«Идея не заслуживает внимания если она недостаточно
advertisement
«Идея не заслуживает внимания, если она недостаточно сумасшедшая» (Нильс Бор) А.М. БРЕХУНЦОВ, И.И.НЕСТЕРОВ НЕФТЬ БИТУМИНОЗНЫХ ГЛИНИСТЫХ, КРЕМНИСТО-ГЛИНИСТЫХ И КАРБОНАТНОКРЕМНИСТО-ГЛИНИСТЫХ ПОРОД (ПРЕЗЕНТАЦИЯ ДОКЛАДА) Тюмень, 2010 год. -2- I. ВИДЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ 1. ОСВОЕННЫЕ ТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ 1.1 Извлекаемые из недр природные горючие газы и конденсаты. 1.2 Извлекаемые из недр природные нефти и попутные горючие газы. 1.3 Уголь. 1.4 Гидроэнергия речных стоков. 1.5 Атомная энергия. 1.6 Торф. 1.7 Дрова. 1.8 Биоэнергия пищевых отходов. 1.9 Энергия тепловых насосов. 2. МАЛООСВОЕННЫЕ ТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ 2.1 Тепловые ресурсы недр. 2.2 Горючие сланцы. 2.3 Солнечная энергия. 2.4 Ветровая энергия. 2.5 Сорбированные горючие газы углей. 2.6 Газ черных сланцев. 2.7 Энергия масленичных и сахарных растений. 3. НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ 3.1 Извлекаемые из недр природные нефти глинистых, кремнисто-глинистых и карбонатно-кремнисто-глинистых пород. 3.2 Извлекаемые из недр техногенные нефти битуминозных глинистых, кремнисто-глинистых и карбонатно-кремнисто-глинистых пород. 3.3 Сверхтяжелые и тяжелые природные нефти. 3.4 Техногенные залежи горючих газов. 3.5 Молекулярная (спиновая) энергия органического вещества. 3.6 Подземная газификация углей и горючих сланцев. 3.7 Газификация торфа. 3.8 Растворенные в подземных водах горючие газы. 3.9 Остаточная нефть в истощенных залежах углеводородного сырья. 3.10 Биоэнергия природных болот и хранилищ растительных остатков. 3.11 Холодный ядерный синтез. 3.12 Природные газогидраты. 3.13 Энергия кристаллизации аморфных пород. 3.14 Водородная энергетика. 3.15 Энергия гравитационного взаимодействия Земли и Луны. 3.16 Химическая и биохимическая энергия. 3.17 Энергия электромагнитных взаимодействий. Энергетические ресурсы Земли практически не исчерпаемы. Из 33 видов приведенных выше энергетических ресурсов только 9 (27%) имеют практически значимое применение. Остальные 24 это резервы, некоторые из которых более экономичны чем используемые. В предлагаемой вашему вниманию работе дана оценка двух нетрадиционных энергоресурсов , которые уже в ближней перспективе могут занять ведущее положение по обеспечению топливно-энергетической безопасности страны. Речь идет о позициях 3.1 и 3.2 -3- 1. СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ В России обстановка с производством и потреблением энергии складывается не так оптимистически, как это утверждается в официальных топливно-энергетических программах до 2020 и 2030 годов. С 2004 года наступил этап отставания обеспеченности энергией от растущего потребления. По расчетам института энергетики РАН [1] в 2004г. и ранее было равенство, и даже превосходство производства с потребностью в энергии. В этот год производство и потребление энергией составило 204 ГВт (109 Вт), в том числе за счет топливно-энергетического сырья 103 ГВт. (50% от общей выработки энергии). К 2020 году прогнозируется существенное снижение выработки энергии до 90 ГВт, в том числе за счет топливно-энергетического сырья – 23 ГВт, при росте потребности до 370 ГВт. Дефицит энергии составит почти 75% (Рис.1). Наиболее тревожное положение складывается в нефтяной промышленности. После резкого падения добычи нефти в начале 90 годов с 1999г до начала 2010г по данным [2] объем добычи нефти и газового конденсата вырос с 305,00 до 494,25 млн.т. Но этот рост добычи происходил без увеличения капитализации ведущих фирм страны. Такое возможно только за счет снижения противодавления на устье скважин, что ведет к преждевременному истощению и росту обводненности природных залежей нефти. Соответственно, рост темпов прироста добычи нефти и конденсата, наблюдавшийся с 2000г. (5,98%) в 2003-2004г., достигли 10,99 – 8,89%, но уже в 2005г. составили всего 2,44%, а в 2008г. – минус 0,57, и в 2009г. – 1,18% [2]. (Рис.2) По ХМАО Тюменской области, главной базе России по запасам и добычи нефти, в 2009г. уровень добычи нефти понизился на 7 млн.т. При этом уровень обводненности основных залежей нефти достиг 90-95 и даже 98%. По нашим расчетам из традиционных коллекторов годовой уровень добычи нефти в Западной Сибири к 2020-2030 годам снизится до 50 млн.т., а потребность в стране составит не менее 500 млн.т./год. Это катастрофа! При наличии теоретически неограниченных запасов нефти Россия вынуждена будет закупать её за рубежом. -4- а) б) Рис.1. Потребности в энергии и возможности энергетики в России на период до 2020г. (данные В.Е.Фортова, О.Н.Фаворского [1]) Рис.2 Добыча нефти и конденсата (а) и темпы прироста её (б) в 2000-2009 годах в России [2] -5- II. ПЕРСПЕКТИВЫ РОСТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ РОССИИ Негативные тенденции по энергетическому балансу в России будут развиваться и дальше, если не будут приняты меры по вовлечению в разработку новых нетрадиционных ресурсов нефти, прежде всего в глинистых, кремнисто-глинистых и карбонатно-кремнистоглинистых битуминозных породах чехлов седиментационных бассейнов, где они развиты в виде регионально развитых стратонов. Эту проблему мы поднимаем с 1968 г., когда впервые в мировой практике нефть была получена из глинистых битуминозных отложений баженовской свиты на Салымской площади Западной Сибири, где в скв.12-Р был получен фонтан нефти с дебитом 700 м3/сут., а позднее на этой же площади в скв.129-Р и 501-Р суточные дебиты нефти из глин достигали 2500-6000 тонн. Однако до сих пор многие геологи и особенно чиновники не верят в перспективы добычи большой нефти из глинистых пород. Битуминозные породы верхней юры и низов мела в Западной Сибири сплошным чехлом развиты на площади 1290 тыс. км2 (Рис.3). По состоянию на 01.01.2009 г. в Западной Сибири зарегистрировано 93 месторождения с притоком нефти из глинистых пород. На этих объектах извлечено более 11 млн. т. нефти и 1,5 млрд. м3 попутного газа. Запасы категорий АВС1С2 утверждены в размере 2,3 млрд. т нефти (в том числе извлекаемые – 0,44 млрд. т) и попутного газа – 81,8 млрд. м3 (Таблица 1). Ввиду отсутствия методики подсчета запасов углеводородного сырья в глинистых породах и неучета теоретических основ формирования и механики движения флюидов в таких коллекторах эти цифры занижены по геологическим запасам в 3-5 раз, а по извлеченным – в 15-20 раз. По нашим предварительным расчетам геологические запасы в битуминозных глинистых породах выявленных месторождений составляют 10,5 млрд. т, а извлекаемые 7,5 млрд. т. Ошибки недропользователей в расчетах запасов нефти в глинистых коллекторах возникли не столько из-за отсутствия в ГКЗ Роснедра методического руководства и формул расчета извлекаемых запасов и нежеланием их иметь, сколько убеждением, что в перспективе до 2030 года в России можно обойтись без запасов нефти как в стандартных коллекторах и тем более – в глинистых и кремнисто-глинистых породах Западной Сибири. Этим объясняется отсутствие заказов со стороны Роснедра и недропользователей на разработку системы подсчета запасов и теоретических основ разработки залежей нефти в глинистых породах. -6- Рис.3 Распространение битуминозных глинистых пород в Западной Сибири. Области развития: 1. Баженовская свита. 