НЕФТЕХИМИЯ, 2004, том 44, № 2, с. 103-109
УДК 543:665.6.033
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ СОСТАВА ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕЙ В ПРОДУКТИВНЫХ ДЕВОНСКИХ ПЛАСТАХ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
© 2004 г. Т. Н. Юсупова, Ю. М. Танеева, Е. Е. Барская, Л. М. Петрова, Т. Р. Фосс, А. Г. Романов, Р. X. Муслимов
Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КНЦ РАН;
НИЦ ТИЗН и ПБ, Казань Поступила в редакцию 09.04.2003 г. Принята в печать 04.10.2003 г.
Выявлены и оценены влияния основных факторов, определяющих формирование состава остаточных нефтей в неоднородных терригенных пластах на трех участках Южно-Ромашкинской, Западно-Лениногорской и Абдрахмановской площадей Ромашкинского месторождения.
В настоящее время каждый участок длительно разрабатываемых месторождений таких, как Ро-машкинское, характеризуется своей историей и технологическими условиями эксплуатации. Одной из причин снижения добычи нефти из высокопродуктивных коллекторов является значительное повышение ее вязкости вплоть до нетекучести в зонах водонефтяного контакта, как природного [1-3], так и техногенного [4, 5] характера. Изучение изменения химического состава и свойств остающихся в пласте нефтей, вызванного вмешательством в пластовую систему заводнения, показало, что при заводнении пластов пресной речной водой в составе остаточной нефти происходят более глубокие изменения, чем при использовании минерализованной сточной воды. В результате протекания окислительных процессов в остаточной нефти увеличивается доля полициклических ароматических фрагментов и окисленных групп, снижающих подвижность остаточной нефти [6]. С позиций коллоидной химии нефть - это сложная многокомпонентная смесь, в зависимости от совокупности внешних условий проявляющая свойства молекулярного раствора или дисперсной системы [7]. Формирование дисперсной фазы в нефтяных системах обусловлено различной склонностью углеводородов к межмолекулярным взаимодействиям. Любое изменение Р-, V- и Г-условий приводит к нарушению равновесного соотношения в ней различных фракций и может вызвать выпадение высокомолекулярных парафинов [8] или асфальтенов [5]. Для пластовых условий выдвинута концепция накопления высокомолекулярных соединений на начальных этапах фазовых переходов, именно в эти моменты возможен переход в углеводородную систему микроэлементов, ранее связанных с минеральной
частью скелета природного резервуара. Возможно, этим обусловлен факт увеличения содержания металлоорганических структур в остаточных нефтях после заводнения пласта [9].
Другой основной физико-химической особенностью нефтяных залежей с трудноизвлекаемы-ми запасами является неоднородность по характеристике поверхностных свойств породы.
В основу методологического подхода изучения изменения состава нефти в результате межфазных взаимодействий в продуктивных нефтяных пластах положено научное положение о том, что залежь углеводородов является открытой орга-номинеральной системой, имеющей обмен энергией и веществом с окружающей средой, обладающей свойством самоорганизации и развивающейся по законам необратимой термодинамики [10, 11]. С этих позиций возникновение пространственной структуры проявляется в закономерном распределении флюидов по разрезу и простиранию и фиксируется выносом вещества и продуктами необратимых физико-химических процессов, к которым в первую очередь относятся битумы и новообразованные минералы. В связи с этим задача поиска подходящей модели формирования состава нефти конкретизируется и формулируется следующим образом: результатом какого реального процесса является упорядоченная структура, представленная набором образцов неф-тесодержащей породы по разрезу продуктивного пласта определенного участка месторождения.
Целью данной работы является определение превалирующих процессов формирования и преобразования в результате длительного заводнения состава нефти в продуктивных девонских пластах Ромашкинского месторождения, отличающихся неоднородностью состава породы-коллектора.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
В качестве объектов исследования выбраны образцы нефтесодержащей породы, отобранные по разрезу пласта Д1 на Южно-Ромашкинской (скв. 1742), Западно-Лениногорской (скв. 1055) и Абдрахмановской (скв. 24236) площадях Ромаш-кинского месторождения.
Экстракты нефти из нефтесодержащих пород были получены последовательной экстракцией породы метиленхлоридом и спирто-бензольной смесью с последующим упариванием растворителей.
Термический анализ нефтесодержащих пород и экстрактов нефти проводили на дериватографе Q-1500D фирмы MOM. Определяли содержание в породе примесей карбонатов и глинистых минералов (примеси), органического вещества (ОВ) с учетом присутствия и нерастворимого в применяемых растворителях органического вещества (НОВ) [12]. Для нефтей определяли показатели фракционного состава F = Am1/(Am2 + Am3) на основании трех стадий термоокислительной деструкции (1 - 190-410°C; 2 - 410-530°C; 3 - 530-700°С) и показатель Р = Am2/Am3, соответствующий массовой доле периферийных заместителей в ароматических структурах [13].
Структурно-групповой состав экстрактов нефти определяли с помощью метода ИК-спектроско-пии на спектрофотометре Specord-75JR. Результаты получали в виде спектральных коэффициентов, являющихся отношением оптических плотностей полос поглощения на частотах 1710, 1600, 1380 и 720 см-1, с использованием общей базовой линии для группы полос в области 1850-650 см-1 [14].
