Scientific journal

Advances in current natural sciences

ISSN 1681-7494

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 0,775

Несмотря на широкое использование высокотехнологичных геофизических методов разведки и современных вычислительных технологий для обработки полученной информации, геологическое строение введенных в эксплуатацию нефтяных месторождений уточняют на основе полученных данных о материальном составе извлекаемых пластовых флюидов [1, 2]. Особый интерес проблема детализации геологического строения представляет для эксплуатируемых многопластовых месторождений, когда в результате применения интенсивных технологий повышения нефтеизвлечения возможно появление неконтролируемых межпластовых перетоков.

Основные корреляционные связи материального состава нефти и рассеянного органического вещества пород с геологическими условиями формирования нефти и ее месторождений в соответствии c принципами седиментационно-миграционной гипотезы образования нефти были сформулированы, детально рассмотрены и обсуждены во второй половине ХХ в. в фундаментальных монографиях Б. Тиссо и Д. Вельте [3] и Дж. Ханта [4]. Особое внимание в органической геохимии уделяют нефтяным веществам-биомаркерам, которые рассматривают как доказательства генетической связи состава нефти с компонентами организмов живой природы [5].

При геологической оценке запасов месторождений и их оконтуривании принадлежность нефтяного флюида к конкретному продуктивному горизонту уточняют на основе состава извлекаемой нефти. Сложность состава сырой нефти вызывает необходимость предварительного фракционирования ее на более простые составляющие с количественной оценкой содержаний получаемых фракций. При этом исходный образец нефти разделяют на четыре фракции: насыщенные вещества, ароматические, смолы и асфальтены (SARA-анализы: – Saturates, Aromatics, Resins, Asphaltenes) [6, 7].

Насыщенная фракция состоит из нормальных и разветвленных алканов и циклоалканов. Ароматическая фракция представлена ароматическими углеводородами, молекулы которых также могут включать боковые алкильные цепи. Последние две фракции SARA-анализа, смолы и асфальтены, являются самыми тяжелыми, наиболее высококипящими и наиболее полярными фракциями сырой нефти и обычно представлены ароматическими полициклическими структурами, которые могут включать алкильные цепи, гетероатомы и/или микроэлементы (например, Ni, V, Fe).

В большинстве случаев под «образцом нефти» конкретного месторождения понимают усредненную пробу нефти, представляющую собой смесь нефтяных флюидов, извлекаемых из разных добывающих скважин и подаваемую из центра подготовки нефти в транспортный трубопровод [8]. Но для уточнения геологического строения месторождений и при решении задач геохимического сопровождения эксплуатируемых скважин и месторождений в целом, необходимо учитывать возможные различия в составе образцов нефти, извлеченной из разных скважин одного месторождения, а также возможные изменения состава извлекаемой нефти в процессе эксплуатации скважин. Для решения этих задач используют более детальную информацию о составе насыщенной и ароматической фракций [9]. При этом основные идеи работ [3–5] в настоящее время находят развитие и широкое применение для исследования влияния исходного органического материала, условий осадконакопления и термической эволюции нефти на ее состав [10], для идентификации пород, в которых генерировались углеводороды [11], для исследования процессов биодеградации нефти [12], для анализа влияния геологической гетерогенности месторождений на процессы миграции нефти [13]. В последнее время также исследуют влияние техногенного загрязнения керна и пород продуктивных пластов при бурении скважин на состав пластовых флюидов [14].

Цель исследования: уточнение геологического строения эксплуатируемого нефтяного месторождения по составу нефти, извлекаемой из различных скважин, на основе сопоставления изомерного и гомологического состава насыщенной и ароматической фракций образцов нефти, отобранных из трех скважин многопластового месторождения.

Материалы и методы исследования

Пробы нефти были отобраны на устье трех скважин Западно-Сургутского месторождения трижды с интервалом между пробоотборами в два месяца. По предварительной информации эти скважины работают на два различных продуктивных горизонта месторождения. Состав насыщенных и ароматических фракций, выделенных методами колоночной адсорбционной хроматографии в соответствии с [6] был исследован методом газовой хроматографии/масс-спектрометрии (ГХ/МС) на хроматомасс-спектрометре Shimadzu GCMS TQ-8040 (Япония). Идентификацию веществ проводили по полным масс-спектрам с использованием библиотеки масс-спектров NIST’17, с применением спектро-структурных корреляций, методов селективной ионной регистрации и с привлечением информации из статей в научной периодике. Оценку относительных распространенностей веществ в разных образцах проводили по площадям хроматографических пиков на масс-фрагментограммах, полученных по интенсивностям характеристических ионных пиков в масс-спектрах соответствующих соединений [15].

