ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.982.2
© Коллектив авторов, 2013
Зависимость состава и подвижности нефти в карбонатных породах от их пористости и проницаемости
Э.А. Королев, к.г.-м.н.,
A.А. Ескин,
B.П. Морозов, д.г.-м.н., А.Н. Кольчугин, к.г.-м.н., И.Н. Плотникова, д.г-м.н., Н.В. Пронин,
Ф.Ф. Носова
(Казанский (Приволжский) федеральный университет)
Адрес для связи: Edik.Korolev@ksu.ru
Ключевые слова: нефть, пористость, проницаемость, состав, термический анализ.
The relationships between petroleum composition and viscosity of oil and petrophysical properties of oil reservoirs
E.A. Korolev, A.A. Eskin, VP. Morozov, A.N. Kolchugin,
I.N. Plotnikova, N.V. Pronin, F.F. Nosova
(Kazan (Volga Region) Federal University, RF, Kazan)
E-mail: Edik.Korolev@ksu.ru
Key words: oil, porosity, permeability, petroleum composition, thermal analysis.
The objects of research were carbonate oil reservoirs of lower and middle Carboniferous on the south-east of the Republic of Tatarstan. They have a complex structure caused by not only heterogeneity of lithology, also changing reservoir properties and oil viscosity. The paper attempts to establish relationships between reservoir properties of rocks and oil compositions. In research used results of thermal analysis, dates of porosity and permeability, petroleum composition and oil saturation. Composition of oil and oil viscosity depends on the porosity and permeability of reservoir rocks. This is due to the destruction of oil deposits as result of partial waterflood oil reservoir. This is the most typical for reservoir rocks, which have high porosity and permeability. The patterns should be used for choosing methods enhanced oil recovery in carbonate reservoirs.
Нефтяные залежи, сформированные в карбонатных породах-коллекторах, представляют собой сложные флюидные системы. Это обусловлено как неоднородными петрофизическими свойствами нефтевме-щающих пород, так и различными физико-химическими свойствами флюидов. В качестве объектов исследования были выбраны нефтеносные карбонатные отложения нижнего (верхнетурнейский подъярус - кизеловский и чере-петский горизонты) и среднего (башкирский ярус) карбона, располагающиеся в пределах восточного борта Меле-кесской впадины. Коллекторы изученных месторождений (Аканского, Демкинского, Тавельского) характеризуются изменчивыми значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также степенью подвижности нефти [1, 2].
При визуальном определении окраски пород-коллекторов отмечалось, что среди них встречаются как более тем-ноокрашенные разности (темно-коричневые до почти черных), так и более светлоокрашенные (светло-коричневые). Было высказано предположение, что это обусловлено двумя факторами: 1) различным содержанием углеводородов в образцах; 2) их разным составом. Аналитические работы, проведенные для проверки сформулированных выше предположений, заключались в определении пористости и проницаемости образцов, а также состава содержащейся в них нефти.
По данным оптико-микроскопического изучения шлифов образцов карбонатных пород среди них можно выделить матричную пустотность коллекторов, которая пред-
ставлена кавернами различного размера: от сотых долей миллиметра до нескольких миллиметров. Дополнительно проведенные определения показали, что пористость образцов может меняться от 3-5 до 20-25 %, проницаемость -от нуля до десятых долей Дарси. Нефтенасыщенность пустотного пространства матрицы коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС) и прямых определений остаточной нефтенасыщенности в лабораторных условиях составляет 40-80 %.
Образцы были также изучены на приборе синхронного термического анализа (STA) 449 Jupiter F3 фирмы Нетч (Германия). Исследования проводились в потоке воздуха. В результате были получены две кривые: кривая STA и кривая потери веса (TG). На кривой STA выделялись два экзоэффекта, обусловленные окислением углеводородов. Согласно работе [3], первый эффект обусловлен окислением более легких углеводородов, второй - более тяжелых. Максимум первого экзоэффекта наблюдался в интервале температур 350360 оС, второго - в интервале 425-435 оС. На кривой TG отмечалось уменьшение массы навески, что связано с испарением легколетучих компонентов нефти и выносом окисленных продуктов деструкции углеводородов.
