CC BY
34ких значениях коэффициентов отдачи микронефти объёмная плотность массы эмигрировавших битумоидов на стадии МК для гумитоса-пропелитов в 2,5 раза больше по сравнению с сапропелитогумитами верхнепермской толщи.
Из отложений верхнего лейаса Вилюйской синеклизы эмигрировало от 38 до 50% генерированных битумоидов. Учитывая достаточно высокую объёмную плотность массы эмигрировавших битумоидов, можно предположить, что при сочетании благоприятных геологических факторов эмигрировавшие УВ могли поступать в породы-коллекторы, образуя залежи УВ флюидов.
Литература
1. Бодунов Е.И., Иванова Л.Г. Распределение битумоидов в некоторых толщах Вилюйской синеклизы // Нефтегазоносность Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1973. - С.120-123.
2. Сороко Т.И. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества верхнелейасо-вых отложений Вилюйской синеклизы и оценка их нефтепроизводящих свойств // Нефтегазоносность Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1973 -С.78-85.
3. Изосимова А.Н. Сравнительное изучение биту-моидов и нефтей мезозойских и пермских отложений Вилюйской синеклизы с целью диагностики нефте-производящих отложений: автореф. дис. ... к.г.-м.н. - Новосибирск, 1974. - 18 с.
4. Изосимова А.Н., Чалая О.Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1989. - 127 с.
5. Зуева И.Н. Генетические типы органического вещества и нефтей Западной Якутии (по данным
ИК- и УФ-спектроскопии): автореф. дис. ... к.г.-м.н. - Л.: ВНИГРИ, 1984. - 18 с.
6. Каширцев В.А. Природные битумы северо-востока Сибирской платформы. - Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1988. - 104 с.
7. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафти-дов востока Сибирской платформы. - Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2003. - 160 с.
8. Сафронов А.Ф., Бодунов Е.И., Каширцев В.А. и др. Условия генерации углеводородов в верхнепалеозойских и мезозойских отложениях северовосточной окраины Сибирской платформы // Геология и геофизика. - 1979. -№1. - С.3-8.
9. Геохимия органического вещества нефтегазоносных отложений Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1984. - 113 с.
10. Катагенез и нефтегазоносность // Г.М. Парпа-рова, С.Г. Неручев, А.В. Жукова и др. - Л.: Недра, 1981. - 240 с.
11. Гриненко В.С., Князев В.Г. Стратиграфия юрских отложений Хапчагайского и Лено-Вилюйского районов: расчленение и межрегиональная корреляция // Отечественная геология. - 2008. - №5. - С.72-78
12. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. - М.: Наука, 1984. - 264 с.
13. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. - Л.: Недра, 1969. - 240 с.
14. Неручев С.Г., Рогозина Е.А. Геохимические основы прогноза нефтегазоносности. - СПб.: ВНИГРИ, 2010. - 280 с.
15. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. - М.: Недра, 1976. - 250 с.
Поступила в редакцию 25.04.2013
УДК 622.276.72
Изучение свойств полимерных растворов и эффективности вытеснения ими нефти в специфических условиях месторождений
Юго-Западной Якутии
АС. Портнягин, А.Ф. Федорова, ЕЮ. Шиц, Ю.Э. Шилова
Изучены особенности реологического поведения и уровень нефтевытеснения растворов с различной концентрацией карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и полиэтиленгликоля (ПЭГ) в условиях коллекторов с низкими пластовыми температурами и высокой минерализацией пластовых вод.В результате проведенных исследований показано, что исследованные растворы вытеснения на основе Ыа-КМЦ 5 и 7 г/л обладают высокими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН) и могут быть рекомендованы для практического применения.
ПОРТНЯГИН Альберт Серафимович - м.н.с. ИПНГ СО РАН, al220282@mail.ru; ФЕДОРОВА Айталина Федоровна - к.т.н., в.н.с. ИПНГ СО РАН; ШИЦ Елена Юрьевна - к.т.н., зав. лаб. ИПНГ СО РАН; ШИЛОВА Юлия Эдуардовна - аспирант ИПНГ СО РАН.
Ключевые слова: карбоксиметилцеллюлоза, полиэтиленгликоль, коэффициент извлечения нефти, специфические пластовые условия.
