CC BY
67
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ. НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ.
УДК 553.982(470.4/.5)
ТЯЖЕЛЫЕ ВЫСОКОВЯЗСКИЕ НЕФТИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ: УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ
© Л.А. Анисимов1, О.М. Кононенко1, Л.П. Кононенко2
2020г.
1 - ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Оренбург
2 - МГРИ им. Серго Орджоникидзе, Москва
DOI:10.24411/1997-8316-2020-11021
Аннотация: проведен анализ распространения тяжелых высоковязких нефтей Волго-Уральской области в зависимости от геологических факторов и их физико-химических параметров. Сделаны выводы об условиях образования и формирования залежей. Рассмотрена необходимость специальных исследований по выбору и обоснованию объектов, где освоение ресурсов тяжелых нефтей является рациональным как с точки зрения строения залежи, их положения в пределах месторождения, так и с точки зрения эффективности использования современных методов их разработки.
Ключевые слова: Волго-Уральская область, тяжелые нефти, вязкость, сера, парафин, разработка.
Анисимов Леонид Алексеевич e-mail: l_anisimov@yahoo.com
HEAVY HIGH-VISCOSITY OILS OF THE VOLGA-URAL REGION: GEOLOGICAL SETTING AND DEVELOPMENT PROSPECTS
L. Anisimov1, O. Kononenko1, L. Kononenko2
1- LUKOIL-Engineering 2 -MGRI
Abstract: The analysis of distribution of heavy high-viscosity oils of the Volga-Ural region on geological factors and physical and chemical parameters is carried out. Conclusions are made about the reservoir filling and geological setting of oil pools. The need for special studies on the selection and justification of objects where the development of heavy oil resources is rational both in terms of the structure of the oilfields, their position within the geological section, and in terms of the effectiveness of using modern methods of their development is considered.
Key words: Volga-Ural region, heavy oil, viscosity, sulfur, paraffin, development.
Волго-Уральская нефтегазоносная область характеризуется широким распространением залежей тяжелых высоковязких нефтей. Этот факт привлекает особое внимание к перспективам их освоения с учетом ресурсной базы и проблем с их добычей, транспортировкой и переработкой. Имеется значительное число опубликованных работ, где дается информация о распространении таких нефтей в различных районах Волго-Уральской области и характеристика их качества [6,15,17,18]. Наряду с широким распространением тяжелых нефтей практически по всей территории Волго-Уральской области, следует отметить широкий стратиграфический диапазон их залегания по разрезу палеозоя. В этих условиях необходимы специальные исследования по выбору и обоснованию объектов, где освоение ресурсов тяжелых нефтей является рациональным как с точки зрения строения залежи, их положения в пределах месторождения, так и с точки зрения эффективности использования современных методов их разработки.
Для подхода к решению озвученных вопросов и выбору перспективных объектов разработана специальная база данных по тяжелым, высоковязким нефтям Волго-Уральской области. База данных включает сведения более чем по 400 залежам по следующим позициям:
• глубина
• пластовая температура
• газосодержание
• возраст
• пористость
• проницаемость
• коэффициент нефтенасыщения
• плотность нефти
• вязкость
• содержание серы
• парафин
• смолы и асфальтены
• температура застывания
• извлекаемые запасы
Наличие многочисленных залежей тяжелых нефтей - важнейшее явление для Волго-Уральской области. Их распространение прослеживается в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, Пермского края, а также Оренбургской, Самарской, Ульяновской, Саратовской, Волгоградской областей, т.е. практически по всей ее территории.
Нефтяные залежи залегают на глубинах от нескольких десятков до 3000 м и более. Распределение залежей по глубине представлено на рисунке 1. Можно было бы допустить, что утяжеление нефти легче происходит на малых глубинах. Однако подавляющее количество залежей (290 из 442) залегают на глубинах от 1000 до 1500 м.
Анализ изменений плотности нефтей от геологического возраста нефтевмеща-ющих пород показал, что тяжелые нефти Волго-Уральской провинции приурочены в основном к отложениям среднего и нижнего карбона (рис. 2).
