Изменение свойств нефтей в месторождениях юго-восточной Татарии
Т. А. БОТНЕВА
Факт изменения качественного состава нефтей в пределах как отдельных нефтяных пластов, так и в разрезе месторождения установлен многочисленными исследованиями. Однако основная направленность этих изменений и в особенности причины, вызывающие образование различных типов нефтей, являются до сих пор дискуссионными вопросами. В то же время выяснение закономерностей, управляющих процессами формирования залежей нефти и преобразованием нефтей в них, имеет большое научное значение и поможет более правильно проводить разведку нефтяных месторождений.
Нами было проведено изучение качественного состава нефтей юго-восточной Татарии с целью выяснения характера изменения нефтей в отдельных нефтяных пластах и в целом по месторождениям.
Исследованиям подверглись нефти из всех эксплуатационных скважин трех месторождений.
Для характеристики нефтей изучались такие их свойства, как цвет и яркость люминесценции неразбавленных нефтей, люминесцентно-капиллярная характеристика разбавленных в хлороформе нефтей, удельный вес, содержание в нефтях смол, асфальтенов, парафина, серы, кокса и легкой фракции, отогнанной при температуре от 0 до 150°.
В качестве массовых определений были проведены люминесцентные анализы и определение удельных весов.
Методика люминесцентного анализа, предложенная В.Н. Флоровской, описана в ряде работ [1, 8].
Определение остальных параметров нефти проводилось выборочно с учетом выделенных типов. Частично были использованы данные химических анализов, опубликованные в отчетах ЦНИЛ объединения Татнефть.
На основании яркости и цвета люминесценции неразбавленных нефтей и люминесцентно-капиллярных характеристик растворов нефти в хлороформе все изученные пробы нефти были подразделены на пять типов.
С увеличением порядкового номера типа нефтей цвет люминесценции сдвигается в желто-зеленую часть спектра.
Химический состав нефтей выделенных типов показан в табл. 1, из которой видно, что по мере увеличения порядкового номера типа количество асфальтенов в нефтях уменьшается от 5,82 до 2,5%. В то же время увеличивается выход фракций, кипящих от 0 до 150° С. Содержание кокса и серы соответственно уменьшается. Из этой общей закономерности выпадают нефти IV типа. В этих нефтях содержится наименьший процент асфальтенов; однако содержание кокса и серы, а также удельный вес больше, чем у нефтей II и III типов, характеризующихся более темными цветами люминесценции капиллярных вытяжек. Следует указать, что к типу IV относятся нефти только каменноугольных отложений, в то время как остальные типы установлены по девонским нефтям.
В изученных месторождениях выделенные типы нефтей распределяются следующим образом.
Шугуровское месторождение
Продуктивные горизонты этого месторождения приурочены к каменноугольным отложениям. Выделяются три эксплуатационных горизонта: в серпуховской и угленосной свитах и в турнейском ярусе.
Коллекторами в серпуховской свите служат известняки. Нефти, отобранные из всех скважин, относятся к типу I.
Коллекторами в угленосной свите являются песчаники, залегающие отдельными разобщенными линзами. В пределах складки выделяются две залежи - южная и северная. Каждая залежь имеет самостоятельный контур нефтеносности, что обусловлено наличием двух поднятий на одной брахиантиклинальной складке. Нефти северной залежи резко отличаются по люминесцентно-капиллярным свойствам и химическому составу от нефтей южной залежи и представлены соответственно типами I и IV. Нефти северного поднятия обладают большим удельным весом (до 0,961), повышенным содержанием асфальтенов (до 7%), небольшим газовым фактором (5-7 м3/т), темными цветами люминесценции капиллярных вытяжек, низкой яркостью люминесценции (меньше 1).
Нефти южной залежи характеризуются меньшим удельным весом (0,880-0,860), небольшим содержанием асфальтенов (1,95%), большим газовым фактором (до 535 м3/т), светлыми цветами люминесценции капиллярных вытяжек и яркостью люминесценции больше 1.
