Парогазоциклическое воздействие на призабойную зону скважины.

Если вместе с паром закачивать газы, растворимые в нефти, то мож­но достичь дополнительного снижения вязкос­ти нефти.

Процесс парогазового воздействия

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

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.

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

            По разрезу  пермских образований выделяется  три  битумоносных комплекса:

1) нижнепермский – карбонатный;

2) уфимский – терригенный;

3) казанский – карбонатно-терригенный.

Каждый   комплекс  залегает  под более или менее  выдержанной                                                                    покрышкой  для:

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

            комплекса 2 -  толща глин в нижней части  казанского яруса;

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.

            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. В то же время подсчет запасов,  показал, во-первых, что величина ресурсов этого нетрадиционного вида углеводородного сырья значительно ниже, чем предполагалось по более ранним оценкам, а во-вторых, что большая часть  запасов (61,6%) сосредоточена в терригенных коллекторах уфимского яруса.

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). Балансовые запасы в них составляют 63,5, извлекаемые – 21,8 млн.т. В  результате  проведения  геолого-разведочных  работ и подсчета запасов предусматривается  ежегодное  увеличение извлекаемых запасов в размере  7-9 млн.т.

            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.

            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.

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. Деградация нефти на путях миграции дополняет и усиливает гипергенные процессы в породах, контактирующих с углеводородами. Следы вторичных изменений проявляются в породах в виде скоплений кальция, гипса, кремния, пирита и халькопирита, самородной серы, окислов железа и других минералов.

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.

            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.

            В 1983 г.  Б.А.Клубов (ВНИГРИ) опубликовал вещественную классификационную схему природных битумов, в которой учел известные ранее схемы. Он счел необходимым в самом начале разделить все эти вещества на две условные группы: обычные нефти и битумы, часто встречающиеся, и специфические битумы, встречающиеся относительно редко. К первой группе относится ряд из шести классов битумов: нефти, мальты, асфальты, асфальтиты, кериты и антраксолиты, ко второй группе относится пять классов битумов: оксикериты и гуминокериты, а также – озокериты, элатериты и альгариты. Автор не рассматривает углеводородные газы в составе семейства битумов. В схеме составлены только основные признаки: химические и физические. В дальнейшем В.А. Клубов развил свои взгляды на формирование и классификацию нефтей и битумов на основе новых  геологических и химических данных и изложил в обобщающей работе.

            Классы битумов вполне удовлетворительно разграничиваются по признакам их растворимости в хлороформе, удельному весу, твердости (по шкале Мооса), коксовому числу. Для растворимых в хлороформе битумов основополагающим остается предложенный В.А. Успенским с соавторами признак – содержание в битумах масляной фракции.

            Успехи последних лет в области органической химии и геохимии нефти создали предпосылки для разработки новых схем классификации (химической типизации) нефтей, основанных на применении результатов анализа нефтей на молекулярном уровне и данных структурно-групповых методов анализа.

Наиболее упрощенная  классификация тяжелых нефтей

  и природных битумов

            В 1983 году ХI Мировой конгресс, по предложению геологической службы США, Горного бюро США и Информационного центра ООН по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам, принял следующую классификацию тяжелых нефтей и природных битумов:

• Сверхтяжелые нефти – нефти плотностью от 935 до 1000 кг/м³  

(20 – 10 ^о АРI) и вязкостью от 1 000 до 10 000 сП (в т.ч. ПБ);

• Тяжелые нефти – нефти плотностью от 900 до 935 кг/м³ (25 – 20 ^о АРI) и вязкостью от 50 сП до 1 000 сП (в т.ч. ПБ).

На 14 Мировом Нефтяном Конгрессе в Ставангере эта классификация была вновь подвержена с незначительными изменениями. Согласно  мировые запасы тяжелых нефтей на открытых месторождениях оцениваются в 50 млрд. м³ или примерно 20 % общих мировых запасов нефтей (кроме сверхтяжелых нефтей и битумов).       

Таблица 6

Классификация растворимых в хлороформе природных битумов

Таблица 7

Классификация нефтей

                                                                                                                    Таблица 8

Классификация нафтидов

Таблица 9

Классификация нафтидов по величине коксуемости

Физико-химические характеристики. Компонентный состав

Природные нефтяные битумы (полезные ископаемые органического происхождения  с первичной углеводородной основой)  генетически представляют собой естественные производные нефтей, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязкопластичном состоянии. Основные свойства классов природных битумов представлены в табл. 10. 

Таблица 10

Основные свойства классов природных битумов

Тяжелые нефти и мальты Татарии характеризуются  высоким содержанием смолисто-асфальтеновых  компонентов (до  50 %),  серы  (3,5 - 8 %),  металлов (в частности, содержание ванадия может достигать 900 г/т), а также высоким содержанием ванадилпорфиринов (до 1,5 кг/т). Содержание легких фракций, выкипающих до 200 ⁰С, низкое.  Чаще они полностью отсутствуют.

Закономерные различия между тяжелыми нефтями и мальтами  более сильно проявляются во фракционном и групповом углеводородном составе, чем в свойствах отдельных углеводородных групп. Это говорит о потери части углеводородных компонентов при образовании мальт.  Для тяжелых нефтей характерно более высокое содержание алифатических фрагментов. Различие между тяжелыми нефтями и мальтами наблюдается и в содержании в них серы, ванадилпорфиринов и других гетероциклических соединений.  Ниже приводятся физико-химические характеристики высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ) месторождений Татарстана.Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти указаны в табл. 11.

