НЕФТЕХИМИЯ, 2007, том 47, № 5, с. 349-361
УДК 553.982.665.61
ПРЕВРАЩЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ ГИДРОТЕРМАЛЬНОМ ВОЗДЕЙСТВИИ
© 2007 г. Г. П. Каюкова, А. М. Киямова, Л. 3. Нигмедзянова, Ш. М. Рахманкулов1,
Н. С. Шарипова2, В. М. Смелков2
Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН Министерство экологии и природных ресурсов Республики Татарстан 2Казанский Государственный университет, Республика Татарстан E-mail: kauykova@iopc.knc.ru Поступила в редакцию 15.01.2007 г.
Исследованы изменения в составе органического вещества пород и остаточной нефти из разновозрастных отложений Ромашкинского месторождения при 360°С в восстановительной среде в проточной водной системе. Показано, что под воздействием гидротермальных факторов в органических экстрактах, извлеченных из пород после гидротермальных опытов, возрастает содержание углеводородных фракций, снижается содержание спирто-бензольных смол, асфальтенов и общей серы. В асфальтенах снижается концентрация свободных радикалов, а также четырехвалентного ванадия, входящего в структуру ванадилпорфириновых комплексов, и других тяжелых металлов. Гидротермальное воздействие на нефтесодержащую породу приводит к разрушению структуры нерастворимого керогена пород и трудноизвлекаемых компонентов остаточной нефти, а также вымыванию свободных углеводородов из породы водной фазой. В продуктах гидротермальных опытов, извлеченных из водных экстрактов, идентифицированы н-алканы, этил-, бутил- и октилфтала-ты, фуран, кислоты и непредельные кислородсодержащие соединения изопреноидного строения.
Мировой опыт подтверждает наличие большого ресурсного потенциала "старых" месторождений, находящихся на поздней стадии разработки и даже остановленных. В этом плане, имеющиеся на территории Татарстана крупные нефтяные месторождения, такие как Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское и др., представляют значительный ресурс углеводородного сырья за счет нефти, остающейся в продуктивных пластах после их длительной разработки [1-2]. Однако объемы добычи остаточной нефти и темпы роста, зависят от ее состава, процессов, протекающих в пластах, и совершенствования системы методов и технологий разработки месторождений. Анализ патентной информации дает основание полагать, что при извлечении остаточной нефти, в ближайшие годы, все большую роль будут играть тепловые методы и флюидные технологии [3-8].
Цель настоящей работы - оценка нефтегенера-ционного потенциала длительно разрабатываемых продуктивных пластов Ромашкинского месторождения и изучение характера превращения тяжелой остаточной нефти в восстановительной среде при гидротермальном воздействии.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Объекты исследования - керновый материал и добываемые нефти с наиболее проблемных участков и пластов живетских отложений среднего девона, пашийского горизонта верхнего девона, карбонатных отложений нижнего и среднего карбона Абдрахмановской площади, где вероятность необратимых деформаций пород-коллекторов после длительной разработки данной площади достаточно высока, а пластовые нефти характеризуются значительными изменениями состава [9].
Опыты по изучению влияния гидротермальных воздействий в восстановительной среде на состав и характер превращения органического вещества и остающейся в продуктивном пласте нефти проводили в вертикальном проточном реакторе, состоящем из испарителя и реакционной зоны.
Гидротермальной обработке подвергали образцы пород, характеристика которых представлена в табл. 1.
Образцы размельченной породы загружали в реакционную зону. Опыты проводили при температуре 360°С при непрерывной подаче воды и водорода в верхнюю часть реактора. Парогазовую смесь
Таблица 1. Характеристика образцов пород Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения пиро-литическим методом Рок-Эвал
Площадь, скважина Интервал Содержание, % Параметры пиролиза**
Возраст отбора(место отбора), м Название породы НОП С ^орг ХБА мгУВ/г породы Бг, мгУВ/г породы Т °С тах' ^ Р1
Нижний и средний карбон
Абдрахма- С2, 678-685 Карбонатная поро- 1.5 0.90 5.01 4.84 6.89 428.3 0.41
новская, 8825 vr + 2bsh (м. в. 2.0) да (серая)
Абдрахма- С2, 678-685 Карбонатная поро- - - 1.20 0.14 0.40 427.1 0.26
новская, 8825* vr + bsh (м. в. 2.0) да (серая)
Абдрахма- С2, 700-704 Карбонатная поро- 0 - 0.011 0.16 0.32 427.7 0.33
новская, 8825 vr + bsh (м. в. 3.7) да (светло серая)
Абдрахма- C1,t 1265-1268 Карбонатная поро- 0.5 0.04 0.035 0.17 0.38 347.0 0.31
новская, 8825 (м. в. 1.2) да (белая)
Верхний девон
Абдрахма-
новская,
24119
Абдрахма-
новская,
24119*
Абдрахма-
новская,
24119
Абдрахма-
новская,
24119
Абдрахма-
новская,
24125
Абдрахма-
новская,
24125
Dз, psh Dз, р^
D3, psh D3, psh
^ Psh
D3, psh
1771-1776 (м. в. 1.3)
1771-1776 (м. в. 1.3)
1771-1776 (м. в. 2.4)
1806.7-1808.8 (м. в. 1.6)
1906.1-1909.3 (м. в. 0.4)
1906.1-1909.3 (м. в. 2.6)
Песчаник
сцементированный
нефтенасыщенный
Песчаник
сцементированный
нефтенасыщенный
Аргиллит Аргиллит
Песчаник нефтенасыщенный
Аргиллит
95.0
75.0
97.5
96.7
97.5
1.47
0.16
0.18
4.37
0.35
1.90
1.31
0.028
0.036
5.56
0.43
9.66
0.17
0.20
0.20
23.43
0.21
5.51
0.62
0.44
0.45
17.01
0.45
Средний девон
413.5
431.0
346.1
321.0
430.7
436.4
0.64
0.22
0.31
0.31
0.58
0.32
Абдрахма- новская, 35д ^ gv 1752-1760 (м. в. 7.5) Песчаник рыхлый нефтенасыщенны 100.0 1.41 0.90 7.57 5.83 416.5 0.56
Абдрахма- новская, 14042 D2, gV 1704-1709 (м. в. 2.0) Аргиллит 92.5 0.37 0.19 0.26 1.09 435.4 0.19
Абдрахма- новская, 14042* D2, gv 1704-1709 (м.в. 2.0) Аргиллит - - 0.11 0.24 0.78 434.6 0.24
Абдрахма- новская, 14042 D2, gv 1709.5-1715 (м. в. 0.5) Песчаник нефтенасыщенный 100.0 0.49 0.73 3.80 2.48 422.2 0.61
Абдрахма- новская, 14042* D2, gv 1709.5-1715 (м. в. 0.5) Песчаник нефтенасыщенный 0.18 0.14 0.37 436.7 0.27
* Породы после опытов; **Sl - нефтесодержание образца - содержание жидких углеводородов С7-С30 (мг УВ/г породы); S2 -количество углеводородов, образовавшихся в ходе термодеструкции керогена (мг УВ/г породы); Р1 = Sl/(Sl + S2) - индекс нефтепродуктивности пород; Гтах - температура в момент максимальной деструкции органического вещества.
