Недропользование

В условиях усложнения поисков месторождений нефти и газа на территории Удмуртии все большее экономическое значение приобретает создание более совершенных моделей для прогноза нефтегазоносности подготовленных и выявленных локальных структур. На территории Северо-Татарского свода накоплен определенный фактический материал как по локальным структурам, содержащим залежи углеводородов, так и по тем структурам, где проведено поисковое бурение, но залежи углеводородов не открыты. На данном статистическом материале можно опробовать методику прогноза нефтегазоносности с помощью построения вероятностно-статистических моделей по характеристикам локальных структур. Особенностью данной методики является то, что в качестве показателей будут использованы те, которые всегда имеются в распоряжении производственников. При этом необходимо отметить, что данные показатели будут применяться комплексно, что является залогом высокой надежности построенных вероятностно-статистических моделей прогноза нефтегазоносности. Данная методика прогноза нефтегазоносности может быть реализована в условиях определенной изученности территории, т.е. тогда, когда для анализа может быть использовано некоторое количество поднятий, одни из которых содержат углеводороды, другие их в исследуемых отложениях не содержат, т.е. являются пустыми структурами. Здесь необходимо отметить, что все эти поднятия могут быть охарактеризованы одними и теми же показателями, которые можно определить до организации на них глубокого поискового бурения. Данное обстоятельство позволяет строить вероятностно-статистические модели, которые практически можно будет использовать при оценке нефтегазоносности неразбуренных локальных структур. С помощью данной методики можно планировать очередность бурения на локальных поднятиях, что позволит стабилизировать добычу нефти на территории Удмуртии. Выделение наиболее перспективных поднятий в отношении нефтегазоносности предлагается производить с помощью построения геолого-математических моделей прогноза. При помощи анализа характеристик поднятий будут количественно определены те, которые реально формируют нефтегазоносность структур. Отличительной особенностью данной работы является то, что при построении моделей на первом этапе будут использоваться не сами показатели, имеющие различные размерности, а вероятности, вычисленные по ним. Для этого будут построены уравнения регрессии, по которым будут рассчитаны вероятности. По значениям вероятностей с использованием пошаговых линейного дискриминантного и многомерного регрессионного анализов будет разработан комплексный вероятностный критерий. Данный критерий в дальнейшем будет использован для построения многомерной модели уже непосредственно по самим характеристикам структур. На основании разработанной многомерной статистической модели представляется возможным определить первоочередные структуры, рекомендуемые для проведения глубокого поискового бурения.

Представлены четыре варианта распределения трехмерного параметра пористости путем задания определенных настроек стохастического алгоритма моделирования. При оценке достоверности построения геологических моделей методом стохастического моделирования по каждому из вариантов был выполнен процесс многократного (32 реализации) перестроения модели, каждая из которых соответствует исходным данным и полевой информации. Перестроение трехмерных моделей проводилось на основе пересчета параметра пористости, куба литологии и привлечения дополнительных исходных данных. Все типы исходных данных являются дополнительными и используются для ограничения стохастического алгоритма, т.е. для получения более реалистичного результата построения трехмерных литолого-фациальных моделей. По каждому варианту моделирования с помощью математической статистики были рассчитаны значения t -критерия и уровня значимости ( р ). Данные значения получены путем последовательного сравнения друг с другом вариантов моделирования. По результатам сравнения было установлено, что для фаций типа протока дельты и дельтовый залив при каждом последующем варианте наблюдается увеличение значения t -критерия и снижение уровня значимости р , т.е. происходит уменьшение дисперсии и значения Кп становятся ближе к среднему значению. Описанная тенденция связана с привлечением к каждому последующему варианту моделирования дополнительных исходных данных. Также было установлено, что трехмерные параметры пористости, полученные по четвертому варианту моделирования, с учетом непрерывной скважинной кривой Кп, данных литолого- и сейсмофациального анализа, результатов фациального моделирования песчаных объектов, трендовых гистограмм непрерывной скважинной кривой пористости, а также с учетом прогнозных схем Кп, подтверждают корректное разделение рассматриваемого в данной работе нижнетиманского циклита на основные фациальные комплексы и являются наиболее информативными и достоверными.

