Том 21, № 1 (2021)
- Год: 2021
- Статей: 7
- URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/issue/view/122
Аннотация
Задаче, которой посвящена данная статья, в последние годы не уделяется должного внимания, так как подготовку структур к глубокому бурению производят с помощью сейсморазведки. В то же время имеется огромный массив данных по структурному бурению, к сожалению, используются не полностью. Таким образом, актуальность применения данных по структурному бурению для решения не только структурных задач по маркирующим поверхностям, но и более сложных, связанных с зональной нефтегазоносностью территорий, не вызывает сомнений. Прогноз нефтегазоносности по маркирующим и нефтегазоносным горизонтам проводился в трех зонах нефтегазогеологического районирования. С использованием данных по этим территориям выполнялись исследования для построения вероятностных моделей зонального прогноза нефтегазоносности. При обосновании совместного использования данных по маркирующим поверхностям и данных по кровлям нефтесодержащих горизонтов исследовались материалы по 447 глубоким скважинам. Разработаны вероятностные модели зонального прогноза нефтегазоносности центральной части пермского свода по структурно-мощностным критериям. Комплексное использование данных по абсолютным отметкам глубоких и структурных скважин позволило ранжировать территорию центральной части Пермского свода по степени зональной нефтегазоносности. Максимальными значениями P КОМ характеризуются Северокамское (0,73), Краснокамское (0,67), Баклановское (0,67), Полазненское (0,67), Рассветное (0,64) и Межевское (0,63) месторождения. Для Козубаевского месторождения P КОМ равно 0,57. Горское, Лобановское, Талицкое, Зоринское и Шеметинское месторождения характеризуются минимальными значениями P КОМ, изменяющимися в интервале 0,51-0,53. Эти данные могут быть использованы при проектировании поисково-разведочных работ.
 |  |
Аннотация
Для формирования технологических свойств глин разработаны различные способы их активации, суть которых заключается в том, что при обработке глин изменяется их структура (дефектность), которая формирует энергетический потенциал глинистых частиц, а последний реализуется в виде «заданных» физико-химических свойств глин. В связи с этим изучено влияние стрессового давления на изменение дефектности структурных элементов каолина. Экспериментальные исследования показали, что значение давления Р = 150 МПа является граничным, при котором наблюдаются различные условия формирования дефектности структурных элементов каолина. Высокое давление оказывает разнонаправленное воздействие на формирование дефектности структурных элементов каолина: пакета, минерала, коллоида и агрегата. В пакете минерала каолинита с увеличением давления дефектность возрастает. Дефекты формируются за счет выноса из октаэдрического и тетраэдрического листов ионов Al, Fe, Mg, Si. Наиболее чувствительными к давлению являются ионы Al. Вынос ионов влечет за собой деформации пакета и формирование «дырочных» энергетических центров. Давление до 0-150 МПа оказывает большее влияние на формирование дефектности ( rр = 0,86), чем в интервале 150-800 МПа ( rр = 0,82). В минерале каолините при давлениях до 150 МПа наблюдается уменьшение дефектности за счет упорядочивания структуры под давлением ( rр = 0,67). При давлениях больше 150 МПа наблюдается увеличение дефектности минерала каолинита ( rр = -0,72) за счет разрушения водородных связей между пакетами, что влечет за собой скольжение и вращение структурных пакетов между собой. В коллоиде (частице) при увеличении давления до 150 МПа дефектность структуры уменьшается за счет увеличения плотности коллоида ( rр = 0,67). В диапазоне давления 150-800 МПа выявить влияние давления на формирование дефектности достаточно сложно ( rр = 0,37). В агрегате при увеличении давления до 150 МПа дефектность структуры возрастает за счет дробления частиц, скольжения и смещения частиц между собой ( rр = 0,95). В диапазоне давления 150-800 МПа выявить влияние давления на формирование дефектности достаточно сложно ( rр = 0,58), хотя тенденция с ростом давления возрастает, дефектность агрегата сохраняется.