The paper considers the characteristics of the rheological behavior and the level of oil displacement of solutions with different concentrations of carboxymethyl cellulose (CMC) and polyethylene glycol (PEG) in reservoirs with low layer temperatures and high mineralization of the formation water. It is showed that the investigated solutions based on Na-CMC of 5 and 7 g/l have high values of oil recovery and can be recommended for a practical usage.
Key words: carboxymethyl cellulose, polyethylene glycol, oil recovery, specific layer conditions.
Введение. Эффективность извлечения нефти промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.
Республика Саха (Якутия) привлекает инвесторов огромными (1,5-2 млрд. т) запасами «черного золота» [1]. Так, к 2020 г. уровень добычи нефти в Якутии выйдет на отметку в 20 млн. т в год [2]. На государственном балансе республики на сегодняшний момент находятся 34 углеводородных месторождения, в том числе 15 нефтяных. Наиболее крупные: Чаяндинское, Талаканское, Среднеботуобинское и Таас-Юряхское - практически готовы к промышленной разработке; в опытно-промышленной эксплуатации находятся Талаканское, Иреляхское и Среднеботуобинское месторождения.
Тем не менее для любого из месторождений актуален поиск метода извлечения сырья, технологии повышения нефтеотдачи, выбор которых зависит от условий каждого конкретного коллектора. Основной отличительной особенностью нефтяных месторождений Юго-Западной Якутии являются аномально низкие пластовые температуры и давления. Так, пластовые температуры месторождений, залегающих на глубинах от 1100 до 2000 м, составляют 12-16оС, что на 40-50оС ниже среднемировых (при геотермическом градиенте 3оС/100 м). Кроме того, спецификой месторождений является также значительная (< 300 г/л) минерализация пластовых вод. А это значит, что для предотвращения потери продуктивности скважин по причине ухудшения фильтрационно-емкостных свойств приобретают актуальность изучение характеристик вытесняющих агентов и определение совместимости внутрипластовых флюидов с нагнетаемыми в пласт жидкостями. Действительно, ранее проведенными в ИПНГ СО РАН исследованиями, на примере Иреляхского месторождения, расположенного вблизи юго-западной окраины г. Мирного, было показано, что применение высокоминерализованных раство-
ров вытеснения малоэффективно, так как приводит к сульфатизации и кальцинированию породы-коллектора по причине чего значительно снижается дебит добывающей скважины [3].
Таким образом, наши научные исследования и их результат нацелены на поиск и адаптацию существующих технологических методов вытеснения в рамках условий извлечения нефти на месторождениях РС(Я).
Так как метод полимерного заводнения успешно используется для извлечения нефти с высокой вязкостью в условиях различных стадий выработки месторождения, а также полностью вписывается в общую схему разработки большинства нефтяных месторождений Юго-Западной Якутии, целью исследований являлось экспериментальное изучение повышения неф-теизвлечения путем применения вытесняющих полимерных составов.
Объекты и методы. Натриевая соль карбок-симетилцеллюлозы (№-КМЦ) марки «Камцелл - О» ТУ 2231 - 002 - 50277563 - 00. Выбор раствора вытеснения обусловлен следующим: водные растворы №-КМЦ и метод полимерного заводнения широко и успешно применялись и применяются с целью повышения эффективности вытеснения нефти на месторождениях с различными петрофизическими и геологическими характеристиками, в том числе и за рубежом, в США, Китае и т.д.; №-КМЦ представляет собой модифицированный природный полимер и по сравнению с другими синтетическими аналогами, например полиакриламидом (ПАА), является менее дефицитным и дорогим, что важно с экономической точки зрения [4].
Полиэтиленгликоль (ПЭГ-1500, ПЭГ-6000). Структурная формула имеет следующий вид: HO-CH2-(CH2-O-CH2-)n-CH2-OH, где п=1500 или 6000.Выбор полимера в качестве основы раствора вытеснения обусловлен тем, что поли-этиленгликоль - агент, повышающий эффективность вторичной нефтеотдачи, который также широко используется в мировой практике при добыче нефти.
Хлорид кальция (CaCl2) марки «Лабтех» ТУ 6-09-5077-83. Использование этой соли объясняется тем, что химический состав пластовых
вод Улаханского и Бутуобинского горизонтов Иреляхского ГНМ относятся, согласно классификации подземных вод по уровню минерализации, к крепкорассольным минеральным водам (160 г/л и выше) [5] хлоркальциевого типа.
