Файл: Учреждение высшего профессионального образования санктпетербургский государственный университет.docx

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция – старейший нефтедобывающий регион. В настоящее время месторождения с запасами легкоизвлекаемой нефти вырабатываются опережающими темпами, а запасы трудноизвлекаемых нефтей растут в структуре запасов и преобладают в ряде регионов с падающей добычей. На сегодняшний день исследование залежей тяжелых высоковязких нефтей и перспектив его освоения – актуальная задача.

В ходе выполнения работы была изучена сырьевая база трудноизвлекаемых запасов Тимано-Печорской провинции, их распространение и изменение по площади и разрезу.

Наибольшие запасы тяжелой высоковязкой нефти содержатся в верхневизейско-артинском и среднедевонско-нижнефранском НГК, и следовательно, эти отложения интересны для дальнейшей добычи. НГК находятся на глубинах от 150 до 1500 м, средняя плотность – 0,94 г/см3, коллектора обладают хорошей проницаемостью (средняя проницаемость – 0,7), вязкость сильно варьирует, достигая на некоторых месторождениях до 15000 мПа*с. Нефти Тимано-Печорской в основном парафинистые (среднее содержание 2,5%), сернистые (варьирует от 0,5 до 2,8%), смолистость изменяется от 5-17%.

В настоящее время при разработке месторождений тяжелых высоковязких нефтей в мире, наиболее часто, применяются холодные и тепловые способы с применением методов CHOPS, VAPEX, SAGD и внутрипластового горения. На территории Тимано-Печорской провинции месторождения тяжелых высоковязких нефтей разрабатываются преимущественно шахтным (шахтно-скважинным) и тепловыми способами (внутрипластового горения, ПЗС), но также возможно разработка методом SAGD.

Для значения КИН месторождений Тимано-Печорской провинции существует прямая зависимость от величины вязкости нефти. Также на КИН влияет значения по пористости и плотности нефти. А проведенные исследования по изменениям КИН от проницаемости и от степени выработанности показали, что прямой зависимости от этих факторов нет.

Освоение месторождений тяжелых высоковязких нефтей в пределах Тимано-Печорской провинции идет медленными темпами, в то время как, Республика Татарстан достигла больших успехов. Но несмотря на некоторые существенные достижения в добыче и

---

переработке трудноизвлекаемых запасов, комплексного промышленного освоения месторождений с такими запасами не наблюдается. Технологические и экономические показатели добываемого сырья не сопоставимы с показателями обычной нефти.

Введенные за последние годы льготы по НДПИ не оказали существенного влияния на освоение запасов тяжелых нефтей, хотя положительные тенденции и присутствуют, но система налогообложения по-прежнему остается сложной. Залежи трудноизвлекаемых запасов разрабатываются не так эффективно, как могли бы, что в конечном итоге не выгодно как государству, так и недропользователям.

Решение проблемы освоения тяжелых высоковязких нефтей заключается в усовершенствовании технологий добычи, переработки, извлечении ценных компонентов и в стимулировании государства к их разработке.

ЛИТЕРАТУРА

1.Белякова Л.Т. и др. Литофациальные и геохимические особенности формирования и распределения коллекторов и покрышек в нефтегазоносных комплексах Тимано-Печорской провинции. Л.: ВНИГРИ,1989

2.Дедеев В. А., З. И. Восточное ограничение Печорской плиты // Тектоника, магматизм, метаморфизм и металлогения зоны сочленения Урала и Восточно-Европейской платформы. Свердловск, 1985

3.Малышев Н.А.Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов европейского севера России. Екатеринбург: УрО РАН, 2002

4.Макаревич В.Н., Искрицкая Н. И., Богословский С. А. Ресурсный потенциал месторождений тяжелых нефтей Европейской части Российской Федерации. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т. 7 №3.

5.Николин И.В. Методы разработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов, 2007 г., №2

6.Никонов Н.И., Богацкий В.И., Мартынов А.В. и др. Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт (литолого-фациальных, структурных и палеогеологических). Ухта, ТП НИЦ, 2000

7. Сокуренко Д. Налоговый маневр для нефтяной отрасли: лавирование в ручном режиме. http://www.1prime.ru/oil/20130919/766621288.html

8. Журнал «Нефтяное хозяйство», 2012, 1. .70-73

9. РАН, Коми научный центр. Отчет о научно-исследовательской работе :«Изучение и анализ ресурсной базы углеводородного сырья на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции». Сыктывкар, 2005

---

10. Государственные балансы запасов полезных ископаемых. Нефть.

11. ГОСТ Р 51858-2002:

12. Налоговый кодекс РФ (НК РФ) часть 2 от 05.08.2000 N 117-ФЗ. Глава 26. Налог на добычу полезных ископаемых.