| |
Аннотация
На территории Республики Казахстан имеется значительное количество выявленных месторождений, относящихся к корам выветривания и титан-ильменитовым россыпям, несущих промышленную минерализацию редких и редкоземельных элементов. Месторождения россыпей и кор выветривания, образованные в результате денудации коренных пород в прибрежно-морских и континентальных условиях осадконакопления, составляют основу минерально-сырьевой базы титан-циркониевых руд в Республики Казахстан. Титан-циркониевые месторождения россыпей и кор выветривания, обычно имеют низкие средние содержания основных полезных компонентов (рутил, ильменит и циркон), при этом содержат попутную минерализацию ценных редких и редкоземельных элементов. Рассматриваются различные аспекты комплексного освоения бедных титан-циркониевых россыпей, которые в настоящее время не имеют практического значения. Попутные полезные компоненты титан-циркониевых россыпей обычно представлены редкими и редкоземельными элементами, которые имеют практическое значение в высокотехнологических отраслях промышленности. Изучение попутных полезных компонентов в титан-циркониевых россыпях позволит рассмотреть возможность рентабельной эксплуатации и оценить перспективы укрепления их минерально-сырьевой базы. В результате обзора, анализа и оценки известных титан-циркониевых россыпей на территории Казахстана выделены наиболее перспективные рудопроявления, которые могут иметь практическое значение при их комплексном освоении: месторождение Караоткель - повышенные содержания редких и редкоземельных элементов в россыпных рудах можно рассматривать не только в качестве источника мономинеральных концентратов ильменита, циркона, кварца и кварцита, слюды и полевошпатового керамического сырья, но также в качестве источника редких и редкоземельных элементов; рудопроявления Кундыбай, Заячье и Дружба имеют потенциал комплексного освоения титан-циркониевых россыпей с редкими и редкоземельными элементами. Выделенные объекты заслуживают проведения поисково-оценочных работ с технико-экономическими исследованиями возможности комплексного освоения.
| |
Аннотация
Из теоретических исследований и экспериментов на керне известен так называемый капиллярный концевой эффект, или, как его еще называют, эффект капиллярного защемления фаз. При проведении лабораторных экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей на керновых моделях пласта возникают капиллярные концевые эффекты. Данные эффекты могут возникать в результате капиллярных разрывов на концах образца керна, что приводит к накоплению одной фазы по отношению к другой, и тем самым влияют на движение и удержание флюида. Область капиллярного концевого эффекта, которая возникает вследствие разрыва капилляров на выходе из образца, оказывает влияние на изменение перепада давления и насыщенности определенным флюидом. Если влияние капиллярных концевых эффектов будет значительным, то условия проведения эксперимента моделируются неверно, что может привести к серьезным ошибкам при прогнозировании производительности изучаемого пласта. Представлены результаты изучения фильтрационно-емкостных свойств определения относительных фазовых проницаемостей и анализ исследований механизма влияния капиллярных концевых эффектов на фильтрационную способность образцов горных пород во время проведения лабораторных исследований на примере терригенного и карбонатного типов коллектора Павловского месторождения. По результатам проведенных исследований установлена значимость капиллярных концевых эффектов при фильтрационных экспериментах на примере определения относительных фазовых проницаемостей. Даны рекомендации с целью максимального снижения отрицательного влияния концевых эффектов. Капиллярные эффекты могут преодолеваться путем увеличения длины исследуемого образца, а также с помощью возрастания расхода флюида в процессе проведения лабораторного эксперимента по определению относительных фазовых проницаемостей.
| |
Аннотация
В качестве варианта повышения нефтеотдачи пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти, приуроченной к Усинскому месторождению, рассматривается применение технологии, основанной на использовании техногенного диоксида углерода в качестве агента закачки в пласт. В мировой практике известно несколько месторождений, близких по своим параметрам к параметрам пермокарбоновой залежи, и на которых закачка СО2 была принята успешной. Исходя из чего закачка СО2 потенциально может быть применима в условиях пермокарбоновой залежи. В настоящее время, в результате реализации различных технологий разработки на залежи выделяются зоны пласта, характеризуемые различными термобарическими свойствами. В зависимости от пластовых условий при вытеснении нефти газами могут реализовываться различные режимы вытеснения нефти. В данной статье описаны результаты исследований, выполненных с целью изучения влияния концентрации диоксида углерода на свойства высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, а также результаты фильтрационных экспериментов на слим-моделях, выполненных для оценки режима вытеснения нефти при различных термобарических условиях пермокарбоновой залежи. Изучение влияния концентрации СО2 на свойства нефти выполнялось с применением стандартной методики PVT-исследований. Оценка режима вытеснения осуществлялась с применением методики slim-tube. На основе выполненных экспериментов установлено, что увеличение концентрации СО2 в высоковязкой нефти приводит к заметному изменению ее свойств, для условий пермокарбоновой залежи установлен наиболее вероятный режим вытеснения нефти диоксидом углерода. Отдельно описаны трудности, связанные с подготовкой системы «СО2-тяжелая нефть». На основе обзора литературы показано, что скорость перемешивания нефти с углекислым газом зависит от определенных условий.
