Трудноизвлекаемые нефти - Oil & Gas Journal Russia

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА
Трудноизвлекаемые нефти:
классификация и анализ качественных особенностей
Ирина Ященко, Юрий Полищук, Евгений Козин
На основе анализа и обобщения литературных данных авторами представлена типизация трудноизвлекаемых
нефтей, разработана их классификация по индексу качества. Изучена география залегания трудноизвлекаемых
нефтей разных классов качества – от низкого до высокого. Приведены статистические данные по физикохимическим свойствам верхнеюрских нефтей баженовской свиты. Представленные результаты исследований
могут быть использованы при разработке новых и усовершенствовании существующих методов и технологий
добычи и транспортировки трудноизвлекаемых нефтей.
Ключевые слова: трудноизвлекаемые нефти, физико-химические свойства, классификация, индекс качества нефтей, верхнеюрские залежи баженовской свиты.
Расширение в последние годы объемов разведки и
разработки трудноизвлекаемых нефтей (ТИН) вызывает необходимость изучения их качественных особенностей. Ряд специфичных физико-химических
свойств трудноизвлекаемых нефтей и условий их
залегания рассмотрены в [1]. Однако качественные
показатели таких нефтей изучены недостаточно, что
затрудняет решение проблем как нефтедобычи и
транспортировки углеводородного сырья, так и технологических проблем нефтехимии и нефтепереработки в условиях роста в последние годы объемов
добычи трудноизвлекаемых запасов. В связи с этим
целью настоящей работы явилась разработка классификации нефтей по качеству и ее применение в задачах анализа качественных показателей различных
типов трудноизвлекаемых нефтей.
Типизация трудноизвлекаемых нефтей
Наиболее обоснованный подход к определению понятия трудноизвлекаемых запасов был предложен Халимовым Э.М. в 1987 году, на основе которого Лисовским Н.Н. и Халимовым Э.М. [2] сформулированы основные принципы и критерии отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым. На основе обобщения этих критериев и с учетом предложений других специалистов введем в рассмотрение перечень
основных типов ТИН, согласно которому к трудноизвлекаемым можно относить нефти с ниже перечисленными свойствами и условиями залегания:
• с аномальными физико-химическими свойствами (высокие вязкость и плотность, высокое
содержание парафинов, смол и асфальтенов);
• заключенные в водонефтяных и газонефтяных зонах;
• с высокой (более 500 м3/т) или низкой (менее
200 м3/т) газонасыщенностью, либо при наличии в
растворенном и/или свободном газе агрессивных
компонентов (сероводород, углекислота) в количе-
64
Ирина Ященко - к.г.-м.н., зав. лаб., зав. музеем нефтей
Института химии нефти (ИХН) СО РАН, г. Томск. Сфера
научных интересов - закономерности распределения
нефтей, физико-химические свойства нефтей,
геозонирование с использованием геоинформационных
систем.
Юрий Полищук - д.ф.-м.н., профессор, г.н.с. ИХН СО РАН.
Область научных интересов - геостатистический анализ
многомерных данных о свойствах природных систем.
Евгений Козин - ведущий программист ИХН СО
РАН. Область научных интересов - моделирование,
геостатистический анализ данных.
TIGHT OIL: PROPERTIES ANALYSIS AND CLASSIFICATION
Based on an analysis and generalization of literature data, the
authors present a typification of hard-to-recover crude oils,
which have been classified according to a quality index. The
geography of tight crudes of various quality classifications,
from low to high, has been studied. Statistical data on the
physical and chemical properties of the Upper Jurassic
oils of the Bazhenov Suite are presented. The results of the
research can be used when drafting new and elaborating
existing methods and technologies for the production and
transportation of tight crudes.
Key words: tight crudes, physical and chemical properties,
classification, oil quality index, Upper Jurassic deposits,
Bazhenov Suite.
Irina Yashchenko, Yury Polishchuk, Yevgeny Kozin
ствах, требующих применения специального оборудования при бурении скважин и добыче нефти;
• залегающих на больших глубинах (более 4500 м);
• с пластовой температурой 100°С и выше либо
менее 20°С (из-за низкой разницы между пластовой температурой и температурой застывания
парафина и смол);
Oil & Gas Journal Russia
ТРИЗ
• с высокой степенью обводненности продукции
(до 75–80 %);
• заключенные в слабопроницаемых (проницаемость менее 0,05 мкм2) и низкопористых (пористость менее 8 %) коллекторах;
• залегающие на территории распространения
многолетнемерзлых пород глубиной более 100 м.
