книги / Формирование состава остаточных нефтей

превышала высоту пиков изопренанов, то через год после применения —сравня­ лась с ними. При этом бензиновые углеводороды остаются незатронутыми —на хроматограммах они проявляются в виде неразрешенных пиков. Нефть характе­ ризуется «провалом» концентрации л-алканов С12-С18, который свидетельствует о начальном этапе биохимического окисления нефти.

Рис. 8.1. Хроматограммы нефти Северо-Азнакаевскон площади до применения технологии активации пластовой микрофлоры (а) и через год после применения (б)

Характер концентрационного распределения алкановых углеводородов в сы­ рых нефтях, меняющийся под действием различных природных процессов, вли­ яющих на их состав и свойства, предложен А.А.Петровым [97] для химической типизации нефтей. В основу определения химического типа нефти положено мо­ лекулярно-массовое распределение алкановых углеводородов состава С12-С37, ко­ торые считаются реликтовыми. Выделенные им четыре типа нефти различаются в основном по степени биодеградации.

В соответствии с химической типизацией все исследованные нефти (табл. 8.1) через год после воздействия не являются биодеградированными, так как сохра­ няется химический тип нефти А1(значение К/ укладывается в интервал 0,2-1,0). Этот тип соответствует нефтям парафинового и нафтенового основания с высо­ ким содержанием бензиновых фракций и относительно низкой смолистостью. Такой подход не позволяет выявлять биодеградационные процессы внутри на­ иболее распространенного в природе типа нефтей А1.

Таблица 8.1. Показатели углеводородного состава нефтей Северо-Азиакаевской площади вдинамике разработки*

*Над чертой —в начале анализируемого периода, под чертой —в конце.

Поэтому проведен сопоставительный анализ показателей углеводородного состава нефтей в динамике разработки (табл. 8.1). Окисление нефти микроорга­ низмами сопровождается направленным постепенным уменьшением вплоть до полного исчезновения //-алканов С10-С20. Действительно, парафиновые углево­ дороды неразветвленного строения с числом атомов углерода от 12 до 20 потреб­ ляются бактериями прежде углеводородов этого ряда с большим числом атомов углерода (значения D снижаются в 1,4-1,7 раза). Легкие изопреноидные углево­

В нефтях, отобранных через год после начала воздействия (рис. 8.2), происхо­ дит новообразование кислородсодержащих соединений, как об этом свидетельс­ твует появление в ИК спектрах нефтей поглощения С=0-групп, которое служит признаком окисленности нефти.

Таким образом, анализ на молекулярном уровне состава углеводородов в не­ фтях в динамике разработки участка девонского пласта Северо-Азнакаевской площади с использованием технологии, основанной на активации пластовой микрофлоры, показал следующее. Алкановые углеводороды неразветвленного строения с числом атомов углерода от 12 до 20 потребляются бактериями пре­ жде углеводородов этого ряда с большим числом атомов углерода. Легкие изопреноидные углеводороды подвержены биодеградации в меньшей степени, чем их неразветвленные гомологи. Пластовая микрофлора проявляет избирательную способность к использованию алкановых углеводородов по сравнению с цикли­ ческими углеводородами различного состава и строения. Показатели В и D могут изменяться при разработке заводнением, поэтому наиболее информативными показателями техногенного биогенного окисления нефтей являются К/ и пф.

Исследование нефтей в динамике разработки участка технологией, основан­ ной на активации пластовой микрофлоры, открыло возможность выявлять тех­ ногенное микробиологическое окисление нефтей при длительной закачке воды в девонские пласты [206,223]. Полученные данные использованы для анализа тех­ нологий с использованием культур микроорганизмов и подкормки.