Наиболее многочисленная группа тяжелых нефтей связана с органогенными постройками турнейского возраста и перекрывающими их бобриковскими терриген-ными отложениями, образующими часто структуры облекания. На многих месторождениях высокую плотность имеют нефти тульских отложений и карбонатной толщи нижнего и среднего карбона. Материалы по нефтегазоносности рифогенных структур Камско-Кинельской зоны прогибов и по биогермам внутренних шельфовых построек (например, склоны Альметьевской вершины) свидетельствуют, что как в турнейских, так и в бобриковских отложениях нефти характеризуются сходным удельным весом
Рис. 1. Распределение залежей тяжелой нефти по глубине залегания, общее количество залежей 442
и содержанием серы. В ряде месторождений (Волчье, Киргизовское, Горностаевское, Загрядское, Столетовское и др.) тяжелые нефти сходного состава отмечены во всех упомянутых горизонтах. Оставшиеся нефти распределились следующим образом: в девонской системе 7,7%, в пермской 12,9%.
Формирование залежи тяжелой нефти возможно в результате двух процессов:
• тяжелая вязкая нефть формируется в соответствующих геолого-фациальных условиях и заполняет в силу ее высокой вязкости наиболее проницаемые и высокоемкие части резервуара;
• утяжеление нефти связано с вторичными процессами, которые приводят к удалению легких фракций и окислению нефти сульфатами и кислородом.
В первом случае предполагаются достаточно однородные параметры нефти по площади и разрезу, во втором должны прояв-
ляться признаки неоднородности свойств нефти в объеме залежи с соответствующими подходами к их разработке.
Сходство физико-химических параметров нефтей по разрезу среднего и нижнего карбона может послужить веским аргументом в пользу единого источника нефтеобразования. Так, по разрезу Загряд-ского месторождения в диапазоне глубин 1085-1490 м нефти имеют сходные параметры для всех залежей среднего и нижнего карбона (таблица 1).
Рифы нижнепермского возраста Пре-дуральского прогиба и бортового уступа Прикаспийской впадины содержат вторую группу тяжелых нефтей. На их фоне выделяются тяжелые нефти с содержанием серы до 4-5% (Верхне-Чусовское, Ир-ныкшинское, Покровское, Кунакбаевское, Кожакское и некоторые другие месторождения). Высокосернистые нефти содер-
Рис. 2. Распределение залежей тяжелой нефти по возрасту вмещающих отложений,
общее количество залежей 469
жатся также в складках кинзебулатовского типа, где коллекторами служат трещиноватые мергели, известняки и доломиты сакмаро-артинского возраста, перекрытые сульфатными породами кунгура. В разрезе продуктивных частей отмечены прослои пористых известняков и конгломератов. Тяжелые нефти в перекрывающих отложениях верхней перми также представляют достаточно многочисленную группу.
Плотность и вязкость Волго-Уральских нефтей изменяются в весьма широких диапазонах - от очень легких (0,80 г/см3) до
сверхтяжелых (> 0,96 г/см3) и от маловязких (10 мм2/с) до сверхвязких (> 500 мм2/с). Намечается достаточно четкая зависимость повышения вязкости с утяжелением нефти (рис. 3).
Вязкость и плотность нефти во многом определяются содержанием серы, смол и асфальтенов. Содержание металлов, прежде всего ванадия, также определяет в некоторой мере плотность и вязкость нефтей. Некоторые авторы отмечают, что нефти, сконцентрированные в карбонатных породах, в среднем являются более тяжелыми и вязкими с большим содержанием смол,
Таблица 1.