2. Тутлеймская свита. 3. Шаимская и Игримская свиты. 4. Участки отсутствия титоннижнеготеривских отложений. 5. Сероцветные аналоги титон – нижнеготеривских пород. 6. Основные залежи нефти в битуминозных породах. 7. Граница Западно – Сибирской мезо – кайнозойской нефтегазоносной провинции. 1 5 2 6 3 7 4 -7- Состояние запасов углеводородного сырья в битуминозных породах верхней юры и низов мела по субъектам Федерации в Западной Сибири Таблица 1 Количество залежей Текущие запасы В том числе Наименование субъектов Федерации Извлекаемые/геологические В разработке Всего В раз вед ке Без добычи нефти С добы чей нефти Ямало-Ненецкий автономный округ Тюменской области 6 4 1 1 Ханты-Мансийский автономный округ Тюменской области 76 37 24 15 Юг Тюменской области 8 7 0 1 ВСЕГО по Тюменской области 90 48 25 17 Томская область 3 2 1 ─ ИТОГО по Западной Сибири 93 50 26 17 извлече но Нефть; тыс.т. Газ; млн.м3 Нефти попутно го газа АВС1 С2 АВС1 С2 4 1799 3892 272 582 0 7074 20628 272 582 11058 278657 143088 40715 38279 1472 1144530 1135231 40715 38279 15 1744 5872 162 340 1 13808 21588 162 340 11052 283541 151802 41549 39201 2065 1177005 1184881 41549 39201 0 123 154 9 11 0 246 307 9 11 11077 282323 153006 41158 39212 1478 1165658 1177754 41158 39212 -8- Ресурсы нефти в глинистых битуминозных породах по разработанным нетрадиционным технологиям в целом по Западной Сибири нами оценены в 143 млрд.м3, в том числе по ХМАО – около 75 млрд. м3, ЯНАО – около 45 млрд. м3 и на остальных территориях Томской, Новосибирской, Омской областей и юга Тюменской области – 23 млрд.м3 ( Таблица 2 ). Из них официально в 1982г признано только 5 млрд. м3. Это меньше чем в настоящее время уже имеется по открытым залежам нефти в глинистых породах баженовской свиты. Из 93 выявленных залежей нефти в баженовской свите 43 месторождения находиться в разработке, в 26 из которых нефть не добывается (Таблица 1). Есть и другие случаи. На Салымском, Северо-Салымском и Средне-Назымском месторождениях фирмами ОАО «Ханты-Мансийскнефтегеология», ОАО «НК Роснефть» и СП ОАО «Надымгеодобыча» извлечено из баженовской свиты 1208 тыс.т нефти, а запасы категорий АВС1 и С2 в официальном государственном балансе равны нулю. Все это указывает не только на отсутствие госконтроля по извлечению нефти из битуминозных глин (пласт Ю0), но и слабой изученности условий залегания и разработки таких залежей. Запасы нефти рассчитываются по схеме, утвержденной для песчаных коллекторов с расчетом коэффициента «пористости», площади залежей и «эффективной» толщины продуктивных зон. Эти параметры неприемлемы для подсчета запасов нефти ввиду аномально высокого давления и отсутствия жесткого скелета в глинистых коллекторах. При подъеме керна на поверхность порода растрескивается по плоскостям напластования или даже превращается в труху, пропитанную нефтью. Соответственно, коэффициент «пористости» может отличаться от истинной величины ёмкости коллектора от 2 до 10 раз и даже больше. По этой же причине эффективная нефтенасыщенная толщина даже по керну не поддается определению. По каротажным данным она также не определяется из-за высокого содержания органического вещества и радиоактивности вмещающих нефть пород. Основные характеристики глинистых и глинисто-кремнистых битуминозных пород Западной Сибири Таблица 2. -9- Параметры и их Единицы измерения Стратиграфические подразделения битуминозных пород баженовская тутлеймская игримская верхнее шаимская среднее или сумма J3t1-K1b1 J3t1-K1v1 J3t1-K1h1 K1b2-K1h1 J3t1-K1h1 2. Площадь развития, тыс.км2 1150 110 15 15 1290 3. Толщина, м 28,6 15,9 16,0 10,0 27,2 32,89 1,75 0,24 0,15 35,03 15 13 13 5 14 19 16 16 7 19 6. Вес керогена, млрд.т 6249 280 38 11 6578 7. Объем керогена на перераспределение водорода 5207 233 32 9 5481 8. Объем керогена в плитчатых породах, млрд.м3 1875 84 11 3 1973 9. Геологические ресурсы нефти, млрд.м3 (30% от веса керогена) 1562 25 3 1 1591 469 7 1 0,3 477,3 1360 230 200 260 1230 30 20 20 15 29 469 7 1 0,3 477,3 141 2 0,3 0,1 143,4 408 64 67 20 370 1. Возраст. Индекс ярусов 4. Объем, тыс.км3 5. Объем органического вещества 1.Весовые % 2.Объемные % 10. В том числе в плитчатых породах, млрд.м3 11. Плотность геологических ресурсов на 1 кв. км, тыс.м3 12. Коэффициент нефтеизвлечения, % 13. Извлекаемые ресурсы нефти, 1*109м3 14. В том числе в плитчатых породах, 1*109м3 15. Плотность извлекаемых ресурсов нефти, тыс. м3/км2 -10- Основные теоретические и практические аспекты формирования, поисков, разведки и разработки залежей углеводородного сырья в глинистых породах, в отличие от традиционных способов, заключаются в следующем: 1. Энергия, необходимая для перераспределения атомов водорода в твердом органическом веществе с образованием жидких и газообразных углеводородных и углеродногетерогенных соединений заключена в керогене органического вещества в виде неспаренных электронов вокруг ядер углерода, определяемых на приборах электронно-парамагнитного резонанса (ЭПР). В Тюмени выполнено более 1500 таких анализов, что на порядок больше чем во всех зарубежных странах. Изменение концентраций парамагнитных центров в керогене природного органического вещества в горных породах приведены на Рис.4 При поисках новых альтернативных топливно-энергетических ресурсов недр было установлено, что температура, как энергия, не способна перераспределять водород в молекулах материнского органического вещества или в самой нефти; уменьшать размер их, и не может расщеплять узлы кольцевых