загрузка...
загрузка...
На головну

Гази вугільних басейнів

  1. У прямокутних координатах.
  2. У прямокутних координатах.
  3. І ОСНОВНЕ ОБЛАДНАННЯ ВАНН БАСЕЙНІВ
  4. Кожна стаття повинна мати прямокутну форму і складатися з прямокутних блоків
  5. Родовища в крайових частинах артезіанських басейнів
  6. ОСНОВНІ ВИМОГИ ДО ФУНКЦІОНАЛЬНОЇ ОРГАНІЗАЦІЇ БАСЕЙНІВ

Важкі (?> 0,904 г / см3) В'язкі і високов'язкі (> 30 мПа-с) нафти займають особливе місце серед нетрадиційних джерел УВ. Скупчення їх найбільш добре вивчені методами нафтогазової геології аж до експлуатаційного буріння і промислової розробки, а запаси в багатьох покладах оцінені за високими (A + B + C1) Категоріям. Промислові запаси важких нафт (ТН), що досягають в сумі декількох млрд. Т, виявлені у всіх основних НГП Російської Федерації з падаючої видобутком нафти - Тимано-Печорської (16,6% від загальних запасів), Волго-Уральської (26%) і Західно -Сибірський (54%). Значні запаси (3%) є також в районах Північного Передкавказзя і Сахаліну. Істотними є і загальні ресурси (запаси + прогнозні ресурси) ТН в цих регіонах, що досягають декількох десятків млрд. Т. [49].

Всього в Росії в даний час відкрито 480 родовищ ТН, з яких за величиною запасів 1 унікальне (Русское в Західному Сибіру), 5 найбільших, 4 великих, інші - середні і дрібні.

Родовища розташовані в широкому діапазоні глибин - від 180 до 3900 м. Температура в їх межах становить 6-65 ° С, пластовий тиск - 1,1-35 МПа. Більшість родовищ приурочено до антиклінальними структурам. Як правило, вони многопластовие. Висота покладів - від декількох метрів до перших сотень метрів.

Як і для звичайних нафт, характерна висока ступінь концентрації запасів у великих і найбільших родовищах. У них, в Західно-Сибірської НГП зосереджено 90,5% запасів ТН цієї провінції, Тимано-Печорської -70,5%. Волго-Уральської - 31,9%, в Північному Передкавказзя - 52%, на Сахаліні - 38%. Подібна закономірність характерна і для всієї РФ - 72%. Основні запаси ТН зосереджені на глибинах менше 1,5 км у 1-2 покладах великих і найбільших родовищ. Така асиметрія викликана розвитком виключно теригенних колекторів в Західному Сибіру і Сахалінської області. В інших НГП колектори - теригенні і карбонатні, і запаси розподілені в них приблизно порівну.

У фазовому відношенні більшість покладів ТН є чисто нафтовими. Виняток становить Західна Сибір, де майже всі поклади (близько 90% запасів) відносяться до категорії нафтогазових або газових з нафтової облямівкою. У газі найбільш занурених покладів відзначається присутність конденсату, в той час як газ менш глибоких покладів переважно метановий "сухий".

Ступінь освоєння родовищ ТН найбільш висока в Краснодарському краї і Сахалінської області, де накопичена видобуток ТН становить 66-72% видобутих запасів. Відповідно, накопичена видобуток по родовищах Волго-Уральської НГП - 22%, Тимано-Печорської НГП - 15%, Західно-Сибірської НГП - 3%. Максимальна освоєність відзначається в тих регіонах, де найбільше вироблені запаси легких і менш в'язких нафт [43].

Якість запасів ТН в цілому таке, що вони можуть ефективно освоюватися при сучасному рівні технологій їх видобутку [50].

В першу чергу це відноситься до відносно легким нефтям з щільністю до 0,934 г / см і в'язкістю до 30-50 мПа-с. Але не менш перспективні і більш важкі і в'язкі нафти.