Согласно [2-5], к трудноизвлекаемым относятся запасы нефтей, представленные малоподвижной
нефтью (в частности, с высокими вязкостью или
плотностью и высоким содержанием твердых парафинов), нефтей с высокой (более 500 м3/т) или низкой (менее 200 м3/т) газонасыщенностью либо при
наличии в растворенном и/или свободном газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота) в
количествах, требующих применения специального оборудования при бурении скважин и добыче
нефти. Нефти, входящие в эту группу ТИН, далее
будем называть нефтями с аномальными физико-хи-
мическими свойствами. К этой группе также будем
относить и нефти с высоким содержанием металлов
(в первую очередь ванадия и никеля), повышающих
степень экологической опасности территории вследствие известной токсичности тяжелых металлов.
Вторую группу трудноизвлекаемых нефтей, согласно [3], составляют нефти с осложненными условиями
залегания (заключенные в геологически сложнопостроенных пластах и залежах, в водонефтяных и газонефтяных зонах, в слабопроницаемых и низкопористых коллекторах, с аномально высокой либо аномально низкой пластовой температурой и другие), а
также нефти, размещенные на территории многолетней мерзлоты и на шельфах морей [4].
В связи с вышеизложенным, в таблице 1 представлен
перечень основных типов ТИН, составленный на основе обобщения критериев отнесения нефтяных запасов
к трудноизвлекаемым, которые обсуждались в большом числе научных публикаций [2-5]. Характеристика
Таблица 1
Типы трудноизвлекаемых нефтей (ТИН) и характеристика их информационного описания в БД по физико-химическим
свойствам
Объем
выборки
Количество
бассейнов
Количество
месторождений
Тяжелая (плотность более 0,88 г/см3)
5732
129
1920
Вязкая (вязкость более 35 мм2/с при 20°С)
2691
68
931
Сернистая (содержание серы более 3%)
932
39
379
Смолистая (содержание смол более 13%)
2215
54
752
Парафинистая (содержание парафинов более 6%)
2497
60
849
С высокой газонасыщенностью (более 500 м3/т)
107
24
73
С низкой газонасыщенностью (менее 200 м3/т)
3707
68
1326
С высоким содержанием сероводорода (более 5%)
125
19
65
С высоким содержанием ванадия (более 0,003%)
623
29
269
С высоким содержанием никеля (более 0,007%)
185
24
103
В слабопроницаемых коллекторах
(проницаемость менее 0,05мкм2)
1214
41
715
В коллекторах с низкой пористостью (менее 8%)
205
18
149
Большие глубины залегания (более 4500 м)
438
29
213
В прерывисто-сплошной криолитозоне
2467
7
680
В островной криолитозоне
3126
3
932
Высокая пластовая температура (выше 100°С)
1170
47
539
Низкая пластовая температура (ниже 20°С)
359
36
198
Типы трудноизвлекаемых нефтей
Группа 1.
Нефти
с аномальными
физикохимическими
свойствами
Группа 2.
Нефти в сложных
условиях
залегания
Ноябрь 2015
65
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА
Таблица 2
Значения индекса качества разных типов ТИН
С высокой
газонасыщенностью
2,22
начала кипения (н. к.) 200, 300 и 350°С, массовая доля
серы и концентрация хлористых солей.
В 1997 году для оценки качественных свойств
товарной нефти В.Н. Дегтяревым [6] предложен комплексный показатель качества нефти (К), учитывающий приведенные показатели и рассчитываемый по
регрессионному уравнению:
С высоким содержанием
сероводорода
1,51
К = 0,04S+ 0,00054C+ 1,74 ρ - 0,0087Ф200 – 0,0056 Ф300 – 0,0049Ф350,
С высокой пластовой
температурой
1,47
В прерывисто-сплошной
криолитозоне
1,401
С большой глубиной
залегания
1,40
где S – содержание общей серы в нефти, %;
С – концентрация хлористых солей, мг/л;
ρ – плотность нефти, г/см3);
Ф200, Ф300 и Ф350 – содержание фракций, % с н. к. 200,
300 и 350°С соответственно.
