Ашальчинское месторождение. Вязкость нефти ашальчинского месторождения


ИССЛЕДОВАНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НА ТУРНЕЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ АШАЛЬЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ИССЛЕДОВАНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НА ТУРНЕЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ АШАЛЬЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Р.Р.Рахматуллина, институт «ТатНИПИнефть» Современное развитие нефтедобывающей промышленности России характеризуется ухудшением структуры запасов нефти. С каждым годом увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся также запасы тяжелых высоковязких нефтей в отложениях среднего и нижнего карбона. По наиболее широко используемой в мировой практике классификации тяжелыми нефтями считаются углеводородные жидкости с плотностью 920 1000 кг/м3 и вязкостью от 10 до 100 мпа с, а природными битумами слаботекучие или полутвердые смеси преимущественно углеводородного состава с плотностью более 1000 кг/м3 и вязкостью выше 10000 мпа с. Промежуточную группу между битумами и тяжелыми нефтями образуют так называемые сверхтяжелые нефти с вязкостью от 100 до 10000 мпа с и плотностью около или несколько более 1000 кг/м3. Согласно данным за 2011 год, доля тяжелых нефтей в общем объеме запасов европейской части России составляла 29 %. Большая часть запасов тяжелых нефтей категории АВС1 (59%) сосредоточена на территории Приволжского федерального округа (рисунок 1) в регионах: Республика Татарстан, Республика Удмуртия, Пермская и Самарская области (извлекаемые запасы более 50 млн.т), Республика Башкортостан и Ульяновская область (около 30 млн.т) [1]. На территории республики Татарстан на тяжелые нефти с плотностью от 0,901 г/см 3 приходится 43 % от всех запасов нефти, доля тяжелых нефтей в добыче составляет около 30%. Кроме того, еще 29 % запасов приходится на нефти с плотностью от 0,87 до 0,901 кг/см 3 [2]. Наиболее крупные залежи тяжелых высоковязких нефтей приурочены к терригенным и карбонатным отложениям нижнего и среднего карбона и карбонатам верхнего девона. Неблагоприятные геологические факторы, такие как высокая вязкость нефти, высокая неоднородность и низкая проницаемость коллекторов затрудняют их разработку. Проектный КИН по ним в среднем не превышает 0,25, текущий КИН на уровне 0,02. Анализ геолого-промысловых материалов месторождений Татарстана, в которых сосредоточены запасы нефти с вязкостью свыше 30 мпа с, показывает что при применении обычного «холодного» заводнения разработка месторождения связана с 1

отбором больших объемов воды, доходящих до 10-25 поровых объемов пласта, и низкими темпами отбора нефти. При заводнении залежей высоковязкой нефти существенно 2

3% 3% 15% Немецкий АО Респ.Коми Пермская обл. 33% 23% Удмуртия Самарская обл. Башкортстан Татрастан Ульяновская обл. 5% 7% 5% 6% Остальные регионы Рисунок 1 Распределение запасов тяжелых нефтей по регионам европейской части России на 01.01.2011 года По объемам добычи тяжелых нефтей лидирует Республика Татарстан (рисунок 2). Рисунок 2 Доля тяжелых нефтей в добыче 2010 года 3

уменьшается охват пласта по мощности и коэффициент вытеснения. Поэтому обеспечение высокого уровня добычи нефти требует применения различных методов повышения нефтеотдачи пластов. В мировой практике среди новых методов увеличения нефтеотдачи по объему применения и добычи нефти первое место занимают тепловые методы, такие как внутрипластовое горение, площадная закачка горячей воды и пара, паротепловые обработки скважин. Основные критерии выбора объекта для ПТВ. Глубина залегания продуктивного пласта не должна превышать 1200-1500 м в связи с потерями теплоты в стволе скважины, которые примерно достигают 3% на каждые 100 м глубины [3]. Минимально допустимой с точки зрения потерь тепла на прогрев окружающих пород является толщина пласта 6 м. Оптимальной с точки зрения коэффициента охвата тепловым воздействием считается толщина пласта до 30 м. Величина пластового давления играет важную роль при выборе оборудования для нагнетания теплоносителя. Высокое пластовое давление требует более высокой температуры агента в случае закачки пара. Неоднородность пласта снижает эффективность теплового воздействия, т.к. уменьшает эффективность использования тепла и понижает коэффициент охвата пласта воздействием. Чем выше пористость и проницаемость пласта, а также приемистость нагнетательных скважин, тем выше эффективность использования тепловой энергии. Основные критерии выбора объекта для ПТОС. Для проведения ПТОС выбирают скважины в однородных неистощенных пластах с высокой пористостью и проницаемостью, исключая пласты с высоким содержанием глины (из-за ее набухания при конденсации пара). Основные критерии выбора объекта для ВГ. Для предотвращения чрезмерных потерь тепла толщина пласта должна быть не менее 3 м, пласт должен обладать хорошими фильтрационными характеристиками. Для экономической эффективности процесса необходимы высокая текущая нефтенасыщенность и достаточные запасы нефти. Плотность нефти должна быть в диапазоне 825-1000 кг/м 3 [7]. Нефти с большей плотностью дают слишком много остаточного топлива, и процесс может оказаться экономически невыгодным. Нефти с меньшей плотностью будут образовывать недостаточное количество остаточного топлива, необходимого для поддержания горения. 4