Таблица 11

Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти

В качестве углеводородного сырья используются также  высоковязкие нефти (ВВН) и природные битумы (ПБ).

Характерной особенностью высоковязких нефтей и природных битумов является  высокое содержание сернистых (содержание серы – 3-       5 %), азотистых и металлоорганических соединений. Гетероорганические компоненты и металлы концентрируются в основном в смолисто-асфальтеновой части.

Относительно высокое содержание асфальтенов – важная характерная особенность природных битумов. Это обусловливает высокую вязкость, которая вызывает в процессе переработки (начиная от транспорта и подготовки природного битума к переработке) определенные трудности. В этом углеводородном сырье содержание металлов (в основном ванадий и никель) в несколько раз превышает их концентрацию в обычных легких нефтях. Выход бензиновых фракций из природных битумов не выше 10 %, а светлых нефтепродуктов – не превышает 25 % масс. Чем больше в нефти серы, металлов, тем труднее осуществить ее деструктивно-каталитическую и гидрогенизационную переработку.

Асфальтены - наиболее высокомолекулярные соединения природных битумов. В состав асфальтенов входят углерод, водород, кислород, сера. Асфальтены нерастворимы в предельных углеводородах, частично растворимы в нафтеновых углеводородах и лучше в ароматических углеводородах.

Из-за плохой растворимости в углеводородах асфальтены природных битумов  не образуют истинных растворов. Поэтому битумы представляют собой коллоидные системы. Как и все коллоидные системы, дисперсия асфальтенов не является агрегативно устойчивой. При изменении условий частицы асфальтенов могут слипаться вплоть до полной коагуляции и выпадения в осадок.

Одним из главных факторов, определяющих свойства битумов, является групповой химический состав. Зависимости между химическим составом и физико-механическими свойствами битумов пока точно не установлены. Основными группами химических соединений, которые определяют структуру битумов, принято считать асфальтены, смолы и масла.

Содержание асфальтенов, смол и масел в битумах колеблется в пределах: асфальтены 8-45 %, смолы 20-25 %, масла 33-63 %.

Анализ асфальтенов, выделенных из различных нефтей, показал, что все они характеризуются содержанием углерода в пределах 80 - 86 %, водорода 7,3  -  9,4 %  и  довольно постоянным соотношением углерод: водород (около 10).

Масла относятся к углеводородным компонентам нефти. Молекулярный вес их колеблется в пределах 400-800 а.е.м. и лишь небольшая часть характеризуется более высоким молекулярным весом. Основную часть масел представляют углеводороды смешанного   строения с различным сочетанием парафиновых цепей и нафтеновых и ароматических колец. Анализ элементного состава масляной части различных нефтей показал, что масла в общем характеризуются примерно одинаковым содержанием углерода (около 85 %) и водорода (12-13 %); отношение углерод: водород равно (приблизительно 7).

Общие элементы в строении углеродного скелета высокомолекулярных соединений нефти (углеводородных и неуглеводородных), а также близость элементного состава смол и асфальтенов, несомненно, говорят о наличии генетической связи в ряду масла – смолы – асфальтены.

Из анализа литературных источников вытекает, что чем больше содержится в нефтях асфальто-смолистых компонентов, чем выше отношение асфальтенов к смолам и меньше содержание твердых парафинов.

Ниже приведены физико-химические характеристики природных битумов Мордово-Кармальского, Ашальчинского, Каменского и Олимпиадовского месторождений.

Отличительной характеристикой Мордово-Кармальского природного битума является высокое содержание асфальтенов (12,5 %), смол (26 %) и серы (3,9 %). В нем отсутствует фракция, выкипающая до 200 ⁰С.  До 350 ⁰С выкипает всего 23%. Остаточная фракция (>450 ⁰С) содержится в значительных количествах – 56,2 %.

Физико-химические характеристики Мордово-Кармальского природного битума, добытого различными методами, и Ашальчинского природного битума даны соответственно в табл. 12 и 13.

Таблица 12

Физико-химические  характеристики    Мордово-Кармальского

природного  битума,  добытого различными методами

Таблица 13

Физико-химические    характеристики    природного   битума

Ашальчинского месторождения

Физико-химические характеристики природного битума Каменского месторождения для двух режимов отбора (естественным путем (I) и после закачки пара (II))  и Олимпиадовского месторождения  (для четырех  режимов) даны соответственно в табл. 14 и 15.

Таблица 14

Физико-химические характеристики проб природного битума

Каменского месторождения

Свойства природного битума, добытого естественным путем и после закачки пара, изменились незначительно, кроме содержания воды, которая в пробе после закачки пара увеличилась с 5,6 до 12,0 % об., и коксуемости с 4,7 до 8,6 % мас.

Таблица 15

Физико-химические характеристики природных битумов

Олимпиадовского месторождения

При изучении физико-химических свойств  высоковязких нефтей и природных битумов установлено, что они являются ценным углеводородным сырьем для производства высококачественных дорожных, строительных и специальных битумов, моторных топлив, смазочных масел, разнообразных химических продуктов.