8.2. Влияние технологии с использованием штаммов сахаролитических микроорганизмов и мелассы

Для повышения нефтеотдачи пластов в отложениях карбона целесообразнее применять технологии, основанные на внесении в пласт культуры микроорганиз­ мов и питательной среды. В табл. 8.2 приведен состав нефти, типичный для учас­ тка 302 залежи Куакбашской площади башкирского яруса отложений карбона, отобранного для проведения технологических работ. По сравнению с девонской нефтью нефть карбона характеризуется более высокими значениями плотности и вязкости, в ней больше содержится серы и смолисто-асфальтеновых веществ.

Таблица 8.2. Физико-химическая характеристика нефтей до применения технологий увеличения нефтеотдачи

В первые три года разработка участка осуществлялась заводнением (рис. 8.5). Нефти с участка неоднородны по содержанию в средней молекуле парафиновых структур и их разветвленности (рис. 8.6), поэтому им на графике соответствует область значений структурных параметров (1-3 гг.). В последующие два года в ре­ зультате применения мелассной технологии отмечен рост добычи нефти. В соста­ ве нефтей в среднем по участку снизилась алифатичность. Можно предположить, что в составе добываемых нефтей возросла доля ранее неподвижной тяжелой не­ фти из заводняемых зон пласта (4-5 гг.). На шестой год наблюдается снижение объема дополнительной добычи нефти, тем не менее она выше, чем до примене­ ния технологии. Кроме этого, у нефтей наблюдается увеличение значений алифатичности (6 г.). Указанное свидетельствует о том, что начала извлекаться легкая нефть в результате увеличения охвата пласта.

Начиная с седьмого года, когда использование технологии было прекраще­ но, наблюдается снижение добычи нефти, причем ее уровень становится ниже, чем при добыче заводнением. Сопоставление значений структурных параметров состава нефтей до применения мелассной технологии и на заключительном эта­ пе анализируемого периода свидетельствует о том, что в нефтях снизилась али­ фатичность и увеличилась разветвленность парафиновых структур. Снижение алифатичности нефтей означает увеличение их плотности, а в совокупности с увеличением разветвленности свидетельствует об уменьшении содержания пара­ финовых углеводородов неразветвленного строения. Эти изменения подтвержда­ ют приведенные выше данные по характеру изменения показателей углеводород­ ного состава нефтей.

Низкий уровень добычи после применения микробиологической техноло­ гии объясняется ухудшением качественных параметров нефтей и снижением их подвижности. Глубина бактериального окисления нефтей с участка 302 залежи Куакбашской площади значительно больше, чем с участка Северо-Азнакаевской площади. Скорее всего, это связано не с различием состава нефтей, а с большим периодом их контакта с углеводородокисляющими микроорганизмами.

Таким образом, данные углеводородного и структурно-группового состава нефтей в динамике разработки участка с использованием сахаролитических мик­ роорганизмов, свидетельствуют о том, что в период закачки мелассы в результате появления в пласте продуктов жизнедеятельности культуры микроорганизмов сначала извлекалась ранее неподвижная тяжелая нефть из разрабатываемых час­ тей пласта. Только потом продвижение этих продуктов по пласту способствовало извлечению легкой нефти из вновь задействованных частей пласта. После пре­ кращения закачки мелассы наблюдалось существенное ухудшение состава нефти в результате исчезновения парафиновых углеводородов, которые являются пита­ тельной средой для пластовой микрофлоры.

На основании полученных данных можно сделать вывод о необходимости проведения антибактериальной обработки закачиваемой в пласт воды после за­ вершения технологических работ.

8.3. Влияние микробиологической технологии СНПХ-9900

Микробиологическая технология СНПХ-9900, разработанная в ОАО «НИИНЕФТЕПРОМХИМ», основана на закачке в пласт реагента, содержащего собственную микрофлору. Реагент содержит в своем составе целлюлозу, крах­ малистые и белковые вещества и является одновременно как средой обита­ ния, так и питательным субстратом для микроорганизмов. Микроорганизмы, иммобилизированные на поверхности частичек реагента, относятся к разным морфолого-таксономическим группам. В основном доминируют клостридии, но присутствуют также целлюлозоразрушающие и денитрофицирующие бак­ терии.