Нефть Иреляхского ГНМ относится к легким малосернистым нефтям с содержанием серы 0,45%, средней плотностью 853 кг/м3 и вязкостью 17-21 мПас [6]. Вязкость приготовленных растворов ПЭГ, №-КМЦ при температурах 10оС и 20оС определялась по ГОСТ 33-82 [7], плотность водных растворов с различной концентрацией полимеров - по ГОСТ 390085.
Нефтевытесняющие свойства растворов полимеров определялись на установке УИПК-02М, входящей в исследовательский комплекс АКМ, в соответствии с ГОСТ 26450.2-85 при температуре 10°С. Порода-коллектор Ирелях-ского ГНМ РС(Я) сложена в основном песчаниками с преобладающей однородностью пустотного пространства. Средний коэффициент пористости составляет 9,47%, средний коэффициент проницаемости по газу - 0,23 мкм2. При определении фильтрационных характеристик использовалась искусственная модель пористой среды - прессованный песчаник. Для определения нефтевытесняющей способности растворов на основе водорастворимых полимеров и высокоминерализованного раствора вытеснения образцы керна насыщали дегазированной нефтью Иреляхского ГНМ.
Полученные результаты и их обсуждение. Впервые проведены комплексные исследования реологических и нефтевытесняющих свойств растворов на основе ионогенных и неионоген-ных полимеров в имитированных условиях месторождений, характеризующихся низкими пластовыми температурами и отягощенных высокой минерализацией пластовых вод.
В результате исследования физико-химических свойств растворов полимеров (табл.1) выявлены водополимерные растворы с наилучшими технологическими свойствами, т.е. с максимальной вязкостью при 10оС и минимальной при 20оС: КМЦ 3, 5 и 7 г/л; ПЭГ 20, 30 и 50 г/л. Установлено, что плотность растворов на основе КМЦ и ПЭГ практически не изменяется. Таким образом, при планировании методов увеличения нефтеотдачи, основанных на закачке в пласт водополимер-
ных растворов на основе КМЦ и ПЭГ, в указанных условиях можно ограничиться определением их вязкости при температурах эксплуатации.
Эффективность полимерного воздействия во многом зависит от состава и количества солей в пластовых водах и растворах, используемых в качестве агента нефтевытеснения. Снижение нефтевытесняющей способности полимерных растворов обусловлено тем, что и при приготовлении, и при контакте технологических жидкостей с пластовыми водами происходят деструкция молекул, абсорбция химических реагентов, образование осадков, инверсия первоначальных структур [8].
Установлено, что растворы вытеснения на основе КМЦ и ПЭГ химически совместимы с высокоминерализованными пластовыми водами хлоркальциевого типа (минерализация 200, 300, 400 г/л), так как при их взаимодействии максимальное изменение вязкости составляет не более 24%. Таким образом, загущающая способность ПЭГ и КМЦ при контакте с пластовой водой высокой степени минерализации не снижается, деструкция полимеров не наблюдается.
Количество извлекаемой нефти характеризует вытесняющую способность агента вытеснения. В результате проведенных исследований нефте-вытесняющих свойств растворов полимеров в широком диапазоне концентраций в имитированных условиях низких пластовых температур установлено, что их эффективность так же определяется реологическими характеристиками растворов (рисунок). Так, растворам ПЭГ (30 г/л) и КМЦ (7 г/л) соответствуют одинаковые значения как КИН (61%), так и динамической вязкости (2,1 мПа-с). Показано, что по реологическим характеристикам существует оптимум, соответствующий максимальному уровню КИН, наибольший эффект при вытеснении обеспечиТ а б л и ц а 1
Физико-химические свойства растворов полимеров
КМЦ, 3 г/л КМЦ, 5 г/л КМЦ, 7 г/л ПЭГ, 20 г/л ПЭГ, 30 г/л ПЭГ, 50 г/л
Плотность при 10 °С, г/см3 0,997 0,994 0,996 0,997 0,998 1,006
Плотность при 20 °С, г/см3 0,998 1,006 1,010 0,995 1,002 1,006
Динамическая вязкость при 10°С, мПас 1,94 1,67 2,0 1,52 2,12 2,69
Динамическая вязкость при 20°С, мПас 1,30 1,39 1,67 1,22 1,58 2,01
Соотношение вязкости нефти и раствора полимера при 10°С 5,7 5,3 4,1 5,8 4,1 3,3
Изменение вязкости раствора полимера при совмещении с пластовой водой (минерализация 200 г/л), % 8,7 9,6 18,4 3,4 4,6 9,9
Изменение вязкости раствора полимера при совмещении с пластовой водой (минерализация 300 г/л), % 9,8 11,0 20,5 2,0 2,2 10,8
Изменение вязкости раствора полимера при совмещении с пластовой водой (минерализация 400 г/л), % 11,6 12,2 23,9 2,6 3,4 14,0
Коэффициент извлечения нефти 56 68 61 31 61 33
Зависимость динамической вязкости и коэффициента извлечения нефти от концентрации полимера в вытесняющей композиции
вается в тех случаях, когда величина соотношения вязкостей нефти и полимерного агента находится в пределах от 4,1 до 5,7.