В работе с использованием реального кернового материала исследованы процессы фазовых переходов парафинов в нефти непосредственно в микрообъеме пород. Эксперименты включали измерение импульсным методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР) релаксационных, вязкостных свойств и энергии активации нефти при изменении температуры в интервале 5–65 °С. Идентификация точки фазового перехода парафинов производилась по комплексу параметров: временам спин-решеточной релаксации подвижной и связанной фаз углеводородов и относительному объему (населенности) молекул вблизи адсорбционных центров. Объектами исследований являлись три коллекции терригенных и карбонатных коллекторов визейских и башкирских отложений Логовского, Кокуйского и Мосинского месторождений. Коллекторские свойства пород по пористости изменялись от 9,9 до 19,9 %, а по проницаемости – от 7·10–4 до 0,488 мкм2. Анализ экспериментальных данных показал, что фазовые переходы парафинов в ограниченном микрообъеме пород-коллекторов наблюдаются при температуре на 5–15 °С более высокой по сравнению со свободным объемом. При этом зависимость температуры насыщения парафинами напрямую не зависит от проницаемости пород. Существенное влияние на фазовые переходы оказывают физико-химические характеристики поровой поверхности. Для карбонатных коллекторов установлен линейный рост температуры насыщения нефти парафинами с увеличением показателя смачиваемости внутрипоровой поверхности. На модельных системах и реальных образцах керна впервые установлено, что с возрастанием энергии активации молекулярных движений углеводородов в поровом пространстве пород происходит монотонное увеличение температуры насыщения нефти парафинами. Полученные аналитические зависимости позволяют прогнозировать температуру фазового перехода нефтяных парафинов при изменении температурного режима залежи при различных геолого-технологических мероприятиях.

При эксплуатации бобриковских объектов нефтяных месторождений Верхнего Прикамья в различные периоды разработки наблюдалось снижение пластовых и забойных давлений ниже давления насыщения, что в связи с высокой газонасыщенностью пластовой нефти приводило к значительному выделению в свободную фазу растворенного газа. Интерес представляет вопрос о степени влияния на величину изменения фактических коэффициентов продуктивности скважин дегазирования пластовой нефти и изменения проницаемости коллектора за счет его деформации в отдельности в области с забойными давлениями ниже давления насыщения. В работе приведен диапазон изменения показателей, определяющих геолого-физическую характеристику бобриковских объектов Верхнего Прикамья. Рассмотрены результаты эксплуатации добывающих скважин указанных выше объектов при снижении пластовых и забойных давлений. Показано, что степень снижения коэффициентов продуктивности добывающих скважин залежей нефти в бобриковских отложениях месторождений, приуроченных к территории распространения Верхнекамского месторождения калийных солей, при снижении пластовых и забойных давлений до давления насыщения нефти газом возрастает с увеличением проницаемости коллектора. Отмечено, что при снижении забойных давлений до давления насыщения нефти газом коэффициенты продуктивности снижаются на 50–60 % от первоначальной величины. Далее выполнена оценка степени влияния на величину изменения фактических коэффициентов продуктивности дегазирования пластовой нефти и изменения проницаемости коллектора за счет его деформации в отдельности в области забойных давлений ниже давления насыщения. На примере Шершневского месторождения показано, что при забойном давлении менее 0,3 от давления насыщения на коэффициенты продуктивности добывающих скважин оказывает основное влияние выделившийся из нефти газ.