структур и длинные алифатические цепи с СН3 и СН2 на более мелкие. Для разрыва связи углерод – углерод (-С-С-) в алифатических цепях и узлах кольцевых структур с образованием метильных и метиленовых групп в молекулах с числом атомов углерода до 40, которые в нефтях составляют 40-60%, требуется энергия не менее 57 ккал/моль, что в температурном эквиваленте составляет более 320-380°С. Таких температур в осадочных бассейнах, где имеются залежи нефти и газа - нет и никогда не было перед началом формирования природных залежей любого углеводородного сырья. В случае нахождения залежей углеводородного сырья на больших глубинах с высокими температурами вмещающих пород объясняются погружением залежей после их образования. Температура и давление не являются энергоносителями для реакций преобразования керогена в нефть и газ, а могут быть только факторами способствующими накоплению ПМЦ (парамагнитных центров). Тем не менее, при отсутствии прямых определений ПМЦ, можно использовать их величины и количественные определения степени катагенеза для обоснования процессов формирования залежей нефти и газа. На рис.5 приведены результаты лабораторных исследований битуминозных пород при одновременном взаимодействии температуры и давления. Количество новообразованных углеводородных газов увеличивается с возрастанием температуры и давления. Аналогичная картина наблюдается с новообразованием жидких соединений. 17 МАКС 2000*10 СПИН/Г 17 КОНЦЕНТРАЦИЯ ПМЦ В УГЛЯХ ОВ ПОРОД И ИЛОВ : n * 10 СПИН/Г -11- 300 250 ШИРОКИЙ СПЕКТР ЭПР УГЛЕЙ НА ВОЗДУХЕ КЕРОГЕН ОВ ПОРОД И ИЛОВ 200 ШИРОКИЙ СПЕКТР ЭПР УГЛЕЙ В ВАКУУМЕ 150 100 УЗКИЙ СПЕКТР ЭПР УГЛЕЙ В ВАКУУМЕ 50 АСФАЛЬТЕНЫ УГЛЕЙ 10 20 30 40 60 50 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 80 70 ПОКАЗАТЕЛЬ ОТРАЖЕНИЯ ВИТРИНИТА В ВОЗДУХЕ: R% Б НК1 Б1 Б2 Б3 ТР 0 10 ПК1 ПК2 ПК3 ПК4 ПК5 НК2 НК3 СК1 СК2 0 50 0 0 Д 0 Г 0 НМ1 Ж К ПС Т ПА 0 0 0 0 0 65 85 110 145 175 195 210 225 240 260 0 0 0 0 0 0 0 0 90 120 165 185 200 215 235 250 НМ2 НМ3 НМ4 СМ1 А 0 0 320 3300 3500 0 365 Рис. 4 Изменение концентрации парамагнитных центров при катагенезе органического вещества горных пород -12- Рис.5 Количество новообразований газообразных углеводородов (мл/тонна) в битуминозных породах баженовской свиты Вэнгаяхинской площади Западной Сибири (скв.355-Р) при изменении температуры и давления. -13- При этом температура способствует образованию более легких углеводородов, в том числе газообразных, а давление сдерживает этот процесс с образованием более тяжелых жидких соединений вплоть до прекращения реакций взаимодействия неспаренных электронов с внешними электромагнитными полями. При расчетах моделей формирования залежей нефти нужно пользоваться термобарическим коэффициентом. На рис.6 приведена схема распределения залежей углеводородного сырья Западной Сибири по их фазовому состоянию в зависимости от термобарического коэффициента (отношение пластовых значений температуры (°С) и давления (МПа)) и концентрации ПМЦ в керогене органического вещества. Принимается, что главным энергетическим источником для разрыва связи углерод-углерод в отмершем органическом веществе является спиновая энергия. Эта энергия в стадии диагенеза появляется при отмирании фитобиоорганизмов за счет бактериологической деятельности в количестве от (1-3)·1017 спин/гр. в присутствии кислорода и до 20·1017 спин/гр. в восстановительной обстановке. Дальнейшее накопление спиновой энергии в отмершем органическом веществе при отсутствии кислорода происходит при погружении вмещающих пород с увеличением температуры и давления. При этом температура ускоряет накопление молекулярной энергии, а давление сдерживает этот процесс. В результате в открытых пластовых системах (песчаники, трещинно-кавернозные известняки и др. породы гидродинамически связанных пластовых систем недр) битумоидный коэффициент (отношение хлороформенных битумоидов к массе органического вещества) всегда выше, чем в глинах, где давление всегда больше, чем в открытых гидродинамически связанных системах. Этот факт следует учитывать при подсчете запасов нефти категории С1, когда в глинистых битуминозных породах битумоидный коэффициент выше чем в сероцветных глинах и даже выше чем в песчаниках. Это свидетельствует, что в таких породах хлороформом выщелачивается не только битумоид, но и нефть. При стопроцентном выносе керна по битумоидному коэффициенту можно определить прослои с различным насыщением пород нефтью. -14- Рис.6 Распределение залежей углеводородного сырья по фазовому состоянию в зависимости от термобарического коэффициента и энергетического потенциала органического вещества (РОВ) пород. -15- 2. Формирование залежей нефти и газа происходит при снижении пластового давления (разуплотнения пород) которые возникают в этапы изменения радиуса Земли (увеличении его), уменьшении уровня океана, таянии материковых ледовых покровов и др. Это явление так же видно и на графике изменения концентрации парамагнитных центров в зависимости от катагенеза органического вещества. Для углей на рис.4 видно, что в условиях вакуума (снижение давления) сигнал широкого спектра ЭПР всегда больше, чем в обычных условиях на воздухе. Это дает возможность обосновать на каждой конкретной площади необходимое снижение пластового давления, создающего условия для формирования свободных радикалов Н, СН, СН2 и СН3 за счет спиновой молекулярной энергии. Распределение метильных и метиленовых групп , являющихся основной базой для формирования свободных радикалов в керогене битуминозных глинистых пород показан на рис.7. Как и во всех опытных работах по условиям генезиса углеводородного сырья концентрация метильных и метиленовых групп при катагенезе органического вещества сначала увеличивается, а затем уменьшается. Предполагается, что свободные радикалы так же можно получать за счет электромагнитного воздействия на рассеянное органическое вещество. В природе это достигается за счет процесса уплотнения пород, при котором возникают горизонтальные микросдвиги глинистых и битуминизированных частиц, когда при трении фобных поверхностей образуются электромагнитные поля, которые взаимодействуют с магнитными полями электронов , вращающихся вокруг двух смежных ядер углерода в керогене. Измерение этих условий можно картировать по коэффициенту Пуассона и перераспределению давления по арке Протодьяконова. Такой же эффект можно получить при гидроразрыве пластовых систем (Рис.6). При переходе твердого органического вещества в жидкость или газ объем последних увеличивается до 2,0 и более раз и в открытых пластовых системах за счет этого углеводородное сырье перемещается от свода к крыльям поднятий, а в закрытых системах появляется аномально высокое пластовое давление. 