Коэффициенты уравнения (1) рассчитывались автором [6] на основе регрессионного анализа результатов экспертных оценок взаимозначимости параметров
качества нефти с точки зрения ее переработки. Позже
в работе авторов [7] было предложено использовать
этот комплексный показатель для оценки качественных характеристик нефтей в нефтяных залежах месторождений и нефтеносных бассейнов. Этот подход был
успешно применен в работах авторов [7, 8] и других
исследователей (например, [9]) для оценки и анализа
закономерностей пространственных изменений качественных показателей нефтей на нефтеносных территориях разных регионов, стран и континентов.
Введенный в работе [10] индекс качества нефти Q,
определяемый в виде величины, обратной показателю К, (Q = 1/К), оказался достаточно удобным для
проведения анализа качественных особенностей разных
типов трудноизвлекаемых нефтей. Заметим, что увеличение значений индекса качества нефти Q соответствует повышению качества нефти, а уменьшение – снижению, что является логичным и удобным для сравнения по качеству разных типов ТИН.
С использованием информации из БД рассчитаны
в соответствии с формулой (1) значения индекса качества Q для различных типов ТИН, которые представлены в таблице 2. Приведенные в этой таблице величины
индексов качества представляют собой средние значения индекса Q для разных типов ТИН, которые рассчитаны по выборочным совокупностям данных из БД о
плотности нефти и содержании в ней серы и трех светлых фракций (н. к. 200, 300 и 350°С). Несмотря на такой
достаточно ограниченный набор использованных при
расчете индекса качества показателей, как показывает
анализ [10], полученные оценки величины Q позволяют ранжировать разные типы нефтей по их качеству,
что можно использовать для сравнения типов трудноизвлекаемых нефтей по величине индекса качества.
В зависимости от величины индекса качества Q в
таблице 2 трудноизвлекаемые нефти разных типов
сгруппированы в три класса: низкого, среднего и высокого качества. При формировании классификации ТИН
Типы трудноизвлекаемых
нефтей
Значение индекса
качества Q
Нефти 1 класса (Q > 1,3)
Нефти 2 класса (0,9 > Q > 1,3)
В островной криолитозоне
1,26
В слабопроницаемых
коллекторах
1,14
Парафинистые
1,12
С низкой газонасыщенностью
1,07
В коллекторах с низкой
пористостью
0,98
С низкой пластовой
температурой
0,92
Нефти 3 класса (Q ≤ 0,9)
Смолистые
0,81
Вязкие
0,80
Никелевые
0,79
Ванадиевые
0,78
Тяжелые
0,76
Сернистые
0,70
информационного описания разных типов ТИН, приведенных в таблице 1, основана на использовании информации из базы данных (БД) по физико-химическим
свойствам нефтей мира, созданной в Институте химии
нефти СО РАН.
Из таблицы видно, что нефти с аномальными свойствами представлены 18 000 образцами, нефти с
осложненными условиями залегания – почти 9000
образцами. Таким образом объемы выборочных совокупностей данных о нефтях для каждого из рассмотренных типов ТИН достаточно представительны,
чтобы обеспечить получение статистически обоснованных результатов анализа.
