ДОКЛАДЫ АКАДЕМИИ НАУК, 2014, том 458, № 3, с. 336-339
= ГЕОФИЗИКА =
УДК 553.982
НОВЫЙ ПОДХОД К ВЫЯВЛЕНИЮ ФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКОЙ СВЯЗИ
В НЕФТЕНОСНОМ ПЛАСТЕ (НА ПРИМЕРЕ АКАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
© 2014 г. Ю. М. Ганеева, Т. Н. Юсупова, А. З. Тухватуллина, Е. С. Охотникова, Г. В. Романов, М. П. Круглов
Представлено академиком О.Г. Синяшиным 13.08.2013 г. Поступило 02.08.2013 г.
БО1: 10.7868/8086956521427019Х
Асфальтенами называют наиболее высокомолекулярные поликонденсированные нафтено-арома-тические соединения в нефти. Асфальтены играют первостепенную роль в формировании физико-химических и эксплуатационных свойств нефтяных систем, оказывают большое влияние на их коллоидную стабильность. Однако большой интерес к изучению их состава, структуры и свойств вызван не только потребностью в разработке эффективных технологий управления свойствами нефтяных дисперсных систем при добыче, транспортировке и переработке. Асфальтены могут служить индикаторами различных массообменных процессов, происходящих в нефтяных залежах. Так, например, ранее нами было показано, что структурно-групповой состав асфальтенов проб нефти длительно разрабатываемых месторождений характеризует физико-химические процессы преобразования состава нефти [1]. При исследовании фазового состава асфальтенов обнаружение кристаллической фазы парафиновых углеводородов (УВ) свидетельствует о процессах накопления высокомолекулярных парафиновых УВ в пробах нефти и, соответственно, о возможных проблемах с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ из этих проб [2]. Параметр нефтяной индивидуальности Ь [3, 4], определяемый как отношение концентраций парамагнитных центров углеродных радикалов и ванадил ионов в асфальте-нах, используется для определения возраста нефтяных отложений.
Последние достижения в исследовании ас-фальтенов, в частности в определении их размеров и средней молекулярной массы, позволили О. Маллинсу на основе "модифицированной мо-
Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра Российской Академии наук, Казань
дели Йена" [5] разработать "новую теорию асфальтенов" [6], суть которой заключается в том, что при описании поведения нефтяного флюида необходимо учитывать фазовое состояние асфальтенов (молекулярная форма, наноагрегаты, кластеры) и вес их надмолекулярных структур. На примере глубоководного месторождения Таити специалистами компаний "Chevron" и "Schlum-berger" показано, что сочетание "новой теории асфальтенов" со скважинным анализом флюида — новой технологией, позволяющей определять изменение свойств нефтяного флюида по разрезу скважины, — дает возможность по-новому подойти к проблеме определения гидродинамической связи внутри пласта [6]. Наличие или отсутствие гидродинамической связи является фундаментальным свойством пласта, которое влияет на дебиты добываемых, приемистость нагнетательных скважин, пути вытеснения флюидов и, как следствие, на экономическую эффективность разработки месторождения.
Для нефтяников-разработчиков карбонатных отложений башкирского яруса Аканского месторождения (Татарстан, Россия), характеризуемых сложным строением коллектора и высокой вязкостью смолистой нефти, до сих пор остается неясным вопрос, являются ли эти отложения единым эксплуатационным объектом или целесообразно его разукрупнение с целью раздельной эксплуатации. Анализ данных геофизических и геологических исследований позволил высказать предварительные результаты о гидродинамической модели башкирских отложений: связь внутри нефтеносного пласта осуществляется за счет многочисленных трещинок растворения в плотных породах, разделяющих нефтяную залежь [7]. В представленном сообщении для решения проблемы определения флюидодинамической связи нефтеносного пласта башкирского яруса Акан-ского месторождения использован подход, разра-
ботанный компаниями "Chevron" и "Schlumberg-er" и заключающийся в исследовании концентрационного градиента асфальтенов в нефтяной залежи. С этой целью проведены комплексное исследование кернового материала по разрезу скв. **62 в интервале глубин 1252—1277 м, а также сравнительный анализ физико-химических свойств и состава проб нефти, добытых из нефтеносного пласта, перфорированного в двух местах на расстоянии 20 м друг от друга по разрезу скв. **23 (далее по тексту — из верхней и нижней частей пласта).