3. Залежи углеводородного сырья формируются во времени передвижением условий, способствующих их формированию, от наиболее приподнятых участков подземных ловушек к опущенным или в сторону увеличения пластового давления. Соответственно, миграция углеводородного сырья происходит от свода к крыльям , а за пределами внешних контуров современных залежей нефти и газа миграции нет, если нет процессов разрушения их. Битумоиды рассеянного органического вещества также как растворенные в воде и сорбированные породой газы в процессе формирования залежей углеводородного сырья прямого участия не принимают из чего следует, что за контуром современных залежей миграции флюидов не происходило. Этот факт, особенно в терригенных и карбонатных породах следует учитывать при составлении схем и проектов разработки и последовательность ввода скважин в разработку, нужно начинать от крыльев к приподнятым частям залежей. При формировании залежей нефть уже прошла путь от свода к крылу, и извлекать её нужно по «проторенным» фильтрационным зонам. В этом случае коэффициент извлечения нефти существенно увеличивается. При разработке «сверхувниз» флюид попадает в полузамкнутые микроемкостные участки и коэффициент извлечения флюида уменьшается. -16- Рис. 7 Изменение максимального числа суммы метиленовых (-СН2 ) и метильных (-СН3) групп в грамме керогена пород мезозоя Западной Сибири. -17- Рис.8 Технологическая линия искусственного формирования залежей нефти и газа в недрах Земли. -18- Следует различать, что извлечение нефти из горючих сланцев (черных сланцев) типа эстонских, польских, китайских и американских ничего общего не имеют с нефтегазоносностью битуминозных глинистых, кремнисто-глинистых, кремнистых и известково-кремнистых пород, имеющих региональное распространение. Это породы баженовской, тутлеймской и игримской свит Западной Сибири; доманикиты девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции; киммериджской формации Англии и Северного моря; баккенской формации Вилистонского бассейна в США и Канаде и др. Из горючих сланцев добывают масло (oil), а из баженитов в Западной Сибири нефть, которая по качеству выше светлой американской нефти из Техаса. В прошлом году (2009 г.) через Интернет фирма Shell объявила, что разработка технологий извлечения нефти из горючих сланцев по значимости не уступает получению энергии путем холодного ядерного синтеза и к 2020 году они планируют из черных сланцев Грин-Ривер на западе США извлечь 100 млн.т нефти (масла?) Если из горючих сланцев можно получать нефть или газ, а точнее масло, в количествах, опубликованных фирмой Shell, то это резко повышает возможность извлечения нефти из глубинных битуминозных пород в том числе, и в Западной Сибири, Волго-Уральской нефтегазоносной области и др.регионах Р.Ф. и Мира. Если Правительство и Президент Р.Ф. возьмут под контроль разработку технологий извлечения нефти из битуминозных пород, то можно избежать энергетического голода и к 2020-2030 годам только в Западной Сибири можно будет довести объемы добычи нефти до 750 млн. т/год. Это дает возможность снизить международную стоимость одного бареля нефти до 15-20 долларов ($), а избыток ее направить на внутренний рынок. -19- 4. Коллектор в залежах глинистых пород не имеет жесткого скелета. Он возникает вместе с появлением углеводородного сырья и при извлечении из него нефти и газа вновь становиться экраном (покрышкой). Соответственно, при разработке таких залежей главным являются расчеты по режиму отбора нефти из залежи. Движение флюидов в залежах с коллекторами без жесткого скелета определяется горным давлением, и сетки эксплуатационных скважин рассчитываются исходя из его величины с учетом аномального пластового давления и давления насыщения газа в нефти. На рис.9 приведены фотографии шлифов из битуминозных глинистых, плитчатых пород. Черные полосы это нефть и рассеянное органическое вещество. Круглые темные пятна – это нефть в раковинах радиолярий. 5. В лабораторных условиях обнаружено явление отделения газа от жидкости без снижения давления за счет создания сильных электромагнитных полей. Следует усилить исследования по сепарации флюидов в призабойной зоне скважин с последующим раздельным подъемом их по насосно-компрессорным трубам и затрубному пространству. При давлении 30-35 МПа нефть дегазировалась до 10-3 атм. Этот эффект можно существенно усилить создавая условия фазовых переходов флюидов, находящихся в изокритическом состоянии. Для газоконденсатных залежей технологии обеспечивают расходование 10-20% пластового давления на сепарацию газа и конденсата и их раздельный подъем по затрубному пространству и насосно-компрессорным трубам. Например, при начальном пластовом давлении 50 МПа 10% его обеспечивает работу сепаратора в призабойной зоне скважины, подъем газа на поверхность под давлением не менее 40-45 МПа, что обеспечивает подачу газа в магистральный газопровод (7,5 МПа), оставшееся давление использовать для выработки энергии. При разработке нефтяных залежей, отсепарированный газ используется для подъема нефти в виде пузырьков (локальный газлифт с использованием растворенного в нефти попутного газа.) На рис.10 приведена схема сепарации флюидов без снижения давления. -20- Рис.9 Фотографии шлифов битуминозных листоватых глин баженовской свиты. Салымская площадь Тюменской области. Скважина 10-Р. Глубина 2760-2773м. Увеличение 160 раз. Николи параллельны. Темные полосы – органическое вещество и нефть. Круглые пятна – нефть в радиоляриях. -21- Рис.10 Схема забойной сепарации газа и жидкости 1. Пластовая система. 2. Эксплуатационная колонна. 3. Турбина. 4. Пакер. 5. Электромагнитный сепаратор. 6. Насосно-компрессорные трубы. 7. Система сброса жидкости. 