Физико-химические параметры залежей тяжелых нефтей Загрядского месторождения
Возраст Глубина, м Плотность, кг/м3 Вязкость, МПа*с Сера, %
C2vr верейские(к-т) 1085 921 139,3 4,22
C2vr верейские(к-т) 1085 921 139,3 3,85
C2b башкирские(карб.) 1092 912 418 3,95
C2vr верейские(к-т) 1096 921 139,3 4,22
C2vr верейские(к-т) 1112 917 166,9 3,17
C2vr верейские(к-т) 1116 912 418 3,95
C2b башкирские(карб.) 1116 912 418 3,95
C2vr верейские(к-т) 1127 921 117,9 3,47
C2vr верейские(к-т) 1131 917 166,9 4,57
C2b башкирские(карб.) 1138 912 418 4,98
C2vr верейские(к-т) 1145 921 139,3 3,66
C2vr верейские(к-т) 1150 921 160,6 3,1
C2vr верейские(к-т) 1161 921 139,3 3,66
C2vr верейские(к-т) 1167 921 160,6 3,1
C2b башкирские(карб.) 1170 912 418 3,95
C2b башкирские(карб.) 1175 912 418 3,95
C1sерпуховские(карб.) 1212 912 418 3,95
C1s серпуховские(карб.) 1218 912 418 3,95
C1tl тульские(т) 1386 906 73,1 3,6
С1ЬЬ бобриковскиe(т) 1419 926 209 3,21
С1А тульские(т) 1469 906 73,1 3,6
С1ЬЬ бобриковские(т) 1480 926 209 3,21
С1ЬЬ бобриковские(т) 1484 926 209 3,21
C1t турнейские(к) 1490 903 43,2 3,37
асфальтенов и кокса, но с меньшим содержанием парафинов и растворенных газов.
Газосодержание тяжелых нефтей, как правило, низкое. Газовый фактор редко провышает значения 20 м3/м3. Отмечается обратная зависимость между плотностью и газосодержанием (рис. 4).
Наиболее характерным качеством неф-тей Урало-Поволжья является высокое содержание серы. Более 90% залежей тяжелых нефтей содержат высокосернистую (более 3% серы) нефть [1].
Существует несколько гипотез о причинах возникновения сернистых нефтей. Наиболее распространено представление об осернении нефтей сульфатами вод в результате микробиологических процессов на контакте нефть-вода. Если допустить, что эти процессы идут в пределах небольшого слоя даже в условиях постоянного поступления сульфатов с подземными водами, то осернение всего скопления углеводородов с большим этажом нефтеносности не может произойти.
980
960
940
ГП
Е
м 920
иО1 -
и с
Н 900 о ч С
880
860
840
о ►
о О о о о <> <> с
Л Л * о % о <р о П с о о О < г— ♦ о о о <2
<Ъ <ъ < £ ♦и ь о 4
% V ОЙ ? <> <$ о о о
V <> <-> оо
о <>
о
О
820
10
100 1000
Вязкость в пластовых условиях. МПа*с
10000
Рис. 3. Зависимость плотности от вязкости залежей нефти Волго-Уральской провинции, общее количество залежей 461, коэффициент корреляции 0,3
Рис. 4. Зависимость плотности от газосодержания залежей тжелой нефти Волго-Уральской провинции, общее количество залежей 91, коэффициент корреляции -0,53
Потеря нефтями легких фракций при миграции приводит к увеличению содержания общей серы в нефти, так как основное ее количество присутствует в высококипя-щих фракциях. Однако если первоначальное содержание серы было низким, то этот процесс не приведет к существенному увеличению степени осернения нефтей.
Связь осернения нефтей с распределением рассеянного органического вещества по разрезу на примере нефтяных месторождений Западной Сибири позволила А. А. Карцеву и др. [10] сделать вывод о первичности серы в нефтях в том отношении, что органическое вещество, давшее начало нефтям, подвергалось осернению на стадиях раннего диагенеза и седиментогенеза.
Однако нельзя исключать другие факторы, ведущие к осернению нефтей. Бортовые зоны внутриформационных впадин Волго-Уральской области - наиболее вероятные участки разгрузки подземных вод глубоких горизонтов, так как осадочный чехол здесь значительно ослаблен движениями блоков фундамента. Разгрузка подземных вод усиливала процесс отложения карбонатных, а в ряде случаев и сульфатных солей в бассейне седиментации. Таким образом, зоны сочленения шельфовых и депрессионных зон платформенных областей интересны не только с точки зрения возникновения особых структур в период карбонатной седиментации, но и тем, что в их пределах происходит разгрузка глубинных растворов, обогащенных сульфатами и карбонатами. В связи с этим представляют интерес факты о том, что углеводороды сами по себе могут являться факторами миграции сульфатов. Проведенные нами исследования по составу неорганических солей, содержащихся в нефтях, показали, что водные экстракты безводных нефтей
Волгоградской области существенно обогащены сульфатными и карбонатными ионами, а их концентрация примерно на порядок превышает концентрацию хлоридов.