Ранее на основании исследования химического состава органического вещества (ОВ) керново-го материала по разрезу продуктивного пласта башкирского яруса Аканского месторождения (скв. **62), а также сравнительного анализа поверхностных проб нефтей, отобранных из верхней и нижней частей пласта башкирского яруса (скв.**23), было высказано предположение о подтоке в залежь легких миграционных УВ [8]. Идея возможного дополнительного поступления в нефтяную залежь легких углеводородных флюидов широко дискутируется [9, 10] и в работе [10] рассматривается с точки зрения геодинамических процессов, происходящих в земной коре. С использованием метода термического анализа по разрезу скв. **62 были выявлены участки с аномально легким фракционным составом вмещаемого ОВ. Значения показателя фракционного состава /оВ (определенного по данным термического анализа как соотношение суммарного содержания легких и средних фракций, испарение и термоокислительная деструкция которых происходят при 20—400°C, к тяжелым фракциям, деструкция которых происходит при 400—600°C) для таких образцов меняются от 2.2 до 2.9 (рис. 1), тогда как для ОВ, характерного для кернового материала из отложений карбона, обычно не превышают 2.0 [11]. При исследовании экстрактов нефти из кернового материала установлено, что углеводородный состав аномально легкого ОВ отличается высоким значением отношения легких изопреноидных УВ iC14—iC18 к их более тяжелым гомологам iC19—iC20 (6.9 в отличие от 0.6 для ОВ, характерного для карбона). Выявлена приуроченность ОВ с легким фракционным составом к наиболее низкопроницаемым участкам породы (рис. 1).
Незакономерное чередование образцов породы с легким флюидом с образцами, содержащими флюид нормального для карбона состава, по разрезу скв. **62 обусловлено крайне неоднородной структурой порового пространства пласта-коллектора и может свидетельствовать в пользу флю-идодинамической связи нефтеносного пласта башкирских отложений на этом участке. Только в случае связности нефтеносного пласта восходящий поток миграционных УВ в состоянии пройти
FOB
Проницаемость, мкм2
Рис. 1. Взаимосвязь между фракционным составом вмещаемого ОВ (Ров) и проницаемостью пород коллектора: РОв - 2.0 характерен для низкопроницаемых участков породы, РОв - 2.0 — для участков с большей проницаемостью.
от подошвы залежи к кровле, беспрепятственно проходя через участки с высокой проницаемостью и "застревая" в низкопроницаемых пропластках. Подток легких УВ не вызвал выпадения асфальтенов на этом участке залежи. Об этом свидетельствует достаточно узкий диапазон изменения концентрации асфальтенов в экстрактах ОВ (21— 27 мас. %), извлеченных с различных участков кернового материала по разрезу скважины. При этом асфальтены характеризуются одинаковым параметром нефтяной индивидуальности Ь = 1.2, что свидетельствует об их едином генезисе.
На основе комплексного сравнительного анализа поверхностных проб нефтей, отобранных из верхней и нижней частей нефтяного пласта башкирских отложений (скв. **23), установлено, что плотность нефти из нижней части больше, а вязкость увеличена почти вдвое [8]. Выявлено обогащение нефти из нижней части асфальтенами (табл. 1), что, по мнению О. Маллинса [6], является показателем возникновения концентрацион-
Таблица 1. Компонентный состав проб нефти, добываемой из верхней и нижней частей пласта башкирского яруса, скв. **23
Содержание, мас. %
Состав верхняя часть пласта нижняя часть пласта
Бензиновая фракция НК-200°С 11.4 13.2
Масла 46.6 43.3
Твердые парафины 2.1 1.9
Бензольные смолы 23.4 21.5
Спирто-бензольные смолы 9.7 11.1
Асфальтены 6.8 9.2
338
ГАНЕЕВА и др.
Таблица 2. Фракционный состав асфальтенов из проб нефти из верхней и нижней частей нефтеносного пласта башкирского яруса, скв. **23
Содержание, мас. %
Состав верхняя часть нижняя часть
пласта пласта
А1 49.4 64.6
А2 15.6 8.1
ного градиента асфальтенов и свидетельствует о флюидодинамической связи нефтяного пласта.
В развитие "новой теории асфальтенов" О. Мал-линса [6] следует сказать следующее. Известно, что существует два основных структурных типа асфаль-теновых молекул — "остров" и "архипелаг", или А1 и А2 соответственно [12]. Первые характеризуются ярко выраженным поликонденсированным ароматическим ядром и бедным алкильным замещением и являются пропагаторами агрегирования (т.е. инициаторами и распространителями процессов агрегирования). Вторые, напротив, характеризуются "размазанным" ядром и богатым ал-кильным замещением, склонны к различным конформационным преобразованиям и считаются терминаторами агрегирования (т.е. ограничителями процессов агрегирования). Асфальтено-вые концентраты, выделенные из нефтей по стандартной методике, характеризуются различным соотношением молекул типа А1 и А2. Логично
предположить, что асфальтены А1, склонные к агрегированию и формированию надмолекулярных структур с большими размерами и весом, должны испытывать большее гравитационное воздействие и концентрироваться в нижней части пласта в случае его связности. Действительно, при исследовании фракционного состава асфаль-тенов выявлено обогащение асфальтенов из нефти нижней части пласта молекулами типа А1 (табл. 2).
Следует отметить также, что по данным ГЖХ в нефти из нижней части пласта наблюдается увеличение концентрации высокомолекулярных парафинов н-С40—С60 (рис. 2). В связи с этим для подтверждения флюидодинамической связи пласта нами предлагается использовать не только концентрацию асфальтеновой фракции, но и ее состав, а также распределение высокомолекулярных парафиновых УВ.
Вполне вероятно, что концентрационный градиент высокомолекулярных компонентов (асфаль-тенов и парафинов), зафиксированный в нефти по разрезу нефтяного пласта башкирского
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.