Економічний ефект використання ТН буде визначатися не тільки вартістю освоєння родовищ, видобутку і транспортування нафти, а й якістю самих нафт і глибиною їх промислової переробки, в тому числі переробки на місці отримання. Чим глибше переробка, тим ширше спектр одержуваних продуктів і менше величина відходів, використовуваних зазвичай як котельне паливо. ТН - комплексне корисна копалина. Тільки з цих нафт отримують продукти зі специфічними властивостями, такі, як різні високоякісні масла і як нафтовий кокс, який використовується в кольоровій металургії і атомної промисловості, а також сировину для нафтохімічних виробництв. З них можливо витяг в промислових масштабах ванадію, нікелю та інших металів. І все це при тому, що з ТН може бути отриманий весь набір продуктів, типових для звичайних нафт [43, 50].

Сланці - джерело пального газу. У 2009 р США вийшли на перше місце в світі за обсягом видобутого і продаваного газу. Заокеанське «блакитне паливо» в настільки великих обсягах стали отримувати зі сланців шляхом глибокої та високотехнологічної їх переробки.

Американський «сланцевий прорив» гідний уважного розгляду. За даними міністерства енергетики США, в січні - жовтні 2009 р виробництво газу збільшилася в штатах на 3,9% в порівнянні з тим же періодом 2008 р - до 18,3 трлн кубічних футів (519 млрд м?3). Міненерго РФ оцінює всю російську видобуток природного газу за той же період в обсязі 462 млрд м?3. За попередніми підрахунками, за весь минулий рік США справили 624 млрд м3. У Росії обсяг видобутку скоротився до 582,3 млрд м?3 (У 2008 році було видобуто 644,9 млрд м?3).

Повернення до раніше апробованого, але визнаного «неефективним» способу вироблення газу з сланців говорить про те, що в США з'явилися нові технології. У 2008 р видобуток газу зі сланцю дала лише 10% всієї американської газовидобутку, ще 50% дали інші нетрадиційні джерела палива. Через рік сланець дав чи не більше «блакитного палива», ніж весь «Газпром» / СПбВ, 02.02.2010./.

«Газові інновації» дають можливість по-новому побудувати газовий ринок світу. Зараз природний газ транспортується по трубах, тобто продається тільки тим покупцям, до яких підведена «труба». Ніякої біржової торгівлі газом в великих обсягах зараз немає.

Якщо яка-небудь велика і технологічно розвинена країна навчиться робити «блакитне паливо» у відриві від газових родовищ і замість трубопроводів інвестує кошти у виробництво зрідженого газу, то ринок цієї сировини стане таким же, як і нафтової. Ціни будуть ринковими!

У Росії на все це дивляться поки «здалеку». Технологічне відставання в сировинних галузях може Федерації дорого обійтися. Не можна робити ставку тільки на газові ресурси родовищ Західного Сибіру і континентального шельфу арктичних і далекосхідних морів.

Досвід отримання енергетичної сировини з нетрадиційних джерел в Росії є. Сланцевий газ навчилися синтезувати вже давно і в 1950 р в Ленінград йшло «блакитне паливо» з естонського родовища в Кохтла-Ярви. У РФ ресурси і запаси горючих сланців досить великі. Тільки в Ленінградській області розвідані запаси сланців становлять понад 1 млрд т. Великим джерелом отримання «блакитного палива» є газ розчинений у нафті. Нещодавно компанія «Сургутнефтегаз» почала розробку Західно-Сахалінського родовища, що знаходиться майже в 100 км від Ханти-Мансійська. Основною проблемою цього родовища була утилізація нафтового попутного газу, яка успішно була вирішена в 2009 р, коли побудували газопоршневу електростанцію. «Сургутнефтегаз» утилізує 95% попутного нафтового газу.

Таким чином, досить актуальним є практичне використання нетрадиційних джерел енергетичної сировини і в першу чергу отримання горючого газу.

