НЕФТЕХИМИЯ, 2008, том 48, № 4, с. 256-261
УДК: 543.6.033
ФОРМИРОВАНИЕ СОСТАВА ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕЙ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА
© 2008 г. Л. М. Петрова, Г. В. Романов, Т. Р. Фосс, Н. А. Аббакумова
Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН
E-mail: petrova@iopc.knc.ru Поступила в редакцию 25.01.2007 г.
Анализ состава остаточных и добываемых нефтей Татарстана показал, что адсорбционно-хроматогра-фический процесс при движении нефти по пласту при добыче проявляется в увеличении плотности и вязкости остаточных нефтей. В них отсутствуют легкокипящие углеводороды н.к. -200°С, резко уменьшается соотношение содержания наименее полярных масляных углеводородов и спирто-бензольных смол, обладающих максимальной полярностью. По данным ГЖХ остаточные и добываемые нефти по составу алкановых углеводородов относятся к разным подтипам химического типа А1 небиодеградиро-ванных нефтей: добываемые нефти относятся к подтипу 1, а остаточные - к подтипу 2. В динамике разработки участков добываемых нефтей с использованием технологии, основанной на активации пластовой микрофлоры, показано, что процесс микробиологического окисления проявляется в избирательной способности пластовой микрофлоры усваивать алкановые углеводороды н(С12-С34) по сравнению с циклическими углеводородами. Алкановые углеводороды н(С12-С20) потребляются бактериями прежде углеводородов этого ряда с большим числом атомов углерода н(С20-С34). Анализ экстрактов из водных настоев нефтей показал, что процесс растворения приводит к переходу в воду из нефти 0.04-0.07 мас. % компонентов, состоящих из углеводородов и гетероатомных соединений.
При длительной разработке нефтяных пластов свойства пластовой нефти претерпевают те или иные изменения, в результате чего образуются так называемые остаточные нефти. В работах [1-3] на основе накопленных знаний о добываемых нефтях высказаны предположения о влиянии различных техногенных факторов на особенности состава и свойств остаточных нефтей и их компонентов. Впервые свойства остаточных нефтей на природных объектах - экстрактах нефти из кернового материала из промытых зон пласта исследованы в [4].
Цель данной работы - исследование влияния избирательного взаимодействия отдельных компонентов нефти с поверхностью коллектора, растворения в закачиваемой воде, бактериального разложения и окисления на формирование состава остаточных нефтей.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Остаточные нефти выделяли из нефтенасыщен-ной породы последовательной экстракцией в токе инертного газа метиленхлоридом и спирто-бен-зольной смесью (1 : 4) до обесцвечивания элюата. Определение плотности, кинематической вязкости, фракционного состава нефтей, содержания общей серы, а также разделение остаточных нефтей и от-бензиненых до 200°С нефтей на компоненты осуществляли с использованием методик [5].
Структурно-групповой состав нефтей и водорастворимых компонентов определяли по интенсивно-
сти характеристичных полос поглощения (п.п.) в ИК-спектрах с использованием общей базовой линии с фиксированными точками 1850 и 650 см-1. Для средней молекулы оценено содержание метилено-вых групп (СН2) по п.п. 720 см-1, метильных групп (СН3) по п.п. 1380 см-1, сульфоксидных групп (80) по п.п. 1030 см-1 и карбонильных групп (С0) по п.п. 1700 см-1 относительно ароматических С=С-связей по п.п. 1600 см-1.
