ТАТНИПИНЕФТЬ - 50 ЛЕТ
УДК 665.61.03 © Коллектив авторов, 2006
Геохимическое исследование нефтей на поздней стадии разработки месторождения
Т.Н. Юсупова, А.Г. Романов, Е.Е. Барская (ИОФХ КНЦ РАН), Р.Р. Ибатуллин (ТатНИПИнефть), Г.Н. Гордадзе (ИГиРГИ), И.Н. Файзуллин, Р.С. Хисамов (ОАО Татнефть)
Нефтяная геохимия давно стала мощным инструментом поиска и разведки во многих нефтяных провинциях мира. Однако только в последние годы геохимические методы стали применяться для наблюдения за характеристиками разрабатываемых продуктивных пластов. Это перспективное направление получило название «резервуарная геохимия». Кроме использования некоторых основных приемов и способов геохимического изучения состава нефтей, газов и органического вещества пород из поисково-разведочной геохимии, в резервуарной геохимии применяется свой специфический набор методов и параметров. С их помощью геологи-промысловики могут решить задачи практического плана, в частности, осуществить контроль за характеристиками разрабатываемых продуктивных пластов.
Геохимические исследования нефтей основаны на неоднородности состава углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте. Эта неоднородность является результатом изменения в фациях материнских пород, их зрелости или вторичных изменений углеводородов после формирования залежи, таких как разложение под действием микроорганизмов, размывание водой и разделение на фракции при испарении. После заполнения месторождения основным процессом гомогенизации углеводородов, способным устранить первоначальные геохимические отличия, является диффузия.
Геохимическое исследование нефтей из отложений девона Ромашкинского месторождения проведено с использованием комплекса современных методов физико-химического анализа углеводородного, фракционного, компонентного и структурно-группового составов.
В лаборатории геохимии нефти и рассеянного органического вещества пород ИГиРГИ под руководством Г.Н. Гордадзе было проведено исследование биомаркерных углеводородов методом хромато-масс-спектрометрии. Ранее поведение этих углеводородов в процессе разработки месторождений не изучалось. Полученные данные показали следующее:
✓ для всех нефтей сохранен порядок относительных концентраций стеранов: С29>С27>С28, характерный для нефтей палеозойских толщин морского генезиса;
✓ резкие вариации в соотношении концентраций низкомолекулярных стеранов С21-22 (прегнанов) и высокомолекулярных С27 - С29 (8,4-22,8); причины такого разнообразия не выяснены; в определенной мере это может быть обусловлено различиями в степени биодеградации и катагенной превращенно-сти нефтей;
✓ сопоставление состава нефтей Миннибаевской площади, отобранных с 20-летним разрывом, не показывает заметных измене-
Geochemical research of oils at a late stage of field development
T.N. Yusupova, A.G. Romanov, E.E. Barskaya (IOFKh KNTs RAN),
R.R. Ibatullin (TatNIPIneft), G.N. Gordadze (IGIRGI), I.N. Fayzullin, R.S. Khisamov (Tatneft OAO)
Geochemical research of produced oils with use of a complex of modern methods of the physical and chemical analysis of hydrocarbon, fractional, component and structura-group compositions is carried out. The processes, influencing oil composition change, are considered. Composition parameters of oil samples from argilliferous reservoirs and low-changed oils from terrigenous layers are compared.
ний в распределении концентраций различных стеранов и терпа-нов (рис. 1).
Для Ромашкинского месторождения характерна высокая степень выработки активных запасов нефти. Современный период разработки месторождения определен Р.Х. Муслимовым [1] основным периодом в его эксплуатации. IV поздняя стадия разработки характеризуется добычей высокообводненной нефти. На этой стадии формируется техногенно-измененное месторождение с более низкой продуктивностью и другими гидродинамическими, гидрогеологическими и температурными режимами. Проблема извлечения остаточных нефтей является важнейшей, но практически не сформирована теоретическая эксперимен-
Рис. 1. Геохимическая характеристика по стеранам и терпанам нефтей терригенного девона Ромашкинского месторождения
тальная основа для оценки остаточных запасов нефти. В связи с отмеченным необходимо уделять особое внимание углубленному изучению состава, свойств и условий залегания остаточных нефтей в заводненных пластах.
Традиционные методы поддержания пластового давления, такие как обычное заводнение, малоэффективны в неоднородных пластах, поскольку вода (газ или другой вытесняющий агент) быстро прорывается к скважинам по высокопроницаемым прослоям и скважина отключается, не выработав значительной части запасов. В низкопроницаемых прослоях остаются тупиковые и застойные зоны. Вследствие этого даже при достаточно высоком коэффициенте вытеснения конечная нефтеотдача невелика. Третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пласта играют значительную роль в общем объеме геолого-технических мероприятий (ГТМ), проводимых на поздней стадии разработки нефтяных месторождений Татарстана. При этом доля дополнительно добытой нефти составляет более 20 % общей добычи. Признаком нефти, добытой из тупиковых и застойных зон, может быть существенное изменение ее состава и физико-химических свойств после применения одного из методов воздействия на пласт.