Нетрадиційні резервуари (HP) нафти і газу це ізольовані ефективні ємності, розміщення яких незалежно від сучасної плікатівной структури [43].

Як приклад наведемо одну з найбільших газоконденсатних покладів в Західному Сибіру в берріасской лінзі Ачз-4 (понад 700 млрд.м3 газу і 200 млн.т конденсату) на схід від Уренгойського ГКМ, яка розташована в нижній, найкрутішою частини протяжного схилу. Поклад контролюється не тільки піщаним тілом, яке займає в кілька разів більшу площу, а так само ефективним резервуаром всередині неї. Цей та інші недоліки розташовані резервуари зберігаються тому, що служать шляхами імпульсних перетоків УВ з нижнього НГК в верхній через регіональний флюідоупорамі, що добре видно з розподілу пластових тисків. У сводовой частини Уренгойського родовища, де перетоків немає, коефіцієнти аномальності пластового тиску досягають 1,9 і більше, а в зоні розвантаження падають до 1,6-1,7, що і дозволяє її трассіровать. Особливо інтенсивними ці перетікання стали на пізніх етапах розвитку, коли почав бурхливо рости Ніжнепурскій мегавала, і саме завдяки потужній односпрямованої розвантаження сформувалася унікальна сеноманського газова поклад [43].

Зі специфікою освіти пов'язаний склад покладів в нетрадиційному берріасском резервуарі - з вихідного газоконденсату газ легше проходить через флюідоупорамі, і в акумульованих флюїди поступово зростає конденсаційний фактор (до 600 см3 / м3), А потім нерідко відокремлюються і нафтові облямівки.

Важливо ще підкреслити, що в Західному Сибіру, ??в Тимано-Печорської та Волго-Уральської НГП, в Передкавказзя основна маса НР знаходиться на глибинах 3-4 км, слабо освітлених бурінням навіть в старих нафтогазовидобувних районах. Щодо найкраща вивченість нетрадиційних резервуарів в Лено-Тунгуської провінції пояснюється тим, що по-перше, інших резервуарів в ній просто немає, а по-друге, їх глибини значно менше через інтенсивні пізніх здіймання, що досягають навіть в найбагатших районах Непско-Ботуобинской антеклізи 1-1,5 км.

Енергетичні процеси в резервуарах і їх морфологія, параметри вміщають поклади колекторів, приклади об'єктів, а також виражені у відсотках частки прогнозних ресурсів в різнотипних резервуарах і для кожного типу - ступінь їх разведанности, ніде не перевищує 15%.

Резервуари консервації (55% всіх прогнозних ресурсів). Ні в якому разі не самий вивчений, але, мабуть, найбільш наочний приклад - Бованенковское родовище на Ямалі. У сеноманського столітті тут існували три палеоподнятія, розташовані у формі трикутника, на той період часу колишні найбільшими родовищами з покладами в юрських пісковиках. Потім в центрі трикутника стала рости гігантська антиклиналь, розпрямити практично всі три колишні антиклінальні складки. Нова антиклиналь зібрала газ в альбом-сеноманский пухкий резервуар (4,5 трлн.м3), Але майже порожня в юре. Поклади ж в юрських відкладеннях виявлено на пологій Північно-Бованенковское антиклинали - залишку від більш високоамплітудними палеоструктур [43].

Ямал узятий в якості прикладу ще й тому, що він є одним з найбільш яскравих випадків такої "інверсії нафтогазоносності" - ті антиклинали, які збирали нафту і газ в середині і наприкінці крейди, потім були частково або повністю розформовані, а нові (які включають поклади в сеномане) є, в основному, новоствореними. Контроль палеоподнятіямі представляє лише один з кількох видів контролю, які потрібно враховувати при розстановці пошукових свердловин.

У резервуарах розвантаження міститься 12% прогнозних ресурсів.