8. Система сброса газа. -22- Анализ эксплуатации глинистых битуминозных пород на 17 месторождениях Западной Сибири показывает, что разработка ведется по аналогии с добычей нефти из традиционных поровых и трещинно-кавернозных коллекторов. Не учитывается, сто в баженитах коллектор не имеет жесткого скелета, а энергия движения флюидов не зависит от гидродинамической системы недр и определяется горным давлением. Это приводит к ошибкам и занижению запасов до 15-20 раз. Нефть в природных залежах глинистых пород формируется одновременно с коллектором при снижении пластового давления за счет изменения горного давления. При современных технических возможностях снижение давления можно регулировать в каждой скважине и, соответственно, в любой точке развития битуминозных пород можно получить нефть, но дебит ее определяется термобарическим коэффициентом, концентрацией в ОВ парамагнитных центров и первоначальным количеством органического вещества в дренируемом объеме скважины. Все это определяется в проектных документах договоров заказчика и исполнителя. Все приведенные выше обоснования не будут служить основой для разработки залежей нефти в глинистых битуминозных породах, если не будут созданы методы подсчета запасов углеводородного сырья и системы управления ими. Модель управления запасами и ресурсами нефти и газа в глинистых породах существенно отличается от традиционных терригенных и трещинно-кавернозных карбонатных пород. -23- III. МОДЕЛЬ УПРАВЛЕНИЯ ЗАПАСАМИ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ ИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. В начале двадцатых годов XX столетия в США и России С.Биллом, Х.Льисом, С.И.Чарнотским и др. [3] для прогноза дебита индивидуальной скважины, работающей в режиме истощения, была предложена следующая зависимость: −nt (1) qi (t) =qoe qi и qo – текущий (или прогнозный) и начальный (qo) дебит скважины при фиксируемом противодавлении на устье; м3/сут. t – время от начала работы скважины; сутки n- коэффициент, зависящий от величины затухания qo. В 1945 году J.J. Arps [4] для разработки залежей нефти в режиме истощения связал прогноз суточных дебитов скважин с накопленной добычей (QH). ⎞−n ⎤ q t QH (t) = Q 1− 1+ o ⎟⎟⎟ ⎥⎥ n⋅QΣ ⎟⎠ ⎥⎥⎦ qo qi (t) = n+1 q t (1+ o ) n⋅QΣ ⎡ ⎢ Σ ⎢⎢ ⎢⎣ ⎛ ⎜ ⎜ ⎜⎜ ⎝ (2) (3) QΣ – потенциальные извлекаемые запасы, когда qi стремиться к нулю с увеличением t до бесконечности при экспоненциальном законе изменения суточного дебита скважины по оси Х. n - коэффициент, характеризующий быстроту падения qi -24- Уравнения Арпса в США используются для прогноза дебитов нефти в скважинах и оценке извлекаемых запасов для небольших месторождений. В СССР идею о связи темпов затухания суточных дебитов нефти по скважинам на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции успешно развивали Э.Б.Мухарский, В.Д. Лысенко [5,6] и И.Г.Пермяков [7]. Уравнение (1) они представили в (4) и (5) и показали, что оно может быть использовано и в условиях прогрессирующего обводнения скважин в режиме поддерживания пластового давления закачкой воды. qi (t) =qoe Соответственно qot QΣ qot Qp Qi (t) =QΣ e (4) (5) Эта формула использовалась для расчета дебитов скважин при проектировании разработки залежей нефти, для прогноза добычи нефти на небольших месторождениях и она вошла в методическое пособие Госплана СССР [3.] На этапах изучения нефтегазоносности битуминозных глинистых пород баженовской свиты в основу подсчета запасов был принят традиционный объемный метод. Естественно тут же стала проблема определения коэффициента пористости и эффективной нефтенасыщенной толщины, а так же площади нефтегазонасыщенных пород. До сих пор методов определения этих величин не найдено как по керну, так и каротажным данным. Затем появились методы модели коллектора в виде двойной среды – трещинно-поровой и трещиннотрещинный [8,9]. Но все эти модели оказались не приемлемыми. Первая модель коллектора без жесткого скелета и матрицы была опубликована в 1970 г. [8]. В 1987 г. Р.И.Медведский [10] для скважины 64-Р Северо-Лемпинской площади месторождения Большой Салым в Западной Сибири попытался уравнения (4 и5) использовать для расчетов дебитов и оценки запасов нефти в битуминозных глинистых породах Западной Сибири. q q t lnqi (t) = lnQΣ + ln o − o QΣ QΣ (6) При этом он апроксимировал изменения фактических дебитов нефти в виде прямой линии в координатах lnqi (t) и t. Скважина 64-Р разрабатывалась с 1974 г. до 1982 г.(8 лет). В 1982 г. эксплуатация была прекращена из за обвала пород ниже башмака эксплуатационной колонны , установленного в подошве ачимовской свиты на 5,0 м выше кровли баженовской свиты. Скважина эксплуатировалась при открытом забое. Р.И.Медведский по этой скважине принял qo = 141 м3/сут. (фактически qo=196м3/сут), а расчетная накопленная добыча составила 391 тыс.м3. -25- Основным недостатком всех вышеприведенных формул является отсутствие параметров противодавления на устье скважины (диаметр штуцера). Первая попытка оценки запасов нефти в глинистых породах баженовской свиты категорий АВ в одиночной скважине с учетом изменения пластового давления была опубликована в 1979 г. [11]. Позднее в более упрощенном виде она была изложена в γ монографии [12] Qi = q p 1+ γ + β ⎞⎟⎠ ⎜⎜ po − pi ⎟⎟ ⎤⎥ ⎝ ⎠ 1−e ⎡ ⎢ ⎢ ⎢⎣ ⎛ ⎜ ⎝ ⎛ ⎞ ⎥ ⎥⎦ (γ + β )λ (7) Qi – накопленная добыча при достижении текущего пластового давления Pi; qp – количество нефти, извлеченное из скважины при падении начального пластового давления на 1 атм (0,1 Мпа); и β – коэффициенты сжимаемости пластовой системы и нефти. λ ‐ коэффициент, отражающий темпы поступления нефти в скважину за счет уменьшения пустотного пространства коллектора и расширения объема дренирования. Все коэффициенты определяются по статистическим формулам извлечения нефти от суммарного количества извлеченной нефти. Уравнение (7) используется для режима, когда текущее забойное давление больше величины давления насыщения нефти попутным газом. В таблице 3 по формуле (7) приведены расчетные и фактические объемы нефти, полученные из глинистых пород баженовской свиты, на месторождении Большой Салым в Западной Сибири. Сходимость фактических и расчетных значений накопленной добычи нефти достаточно приемлемая и не выходит за рамки точности расчетов запасов категорий АВС1, принятых по заключениям ГКЗ России для стандартных терригенных коллекторов. Формула (7) является первой математической моделью для расчетов накопленной добычи нефти из плитчатых глинистых пород. В 2004 г. впервые во введении к монографии М.Е. Стасюка И.И.