книги / Формирование состава остаточных нефтей

в распределении легких и тяжелых алкановых углеводородов в остаточных нефтях свидетельствует о том, что в продуктивном интервале пласта отмечается отложе­ ние твердых парафинов, близкое по интенсивности.

Рис. 6.3. Хроматограммы нефтей Федотовской площади: добываемой скв.3818 (а) и остаточной скв.3923, образец 7 (б); цифрами отмечено число атомов углерода в молекуле алкана, индексом «х» —изопренаны.

Таблица 6.10. Индивидуальный состав алкановых углеводородов нормального и изопреноидного (*) строения, отн. %

*Изопренаны, С19*‘- 2,6,10,14-тетраметидцекан (фитан), С19*2 —2,6,10-триметилгексадекан.

Очевидно, что наблюдается перераспределение углеводородов между из­ влекаемой и остающейся в пласте нефтью. Высокомолекулярные изопренаны, в отличие от углеводородов нормального строения, являются при одинаковых условиях жидкими. Поэтому, в случае выпадения в пласте твердых парафинов, они сохраняют подвижность и попадают в добываемую нефть. Легкие //-алкано­ вые углеводороды, являясь более подвижными по сравнению с тяжелыми гомо­ логами, вытесняются движущимся фронтом закачиваемой воды и оказываются в добываемой нефти.

Количественно влияние процесса парафиноотложения можно оценить по со­ отношениям содержания различных групп алканов (показателей), которые при­ ведены в табл. 6.11.

6.2.4.Линейные корреляционные связи органического вещества

сминеральными компонентами породы

При характеристике разреза участка пласта Федотовской площади в районе скв.3923 проделан широкий диапазон исследований. Поэтому представилось возможным проанализировать парные корреляционные связи [214], включаю­ щие состав и свойства органического вещества, с одной стороны, и минеральный состав вмещающих его пород —с другой (табл. 6.12).

Постоянными компонентами пород, присутствующими во всех изученных образцах, являются органическое вещество, кварц и минералы глин. Глинистые минералы по данным малоугловой рентгенографии представлены преимущест­ венно неупорядоченной смешанослойной иллитно-монтмориллонитовой фазой (НССИМФ), каолинитом и гидрослюдой. В качестве параметров, характеризую­ щих нефтенасыщение, использованы плотность, содержание серы и компонен­ тов. Высокие отрицательные связи наблюдаются между кварцем и глинистыми минералами. Плотность породы прямо зависит от количества глинистых минера­ лов и находится в отрицательной связи с содержанием кварца. Содержание нефти прямо пропорционально возрастает с количеством последнего в минеральном составе и уменьшается с увеличением вклада глинистых минералов. Плотность остаточной нефти не коррелирует ни с одним из использованных параметров. Содержание серы, масел и бензольных смол прямо или обратно зависит от всех перечисленных параметров, кроме содержания нефти на породу. Содержание же наиболее полярных компонентов нефти —спирто-бензольных смол и асфальте­ нов, наоборот, зависит от количества нефти в породе.

Содержание спирто-бензольных смол и асфальтенов с параметрами, приве­ денными в табл. 6.12 левее, не показывает взаимосвязи. Только между содержа­ нием этих компонентов существует обратно пропорциональная связь. Отсутствие линейной взаимосвязи между отдельными параметрами, характеризующими ми­ неральный состав и свойства органического вещества, не означает, что они не могут быть связаны другими видами зависимости.

Таким образом, изучение нефгенасыщения пласта пашийского горизонта в районе скв.3923 Федотовской площади Ново-Елховского месторождения пока­ зало следующее. Верхняя часть пласта в интервале 1824,0-1824,9 м является не­ продуктивной, с низкой нефтенасыщенностью. Нижняя часть пласта в интервале 1833,2-1834,8 м характеризуется повышенным содержанием остаточной нефти. В продуктивной части пласта наблюдается парафиноотложение, которое проявля­ ется в высоком содержании в составе средней молекулы остаточных нефтей пара­ финовых структур неразветвленного строения по сравнению с соответствующей добываемой нефтью и со слабоизмененными остаточными нефтями. Они содер­ жат больше масляных углеводородов, в составе которых отмечено низкое содер­ жание изопренанов и высокое —л-алканов за счет повышенного вклада твердых парафинов.

•Содержание минералов в породе, нефти в породе и компонентов нефти в мас.%, плотность породы и нефти в г/см3.

Г л а в а 7

ОСТАТОЧНЫЕ НЕФТИ И БИТУМЫ ЗОНЫ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА

На полноту извлечения нефти из пласта влияет ее состав, определяющий со­ отношение неподвижной и подвижной частей. Высокое соотношение этих частей наблюдается в битумах зоны водонефтяного контакта (ВНК). Появление битумов в нефтенасыщенных пластах связывают [162] с тремя основными природными процессами:

—в приразломных зонах под действием высоких температур происходит «ста­ рение» нефти с образованием битума и продуктов его уплотнения;

—при контакте с пластовыми водами происходит окисление нефти до би­ тума;

—в процессе многоэтапного формирования нефтяного месторождения может наблюдаться выпадение асфальтенов в пористой среде пласта.