Методические вопросы оценки качества
В соответствии с регламентирующими документами
(ГОСТ 9965, ТУ 39-1623-93) в качестве наиболее влияющих на потребительские свойства нефти указываются следующие физико-химические показатели
нефти: плотность, выход фракций при температурах
66
(1)
Oil & Gas Journal Russia
ТРИЗ
Рисунок 1
Нефтегазоносные бассейны с ТИН высокого качества
Территория континента
Нефтегазоносные бассейны
Нефтегазоносные бассейны с нефтями высокого качества
Бассейны в Северной и Южной Америке: 1 – арктического склона Аляски, 2 – Бофорта, 3 – Западно-Канадский, 4 – Уиллистонский, 5 – Биг-Хорн,
6 – Уинда-Ривер, 7 – Грин-Ривер, 8 – Грейт-Валли, 9 – Вентура-Санта-Барбара, 10 – Лос-Анджелес, 11 – Юта-Невадинский, 12 – Денвер,
13 – Западный Внутренний, 14 – Мичиганский, 15 – Пермский, 16 – Мексиканского залива, 17 – Маракаибский; 18 – Оринокский; 19 – ЦентральноПредандийский, 20 – Сантос; в Африке: 21 – Гвинейского залива, 22 – Шари, 23 – Сахаро-Ливийский, 24 – Суэцкого залива; в Евразии:
25 – Предкарпатско-Балканский, 26 – Трансильванский, 27 – Паннонский, 28 – Венский, 29 – Аквитанский, 30 – Центрально-Европейский,
31 – Карпатский, 32 – Днепровско-Припятский, 33 – Северо-Крымский, 34 – Персидского залива, 35 – Центрально-Иранский, 36 – ЮжноКаспийский, 37 – Северо-Кавказский, 38 – Прикаспийский, 39 – Волго-Уральский, 40 – Тимано-Печорский, 41 – Западно-Сибирский, 42 – ЛеноТунгусский, 43 – Туранский, 44 – Афгано-Таджикский, 45 – Амударьинский, 46 – Каракумский, 47 – Таримский, 48 – Камбейский, 49 – Ассамский,
50 – Охотский, 51 – Ниигата, 52 – Бохайский, 53 – Желтоморский, 54 – Северо-Тайваньский, 55 – Сычуаньский, 56 – Вунг-Тау; в Австралии:
57 – Броуз, 58 – Дампьер, 59 – Северный Карнарвон, 60 – Перт, 61 – Внутренний Восточно-Австралийский, 62 – Гипсленд, 63 – Таранаки
граничные значения интервалов изменения индекса качества нефтей в классах выбраны равными 0,9 и
1,3, исходя из условия приблизительно равномерного распределения нефтей разных типов по классам (по
5-6 типов в классе). В результате получена следующая
классификация нефтей по качеству:
Класс 1 – нефть высокого качества, при Q > 1,3;
Класс 2 – нефть среднего качества, при 0,9 > Q >1,3;
(2)
Класс 3 – нефть низкого качества, при Q ≤ 0,9.
Представленная классификация трудноизвлекаемых
нефтей по качеству может быть полезной при решении как проблем нефтедобычи и транспорта нефти, так
и технологических проблем нефтехимии и нефтепереработки.
География залегания
Рассмотренная выше классификация трудноизвлекаемых нефтей по качеству позволяет изучить географию залегания разных типов ТИН на земном шаре
и разработать картосхемы пространственного размещения ТИН разных классов качества в глобальном
и региональном масштабе. На рисунке 1 представлено распределение нефтегазоносных бассейнов с
Ноябрь 2015
трудноизвлекаемыми нефтями, относящихся к классу
«нефти высокого качества». Из него видно, что ТИН
указанного класса встречаются в 63 нефтегазоносных
бассейнах на всех континентах.
Аналогичный анализ проведен для размещения
нефтегазоносных бассейнов (НГБ) нефтей, которые
относятся к классам нефтей среднего и низкого качества. Этот анализ показал, что трудноизвлекаемые
нефти среднего качества встречаются на всех континентах в 102 НГБ, а ТИН, относящиеся к классу низкого качества, – в 129 НГБ на всех континентах.
Следует заметить, что в 45 НГБ размещаются нефти
всех трех классов качества, которые характеризуются
широким диапазоном изменения физико-химических
свойств. Например, в Северной Америке это наблюдается в большинстве известных НГБ (исключая Денвер,
Новошотландский и Сведруп). В Южной Америке нефти
бассейнов Маракаибский и Оринокский являются
нефтями как высокого, так и среднего и низкого качества.
В Африке 4 НГБ (Гвинейского залива, Сахаро-Ливийский, Суэцкого залива и Шари) имеют нефти всех
трех классов качества. В Евразии 27 бассейнов обладают нефтями высокого, среднего и низкого качества, в
частности в России к таковым относятся все основные
НГБ (Волго-Уральский, Западно-Сибирский и Тимано-
67
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА
Таблица 3
Физико-химические показатели нефтей баженовской
свиты
Физико-химические
показатели
Значение
Среднее
Min
Max
Плотность,
г/см3
0,8416
0,6800
0,9810
Вязкость при 20 0С,
мм2/с
7,09
1,24
109,00
Содержание
серы, %
0,62
0,02
3,62
Содержание
парафинов, %
3,48
0,28
28,93
Содержание
смол, %
5,22
0,12
34,30
Содержание
асфальтенов, %
1,18
0,10
11,20
Фракция н.к.