| |
Аннотация
Рассматривается влияние свойств пород-коллекторов на пескопроявления в скважинах. Сделан вывод о том, что горную породу нужно рассматривать скорее не с точки зрения ее прочности, а с точки зрения типа цементирующего вещества и его распределения. При прогнозировании пескопроявлений необходимо учитывать внутренние напряжения пород, а также изменение этих напряжений в процессе бурения, перфорации и эксплуатации пласта ввиду нарушения их первоначального состояния. В рамках данной работы представлен анализ основных причин пескопроявлений при эксплуатации газовых скважин и негативные последствия добычи песка для газопромыслового оборудования. Установлено, что прорыв воды, истощение пласта, перепад давления на забое скважин из-за частой их остановки являются основными предпосылками для выноса песка из призабойной зоны пласта. Добыча песка связана с такими негативными последствиями, как пробкообразование в скважинах, эрозия подземного и наземного оборудования, обрушение кровли призабойной зоны пласта и эксплуатационных колонн. Рассмотрены основные технологии предупреждения и ликвидации аварий, связанных с выносом механических частиц из пласта-коллектора. По результатам исследований предложен алгоритм подбора технологических режимов эксплуатации скважины в условиях водо- и пескопроявлений. Обоснованы параметры для выбора оптимального режима работы газовой скважины, при котором не осуществляется добыча песка с последующим выведением из строя скважинного и устьевого оборудования, не нарушается целостность призабойной зоны, не происходит самозадавливания скважины. Полученные результаты могут быть применены для повышения эффективности эксплуатации газовых скважин и прогнозирования их безаварийной работы.
| |
Аннотация
В зависимости от пластовых условий, состава пластовой нефти и газового агента, в пластовых условиях могут реализовываться различные режимы вытеснения нефти газом. Наиболее предпочтительным режимом с позиции полноты извлечения нефти, является режим смешивающегося вытеснения нефти газом. Основным параметром, указывающим на достижение режима смешивающегося вытеснения нефти, является минимальное давление смесимости(МДС). Наиболее востребованным и достоверным лабораторным методом определения МДС является метод slim-tube. Представлены результаты лабораторных исследований, выполненные с целью определения величины МДС пластовой нефти Толумского месторождения и попутного нефтяного газа (ПНГ) Семивидовской группы месторождений и определения режима вытеснения нефти ПНГ. Для определения параметров пластовой нефти и изменения ее свойств при различной мольной концентрации ПНГ использовалась стандартная методика PVT-исследований. Для определения МДС использовалась методика slim-tube. Для оценки механизма развития процесса смешиваемости дополнительно производился хроматографический анализ состава отбираемого газа и визуальный анализ фазового поведения флюидов посредством визуальной ячейки. Выполнены две серии фильтрационных опытов по вытеснению рекомбинированной модели нефти Толумского месторождения моделью ПНГ Семивидовской группы месторождений на слим-моделях. Согласно полученной зависимости коэффициента вытеснения нефти от давления, при вытеснении нефти Толумского месторождения попутным нефтяным газом Семивидовской группы месторождений величина МДС составит 14,8 МПа. Опираясь на критерии определения режима смешения, в результате обобщения и комплексного анализа результатов исследований установлено, что для условий Толумского месторождения, режимом вытеснения нефти попутным нефтяным газом Семивидовской группы месторождений является режим развиваемого многоконтактного смешивающегося вытеснения (механизм конденсации компонентов растворителя в нефтяную фазу).
| |