На основании теоретических расчетов и промыслового опыта нагнетания теплоносителя в пласт сформулированы основные требования оценки пригодности нефтяной залежи к разработке ее тепловыми методами (таблица 1) [3]. Таблица 1 - Критерии применимости тепловых методов Технология ПТВ Технология ПТОС Технология ВГ Параметры по по по по по по существ. улучшен. существ. улучшен. существ. улучшен. техноло- техноло- техноло- техноло- техноло- технологиям гиям гиям гиям гиям гиям Вязкость нефти, мпа*с > 30 > 30 > 50 > 30 > 30 > 30 Проницаемость, мкм 2 > 0,1 > 0,08 > 0,05 > 0,03 > 0,1 > 0,08 Пористость, доли ед. > 0,18 > 0,15 > 0,18 > 0,15 > 0,18 > 0,15 Эффективная нефтенасыщенная толщина, м > 6 > 4,5 > 5,0 > 3,0 > 6 > 3 Глубина залегания, м < 1200 < 1500 < 1000 < 1500 < 2000 < 3000 Нефтенасыщенность, д. ед. Тип коллектора Текущие запасы нефти, млн. т 0,5 0,4 0,5 0,4 0,5 0,4 терригенный, карбонатный терригенный, карбонатный терригенный > 1 > 1 нет ограничений > 1 > 1 Наиболее перспективными из них за рубежом являются следующие: 1. Процесс циклической закачки пара (Cyclic Steam Simulation CSS) разработан и используется на месторождении Cold Lake компанией «Империал Ойл» (Imperial оil). В настоящее время компания «Империал Ойл» с самым высоким уровнем добычи на этом месторождении добывает 20 тыс.м 3 высоковязкой нефти в сутки приблизительно из 3800 скважин. Предполагается, что нефтеотдача составит в среднем от 18 до 25% от начальных запасов. 2. Процесс с добавлением растворителя (Solvent Aided Process SAP) объединяет преимущества использования пара и растворителя. Начиная с 2004 года метод эксплуатируется в режиме ОПР в проекте Ensana s Christina Lake SAGD. 3. Парогравитационный метод дренирования (Steam-Assisted Gravity Drainage SAGD) эффективно применяется на участках с высокой проницаемостью на многих месторождениях тяжелой нефти в провинциях Альберта и Саскачеван. 5

Примерами крупных проектов в провинции Альберта, использующих гравитационный метод, являются работы по обустройству месторождения Лонг Лейк, которые начались в 2004 году, предусматривающие добычу около 11 тыс.м 3 высоковязкой нефти в сутки и проект «Фаэрбэг» предусматривающий бурение горизонтальных скважин для вскрытия залежей, нагрева нефтенасыщенных песчаников и извлечения высоковязкой нефти на поверхность для переработки. К 2010 году предполагалось увеличить объем суточной добычи до 22000 м 3 высоковязкой нефти. 4. THAI (Toe to Heel Air Injection) «Тай-процесс» представляет собой процесс комбинации внутрипластового горения (вертикальная скважина) и добычи нефти из горизонтальной скважины. Лабораторные эксперименты показали возможность достижения КИН в размере 0,805 от начальных балансовых запасов нефти [4]. На территории Российской Федерации большой опыт в применении тепловых методов для разработки месторождений высоковязких нефтей получен на месторождениях Удмуртии, большинство которых относится к сложнопостроенным, имеющим осложненные физико-геологические условия в продуктивных пластах. Промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя в пласт осуществлялось на Гремихинском месторождении, которое было выделено в нефтедобывающей отрасли Российской Федерации как базовый объект для экспериментальных исследований, испытаний и промышленного внедрения новых технологий нагнетания теплоносителя в нефтяной пласт. Продуктивный пласт А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения представлен переслаиванием карбонатных порово-трещинных коллекторов. Исследования показали, что при разработке залежи на естественном режиме КИН составит не более 6 %, при применении традиционного метода заводнения холодной водой - КИН не более 12 %. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи на месторождении были разработаны и успешно испытаны технологии теплового воздействия, такие как теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦПВ), импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ), термополимерное воздействие (ТПВ). Научно обосновано, что применение тепловых методов на месторождениях Удмуртии позволит повысить извлекаемые запасы более чем на 10 %, с 25-27 % по известным технологиям до 37-45 % по предлагаемым. Республика Татарстан обладает значительными запасами высоковязкой нефти в отложениях каменноугольного и девонского возрастов, залегающих на глубине свыше 800 6

м. Из 131 месторождения, числящегося на балансе ОАО «Татнефть» в Татарстане, 85 имеют запасы нефти с вязкостью более 30 мпа с. Текущие извлекаемые запасы таких нефтей составляют 259 млн.т, при этом проектный КИН довольно низкий, равен 0,241. Средний текущий КИН на разрабатываемых месторождениях составляет 0,085. Правильный выбор подходящих технологий теплового воздействия для объектов разработки будет способствовать увеличению дебитов нефти, более полному отбору нефти из пластов, повышению проектного КИН. Необходимым геологическим фактором успешного применения тепловых методов является изолированность залежи. Наличие надежных непроницаемых пород в кровле и подошве, отсутствие дизъюнктивных нарушений предотвращают утечки рабочего агента в другие проницаемые пласты и горизонты и не допускают потери тепловой энергии, вводимой в пласт. Наличие глинистых частиц, способных разбухать в пресной воде, может также оказать влияние на эффективность процесса. Из имеющихся объектов, содержащих высоковязкие нефти, был выбран первоочередный объект для изучения влияния теплового воздействия на залежах на показатели их разработки, с тем, чтобы на основе полученных выводов оценить экономическую эффективность применения данных технологий на остальных месторождениях высоковязких нефтей на территории Татарстана. Таким объектом является турнейский ярус Ашальчинского нефтяного месторождения, залегающий на глубине 1210 м и содержащий нефть с вязкостью в пластовых условиях 53,6 мпа. Базовым объектом разработки Ашальчинского месторождения являются запасы нефти турнейского яруса и главным образом запасы, приуроченные к Ашальчинскому поднятию. Этаж нефтеносности турнейского яруса представлен двумя пачками карбонатных пород верхне- и нижнетурнейского возраста, в объеме кизеловскочерепетского и упино-малевского горизонтов, соответственно. Общая толщина турнейских отложений колеблется в пределах 41,7-68,8 м, в среднем составляет 57,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 2,7 до 36,6 м, в среднем составляет 18,1 м; средние значения пористости и проницаемости равны 11,9% и 12,1*10-3 мкм 2, соответственно. В турнейском объекте сосредоточено 64 % запасов нефти месторождения. С 1982 по 1990 годы объект находился в опытно-промышленной эксплуатации, с 1993 года введен в промышленную эксплуатацию, разбуривался по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. 7

