ОХРАНОСПОСОБНОСТЬ ТЕМЫ

Предлагаемая разработка отвечает всем требованием охраноспособности, а именно: является новой, имеет изобретательский уровень и промышленно применима, т.е. может быть использована в нефтяной промышленности.

Подготовлена и направлена заявка на патент (изобретение) №2018120833 от 05.06.2018 г. «Автономный пункт сбора данных для системы обнаружения утечек жидких углеводородов» в Федеральный Институт Промышленной собственности.

Заявка проходит стадию рассмотрения по существу.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе работы над проектом:

– выполнен аналитический обзор существующих методов и систем обнаружения утечек жидких углеводородов в трубопроводах и способов их электроснабжения;

– обоснован состав и параметрическая достаточность автономного комплекса на базе термоэлектрогенераторных элементов (модулей) для электроснабжения систем обнаружения утечек жидких углеводородов в трубопроводах;

– разработана модель для отработки алгоритмов и системы управления автономным комплексом электроснабжения системы обнаружения утечек жидких углеводородов в трубопроводах;

– создан имитационный лабораторный стенд с использованием термоэлектрогенераторных элементов для изучения энергетических возможностей автономного комплекса электроснабжения;

– определены зависимости, позволяющие осуществить выбор номинальных параметров термоэлектрогенераторных элементов в составе автономного комплекса, его структуры, параметров и режимов работы;

– выполнена технико-экономическая оценка исследуемого комплекса;

– подготовлена и направлена заявка на патент (изобретение) №2018120833 от 05.06.2018 г. «Автономный пункт сбора данных для системы обнаружения утечек жидких углеводородов» в Федеральный Институт Промышленной собственности.

Заявка проходит стадию рассмотрения по существу.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Государственный доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2015 году». М.: Минприроды России; НИА-Природа. 2016. 639 с.

2. Государственный доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2016 году». М.: Минприроды России; НИА-Природа. 2017. 760 с.

3. Государственный доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2017 году». М.: Минприроды России; НПП «Кадастр», 2018. 888 с.

4. Владимиров В.А. Разливы нефти: причины, масштабы, последствия. Стратегия гражданской зажиты: проблемы и исследования. 2014, №1. С. 217–229.

93

5. Хасенова Д.Ф. Анализ методов обнаружения утечек, применяемых в параметрических СОУ. Молодежь и наука: сб. мат. науч.-технич. конф. [Электронный ресурс]. – Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2012. URL: http://conf.sfu- kras.ru/sites/mn2012/thesis/s026/s026-058.pdf (Дата обращения: 21.01.2019).

6. Система обнаружения утечек и ударов для трубопроводов L.D.S. Техническая презентация [Электронный ресурс]. URL: proco-france.com (Дата обращения:

23.01.2019).

7. ЭТМС.СТО 7.2.1-030-2015. Общие технические требования. Система обнаружения утечек. М., 2016. 40 с.

8. Булатов А.Ф. Повышение эффективности автоматизированной системы обнаружения утечек из нефтепродуктопроводов на основе интеллектуальной технологий: автореф. дис. … канд. тех. наук. Уфим. гос. авиац. тех. ун-т, Уфа, 2015.

9. Шостаковский П., Городецкий А., Карки Д. и др. Термоэлектрические источники альтернативного питания. Компоненты и технологии. 2010, №12. С. 131–138.

94

Оптимизация использования попутного нефтяного газа в Республике Ангола (Optimization of associated petroleum gas utilization in the Republic of Angola)

Гомес Антониу Шикуна Суами Магистрант

Российский университет дружбы народов Научный руководитель: к.г.-м.н. Щерба В.А.

АННОТАЦИЯ

Республика Ангола имеет амбициозные планы по увеличению добычи нефти в ближайшие несколько лет. Это означает быстрое увеличение добычи нефти и, соответственно, попутного нефтяного газа, который растворяется в сырой нефти и рассматривается как общий побочный продукт при её добыче. В статье проанализировано экологические последствия сжигания попутного газа. Намечены возможные пути использования попутного нефтяного газа в зависимости от условий добычи нефти, характеристик месторождения, нефтегазового фактора, а также рыночных возможностей для добываемого газа. В статье также рассмотрены существующие инновационные проекты по переработке ПНГ в Республике Ангола.