Нестеровым была затронута проблема увеличения дебитов скважин из глинистых пород баженовской свиты за счет эффектов дилатансии. γ -26- Таблица 3. Сравнение расчетных объемов нефти по скважинам Большесалымской группы месторождений При обработке материалов по разработке плитчатых глинистых коллекторов (скв.64) в пределах Северо-Лемпинской площади Салымского НГР (рис.11) нами была предложена модель дилатансного режима разработки в плитчатых глинистых породах, когда проявляются сдвиговые горизонтальные напряжения по плоскостям выравнивания (плитчатости, листоватости) пород. Запасы (накопленная добыча) для скв.64-Р в дилатансном режиме разработки рассчитывается как сумма площадей трапеций (Qd) в координатах - текущий дебит нефти (qi – м3/сут.) и время разработки (Ti). В режиме равномерного падения суточных дебитов скважины накопленный (прогнозный) суммарный отбор нефти (ΣQ) рассчитывается как площадь треугольника при qi = qo, где qo – начальный дебит скважин. Qd = Σ (qi+qi+1) (Ti-Ti-1) (8) 2 ΣQ = Qd + (Ti+1-Ti)·qi 2 (9) -27- Рис.11 Дилатансный режим работы скв.64 Северо-Лемпинской площади Салымского НГР в Западной Сибири при разработке глинистых битуминозных пород баженовской свиты. 1. Дилатансный режим отбора нефти с периодическим изменением объема коллектора (Qd; qi; Tn) 2. Падающий режим отбора нефти с равномерным изменением суточного дебита скважины. 3. Усредненная кривая изменения суточного дебита скважины во времени. 4. НГР – нефтегазоносный район. 5. Фактические замеры суточного дебита нефти на 6 мм штуцере. 6. Участки подсчета накопленной (Q1-10) и прогнозной добычи (Q11). -28- Таблица 4. Поэтапная добыча нефти по скв. 64-Р из отложений баженовской свиты Участок Длительност ь добычи; сутки Текущее пластовое давление; МПа начала этапа; МПа Режим: +дилатанссии; равномерного падения дебита Добыча; тыс. м3 Q1 182,5 196,0 - 27,6 Q2 279,8 106,5 + 41,0 Q3 182,5 186,6 - 23,2 Q4 438,0 67,2 + 40,1 Q5 377,2 120,3 - 35,4 Q6 182,5 67,2 + 15,0 Q7 182,5 97,7 - 14,2 Q8 243,3 58,0 + 16,3 Q9 201,7 73,6 - 14,2 Q10 285,0 65,0 + 28,3 Итого 2555,0 70,0 + 255,3 Q10 4208,6 70,0 - 147,3 Всего 6736,6 70,0 - 402,6 В таблице 4 на базе рис.11 по уравнениям (8) и (9) приведены расчеты накопленной добычи (запасов категории А) в режиме дилатансной и равномернопадающего изменения текущего дебита нефти. В первом режиме разработки накопленная добыча за период 2555,0 суток составила 255,3 тыс.м3, а в режиме равномерного падения дебита – 147,3 тыс.м3, всего – 402,6 тыс.м3 (Рис.11). При составлении технологической схемы разработки при наличии небольшого накопленного материала в процессе пробной эксплуатации скважин рассчитываются уравнения зависимости максимальных и минимальных значений дебитов (коридор дилатансного режима разработки) и усредненная кривая зависимостей суточных дебитов скважин, апроксимация отборов нефти и их интенсивности от параметров однородных фильтрационных и др. По аналогии значений сопоставимых параметров в новых и «старых» скважинах создаются модели, обеспечивающие максимальное извлечение полезных флюидов из изучаемой пластовой системы. Формулы (8) и (9) используются до появления газового режима. В таблице 5 приведены данные для расчета появления газового режима в эксплуатируемой скважине, а на рис.12 – графики изменения пластового давления в зависимости от суммарного отбора нефти в скважинах, где имеются данные для определения давления насыщения газа в нефти (Рг), которое -29- Накопленная и прогнозная оценка добычи нефти по индивидуальным скважинам из глинистых пород Баженовской свиты Салымского нефтегазоносного района Западной Сибири Таблица 5 пластовые условия Площадь № скважины Интервал испытания пласта Ю0; м 2 тем пер ату ра; 0С Давле ние; МПа давление насыщен ия нефти газом; МПа 3 4 5 6 10-Р 2745-2842 127 34,4 18-Р 2117-2872 124 27-Р 2757-2803 28-Р Накопленная добыча в режимах; тыс. м3 Коэффициенты Газо вый фактор ; м3/т Термоба рический ; t/p сжимаем ости; 103 МПа дефицита насыще ния газа объемный при 46,6 МПа дилатан сии всего 7 8 9 10 11 12 13 18,3 187,6 3,69 — 0,53 1,412 39,8 19,1 200,1 3,11 1,84 0,48 1,440 128 29,1 19,8 185,8 4,40 2,23 0,68 1,446 302 335 2738-2815 124 39,9 17,7 158,4 3,11 1,88 0,43 1,364 208 243 32-Р 2706-2802 134 44,2 18,9 181,8 3,03 2,35 0,43 1,448 49-Р 2800-2830 127 27,8 16,7 142,5 4,65 2,23 0,61 1,356 72-Р 2809-2890 125 32,1 19,4 170,0 3,90 1,57 Салымская 24-Р 2763-2888 126 33,0 19,7 185,8 3,82 1,99 0,60 1,428 125 160 ЗападноЛемпинская 30-Р 2800-2838 127 42,7 19,2 197,8 2,97 — 0,45 1,499 64-Р 2792-2850 121 44,4 17,9 162,4 2,13 2,17 0,40 1,388 255,6 402,6 92-Р 2850-2899 122 45,0 12,5 112,7 2,71 1,51 0,28 1,247 93-Р 2890-2945 122 40,3 16,3 123,1 3,03 — 0,40 1,309 85 2858-2891 132 39,5 13,6 130,1 3,34 1,53 0,34 1,309 127 2803-2837 110 34,6 15,7 126,2 3,18 — 0,45 1,300 169 2814-2846 109 47,9 16,0 133,2 3,24 — 0,33 1,306 54 2779-2815 126 42,3 18,1 150,2 2,96 1,60 0,43 1,347 1 Лемпинская СевероЛемпинская ВосточноЛемпинская 1,379 -30- определяется по формуле (10) Рг = K·Pi – 0,01649 Pi2 (10) К – коэффициент, зависящий от начального пластового давления и его изменении в начальных этапах эксплуатации скважины. Значение этого коэффициента приведены в диаграмме рис.13. Как следует из расчетов по формуле (10) граница перехода дилатансного режима и режима равномерного снижения текущего дебита скважин является зоной близких значений текущего пластового давления и давления насыщения газа в пластовой нефти (рис.12). Приведенные формулы можно рекомендовать для прогноза извлекаемых запасов нефти и растворенного газа категорий А и В в эксплуатационных и опытнопромышленных скважинах при оценочном, разведочном и эксплуатационном бурении. Геологические запасы определяются по аналогии с другими скважинами или специальным расчетом. -31- Рис.12 Связь текущего пластового давления с суммарным отбором нефти из плитчатых глинистых битуминозных пород по индивидуальным скважинам. 1. 2. 3. Дилатансный режим отбора нефти по разным скважинам. Точки замера текущего давления и суммарного отбора нефти. Граница с близкими значениями пластового давления и давления насыщения газа в пластовой нефти -32- Рис.13 Диаграмма для определения давления насыщения газами (Рг) в залежах нефтей баженовской свиты в Салымском нефтегазоносном районе Западной Сибири в зависимости от текущего пластового давления (Pi) 1. № скважин. 