Результаты исследования и их обсуждение

В исследованных образцах были идентифицированы более 300 индивидуальных веществ. В соответствии со сложившимися в органической геохимии правилами для идентификации и геологического сопоставления образцов нефти и рассеянного органического вещества пород широко используют не только абсолютные содержания всех или некоторых, заранее определенных, веществ в исследуемых образцах, но и относительные, сравнивая соотношения между содержаниями отдельных веществ или даже между классами веществ в разных образцах. Чаще всего для этого используют некоторые простейшие функции от относительных содержаний индивидуальных веществ, которые называют геохимическими параметрами состава или геохимическими индексами [5]. Близость значений геохимических параметров для разных образцов органического вещества в органической геохимии рассматривают как свидетельство генетического родства геологических объектов. На основе получаемых значений геохимических параметров уточняют геологическое строение нефтегазовых месторождений, судят об условиях осадконакопления и созревания органического вещества и механизмах формирования месторождений, о нефтепроизводящем потенциале пород, о степени зрелости и источниках органического вещества, из которого образовалась нефть конкретного месторождения [3, 4].

В данной работе на основе сравнения состава и рассчитанных по нему геохимических параметров образцов произведена их классификация по отношению к возможным источникам происхождения – из какого продуктивного горизонта получен каждый образец нефти. Для этого был исследован и сопоставлен изомерный состав парафинов, нафталинов, фенантренов и дибензотиофенов во всех девяти образцах нефти. Проверка воспроизводимости получаемых результатов показала, что максимальные относительные отклонения значений характеристик состава и рассчитанных геохимических параметров не превышали ± 6 % отн.

В табл. 1 приведены усредненные по трем пробоотборам изомерные составы (относительные содержания) парафинов в образцах нефти из разных скважин.

В табл. 2 приведены значения рассчитанных по относительным содержаниям парафинов геохимических параметров, чаще всего используемых в органической геохимии для идентификации и сопоставления состава геологических образцов нефти и рассеянного органического вещества пород.

Таблица 2

Усредненные по трем пробоотборам значения геохимических параметров, рассчитанные по составу парафинов

CPI – carbon preference index (индекс преобладающих парафинов, индекс нечетности) =

((C25 + C27 + C29 + C31 + C33)/(C24 + C26 + C28 + C30 + C32) + (C25 + C27 + C29 + C31 + C33)/(C26 + C28 + C30 + C32 + C34))/2;

CPI(1) – carbon preference index (1) = 2(C23 + C25 + C27 + C29)/(C22 + 2(C24 + C26 + C28) + C30);

CPI(2) – carbon preference index (2) = 2(C27)/(C26 + C28); K(I) – изопреноидный коэффициент = (Pr + Phy)/(C17 + C18); Wax – waxiness («парафинистость») = C17/(C17 + C27); OEP – odd over even predominance (преобладание нечетных парафинов над четными) = (C21 + 6C23 + C25)/4(C22 + C24); OEP(1) – odd over even predominance (1) = (C25 + 6C27 + C29)/4(C26 + C28),

где Pr, Phy, С17, С18 и т.д. – относительные содержания (площади хроматографических пиков) пристана, фитана и нормальных парафинов с числом атомов углерода в молекуле 17, 18 и т.д.

Геохимические параметры или индексы рассчитывают с учетом представлений седиментационно-миграционной гипотезы образования нефти из захороненного органического вещества и его превращений в соответствии с устойчивостью его компонентов к воздействию различных геологических и геохимических факторов (термических, окислительно-восстановительных, биологических и т.п.) [10].

