36. Характеристика Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Протягивается от восточных склонов Уральского хребта до Енисея, и от Сев.Ледовитого океана от Казахского нагорья до Алтая. S= 2 млн.км.²(без учета акваторий). Планомерные поисковые работы начаты в 1948г.

Плита имеет 3-ёх ярусное строение:

1.складчатый фундамент

2.промежуточный структурный этаж

3.платформенный чехол

Закрытость бассейна хорошая, только на СВ она граничит с перспективным Енисей-Хатынским прогибом. Средняя длина бас. 1900 км., max длина 2550 км., ширина 1400 км., max ширина 1950 км. Фундамент гетерогенный, сложен интенсивно дислоцированными и глубоко метаморфизованными породами до € и PZ.

Мax глубина залегания кровли фундамента 11 км. Промежуточный структурный этаж имеет разный возраст от € до Т, и представлен слабометаморфизованными толщами, среди которых на ряду с осад.породоми (терриген., теригенн-карбонатными, в том числе рифогенными, встречаются осадочные и вулканогенные). В сев. и СВ районах промежуточный структурный этаж залегает сплошным покровом мощн. до 5,5 км. На ряде др. сводов (Нижневартовский, Межовский, Александровский) промежуточный этаж имеет min мощн. или отсутствует совсем. Крупные региональные перерывы фиксируются м/д фундаментом и промежуточным структурным этажом и чехлом. В ос.чехле доля морских отложений до 40%, контин-ых до 60%. Провинция имеет блюдцеобразную форму, внутри провинции выделяют области устойчивого прогибания бас-на и разделяющие их области относительно поднятия (межбассейновые). В бассейне выделяют несколько НГО и на 2000г. Закартировано 1900 локальных поднятий. Их S от 5 до 1200 км². Амплитуды по нижним гориз-там MZ от 10ов м. до 800 м. Вверх по разрезу амплитуда уменьшается и по горизонтам палеогена не превышает 10-50 м. Большинству локальных поднятий соответствуют приподнятые блоки в фундаменте. В осад.чехле выделяются две однородные глинистые региональные покрышки. Обе покрышки опесчаниваются в восточных районах бас-на. Покрышки экранируют два мощных нг. комплекса Y и К, а точнее Т-Y-ниж.К.

Y комплекс регионально нг.носен на всей территории, его мощн. изменяется от 0 или нескольких м.- в зоне выклинивания, до 200-250м.- в центре и до 1-3 км. на севере. Породы комплекса обогащены рассеянным ОВ.Комплекс включает основные н.материн. толщи. Большинство залежей сосредоточено в самых верхах проницаемой части комплекса непосредственно под региональной покрышкой. В северной части провинции комплекс изучен плохо.

К комплекс содержит основную часть ресурсов УВ и т.ж. регионально нг.носен. Мощн. комплекса в среднем 1500-2000м. Породы комплекса в целом обеднены рассеянным ОВ. Большинство залежей образовано в Y и более глубоких источниках.

Распределение залежей по разрезу различны в разных районах. Общее распределение залежей жидких и газообр. УВ подчиняется строгой закономерности: газовые и н.г.местор-ия полукольцом с запада, юга и ЮВ окружают территорию распростр-ия нефти и приемущественно н. местор-ий. Севернее Сибирских увалов (валов) располагается переходная зона, где одинаково широко развиты как газовые, так и нефт. местор-ия. На местор-ях провинции открыто > 700 залежей, приуроченных в основном к песчаным породам Y и К возраста. ≈ 20 залежей выявлено в доманикитах баженовской свиты, несколько залежей обнаружены в карбонатах до Y возраста. Большинство залежей антиклинального типа, сводовые, пластовые или массивные. Реже встречаются литологически и стратиграфически ограниченные.