ABSTRACT

The country has ambitious plans to increase oil production in the next few years. This means a rapid increase in production of associated petroleum gas, which is dissolved in crude oil and is considered as a common by-product when it is produced. The article analyzes the environmental effects of gas flaring. Possible ways of using associated petroleum gas are outlined, depending on the conditions of oil production, field characteristics, oil and gas factor, as well as market opportunities for produced gas. The article also considers existing innovative APG processing projects in the Republic of Angola.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА

Попутный нефтяной газ, сжигание попутного нефтяного, экологические последствия, загрязнение окружающей среды, утилизация попутного нефтяного газа.

KEYWORDS

Associated petroleum gas, flaring of associated petroleum gas, environmental implications, environmental pollution, utilization of associated petroleum gas.

Разработка нефтяного месторождения включает в себя выделение из нефти газообразных компонентов, попутного нефтяного газа (ПНГ), которые могут быть дополнены прорывом газа через газовые шапки. Объем ПНГ может варьироваться от 5 до 1000 м³ на тонну нефти, а при наличии газовых пробок на нефтяных месторождениях он может достигать более высокого уровня. Наряду с углеводородами в газе могут присутствовать H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He и другие компоненты, а также вода и неорганические вещества, присутствующие в нефти и добываемой воде. В углеводородах в ПНГ преобладают алканы С1-С5, но могут быть и углеводороды со значительно более высокими молекулярными массами [1]. В этом случае уровень и содержание компонента ПНГ определяется конкретными технологическими решениями. Последние данные, предоставленные нефтяной компанией Сонанголь, указывают, что запасы нефти в Анголе составляют от 3,5 млрд баррелей (в категории доказанных) до 10,8 млрд баррелей (в категории разведочных). В 2015 году, доказанные запасы газа в Анголе составили 269 млрд м³, что на 268% больше по сравнению с результатами разведки в предшествующем году [4].

95

Более чем 17000 факелов на нефтедобывающих объектах по всему миру сжигают около 140 миллиардов кубометров природного газа в год, в результате чего в атмосферу выбрасывается свыше 350 миллионов тонн CO2 а также большое количество разнообразных загрязняющих веществ, в том числе очень опасных [5,9].

Рисунок 1. Объем сжигаемого ПНГ в двадцати странах [5]

На диаграмме (рис.1) наглядно показан расход ценного энергетического ресурса, который мог быть использован для содействия устойчивому развитию стран- производителей.

Объём извлекаемого ПНГ в Анголе в 2012 году составил около 5,7 млрд м³. По спутниковым данным количество факельного сжигания в то время в стране составил около 4 млрд м³. Благодаря усилию государства и его совместной работе с приватными компаниями, при содействии Всемирного Банка по программе ''Глобального партнерства по сокращению сжигания газа на факелах (GGFR)'', этот показатель уменьшился на 85% [2,5].

По состоянию на 2017 год около 10% газа возвращается для использования в нефтяной промышленности, с целью выработки энергии на платформах, 20% повторно закачивается в нефтяной пласт для оптимизации добычи нефти, а 60% идет на производство сжиженного углеводородного газа (СУГ) и сжиженного природного газа (СПГ). Около 10-15% попутного нефтяного газа сжигается, что составляет порядка 750 млн м³ за год [7,6].

Сжигание в стране происходит по следующим основным причинам:

- многие производственные мощности были построены между 1960-ми и началом 1980-х годов в соответствии с техническими критериями и экологическими проблемами, имевшимися в то время. Было мало сделано для создания инфраструктур для сбора и распределения попутных газов;

- в традиционно нефтедобывающих регионах ограниченный местный спрос на газ;

- объём газа, извлекаемый на одном нефтяном месторождении, обычно уменьшается из-за низкого давления, что увеличивает затраты на добычу, обработку и распределение.

96

В аналитическом отчете Всемирного банка об использовании углеводородного сырья говорится следующее: «Сжигание газа связано с выбросом большого количества загрязняющих веществ. Неправильное сгорание, о чем свидетельствует дым из факельной трубы, способствует увеличению количества опасных химических веществ, выделяемых в окружающую среду, включая летучие органические соединения».