Необходимо отметить, что КИН указанных растворов полимеров на 21-28% выше по сравнению с используемым в настоящее время агентом нефтевытеснения Иреляхского ГНМ.
Для большинства месторождений Республики Саха (Якутия) характерна технологическая схема добычи нефти - это сезонное заводнение при перекомпенсации отбора нефти закачкой высокоминерализованного раствора вытеснения. Таким образом, неоспоримым, и с экономической точки зрения, достоинством предлагаемого решения является факт того, что метод водополи-мерного воздействия на пласт-коллектор вписывается в существующую схему разработки большинства месторождений Юго-Западной Якутии. Однако необходимо дополнительно будет построить установки дозирования химреагентов, либо непосредственно на месторож-
Т а б л и ц а 2
Сравнение экономической эффективности при применении разных агентов вытеснения (на примере Иреляхского ГНМ)
Количест- Затраты на При-
Агент вытес- во добытой КИН, добычу НДПИ, быль, Экономическая
нения нефти, % 1 т. нефти, млн.руб. млн. эффективность
тыс.т тыс.руб. руб.
ВМР 61,0 40 2,5 265,8 252,7 -
ПЭГ (20 г/л) 47,3 31 4,99 206,1 78,2 Ниже на 70%
ПЭГ (30 г/л) 93,0 61 4,69 405,2 209,0 Ниже на 17%
ПЭГ (50 г/л) 50,3 33 8,35 219,2 -85,9 Добыча убыточная
КМЦ (3 г/л) 85,4 56 2,7 371,5 336,8 Выше на 33%
КМЦ (5 г/л) 103,7 68 2,52 451,8 400,5 Выше на 58%
КМЦ (7 г/л) 93 61 2,94 405,2 344,0 Выше на 36%
дении в виде стационарного объекта, либо в виде мобильных кустовых установок. Предварительный расчет экономической эффективности применения предлагаемого технологического решения производился на примере Иреляхского ГНМ. Так, для расчета экономической эффективности были приняты следующие условия и допущения: объем добываемой нефти на Иреляхском месторождении составляет 61 тыс.т в год, годовой объем закачиваемого агента вытеснения равен 88 тыс. м3. При использовании высокоминерализованного раствора (ВМР) КИН сопоставим со значением, полученным в лабораторных исследованиях, и составляет 40%. Исходя из этого можно предположить, что внедрение метода полимерного заводнения приведет к увеличению объема добытой нефти до 93 тыс.т нефти, так как при использовании в качестве агента нефтевытеснения раствора ПЭГ с концентрацией 30 г/л КИН составит 61% и до 103,7 тыс.т нефти при КИН 68% для раствора КМЦ с концентрацией 5 г/л. При этом вероятно, что при увеличении КИН пропорционально его увеличению повысится и темп отбора нефти (табл.2), так как с заменой закачиваемого агента вытеснения его объем не меняется.
Однако для обоснования применения метода полимерного заводнения недостаточно наличия ожидаемого технологического эффекта, который выражается в дополнительной добыче нефти и увеличении КИН. Необходимо рассчитать экономическую эффективность на основе сопоставления проведенных затрат базового варианта и разработки с применением водорастворимых полимеров. Для расчета экономической эффективности применения растворов полимеров учтены налог на добычу полезных ископаемых, себестоимость добычи нефти с учетом затрат на закупку и транспортировку полимеров. Так, стоимость 1 т КМЦ и ПЭГ одинакова и составляет 52 тыс.руб. (г. Дзержинск). Требуемый объем агента вытеснения в год составляет 88 тыс. м3, т.е. при использовании растворов ПЭГ с концентрацией 30
г/л
КОЛОСОВ
потребуется 2638 т полимера, а при использовании КМЦ с концентрацией 5 г/л - 439,7 т, таким образом расходы на закупку ПЭГ и его транспортировку составят примерно 39,6 млн. руб. и 6,6 млн. руб. на закупку и транспортировку КМЦ.
