За счет переброшенного тепла впереди фронта горения образуется обширная область пласта, охваченная тепловым воздействием.

Сверхвлажное горение

Диапазон изменения соотношения закачиваемый в пласт объемов воды и воздуха колеблется примерно в пределах от I до 5 м³ воды на 1000 м воздуха. При увеличении водо-воздушного соотношения в закачиваемой смеси воды и воздуха тепловая энергия, выделяемая при горении остаточного топлива в пласте, становится недостаточной для испарения всей массы закачиваемой воды. Зоны пара 2 (позади фронта горения) и горения 3 все больше и больше сужаются и, наконец, исчезают полностью. Процесс высокотемпературного окисления (горения) переходит в процесс низкотемпературного окисления остаточного топлива. Лабораторные опыты показывают, что при определенных условиях возможно поддержание этого процесса и перемещение зоны повышенной температуры, близкой к температуре испарения воды. Такой процесс получил название сверхвлажного горения.

Этому процессу характерно следующее: во всей области теплового воздействия в фильтрующемся потоке жидкости присутствует вода; экзотермические реакции, необходимые для поддержания процесса, протекают в прогретой зоне; окислительные реакции происходят в низкотемпературном режиме; полное вытеснение нефти после теплового фронта не достигается.

Противоточное горение

Если инициирование горения произвести в призабойной зоне добывающей скважины, а закачку воздуха - в нагнетательную скважину, то фронт горения распространится к нагнетательной скважине, т.е. навстречу потоку воздуха. Такой процесс называется противоточным горением

Метод противоточного внутрипластового горения не получил широкого распространения. Он применяется только при разработке неглубокозалегающих битумных месторождений, где при пластовой температуре битумная нефть неподвижна.

Парогазоциклическое воздействие на призабойную зону скважины.

Если вместе с паром закачивать газы, растворимые в нефти, то можно достичь дополнительного снижения вязкости нефти.

Процесс парогазового воздействия

Тепловой метод воздействия на пласт, сочетающий совместное нагнетание теплоносителя и газа (N₂ + CO), позволяющий улучшить вязкостное соотношение за счет уменьшения вязкости нефти при растворении в ней азота и углекислого газа при снижении расхода теплоносителя. Интенсивность снижения вязкости нефти повышается с добавлением к теплоносителю газа, т. к. с ростом температуры и давления количество растворенного в нефти топочного газа (как и азота в чистом виде) увеличивается.

На эффективность парогазового воздействия, в отличие от паротеплового воздействия, влияют интенсивный перенос легких углеводородных фракций газовой составляющей; объемное расширение нефти" за счет растворения СО₂ и N₂; возможность регулирования температурой начала конденсации. Наиболее существенный рост коэффициента вытеснения наблюдается в области температуры до 150° С и давления 16 Па, что объясняется резким изменением реологических свойств нефти.

Нагнетание дымовых газов одновременно с паром оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти, а взаимная растворимость фаз способствует снижению вязкости нефти.

Распределение мировых запасов тяжелых нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ)

Запасы природных битумов и тяжелых нефтей в мире несколько раз превышают запасы средних и легких нефтей. Мировые извлекаемые запасы природных битумов распределяются следующим образом: Канада - 75 %, Россия - 22 %, остальные страны мира - 3 %.

Мировые запасы тяжелых нефтей и природных битумов сосредоточены в 63 геологических провинциях и оцениваются в 500-550 млрд. м³ до 1 триллиона, около половины из которых являются доказанными запасами, а остальные - прогнозными (табл.1).

Таблица 1

Распределение мировых запасов тяжелых нефтей и природных битумов

Битуминозные песчаники Атабаски (провинция Альберта, Канада) являются примером природных битумов, кроме того, природные битумы имеются в России, Казахстане, Китае, на острове Мадагаскар.

Мировые запасы сверхтяжелых нефтей оцениваются в 350 млрд. м³ и сосредоточены, в основном, в Венесуэле (Пояс Ориноко), в Канаде, Китае, Индии. Примерно треть этих запасов является доказанными.