Запасы нефти турнейского яруса Ашальчинского нефтяного месторождения на 01.01.2013 года составляют: геологические по категории АВС1 27584 тыс.т, по категории С2 1353 тыс.т, извлекаемые по категории АВС1 6897 тыс.т, по категории С2 339 тыс.т при проектном КИН, равном 0,250. Текущий КИН равен 0,068. На 01.01.2013 года в добывающем фонде турнейского яруса 109 действующих скважин (из них одна в совместной разработке с башкирским объектом, восемь с бобриковским, четыре с тульским, одна с кыновским, а также 16 горизонтальных скважин), три в бездействии; было отобрано 1851,9 тыс.т нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,067 доли ед. Накопленная добыча жидкости 3900,4 тыс.т, водонефтяной фактор - 1,1. Поддержание пластового давления на залежи осуществляется с 1995 года. На сегодняшний день под закачкой находятся 42 нагнетательные скважины (в том числе одна горизонтальная). Система заводнения линейная, внутриконтурная, законтурная, закачка ведется циклически. За все время разработки в продуктивный пласт было закачано 7877,3 тыс.м 3 воды, компенсация с начала разработки 179 %. За 2012 год добыто 82,1 тыс.т нефти, жидкости 202,6 тыс.т, в продуктивные пласты было закачано 923,2 тыс.м 3 воды, годовая компенсация составила 335,8%, приемистость нагнетательных скважин - 129 м 3 /сут. Скважины вступали в разработку со средним дебитом по нефти 3,3 т/сут, по жидкости 5,2 т/сут, начальной обводненностью 28,5 %. Текущий дебит по нефти 1,94 т/сут, дебит по жидкости 4,79 т/сут (рисунок 3). Среднегодовая обводненность продукции составляет 59,5%, что указывает на преждевременное обводнение скважин, т.к. отобрано всего 29 % от начальных извлекаемых запасов. 8

7 Динамика основных показателей разработки турнейского яруса 70 Дебит нефти, дебит жидкости, т/сут 6 5 4 3 2 60 50 40 30 20 10 Обводненность, % 1 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 Годы дебит нефти дебит жидкости обводненность Рисунок 3 Динамика основных показателей разработки турнейского яруса Ашальчинского месторождения 0 Несмотря на организацию систему заводнения (отношение добывающих скважин к нагнетательным составляет 2,5:1), пластовое давление постепенно снижается, текущее пластовое давление 8,27 МПа. Анализ работы добывающих скважин, находящихся на расстоянии шага сетки от зоны нагнетания показал, что не все скважины реагируют на закачку, в связи с низкой проницаемостью коллектора и высокой вязкостью нефти. По некоторым скважинам отмечен рост дебита нефти в 2,7-3,7 раз при снижении или сохранении уровня обводненности. Хорошие результаты дает проведение КГРП. Остальные МУН не дают значительного прироста дебита нефти. На кизеловском горизонте турнейского яруса Ашальчинского месторождения на 01.01.13 года в эксплуатации находились 17 ГС, из них одна нагнетательная. Большая часть скважин введена в разработку в 1994-1995 годах. Начальный дебит нефти по вводимым ГС составлял 5,1 т/сут, по жидкости 7,6 т/сут, обводненность 27,8 %. В настоящее время скважины работают со средним дебитом по нефти 2,3 т/сут, по жидкости 7,3 т/сут, обводненностью 69,4 %. В то же время вертикальные скважины на кизеловский горизонт вводились в работу со средним дебитом по нефти 3,3 т/сут, по жидкости 5,1 т/сут, обводненностью 36,8 %, в настоящее время работают со средним дебитом по нефти 1,9 т/сут, по жидкости 4,5 т/сут, обводненностью 56,5 %. По всем скважинам можно отметить высокую начальную обводненность продукции, что связано, по видимому, с 9

наличием естественной трещиноватости и присутствием воды в подошвенной части коллектора. С помощью характеристик вытеснения проведем оценку вовлеченных запасов нефти на отложениях турнейского яруса Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения, находящегося в промышленной эксплуатации с 1993 года, разбуренного по треугольной сетке 400 400 м, ПСС составляет 14,6 га/скв., т.е. залежь практически полностью разбурена по проектной сетке. На рисунке 4 представлено графическое определение вовлеченных запасов нефти по методу Камбарова, на рисунке 5 по методу Копытова. Видно, что вовлеченные запасы нефти при сложившейся системе разработки составляют около 3000 тыс.т, в то время как утвержденные НИЗ по категории В Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения составляют 6361 тыс.т при проектном КИН, равном 0,250. Рисунок 4 Определение вовлеченных запасов нефти по методике Камбарова для турнейского объекта Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения 10

Рисунок 5 Определение вовлеченных запасов нефти по методике Копытова для турнейского объекта Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения Таким образом, можно утверждать, что в условиях падающей добычи нефти, когда отобрано всего 29 % от утвержденных НИЗ при текущей обводненности 59,5 %, при сложившейся системе разработки с применением «холодного» заводнения не удастся достичь утвержденного КИН. Поэтому на данном объекте рекомендуется применение более эффективных технологий разработки, учитывающих высокую вязкость нефти и низкую проницаемость пород-коллекторов. Такими перспективными технологиями, намеченными к применению на данном объекте, являются бурение пары горизонтальных скважин, добывающей и нагнетательной, на расстоянии 100 м друг от друга с проведением многоступенчатого ГРП в обеих скважинах. Оценка технологического эффекта применения различных методов повышения КИН проводилась на трехмерной гидродинамической модели пласта турнейского яруса Ашальчинского месторождения при сравнении следующих вариантов: вытеснение холодной водой, горячей водой. Для определения коэффициента вытеснения в зависимости от температуры в отделе ОИСКиУ выполнены эксперименты на двух cоставных моделях, по результатам которых видно, что с повышением температуры закачиваемой воды коэффициент вытеснения увеличивается, а коэффициент остаточной нефтенасыщенности уменьшается (таблица 2). Если при температуре 25 о С коэффициент вытеснения равен 0,25% и 0,29%, для первой и второй модели соответственно, то при температуре 90 о С он увеличивается в 11

