CC BY
126
_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «ИННОВАЦИОННАЯ НАУКА» №12-4/2016 ISSN 2410-6070_
Кроме воздуха в качестве воздействующего агента может быть использован двуокись углерода(СО2). Метод основан на способности СО2 растворятся как в воде, так и в нефти. При этом растворимость будет зависеть от температуры и давления. С повышением давления растворимость будет расти, а с повышением температуры падать. Также увеличивается вязкость воды, при содержание СО2 3-5% вязкость увеличивается на 20-30%. Положительные эффекты достигаются за счет снижения набухаемости глинистых частиц и способности Н2СО3(угольная кислота, образуется при растворении СО2 в воде) растворят некоторые виды цемента и породы пласта что приводит к увеличению проницаемости. При увеличении объема нефти в 1,51,7 раза, вязкость уменьшается. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. Значительное уменьшение вязкости нефти и незначительное увеличение вязкости воды приводят к существенному улучшению соотношения подвижности нефти и воды и увеличению охвата пласта на 8-20%. При этом необходимо учесть факторы ограничивающие применение СО2, это:
- выпадение осадков в пласте;
- коррозия нефтепромыслового оборудования
- трудности транспортирования, хранения больших объемов СО2
- поглощение СО2 в пласте (до 70% от закачиваемого объема)
- отсутствие ресурсов СО2 в районе размещения нефтяной залежи.
В качестве воздействующего агента на пласт могут быть использованы азот и природные (УВ) газы. Процесс смешивания газов с нефтью происходит при более высоких пластовых давлениях по сравнению с СО2. Для углеводородных газов это 25-35 Мпа, для азота от 36 до 50 Мпа. Азот плохо растворяется в воде и хорошо смешивается с легкой нефтью. Коэффициент извлечения азотом ниже чем при использовании природного газа. УВ газ в основном применяют для добычи легких нефтей и для доразработки нефтяных залежей после заводнения.
Все вышеперечисленные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов и будут зависеть от таких факторов как, например, обводненность добываемой жидкости, геологических условий, коллекторских свойств продуктивных пластов. Так по России КИН газовых методов составляет 5-15 %. Список использованной литературы:
1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Нефть и газ, Москва, 2003 г., 816 стр.
2. http://www.petros.ru/ms/news/?action=show&id=276
© Хакимова А.С., 2016
УДК 550.38
А.С.Хакимова
Студентка 4 курса Географического факультета Башкирский государственный университет г. Уфа, Российская Федерация
КРАТАКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АРЛАНСКОГО НЕФТЕНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Аннотация
Данная статья представляет собой теоретическое исследование геологического строения Арланского нефтяного месторождения. В статье кратко изложено геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника и положение в общем структурном плане провинции.
Ключевые слова
Месторождение, геологическое строение, тульский ярус, Бобриковский горизонт.
_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «ИННОВАЦИОННАЯ НАУКА» №12-4/2016 ISSN 2410-6070_
В административном отношении Арланское месторождение расположено в Краснокамском районе в северо-восточной части республики Башкортостан Российской Федерации и находится в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Промышленная нефтеносность Арланского месторождения приурочена к терригенным отложениям нижнекаменноугольного возраста (алексинский, тульский, бобриковский), а также к карбонатным отложениям турнейского яруса и каширо-подольского горизонтов московского яруса среднего карбона. В качестве примера ниже приведено описание отложений нижнего отдела каменноугольной системы.
Представлен отдел отложениями тульского, бобриковского, радаевского и елховского горизонтов визейского яруса.
Тульский горизонт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с подчиненными прослоями известняков. Песчаники серые, участками бурые, нефтенасыщенные, кварцевые, мелкозернистые. Алевролиты пестроокрашенные, кварцевые, разнозернистые, неравномерно слабо известковистые. Известняки темно-серые, тонкркристаллические, крепкие, органогенно-детритовые, местами глинистые[3].
Бобриковский горизонт представлен песчано-глинистыми и углисто-глинистыми породами. В кровле залегают глины каолинитовые, плотные которые ниже по разрезу сменяются серыми нефтенасыщеными песчаниками.