37. Характеристика крупнейших угольных бас. России. Наиболее значительные запасы для открытой добычи сосредоточены в Канско-Ачинском, Иркутском, Кузнецком, Экибастуском бассейнах. Основные запасы углей, пригодных для коксования, сосредоточены в Кузнецком, Донецком, Печорском, Карагандинском и Южно-Якутском бассейнах. По географическому положению распределение ресурсов углей крайне неравномерно. Принадлежность преобладающего количества угольных бассейнов к определенному тектоническому типу связывается с особенностью развития з.к. в период образования бассейнов. Около 40% угольных бассейнов относится к ГС типу, до 20% к промежуточному и 40-45% - к ПЛ. Самые перспективные угольные бассейны (Печорский, Кузнецкий, Канско-Ачинский, Тунгусский, Ленский) находятся на Севере и в Сибири.

Канско-Ачинский угольный бассейн - Центрально-Сибирский бассейн обладает наиболее значительными запасами энергетического бурого угля, добывающегося в основном открытым способом. Угленосная толща сложена юрскими осадками континентального типа, представляющими чередование песчаников, конгломератов, гравелитов, алевролитов, аргиллитов и пластов угля. Угленосность промышленного значения приурочена к двум разновозрастным циклам осадконакопления - нижнеюрскому и среднеюрскому. В бассейне известно до 20 рабочих пластов угля суммарной мощностью 120 м. Основное промышленное значение имеет залегающий в верхнем горизонте среднеюрских отложений пласт. Угли по составу гумусовые с редко встречающимися прослоями сапропелево-гумусового состава, по степени углефикации - бурые (Б1 и Б2), за исключением Саяно-Партизанского месторождения, где они относятся к каменным (марки Г).

Тунгусский угольный бассейн - один из крупнейших угольных бассейнов России. Занимает значительную часть Среднесибирского плоскогорья. Угленосность связана с континентальными отложениями частично средне- и верхнекаменноугольного возраста мощностью 100-300 м. Угли - гумусовые, марочный состав углей в диапазоне от бурых до антрацитов.

Иркутский бассейн - протягивается на 500 км вдоль северо-восточного склона Восточного Саяна до озера Байкал. Площадь 42,7 тыс. км2. В районе Иркутска угольный бассейн разделяется на две ветви: северо-восточную Прибайкальскую и юго-восточную Присаянскую. Разведанные запасы 7,5 млрд. т угля. В угленосных отложениях юры мощностью 70-600 м сосредоточено до 30 рабочих пластов. Угли западной части бассейна бурые; в центральной и восточной частях каменные марок Д, Г, Ж. Добыча в основном открытым способом.

Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс) является одним из самых крупных угольных МЖ мира, расположен на юге Зап Сибири, в неглубокой котловине между горными массивами Кузнецкого Алатау, Горной Шории и Салаирским кряжем. Угленосная толща сложена из сланцев и аркозовых песчаников, причем первым подчинены слои и линзы мергелей и сферосидеритов, а вторым — конгломератов. Во всем бассейне угли отличаются малой зольностью и сернистостью. Преобладающая мощность пластов угля от 1,3 до 4,0 м. Имеются угольные пласты в 9—15 и даже в 20 м, а в местах раздувов до 30 м.

Печорский угольный бассейн - расположен на зап склоне Полярного Урала и Пай-Хоя, протягиваясь от среднего течения р. Печора на Ю. до Баренцева моря на С. и гряды Чернышева на З. Восточная часть П. у. б. входит в состав Предуральского краевого прогиба. Угли гумусовые, от блестящих до матовых. По степени метаморфизма они представлены полным генетическим рядом: расположенные ближе к Уралу и Пай-Хою антрациты, полуантрациты и тощие угли последовательно сменяются к З. узкими зонами углей марок ОС, К, Ж и Г и более широкой зоной углей марки Д; на З. развиты бурые угли.

38. Нефтеотдача продуктивных горизонтов и факторы, ее определяющие. Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение нефти и газа из резервуара (продуктивного пласта). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил-носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа, сжатого в газовых залежах и газовых шапках, и газа, растворенного в нефти. Кроме того, в залежах действует сила тяжести нефти.