Вещества включают в себя:

- более 250 идентифицированных токсинов, включая канцерогены, бензопирен, бензол, сероуглерод (CS2), карбонилсульфид (COS) и толуол;

- металлы, такие как ртуть, мышьяк и хром;

- оксиды азота; а также - кислый газ с H2S и SO2.

Вышеуказанные вещества вызывают загрязнение воздуха, поверхностных вод и почвы. Кроме того, сжигание ПНГ может привести к другим неблагоприятным воздействиям на окружающую среду и население.

Сжигание ПНГ, как и любого органического вещества, дает смесь продуктов, уровень и содержание которых зависят от элементного состава и условий сгорания:

концентрация реагентов, эффективность перемешивания и т. д. и, в конечном счете, при нормальных условиях, от конструкции факела и управления сгоранием.

Чрезвычайные ситуации и перебои в работе факела могут привести как к

«перегоранию», так и к «прорыву» горючего материала, то есть к выбросам избыточных токсичных органических веществ. Количество выбрасываемых неорганических веществ (металлов, металлоидов и их производных) зависит исключительно от их содержания в ПНГ и может быть реально определено только экспериментально. В то же время количество выделяемых продуктов сгорания алканов (технический углерод, CO2, CO, 3,4-бензопирен, H2O), а также несгоревшего метана, оксидов азота и диоксида серы можно рассчитать в принципе с помощью методики, разработанной еще в 1997 году для конкретного состава ПНГ, конструктивных и эксплуатационных характеристик вспышки, режима горения и погодных условий [1].

Ухудшение качества природной среды приводит к снижению качества жизни населения, что выражается в росте заболеваемости среди населения различными видами болезней и в ускоренной деградации и разрушении объектов инфраструктуры.

Объем газа сжигаемого за один год в мире, мог бы превратиться в 750 млрд кВт- ч электроэнергии, что превышает ее совокупное годовое потребление всеми странами Африканского континента [5].

Выбор оптимального варианта зависит от условий добычи нефти, таких как характеристики месторождения, соотношение нефти/газа (газонефтяной фактор), а также рыночных возможностей для извлеченного газа.

В настоящее время существуют и другие возможные пути утилизации попутного газа, альтернативные сжиганию в факелах. В их состав, как правило, входят:

• повторная закачка ПНГ в нефтеносные пласты для сохранения давления и повышения нефтеотдачи пластов (как метод повышения нефтеотдачи), или для возможного сохранения его как ресурса и использование;

• использование газов в качестве источников энергии на участке добычи или в нефтедобывающих объектах в непосредственной близости;

• утилизация попутного нефтяного газа при его переработке на газоперерабатывающих заводах с получением сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ). Этот способ является наиболее эффективным.

97

Таблица 1. - Сравнение данных по всем видам утилизации. Источник: Составлено авторами на основании данных отчетности Всемирного фонда дикой природы [2].

Капитальные

вложения, руб/м³

Экономически ффект, руб/м³

Упущенная выгода,

руб/м³

Экологический ущерб, млн тонн СО²- эквивалента/млрд.

м³

Сжигание 0,1

(cтроительство

факельной установки и подводящих трубопроводов)

-2,8 (ущерб в размере

штрафа от сжигания)

от –2,8 до –22,6 (диапазон от экономии на штрафе до дохода

от продажи нефтехимических

продуктов)

7,1 (выбросы в

атмосферу вредных веществ)

Обратная закачка

в нефтяной пласт

4,4 (система сбора и

нагнетательные газовые скважины)

0

(возможное увеличение нефтеотдачи)

от –3 до –19,8 (диапазон от экономии на штрафе до дохода

от продажи нефтехимических

продуктов)

0

(экологический

эффект принят равным нулю)

Электро-

генерация 54,2

(система сбора ПНГ, газотурбинные

установки)

3,6 – 5,2 (доход от собственной электрогенерации

)

от –2,4 до –14,6 (диапазон от

доходов от утилизации на

мини-ГПЗ до доходов от

продажи нефтехимических

продуктов)