2. Линии с различными значениями коэффициента насыщения газами (Kd) 1 – 1,1931; 2 – 1,1956; 3 – 1,1406; 4 – 1,1165; 5 – 1,1085; 6 – 1,0792; 7 – 1,022; 8 – 0,9934 -33- При подсчете запасов нефти и горючих газов следует производить раздельный подсчет извлекаемых запасов и учет ресурсов по следующим категориям : А, В, С1, С2, Д1, Д2 и Д3. Кроме того, учитываются добыча нефти и растворенного в ней газа, свободных горючих газов и конденсата. Геологические запасы и ресурсы оцениваются по аналогии с типовыми месторождениями и залежами или по картам распределения плотностей запасов и ресурсов. В качестве исключения могут суммироваться и оцениваться категории АВ; С1С2; Д2-3; Д1-3. Подсчет запасов производится по каждой индивидуальной скважине, а затем суммируется по залежи и месторождению или в целом по каждой залежи. Приведенные выше формулы предназначены для подсчета извлекаемых запасов категорий А и В или их суммы (АВ). Геологические запасы этих категорий определяются с меньшей точностью и служат лишь для расчета коэффициента извлечения нефти. Последний может быть принят по аналогии с изученными скважинами и месторождениями или по лабораторным исследованиям. Категории запасов категорий А и В являются товаром и его себестоимость и добавочная стоимость могут определяться по конъюнктуре внутреннего или внешнего рынка. Запасы категории С1 – это бумажные запасы и что бы их превратить в товар нужно для среднего месторождения затраты в 500 раз больше уже произведенных и время 9-11 лет. Эта категория определяется по скважинам, расположенным внутри внешнего контура запасов категории В, которые проектируются по сетке, равной радиусу дренажа скважин с пробной эксплуатацией, который рассчитывается исходя из величины начального дебита нефти по номограммам, типа изображенных на рис.13 расчетами битумоидного коэффициента и др. В последующем разведочные скважины для оценки запасов категории С 1 могут быть переведены в ранг эксплуатационных. Запасы категории С2 определяются по кольцевой сетке за пределами контура запасов В и С1 по площади с аномальными эффектами, определяемыми дистанционными методами разведки в виде зон поглощения энергии сейсмических волн, повышенными значениями тепловых аномалий, геохимической съемкой сорбированных породами или снегом газов с определением их изотопного состава, измерениями трехкомпонентными сейсмомагнитогравиметрами чувствительностью 0,002 Мг, трехкомпонентной сейсморазведкой с картированием коэффициента Пуассона, с электромагнитными возбуждениями сейсмических волн с детектированием высокочастотных спектров в виде волн с низкой частотой 13-17 Гц. -34- Оценка ресурсов категорий Д1; Д2 и Д3 производиться на базе региональных карт: – Структурной поверхности на кровле баженовской свиты с раскраской по замкнутым изолиниям независимо от глубины залегания их. – Изменения величины термобарического коэффициента. – Изменения величины коэффициента газосодержания. – Изменения величины коэффициента щелочности. – Изменения величины отношения пристана к фитану. – Изменения содержания органического вещества. – Изменения палеогеографических обстановок на базе структурной карты с районированием глубины морского бассейна. – Изменения содержания двуокиси углерода (СО2) в сорбированных породами газов. – Изменения содержания кремния в породе. – Изменения коэффициента жирности газа (СН3-5 / СН1-2) сорбированного породами. – Изменения содержания карбонатов в породе. – Районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции по нефтегазоносным поясам, областям, районам и зонам. – Карта плотности запасов природных залежей нефти. – Карта плотности запасов искусственных залежей нефти при снижении давления доступными техническими средствами. В конечном результате приводиться таблица с запасами нефти в эталонных и расчетных участках. -35- IV. КАЧЕСТВО НЕФТЕЙ ИЗ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Нефтяные залежи в глинистых битуминозных отложениях находятся in situ и поэтому физико-химические свойства их должны коррелироваться с внешними условиями среды, прежде всего со спиновой энергией органического вещества и его качеством и количеством, с температурой, давлением, составом пород и условиями формирования залежей. Зависимость плотности дегазированной нефти от пластовой температуры имеет лишь общую тенденцию к увеличению по направлению от зон с высокими к зонам с низкими температурами. На Лемпинской площади при изменении температур от 120 до 140°С плотность нефти уменьшается от 0,84 до 0,80 г/см3. На Салымской площади в интервале температур 90-120°С плотность нефти уменьшается от 0,88 до 0,83 г/см3. Такая же тенденция отмечается в пределах Проточной, Северо-Правдинской, Приобской и др.площадей. В целом по Большесалымской группе месторождений, при большом усреднении плотностей нефтей, отмечается тенденция увеличения плотности нефтей от 0,800 – 0,805 до 0,880 – 0,890 г/см3 при изменении температуры от 135 - 140 до 90 95°С. При этом на площадях, расположенных в зоне повышенных температур ( более 115°С), дисперсия отклонений плотностей нефтей от средней линии на порядок меньше, чем в зонах с температурами 115°С и меньше. В значительной степени замер плотности нефти зависит от условий отбора проб для анализа и наличия в одном разрезе нескольких самостоятельных продуктивных пластов. Колебания определений плотности нефти в одной скважине в зависимости от способа и времени отбора пробы достигают 0,04 г/см3, а изменения плотности нефти за счет наличия нескольких изолированных продуктивных пластов в разрезе одной скважины колеблется от 0,83 до 0,90 г/см3. При этом следует учитывать давление, термобарический коэффициент и внутреннюю молекулярную спиновую энергию органического вещества во вмещающих нефть породах. Плотность нефти в определенной степени взаимосвязана с дебитом. В целом по Большесалымской группе месторождений при испытании всей баженовской свиты в открытом стволе скважины чем больше дебит нефти, тем меньше ее плотность. При дебитах через 8-мм штуцер 10-20м3/сут плотность нефти равна 0,850-0,855 г/см3, а при дебитах более 100м3/сут – 0,825-0,835 г/см3. При поинтервальном испытании баженовской свиты отмечается такая же тенденция. Все это связано с условиями формирования залежей баженовского типа. Чем меньше залежь нефти, тем меньше степень преобразования органического вещества во вмещающих залежь нефти породах, хуже фильтрационные свойства коллектора и больше плотность нефти. -36- В нефтях баженовской свиты преобладают нефти, сформировавшиеся за счет зрелого ОВ. В целом для большинства геохимических параметров разных нефтей в одной и той же температурной фракции общим законом является изменение их