По механизму действия технологии увеличения нефтеотдачи можно разделить на три условные группы:
1) способствующие увеличению коэффициента охвата пласта заводнением;
2) способствующие увеличению коэффициента вытеснения и, следовательно, доотмыву остаточной нефти;
3) комбинированное воздействие первой и второй групп.
Раньше воздействие на пласт не рассматривалось как фактор,
приводящий к изменению состава нефти. Только в последние десять лет начато обсуждение и исследование возможных эффектов влияния различных технологий разработки на состав нефти путем сравнения ее состава до и после их применения. Так, в работе [2] представлены результаты изменения состава нефти при закачке в пласт углекислого газа. Было установлено, что содержание парафинов и асфальтенов в добываемых нефтях после этого уменьшается при постоянстве геохимических параметров состава нефти. Данные результаты подтверждены лабораторными экспериментами. Влияние заводнения на изменение содержания в добываемых нефтях высокомолекулярных парафинов и асфальтенов обсуждается в частности в работе [3] на примере месторождения Prairie Gem. Образцы нефти анализировались в течение трех лет, начиная от первичной добычи и включая вторичное заводнение с эффектом повышения нефтеизвлечения, сопровождающееся закупоркой скважинного оборудования парафином. За это время массовое содержание асфальтенов и парафинов возросло соответственно от 0,7 до 5,2 % и от 11 до 33 %. Кроме того, было установлено, что эти изменения сопровождаются изменениями молекулярного распределения парафинов. Парафины из нефти, добываемой до заводнения, характеризовались преобладанием и-алканов С22 - С35. В период заводнения с увеличением добычи нефти в углеводородном составе незначительно уменьшилось содержание парафинов, но увеличилось абсолютное содержание и-алканов С22 - С35. Перед закупоркой скважины асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в добываемой нефти значительно увеличилось массовое содержание асфальтенов (от 1,7 до 5,2 %), уменьшилось массовое содержание и-алканов С20 - С35 и возросло массовое содержание С35 - С50.
В работах [4, 5] показано, что высокомолекулярные парафины могут соосаждаться с асфальтеновыми компонентами, что доказано методами высокотемпературной хроматографии и
термического анализа. При этом в асфальтенах присутствуют смолы, объемное отношение смолы/асфальтены в нефтях может меняться от 1:1 до 20:1 и при соотношении менее 1:1 происходит быстрое осаждение асфальтенов. Полярные соединения смол адсорбируются алифатическими частями асфаль-теновых структур, направленных в объем нефти, образуя сте-рически-стабилизационный слой. Наличие смол в парафинах объясняется близкими свойствами растворимости и адсорбцией смол парафинами в процессе кристаллизации. Предполагается, что аморфная фракция парафинов содержит также высокомолекулярные разветвленные или циклические соединения, которые распределяются между кристаллами парафинов.
Таким образом, в процессе разработки месторождений методом заводнения могут быть зафиксированы значительные изменения содержания и состава асфальтенов и высокомолекулярных парафинов в добываемых нефтях. Изменения в составе нефти связаны с пластовыми давлением и температурой.
В работах [6-11] рассматриваются процессы, которые могут привести к изменению состава нефти в процессе добычи: взаимодействия флюид - порода, условия выпадения парафинов и асфальтенов и перемещение в поровой среде пласта, а также химические и физические свойства парафинов и асфальтенов, влияющие на характеристики нефти. Перемещение относительно слабо адсорбированных компонентов нефти из поро-вого пространства пласта при увеличении давления и объемов движущегося флюида предполагается наиболее вероятным процессом, повышающим в составе добываемой нефти содержание высокомолекулярных парафинов и асфальтенов при применении гидродинамических МУН. Увеличение нефтеотдачи обусловлено при этом извлечением слабо адсорбированной нефти, которая характеризуется повышенным содержанием асфальтенов, смол и высокомолекулярных парафинов. Давление вблизи фронта вода - нефть очень неустойчиво на поро-вом уровне, что способствует мобилизации различных нефтяных фракций. При увеличении скорости потока и изменении давления возможен и другой механизм мобилизации нефтяного материала за счет миграции гидрофобизованных адсорбированными асфальтенами и парафинами глинистых частиц. Кроме того, эти частицы могут служить центрами роста суспендированных в нефти парафиновых компонентов. Важную роль в мобилизации парафинов и асфальтенов играют смолы благодаря абсорбции как парафинов, так и асфальтенов, одинаковой растворимости с парафинами и способности растворяться более легкими нефтяными фракциями.
Основной предпосылкой исследований прикладной нефтяной геохимии
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.