среднем в 1,7 раз и составляет 0,41% и 0,52%. На рисунке 6 показана зависимость прироста коэффициента вытеснения при увеличении температуры. Таблица 2 - Зависимость прироста коэффициента вытеснения при увеличении температуры Температура, о С Коэффициент начальной нефтенасыщенности, % I Коэффициент остаточной нефтенасыщенности, % Составные модели Коэффициент вытеснения, % Коэффициент начальной нефтенасыщенности, % II Коэффициент остаточной нефтенасыщен ности, % Коэффициент вытеснения, % 25 62,65 0,2479 58,49 0,2864 50 83,30 57,73 0,3070 81,96 50,51 0,3837 70 52,80 0,3661 45,52 0,4446 90 49,52 0,4055 39,53 0,5177 Рисунок 6 - Зависимость прироста коэффициента вытеснения при увеличении температуры (турнейский ярус Ашальчинского месторождения) 12

На рисунке 7 представлена структурная карта по кровле продуктивных отложений турнейского яруса Ашальчинского месторождения, на рисунке 7 - карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивных отложений турнейского яруса Рисунок 7 Структурная карта по кровле продуктивных отложений турнейского яруса каменноугольной системы 13

Рисунок 8 Карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивных отложений турнейского яруса каменноугольной системы На секторных моделях были рассмотрены 4 основных варианта. Вариант 1 ППД. Закачка холодной воды в пласт. Отбор продукции из горизонтальной скважины. Вариант 2 ППД+многоступенчатый ГРП. На длине горизонтального ствола 700 м добывающей и нагнетательной скважины добавлены трещины ГРП ( большеобъёмного кислотного ГРП) через каждые 100 м. Вариант 3 - ППД_90С. Закачка горячей воды 90 С. Вариант 4 - ППД_90С+ многоступенчатый ГРП с закачкой горячей воды температурой 90С в горизонтальные скважины с многоступенчатым ГРП. 14

Прогноз технологических показателей разработки просчитан для случаев реализации всех предполагаемых вариантов разработки и представлен на рисунках 9-11. Рисунок 9 - Средний дебит нефти по вариантам Рисунок 10 - Значение обводненности по вариантам 15

Рисунок 11 - Значение коэффициента извлечения нефти по вариантам Как видно из графиков, варианты 2 и 4 (варианты с КГРП) характеризуются резким ростом обводненности продукции, что связано с прорывом воды по трещинам (рисунок 9). Вариант 3 с закачкой горячей воды имеет наибольший КИН, т.к. закачка теплоносителя в пласт позволяет снизить вязкость пластовой нефти, увеличивая ее подвижность. Таким образом, результаты проведенных расчетов позволяют сделать вывод о том, что закачка в продуктивные пласты горячей воды вместо холодной позволит увеличить эффективность разработки турнейских отложений Ашальчинского нефтяного месторождения: увеличивается средний дебит скважин, снижается обводненность продукции, достигается большая величина коэффициента нефтеотдачи. Наилучшие результаты из четырех предлагаемых вариантов разработки позволяет достичь третий вариант, характеризующийся наибольшей величиной КИН (0,4 долей ед.) и наименьшей величиной обводненности продукции. 16

Список литературы 1 В.Н. Макаревич, Н.И. Искрицкая, С.А. Богословский - Ресурсный потенциал месторождений тяжелых нефтей Европейской части Российской Федерации. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т.7 3. 2 Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, В.Н. Макаревич, Н.И. Искрицкая, С.А. Богословский Особенности освоения месторождений тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов Восточно-Европейской платформы Санкт-Петербург, 2009 г. 211 с. 3 Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов Настольная книга по термическим методам добычи нефти. Краснодар, «Советская Кубань», 2000 г. 464 с. 4 T.X. Xia, M.Greaves, A. Turta «Main mechanism for stability of THAI Toe-to-Heel air injection». JCPT, January 2005, Volume 44, No 1. 17

docplayer.ru

Ашальчинское месторождение — реферат

Отмечается неоднородность продуктивных пластов, приуроченность мно­гих залежей к локальным структурам. Большинство известных скоплений име­ют ограниченные размеры и сложное строение. Исключением является Горское месторождение, на котором отмечена наиболее крупная залежь природных би­тумов в оолитовых доломитах камышлинского горизонта. Коллекторы высоко­емкие, толщиной до 11ми нефтенасыщенностью от 6 до 11% масс, однако би­тум отличается высокой плотностью и вязкостью 30-100 тыс. мПа·с.

Скопления битумов, по мнению И.М. Акишева, приурочены к тер-расовидным структурным зонам II порядка или их крупным элементам. Глубина залегания битумных скоплений казанского яруса 10-340 м, чаще 100-300 м. На склонах водоразделов бассейна рек Шешмы и Кичуя они могут встречаться вблизи дневной поверхности. Относительно водоносной части резервуара ло­вушки занимают верхнее положение и по строению весьма близки к нефтяным залежам.

Приведенное геологическое строение разреза района свидетельствует о том, что пермский природный резервуар характеризуется сложным строением, что определяется частым чередованием в разрезе пластов-коллекторов различ­ного состава со значительной литолого-фациальной изменчивостью, разделен­ных пластами непроницаемых пород. Значительное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород оказали постседиментационные процессы карстообразования и выщелачивания.

Все выявленные залежи тяжелых нефтей и природных битумов относятся к пластово-сводовому типу. Залежи часто различаются между собой по форме залегания и сохранности нефтяных пластов, что связано как с коллекторскими свойствами пластов, так и с интенсивностью вторичных изменений.

Скопления тяжелых нефтей и природных битумов по превалирующим воззрениям представляют собой разрушенные нефтяные залежи. По физико-химическому составу среди тяжелых нефтей и природных битумов встречаются залежи мальт, мальт-асфальтов (Сугушлинская), асфальтов (Горская, Аканская), асфальт-асфальтитов (Шугуровская, Спиридоновская). Наблюдается общее утяжеление нефтей в направлении к ЮТС и от его западного склона к Токмовскому.

Тяжелые нефти большинства выявленных залежей (80-85 %) жидкие и полужидкие, подвижные. Твердые природные битумы встречены в выходах пластов на земную поверхность и ниже водобитумного контакта. Тяжелые неф­ти и природные битумы в основном характеризуются вязкостью 2500-2*105 мПа·с при температуре 7-9 °С, плотностью 0,95-0,98 г/см , содержат 4,7-14,0 % асфальтенов, 0,5-1,12 % парафина, 18,3-33,0 % смол, 54-74 % масел,    4-5 % серы.