Нефтеотдача нефтяного пласта характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки месторождения. Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэффициент нефтеотдачи.

Коэффициент нефтеотдачи пласта -отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте.

Различают:

- коэффициент текущей нефтеотдачи – отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам.

- коэффициент конечной нефтеотдачи – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце раз-работки.

Характер проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток флюидов к добывающим скважинам, называется режимом залежи. В соответствии с характером проявления доминирующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах—газовый и упруговодонапорный. Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неоднородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки технологическими решениями.

39. Методы повышения нефтеотдачи продуктивных горизонтов. Основные причины неполного извлечения Н из пл-та: 1-неполное вытеснение н,в из пустотного пр-ва. 2-неблагоприятное соотнош-ие вязкости н и в. 3-геол неоднородное строение продуктивного пл-та кот приводит к снижению охвата пл-та процессами вытеснения. Средство ↑ Н отдачи д.б направлены на устранение или уменьшения этих факторов. Либо на ↑ на охвате пл-та процессом вытеснения либо для ↑ степени вытеснения Н. небольшая гр. Методов направлена на обе эти причины.

По виду применяемых сред-в методы ↑ н отдачи делятся:

1. гидродинам методы направленные на К охвата путем перемен направления потоков жид-ти в пл-те циклического изменения режимов направления и отбора.

2. ф/х методы обеспеч-ют увел-ие Кохвата, Квытеснения с помощю применения поверхностно активного в-ва (ПАВ) методы улучшающие заводнение и методы изменения остаточной Н из заводненных пл-ов.

3. тепловые методы: 3.1 теплофиз-ие горячая В, пар. 3.2 теплохим-ие внутрипл-ое горение.

Методы ув-ия степени вытеснения Н. в основе метода лежит созд-ие усл вытеснения Н без проявления капилляр-ых сил. Это достигается в сл-е если выт-ий агент смешив-ся с выт-ей Н и обр-ет с ней однородную фазу. Различают: 1. выт-ие Н двуокиси С (СО₂); 2. сжиженным Н газами (пропана); 3. сухим газом (метана ↑Р). Каждый из этих методов эфф-н при опр-ом сос-ве Н и опр-ом Р_пл, вытеснение сухим газом эфф-но при Р_пл > 20 МПа, сжиженным газом и СО₂ при Р_пл 8-14 МПа. Рекомендуется применять при ↓ прон-ти колл-ов когда не эфф-ны методы заводнения. Эфф-ны при ↓ вязкости Н менее 5 мл Пас и относит небольшая мощ-ть пл-ов 10-15 м. вытеснение Н СО₂ или сжиженным газом эфф-но при ↓ ннеф-ти 0,35-0,40 что позволяет исп-ть их после обвод-ния пл-ов.

Методы увел-ия охвата пл-та процессом вытеснения: осн цель ↑ вязкость закачиваемого в пласт агента и ↓ его прон-ть. Наиб-ое применение имеет вытес-ие Н водными р-ми полимера полиакриламид (ПАА). Добавка ПАА в воде ↑ ее вязкость и ↓ относит вязкость пл Н. Это улучшает вытеснение Н и обеспечивает более плотное вовлечение залежи в разраб-ку. Метод приме-юь для залежи с ↑ вяз-ю. Прониц-ть колл-ов > 0,01 мкм². этот метод м ↓ приемистость нагн скв. Пл-ты д иметь однород строение кол-ры порового типа.

Вытеснение Н водными р-ми ПАВ(пов-но активного вещ-ва): добавки ПАВ в нагн скв улуч-ют отмывающие св-ва В снижая ее в поверх-ое натяж-ие. В пл-те созд-ют оторочку полим-ого р-ра в V 20-30% от общ V пор пл-та, кот затем перемещ-ся по пл-ту В.