В турнейском ярусе нефтеносными являются пористые известняки. Здесь, так же как и в угленосной свите, выделяются две залежи - северная и южная - с отдельными контурами нефтеносности. Нефти северной и южной залежи имеют резко различные характеристики. Нефти северной залежи представлены типом I. Нефти южной залежи близки по качественной характеристике к нефтям южной залежи угленосной свиты и отнесены к типу IV.
Наблюдаемые изменения свойств нефтей, находящихся в литологически однородных на всем протяжении коллекторах, могут быть связаны как с условиями формирования залежей, так и главным образом с процессами окисления нефтей в залежи при взаимодействии их с контактирующими водами.
Окисление нефтей северной
залежи, по-видимому, было более интенсивным, чем в южной залежи, так как
поверхность соприкосновения нефти с водой в северной залежи
занимает большую площадь, а высота слоя нефти меньше, чем в южной залежи (Интенсивность
окисления нефти по формуле А.А. Карцева [3] зависит от следующих факторов: 
где MSO4 - содержание сульфатов; V - скорость движения вод; Q -размер нефтяной залежи; k0 - коэффициент, зависящий от свойств нефти,
термодинамических и микробиологических условий.
При изучении изменений нефтей в пласте важно иметь представление главным образом о степени измененности нефти в целом во всей залежи (N), которая может быть выражена, по-видимому, следующим образом:
где h -высота слоя нефти в залежи; S - площадь соприкосновения нефти с водой.).
Для Шугуровского месторождения отмечается определенная закономерность в изменении свойств нефти по разрезу от залежи к залежи (рис. 1).
При движении вверх по разрезу от более глубоко залегающих нефтяных горизонтов к поверхности наблюдаются утяжеление нефтей, увеличение в них смолисто-асфальтеновых компонентов и серы, уменьшение содержания газа, процента легкой фракции и яркости люминесценции (рис, 2). Указанные изменения нефтей могут быть, объяснены тем, что в верхнем нефтеносном горизонте присутствуют воды, обогащенные сульфатами, способствовавшими усиленному окислению нефтей. По мере увеличения глубины залегания нефтяных горизонтов наблюдаются уменьшение содержания сульфатов в водах и уменьшение степени окисленности нефтей.
Ромашкинское месторождение
На Ромашкинском месторождении исследованиям подверглись нефти, добываемые из девонских отложений (Нефти исследовались до закачки воды в пласт.).
Нефти Ромашкинского месторождения более разнообразные, чем нефти, добываемые из каменноугольных отложений в Шугуровском месторождении. Они представлены типами I, II и III. Изменения свойств нефти были прослежены в трех эксплуатационных горизонтах пашийской свиты.
Нефть в пределах всего I горизонта имеет довольно однородный состав, за исключением северо-западной части залежи, где у водонефтяного контакта наблюдается увеличение в нефти процента смолисто-асфальтеновых компонентов. Нефть этого горизонта представлена типом III, а в зоне водонефтяного контакта типом II.
II эксплуатационный горизонт сложен в основном алевролитами, неоднородными по своему составу по всей площади пласта.
Нефть в пределах этого горизонта пашийской свиты представлена типами II и III
Нефти типа II встречены в центральной части залежи; для них характерны повышенное содержание смолисто- асфальтеновых компонентов, большой удельный вес и небольшая яркость по сравнению с нефтями, занимающими остальную часть залежи. Изменение свойств нефти в пределах залежи, вероятно, связано с неоднородным литологическим составом коллектора. Так, в западной части залежи, где в породах коллектора наблюдается увеличение глинистых частиц от 5 до 30%, в нефтях уменьшается содержание асфальтенов от 4,4 до 2,4%, что, возможно, связано с сорбцией их глинистыми частицами.
В зоне водонефтяного контакта не наблюдается изменений качественного состава нефтей, что, вероятно, вызвано тем, что контактирующие с нефтью воды не содержат сульфатов и бактерий.
Нефти III эксплуатационного горизонта представлены тремя типами I, II и III. Распределение зон нефтей с различными свойствами в пределах залежи III горизонта аналогично залежи II горизонта. В центральной части залежи встречены нефти, обогащенные смолисто-асфальтеновыми компонентами, характеризующиеся малой яркостью люминесценции и черно-коричневым цветами люминесценции капиллярных вытяжек - тип I. В структурном отношении эта часть залежи находится в прогибе между двумя выступами в сводовой части складки. Далее следует зона нефтей типа II, характеризующихся меньшим содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов и более светлыми цветами люминесценции капиллярных вытяжек. Зона нефтей типа III, характеризующихся еще меньшим содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов и еще более светлыми цветами люминесценции, занимает всю остальную часть залежи.