концентраций от миниформных нефтей (образованных из слабоизмененного ОВ) к мониформным (образованным из более зрелого ОВ), такое же, как в одной нефти от более высококипящих фракций – к низкокипящим. В алифатических цепях с числом атомов углерода 6 и более количество метиленовых групп (СН2) ниже в 2-3 раза, чем в более тяжелых УВ (керосиновая фракция), и количество их увеличивается в масляных фракциях до 3-4 раз. Метильных групп (СН3) на концах алифатических цепей примерно в 2 раза больше, чем в ответвлениях внутри цепей. По степени разветвленности цикланов в первом приближении можно судить о полноте преобразования исходного ОВ в нефть. Нефти из малопреобразованного ОВ характеризуются преобладанием би-, три- и тетрасоединений в ядрах цикланов. Так, нафтеновые сеноманские нефти Русского, Тазовского и других месторождений во фракциях 200-350°С в циклановых ядрах имеют соотношение моно-, би-, три-, тетра-, пента- и гексациклов, близкое к пропорции – 14 : 29 : 38 : 13 : 4 : 2. Нефти из более преобразованного ОВ, к которым относятся и баженовские, как правило, не содержат пента- и гексациклических ядер и имеют пропорцию – 54 : 30 : 10 : 6. В аренах во фракции до 125°С бензол в 3-4 раза преобладает над толуолом. Обычно при уменьшении концентрации один из характерных аренов – С8Н10 имеет следующее распределение изомеров: метаксилол – ортоксилол – этилбензол – параксилол. Баженовские нефти не являются исключением. В этом ряду во фракции 125-150°С они имеют соотношение – 45 : 25 : 17 : 13. В этой же фракции арены из нефти пласта БВ10 (К1v) Самотлорского месторождения имеют следующее соотношение изомеров – 36 : 31 : 22 : 11. По изотопному составу углерода нефти баженовской свиты не отличаются от других верхнеюрских и нижнемеловых нефтей. Величина δ С13, %, в них колеблется от 34 до 39, с максимумом 31%. -37- Изучение нефти баженовской свиты характеризуется низким (5-6%) содержанием нормальных алканов. Относительно суммы С11 – С33 максимальное содержание их приходиться на углеводороды С15 - С20 (Салымская площадь). В залежах нефти с низкой степенью преобразованности органического вещества зона относительного максимума будет смещаться в сторону более тяжелых молекул С21 – С24 (Рис.14). Нормальные алканы преобладают над изосоединениями. Коэффициент n Me/i во фракциях до 150°С равен 1,3-1,8. Среди циклоалканов резко преобладают гексаметиленовые (Nn6) над пентаметиленовыми (Nn5). Их отношение (Nn5 / Nn6) равно 0,31-0,47. Отношение суммы алканов к циклоалканам равно 3,3-3,7. Низкокипящие алканы С6-С8 характеризуются постепенным увеличением разветвленности от С6 к С8. Соотношение нормальных, моно-, ди- и тризамещенных алканов во фракции до 125°С характеризуются следующими цифрами: гексаны (С6) - 62 : 37 : 1, гептаны (С7) – 60 : 34 : 6 : 0, октаны (С8) – 42 : 46 : 9 : 3. Рис.14 Распределение молекул с различным количеством атомов углерода в нормальных алканах нефтей баженовской свиты. Площади: 1 – Салымская, 2- Хантымансийская, 3- Самотлорская (пласт БВ10) Следует обратить внимание на содержание метиленовых и метильных групп. Количество их по каждой температурной фракции нефтей в процентах от этой фракции увеличивается от зон с низкопреобразованным органическим веществом (ОВ) вмещающих пород к зонам с более зрелым ОВ. В Западной Сибири во фракциях 200-350°С их содержание в среднем растет от 20-25 до 35-40%, а во фракции более 350°С 30 35 40 45% -38- Приведенные материалы показывают, что качество нефтей и продуктов их переработки контролируется величиной молекул с определенным числом атомов углерода. Все это позволяет высказать идею, что для повышения качества бензинов, керосинов и др. фракций нефтей на нефтеперерабатывающих заводах контроль качества следует производить по углеводородному составу, а не по температуре. Соответственно, будет изменена технология производства продуктов переработки нефти в сторону повышения качества их при сокращении стоимости этих работ. Качество сырых нефтей из битуминозных глинистых и кремнисто-глинистых пород Западной Сибири ( таблица 4) позволяет рекомендовать на экспорт только нефти из глинистых пород, которые по качеству превосходят «светлые американские нефти Техаса». Соответственно, стоимость бареля нефтей будет на 5-7$ выше чем марка ЮРАЛС. Россия только за счет качества экспортной нефти в год может получить дополнительно около 6 млрд.$ (при продаже 200 млн.м3 нефти). С этой целью необходимо выполнить перерасчет мощностей магистральных нефтепроводов и перераспределение объемов экспортной нефти. -39- Литература. 1. В.Е. Фортов, О.Н. Фаворский. Состояние и основные проблемы энергетики России. Тр.Научной сессии РАН – Энергетика России. Проблемы и перспективы. Москва. Наука. 2006. С.13-20. 2. Нефтегазовая вертикаль. Журнал №05 (234), март 2010г. С.28-39. 3. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. Санкт-Петербург, НЕДРА, 2004. с.192 4. Arps J.J. Analysis of Decline Curves. Trans., AIME – 1945. pp. 228-247 5. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений. Москва, НЕДРА, 1975, с.175 6. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. Москва, НЕДРА, 1993. 7. Пермяков И.Г. Экспресс метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений. Москва, НЕДРА, 1975. 8. Нестеров И.И Новый тип коллектора нефти и газа. Ж.Геология нефти и газа, 1970, №10, с.26-29. 9. В.М. Добрынин. Проблема коллекторов нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты. Изв. АН СССР, серия геол., 1982, №3, с.120-127. 10. Медведский Р.И. Универсальный закон изменения дебита скважин по нефти в период его падения. Сборник трудов ЗапСибНИГНИ – Технико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1987, с.4-21 11. Нестеров И.И., Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р., и др. Модель процесса извлечения нефти из глинистых битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири. Ж. Тюмень, проблемы нефти и газа Тюмени, 1979, труды ЗапСибНИГНИ, вып.44, с.15-19. 12. Нестеров И.И., Ушатинский И.Н., Малыхин А.Я. и др. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. Москва, НЕДРА, 1987, с.256. 13. Нестеров И.И. Введение к монографии М.Е. Стасюка «Освоение и ввод в разработку залежей нефти в глинистых коллекторах». Москва, НЕДРА, 2004, с.3-12. «Идея не заслуживает внимания, если она недостаточно сумасшедшая» (Нильс Бор) Спасибо за внимание. До скорой встречи за круглым столом переговоров.