ПАРАФИНЫ
Скоробогатовым В. А. в 1976 г. был предложен коэффициент П^ «континен-тальности» нефтей, подсчитываемый по массовому отношению содержания твердых УВ-парафина (П) и серы применение которого позволило четко разделить на генетической основе нефти из юрских и неокомских залежей УВ Западной Сибири [9]. Данный коэффициент является генетическим, поскольку парафин и сера в нефтях являются своеобразными антиподами [2]. Основными источниками осерне-ния нефтей считаются сульфаты морской воды, в то время как воды континентального генезиса не содержат сульфатов в таких концентрациях, как в морской воде. С погружением пород и ростом пластовых температур до 160°С плотность и в меньшей мере сернистость битумоидов и неф-тей в залежах прогрессивно уменьшаются, вместе с тем в изменениях содержания парафина закономерности не установлено.
В Волго-Уральской области наиболее интересное открытие нефти с аномальным содержанием парафина сделано в сред-недевонских отложениях Волгоградского Правобережья. Здесь в скважине 2 Ольховской на глубине 3481-3491 м получена нефть с содержанием парафина 35,27%, однако ранее содержание парафина в неф-тях, приуроченных к этим отложениям, не превышало 6-7%. Нефть легкая, плотность 811кг/м3, малосернистая (0,21% масс.), температура застывания 37°С. По заключению А. Я. Куклинского [13] генезис нефти связан со смешанным органическим веще-
ством сапропелевого и гумусового типов в зоне катагенеза МК3 ^0=1,01%) на границе перехода от главной зоны нефтегазо-образования к газоконденсатной зоне.
Что касается других геохимических параметров этого интервала, то обращает внимание тот факт, что пробы растворенного газа характеризуются повышенным содержанием СО2 до 20%. Также стоит отметить присутствие водорода от 0,04 до 0,62%, что не характерно для нефтяных газов. Во-дорастворенный газ характеризуется повышенным содержанием углекислого газа (до 35,8%) и азота (до 82,23%), водорода до 0,91%, гелия до 0,33%. Вода из отложений карбонатного девона имеет обычный состав, минерализация до 240 г/л.
Сильное влияние на содержание парафина в нефтях оказывают процессы вторичного преобразования. При активном гипергенезе его концентрация постепенно уменьшается вплоть до полного исчезновения. В то же время при нагревании нефти парафины могут образовываться за счет разложения смол, на что указывал еще А. Ф. Добрянский в своей известной книге по геохимии нефти [8]. Эксперименты по водному пиролизу углесодержащих палеогеновых отложений континентального шельфа Вьетнама показали значительный выход парафинистой нефти и повышение концентраций насыщенных углеводородов при повышении температуры.
При фазово-ретроградных процессах на путях миграции флюидов может происходить перераспределение парафина, образуются зоны, аномально обогащенные парафином за счет его локального выпадения, и, соответственно, зоны с пониженными концентрациями парафина. В таких случаях формируются нефти, резко отличающиеся по содержанию парафина от основной
массы нефтей. На такую возможность образования нефтей с аномальным содержанием парафина указывает З. М. Кузьбожева [12] для Тимано-Печерской провинции, где на месторождениях Печергородское и Кырта-ель в нефтях среднедевонских отложений содержание парафина достигает 37%.
Выпадают из закономерности нефти ряда месторождений Ульяновской области, описанные в статье Ю. А. Головко и др. [3]. Нефти этих месторождений отличает как высокое содержание серы (до 5,3%) и смол (до 14,2%), так и высокое содержание парафинов (до 15,6%). Аномальное содержание парафина (до 41%) характерно для Фурманского месторождения в Самарской области. Таким образом, четкой обратной зависимости между содержанием серы и парафина для тяжелых нефтей Волго-Уральской области нет (рис. 5).