1,2 (экологические

риски с углеродными выбросами при

масштабной электрогенерации

) Глубокая

переработка 13,8

(максимальные

капитальные затраты на создание всего

комплекса инфраструктуры:

система сбора ПНГ, компрессорные

станции и газоперерабатыва

ющие мощности, транспортировка СОГ и ШФЛУ,

расходы на дальнейшие

переделы)

19,8 – 20,1 (усредненный экономический

эффект — монетизация метана (сухой отбензиненный

газ) как топливного газа,

монетизация ШФЛУ как сырья для нефтехимии с

дальнейшим производством конечных изделий

из полимеров и синтетического

каучука)

0 (упущенная

выгода отсутствует (более глубокая

переработка в рамках модели

невозможна))

0 (типичные

выбросы парниковых газов

CO2, CH4, Nox с ГПЗ и нефтехимических

производств (по данным РУПЕК) с

учетом коэффициентов

парникового эффекта каждого

газа)

Для утилизации ПНГ в Анголе, разработана плавучая установка для производства СУГ, его хранения и отгрузки. Плавучая установка по переработки ПНГ в сжиженный углеводородный газ, получившая название Санья, представляет собой судно для подготовки, переработки и хранения СУГ на шельфе. Судно является ключевой частью проекта под названием Конденсат Санья. Цель проекта заключается в

98

ликвидации факельного сжигания газа при добыче и закачке этого газа для увеличения добычи нефти и производства СУГ в районах В и С блока 0 на шельфе Кабинды, Западная Африка. Проект позволит сократить сжигание в блоке 0 более чем на 40%.

Сокращение сжигания позволит сократить выбросы углекислого газа на 2,2 млн. тонн в год [3].

Месторождение Санья расположено в прибрежной зоне Кабинды, Ангола, примерно в 30 милях от берегового терминала Малонго нефтяной компании Кабинда Гулфь Оил Компани в блоке 0. Проект будет иметь пиковое производство более 100 тыс. барр. углеводородов в день (нефть, конденсат и СУГ). Ангольский филиал Шеврона, Кабинда Гулфь Оил Компани (Cabgoc) (39,2%) управляет блоком от имени своих партнеров, включая Сонанголь (41%), Тотал (10%) и ENI (9,8%). Cabgoc и Sonangol должны участвовать в деятельности судно Санья[8].

Для получения с сжиженного углеводородного газа в пределах акватории в непосредственной близости к платформе, ведущей разработку, было построено 260- метровое судно имеет возможность перерабатывать более 37 тыс. барр. СУГ в день на пропан и бутановые продукты. Установка получает большую часть СУГ из соседнего комплекса Конденсат Санья и меньшего количества сжиженного нефтяного газа из установки F-GIP. Оборудование по производству СУГ будет включать в себя газовые сепараторы, газовые холодильники и установки для реликвии отходящего газа.

Смешанный СУГ, полученный с двух платформ по производству СУГ в блоке 0, будет фракционирован на борту судна для разделения продуктов бутан и пропан. Затем каждый продукт охлаждается для хранения в резервуарах и периодически передается на экспортные танкеры СУГ для отгрузки и продажи. Судно охлаждает и хранит 135 тыс. м³ пропана и бутановых продуктов в 6 специальных резервуарах СУГ. В судне есть помещения для размещения членов экипажа в 60 человек [3,8].

Кроме описанного выше проекта по утилизации ПНГ, в Анголе построен завод по переработке попутного нефтяного газа (Ангола-СПГ), расположенный в 350 км к северу от Луанды в Сойо, в устье реки Конго. Предлагается создать специальный парк из семи судов для СПГ и трех грузовых портов (СПГ, жидкостей и сжатого бутана).

Существо проекта заключается в минимизации закачки или сжигания газа; обеспечении чистой и надежной энергии для клиентов; и максимизации отдачи от инвестиций.