Резервуари вилуговування (30% прогнозних ресурсів), виділений в карбонатних товщах; процес вилуговування грає найважливішу роль в збільшенні пористості і проникності в антиклінальних об'єктах, перш за все, приурочених до органогенних будівель. Матеріали по Західному Сибіру, ??свідчать про широкий розвиток резервуарів вилуговування і в поліміктових піщаних породах, які теж поки в більшості випадків виявляються в антиклінальні-літологічних пастках, але в перспективі стануть головними в деяких нетрадиційних об'єктах. Головні риси резервуарів вилуговування - переважна поширення порово-тріщинних колекторів і сильно витягнута (Прирозломного) форма [43].

Резервуари нефтегазогенераціі (3% ресурсів), поки добре вивчені лише в західній частині Західного Сибіру, ??де до сучасності триває (причому з наростанням) освіту автохтонних покладів в баженовскіх чорних сланцях. Резервуари цього типу виділяються не тільки в самих чорних сланцях, а й в суміжних пісковиках, оскільки саме наявність в них гігантських покладів (наприклад, Талінское родовище в Красноленінського районі) визначається грандіозними масштабами генерації і еміграції УВ з чорних сланців. Резервуари як в сланцях, так і суміжних пісковиках (вище, нижче і всередині регіонального флюідоупорамі) представляють єдину гідродинамічну систему (в геологічному сенсі), і таким же єдиним механізмом має стати інтерпретація сейсморозвідки [43].

Надзвичайно важливі розподіл температур і пластових тисків і особливості будови регіонального флюідоупорамі, тобто те, що обумовлює головні шляхи міграції УВ. Переважають тріщини-порові колектори, які характеризуються складним плямистим розподілом.

Найважливіше значення для освоєння покладів в НР має раціональний комплекс інтенсифікації приток. Провідне місце, завдяки переважанню трещинних колекторів, займає, зрозуміло, гідророзрив. За ним слідує тепловий вплив на пласт, яке, серед іншого, призводить до утворення агресивних кислот, нерідко сприятливому перерозподілу мінеральних цементів і підвищення проникності. Власне кислотні обробки дають більш складні результати, і, наприклад, у багатьох поліміктових пісковиках можуть призвести не до підвищення, а, навпаки, зниження проникності.

Нефтегеологіческого практика все частіше стикається з низькопроникних колекторами (НК), а, відповідно, з розробкою методів їх вивчення і технологій підвищення їх нефтегазоотдачі.

Гази вугільних бассейнов.На території Росії виділяється 24 вугільних басейну, близько 20 вугленосних площ і районів, а також безліч окремих вугільних родовищ. Більшість з них газоносності. Обсяги газу, що виділяється при розробці вугілля в великих вуглепромислових регіонах досить великі, щоб, принаймні частково покрити їхні потреби в газі, Так наприклад, щорічне ввезення природного газу в Кемеровську область становить ~ 1.5 млрд. М3, а щорічне виділення УВ газів при розробці Кузнецького басейну - 2,0 млрд. м3, в т.ч. 0,17 млрд. М3 відсмоктується дегазаційними системами. На кожну тонну видобутку вугілля в Росії в середньому виділяється 20 м3 метану [43]. У 2009 р вперше в Росії почався промисловий утилізація углеметана в Кемеровській області.

Газоносність вугілля, по-суті справи метаноносності (за складом газ переважно метановий, сухий); в ряді басейнів досягає 30-40 м3/ Т (Печорський, Кузнецький і ін.). Відмінною особливістю вугільного газу є форма його змісту - переважно сорбционная в монолітних вугільних пластах, і вільна в зонах тріщинуватості вугільних пластів і у вмісних породах. Високий вміст газу у вугільних басейнах, з одного боку - причина аварій при відпрацюванні вугілля, а з іншого - є істотний резерв газового сировини для промисловості, особливо в енергодефіцитних регіонах. Багаторазове чергування в розрізі і за площею продуктивних відкладів різних форм утримання газу, які зумовлюють відмінності в технологіях його видобутку - фактор, що створює труднощі в освоєнні вугільних газів.