Для объяснения генезиса таких нефтей необходим серьезный геологический анализ условий формирования залежей. В частности, нельзя исключать смешение различных типов нефтей при многоэтапном заполнении ловушек.
МЕТАЛЛОНОСНОСТЬ НЕФТЕЙ
Тяжелые нефти Волго-Уральской области наиболее богаты металлами и суммарно содержат более 100 тыс. тонн извлекаемых запасов окиси ванадия и 4,6 тыс. тонн никеля. Рекордные показатели пятиокиси ванадия содержатся в месторождениях Ульяновской области: Зимницком - 659-1954 г/т, Кондаковском - 1922 г/т, Филипповском и Северо-Филипповском - 1130-1219 г/т.
ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
Тяжелые нефти и природные битумы характеризуются высоким содержанием
<
♦
♦
о О о
о П А V V ч о о о о 1 Л о О О
4 < г о £ $ <>< <> >0 <1 *> 1 Л о
> ♦ " о ❖ о о < о "5 г
о о О о о ♦ 0
о 0
0.1 1 10 100
Содержание парафина, 0 о
Рис. 5. Зависимость содержания серы от содержания парафина залежей нефти Волго-Уральской провинции, общее количество залежей 366, коэффициент корреляции -0,2
ароматических углеводородов, смолисто-асфальтеновых веществ, высокой концентрацией металлов и сернистых соединений, высокими значениями плотности и вязкости, повышенной коксуемостью, что приводит к высокой себестоимости добычи, практически невозможной транспортировке по существующим нефтепроводам и нерентабельной по классическим схемам нефтепереработке. Доведение исходного сырья до требуемого качества достигается разбавлением более легкой нефтью или переработкой до получения так называемой синтетической нефти. Иногда для транспортировки тяжелых высоковязких неф-тей строятся специальные трубопроводы
с подогревом, что также увеличивает издержки производства.
Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографи-ческими условиями и т.д. Опыт освоения ресурсов тяжелых нефтей и битумов в других странах, прежде всего в США, Канаде и Венесуэле, может оказаться особенно
полезным. За рубежом предпринимаемые в этих направлениях усилия приносят результаты. Новейшие исследования показывают, что за последние 15 лет на основе промышленного освоения современных МУН мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза - на 65 млрд тонн, а проектная нефтеотдача приблизилась к 50% (в США), что в 1,6 раза больше чем в России. Эти показатели достигнуты на фоне заметного ухудшения структуры запасов и увеличения доли трудноизвлека-емых и нетрадиционных ресурсов нефти.
Ресурсная база тяжелых нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции России характеризуется различной степенью разведанности и выработанности. Положение залежей тяжелой нефти в разрезе месторождения во многом определяет перспективы ее освоения. Как правило, нефти высокого качества активно разрабатываются, поэтому залежи легкой нефти находятся в зрелой и поздней стадии, в то время как залежи тяжелой нефти остаются на потом. Сложившуюся инфраструктуру на промысле целесообразно использовать для организации разработки оставшихся залежей. Кроме того, можно предусмотреть использование легкой нефти в качестве растворителя для интенсификации добычи тяжелой нефти.
Большинство российских НПЗ не рассчитаны на переработку тяжелых высоковязких нефтей. Некоторые тяжелые высоковязкие нефти могут быть переработаны на НПЗ в смеси с обычными нефтями по традиционным технологиям. Другие могут перерабатываться только на специализированных предприятиях, выпускающих ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Решение вопроса рациональной переработки тяжелых высоковязких нефтей затрудне-
но тем, что данные по их свойствам и составу весьма неполны, разноречивы и не носят системного характера. Отсутствие информации затрудняет привлечение новых инвесторов к решению вопроса добычи и переработки новых для них видов сырья.