Микробиологическая технология СНПХ-9900 использована на участке нагне­ тательной скважины 4071 месторождения Каламкас Казахстана в сентябре 2006 г. Продуктивными являются юрско-меловые отложения, которые представлены породой карбонатного состава. Изучение состава нефтей (табл. 8.4) проведено спустя шесть месяцев после применения технологии [224]. По всем скважинам отмечено наличие дополнительной добычи нефти, за исключением скважины 5845, поэтому значения ее параметров использованы как реперные характерис­ тики нефтей участка до применения технологии. Нефти из прореагировавших скважин характеризуются более высоким содержанием парафиновых структур, следовательно, меньшей плотностью. В их составе либо меньше, либо отсутс­ твуют карбонильные группы, что свидетельствует о меньшей окисленности нефтей.

Поданным ГЖХ (табл. 8.5), вуглеводородном составе нефтей выше содержание фракции низкомолекулярных л-алканов и ниже —высокомолекулярных. Содер­ жание фракции низкомолекулярных изопренанов в них также выше. Улучшение показателей структурно-группового и углеводородного состава нефтей свидетель­ ствует о подключении в разработку новых пропластков.

Таблица 8.5. Содержание (%) алканов и их фракций в нефтях после применения технологии СНПХ-9900 на участке месторождения Каламкас

№Номер

8.4. Влияние микробиологической технологии СНПХ-ВМС

Микробиологическая технология СНПХ-ВМС предназначена для увеличения нефтеотдачи трещинно-поровых карбонатных коллекторов с нефтями повышен­ ной вязкости. В состав реагента ВМС входят молочный жир, азотистые соедине­ ния, минеральные соли, витамины, ферменты и органические кислоты. Реагент ВМС обсеменен молочнокислыми, пропионовокислыми и маслянокислыми бак­ териями, а также дрожжами. В качестве объектов опытно-промышленных работ использованы участки турнейского яруса Ерсубайкинского месторождения и Ве­ рейского горизонта Вишнево-Полянского месторождения. За одиннадцать меся­ цев после применения технологии накопленная добыча нефти составила 2749 т.

Анализ нефтей с участка Ерсубайкинского месторождения через шесть меся­ цев после применения технологии СНПХ-ВМС [225] свидетельствует о сниже­ нии их плотности, вязкости и увеличении содержания легкокипящей фракции (табл. 8.6). На участке Вишнево-Полянского месторождения также наблюдает­ ся улучшение качественных параметров нефтей. Только добывающая скважина 8278 не прореагировала на обработку нагнетательной скважины технологичес­ ким раствором, как об этом свидетельствуют близкие значения параметров неф­ тей до и после обработки.

Таблица 8.6. Свойства нефтей Ерсубайкинского и Вишнево-Полянского месторождений*

* Над чертой —в начале анализируемого периода, под чертой —в конце.

По данным компонентного состава нефтей с участков Ерсубайкинского месторождения (табл. 8.7) снижение плотности и вязкости нефтей можно одно­ значно связать с увеличением содержания легкокипящей фракции и снижением содержания асфальтенов. Содержание остальных компонентов изменяется не­ определенно.

Таблица 8.7. Компонентный состав нефтей Ерсубайкинского месторождения*

*Над чертой —в начале анализируемого периода, под чертой —в конце.

Всоставе средней молекулы нефтей, кроме нефти скв.8278, увеличилась доля парафиновых структур (табл. 8.8). В углеводородном составе изменения биоген­ ного характера не наблюдаются (табл. 8.9), т.к. значения наиболее информатив­ ных коэффициентов биогенного окисления К/ и пф не изменяются.

Уменьшение значений плотности и вязкости нефтей, увеличение содержа­ ния в них1фракции легкокипящих углеводородов без изменения состава алканов

всочетании с дополнительной добычей свидетельствуют о подключении ранее недренируемых зон того же пласта в результате применения технологии СНПХВМС.