200 0С, %
26,30
8,00
40,00
Фракция н.к.
300 0С, %
46,26
28,20
64,60
Фракция н.к.
350 0С, %
52,97
36,20
68,00
Газосодержание
в нефти, м3/т
107,82
1,36
502,00
Таблица 4
Индекс качества верхнеюрских нефтей баженовской
свиты
Типы трудноизвлекаемых
нефтей
Значение индекса
качества Q
Нефти 1 класса (Q > 1,3)
Варьеганский НГР
1,79
Васюганский НГР
1,68
Нюрольско-Колтогорский НГР
1,43
Вартовский НГР
1,34
Нефти 2 класса (0,9 < Q ≤ 1,3)
Каймысовский НГР
1,30
Салымский НГР
1,23
Сургутский НГР
1,06
Печорский), а также Лено-Тунгусский, Северо-Кавказский и Северо-Крымский нефтяные бассейны.
Баженовская свита
В последнее время перспективы добычи труднозвлекаемой сланцевой нефти в Северной Америке и на других
континентах привлекли значительный научно-практический интерес к баженовской свите в Западной
Сибири как к объекту поиска ТИН в сложнопостроенных коллекторах [11-15]. Исследователи предполагают [16], что залежи баженовской свиты приурочены к
коллекторам, которые залегают на относительно боль-
68
ших глубинах, характеризуются высокими значениями пластовых давления и температуры, пониженной
вязкостью и плотностью нефти при их высокой газонасыщенности. По литературным источникам [15, 16]
был определен перечень из 56 основных месторождений Западно-Сибирской НГБ с залежами баженовского горизонта. Карта-схема расположения этих месторождений с залежами нефтей в отложениях баженовской свиты на территориях Томской области, ХМАО и
ЯНАО приведена на рисунке 2, из которого видно, что
наибольшая часть таких месторождений локализуется
в центральной части Западно-Сибирского НГБ.
Для проведения анализа качественных особенностей
нефтей баженовской свиты на основе представленного
перечня месторождений с использованием информации из БД была сформирована выборка нефтей из верхнеюрских отложений общим объемом 168 образцов.
В результате проведенного анализа установлено, что эти
нефти залегают на относительно больших глубинах –
от 2440-2450 м (Первомайское месторождение, Томская
область) до 3050-3080 м (Салымское месторождение,
ХМАО). Залежи характеризуются высокими пластовыми давлениями – до 40-45 МПа в отложениях Верхне-Салымского, Маслиховского и Салымского месторождений и высокими пластовыми температурами – от
75°С в пластах Западно-Сургутского месторождения до
138°С в пластах Салымского месторождения.
Средние и предельные значения основных физико-химических показателей исследуемых верхнеюрских нефтей баженовской свиты приведены в таблице
3, из которой видно, что в среднем эти нефти отличаются пониженной плотностью и вязкостью и, согласно
классификации нефтей по физико-химическим свойствам [17], могут быть отнесены к классам легких и
маловязких нефтей. По содержанию серы, парафинов,
смол, асфальтенов и дизельных фракций эти нефти
являются среднесернистыми, среднепарафинистыми,
среднесмолистыми и малоасфальтеновыми, со средним содержанием фракций. Следует отметить повышенную газонасыщенность таких нефтей, особенно в
залежах Озерного и Салымского месторождений.