Индивидуальный состав н-алканов и изопрена-нов определяли непосредственно в нефтях с применением ГЖХ. Расчет содержания н-алканов состава С12-С34 и изопренанов состава С14-С20 осуществляли методом внутренней нормализации [5]. На основе данных распределения парафиновых углеводородов рассчитаны коэффициенты: Пр/Ф = изоС19/изоС20, = изо(С19-С20)/н(С17-С18), Хизо-П/Хн-П, В = изо(С14-С18)/изо(С19-С20), Б = н(С12-С20)/н(С21-Сз4), Ъ = н(Св-С15)/н(С25-С27), а также Пф, равный отношению суммарного содержания н-С17 и н-С18 к высоте нафтеноаромати-ческого фона под пиком н-С18.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Для фиксации изменений свойств пластовой нефти и ее использования на поздней стадии разработки необходимо планирование получения информации как на начальной стадии, так и в процессе разработки месторождения. Однако технические
ФОРМИРОВАНИЕ СОСТАВА ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕИ Таблица 1. Физико-химические свойства нефтей
Месторождение, площадь Номер скважины Пласт Горизонт, ярус Глубина отбора, м Нефтенасы-щенность, мас. % Плотность, г/см3 Вязкость*, сСт Содержание серы, мас. %
Остаточные нефти
Миннибаевская 20399 Д1-, Пашийский 1769-1776 1.2 0.9359 16.9 1.8
» 20399 Д1-г » 1776-1789 1.4 0.9315 14.8 1.7
» 9566д Д1 » 1739-1752 1.2 0.9334 15.6 1.4
» 29612 Д1-(в + г) » 1744-1756.5 1.3 - - 2.0
» 10891 » » 1757-1777 1.1 0.9247 - 2.2
Зеленогорская 37Ш Д1-а Пашийский 1673-1678 1.3 0.9331 - -
» » Д1-г » 1694-1699 1.0 0.9354 17.6 2.6
» » Д1у Воробьевский 1756-1761 1.3 0.9450 24.3 1.8
» 19912 Д1-г Пашийский 1679-1686 1.6 0.9282 17.6 1.7
Азнакаевская 24584 Д1 » 1786-1791 2.6 - - 2.6
Миннибаевская 118а С1 Бобриковский 1158-1161 3.0 0.9481 24.1 4.1
» 26893 С1 » 1195-1202 2.7 0.9451 - 3.4
» 29737 С1к Турнейский 1190-1197 1.3 0.9491 53.0 2.9
Добываемые нефти
Миннибаевская 20399 Д1 Пашийский - - 0.8815 144.5 1.2
» 9566д Д1-, » - - 0.8833 24.7 -
» 10891 » » - - 0.8601 14.9 1.4
» 20426 Д1 » - - 0.8703 67.1 1.3
Зеленогорская 3711 Д1-г Пашийский - - 0.8825 30.4 1.6
» 19912 » » - - 0.8991 17.6 1.8
Азнакаевская 24584 Д1 » - - 0.8864 23.0 1.6
Миннибаевская 118а С1-вв Бобриковский - - 0.9144 108.7 3.6
» 26893 С1-вв » - - 0.9100 81.4 1.9
» 29737 С Кизеловский - - 0.9088 - 2.4
* Для остаточных нефтей определена при 100°С, а добываемых нефтей - при 20°С.
возможности отбора пластовой нефти в динамике разработки ограничены.
Сопоставление подвижной и неподвижной частей пластовой нефти позволяет охарактеризовать особенности состава и свойств остаточных нефтей на поздней стадии разработки, за формирование которых ответственным в основном является адсорб-ционно-хроматографический процесс. При постановке исследований осуществлен планомерный подбор объектов: образцы остаточных и добываемых нефтей отобраны в небольшом временном интервале из одинаковых горизонтов и скважин. При бурении скважин отобран керновый материал, а через некоторый промежуток времени после стабилизации добычи нефти из этих же скважин осуществлен отбор добываемой нефти. Использованы герметично упакованные образцы нефтесодержащего керна.
Нефти отличаются принадлежностью объекта разработки к возрасту отложений и продолжительностью заводнения (табл. 1). На участках Минниба-евской и Зеленогорской площадей Ромашкинского месторождения продолжительное время разрабатывается пашийский горизонт. Еще один участок Миннибаевской площади, который находится на начальном этапе разработки заводнением, приурочен к бобриковскому горизонту. Продуктивные пласты представлены в основном песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, в разной степени алевроли-товыми, имеющими открытую пористость 16-30%, проницаемость - 0.15-3.5 мкм2. Исключение составляет образец карбонатного состава - скв. 29737.