Относительно подвижные нефти залегают в песчано-алевролитовых коллекто­рах, более вязкие - в карбонатных.

 

1.1.3      Ресурсы и запасы высоковязких нефтей и природных битумов

 

В границах битумоносных областей Татарстана по состоянию на 01.01. 2008 г. выявлено около 450 битумоскоплений, в том числе раз­ведано и изучено с различной степенью детальности 156 месторожде­ний и залежей битумов. Несмотря на длительность изучения сырьевой базы природных битумов Татарстана, в величинах их ресурсов суще­ствуют значительные расхождения, не позволяющие получить одно­значное представление о количественном потенциале битумоносности всей территории республики как по отдельным битумоносным комплексам, так и пермской системы в целом (табл. 1.1).

Таблица 1.1 Ретроспектива подсчета запасов и ресурсов природных битумов Республики Татарстан

Организация (автор),

год оценки ресурсов и

запасов природных

битумов

 

 

Ресурсы и запасы (млн.т) битумоносных комплексов

 

казанского

уфимского

нижнепермского

пермской систе­мы в целом

 

1

2

3

4

5

 

КГУ

(Троепольский В.И.. 1961)

-

-

-

8700,0

 

ТатНИПИнсфть

(Аки-шевИ.М., 1972)

-

-

-

7700,0

 

Оперативная оценка спе­циалистов   ПО 

«Тат­нефть». 1974

-

-

-

1500-2000

 

ТатНИПИнефть

(Аки-шев И.М., 1976)

-

-

-

7128,0

(более 5% масс. -  1508.4)

 

ТатНИПИнефть

(Аки-шев И.М., 1983)

-

-

-

39800,0

(более 5% масс. 12700.0)

 

«Татнефть»

(Петров 1 А.. 1987)

2098.9

-

-

 

 

Экспертная оценка

(Вой­тович Е.Д. и др., 1988)

-

-

-

2184

 

«Татнефть»

(Петров Г.А., 1990)

4697.0

(более 4% масс. - 1200)

-

-

 

«Татнефть»

(Петров Г.А., 1991)

335,802

(реальные для разра­ботки )

-

-

 

КГУ, ИГиРГИ (Смелков В.М., Юдин Г.Т., 1992)

-

-

-

4000-7000

 

 

РНТЦВНИИнефть

(Аки-шев И.М., 1993)

-

-

-

21002,8

 

ТГРУ ОАО «Татнефть» (ВойтовичЕ.Д., Арефьев Ю.М., 1994)

856,4

375,46

183,7

1418.46

(более 4% масс.)

 

«Татнефть»

(Петров Г.А., 1998)

-

-

175,779

(юго-восток РТ)

-

 

 

Одна из причин разброса в цифрах прогнозных ресурсов битумов объясняется тем, включены или нет в них ресурсы малоперспективных в битумоносном отношении территорий Северо-Татарского свода и Вят­ского мегавала (Казанско-Кажимского прогиба). Значительные расхож­дения в количестве ресурсов имеются также по площадям западного борга Мелекесской впадины. Основные же причины разногласий в подсчетах ресурсов битумов объясняются слабой изученностью геологических за­кономерностей размещения битумоскоплений, различными взглядами специалистов на масштабы и условия локализации пермских битумов, недостаточной разработанностью методики прогнозной оценки. Особую трудность представляет выделение доли ресурсов с высокой битумонасыщенностью коллекторов (4-5% вес. и более). Величину этой наиболее важной части пермского битумоносного потенциала отражает оценка запасов и ресурсов битумов, выполненная сотрудниками ТГРУ в 1994 г. (табл. 1.1). Ее можно рассматривать в качестве достоверного варианта оценки исходной ресурсной базы битумов на территории Республики Татарстан с битумосодержанием пород не менее 4% вес.

Количественный расчет ресурсов пермских битумов, проведенный в ТГРУ, основан на дифференцированной оценке перспектив битумоносности территории Татарстана. В результате избирательного районирования земель на­мечены границы распространения битумоносных комплексов и определена степень их перспективности. При этом достаточно четко проведена грань между битумоносными (содержание битума в породе 4% вес. и более) и битумсодержащими (менее 4% вес.) породами.

Изучение керна скважин выявило значительную неравномерность распределения битумов во вмещающих породах. Оценить эту нерав­номерность можно величиной битумонасыщенности горных пород. При ее значении в среднем 4% вес. и более, наблюдающимся в рамках ло­кальных блоков недр, устанавливаются месторождения и залежи угле­водородного сырья. В краевых их частях могут отмечаться значения битумонасыщенности вмещающих горных пород менее 4% вес, но в целом по объекту (в пределах контура битумоносности) они все превышают 4% вес. При значениях битумонасыщенности менее 4% вес. породы характеризуются рассеянным и слабым характером биту­моносности (точечная, пятнистая текстура и т.д.). Такие породы сле­дует относить к битумсодержащим. Они довольно широко распрост­ранены в пермском разрезе и установлены в кернах многих скважин в пределах выделенных ареалов битумоносности.

Битумсодержащие породы с концентрацией битумов 1-4% вес, а при твердой консистенции битума — и более, целесообразно рассмат­ривать в качестве самостоятельного полезного ископаемого. При всех традиционных методах извлечения добыча битумов, находящихся в рас­сеянном состоянии, считается неэффективной. Они могут быть пригод­ны лишь для совместного использования вместе с содержащими их гор­ными породами. При глубине залегания битумсодержащих пород, доступной для открытой разработки, они рассматриваются в качестве сырья для получения обогащенных природным вяжущим дорожно-строительных материалов — щебня, песка, минерального порошка. Приме­нение этих материалов в производстве повышает качество конструктив­ных слоев дорожных одежд, дает значительную экономию нефтяных битумов (до 30%) и высококачественных минеральных материалов.