Для проведения анализа качественных особенностей исследуемых нефтей в соответствии с формулой (1) были рассчитаны значения индекса качества Q для верхнеюрских нефтей баженовской
свиты в зависимости от их принадлежности к различным нефтегазоносным районам. Результаты расчета индекса качества нефтей из отдельных НГР
представлены в таблице 4. Заметим, что остальные
НГР в анализе не рассматривались из-за неполной
информации о физико-химических свойствах верхнеюрских нефтей в этих НГР. Как видно из таблицы 4, в среднем нефти баженовской свиты относятся к нефтям 1-го и 2-го классов качества. Наиболее высокие значения индекса качества получены для нефтей Варьеганского месторождения
Oil & Gas Journal Russia
ТРИЗ
Рисунок 2
Основные месторождения баженовской свиты на территории Западно-Сибирского НГБ
Границы Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна
(Варьеганский НГР), также отличаются высоким
качеством нефти Игольского, Ледового, Ломового, Мегионского, Пионерского, Самотлорского и
Южно-Майского месторождений. Нефти из месторождений Верхне-Салымского, Весеннего, Восточно- и Западно-Сургутского, Катыльгинского, Маслиховского, Озерного, Оленьего, Первомайского, Правдинского, Равенского, Салымского, Столбового, Тевлинско-Русскинского, Федоровского, Южно-Конитлорского и Южно-Сургутского в среднем относятся
к нефтям среднего качества. Показано, что наименее
качественными оказываются нефти из месторождений Сургутского нефтегазоносного района.
Результаты анализа особенностей свойств верхнеюрских нефтей баженовской свиты различных классов качества, которые представлены в виде средних и предельных значений отдельных характеристик нефтей (табл. 5), показали, что нефти среднего качества незначительно отличаются по физико-химическим свойствам от нефтей высокого качества.
Согласно классификации нефтей по физико-химическим свойствам [17], нефти обоих классов относятся
к нефтям легким и маловязким, со средним содержанием серы, парафинов, смол и асфальтенов. Отметим,
что отличия нефтей среднего качества проявляются в
основном в том, что их плотность, вязкость и содержание парафинов выше, содержание нефтяного газа и
дизельных фракций н.к. 200, 300 и 350°С более низкое.
Ноябрь 2015
Месторождения
Месторождения баженовской свиты
Заключение
Для проведения исследований качественных особенностей разных видов трудноизвлекаемых нефтей
предложен их индекс качества. На его основе разработана классификация трудноизвлекаемых нефтей, в
соответствии с которой разные виды ТИН разделены
на три класса качества.
Класс нефтей высокого качества включает следующие виды ТИН: нефти с высоким содержанием сероводорода и высоким газосодержанием, «горячие»
нефти из пластов с высокой температурой, нефти
с большой глубиной залегания и нефти, расположенные на территории прерывистой и сплошной
зон многолетней мерзлоты. Показано, что наиболее высокие качественные показатели имеют нефти
с высокой газонасыщенностью, которые являются
легкими, маловязкими, малосернистыми, умеренно
парафинистыми, малосмолистыми и малоасфальтеновыми, с высоким содержанием светлых фракций.
В этот класс входят и перспективные для будущего освоения нефти из месторождений в зонах прерывистой и сплошной мерзлоты, которые относятся к малосернистым, малосмолистым, малоасфальтеновым, среднепарафинистым и с высоким содержанием фракции н.к. 350°С. По индексу качества
ТИН этого вида имеют более высокий уровень по
сравнению с нефтями, расположенными в островной зоне мерзлоты и вне ее.
69
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА
Таблица 5
Физико-химические показатели верхнеюрских нефтей
баженовской свиты разных классов качества
Физикохимические
показатели
Нефти высокого
качества
(Варьеганский,
Васюганский,
НюрольскоКолтогорский
и Вартовский НГР)
Средн.
Плотность,
г/см3
Min
Max
Нефти среднего
качества
(Каймысовский,
Салымский
и Сургутский НГР)
Средн.
Min
Max
0,8354 0,7270 0,8854 0,8441 0,7990 0,8878
Вязкость при
20 0С, мм2/с
6,55
2,55
14,17
7,43
4,05
42,00
Содержание
серы, %
0,68
0,03
2,06
0,60
0,10
1,67
Содержание
парафинов, %
2,68
0,50
6,20
3,90
0,92
11,18
Содержание
смол, %
5,42
0,14
12,45
5,10
0,12
18,20
Содержание
асфальтенов, %
1,29
0,10
4,90
1,12
0.13
3,50
Фракция н.к.
200 0С, %
31,17
26,00
38,00
25,12
15,42
33,80
Фракция н.к.
300 0С, %
50,92
47,00
56,00
44,78
33,15
64,60
Фракция н.к.
350 0С, %
59,92
55,06
65,40
50,35
37,50
64,00
Газосодержание в нефти, 172,57
м3/т
47,00
502,00
72,09
1,80
208,30
Показано, что четыре вида трудноизвлекаемых
нефтей с аномальными физико-химическими свойствами (тяжелые, вязкие, сернистые и смолистые
нефти), запасы которых в мире и в нашей стране
огромны, формируют класс низкого качества.