Месторождения тяжелых нефтей открыты в 155 различных геологических провинциях. Около трети запасов тяжелых нефтей сосредоточены в 48 гигантских нефтяных месторождениях, расположенных, в основном, в Канаде, США, на Ближнем Востоке, Южной Америке. Большие запасы тяжелых нефтей открыты в Казахстане, Азербайджане, России, Румынии, в районе Карибского бассейна, в Юго-Восточной Азии.

Прогнозные ресурсы природных битумов в Российской Федерации оцениваются несколько десятков миллиардов тонн. 71 % сосредоточены в Волго-Уральском регионе, главным образом в Татарстане.

В тектоническом плане ареал скоплений тяжелых нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ) в пределах Татарстана охватывает Мелекесскую впадину, Южно - и Северо - Татарской своды.

По разрезу пермских образований выделяется три битумоносных комплекса:

1) нижнепермский - карбонатный;

2) уфимский - терригенный;

3) казанский - карбонатно-терригенный.

Каждый комплекс залегает под более или менее выдержанной покрышкой для:

комплекса 1- глинисто-алевритовая пачка в основании шешминского горизонта уфимского яруса;

комплекса 2 - толща глин в нижней части казанского яруса;

комплекса 3 - разнофациальные отложения татарского яруса.

Последний комплекс подразделяется на два - нижне- и верхнеказанский. Поля скоплений битумов по комплексам в плане не совпадают.

Скопления битумов в нижнепермских отложениях приурочены преимущественно к западному склону Южно-Татарского свода, а также к восточному борту Мелекесской впадины. Коллекторами являются сильно выщелоченные, кавернозные, местами закарствованные доломиты и известняки сакмарского и в меньшей степени ассельского ярусов.

Битумопроявления в уфимском ярусе связаны с песчаными отложениями шешминского горизонта и в плане в общих чертах совпадают в нижнепермском комплексе, за исключением юго-востока.

Поля распространения битумопроявлений в казанском ярусе значительно смещены на запад по сравнению с нижнепермским и уфимским комплексами, почти целиком совпадают с Мелекесской впадиной и лишь частично выходят за ее пределы.

Основной объем битумопроявлений приходится на верхние уфимские и казанские отложения. Согласно оценкам, произведенными в Казанском государственном университете и институте ТатНИПИнефть самыми перспективными являются отложения казанского яруса, в которых заключено более 60% суммарного объема прогнозных запасов природных битумов в республике. В то же время подсчет запасов, показал, во-первых, что величина ресурсов этого нетрадиционного вида углеводородного сырья значительно ниже, чем предполагалось по более ранним оценкам, а во-вторых, что большая часть запасов (61,6%) сосредоточена в терригенных коллекторах уфимского яруса.

На территории Татарстана во всех битуминозных горизонтах разреза выявлено около 450 залежей ПБ. Они встречены почти во всех частях Республики. Геологические запасы и ресурсы ПБ всех категорий составляют по различным оценкам специалистов составляют от 2,6 до 7,2 млрд.т.

С учетом значительности территории (67787 км²), различной изученности на битумоносность пермских отложений и их тектоники, было намечено провести специальные поисково-разведочные работы на ПБ в три очереди: в первую очередь - на западном склоне Южно-Татарского свода и восточном борту Мелекесской впадины (юго-восточное Закамье), во вторую очередь - в западной части Мелекесской впадины, Казанско-Кировском прогибе и на восточном склоне Токмовского свода (юго-западное Закамье) и в третью очередь - на северо-татарском своде и северной части Казанско-Кировского прогиба.

С 1970 г по сегодня поисково-разведочные работы на залежи ПБ, в том числе и попутные поиски их при структурном бурении, проводились, в основном, в пределах западного склона Южно-Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины, т.е. на землях первой очереди работ.

По состоянию на 1.01.2001 г. в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых и Республиканской комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Татарстан утверждены запасы природных битумов категории В+С₁+С₂ в 9-и месторождениях (Мордово-Кармальском Ашальчинском Нижне-Кармальском, Подлесном, Студено-Ключевском, Олимпиадовском, Краснополянском, Южно-Ашальчинском и Каменском). Балансовые запасы в них составляют 63,5, извлекаемые - 21,8 млн.т. В результате проведения геолого-разведочных работ и подсчета запасов предусматривается ежегодное увеличение извлекаемых запасов в размере 7-9 млн.т.