В процессе фильтрации нефти происходит сдвиг и, следовательно, добыча наиболее подвижных компонентов; более тяжелые компоненты отстают в случае гидрофильного коллектора, когда нефть
Таблица 2. Компонентный состав нефтей
Компонентный состав, мас. % Соотношение компонентов
Месторождение, площадь Номер скважины фракция 200°С масляные углеводороды смолы бензольные смолы спирто-бензольные асфаль-тены М £С + А М Ссп-б Сб Ссп-б А Ссп-б
Остаточные нефти
Миннибаевская 20399, Д1, - 64.6 14.5 15.4 5.4 1.8 4.2 0.9 0.4
» 20399, Д1г - 67.7 13.5 12.7 6.1 2.1 5.3 1.1 0.5
» 9566д - 68.1 15.9 10.3 5.8 2.1 6.7 1.6 0.6
» 10891 - 67.5 15.0 13.0 4.5 2.1 5.2 1.2 0.4
Зеленогорская 3711д, Д1 - 57.4 17.8 13.9 10.9 1.3 4.1 1.3 0.8
» 3711д, Д1у - 64.5 11.7 13.9 9.9 1.8 4.7 0.8 0.7
» 19912 - 69.3 12.5 13.4 4.9 2.3 5.2 0.9 0.4
Азнакаевская 24584 - 61.3 15.5 19.1 4.1 1.8 4.8 1.1 0.2
Миннибаевская 118а - 57.2 21.2 12.2 9.4 1.3 4.7 1.7 0.8
» 26893 - 56.4 20.1 15.1 7.7 1.5 3.7 1.3 0.5
» 29737 - 59.5 19.2 12.5 8.8 1.5 4.8 1.5 0.7
Добываемые нефти
Миннибаевская 20399 19.9 56.1 13.2 6.2 4.6 2.4 9.6 2.2 0.8
» 9566д 15.2 57.6 14.5 5.9 2.7 2.5 9.8 2.5 0.5
» 10891 23.4 52.8 15.7 4.8 3.2 2.2 10.9 3.2 0.7
Зеленогорская 3711д, Д1г 19.0 55.7 16.1 4.5 4.7 2.2 12.4 3.6 1.1
» 19912 18.8 57.7 13.4 4.5 6.6 2.3 12.8 3.0 1.5
Азнакаевская 24584 21.3 56.0 12.4 6.7 1.4 2.7 8.4 1.9 0.2
Миннибаевская 118а 11.2 52.3 19.6 7.9 5.6 1.6 6.6 2.5 0.7
» 26893 12.3 53.2 19.8 6.9 7.8 1.5 7.7 2.9 1.1
» 29737 14.5 50.2 21.2 6.5 7.6 1.3 6.6 3.3 1.2
находится в центре порового пространства; если поверхность обладает гидрофобным типом смачивания, то тяжелые компоненты остаются в пленке нефти на поверхности пор. Поэтому остаточные нефти характеризуется повышенными значениями плотности, содержания серы и вязкости по сравнению с добываемыми нефтями (табл. 1).
В остаточных нефтях полностью отсутствуют легкокипящие углеводороды от начала кипения до 200°С (табл. 2). В них выше, чем в добываемых нефтях, суммарное содержание масляных углеводородов (М), бензольных смол (Сб), спирто-бензольных смол (Ссп-б) и асфальтенов (А) на величину, соот-
ветствующую количеству легкокипящих углеводородов в добываемых нефтях. Поэтому, чтобы установить, содержание каких компонентов изменяется при добыче заводнением наиболее контрастно (то есть может служить показателем адсорбционно-хроматографического распределения компонентов между извлекаемыми и остающимися в породе нефтями) проведен сопоставительный анализ различных соотношений содержания компонентов.
Из выделенных компонентов наименее полярными являются масляные углеводороды, а среди смолисто-асфальтеновых веществ - бензольные смолы. Для некоторых пар остаточных и добывае-
ФОРМИРОВАНИЕ СОСТАВА ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕИ
259
Содержание, мае. % 10
(а)
I I н-Алканы Изопренаны
.П 'П .П ,п
1П 1П |„ I
10 8 6 4
2
12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34
(б)
□ н-Алканы Изопренаны
Лл
1П1п!п I_|
Содержание, мае. % 12
10 8 6 4 2 0
1
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.