Объектами исследования являются нефтенасыщенный керновый материал скважин 2587 и 450д и нефть ближайшей к ним скважины 1098 северо-западной части пашийского горизонта Бавлинского месторождения [32]. Ранее [215] пока­ зано, что продуктивный пласт в районе этих скважин, согласно петрографичес­ ким и геофизическим исследованиям, составляет 14,2-15,8 м. Наряду с нефтена­ сыщенным песчаником в нем содержится и слой битумонасыщенного песчаника. Установлено, что этот слой имеет все признаки древнего ВНК. Начальный уро­ вень ВНК соответствует абсолютным отметкам минус 1489,5 м и 1493,4 м.

Остаточное нефтенасыщение кернового материала продуктивной зоны пласта представляет собой предельно остаточную нефтенасыщенность пласта. Оно поз­ воляет охарактеризовать особенности распределения, состав и свойства остаточ­ ных нефтей на поздней стадии разработки, формирующихся в основном за счет вытеснения водой легких и неполярных компонентов. Поэтому применительно к неподвижной части нефти из нефтенасыщенных зон пласта использован термин «остаточная нефть». Неподвижная часть битума, содержащаяся в керне, в значи­ тельной степени соответствует битумам в пластовых условиях, поэтому обозначе­ на в дальнейшем термином «битум».

Бавлинское месторождение находится в зоне глубинных разломов. Однако анализ палеотемператур Бавлинской структуры показал [216], что температура в пласте также, как и на Ромашкинском месторождении, не превышала 120°С. По­ этому протекание процесса «старения» нефти, который в жестких термобаричес­ ких условиях сопровождается появлением нерастворимых карбонизированных соединений, представляется маловероятным. Далее рассмотрена вероятность влияния двух других из перечисленных процессов на образование битума в ниж­ ней части пласта: окисления компонентов нефти и фазовых изменений нефти в результате выпадения асфальтенов.

7.1.Распределение и состав органического вещества по разрезу скважин нефтяного пласта

На количественное содержание и состав остаточной нефти наряду с гипер­ генными процессами может оказывать влияние и неоднородность минерального состава породы-коллектора. Поэтому предварительно с помощью кривых терми­ ческого анализа (табл. 7.1) оценен минеральный состав породы по разрезу про­ дуктивного пласта [32].

Минеральная часть образцов 2 и 5 скв.2587 состоит в основном из зерен квар­ ца, о чем свидетельствует небольшой эндотермический эффект его полиморфного превращения при 575°С на кривых ДТА. Потеря массы от 0,1 до 0,4% в области температур 500-600°С, связанная с испарением конституционной воды из глинис­ тых минералов и разложением карбоната железа - сидерита, в образцах 1, 3,4, 7, 8 скв.2587 и образцах 2, 3,4 скв.450д свидетельствует о небольших примесях указан­ ных минералов к кварцу. О совместном присутствии в них силикатно-слоистых железосодержащих минералов и сидерита свидетельствуют данные [217] мессбауэровской спектроскопии. Вобразцах 1, 3, 5, 8 скв.2587 и 2, 3,4 скв.450д отмечается также и потеря массы в области температур 600-1000вС, связанная с разложением доломита и кальцита. Количественное содержание их невысоко и не имеет зако­ номерностей распределения по разрезу пласта. Содержание воды в образцах не­ фтесодержащих пород варьирует в довольно широких пределах (от 0,3 до 2,7%) и также не связано ни с глубиной залегания, ни с минеральным составом породы, то есть распределение воды в исследуемых образцах носит случайный характер.

По количественному содержанию в породе органического вещества (ОВ) и показателю фракционного состава F исследуемые образцы породы можно разде­ лить на две группы (табл. 7.1). К первой группе отнесены образцы 1-4 скв.2587 и образец 1 скв.450д. Показатель F для образцов первой группы довольно высокий. Это обстоятельство наряду с низким содержанием ОВ свидетельствует о том, что первая группа объединяет образцы нефтесодержащих пород, состав ОВ в кото­ рых не затронут окислительными процессами. Разнообразие же качественных и количественных характеристик вмещаемого ОВ можно объяснить различной степенью промытости слоев пласта, а также присутствием примесей глинистых минералов и карбонатов.

Ко второй группе отнесены образцы 6-8 скв.2587 и 2-4 скв.450д. Органическое вещество этой группы образцов песчаника обогащено тяжелыми фракциями, как об этом можно судить по невысоким значениям F. Вобразцах этой группы содер­ жание ОВ почти вдва раза выше, чем в первой. Низкое его содержание в образце 2 скв.450д, вероятно, можно объяснить ухудшением емкостных свойств песчаника из-за присутствия в нем цемента в виде глинистых минералов и карбонатов. Об­ разец 5 скв.2587 отличается от образцов первой группы заметно более высоким массовым содержанием ОВ при меньшем значении показателя фракционного со­ става. Этот образец занимает как бы промежуточное положение между первой и второй группами образцов нефтесодержащих пород.

Исчерпывающая экстракция образцов кернов по разрезу скважин не позволи­ ла полностью удалить из породы ОВ. После экстракции растворимой нефтяной

о

оо

*ОВ —органическое вещество, НОВ —нерастворимое органическое вещество.