Таким образом, исходя из условий распределения и локализации битумов на изученных залежах и накопленного опыта их разработки, наиболее достоверная или активная часть прогнозных ресурсов может быть приурочена к битумоносным породам с содержанием битума 4% вес. и более. С активными ресурсами битумов связаны перспективы нефтедобычи. Подсчет прогнозных ресурсов битумов выполнен в со­ответствии с "Временной инструкцией по методике поисков и развед­ки залежей битумов в пермских отложениях на территории Татарской АССР (Альметьевск, объединение "Татнефть", 1975), "Временной инструкцией по применению классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов природных нефтяных битумов" (Москва, ГКЗ, СССР, 1985 г.) и "Методическими положениями по поискам, разведке и оценке промышленной ценности месторождений природных биту­мов" (МНП, Мингео, Академия наук СССР, 1990 г.). Количественный подсчет ресурсов природных битумов проведен методом сравнитель­ных геологических аналогий, предусматривающим сопоставление геологических критериев прогнозных территорий (от земель высокоперс­пективных к менее перспективным) и сравнение удельных плотностей запасов битумов и контролирующих их факторов в пределах оценива­емых земель. В основу подсчета положены методические приемы и исходные данные, перечисленные ниже.

•      Оценка прогнозных ресурсов битумов дана раздельно по биту­моносным комплексам и составляющим их горизонтам.

•      В процессе подсчета прогнозных ресурсов битумов, при пере­ходе от высокоперспективных к менее перспективным территориям, использован коэффициент надежности прогноза (Кнп). Он характери­зует вероятность обнаружения залежей с содержанием битума в поро­дах 4% вес. и более. Значения Кнп изменяются от 1 (высоко­перспективные земли) до 0,1 (малоперспективные земли).

•      Прогнозные территории подразделены на эталонные и оценоч­ные участки (зоны). В качестве эталонной принималась площадь с до­статочно детальной изученностью, в состав которой входили: оценен­ные и выявленные залежи битумов, слабо разведанные и небитумоносные (пустые) участки. Ресурсы битумов рассчитывались по плотности запасов на единицу площади в пределах эталонных уча­стков и в дальнейшем распространялись на оценочные зоны (участки) с использованием коэффициента аналогии.

•      Значения коэффициентов аналогии определялись особенностя­ми строения битумоносных комплексов и степенью их изученности. Для оценки ресурсов битумов в слаборазведанном нижнепермском комплексе использован структурно-вероятностный метод, основанный на наличии структурного контроля размещения би­тумов. Суммарная площадь битумных ловушек прогнозировалась ис­ходя из установленных закономерностей размещения локальных под­нятий, коэффициента аналогии, учитывающего изменение плотности запасов битумов на единицу площади, и коэффициента возможного битумонасыщения, который характеризовал процент продуктивных поднятий (коэффициент удачи).

Полученные сведения об общих запасах и ресурсах битумов рес­публики и их распределении по битумоносным комплексам пермс­кой системы по состоянию на 1.01. 1994 г. представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Общие запасы и ресурсы природных битумов Республики Татарстан на 01. 01. 1994 г., млн.т

Битумоносные комплексы

Выявленные запасы категорий

Прогноз­ные ресур­сы кат. Д1

Итого запасы и ресурсы

В+С1

С1

С2

Всего

Казанский

-

126,271

20,474

146,745

709.555

856.300

Уфимский

4.710

40,560

95.710

140.970

234,490

375.460

Нижнепермский

-

6,300

-

6.300

177,400

183,700

Итого по РТ

4.700

173.13

116,184

244,015

1121.445

1415.460

student.zoomru.ru

Ашальчинское месторождение — реферат

 

Мальты - это густые, вязкие, реже твердые битумы, легкоплав­кие, при охлаждении загустевают, становясь хрупкими.

Асфальты - вязкие, иногда твердые, темно-бурого до черного цвета со смоляным блеском и раковистым изломом.

Асфальтиты - твердые, хрупкие, черного цвета битумы с ярким блеском и раковистым изломом, высокоплавкие, при истирании обра­зуют порошок. Их подразделяют на два подкласса - гильсониты и грэемиты.

Кериты - твердые, черного цвета вещества, с раковистым и зано­зистым изломом, образуют два подкласса - альбертиты и импсониты.

Антраксолиты - твердые, хрупкие, углеподобные образования, напоминающие антрацит, черного цвета, с раковистым изломом, вы­сокозольные; среди них выделяют тухолиты, характеризующиеся вы­сокими содержаниями урана, тория и редких земель.

Озокериты - пластичные, редко твердые битумы, матовые, цве­та от светло-желтого до темно-бурого, легкоплавкие.

В отечественной геологической литературе при описании битумов различных классов и различною происхождения используют самые различные термины: эпинафтиды, катанафтиды, метанафтиды, апонафти-ды, твердые нафтиды, твердые битумы, битумы.

Иногда даже в документах государственной отчетности использует­ся противоречивое и неопределенное сочетание терминов. Например, в названии Государственного баланса запасов полезных ископаемых «Асфальтиты, битумы и битуминозные породы» асфальтиты по непонятной причине выделены из общей группы битумов, в которую они входят.

В последние годы чаще всего используют термин «природный битум». Данное словосочетание подчеркивает отличие обозначаемого от таких понятий в нефтехимии, как «битумы нефтяные искусствен­ные» или «нефтяные битумы» («нефтебитумы»). При упоминании пос­ледних часто отмечается способ их получения (например, нефтяные битумы окисленные, остаточные, крекинговые и т.д.).

В Канаде термином «сырой или неочищенный битум» (crude bitumen) определяется природная вязкая смесь, состоящая, главным образом, из углеводородов тяжелее пентана, которые могут содержать соединения серы. Вязкость такого битума при пластовых условиях не позволяет добыть его экономичными способами с помощью скважин. Во многих случаях плотность битума 0,960-1,030 г/см3, он содержит до 4,5% серы и может включать небольшое количество растворенного метана и примеси сульфидов.

С битумами часто встречается тяжелая нефть (heavy oil, heavy crude), называемая обычно высоковязкой и представляющая собой пе­реходное звено от легких и средних нефтей к природным битумам. Тяжелые высокосмолистые, высоковязкие нефти, которые в настоящее время не могут быть извлечены из недр обычными скважинными ме­тодами или извлекаются, но с предельно низким коэффициентом неф­теотдачи, рассматриваются в качестве единого с вязкими битумами (мальтами) типа полезного ископаемого. Они также сходны с битума­ми (мальтами) по характеру получаемых нефтепродуктов и возмож­ным методам извлечения. Залежи этих нефтей во многих районах мира пространственно совмещены с битумными скоплениями и рассматри­ваются как генетически единые зоны битумонакопления.  При отсутствии четких границ между мальтой и тяжелой нефтью и в связи с предложением ряда исследователей считать их одним клас­сом углеводородов, в последнее время стали использовать термины «супертяжелые нефти», «экстратяжелые нефти».