Растущий спрос на моторные топлива опережает динамику разведки и разработки традиционных запасов нефти. Компенсировать этот разрыв в современном мире удаётся за счёт разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, такими как канадские нефтеносные песчаники, венесуэльская тяжелая нефть, а также различного рода высоковязкой нефти и природных нефтебитумов. В настоящий момент ситуация в России хоть и в меньшей степени, но также характеризуется этой тенденцией. Одной из ключевых проблем на этапе добычи, транспортировки и переработки тяжёлой нефти являются трудности, связанные с отделением воды от подобного рода сырья. Во многом эта проблема обусловлена способом добычи (извлечение из недр перегретым водяным паром, внутрипластовым горением, шахтным, карьерным методом). В данной статье описаны особенности распределения мелкодисперсных глобул воды в высоковязкой ярегской нефти (что обусловлено вытеснением её паром из пласта). Указаны методики проведения ступенчатых исследований по выделению природных стабилизаторов эмульсии. На основании полученных данных был произведён отбор товарных форм деэмульгаторов, которые должны справляться с разрушением бронирующих оболочек такого рода, а также изучено влияние компонентов деэмульгаторов на скорость «сброса» воды. В результате были модернизированы образцы товарных деэмульгаторов марки Геркулес, опытная партия которых по результатам опытно-промышленных испытаний успешно справилась с доведением содержания воды и хлоридов в ярегской нефти до товарных кондиций. Но с ростом загрузки по нефти эффективность работы деэмульгаторов снижалась, что свидетельствует о недоработках в аппаратурном оформлении процесса. По результатам исследования диэлектрических и вязкостных характеристик нефти в зависимости от температуры были предложены технологические приёмы и рассчитана требуемая мощность электрической части электродегидраторов, гарантирующая стабильную работу при обезвоживании тяжёлой нефти при объёмной подаче вплоть до 0,2 об/ч на объём аппаратуры для отстаивания.

Объектом исследования являются сильвинитовый пласт КрIII и вмещающие породы кровли горных выработок на шахтных полях рудников БКПРУ-2 и БКПРУ-4 ОАО «Уралкалий». Целью выполненных исследований являлось определение критической величины газового давления, способного вызвать газодинамические явления из кровли при проходке подготовительных горных выработок по пласту КрIII. В процессе выполнения исследований проведен анализ параметрического обеспечения текущего прогноза выбросоопасности при проведении подготовительных и очистных выработок в условиях калийных рудников. Разработана методика и выполнены шахтные экспериментальные работы по изучению газодинамических характеристик пород кровли подготовительных горных выработок, проходимых по пласту КрIII. Проведено геомеханическое моделирование и дана оценка устойчивости пород кровли выработок под действием давления приконтактного скопления газа при проходке выработок по пласту КрIII. В горно-технических условиях проведения подготовительных горных выработок по пласту КрIII на шахтных полях рудников БКПРУ-2 и БКПРУ-4 на основе шахтных экспериментальных исследований газодинамических характеристик пород кровли и оценки условий разрушения пород под действием давления приконтактных газов для приборов текущего прогноза ПБ-2 установлены критические величины газового давления в скоплении свободного газа на контакте пласта КрII с пластом каменной соли КрII–КрIIIа. Выполнено обобщение результатов проведенных работ, разработаны и выданы критерии текущего прогноза выбросоопасности при проходке подготовительных выработок по пласту КрIII для условий рудников ОАО «Уралкалий». Критические значения величины газового давления включены в нормативные документы, регламентирующие безопасное ведение горных работ на пластах, опасных по газодинамическим явлениям.

При проветривании рудников по всасывающему способу, как на всех рудниках Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС), в поверхностном комплексе главной вентиляторной установки (ГВУ) образуются утечки воздуха. Величина поверхностных утечек воздуха на действующих рудниках определяется при проведении воздушно-депрессионной съемки. Для проектируемых рудников существуют коэффициенты, по которым принимаются значения прогнозируемых утечек воздуха, в действительности значительно отличающиеся от полученных в ходе измерений значений. В статье приводится алгоритм расчета величины поверхностных утечек воздуха, возникающих при работе ГВУ на калийных рудниках. В предложенном алгоритме расчет поверхностных утечек воздуха производится по известным и ранее полученным авторами формулам. За искомую величину, по которой в дальнейшем можно вычислить величину поверхностных утечек воздуха при известном режиме ГВУ, принимается создаваемое вентилятором разряжение в месте пересечения канала ГВУ с вентиляционным стволом. Приравняв формулы, определяющие величину разряжения создаваемого ГВУ на участке поверхностный комплекс – канал ГВУ и на участке воздухоподающие стволы – подземная часть рудника – вентиляционный ствол – канал ГВУ, а также осуществив ряд преобразований, получили искомую математическую зависимость. Используемые в алгоритме формулы позволяют определить величину поверхностных утечек воздуха при изменяющихся климатических параметрах (атмосферное давление, температура воздуха, относительная влажность воздуха и т.д.). По полученным математическим зависимостям выбирается режим работы ГВУ. С использование полученного в работе алгоритма появляется возможность определить величину поверхностных утечек воздуха как на действующих, так и на проектируемых калийных рудниках.