книги / Формирование состава остаточных нефтей

(рис. 5.16). Если обобщить данные ИК спектроскопии по остаточным и добывае­ мым нефтям разновозрастных отложений, то становится очевидным, что в добы­ ваемых нефтях девонских отложений содержится больше парафиновых структур относительно ароматических, чем в остаточных нефтях. Причем, если интервалы значений алифатичности для добываемых нефтей девона и карбона отличаются, то для остаточных нефтей —перекрываются. Установлено также, что остаточные нефти с участков Зеленогорской и Азнакаевской площадей, заводняемых пресны­ ми водами, содержат в своем составе меньше парафиновых структур, но больше гетерозаместителей в виде карбонильных и сульфоксидных групп, чем экстракты нефти участка Миннибаевской площади, заводняемого сточными водами.

Опытные участки Ромашкинского месторождения оборудованы скважинами со стеклопластиковыми хвостовиками. Текущая нефтенасыщенность пластов в скважинах определялась методом индукционного каротажа. Ее значения оказа­ лись более высокими по сравнению сданными по содержанию органического ве­ щества в керновом материале. Текущая нефтенасыщенность отличается от нефтенасыщенности кернового материала в пересчете на объем порового пространства для девонских отложений с маловязкой нефтью на 84%, а с более вязкой нефтью каменноугольных отложений - на 41%. С учетом этого, и на основании вышеиз­ ложенного логично вытекает, что в процессе отбора кернов, несмотря на их пос­ ледующую герметизацию, испаряются не легкие углеводороды, как это принято считать, а происходит потеря всей подвижной части нефти. Соответственно, в случае нефтей девонских отложений, содержащих много легких и мало тяжелых компонентов, разница между добываемыми и остаточными нефтями больше, чем в случае каменноугольных отложений.

Информация о количестве и свойствах нефти, остающейся в поровом про­ странстве пород-коллекторов при вытеснении водой, представляет практическую ценность не только для изучения процессов фильтрации нефти и воды в порис­ той среде и определения коэффициента вытеснения, но и в связи с лабораторным испытанием и промышленным внедрением методов повышения нефтеотдачи. С одной стороны, наличие ошибок, завышающих прогнозные оценки остаточ­ ных запасов нефти, приводит к большим непроизводительным тратам. С другой стороны, при занижении таких данных можно сделать вывод об отсутствии перс­ пектив доразработки выработанных пластов. Однако остаточные нефти являются техноприродной системой. Они представляют собой неподвижную часть пласто­ вой нефти, остающуюся в керновом материале.

Естественно, что увеличение плотности и вязкости остаточных нефтей в плас­ товых условиях приводит к ухудшению показателей разработки нефтяных пластов, но не втакой степени, если учесть потерю подвижной части нефти при извлечении кернового материала. Поскольку неподвижная часть остаточных нефтей девона легче, они менее вязкие, в них меньше содержится серы и на ее долю приходится лишь 1/5 часть пластовой нефти по сравнению с 3/5 частями пластовой нефти ка­ менноугольных отложений, то есть основание полагать, что свойства остаточных нефтей горизонта Д, Миннибаевской, Зеленогорской и Северо-Азнакаевской пло­ щадей, несмотря на длительное заводнение, лучше, чем у остаточных нефтей ка­ менноугольных отложений Миннибаевской площади в начале разработки.

На основании этого логично вытекает, что представления о составе и свойствах остаточных нефтей в пластовых условиях должны суммироваться по результатам исследования ее неподвижной части, содержащейся в керне, и подвижной части, которой соответствует добываемая скважинным способом нефть из этой же зале­ жи. Во избежание путаницы в дальнейшем термин «остаточная нефть», как это общепринято, будет использован для остаточного нефтенасыщения керна. При этом следует иметь в виду, что он соотносится лишь с неподвижной частью ос­ таточной нефти в пластовых условиях. А добываемую нефть следует не противо­ поставлять, как это обычно делается исходя из положения, что она соответствует пластовой нефти на начальном этапе разработки, а рассматривать как составную часть, так как она извлечена из пласта с остаточной нефтенасыщенностыо.