Проект Ангола-СПГ, стоимостью 10 млрд. долл. США, выделяется на фоне других глобальных СПГ-проектов тем, что завод изначально будет снабжаться попутным газом, добываемым в ходе эксплуатации нефтяных месторождений. Таким образом, проект Ангола-СПГ внесет значительный вклад в ликвидацию факельного сжигания газа в стране, что позволит разрабатывать морские запасы нефти более экологически устойчивым образом. Проект является одним из крупнейших инвестиций в ангольскую нефтегазовую промышленность. Этот проект направлен на сокращение объема сжигания газа на 75%, таким образом, выбросы CO2 сокращаются примерно на 9 млн тонн в год, что эквивалентно удалению с дороги около 2 млн автомобилей [2].

Проект является результатом партнерства между Сонанголь (22,8%), Шеврон (36,4%), BP (13,6%), ENI (13,6%) и Тотал (13,6%) по сбору и переработке газа и поставке 5,2 млн тонн СПГ в год на мировой рынок. Кроме того, проект будет поставлять природный газ на рынок Анголы для удовлетворения местных промышленных и энергетических потребностей, а также производить пропан, бутан и конденсат [6].

Первая поставка 160 тыс. м³ СПГ, предназначенных для Бразилии, была проведена на терминале регазификации Петробрас в заливе Гуанабара, Рио-де- Жанейро, в июне 2016 года на борту танкера под названием Сонаньгол Самбизанга [7].

99

Заключение. Как показали проведенные исследования, анализ последствий сжигания ПНГ на факелах свидетельствует о том, что из-за этого наблюдается заметное ухудшение качества природной среды, в результате чего происходит: загрязнение окружающей среды компонентами сгорания; деградация и вывод части земель из хозяйственного оборота, из-за теплового воздействия; снижение численности видов животных и растений. В Анголе уделяется все большее внимание решению проблемы, связанной с утилизацией попутного нефтяного газа.

ЛИТЕРАТУРА

1. Соловянов А. А., Сжигание попутного нефтяного газа: экологические проблемы. М.:

Российский Химический Журнал, 2010. - С. 10-18.

2. Всемирный банк // Основной проект Анголы по сокращению выбросов в результате факельного сжигания. 20 Сентября 2013. - [Электронный ресурс]. Доступно по адресу:

http://www.worldbank.org/en/news/feature/2013/09/20/angola-major-natural-gas-project-to- cut-emissions-from-flaring (на английском языке).

3. Де Рюйтер В., Пеллегрино Ш., Кариоу Х. Плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки СУГ – Саньха / В. Де Рюйтер, Ш. Пеллегрино, Х. Кариоу // ChevronTexaco – 2004. – 18 с. (на английском языке).

4. Диариу ди нотисиаш // Ангола с законодательством в целях поощрения использования запасов природного газа. – 20 Апреля 2018. - [Электронный ресурс].

Доступно по адресу: https://www.dn.pt/lusa/interior/angola-com-legislacao-para-incentivar- aproveitamento-das-reservas-de-gas-natural-9274012.html (на португальском языке).

5. Книжников А. Ю., Ильин А. М. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России. М.: WWF России, 2017. — 34 с.

6. Международное Энергетическое Агентство / Ангола, разработка стратегии для энергии. Париж: МЭА, 2006. – 183 с. (на португальском языке).

7. О компании Angola LNG // Безопасное производство и поставка ангольского СПГ в мир / Компания Angola LNG, 2017. — [Электронный ресурс]. Режим доступа:

https://www.angolalng.com/en/about-angola-lng/ (на английском языке).

8. Плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки СУГ – Саньха // Технологии освоения на шельфе, 2015. - [Электронный ресурс]. Режим доступа:

https://www.offshore-technology.com/projects/sanha/ (на английском языке).

9. Щерба В.А., Воробьев К.А., Гомес А.Ш.С. Утилизация попутного нефтяного газа:

Экологический аспект. В кн.: Проблемы и перспективы комплексного освоения и сохранения земных недр / III межд. конф. – М.: ИПКОН РАН. – 2018. - С. 325-328.

100

Использование данных спектрометрического гамма-каротажа при детальном изучении нефтегазовых скважин на примере продуктивных отложений Пермского края (The use of data from gamma–ray spectral logging a detailed study of oil and gas wells on the

example of productive deposits of the Perm region) Горбачёва Анна Павловна

Геофизик I категории Центра обработки и интерпретации промыслово-геофизических данных

ПАО «Пермнефтегеофизика»

Научный руководитель: главный геолог Центра обработки и интерпретации промыслово-геофизических данных ПАО «Пермнефтегеофизика»

Сальникова О.Л.