На 60 из выявленных залежей ПБ проведены предварительные разведочные работы, определены геологические запасы - 189,3 млн.т. и основные черты строения. На остальных залежах специальные разведочные работы пока не проводились.

В действующей классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов скопления ПБ, которые еще не разведывались или ожидаются на еще не изученных землях, относятся к прогнозным ресурсам категории Д.

Но 249 залежей ПБ, хотя они вскрыты единичными скважинами, все же уже выявлены. Именно из таких залежей после разведочных работ появились запасы категорий С₁ и С₂. Поэтому рассматривать их ресурсы как прогнозные неправомерно, их нужно выделить в отдельную категорию перспективных ресурсов категории С₃. Они являются ближайшими объектами постановки разведочных работ на ПБ.

Условия и закономерности образования месторождений ТН и ПБ

Формирование современного рельефа и палеорельефов различных стратиграфических горизонтов геологического разреза территории Татарстана тесно связаны с воздействием тектонических процессов, происходящих здесь и оказывающих влияние как на верхние слои пород, так и на более глубоко залегающие породы.

Пермские породы, как и карбонатные, так и терригенные, несут следы вторичных изменений, которые возникли в результате воздействия минерализованных и пресных вод различных газов и углеводородов.

Процессы протекали и в более глубоко залегающих породах карбона и девона, в которых за геологическую историю имели место перерывы в осадконакоплении, формирование глубоких врезов и карстование пород, оказавшихся выше и ниже древних базисов эрозии. Немалую роль играли температура и давление. В связи с этим на всех стратиграфических уровнях породы осадочного чехла находятся в значительно преобразованном состоянии относительно их первичного состава. Деградация нефти на путях миграции дополняет и усиливает гипергенные процессы в породах, контактирующих с углеводородами. Следы вторичных изменений проявляются в породах в виде скоплений кальция, гипса, кремния, пирита и халькопирита, самородной серы, окислов железа и других минералов.

Классификация ТН и ПБ

Под термином природные битумы понимают как природные органические соединения, с первичной углеводородной основой, имеющие твердую, вязкую и вязко-жидкую консистенцию. Они образуют широкий спектор соединений от высокоуглеродистых разностей до отдельных классов или сложной смеси высокомолекулярных углеводородов, содержащих асфальтеново - смолистые компоненты и металлы.

По классификации В.А. Успенского все природные битумы разделены на 12 классов: газы, нефти, мальты, асфальты, асфальтиды, озокериты, элатериты, альгариты, кериты, антраксолиты, оксикериты и гуминокериты.

Классы битумов разграничиваются по признакам их растворимости в хлороформе, удельному весу, твердости, коксуемости.

Для растворимых в хлороформе битумов основопологающим остается содержание в битуме масляной фракции (табл.2). В классе нефтей В.А. Успенский (табл.3.) также выделяет отдельные классификационные разряды легких, утяжеленных и тяжелых нефтей.

Схема классификации битумов по определенным физико-химическим параметрам, предложенная В.А. Успенским, предусматривает выделение генетических рядов и типов и отражает генетический ряд превращения нефти в твердые битумы. На основании соотношения в нефтяных объектах масел, смол и асфальтенов в настоящее время принято выделять нефть, мальту, асфальт, асфальтиты и другие классы, принадлежность к которым отражает их генезис и, главное, количественную сторону процесса преобразования исходной нефти.

В классификации В.Н. Муратова (табл.4) определяющим параметром является весь компонентный состав битумов. Классификация нафтидов по величине коксуемости из работы приведена в табл. 5.

В последнее время твердые, вязкие и жидко-вязкие битумы стали рассматриваться в качестве самостоятельного объекта изучения и промышленного освоения как новый, так называемый альтернативный, источник углеводородного сырья. Нефти же в семействе битумов образуют самостоятельный класс.

По И.С. Гольдбергу, промежуточное положение между “нормальными” нефтями и битумами занимают высокосернистые (сумма смол и асфальтенов более 25%), высоковязкие нефти, которые по возможным методам извлечения и характеру получаемых нефтепродуктов ближе стоят к вязким битумам - мальтам, неизвлекаемым в своем естественном состоянии по разработке обычными скважинными методами. Он считает, что граничащую с мальтами группу высоко - смолистых нефтей правильнее будет отнести к категории битумов, тем более что во многих районах они пространственно совмещены с другими более преобразованными разностями (мальтами, асфальтами) и образуют с ними генетически единые зоны битумонакопления.