Радаевский горизонт сложен алгиллито-песчаными породами, песчаниками светло-серыми слабоглинистыми. Алевролитами темно-серыми кварцевыми в разной степени углистыми и глинистыми залегающими на аргиллитах елховского горизонта.
Елховский горизонт представлен аргиллитами темно- серого цвета, мощность толщи от 0,5 до 5 метров.
Выше лежащий осадочный комплекс подстилается породами кристаллического фундамента докембрийского возраста. Представлен мелкозернистыми роговообманковыми платоклазовыми гранитами ярко красной окраски. По геофизическим данным породы кристаллического фундамента на севере Бирской седловины залегают на глубинах от 4 до 8 км. Наибольшие глубины фундамента находятся на широте села Бураево, где составляют 8 и более км [1].
Ус-'юнные ооочначсння Налы, усганопеннмс по каменмиутльным отложением (Ькрытыс- нсфгяиыс иссюрмжлсния I Лрпшкюс 3 Орьсбашсик < lOtowjuucKDc 7 Taflyyp-мнсюе 9 Чапшушаскос - Акит-свсше 4 Чсртльсми: i, | Itaiiacuone К .......¿цкццкпс.
Рисунок 1 - Тектоническая схема Бирской седловины[2]
МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «ИННОВАЦИОННАЯ НАУКА» №12-4/2016 ISSN 2410-6070
В тектоническом отношении Арланское месторождение приурочено к Бирской седловине, расположенной между Татарским и Башкирским сводами (рис.1). По терригенной толще нижнего карбона Бирская седловина осложнена валами северо-западного простирания. Один из этих валов, Ивантеевский, в ядре представляет собой гигантский барьерный риф верхнефаменского возраста. Структурой облекания указанного рифа является обширная Арланская структура размером 120 х 35 км[4].
Таким образом, из выше сказанного можно сделать вывод, что Арланское месторождение имеет сложное геологическое строение которое обусловлено значительной геологической неоднородностью по разрезу и сложным тектоническим строением, эти факторы значительно осложняют разработку месторождения традиционными методами.
Список использованной литературы:
1. Давлетов М.И. Исследование процессов протекания аварий трубопроводного транспорта в условиях геодинамических надвигов и сдвигов земных блоков. Уфа, 2006.
2. Саттаров М.М., Андреев Е.А. Составление принципиальной схемы разработки Арланского нефтяного месторождения. Уфа: УФНИИ, 1959.
3. http://www.ngpedia.ru/id252127p4.html
4. http://www.webkursovik.ru/kartgotrab.asp?id=74733
© Хакимова А.С., 2016
УДК 550.38
Р.Р. Шаймарданова
Магистр 1 г.о.
Географического факультета Башкирский государственный университет г. Уфа, Российская Федерация
МЕТОДЫ ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Аннотация
В статье кратко рассмотрены методы поисков месторождений полезных ископаемых. В качестве примера приведен шлиховой метод на поиски россыпных месторождений золота.
Ключевые слова
Метод поисков, аэрогеологическая съемка, коренные месторождения золота.
Интенсивное потребление минерального сырья приводит к активному развитию методов поиска. Сокращение открытия легких месторождений требует разработки новых методов поисков либо усовершенствование старых.
В качестве примера поисков месторождений полезных ископаемых можно привести аэро- и космические методы. Данный метод позволяет с помощью снимков, сделанных с космических кораблей увидеть геологические структуры, не различимые при других исследованиях. Воздушные методы могут быть разделены на четыре вида:
1) аэрогеологическая съемка с цветными фотографиями и спектрозональными снимками, позволяющими дешифрировать закрытые территории;
2) аэрогеофизические исследования с целью изучения геофизических полей и выявления аномалий;
3) рекогносцировочные облёты для визуального наблюдения выходов рудоносных структур или зон измененных горных пород;
4) воздушные десанты с помощью вертолетов, проводящие геологические, минералогические,