Для более наглядного сопоставления полученных результатов (значений геохимических параметров исследованных образцов) на рис. 1 приведена графическая иллюстрация полученных характеристик состава. Как следует из табл. 2 и рис. 1, характеристики состава насыщенной части нефти двух скважин (I и II) очень близки, диаграммы их на отдельных участках практически полностью перекрываются, различия в значениях геохимических индексов не превышают 3 %. Иная картина наблюдается для третьей скважины – значения параметров OEP(1), CPI(2), K(I), Pr/C17 и Phy/C18 существенно отличаются от значений этих характеристик, рассчитанных для образцов нефти из первых двух скважин, и для наиболее дифференцирующих признаков различия превышают 30 %. Максимальные различия наблюдаются для изопреноидного коэффициента K(I) (34,7 %) и соотношений между содержаниями пристана и гептадекана н-С17 (Pr/C17, 35,1 %), а также фитана и октадекана н-С18 (Phy/C18, 34,3 %).

Графический формат представления результатов более удобен для демонстрации различий в значениях геохимических индексов и наглядно иллюстрирует возможность надежного дифференцирования образцов по источнику поступления нефти.

Рис. 1. Распределение значений геохимических параметров, рассчитанных по изомерному составу парафинов в образцах нефти из разных скважин

Число используемых геохимических параметров для сопоставления состава образцов нефти и условий ее формирования превышает несколько десятков. При этом, кроме парафинов, используют относительные содержания изомеров ароматических соединений.

Вариации и различия в изомерном составе ароматических веществ иллюстрируются данными табл. 3 и табл. 4, в которых приведены значения геохимических индексов, рассчитанных по изомерному составу би- и трициклических классов ароматических веществ.

Визуальная оценка различий в значениях рассчитанных геохимических параметров возможна при рассмотрении рис. 2.

Наблюдаемые различия полностью коррелируют с картиной, полученной для парафиновых геохимических индексов (рис. 1) – на диаграммах рис. 2 характеристики образцов нефти из первой и второй скважин практически полностью совпадают (различия не превышают 4 % для нафталиновых и 6 % для фенантреновых параметров), а для третьей – кардинально отличаются от первых двух, различия для наиболее контрастирующих признаков достигают 28 % для нафталиновых индексов (DNR/3) и 37 % для фенантреновых (MDR). По представленным иллюстрациям отнесение исследованных образцов нефти к различным источникам является очевидным – первые две скважины извлекают нефть из одного пласта, третья – из другого.

Из приведенных результатов следует, что на основе сопоставления относительных содержаний изомеров различных классов соединений и рассчитанных по ним геохимическим параметрам состава можно надежно дифференцировать источники нефти и установить принадлежность образца извлекаемой нефти к определенному продуктивному пласту.

В соответствии с полученными результатами подтверждено наличие двух продуктивных горизонтов месторождения, для которых состав извлекаемой нефти существенно различается, и для них рассчитаны геохимические параметры. Изложенный методический подход позволяет на основе этой информации в случае необходимости провести инвентаризацию всех добывающих скважин месторождения по составу извлекаемой из них нефти.

Такие данные необходимы для оптимизации режимов нефтеотбора для каждой продуктивной скважины и научно обоснованного планирования мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов с учетом фактической нагрузки на эксплуатируемые нефтеносные горизонты. Кроме того, открывается возможность оценивать эффективность применения технологий по интенсификации нефтеотдачи, в том числе методом гидроразрыва пласта, а также обнаруживать появление нежелательных межпластовых перетоков пластовых флюидов на основе сопоставления состава извлекаемой нефти до и после мероприятий.

Заключение

Таким образом, продемонстрирована возможность уточнения геологического строения эксплуатируемых месторождений, особенно на поздних этапах их выработки, когда повышается вероятность антропогенных изменений строения первоначальных геологических структур из-за множественных перфораций и других техногенных воздействий, на основе детальной информации о составе и извлекаемой нефти.

Полученная информация дает возможность не только уточнить геологическое строение эксплуатируемого месторождения, но и оптимизировать режимы работы добывающих скважин, сформулировать научно обоснованные рекомендации по применению технологий повышения нефтеотдачи и оценивать эффективность их применения. Контроль возможного появления межпластовых перетоков в результате неудачного гидроразрыва пласта особенно важен для горизонтальных скважин месторождений баженовской свиты с продуктивными пластами небольшой мощности, где малые вертикальные угловые отклонения в направленности горизонтального участка скважины могут привести к уходу ее из продуктивного горизонта и перфорации межпластовых изолирующих пропластков. В случае неудачных операций при использовании технологий гидроразрыва пласта применение изложенной в работе методики идентификации источников извлекаемой нефти по ее составу позволит обнаруживать возникающие межпластовые перетоки флюидов.