Углеводородный состав экстрактов нефти изучали методом ГЖХ [15] с использованием хроматографа Хром-5.
Минеральный состав породы коллекторов характеризовали методом спектроскопии ядерного гамма-резонанса (ЯГР). Исследования проводили на мессбауэровском спектрометре NP-255 (Венгрия) с источником 57Со в матрице хрома (МИКХ-3) в геометрии пропускания [16].
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
В данной работе на примере образцов нефтесодержащей породы по разрезу пласта девонских отложений Д1 с трех площадей Ромашкинского месторождения проведено изучение влияния минерального состава породы и взаимодействия нефти с водой (пластовой и закачиваемой) на формирование состава нефти и его преобразование в результате длительного заводнения.
Методом, позволяющим характеризовать химический состав нефти непосредственно в пористой среде породы-коллектора, является метод комплексного термического анализа [12].
В табл. 1 приведены данные по содержанию в породе примесных минералов (карбонаты и глинистые минералы), органического вещества (ОВ), показателя его фракционного состава (Б0в), растворимого органического вещества (экстракта), органического вещества в породе после исчерпывающей экстракции метиленхлоридом и спирто-бензольной смесью (НОВ), а также данные мессбауэровской спектроскопии по содержанию в породе железа в минералах: сидерите, пирите и слоисто-силикатном шамозите. Данные таблицы свидетельствуют о неоднородности пласта Д1 по исследуемым параметрам, не связанной с глубиной залегания. Содержание органического вещества изменяется в интервале 1.0—1.7%, показатель его фракционного состава -от 0.5-1.7. Это может быть связанно как с неоднородностью минерального состава, так и с процессами химического и биохимического окисления, протекающими в динамике разработки методом заводнения. Индикаторами этих процессов могут быть данные по содержанию в нефтесодержащей породе нерастворимого органического вещества и новообразованного пирита. В работах [3, 5] на основе изучения битумсодержащих пород, отобранных из зон природного водонефтяного контакта, и нефтесодержащих пород из глинистых коллекторов установлено, что НОВ в битумсодержащих породах представлено соединениями типа карбенов и карбо-идов и является продуктом преобразования асфаль-тенов. В глинистых коллекторах нерастворимое органическое вещество является частью органомине-рального комплекса нефтяных компонентов с глинистыми минералами. Нерастворимое органическое вещество этого вида может быть выделено только путем растворения породы, структурно-групповой состав его отличается от НОВ карбено-карбоидного типа большим содержанием алифатических структур и меньшим содержанием сульфок-сидных групп и комплексов ванадила. Корреляционно-регрессионный анализ парных взаимосвязей характеристик нефтесодержащих пород показал, что в образцах породы с большим содержанием цементирующего материала (представленного в основном глинистыми минералами и сидеритом) состав остаточной нефти обогащен тяжелыми смоли-сто-асфальтеновыми фракциями. Параллельное исследование нефтесодержащих пород методами термического анализа и мессбауэровской спектроскопии позволило установить, что наряду с преобразованием состава нефти в результате биохимического окисления в зонах водонефтяного контакта (природного и техногенного) происходит вторичное образование сульфида железа - пирита [3].
Изменение углеводородного и структурно-группового состава остаточных нефтей по разрезу продуктивного пласта Д1 изучалось при исследовании экстрактов нефти из нефтесодержащих пород. Геохимические показатели углеводородного состава нефтей приведены в табл. 2, а показатели фракци-
Таблица 1. Анализ образцов нефтесодержащей породы по разрезу пласта Д1 Ромашкинского месторождения
№ образца Интервал отбора керна, м ТА нефтесодержащей породы Экстракт, % Мессбауэровская спектроскопия
Минеральные примеси,% ОВ,% ров НОВ, % Реобщ., % fp А ^пирит' % fp ^сидерит' fp А ^глин.' %
Южно-Ромашкинская площадь, скв. 1742
1 1697.90 2.3 1.0 0.9 0.4 0.7 1.14 0.12 0.90 0.12
2 1698.20 0.3 1.6 1.7 0.1 1.1 0.21 0.13 0.03 0.05
3 1698.80 0.7 1.7 1.1 0.5 1.2 0.57 0.34 0.16 0.07
4 1699.20 0.5 1.5 1.5 0.1 1.2 0.76 0.33 0.27 0.15
5 1699.80 0.5 1.4 1.3 0.3 1.1 0.54 0.30 0.03 0.21
6 1701.05 0.5 1.2 1.0 0.2 1.1 0.43 0.29 0.06 0.08
Абдрахмановская площадь, скв. 24236
7 1742.7 0.2 1.5 0.9 0.5 1.0 0.70 0.13 0.49 0.07
8 1742.8 0.6 1.2 1.4 0.2 1.3 0.15 0.02 0.05 0.08
9 1743.6 0.2 1.7 1.1 0.1 1.2 0.24 0.08 0.07 0.09
10 1744.0 0.8 1.0 0.5 0.6 1.1 0.54 0.08 0.36 0.10
11 1744.2 0.3 1.5 1.1 0.3 1.1 0.35 0.12 0.03 0.20
12 1744.4 0.6 1.3 1.2 0.5 0.6 0.48
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.