При отнесении нефти к тяжелой и определении границы между ней и битумом обычно пользуются такими ее характеристиками, как плотность и вязкость.

На Ближнем Востоке, где преобладает легкая нефть, в практике международной торговли к тяжелым нефтям относят арабскую нефть плотностью 0,8927 г/см3 (27° АНИ). В Канаде термин «тяжелая нефть» употребляется обычно для обозначения менее подвижной, более вяз­кой нефти с плотностью выше 0, 9340 г/см3 (20° АНИ). Коэффициент извлечения такой нефти при первичной добыче редко достигает вели­чины 10% от геологических запасов.

На 1-й Международной конференции ЮНИТАР по перспективам использования тяжелых нефтей и битуминозных пород, которая со­стоялась в июне 1979 г. в г. Эдмонтон (Канада), решено относить к тяжелым нефтям жидкие углеводороды с плотностью выше 0,9042-0,9340 г/см3 (25-20° АНИ) и вязкостью более 60-100 спз в пластовых условиях. При этом было отмечено, что наиболее общим и широко распространенным признаком отличия тяжелой нефти от би­тумов является ее подвижность, мобильность при пластовых услови­ях, которая позволяет производить добычу нефти первичными, вто­ричными или третичными способами и которую наиболее полно характеризуют данные о кинематической вязкости.

В 1982 году на XI Международной конференции по тяжелым не­фтям и битумам в городе Каракасе впервые предложена классифика­ция, основанная на вязкости и плотности углеводородов (УВ). Отме­чено, что к битумам относятся УВ с вязкостью в условиях залегания более 10 000 мПа·с. Битумы не текут и являются полутвердым веще­ством. Углеводороды вязкостью менее 10 000 мПа·с относятся к тяже­лым нефтям. В соответствии с рекомендациями этой конференции не­фти подразделены по плотности при температуре 15,6°С следующим образом:

—  обычные, с плотностью до 904 кг/м3,

—  промежуточные — от 904 кг/м3 до 934 кг/м3,

—  тяжелые класса I — 934-966 кг/м3,

—  тяжелые класса II — 960-1000 кг/м3,

—  сверхтяжелые класса III — свыше 1000 кг/м3.

В 1987 году на XII Нефтяном мировом конгрессе в городе Хьюс­тоне рекомендована общая схема классификации нефтей и природных битумов:

-     легкие нефти с плотностью менее 870,3 кг/м3,

-     средние — 870,3-920,0 кг/м3,

-     тяжелые — 920,0-1000 кг/м3,

-     сверхтяжелые — более 1000 кг/м3 при вязкости менее 10000 мПа-с,

-     природные битумы — более 1000 кг/м3 при вязкости свыше 10000 мПа-с.

На Международной конференции по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей (Хьюстон, 1995 г.) был предложен для обсуждения некоторый компромиссный вариант. В качестве объединяющего родового термина для всего ди­апазона системы углеводородов от газов до твердых асфальтов и ас­фальтитов вместо «битума» предложено использовать «нафтиды». Этот термин может быть использован также для описания углеводо­родов, образовавшихся в особых термобарических условиях. Для ус­транения распространенной неточности в терминологии необходимо термин «битум» употреблять в его значении как технологический про­дукт окисления нефтей, используемый как строительный и дорож­ный битум. Продукты естественного окисления нефтей, идущие за классом мальт, наиболее целесообразно называть термином «природ­ные битумы».

Таким образом, мальты, многими считавшиеся ранее природ­ными битумами, на конференции в Хьюстоне отнесены к тяжелым нефтям. Класс углеводородов, к которому относятся мальта, тяжелая нефть или экстратяжелая нефть, характеризуется параметрами:

-     плотность 970-1030 кг/м3,

-     содержание масел 35-65% масс,

-     содержание смол и асфальтенов 25-60% масс,

-     коксуемость 12-20% масс.

К природным битумам следует относить нафтиды, следующие в классификационном ряду за классом мальт, с параметрами:

-     плотность более 1030 кг/м3'

-     содержание масел менее 35% масс.

-     содержание смол и асфальтенов более 60% масс,

-     коксуемость более 20% масс.

На конференции в Хьюстоне не рекомендовано использование по­казателя вязкости в качестве параметра для разделения углеводородов, в частности разделение нафтидов на нефти и битумы по вязкости, рав­ной 10 000 мПа·с.

Авторы обзора «География месторождений тяжелой нефти» /Me­yer, Dietzman, 1979/ относили к средним все сорта нефти, обладающие плотностью от 25 до 20° АНИ (0,9042-0,9340 г/см3), и к тяжелым — плотностью более 0,9340 г/см3 (менее 20° АНИ), обосновывая это тех­нологией добычи нефти. В общем случае традиционное заводнение наи­более производительно для залежей с легкой нефтью, плотность кото­рой ниже 0,9042 г/см3 (более 25° АНИ). Оно становится менее эффективным при добыче нефти плотностью более 0,9042 г/см3. При плотности нефти выше 0,9340 г/см3 более эффективны тепловые мето­ды добычи.

Большинство проектов теплового воздействия на пласт с помо­щью пара реализуется за рубежом на месторождениях с плотностью нефти от 10° АНИ (1,000 г/см3) до 20-18° АНИ (0,9340-0,9465 г/см3) и редко успешный результат достигается при плотности нефти менее 10° АНИ (более 1,000 г/см3).