В печати неоднократно отмечалось, что в Российской Федерации сложилась ситуация, когда нефтяные компании на практике не заинтересованы в применении современных методов увеличения нефтеотдачи, а вместо этого используют методы выборочной интенсификации добычи нефти из активных запасов, в том числе и в том случае если они ведут к снижению проектной нефтеотдачи. Исследователи справедливо отмечают, что в период высоких цен на нефть большинство добывающих компаний в России, стремясь получить сверхприбыль, вели интенсивный отбор углеводородов из высокодебитного фонда скважин, что привело к переводу значительной части извлекаемых запасов в трудноизвлекаемые и, следовательно, к огромным потерям углеводородов. Дополнительная добыча за счет применения современных методов в России стабильно снижается, и ее объем в общей добыче нефти практически не заметен.
ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ
В настоящее время используются разнообразные методы разработки месторождений природных битумов, применимость которых обусловливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографиче-скими условиями, наличием инфраструктуры и другими факторами [4,5,7,11,14,16]. Наиболее популярными являются добыча карьерным способом и тепловые методы
добычи. На сегодняшний день известно достаточно много технологий извлечения тяжелых нефтей и природных битумов, которые на практике доказали свою эффективность: это циклическая закачка пара (Cyclic Steam Stimulation - CSS), парогра-витационный метод дренирования (Steam-Assisted Gravity Drainage - SAGD), холодная добыча (Cold heavy-oil production with sand - CHOPS), извлечение растворителями в парообразном состоянии (Vapor Extraction - VAPEX), процесс с добавлением растворителя (Solvent Aided Process - SAP), комбинации внутрипластового горения и добычи нефти из горизонтальной скважины (Toe to Heel Air Injection - THAI), новая технология CAPRI (CAtalytic upgrading PRocess In-situ) на базе THAI, предполагающая использование катализаторов окисления.
При карьерном методе разработки насыщенная битумом порода извлекается открытым способом, в связи с чем возможность применения этого метода ограничивается глубиной залегания пластов до 75 м. Карьерным способом могут быть добыты менее 40% запасов канадских природных битумов. После извлечения породы требуется проведение дополнительных работ по получению из нее синтетических углеводородов (на установках апгрейдерах).
Наиболее перспективным тепловым методом разработки месторождений канадских природных битумов считается технология SAGD, разработанная британской нефтегазовой компанией BP (Beyond petroleum, до мая 2001 г. компания носила название British Petroleum). Технология SAGD предусматривает бурение двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через неф-тенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Пар, получаемый при помощи при-
родного газа, нагнетается в одну из скважин, которая проходит примерно на 5 м выше добывающей скважины. Пар нагревает и снижает вязкость битума, который вместе с конденсированным паром стекает в добывающую скважину. Поскольку нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки экономически выгодным.
Результаты анализа опубликованных данных показывают, что тепловые методы эффективно используются в широком диапазоне вязкости нефти (20-50000 мПа*с) в крайне неоднородных трещиноватых коллекторах. В последнее время в разных странах мира за счет тепловых методов ежегодно добывается около 80 млн т нефти. В процессе эксплуатации указанных месторождений накоплен большой промысловый опыт освоения новых технологий и технических средств для добычи высоковязких нефтей в различных геолого-промысловых условиях: разработан уникальный термошахтный метод, позволивший повысить КИН от 5 до 55-60%; впервые в стране освоены технология и технические средства для закачки пара с температурой более 300°С на глубину до 1400 м на Усинском месторождении. Однако, несмотря на эти достижения, потенциал огромных ресурсов высоковязкой нефти используется недостаточно: объемы закачки пара и добычи нефти последние десять лет практически не увеличиваются, а темпы отбора нефти составляют всего 0,6% начальных извлекаемых запасов.
Следует отметить также, что из-за потерь тепла на коммуникациях пар закачивают на глубину, обычно не превышающую 800-900 м. Повысить эффективность использования тепла можно путем строительства модульных электростанций на
месторождении. В этом случае перегретый пар является вторичным ресурсом и может быть использован для закачки в пласт. Другим методом может служить использование бинарных смесей, когда в результате реакции при их смешении выделяется тепло. Бинарные смеси закачивают холодными по отдельным каналам, и потому они могут пройти до любой глубины без потери тепла в коммуникациях.