Отмеченные изменения свойств нефтей также, вероятно, вызваны неоднородностью литологического состава пород коллекторов. Однако это, по-видимому, не единственная причина наблюдаемого разнообразия нефтей. Появление нефтей типа I, обогащенных смолисто-асфальтеновыми компонентами, связано с зоной, где пробурено наибольшее количество скважин. Что вызвало резкое увеличение смолисто-асфальтеновых компонентов в нефтях центральной части залежи, определенно решить трудно. Возможно, что в результате усиленной эксплуатации этой части пласта могло произойти сильное разгазирование нефти, что отразилось на ее компонентном составе.
Близкий качественный состав нефти II и III эксплуатационных горизонтов, однотипный характер их изменений, одинаковое расположение по площади зон с одноименными типами нефтей могут свидетельствовать о том, что залежи II и III горизонтов не являются обособленными, а скорее всего могут рассматриваться как единый резервуар. Глинистые разделы между ними непостоянны. Часто наблюдается замещение глинистых разностей пород алевритами и песчаниками, насыщенными нефтью, что также говорит о том, что II и III горизонты могут быть единым резервуаром для скопления нефти.
Изменение свойств нефти по разрезу Ромашкинского месторождения показано на рис. 3. Нефти кыновских, пашийских и живетских отложений довольно близки по физико-химическим свойствам. Большее разнообразие нефтей наблюдается в пределах отдельных залежей, чем между нефтями разных горизонтов. Лишь нефть из пласта Д-II, расположенного в подошвенной части пашийской свиты, резко выделяется по химическим свойствам.
Определенной закономерности в изменении качественного состава нефтей от залежи к залежи не наблюдается.
Приведенный характер изменения свойств нефти объясняется, по-видимому, тем, что изменение нефтей вызвано главным образом различным влиянием окружающих нефть пород, неоднородных по своему составу и характеризующихся различной геохимической обстановкой. Близкий химический состав нефтей (если исключить аномальные отклонения в отдельных участках), заполняющих породы различных горизонтов девонского возраста, вероятно, свидетельствует о едином источнике их образования и одновременном формировании залежей всех горизонтов за счет латеральной миграции. Образование залежей за счет вертикальной миграции нефти из нижележащих горизонтов в верхние горизонты не имело места, так как иначе качественный состав нефти претерпел бы определенные изменения в направлении снизу вверх по разрезу.
Бавлинское месторождение
Промышленно нефтеносным является пласт Д-I, приуроченный к верхней половине пашийской свиты. Он представлен алеврито-песчанистыми породами.
Нефть, насыщающая породы пласта Д-I, относительно легкая. Удельный вес ее в среднем составляет 0,843. Цвет люминесценции капиллярных вытяжек нефтей светло-желтый. Все нефти представлены типом V. В пределах залежи резких различий в свойствах не наблюдается.
Нефть пашийской свиты Бавлинского месторождения по химическому составу отличается от одновозрастных нефтей Ромашкинского месторождения, что видно из табл. 2.
Одним из возможных объяснений указанных отличий может быть различное влияние среды, характеризующейся разной геохимической обстановкой.
Отложение осадков пашийской свиты в пределах Ромашкино происходило в опресненной зоне моря, в прибрежной полосе его. В Бавлах пашийские осадки отлагались в условиях нормальной солености вдали от береговой линии. Таким образом, осадки пашийской свиты в Бавлах имели, вероятно, менее окислительную среду, чем те же осадки на Ромашкинской площади, в связи с чем, по-видимому, и нефть на Бавлинской площади имеет менее окисленный характер, чем нефти в этих же отложениях на Ромашкинской площади.
Изучение качественного состава нефтей Татарии позволило выявить характер изменения нефтей в пределах отдельных залежей. Влияние различных факторов на характер изменения нефтей неодинаково для каменноугольных и девонских нефтей.