5.2. Сопоставительный анализ компонентного состава остаточных и добываемых нефтей

Сопоставление состава и свойств подвижной части пластовой нефти, к кото­ рой можно отнести добываемую скважинным способом нефть, и ее неподвижной части, которая содержится в нефтенасыщенном керновом материале, является информативным для изучения перераспределения компонентов между извлека­ емыми и остаточными нефтями. При оценке результатов лабораторных экспери­ ментальных работ по фильтрации нефтей через пористые среды возникает вопрос об адекватности хроматографических эффектов существующим закономернос­ тям изменения состава нефти в природных резервуарах [16]. Остаточное нефтенасыщение позволяет охарактеризовать особенности состава и свойств остаточных нефтей на поздней стадии разработки, за формирование которых ответственным в основном является адсорбционно-хроматографический процесс.

Выделение компонентов осуществлено в следующей последовательности. Из остатка выше 200°С добываемой нефти или из остаточной нефти петролейным эфиром 40-70°С выделены асфальтены. После доотмыва из них мальтеновой части петролейным эфиром она объединена с основной частью мальтенов, полученной после выделения асфальтенов. Мальтены элюэнтной колоночной хроматографи­ ей поделены на масла, бензольные смолы и спирто-бензольные смолы. На основе анализа данных табл. 5.2 можно заметить особенности компонентного состава не­ фтей, связанные с их природной преобразованностью. На фоне меньшего содержа­ ния фракции углеводородов до 200°С в добываемых нефтях карбона ниже доля не­ полярных масляных компонентов, но больше —смолисто-асфальтеновых веществ по сравнению с нефтями девона. Конечные результаты проявления адсорбционно­ хроматографического процесса можно оценить по перераспределению компонен­ тов между добываемой и остаточной нефтью одновозрастных отложений. Пред­ почтительная фильтрация по пласту легкокипящих компонентов при предельной выработке пласта приведет к полному их отсутствию в остаточной нефти.

Из-за отсутствия в остаточных нефтях углеводородов от начала кипения до 200вС в них выше, чем в добываемых нефтях, абсолютное содержание масел, смол и асфальтенов. Для того, чтобы проследить, содержание каких компонентов изменяется при добыче заводнением наиболее контрастно (т.е. может служить

" J

ON

показателем адсорбционно-хроматографического распределения компонентов между извлекаемыми и остающимися на породе нефтями), проведено сопостав­ ление различных соотношений компонентов для добываемых и остаточных неф­ тей (табл. 5.2).

Из всех выделенных компонентов наименее полярными являются масла, а среди смолисто-асфальтеновых компонентов —бензольные смолы. Из десяти пар остаточных и добываемых нефтей в половине случаев в добываемых нефтях оди­ наковое соотношение неполярных и полярных компонентов М/(£С+А), а в дру­ гой половине неполярные компоненты преобладают над полярными. Также неоп­ ределенно изменяется для добываемых и остаточных нефтей соотношение ХС/А и А/Ссп-б. Расчеты показали, что в добываемых и остаточных нефтях наиболее резко изменяются соотношения, связанные с наименее полярными компонента­ ми и компонентами, обладающими максимальной полярностью: М/Ссп-б и Сб/ Ссп-б. В остаточных нефтях из-за высокого содержания спирто-бензольных смол значения этих отношений низкие. Соответственно значения этих параметров для добываемых нефтей выше по сравнению с остаточными нефтями.

Таким образом, эффект адсорбционно-хроматографического разделения не­ фти в пласте при использовании гидродинамических методов определенным об­ разом проявляется в отсутствии легкокипящих углеводородов и в повышенном содержании спирто-бензольных смол в остаточных нефтях. Вероятно, смолистоасфальтеновые вещества, обогащенные полярными спирто-бензольными смола­ ми, создают на породе большие липофильные центры, неспецифически связы­ вающие другие компоненты. Поэтому адсорбционный слой остаточной нефти содержит наряду с полярными и неполярные компоненты.