В настоящее время широко применяются как для получения товарной нефти, так и при подготовке нефти к переработке на НПЗ технологии компаундирования (блендинга, нормализации). Процесс компаундирования нефти - абсолютно необходимый процесс в технологии подготовки нефти для поставки на рынок. Помимо смешивания для получения товарной нефти, технологии компаундирования широко применяются в нефтепереработке. На многие НПЗ нефть поступает на переработку в виде смеси различных сортов, ассортимент и объемы которых могут значительно разниться. Технологии смешивания сырья позволяют максимально эффективно использовать сырье, доступное на рынке. Один из самых распространенных нефтяных сортов на североамериканском рынке -Western Canadian Select - представляет собой результат блендинга. В его состав входят битумы, легкая синтетическая нефть из битуминозных песков, газоконденсат и как минимум 25 потоков традиционной и нетрадиционной тяжелой нефти с месторождений канадской провинции Альберта.
Несмотря на широкое распространение данных технологий при транспортировке и переработке нефти, эти процессы при добыче нефти почти не используются. В то же время закачка легкой нефти в призабойную зону с тяжелой нефтью может значительно
снизить скин-эффект и повысить дебит скважины. Естественно, что для внедрения таких методов в интенсификацию добычи вязких нефтей необходимо провести лабораторные и промысловые исследования по их совместимости на конкретных месторождениях. При смешении легких и тяжелых нефтей в отдельных случаях не исключены процессы расслоения, выпадения в осадок асфаль-тенов и другие явления, которые могут снизить проницаемость призабойной зоны.
В 2014 году под председательством И.Д. Грачева состоялось заседание Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений». На заседании было уделено особое внимание вопросам ресурсной базы, современным методам увеличения нефтеотдачи и технологиям добычи, трудноизвлекаемым запасам нефти в России, законодательству, стимулирующему разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, и др. По итогам заседания были выработаны Рекомендации органам исполнительной и законодательной власти Российской Федерации.
Основные причины медленного освоения тяжелых высоковязких нефтей в России:
• отсутствие государственной программы изучения и освоения ресурсной базы трудноизвлекаемых запасов;
• отсутствие единого подхода к классификации трудноизвлекаемых запасов (в том числе тяжелые высоковязкие нефти) и, как следствие, весьма расплывчатые представления о величине их запасов и прогнозных ресурсов;
• практически полное прекращение фундаментальных исследований, направленных на разработку научной основы
создания эффективных технологий добычи, средств и систем измерения количества добытых трудноизвлекаемых ресурсов, транспортировки и переработки тяжелых высоковязких нефтей;
• нехватка эффективных промышленных технологий и технических средств разработки тяжелых высоковязких нефтей, недостаточный объем опытно-проектных работ по испытанию новых технологий добычи;
• несовершенство налоговой политики, высокие затраты на добычу льготируемой нефти.
В то же время специалистами ОАО «Рос-геология» обобщены предложения недропользователей и научных институтов Рос-недр о создании федеральных полигонов для отработки технологий по добыче нетрадиционных ресурсов. Программа создания федеральных полигонов должна включать в себя создание государственных эталонных полигонов и мобильных эталонных установок для исследования и испытаний средств и методов измерения количества добываемых трудноизвлекаемых запасов, использование которых позволит повысить достоверность формирования государственного баланса полезных ископаемых. Данные объекты предполагается объединить в единую систему федеральных полигонов, на которых будут отрабатываться
задачи создания рентабельных технологий освоения таких ресурсов.
Комплексный подход позволит разработать технологические решения для наиболее доступных видов нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов. Должны быть приняты законодательные, нормативные, стимулирующие меры, которые позволили бы заинтересовать участников в решении задачи рентабельного освоения таких ресурсов.