Прогнозні ресурси газу у вугільних пластах підраховані по 18 вугільним басейнах в межах глибин оцінки запасів і ресурсів вугілля (<1800 м) і складають в сумі близько 45 трлн. м ', при коливаннях від одиниць млрд. м3 (Угловський, Аркагалінскій, Кизеловский, Челябінський) до 13-26 трлн. м3 (Кузнецький, Тунгуський). Оцінка ресурсів газів в вільних газових скупченнях виконана тільки по двом басейнам - Печорському і Кузнецькому, і склала в сумі ~ 120 млрд. М3. Близько 90% всіх загальних ресурсів припадає на категорію Д2. Однак по окремих басейнах пайову участь ресурсів більш високих категорій може становити 50-70% (Минусинский, Улугхемский, Кизеловский і ін.), Що пов'язано з перевищенням запасів вугілля над ресурсами в цих басейнах. Найбільш багатими регіонами Росії по ресурсам вугільних газів є Східна і Західна Сибір ~ 58 і 29%, відповідно, від загального обсягу ресурсів, в той час як в Європейській частині зосереджено не більше 4% [43].

Вугільні гази за своїми якісними та кількісними характеристиками нічим не поступаються УВ газам традиційних родовищ.

В даний час в більш ніж 3 тисячах вугільних шахтах світу виділяється близько 40 млрд. М3 метану в рік, з яких в 500 шахтах каптіруется близько 5.5 млрд. м3/ Рік, а утилізується - 2.3 млрд.м3. Світовий досвід утилізації вугільного газу свідчить про перспективність і економічну доцільність залучення його до місцевого паливний баланс. У 12 країнах світу каптованого газ розглядають як попутне корисна копалина, а в окремих країнах - як самостійне (США). У першому випадку собівартість його розробки не перевищує собівартості видобутку традиційного газу, в другому - трохи вище (в 1.3-1.5 разів).

У Росії метан з вугленосних товщ витягується в обсязі 1.2 млрд. М3 / Рік різними системами дегазації на полях 132 діючих шахт. Утилізується він в двох басейнах - Печорському і Кузнецькому в кількості 100-150- млн. М3/ Рік. Розроблено технології, що дозволяють рентабельно витягати і вигідно використовувати газ з вугленосних товщ.

Найбільш перспективними для розробки газу є Печорський і Кузнецький кам'яновугільні басейни, де для цього вже виконано техніко-економічне обґрунтування і є позитивний досвід видобутку газу. Крім того, попутний видобуток газу можлива в ряді далекосхідних басейнів - Партизанському, Угловський, Сахалінському. Тунгуський і Ленський басейни являють собою великі резерви газового сировини в майбутньому [43].

В цілому нетрадиційні ресурси УВ представляють резерв можливостей розширення сировинної бази нафти і газу в Росії, особливо для провінцій з виснаженими запасами, але вони потребують цілеспрямованих дослідженнях і, головне, в розробці нових принципів теорії та практики, як їх виявлення, так і розвідки і видобутку [38, 43].



Попередня   18   19   20   21   22   23   24   25   26   27   28   29   30   31   32   33   Наступна

Тектонічна і нафтогазогеологічне районування | Показники прогнозу нафтогазоносності | Методи оцінки ресурсного потенціалу нефтегазогеологіческого об'єктів і еталонні ділянки для порівняльного геологічного аналізу | Гр - газ розчинений, конд. - Конденсат. | Методи підрахунку запасів нафти і газу | Методи прогнозу нафтогазоносності | Методи пошуків покладів нафти і газу | Несейсмічних методи пошуків покладів нафти і газу на різних стадіях | Геологічні методи (підземне картування, гідрогеологічні показники). | Етапи та стадії геологорозвідувальних робіт на нафту і газу |

загрузка...
© um.co.ua - учбові матеріали та реферати