13. Федеральная налоговая служба https://www.nalog.ru/rn77/taxation/taxes/ndpi/

14. Фактический материал ООО «БашНефть»

15.http://www.neftyaniki.ru/



ПРИЛОЖЕНИЕ №1

Таблица 20.

Характеристика месторождений тяжелых высоковязких Тимано-Печорской НГП

Месторождение	Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи кв.км	Начальные геологические запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи м	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость мД	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
Тэдинское	Сев. Купол D3fm,пл III	карб	2,3	0,74	3125-3159	2,3/2,3	16	40	94	0,922	6,8	2,4
	Южный купол D3fm пл III а вост блок	карб	6,6		3156-3242	26,8/26,8	12,6	510	81	0,925	10,8	2,4
	Сев куп D3fm пл III а вост блок	карб	2,0		3171-3226	13,7/13,7	9,6	10	88	0,924	120	2,6
	Юж куп D3fm пл III а вост блок	карб	3,0		3219-3263	8,5/8,5	11,4	14	70	0,927	10
Варандейское	T1+T2 (харалейск.св)	тер	43,1	25,7	1285-1390	5,7/5,7	27	314	70	0,961	128,2	2,7
Торавейское	Т1+2 пл.	тер	34,3	63,3	970-1050	17/17	28	250	65	0,948	34	2,4
	T1-2t	тер	66,5	37,2	1075-1120	3,8/3,8	25	83	75	0,961	76	2,3
Западно-Лекейягинское	C1t	карб	32,9	85,7	1364-1534	12,8/12,8	13	16	70	0,952		2,0
Тобойско-Мядсейское	D3f	карб	29,1	42,1	2750-2844	18,8/18,8	10	790	90	0,92	17,1	2,9
Лабаганское	T1 чаркабожская св.	тер	6,1	8,8	870-920	4,2/4,2	24	80	60	0,96		2,6
	Т1 (базальный гор-т)	тер	21,7	15,8	1070-1150	5/5	26	262	60	0,948		1,9
	Р2u	тер	12,5	17,5	1120-1180	8,6/8,6	29	240	63	0,963	427	1,9
	P1k	тер	2,7	1,4	1150-1650	3,9/3,9	25	24	58	0,964	0,43	2,3
	P1ar	тер	28,5	40,9	1400-1500	10,6/10,6	22	580	69	0,943	72,9	2,4
	P1as риф	тер	2,8	1,9	1550-1650	13,1/13,1	9	100	61	0,949	0,2	2,4
Наульское	Т2	тер	27,3	109,4	850-920	14,8/14,8	30	15	78	0,974	260	2,8
	Т2+1	тер	23,4	29,7	950-1000	3,9/3,9	30	42	77	0,994	250	3,4
	Т1-Р1	тер	27,6	45,7	1180-1250	11/11	26	68	60	0,942	48,9	2,2
Южно-Таравейское	Т2	тер	4,3	4,1	960-1000	10,7/10,7	23		65	0,987		2,5
	Т2+1	тер	16,3	26,6	1060-1120	6/6	25		75	0,967	360	2,5
	С1t-D2fm	карб	5,5	8,9	2395-2500	18/18	14		80	0,986	80	2,7
Западно-Хоседаюское	D2fm-IV	карб	44,4	6	-2989	1,67/1,67	11		88	0,933	83,45	3,2
	D3fm-III	карб	32,4	30,5	3053-3122	9,2/9,2	15		81	0,931	110,6	2,9
Северо-Ошкотынское	D3fm-III	карб	9,2	12,6	3104-	17,34/17,34	10,1		90	0,928	62	2,1
	D3fm-IIIa	карб	9,2	0,6	3104-	1,2/1,2	7		91	0,931	49,41	1,7
	D3fm-IY	карб	9,1	0,5	3146-	1,2/1,2	6		94	0,938	485,7	1,6
Среднемакарихинское	C3	карб	3,2	3,4	1696-	48/8,4	16	80	85	0,979	127	2,6
	C3	карб	42,4	22,3	4194-	95/25,5	2,8	3	90	0,939	1,54	0,3
Ярегское	D2gv-D3f пл. III гор. D2st-D3ps	тер	13,9	82,9	175	21/21	26	2617	87	0,945	15000	1,1
	D2gv пл. III гор. D2af	тер	10,4	19,2	130	12,4/10,7	27	2617	87	0,945	15000	1,9
	D2gv пл. III гор. D2af	тер	-	11,3	130		27	2617	87	0,945	15000	1,9
	D2gv-D3f пл. III гор D2пл-D3ps	тер	-	112,5	175	21/21	26	2617	87	0,945	15000	1,1
	D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	11,2	6,8	175	3,4/3,5	26	2617	87	0,45	15000	1,1
	D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	30	9,0	175	4,2/3,52	24	2617	43	0,945	15000	1,1
	D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	1,8	3,5	130	9,9/8,9	27	2617	87	0,945	15000	1,9
	D3ps	тер	1,8	1,2	130	3,6/3,1	27	2617	87	0,945	15000	1,9
	D2gv-D3f пл. III	тер	0,8	2,3	175	15,2/13,8	26	2617	87	0,945	15000	1,9
	D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	23,6	51,4	180	15/10,9	25	1944	86	0,945	15000	1,1
	D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	7,9	2,3	180	1,5/1,5	25	1944	86	0,945	15000	1,4
	D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	25,7	50,3	133	/10,4	24	317	85	0,945	15000	1,1
	D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	6,2	1,8	133	1,5/1,5	24	317	85	0,945	15000	1,1
Чедтыйское	P2пл III	тер	9,6	35,6	1510	7,43/7,43	18,5	144	68	0,956	35	1,8
	P2пл II	тер	3,7	18,7	1550	9/9	21	50	61	0,948	465	1,5
	P2пл I	тер	6,8	13,7	1610	8,11/8,11	19	30	61	0,932	115,4	1,4
Пыжъельское	P2u	тер	4,1	27,9	2505-2516	5,2/5,2	21	64	47	0,914	12,9	1,4
	P1k	тер	3,8	0,4	2702-2707	3/3	21		47	0,956		1,9
	P1ar	карб	5,7	10,9	2679-2688	4/4	19		74	0,915		1,4
Суборское	P1	карб	19,1	20,6	2430-2516	10,3/10,3	14	120	74	0,946	58,1	1,4
Усинское	P2 пл.P-1v	тер	0,5	3,4	1108	1/1	20	50	72	0,923	206	1,4
	P1+C	карб	36,2	212,5	1260	41,65/41,65	19,8	50	77	0,962	710	2,5
	P1+C	карб	74,3	521,0	1260	50,07/50,07	19,8	50	77	0,92	710	2,5
Им. Романа Требса	D3src+V	Карб	13,7	4,4	3781-3897	/5,3	8		87	0,907	145,7	1,8
	D3dm	Карб	5,2	69,6	3820-3910	/9,0	10			0,907		2,3
Висовое	D3fm-IV	Карб	48,2	28,5	3109-3185	/8,4	12	13	92	0,918	9,9	2,3
	D2fm-III	карб	4,9	1,7	3157- 3182	/4,5	16		80	0,918	9,9	1,2