Необходимо разработать меры, стимулирующие вовлечение в разработку запасов углеводородов, относимых к категории трудноизвлекаемых, в том числе разработать законодательные изменения, направленные на стимулирование недропользователей по расширенному применению методов увеличения нефтеотдачи пластов и повышению коэффициента нефтеизвлечения.
Нужно привлечь внимание научной общественности к необходимости проведения фундаментальных исследований для решения проблем добычи высоковязких нефтей и природных битумов, их разработки и переработки.
Период «дешевой нефти» закончится и для России, и освоение трудноизвлекаемых запасов станет насущной необходимостью. Готовиться к этому времени нужно уже сейчас.
Литература
1. Анисимов Л. А. Распространение и генезис высокосернистых нефтей: сб. Природные битумы и тяжелые нефти. - Санкт-Петербург: Недра.- 2006. - С. 17-32.
2. Анисимов Л. А. К вопросу об условиях залегания и генезисе нефтей с аномальным содержанием парафина /Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности: сборник материалов Международной научно-практической конференции (Санкт-Петербург, 30 июня-3 июля 2008 г.).- С-Пб.: ВНИГРИ, 2008. - С.103-111.
3. Головко Ю. А., Певнева Г. С., Головко А. К. Насыщенные углеводороды высоковязских нефтей Урало-Поволжья: сб. Природные битумы и тяжелые нефти.- С-Пб.: Недра, 2006.- С. 105-116.
4. Губина М. А., Коновалов Н. П. Способы добычи тяжелых нефтей и природных битумов// ВЕСТНИК ИрГТУ.- 2012.- № 6 (65).- С. 105-109.
5. Гудин А. Нелегкие проблемы «тяжелого сырья» // Нефть России.- 2009.- № 8. - С. 78-81.
6. Давлетшина А. Д. Нефти Волго-Уральской нефтегазоносной провинции// Молодой уче-ный.-2017.- № 3.- С. 209-212.
7. Дияшев Р. Н. Новые возможности щелочного заводнения и внутрипластового горения для разработки залежей вязких, высоковязких и тяжелых нефтей (по данным зарубежных публикаций) // Нефтяное хозяйство.- 2009. - № 9. - С.102-106.
8. Добрянский А. Ф. Геохимия нефти.- Л.: Гостоптехиздат, 1948.- 476 с.
9. Ермаков В. И., Скоробогатов В. А. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных формациях. - М.: Недра, 1984.- 205с.
10. Карцев А. А., Вагин С. Б., Дахнова М. В. К вопросу о генезисе серы в нефтях / Гензис нефти и газа.- М.: Наука, 1969.- С. 205-209.
11. Кудинов В. И. Новые технологии повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями // Нефтяное хозяйство. - 2002.- Вып. 5.- С. 92-95.
12. Кузбожева З. М. Об аномальном содержании твердого парафина в некоторых нефтях Тимано-Печорской провинции/ Природные битумы и тяжелые нефти.- С-Пб.: Недра, 2006.- С. 90-97.
13. Куклинский А. Я. Геохимические значения обнаружения девонской высокопарафинистой нефти в Волгоградском Правобережье /Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов. - М.: ГЕОС, 2005.- С. 255-257.
14. Муляк В. В., Чертенков М. В. Технология освоения залежей высоковязких нефтей (краткий обзор)// Нефтепромысловое дело.- 2006.- № 1.- С. 15-20.
15. Муслимов Р. Х. Нетрадиционные залежи нефти - существенный потенциал дальнейшего развития старых нефтедобывающих регионов //Георесурсы. - 2005.- № 1 (16).- С. 2-8.
16. Николин И. В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов // Наука - фундамент решения технологических проблем развития России.- 2007.- Вып. 2.- С. 54-68.
17. Халимов Э. М., Колесникова Н. В. Промышленные запасы и ресурсы природных битумов и сверхвысоковязких нефтей России; перспективные геотехнологии их освоения // Геология нефти и газа.- 1997.- № 3.- С. 4-9.
18. Ященко И. Г., Полищук Ю. М. Трудноизвлекаемые нефти Волго-Уральской нефтегазоносной провинции //Георесурсы.- 2008.- № 1.- С. 16-19.