на выходе из реактора конденсировали в холодильнике и подавали в накопительную емкость.
Продукты реакции извлекали из породы в аппарате Сокслета смесью органических растворителей хлороформ : бензол : изопропиловый спирт = 1 : 1 : 1. Аналогичным способом извлекали остаточные нефти и битумоиды из пород до опытов. Содержание органического экстракта (ХБА) оценивали весовым способом к весу породы.
Комплекс исследований включал: количественную оценку нефтеносного потенциала исследованных пород пиролитическим методом Рок-Эвал, выделение органических экстрактов (ХБА) из пород, определение компонентного состава ХБА и добываемых нефтей жидкостно-адсорбционной хроматографией, определение структурно-группового состава исследованных продуктов методом ПК- Фурье-спектроскопии, газохроматографический анализ углеводородных фракций и хромато-масс-спектрометрический анализ органических водных экстрактов. Кроме того, методом эмиссионной спектроскопии исследовали микроэлементный состав асфальтенов, а методом ЭПР анализа определяли концентрацию парамагнитных центров и четырехвалентного ванадия в асфальтенах.
Пиролитическое исследование образцов пород по методу Рок-Эвал (табл. 1) осуществляли на SR-анализаторе фирмы Humble Instruments & Services, методом объемного термического экстрагирования при программированном нагреве навесок пород в диапазоне 300-600°С в токе инертного газа (ВНПГНП, г. Москва).
Определение компонентного состава нефтей и экстрактов из пород и воды проводили методом колоночной жидкостно-адсорбционной хроматографии на силикагеле АСК с выделением углеводородной части и двух групп смол: бензольных и спирто-бензольных. Перед адсорбционным разделением из хлороформенных экстрактов и добываемых нефтей выделяли асфальтены.
Псследования ПК-спектров выполнены на инфракрасном спектрофотометре Vector 22 (Bruker) в диапазоне 4000-400 cм-1 с разрешением 4 см-1.
Пндивидуальный углеводородный состав н-ал-канов и ациклических изопреноидов насыщенной фракции экстрактов из пород и нефтей определяли на хроматографе AutoSystem XL с пламенно-ионизационным детектором. Пспользовали кварцевую капиллярную колонку длиной 30 м с внутренним диаметром 0.25 мм, заполненную жидкой фазой SE-30; температурная программа: изотермический режим 1 мин при начальной температуре 60°С, линейное программирование 10°С до температуры 280°С, изотермический режим 10 мин).
Определение микроэлементного состава асфальтенов выполняли методом эмиссионного спектрального анализа на дифракционном спектрогра-
фе ДФС-458 и микрофотометре МФ-2 в ФГУП "ЦНППгеолнеруд".
ЭПР-Спектры асфальтенов снимали на спектрометре ЭПР SE/X-2544 фирмы RadioPAN.
Хромато-масс-спектрометрический анализ продуктов гидротермальных опытов, экстрагируемых из водной среды, выполнен на приборе Turbo Mass Gold фирмы Perkin Elmer с использованием кварцевой капиллярной колонки длиной 60 м с внутренним диаметром 0.32 мм, с 15 ^m слоем фазы ДВ-1701 (14% цианопропилфенилсиликон). Масс-спектрометрическая регистрация проводилась в режиме общего ионного тока с записью хромато-масс-фрагментограмм по общему ионному току. Пдентификацию углеводородов проводили с использованием литературных и библиотечных данных.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Показано, что исследованные породы крайне неоднородны по своему литолого-фациальному составу и нефтегенерационному потенциалу (табл. 1). Об этом свидетельствуют содержание органического углерода (Сорг) в породе, выход органического экстракта (ХБА) и показатели пиролиза. В одних и тех же интервалах отбора песчаные пласты переслаиваются глинистыми аргиллитами. В песчаниках, по сравнению с аргиллитами, больший выход ХБА, более высокое содержание Сорг и свободных или легко выделяемых из породы при нагревании до 300°С жидких углеводородов,
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.