Методы ув-ия охвата пл-та вытеснением и степени выт-ия н. Мицелярные р-ры-эмулься сост-ая из В и УВ взаимное рас-ие кот обеспеч-ся сод-ием в них ПАВ. Сос-в р-ра подбирают с учетом типа колл-ов, св-ва Н, t и Р_пл. этот метод предназначен для извл-ия остаточной н из заводненных пл-ов. Мицелярные р-ры примен-ые для залежей с терр-ыми колл-ми.

Тепловые методы ↑ н-отдачи: 1.вводят тепло в пл-т с пов-ти (нагн-ие горячей В или гор-ого пара) 2. обр-ие тепла непоср-но в пл-те.

Вытеснение н паром этот метод рекомендуют для ↑ вязкости н с вязкостью 40-50 мПас. При ↑ вязкости метод заводнения не эфф-ен. Суть метода: в пл-т нагн-ся пар кот создает ↑t оторочку затем перемещают оторочку В. В обл-и действия пара вяз-ть н↓. этот метод направлен на↑ Квыт-ия. Усл прим-ия: маленькая глуб-на залежи, нефтенсыщ мощ-ть 10-40м. при не выполнении этих 2ух усл-ий ↑отдача тепла и нельзя создать ↑t оторочку.

Вытеснение н горячей водой: применяют для разработки залежи Н ↑ вязкостью с ↑сод-им парафина в пл-те. Механизм обусловлен ↓ вязкости н и тепловым расширением скелета пористой среды.

Вытеснение н с применением внутрипл-ого горения: основан на способности УВ вступать в р-ию с О₂ в результате чего выдел-ся большое кол-во тапла. В скв нагнетают воздух, разогревают призабойную зону возник-ет очаг горения, в результате ↓ вязкость н, очаг горения перемещается по пл-ту нагнетанием воздуха. Этот метод экзотический глубина не >1,5 тыс м прониц-ть >0,1мкм². метд возможен только для террег-ых колл-ов, т.к. карб-ые колл-ра при нагревании разрушаются. Вязкость 10 до 1000 мкПасек.

Методы ув-ия прон-ти призаб-ой зоны пл-та: если прониц-ть удал-ой зоны пл-та > прониц-ти призаб-ой зоны, то мы имеем дебит ↓, чем можем иметь, то делаем вывод, что призаб-ая зона загрязнена, и необходимо ↑ ее прон-ть. Еще одной причиной м.б. недостаточная перфорация скв. Прониц-ть призаб зоны м ухудшаться в прц-се бур-ия фильтрат глин раст-ра или выпадение солей из рас-ра и в процессе экспл-ии вследствие падения Рпл, в призаб зоне пл-та наруш-ся термодинам равновесие из н выд-ся г, что ↓t, и происх-т обр-ие парафина. Кроме этого прониц-ть призаб зоны очень сильно загр-ся в результате проведения ремонтных работ в скв.

Мероприятия по ув-ию прон-ти призаб зоны: 1. кислотные обработки. Суть метода с помощью насосных агрегатов закачивают кислотные растворы, кот вступают в реак-ию с растворимыми включениями в породах, расширяют сеть фильтрац-ых каналов. Для карбон колл-ов исп-тся солянокислотные обработки, для терриг кол-ов исп-ют павликовую к-ту НF. 2. гидравлический разрыв пл-та (ГРП). Суть метода: в скв под ↑Р превышающим гидростатич-ое Р в 1,5-3 раза закачивают жидкость, в результате чего в прониц-ой призаб-ой зоне раскрыв-ся сущ-ие и образ-ся новые трещины. Для предотвращ-ия их смыкания в них вводят крупнозерн-ый песок и ↓ Р до Рзаб. В результате ↑ прон-ть призаб зоны, а высокопрон-ые уч-ки пл-та соед-ся др с др-ом. Проблема ГРП состоит в том, что возможно при ↑Р испортить констр-ию скв, вплоть до смятия колонны, поэтому в случае особенно в малых н нас-ых толщинах примен-ют микрогидроразрыв.