях, определяется
наименьшей дис­персией фактических
и расчетных данных.

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

Добыча
нефти за счет применения метода
определяется как разница фактических
и расчетных показателей для базового
ме­тода, полученных экстраполяцией
на одинаковый объем добытой жидкости
или время.

Применение
метода на поздней стадии не исключает
как допол­нительный способ оценки
эффективности сравнение технологиче­ских
показателей опытного и контрольного
участков.

В
тех случаях, когда разработка месторождения
(залежи) при обычном заводнении или на
режиме истощения технологиче­ски
невозможна либо применение метода
начинается после дости­жения предела
рентабельности при обычной технологии,
вся до­быча нефти может считаться
дополнительной, добытой за счет применения
метода – нулевой вариант (рис. 10).

Э
= (Н
– 3м)

Лекция 12. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи заводненных пластов

Э
= (Н
– 3м)

https://www.youtube.com/watch?v=ytadvertiseru

После
заводнения нефтяных месторождений по
обычной тех­нологии или с различными
улучшениями технологии (циклическое
воздействие, изменение направления
потоков жидкости, водогазовое циклическое
воздействие), или с повышением вытесняющих
свойств воды (ПАВ, полимеры, щелочи) в
недрах остаются неизвлекаемыми до 30-70
% начальных запасов нефти, которые
оказываются сложно рассредоточенными
в заводненном объеме пластов в виде
остаточной рассеянной нефти и не
охваченных заводнением слоев, линз,
пропластков.

Остаточную
нефть из заводненных пластов способны
вытеснять лишь те рабочие агенты, которые
смешиваются с нефтью и водой или имеют
сверхнизкое межфазное натяжение на
контакте. Такие условия возникают при
вытеснении нефти двуокисью углерода и
мицеллярными растворами, которые
практически полностью устраняют
отрицательное влияние капиллярных сил
на вытеснение нефти.

Предлагаем ознакомиться  Малахит полезные свойства камня

Эти
методы относятся к числу наиболее
высокопотенциальных и
перспективных,
способных снижать остаточную
нефтенасыщеность в зоне, охваченной
рабочим агентом, до 2—5%. Главное в
применении этих методов — обеспечить
высокий охват нефтяной залежи эффективным
вытесняющим агентом (двуокисью углерода)
и мицеллярным
раствором.

Процесс парогазового воздействия

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

Тепловой
метод воздействия на пласт, соче­тающий
совместное нагнетание теплоносителя
и газа (N2
CO),
позволяющий улучшить вяз­костное
соотношение за счет уменьшения вяз­кости
нефти при растворении в ней азота и
уг­лекислого газа при снижении расхода
теплоно­сителя. Интенсивность снижения
вязкости неф­ти повышается с добавлением
к теплоносителю газа, т. к. с ростом
температуры и давления ко­личество
растворенного в нефти топочного газа
(как и азота в чистом виде) увеличивается.

На
эффективность парогазового воздей­ствия,
в отличие от паротеплового воздействия,
влияют интенсивный перенос легких
углеводо­родных фракций газовой
составляющей; объем­ное расширение
нефти” за счет растворения СО2
и N2;
возможность регулирования температу­рой
начала конденсации. Наиболее существенный
рост коэффициента вытеснения наблюда­ется
в области температуры до 150° С и давле­ния
16 Па, что объясняется резким изменени­ем
реологических свойств нефти.

Нагнетание
дымовых газов одновременно с паром
оказывает положительное влияние на
ко­эффициент вытеснения нефти, а
взаимная ра­створимость фаз способствует
снижению вяз­кости нефти.

Распределение
мировых запасов

тяжелых
нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ)

Запасы
природных битумов и тяжелых нефтей в
мире несколько раз превышают запасы
средних и легких нефтей. Мировые
извлекаемые запасы природных битумов
распределяются следующим образом:
Канада – 75 %, Россия – 22 %, остальные
страны мира – 3 %.

Мировые
запасы тяжелых нефтей и природных
битумов сосредоточены в 63 геологических
провинциях и оцениваются в 500-550 млрд.
м3 до
1 триллиона, около половины из которых
являются доказанными запасами, а
остальные – прогнозными (табл.1).

Таблица 1

Распределение мировых запасов тяжелых нефтей и природных битумов

Регионы

Геологические
запасы

млрд.
куб. м

Северная
Америка

270

Южная
Америка

50

Европа
(в т.ч. Россия)

20

Африка

0,2

Ближний
Восток

Менее
100 млн. м3

Азия
(в т.ч. Россия)

105

ВСЕГО

550

Битуминозные
песчаники Атабаски (провинция Альберта,
Канада) являются примером природных
битумов, кроме того, природные битумы
имеются в России, Казахстане, Китае, на
острове Мадагаскар.