С использованием предложенной классификации
ТИН проведен анализ качественных особенностей
нефтей перспективной баженовской свиты, в которой, по оценкам специалистов, может содержаться до
15% нефтяных ресурсов Западной Сибири. На примере верхнеюрских нефтей баженовской свиты показано, что эти нефти относятся к высокому и среднему
классам качества.
Приведенные в статье результаты исследований
могут быть использованы при разработке новых и
усовершенствовании существующих методов и технологий добычи, транспортировки и переработки
нефтей с аномальными физико-химическими свойствами, а также при решении других задач нефтяной
отрасли.
Литература
1. Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК. – 2005.–
№ 6. – С. 36 – 40.
70
2. Лисовский Н.Н., Халимов Э.М. О классификации трудноизвлекаемых запасов // Вестник ЦКР Роснедра. –
2009. - № 6. - С. 33-35.
3. Пуртова И.П., Вариченко А.И., Шпуров И.В. Трудноизвлекаемые запасы нефти. Терминология. Проблемы и
состояние освоения в России // Наука и ТЭК. – 2011.
№ 6. С. 21-26.
4. Шпуров И.В., Растрогин А.Е., Браткова В.Г.О проблеме
освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Западной
Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2014. № 12. С. 95-97
5. Ященко И.Г., Полищук Ю.М. Трудноизвлекаемые нефти: физико-химические свойства и закономерности
размещения / Под ред. А.А. Новикова. Томск: В-Спектр,
2014. 154 с.
6. Дегтярев В.Н. Нефтяное хозяйство. – 1997. № 3. С. 62 –63.
7. Polichtchouk Y.M., Yashchenko I.G. Analysis of Eurasian
oils quality // Neftyanoe Khozyaistvo - Oil Industry. – 2002.№ 1. – pp. 66 - 68.
8. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Сравнительный анализ
качества российской нефти // Технологии ТЭК.– 2003.
№ 3. С. 51–56.
9. Крицкая Е.Б., Чиж Д.В. Изучение изменений физико-химических параметров нефтей Предкавказья //
Вестник Воронежского государственного университета.
Серия: Химия. Биология. Фармация. 2013. № 1. С. 21-23.
10. Ященко И.Г., Полищук Ю.М. Сравнительный анализ
качества трудноизвлекаемых нефтей //Газовая промышленность. 2015. № 5 (722). С. 18-23.
11. Клубков С. Стимулирование разработки ТРИЗ поможет поддержать уровень добычи нефти в России // Oil&
Gas Journal Russia. 2015. № 7 (95). С. 6-11.
12. Елисеева О.А., Лукьянов А.С. О системной оценке
экономически приемлемых ресурсов нефтегазоносных
провинций России с учетом инновационных технологий
//Георесурсы, геоэнергетика, геополитика (Электронный
научный журнал). 2014. № 1. http://oilgasjournal.ru/vol_9/
eliseeva.html
13. Шпуров И.В., Растрогин А.Е., Браткова В.Г. О проблеме освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2014. № 12. С.95-97.
14. Яковлева-Устинова Т. Отправить в тираж// Oil&Gas
Journal Russia. 2015. № 7 (95). С. 12-15.
15. Герт А., Гермаханов А., Гончаров И. и др. Трудноизвлекаемые запасы Томской области // Oil&Gas Journal
Russia. 2015. № 7 (95). С. 30-37.
16. Предтеченская Е.А., Злобина О.Н. Баженовская свита
как «промежуточный» коллектор в зонах тектонических
нарушений // Материалы 4-х Кудрявцевских чтений–
Всероссийская конференция по глубинному генезису нефти. Москва, ЦГЭ, 19-21 октября 2015 – http://
conference.deepoil.ru/images/stories/docs/4KR/theses/
Predtechenskay-Zlobina_Theses.pdf
17. Ященко И.Г., Полищук Ю.М. Особенности физико-химических свойств трудноизвлекаемых нефтей и
условий их залегания // Газовая промышленность. 2013.
№ 696, спецвыпуск. С. 45-49.
Oil & Gas Journal Russia