Совместный анализ полученных кривых позволил рассчитать содержание легких и тяжелых фракций углеводородов в образцах. Содержание первых определялось по кривой TG до температуры 385 оС, вторых - в интервале температур 385-500 оС. Содержание легких фракций углеводородов оценивалось по потере массы образца при температуре до 385 оС относительно общей потери его массы
06'2013
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
32
Зависимость содержания легких фракций углеводородов в карбонатных породах от их пористости (а) и проницаемости (б)
Кп, % Содержание, %
масел смол асфальтенов
7,59 0,021 63,08 51,95 29,53 18,52
20,73 0,086 47,36 36,16 23,27 40,57
Примечание. Кп - пористость, - проницаемость, Кон - остаточная нефтенасыщенность.
ной деградации. Наиболее интенсивно это проявилось в коллекторах с наибольшими пористостью и проницаемостью. Установленные закономерности следует учитывать при выборе методов повышения нефтеотдачи пластов при разработке сложнопостроенных нефтяных залежей.
до температуры 500 оС. На основании изучения петрофи-зических свойств карбонатных пород и термических свойств нефти определена связь между ними (см. рисунок). Из рисунка видно, что с увеличением пористости и проницаемости содержание легких фракций углеводородов в карбонатных породах-коллекторах закономерно снижается.
Подтверждением полученных зависимостей служат данные определения группового состава нефтей, полученные при изучении экстрактов (см. таблицу). Как следует из таблицы, карбонатные породы, имеющие большие значения пористости и проницаемости, обладают меньшим коэффициентом остаточной нефтенасыщенности. В их нефтях содержание масел меньше, а содержание асфальтенов больше. Такие коллекторы согласно работе [3] вмещают более высоковязкую нефть. Наоборот, карбонатные коллекторы, обладающие меньшими пористостью и проницаемостью, имеют противоположные характеристики.
Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о зависимости нефтенасыщенности и состава нефти от кол-лекторских свойств карбонатных пород. Полученные зависимости справедливы для карбонатных отложений с труд-ноизвлекаемыми запасами нефти, их можно объяснить следующим. В карбонатных отложениях нижнего и среднего карбона согласно работе [4] наблюдаются признаки разрушения нефтяных залежей. Поэтому авторы считают, что частичное заводнение залежей привело к их частич-
Список литературы
1. Королев Э.А., Морозов В.П., Кольчугин А.Н. Особенности строения и формирования нефтеносных карбонатных пород-коллекторов турнейского яруса Республики Татарстан // Нефтяное хозяйство. - 2012.- №3. - С. 42-45.
2. Муслимов Р.Х. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. -Т.2. - Казань: Фэн, 2007. - 524 с.
3. Состав нефтей в карбонатных пластах верейских и башкирских отложений Аканского месторождения Республики Татарстан/ Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеев, А.З. Тухватуллина [и др.] // Нефтехимия. - 2012. - Т. 52. - № 4. - С. 243-248.
4. Литогенетические критерии сформированности-разру-шенности нефтяных залежей в карбонатных породах-коллекторах / В.П. Морозов, Г.И. Васясин, Г.А. Кринари [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 6. - С. 11-16.
References
1. Korolev E.A., Morozov VP, Kol'chugin A.N., Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2012, no. 3, pp. 42-45.
2. Muslimov R.Kh., Neftegazonosnost' Respubliki Tatarstan (Oil and gas potential of the Republic of Tatarstan), Part 2. Geologiya i razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy (Geology and development of oil fields), Kazan': Fen Publ., 2007, 524 p.
3. Yusupova TN., Ganeev Yu.M., Tukhvatullina A.Z. et al., Neftekhimiya - Petroleum Chemistry, 2012, V 52, no. 4, pp. 243-248.
4. Morozov V.P., Vasyasin G.I., Krinari G.A. et al., Neftepromyslovoe delo, 2009, no. 6, pp. 11-16.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
06'2013 33
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.