Изучение структурных характеристик компонентов нефти позволяет понять причину их адсорбционно-хроматографического разделения в пласте.

5.2.1. Масла

В процессе фильтрации нефти происходит сдвиг и, следовательно, добыча наиболее подвижных низкомолекулярных углеводородных компонентов масел (рис. 5.2). Врезультате алкановые углеводороды перераспределяются между оста­ точной и добываемой нефтью. Перераспределение заключается в более высоком содержании легких низкомолекулярных парафиновых углеводородов в добывае­ мой нефти и в более высоком вкладе тяжелых гомологов в остаточной нефти.

С целью изучения особенностей количественного состава алканов масляной части остаточных нефтей использованы газохроматографические коэффициен­ ты, полученные на основе молекулярно-массового распределения парафиновых и изопреноидных углеводородов (табл. 5.3). Отличие в углеводородном составе остаточных нефтей заключается в отсутствии части легких углеводородов нор­ мального и изопреноидного строения в углеводородном составе масел (коэффи­ циенты D и В, соответственно). В [207J отмечается, что удаление при миграции легких углеводородов нефти приводит к понижению отношения Х/П/Е«П, что и наблюдается для остаточных нефтей. Значения коэффициентов П/Ф и К/ близки для остаточных и добываемых нефтей.

! 4

2

Ё

Рис. 5.2. Молекулярно-массовое распределение алканов в углеводородном составе нефти: а —добываемой, б—остаточной

Таблица 5.3. Значения газохроматографических коэффициентов нефтей

Доля длинных парафиновых структур относительно ароматических структур в маслах остаточных нефтей по данным ИК спектроскопии (табл. 5.4) в основном выше, чем в маслах соответствующих добываемых нефтей. Что касается строения парафиновых структур, то для масел остаточных нефтей в большей степени, чем для масел добываемых нефтей, характерны парафиновые структуры нормального строения (разветвленность ниже).

Таблица 5.4. Структурно-групповой состав масел нефтей

При оценке алифатичности учитывается относительное содержание метиле­ новых групп только в длинных цепях (СН2) > 4 и метильных групп. Поэтому в маслах остаточных и добываемых нефтей определено по [108] также массовое рас­ пределение углеродных атомов в ароматических (Са), нафтеновых (Сн) и парафи­ новых (Сп) структурах (табл. 5.4). В целом для масел характерно преобладание атомов углерода в парафиновых структурах, а содержание углерода в нафтеновых структурах выше, чем в ароматических. Цикличность молекул масел остаточных нефтей в основном ниже по сравнению с добываемыми нефтями. Распределение углеродных атомов в парафиновых структурах масел остаточных нефтей соот­ ветственно выше.

Значения показателя термоокислительной деструкции F для масел остаточ­ ных нефтей могут быть и выше и ниже, чем для масел добываемых нефтей из одинаковых скважин [100]. Замещенность ароматических углеводородов масел Р остаточных нефтей выше, чем масел соответствующих добываемых нефтей.

Таким образом, для масел остаточной нефти по сравнению с этими компонен­ тами извлеченной из этой же скважины нефти характерно меньшее содержание легких парафиновых углеводородов нормального и изопреноидного строения по сравнению с их тяжелыми гомологами, доля циклических структур ниже, но за­ мещенность их выше. Для масел всей массы остаточных и добываемых нефтей отсутствуют характерные особенности структурных параметров, так интервалы их значений перекрываются.

5.2.2. Смолисто-асфальтеновые компоненты

Подвижность извлекаемых нефтей в соответствии с возрастом нефтевмещаю­ щих пород снижается в последовательности: девон-карбон. Она зависит от суммар­