АННОТАЦИЯ

Представлен опыт использования метода спектрометрического гамма-каротажа на месторождениях Пермского края для решения задач по определению содержания естественных радиоактивных элементов и определению минерального состава глин, выявлению литологических особенностей разреза, оценке условий осадконакопления и установления фациальной природы песчаных тел.

ABSTRAСT

The experience of using the method of spectrometric gamma-logging at the deposits of Permsky Krai for solving problems of determining the content of natural radioactive elements and determining the mineral composition of clays, revealing the lithological features of the section, assessing the conditions of sedimentation and establishing the facies nature of sand bodies are presented.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА

Спектральный гамма-каротаж, минеральный состав глин, массовое содержание радиоактивных элементов, литологические особенности разреза, условия осадконакопления, фациальный анализ.

KEYWORDS

Spectral gamma-ray logging, mineral composition of the clays, the weight content of radioactive elements, and lithological characteristics of the section, conditions of sedimentation, facies analysis.

Введение

При изучении разрезов эксплуатационных и разведочных скважин в сложных условиях Пермского края всё чаще возникает необходимость использования расширенного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС). В последнее время в качестве дополнительного метода в составе стандартного комплекса ГИС все чаще применяется метод спектрометрического гамма-каротажа (СГК). СГК наиболее чувствительный метод изучения литологических особенностей разреза, основанный на регистрации гамма-излучения естественно-радиоактивных элементов в скважине, на анализе энергетического спектра и определении массового содержания радиоактивных элементов [3].

В ПАО «Пермнефтегеофизика» в рамках расширенной программы опытно- промышленных работ в 2016, 2017 и 2018 годах методом СГК было исследовано более 60 скважин. Исследования проводились в карбонатных и терригенных отложениях

101

аппаратурно-программным комплексом многопараметрического радиоактивного каротажа (АИНК-73С-2) отечественного производства Всероссийского научно- исследовательского института автоматики имени Н.Л. Духова. Целью проведения исследований стали увеличение эффективности ГИС при оценке коллекторских свойств, проведение анализа достоверности определения минерального состава глин и фациальных обстановок.

По результатам обработки исследований решаются задачи по определению содержания в разрезе естественных радиоактивных элементов и определению минерального состава глинистых пород, оцениваются литологические особенности разреза (содержание органического материала (углерода)), определяются условия осадконакопления и фациальные обстановки формирования осадочных пород, уточняются прогнозные литолого-фациальные карты данных сейсморазведки 3D и уточняется расчёт глинистости. Следует отметить, что на результат обработки данных СГК не влияют условия записи метода – открытый ствол или запись в колонне, так как на начальной стадии обработки исходный материал приводится к стандартным условиям.

Определение минерального состава глинистого вещества

По энергетическим спектрам естественного гамма-излучения, зарегистрированного модулем ГК-73С, определяется массовое содержание радиоактивных элементов: тория (Th), урана (U) и калия (K).

Далее, при помощи кросс-плот анализа с использованием палетки

«Sсhlumberger» (для мономинерального состава глин) производится оценка минерального состава глинистого вещества по всему интервалу исследования и по отдельным стратиграфическим подразделениям, в породах - покрышках и коллекторах.

На рисунке 1 представлен пример оценки минерального состава глин в карбонатных и терригенных отложениях по одной из скважин Павловского месторождения. Плотность точек результатов измерений содержания калия (K) и тория (Th) отражена на рисунках цветовой палитрой: низкая плотность - розовым, высокая – фиолетовым. В настоящее время информация предоставляется и в виде плотности точек, которые позволяют более детально рассмотреть все отклонения от основного распределения.

Глинистые породы в интервале исследования различаются по минеральному составу. Так, глинистое вещество в тульской карбонатной части разреза представлено иллитом и слюдами, тульской терригенной части - иллитом и смешано-слойными глинами, в бобриковских терригенных отложениях – смешано-слойными глинами, частично монтмориллонитом и каолинитом, в радаевских отложениях – иллитом, смешано-слойными глинами, частично монтмориллонитом и каолинитом. Чаще всего в интервалах выделенных пластов-коллекторов содержание калия и тория минимально (породы малоглинистые).