Расчетная прибыль, с учетом всех затрат на добычу нефти, составит при использовании в качестве агента вытеснения раствора ПЭГ с концентрацией 30 г/л 209,0 млн. руб., раствора КМЦ с концентрацией 5 г/л 400,5 млн. руб., в то время как при использовании ВМР в качестве агента нефтевытеснения прибыль предприятия составляет 252,7 млн.руб. при цене на нефть 11 тыс. руб. за 1 т.
В результате произведенных расчетов установлено, что применение растворов ПЭГ с концентрацией 50 г/л окажется убыточным, т.к. затраты на проведение мероприятия и добычу нефти превышают выручку от реализации добытой нефти. Использование растворов ПЭГ с концентрациями 20 и 30 г/л по сравнению с высокоминерализованным раствором не дает положительного результата, в связи с большими затратами на приготовление растворов, экономическая эффективность по сравнению с ВМР ниже на 70 и 17 % соответственно.
Наиболее экономически целесообразным в условиях месторождений с низкими пластовыми температурами и высокой минерализацией пластовых вод является применение растворов КМЦ, которое приведет также к увеличению экономической эффективности добычи нефти на 33-58% (табл.2).
Таким образом, для совершенствования метода заводнения на месторождениях Юго-Западной Якутии в результате комплексных исследований рекомендуется в качестве базового
вытесняющего агента использование раствора карбоксиметилцеллюлозы с концентрацией 5 г/л.
Заключение. Впервые для нефтедобывающего комплекса месторождений Непско-Ботуо-бинской антеклизы рекомендован новый подход к решению проблемы повышения нефтеотдачи пластов за счет применения оптимально доступной технологии, которая позволяет обеспечить стабильно высокие показатели извлечения нефти и снизить фактические затраты добычи углеводородного сырья.
Литература
1. Юров С. Несметные, но неосвоенные богатства // Нефть России. - 2008. - №3. - С. 61-64.
2. Терещенко В. Якутские окна роста // Нефть России. - 2012. - №6. - С. 41-44.
3. Федорова А.Ф., Шиц Е.Ю., Сафронов А.Ф., Портнягин А.С. Исследование совместимости пластовой воды Иреляхского ГНМ с агентами поддержания пластового давления // Нефтяное хозяйство. -2008. - №1. - С. 82-85.
4. Энциклопедия полимеров / Ред. коллегия: В.А. Кабанов (глав. ред.) [и др.] Т.1 - М.: Советская энциклопедия, 1974. - 1224 с.
5. Иванов В.В., Невраев Г.А. Классификация подземных минеральных вод. - М.: Недра, 1964. - 166 с.
6. Дияшев Р.Н. Технологическая схема разработки Иреляхского газонефтяного месторождения. - Бу-гульма: В-КРО РАЕН и ТатНИПИнефть, 2000. - 339 с.
7. ГОСТ 33-82. Метод определения вязкости растворов стеклянным вискозиметром. - М.: Государственный комитет СССР по стандартам, 1982. - 19 с.
8. Жданов С.А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи в России // Нефтяное хозяйство. -2008. - №1. - С. 58-61.
Поступила в редакцию 21.03.2013
УДК 598.19+56(116.3X571.56)
Предназначение вздутого участка спинномозгового канала в крестцовой области стегозавра Якутии
П.Н. Колосов
Обоснованы предназначение, размер и внутренняя структура расширенного (вздутого) участка спинномозгового канала в крестцовой (тазовой) области стегозавра (растительноядного динозавра). Сделано предположение, что в нём помимо гликогена (производное углевода) размещался орган, осуществлявший локомоцией. Объяснен редко встречаемый цвет (коричневый), сохраняющийся в ископаемом материале надолго в местах, где располагались кровеносные сосуды животного.
Ключевые слова: динозавры, стегозавры, вздутие в тазовой области, орган локомоции.
КОЛОСОВ Пётр Николаевич - д.г.-м.н., г.н.с. ИГАБМ СО РАН, _p kolosov @diamond.ysn.ru.