---

---

ПРИЛОЖЕНИЕ №2

Таблица 21.

Способы разработки месторождений тяжелых высоковязких нефтей

Способ	Метод	Глубины, м	Коэфф.нефтеотдачи, %	Плотность, г/см³	Вязкость, мПа*c	Преимущества технологии	Недостатки технологии	Примеры использования
карьерные	открытый	До 50 м	65-85%	0,97	3·10−3 м²/с	выгодный		Атабаска (Канада)
шахтные	очистной	До 200 м	До 45%			Выгодный при наличии в породе редких металлов		Керн-Ривер и Норт-Тисдейл (США)
	шахтно-скважинный	До 400 м	Низкий	0,94	До 15000		Большое кол-во бурения по пустым породам	Ярегское месторождение
	термо-шахтный	До 800 м	До 50%	0,94	До 15000		Сложен в управлении	Ярегское месторождение
холодные	”CHOPS” (с выносом пластового песка)	230-460 м	До 10%	0	<2000 мПа*c (ближе к среднему пределу)	Толщина продуктивных пластов не играет роли, низкая стоимость	Низкий темп добычи, ограничения пo max вязкости, вынос песка, непродолжительный срок эксплуатации скважин, ускоренное обводнение пластов	Западно-Канадский бассейн, Каражанбас, месторождение Ллойдминстер, (Канада)
	”VAPEX”	глубинный	До 60%		> 600 мПа*с	Низкие затраты энергии	Низкий темп добычи, ограничения пo max вязкости, неопределенность в затратах	Канада
тепловые	внутрипластовое горение	100-2000, толщина 2-45 м	55%		< 10 мПа*c		Применение мер по охране ОС и утилизации продуктов горения	Румыния
	ПЗС (паротепловые обработки в призабойной зоне пласта)	До 1,5 км	15-20%		>50 мПа*c		Высокая энергоемкость
	Закачка в пласт теплоносителей	До 1000 м, толщина >10м			>10 мПа*c			Охинское
	Парогравитационный SAGD	<400 м, толщина >15м	25-50%		До 45000 мПа*с	При благоприятных условиях КИН достигает 75%; процесс добычи нефти происходит непрерывно; баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат - максимальные объемы извлечения; оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент.	Для достижения рентабельности: достижение максимальной энергоэффективности; оптимальный процесс разделение нефти и воды; очистка воды для повторного использования в производстве пара.	Республика Татарстан

---