В 1983 г. Б.А.Клубов (ВНИГРИ) опубликовал вещественную классификационную схему природных битумов, в которой учел известные ранее схемы. Он счел необходимым в самом начале разделить все эти вещества на две условные группы: обычные нефти и битумы, часто встречающиеся, и специфические битумы, встречающиеся относительно редко. К первой группе относится ряд из шести классов битумов: нефти, мальты, асфальты, асфальтиты, кериты и антраксолиты, ко второй группе относится пять классов битумов: оксикериты и гуминокериты, а также - озокериты, элатериты и альгариты. Автор не рассматривает углеводородные газы в составе семейства битумов. В схеме составлены только основные признаки: химические и физические. В дальнейшем В.А. Клубов развил свои взгляды на формирование и классификацию нефтей и битумов на основе новых геологических и химических данных и изложил в обобщающей работе.

Классы битумов вполне удовлетворительно разграничиваются по признакам их растворимости в хлороформе, удельному весу, твердости (по шкале Мооса), коксовому числу. Для растворимых в хлороформе битумов основополагающим остается предложенный В.А. Успенским с соавторами признак - содержание в битумах масляной фракции.

Успехи последних лет в области органической химии и геохимии нефти создали предпосылки для разработки новых схем классификации (химической типизации) нефтей, основанных на применении результатов анализа нефтей на молекулярном уровне и данных структурно-групповых методов анализа.

Наиболее упрощенная классификация тяжелых нефтей и природных битумов

В 1983 году ХI Мировой конгресс, по предложению геологической службы США, Горного бюро США и Информационного центра ООН по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам, принял следующую классификацию тяжелых нефтей и природных битумов:

Сверхтяжелые нефти - нефти плотностью от 935 до 1000 кг/м³

(20 - 10 ^о АРI) и вязкостью от 1 000 до 10 000 сП (в т.ч. ПБ);

Тяжелые нефти - нефти плотностью от 900 до 935 кг/м³ (25 - 20 ^о АРI) и вязкостью от 50 сП до 1 000 сП (в т.ч. ПБ).

На 14 Мировом Нефтяном Конгрессе в Ставангере эта классификация была вновь подвержена с незначительными изменениями. Согласно мировые запасы тяжелых нефтей на открытых месторождениях оцениваются в 50 млрд. м³ или примерно 20 % общих мировых запасов нефтей (кроме сверхтяжелых нефтей и битумов).

Таблица 6

Классификация растворимых в хлороформе природных битумов

Таблица 7

Классификация нефтей

Таблица 8

Классификация нафтидов

Таблица 9

Классификация нафтидов по величине коксуемости

Физико-химические характеристики. Компонентный состав

Природные нефтяные битумы (полезные ископаемые органического происхождения с первичной углеводородной основой) генетически представляют собой естественные производные нефтей, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязкопластичном состоянии. Основные свойства классов природных битумов представлены в табл. 10.

Таблица 10

Основные свойства классов природных битумов

Тяжелые нефти и мальты Татарии характеризуются высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (до 50 %), серы (3,5 - 8 %), металлов (в частности, содержание ванадия может достигать 900 г/т), а также высоким содержанием ванадилпорфиринов (до 1,5 кг/т). Содержание легких фракций, выкипающих до 200 ⁰С, низкое. Чаще они полностью отсутствуют.

Закономерные различия между тяжелыми нефтями и мальтами более сильно проявляются во фракционном и групповом углеводородном составе, чем в свойствах отдельных углеводородных групп. Это говорит о потери части углеводородных компонентов при образовании мальт. Для тяжелых нефтей характерно более высокое содержание алифатических фрагментов. Различие между тяжелыми нефтями и мальтами наблюдается и в содержании в них серы, ванадилпорфиринов и других гетероциклических соединений. Ниже приводятся физико-химические характеристики высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ) месторождений Татарстана.Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти указаны в табл. 11.

Таблица 11