Мировые
запасы сверхтяжелых нефтей оцениваются
в 350 млрд. м3
и сосредоточены, в основном, в Венесуэле
(Пояс Ориноко), в Канаде, Китае, Индии.
Примерно треть этих запасов является
доказанными.

Месторождения
тяжелых нефтей открыты в 155 различных
геологических провинциях. Около трети
запасов тяжелых нефтей сосредоточены
в 48 гигантских нефтяных месторождениях,
расположенных, в основном, в Канаде,
США, на Ближнем Востоке, Южной Америке.
Большие запасы тяжелых нефтей открыты
в Казахстане, Азербайджане, России,
Румынии, в районе Карибского бассейна,
в Юго-Восточной Азии.

Прогнозные
ресурсы природных битумов в Российской
Федерации оцениваются несколько десятков
миллиардов тонн. 71 % сосредоточены в
Волго-Уральском регионе, главным образом
в Татарстане.

https://www.youtube.com/watch?v=ytcreatorsru

В
тектоническом плане ареал скоплений
тяжелых нефтей (ТН) и природных битумов
(ПБ) в пределах Татарстана охватывает
Мелекесскую впадину, Южно – и Северо
– Татарской своды.

1)
нижнепермский – карбонатный;

2)
уфимский – терригенный;

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

3) казанский –
карбонатно-терригенный.

комплекса
1- глинисто-алевритовая пачка в основании
шешминского
горизонта уфимского яруса;

комплекса
2 – толща глин в нижней части казанского
яруса;

Предлагаем ознакомиться  Бирюза камень википедия

комплекса
3 – разнофациальные отложения татарского
яруса.

Последний
комплекс подразделяется на два – нижне-
и верхнеказанский. Поля скоплений
битумов по комплексам в плане не
совпадают.

Скопления
битумов в нижнепермских отложениях
приурочены преимущественно к западному
склону Южно-Татарского свода, а также
к восточному борту Мелекесской впадины.
Коллекторами являются сильно выщелоченные,
кавернозные, местами закарствованные
доломиты и известняки сакмарского и в
меньшей степени ассельского ярусов.

Битумопроявления
в уфимском ярусе связаны с песчаными
отложениями шешминского горизонта и в
плане в общих чертах совпадают в
нижнепермском комплексе, за исключением
юго-востока.

Поля
распространения битумопроявлений в
казанском ярусе значительно смещены
на запад по сравнению с нижнепермским
и уфимским комплексами, почти целиком
совпадают с Мелекесской впадиной и лишь
частично выходят за ее пределы.

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

Основной
объем битумопроявлений приходится на
верхние уфимские и казанские отложения.
Согласно оценкам, произведенными в
Казанском государственном университете
и институте ТатНИПИнефть самыми
перспективными являются отложения
казанского яруса, в которых заключено
более 60% суммарного объема прогнозных
запасов природных битумов в республике.

На
территории Татарстана во всех битуминозных
горизонтах разреза выявлено около 450
залежей ПБ. Они встречены почти во всех
частях Республики. Геологические запасы
и ресурсы ПБ всех категорий составляют
по различным оценкам специалистов
составляют от 2,6 до 7,2 млрд.т.

С
учетом значительности территории
(67787 км2),
различной изученности на битумоносность
пермских отложений и их тектоники,
было намечено провести специальные
поисково-разведочные работы на ПБ в
три очереди: в первую очередь – на
западном склоне Южно-Татарского свода
и восточном борту Мелекесской впадины
(юго-восточное Закамье), во вторую
очередь – в западной части Мелекесской
впадины, Казанско-Кировском прогибе
и на восточном склоне Токмовского свода
(юго-западное Закамье) и в третью очередь
– на северо-татарском своде и северной
части Казанско-Кировского прогиба.

С
1970 г по сегодня поисково-разведочные
работы на залежи ПБ, в том числе и
попутные поиски их при структурном
бурении, проводились, в основном, в
пределах западного склона Южно-Татарского
свода и восточного борта Мелекесской
впадины, т.е. на землях первой очереди
работ.

По
состоянию на 1.01.2001 г. в Государственной
комиссии по запасам полезных ископаемых
и Республиканской комиссии по запасам
полезных ископаемых Республики Татарстан
утверждены запасы природных битумов
категории В С1 С2
в 9-и
месторождениях (Мордово-Кармальском
Ашальчинском Нижне-Кармальском,
Подлесном, Студено-Ключевском,
Олимпиадовском, Краснополянском,
Южно-Ашальчинском и Каменском).