части в образцах породы осталось нерастворимое органическое вещество (НОВ). Его количество для первой группы образцов незначительно, а для второй состав­ ляет 30-50% от общего содержания ОВ (табл. 7.2). Оно представлено, по данным термического анализа, поликонденсированными ароматическими структурами. Распределение в образцах породы парамагнитных комплексов [216], отражающих концентрацию высокомолекулярных соединений в ОВ, указывает на максимум, приуроченный к битумонасыщенным слоям (табл. 7.2). Установлено, что в соста­ ве НОВ образцов скв.2587 остается основная масса свободных радикалов углеро­ да от их содержания в ОВ до экстракции.

Таблица 7.2. Интенсивность сигнала свободных радикалов углерода в органическом веществе и нерастворимом органическом веществе

7.2. Углеводородный и структурно-групповой составы экстрактов остаточных нефтей и битумов

В зоне ВН К механизм природного процесса деградации нефти до окисленно­ го битума заключается в биохимическом окислении углеводородов и вымывании некоторых нефтяных компонентов контактирующей с нефтью водой. Для выяв­ ления возможного влияния биохимического окисления изучен углеводородный состав экстрактов нефтей и битумов по разрезу пласта от нефтенасыщенной зоны до зоны ВНК. Методом ГЖХ проведено полное разделение углеводородной части на индивидуальные парафиновые углеводороды состава нормального к(С12—С,6) и изопреноидного строения /(С14- С 20), регистрируемые на хроматограмме в виде пиков на фоне суммарно выходящих нафтено-ароматических углеводородов.

Известно, что основные штаммы микроорганизмов, преобразующих нефти в пластовых условиях (как аэробного, так и анаэробного характера), избиратель­ но и направлено действуют на углеводороды, входящие в ее состав. Активность

микробиального воздействия в зависимости от структуры углеводородов умень­ шается в ряду: алканы нормального строения, алканы изо-строения, циклоалка­ ны, ароматические углеводороды. Среди алкановых углеводородов «(С12-С36) на­ иболее подвержены метаболизму легкие углеводороды «(С12-С20). В результате в окисленном битуме должна увеличиваться доля смолисто-асфальтеновых компо­ нентов, а в составе парафиновых углеводородов снижаться доля неразветвленных гомологов. Для индивидуальных углеводородов и их фракций (табл. 7.3) с различ­ ным строением и содержанием атомов углерода не наблюдаются закономернос­ ти количественного распределения в остаточных нефтях и битумах от кровли к подошве залежи.

Рассчитаны также соотношения содержания в нефти, остаточных нефтях и битумах различных групп углеводородов (табл. 7.4). По химической классифи­ кации они относятся к типу А1небиодеградированных нефтей, так как для них характерно преобладание «-алканов над изопренанами. По сравнению с добыва­ емой нефтью скв. 1098, в остаточных нефтях и битумах, как это обычно наблюда­ ется, существенно ниже доля низкомолекулярных углеводородов по сравнению с высокомолекулярными гомологами (коэффициенты В и D). Увеличение высоты нафтено-ароматического фона на хроматограммах остаточных нефтей и битумов (снижение значений коэффициента пф) свидетельствует о большем вкладе в со­ став последних циклических углеводородов по сравнению с парафиновыми.

Если исходить из того, что в нефтях, подверженных биодеградации, проис­ ходит селективное уничтожение бактериями сначала легких «-парафинов, то ко­ эффициент D должен уменьшаться от экстрактов нефти верхней нефтенасыщен­ ной части пласта по мере приближения к нижней битумонасыщенной его зоне. В результате процессов растворения и вымывания в нефтях зоны ВНК должно уменьшаться содержание легких углеводородов как нормального, так и изопреноидного строения, что должно проявиться в одновременном снижении значений коэффициентов В и D. Сопоставление остаточных нефтей и битумов по соотно­ шению групп легких и тяжелых углеводородов свидетельствует об отсутствии свя­ зей в их распределении с положением относительно зоны ВНК. Не наблюдается даже изменение коэффициента D, значения которого должны уменьшаться под действием процессов и биодеградации, и растворения.

Резкое уменьшение содержания парафиновых углеводородов нормального строения в биодеградированной нефти должно приводить к увеличению значе­ ний показателей £/П/£«П и К/, а также к снижению пф. Коэффициент £/П/1«П имеет близкие значения для всех изученных образцов. Значения коэффициента К/ экстрактов скв.2587достаточно неоднородны. Только показатель «нафтеновый фон» (пф), изменяясь в широком диапазоне значений с глубиной отбора образцов, свидетельствует об увеличении вклада циклических углеводородов по сравнению с парафиновыми в битумонасыщенной части пласта. Однако по скв.450д такая закономерность не наблюдается. Отсутствие закономерностей в молекулярно­ массовом распределении парафиновых углеводородов и контрастности значений хроматографических показателей в изученных экстрактах свидетельствует об от­ сутствии трансформации нефтяных скоплений за счет биохимического окисле­ ния в зоне подошвенных вод.