На основании результатов оценки минерального состава глинистого вещества обращается внимание на возможные осложнения при разработке продуктивных интервалов. Например, осложнения могут возникнуть из-за высоких сорбционных особенностей монтмориллонита (разбухаемости глин с его содержанием) при закачке пресных вод.

102

Рисунок 1. Пример оценки минерального состава глин в карбонатных и терригенных отложениях

Для повышения однозначности результатов интерпретации данных СГК автором проведена систематизация данных по минеральному составу глин на месторождениях Пермского края и сделаны следующие выводы:

- в каширских и верейских отложениях глинистое вещество чаще всего представлено иллитом и слюдами;

- в башкирских отложениях – иллитом;

- в окских и тульских карбонатных отложениях глинистое вещество представлено иллитом и слюдами;

- в тульских терригенных отложениях встречаются смешанно-слойные глины и иллит, с примесями монтмориллонита и слюд;

- бобриковские и радаевские отложения имеют сложный полифациальный состав, здесь преобладают смешанно-слойные глины со всевозможными примесями;

- в турнейских отложениях глинистое вещество чаще всего представлено иллитом;

- в фаменских, франских, мендымских, доманиковых отложениях глинистое вещество представлено иллитом;

- в саргаевских отложениях - смешанно-слойными глинами, иллитом и слюдами;

- в тиманских отложениях - иллитом и смешанно-слойными глинами, редко с примесями монтмориллонита и хлорита;

- в пашийских отложениях - иллитом и смешанно-слойными глинами, редко с примесями монтмориллонита;

- в живетских и вендских отложениях - иллитом и смешанно-слойными глинами.

По скважинам с отбором керна по данным описания шлифов оценивается корректность определения минерального состава глин. Автором проводится сопоставление данных СГК с результатами спектрометрического и рентгеноструктурного (минеральный состав глинистой фракции) анализа керна,

103

исследованного в лабораториях филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«ПермНИПИнефть». И, на основе этих результатов, оценивается возможность более корректного определения по данным СГК минерального состава глин в смеси для условий отдельных пластопересечений. При этом учитывается как состав, так и содержание основных минералов, присутствующих в отложениях. Установлено, что некоторые расхождения, возможно связаны с тем, что для более сложного состава глин определение по палетке для мономинерального состава не достаточно и требуются дополнительные данные. В настоящее время дополнительно применяется расчет минерального состава глинистого вещества путем решения системы линейных уравнений с учетом основных минералов, присутствующих в исследуемых отложениях.

Выявление литологических особенностей разреза

Средняя массовая концентрация калия (K) в земной коре равна 2.59 %, среднее содержание тория (Th) - 12 ppm, среднее содержание урана (U) - 3 ppm [2].

Повышенное содержание в породах урана является признаком наличия органического вещества (углерода) и битума, тория – акцессорных минералов в составе глин. По ранее проведенному анализу описания большого количества шлифов (более 100) по месторождениям Пермского края установлено, что в бобриковских и радаевских глинах содержание акцессорных минералов, таких как циркон, сфен, турмалин – существенно и составляет до 4-5% при встречаемости от 66 до 97%.

На рисунке 2 приведен пример повышенных показаний содержания урана (U), соотношения урана и калия (U/K) в интервале нефтематеринских (битуминозных) доманиковых отложений (2342-2358.5м) по одной из эксплуатационных скважин Стретенского месторождения. Данные СГК, с учетом тесной связи содержания урана (U) с содержанием органического углерода, подтверждают битуминозность нефтематеринских пород и согласуются с объемной литологической моделью породы, построенной по комплексу методов ГИС (РК+АК+ГГКлп+БК), а также подтверждаются данными керна.

Рисунок 2. Повышенное содержание U в интервале битуминозных пород доманикового горизонта

No documento Губкина» СБОРНИК ТРУДОВ 73-Я МЕЖДУНАРОДНАЯ МОЛОДЕЖНАЯ НАУЧНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «Нефть и газ апреля 2019 г (páginas 94-151)