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

В
действующей классификации запасов
месторождений и прогнозных ресурсов
скопления ПБ, которые еще не разведывались
или ожидаются на еще не изученных землях,
относятся к прогнозным ресурсам
категории Д.

https://www.youtube.com/watch?v=ytcopyrightru

Но
249 залежей ПБ, хотя они вскрыты единичными
скважинами, все же уже выявлены. Именно
из таких залежей после разведочных
работ появились запасы категорий С1
и С2.
Поэтому рассматривать их ресурсы как
прогнозные неправомерно, их нужно
выделить в отдельную категорию
перспективных ресурсов категории С3.
Они являются ближайшими объектами
постановки разведочных работ на ПБ.

Предлагаем ознакомиться  Синий камень с блестками название

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

Условия
и закономерности образования месторождений
ТН и ПБ

Формирование
современного рельефа и палеорельефов
различных стратиграфических горизонтов
геологического разреза территории
Татарстана тесно связаны с воздействием
тектонических процессов, происходящих
здесь и оказывающих влияние как на
верхние слои пород, так и на более глубоко
залегающие породы.

Пермские
породы, как и карбонатные, так и
терригенные, несут следы вторичных
изменений, которые возникли в результате
воздействия минерализованных и пресных
вод различных газов и углеводородов.

Процессы
протекали и в более глубоко залегающих
породах карбона и девона, в которых за
геологическую историю имели место
перерывы в осадконакоплении, формирование
глубоких врезов и карстование пород,
оказавшихся выше и ниже древних базисов
эрозии. Немалую роль играли температура
и давление. В связи с этим на всех
стратиграфических уровнях породы
осадочного чехла находятся в значительно
преобразованном состоянии относительно
их первичного состава.

Классификация
ТН и ПБ

Под
термином природные битумы понимают
как природные органические соединения,
с первичной углеводородной основой,
имеющие твердую, вязкую и вязко-жидкую
консистенцию. Они образуют широкий
спектор соединений от высокоуглеродистых
разностей до отдельных классов или
сложной смеси высокомолекулярных
углеводородов, содержащих асфальтеново
– смолистые компоненты и металлы.

По
классификации В.А. Успенского все
природные битумы разделены на 12 классов:
газы, нефти, мальты, асфальты, асфальтиды,
озокериты, элатериты, альгариты, кериты,
антраксолиты, оксикериты и гуминокериты.

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

Для
растворимых в хлороформе битумов
основопологающим остается содержание
в битуме масляной фракции (табл.2). В
классе нефтей В.А. Успенский
(табл.3.) также выделяет отдельные
классификационные разряды легких,
утяжеленных и тяжелых нефтей.

Схема
классификации битумов по определенным
физико-химическим параметрам, предложенная
В.А. Успенским, предусматривает выделение
генетических рядов и типов и отражает
генетический ряд превращения нефти в
твердые битумы. На основании соотношения
в нефтяных объектах масел, смол и
асфальтенов в настоящее время принято
выделять нефть, мальту, асфальт, асфальтиты
и другие классы, принадлежность к которым
отражает их генезис и, главное,
количественную сторону процесса
преобразования исходной нефти.

В
классификации В.Н. Муратова (табл.4)
определяющим параметром является весь
компонентный состав битумов. Классификация
нафтидов по величине коксуемости из
работы приведена в табл. 5.

В
последнее время твердые, вязкие и
жидко-вязкие битумы стали рассматриваться
в качестве самостоятельного объекта
изучения и промышленного освоения как
новый, так называемый альтернативный,
источник углеводородного сырья. Нефти
же в семействе битумов образуют
самостоятельный класс.

https://www.youtube.com/watch?v=ytaboutru

По
И.С. Гольдбергу, промежуточное положение
между “нормальными” нефтями и битумами
занимают высокосернистые (сумма смол
и асфальтенов более 25%), высоковязкие
нефти, которые по возможным методам
извлечения и характеру получаемых
нефтепродуктов ближе стоят к вязким
битумам – мальтам, неизвлекаемым в
своем естественном состоянии по
разработке обычными скважинными
методами.

Он считает, что граничащую с
мальтами группу высоко – смолистых
нефтей правильнее будет отнести к
категории битумов, тем более что во
многих районах они пространственно
совмещены с другими более преобразованными
разностями (мальтами, асфальтами) и
образуют с ними генетически единые зоны
битумонакопления.

Классификация растворимых в хлороформе природных битумов

Класс

Содержание
масел,

мас.
%

Содержание
смол и асфальтенов, мас. %

Нефти

{amp}gt;65

{amp}lt;35

Мальты

40-65

35-60

Асфальты

25-40

60-75

Асфальтиты

{amp}lt;25

{amp}lt;75

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластовhttps://www.youtube.com/watch?v=ytpolicyandsafetyru

Таблица
7