С целью иллюстрации сложившихся тенденций по классифика­ции и терминологии тяжелых углеводородов в мире Р.Н. Дияшевым проведено обобщение по материалам очередной VII Международной конференции по тяжелым нефтям и битуминозным пескам, состоявшейся в октябре 1998 г. в Китае. Авторами докладов на конференции использованы следующие терми­ны: нефти, обычные нефти, тяжелые нефти, очень тяжелые нефти, эк­стратяжелые нефти, супертяжелые нефти, битумы, природные биту­мы, смоляные пески, битумные пески. Практически все авторы, описывая физические свойства углеводородов, используют плотность, большинство авторов — плотность и вязкость, и очень небольшая часть дополнительно включает содержание асфальтенов, смол, серы и ме­таллов. Достаточно четко прослеживается тенденция относить к биту­мам углеводороды с плотностью менее 10° АНИ (более 1,0 г/см3) в нор­мальных условиях. Вязкость, упоминаемая в докладах конференции, определена при различных температурах, чаше всего это вязкость де­газированных нефтей/битумов, приведенная к пластовой температуре для конкретных месторождений/залежей, что делает невозможным использовать этот параметр для каких-то обобщений.

Породы, содержащие природные битумы, обычно называют би­туминозными, при этом какой-либо определенный класс битума не подразумевается. Битуминозные породы содержат или сингенетичес­кие битумы (это преимущественно в случае глин, глинисто-карбонат­ных пород) или эпигенетические битумы, но часто и те и другие в раз­личных соотношениях.

Породы, в которых содержание эпигенетических битумов более 1 -2%, рассматриваются как полезное ископаемое в целом (в случае тех­нической или экономической нецелесообразности извлечения из них битумов) или как носители углеводородного полезного ископаемого — природных битумов. В первом случае предлагается называть поро­ды битумсодержащими (обосновано в работе — Штейнгольц, Шарго-родский, 1987), во втором — битумоносными.

К битумоносным относятся породы, которые при существующих технологических возможностях и с соблюдением экономической це­лесообразности можно использовать для извлечения природных биту­мов. Битумсодержащие породы (БСП) характеризуются относительно невысоким содержанием природного битума (менее 6-8% масс), при котором извлечение его нерентабельно. БСП используются в естествен­ном виде, без извлечения битума, в качестве минерально-строительно­го сырья. БСП можно рассматривать и как коллекторы, включающие непромышленные проявления битумов.

БСП — твердые нерудные полезные ископаемые, относящиеся в классификациях Р. Бэйтса (1959 г.), И.Ф. Романовича (1963 г.), В.М. Борзунова (1982 г.) и других к группе горных пород. Эта группа представлена горными породами, являющимися в естественном виде полезными ископаемыми, использовать которые после извлечения из недр можно без обработки или после незначительной переработки. Со­ответственно, в практике геологоразведочных работ и в прикладной геологии полезные ископаемые указанного типа часто соотносятся с общими названиями горных пород — карбонатными, песчаными, гли­нистыми и т. д. (в нашем случае — карбонатными битумсодержащими породами, битумсодержащими песчаниками и т.д.).

Выходящие на дневную поверхность породы, обогащенные биту­мом, в процессе их изучения отечественными геологами в Волжско-Уральском регионе назывались в начале двадцатого столетия «гудрон­ным песчаником», «асфальтовым камнем», позднее чаще использовалось название «битуминозные породы». В Самарской обла­сти на ряде залежей выделялись разновидности песчаников, называе­мые гудронными (вязкие и пластичные при 15-20°С, залегают в центре залежей, интенсивно насыщены слабоокисленным битумом), гаревыми (окаймляют гудронные песчаники и в сравнении с ними менее на­сыщены битумом, а сам битум более окисленный) и битуминозными (залегают в периферийных частях залежей, слабобитуминозные, би­тум твердой консистенции).

В Западном Казахстане битумсодержащие пески и песчаники и связанные с ними скопления почти свободного от минеральных при­месей битума назывались в разные периоды времени и различными исследователями кирами, закированными породами, нефтебитуминозными породами. В Южно-Каспийском регионе тягучую высоконасы­щенную битумом минеральную массу называли «Яшкир».

В Канаде постановлением компании «Alberta Oil and Gas Conservation» был утвержден описательный термин «смоляные пески» («tar sands») для определения битуминозных песков Альберты, содер­жащих «чрезвычайно вязкий углеводородный материал, не извлекае­мый в своем естественном состоянии при разработке обычными сква-жинными методами» (Phizackerley and Scott). В США и Канаде подобные битуминозные пески именовались также «асфальтовый пес­чаник» («asphaltic sandstone»), «асфальтовая порода» («asphaltic rock»), «мальта» («malta») и т.д. В 1963-1965 гг. Горное бюро США использо­вало термин «нефтенасыщенные породы» («oil impregnated rock») или «нефтенасыщенные песчаники» («oil impregnated sandstone»), имея в виду, что основные запасы промышленного значения связаны с насы­щенными высоковязкой нефтью-мальтой песчаными породами (мес­торождения Атабаска, Колд Лейк, Вабаска, Пис-Ривер, Асфальт-Ридж и др.). В канадских публикациях середины 70-х годов прошлого столе­тия (Minken, 1974 г.; Collins, 1976 г.; Benthin, 1977 г. и др.) употребля­ются термины как «tar sands», так и «oil sands» (нефтеносные пески).

Под термином «битуминозная порода» часто понимается горная по­рода, обогащенная сингенетическим органическим веществом. Она упо­минается в литературе также и под другими названиями: «керогеновая порода» (предложено Шлеттером в 1968 г.), «горючий сланец», «биту­минозный сланец» (в частности, использовался в 80-е годы 20-го века применительно к минерально-строительным битумсодержащим дома-никитам участка Покосного в Челябинской области), «нефтеносный сла­нец», «углеродистый сланец», «черный сланец» (к ним некоторые ис­следователи относят бывшие горючие сланцы, реализовавшие свой нефтематеринский потенциал). В отечественной литературе часто упо­минаются названия «доманикиты» и «баженовиты», в последнее время - «высокоуглеродистые породы». Лишь термин «горючий сланец» под­разумевает определенный вид полезного ископаемого, содержание в котором органического вещества (ОВ) имеет конкретные значения - от 15-20% и выше. В качестве общего названия пород с повышенным содержанием OB (no Pettijohn, 1957 г., -5% и более) чаще выступает «чер­ный сланец». Наиболее существенными характеристиками черных слан­цев считаются:  а) высокое содержание Сорг; б) низкое со­держание карбонатного углерода; в) высокое содержание пирита; г)              сланцеватость, возникшая за счет седиментационной слоистости; д)              обогащение фосфатами и некоторыми тяжелыми металлами.

student.zoomru.ru