Основные изменения нефтей каменноугольных отложений, находящихся в литологически однородных коллекторах, связаны с окислительным влиянием контактирующих с нефтью вод. Изменение свойств нефти девонских залежей вызвано главным образом влиянием литологического состава пород, отличающихся большой неоднородностью и различной окислительно-восстановительной обстановкой. Окислительное действие контактирующих с нефтью вод в отличие от каменноугольных залежей нефти проявляется очень слабо и не повсеместно, что связано с малой подвижностью девонских вод и отсутствием в них сульфатов.
Заканчивая рассмотрение изменения свойств нефтей месторождений юго-восточной Татарии, следует остановиться на различии нефтей, залегающих в породах девонского и каменноугольного возрастов. Эти нефти отличаются друг от друга по физическим свойствам и химическому составу.
Для каменноугольных нефтей характерна большая смолистость, повышенное содержание асфальтенов, серы, повышенная вязкость и более высокий удельный вес. Легких фракций в каменноугольных нефтях содержится почти в два раза меньше, чем в девонских. Следует также отметить и различие в групповом химическом составе каменноугольных и девонских нефтей. Так, в бензиновой фракции каменноугольных нефтей содержится до 53% парафиновых углеводородов» в то время как в девонских нефтях в этой же фракции содержится только 20% парафиновых углеводородов. Ароматических углеводородов в бензиновой фракции каменноугольных нефтей содержится 6%, в девонских 3,5%. Нафтеновых углеводородов в девонских нефтях содержится почти в два раза больше, чем в каменноугольных.
Отмечаемые различия девонских и каменноугольных нефтей позволяют сделать вывод, что образование каменноугольных нефтей шло независимо от девонских, а не за счет миграции девонских нефтей в вышележащие каменноугольные отложения. Доказательством этого служит и характер изменения свойств нефтей в Ромашкинском месторождении, исключающий факт миграции нефти сквозь толщу девонских пород.
По вопросу формирования каменноугольных и девонских месторождений нефти Русской платформы имеются разные суждения. Одни исследователи [1] считают, что нефтепроизводящей свитой являлись доманиковые отложения, служившие источником образования нефтей как в каменноугольных отложениях, так и в девонских. Так, К.Б. Аширов предполагает, что формирование залежей нефти в восточной части Самарской Луки шло за счет миграции нефти из доманиковых отложений Ставропольской депрессии по системе трещин и разлому вверх в коллекторы структурных ловушек пашийских отложений девона и каменноугольных отложений. Свои выводы о едином источнике образования каменноугольных и девонских нефтей К.Б. Аширов распространяет на большинство месторождений нефти Русской платформы. Противоположного взгляда придерживаются другие исследователи [5, 6, 7]. Так, М.В. Мальцев считает, что нефти угленосной свиты и среднего девона Туймазов образовались in situ и не имеют генетической связи с битумами доманиковых отложений.
С.П. Максимов на основании геохимических исследований нефтей месторождений Самарской Луки также приходит к выводу, что нефть девона и карбона образовалась в тех же отложениях, в которых она залегает в настоящее время.
По данным геохимических исследований нефтей Татарии можно сделать вывод, аналогичный тому, который делает С.П. Максимов [6] по Самарской Луке, т. е. о наличии двух циклов битумообразования. Формирование залежей нефти в Татарии шло в основном за счет углеводородов, образовавшихся в пределах девонских и каменноугольных отложений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Аширов К.Б. Анализ условий формирования нефтяных месторождений платформенного типа на примере Самарской Луки. Нефт. хоз., № 4, 1954.
2. Ботнева Т.А. Люминесцентный анализ нефти. Полевая и промысловая геохимия, II. Гостоптехиздат, 1953.
3. Карцеев А.А. О причинах закономерностей распределения свойств нефтей в месторождениях Апшеронского полуострова. Нефт. хоз., № 9, 1951.
4. Маймин 3.Л. Об условиях образования нефтей по материалам Волго-Уральской области. Сб. статей. Гостоптехиздат, 1955.
5. Мальцев М.В. О генезисе туймазинских нефтей. Нефт. хоз., № 11-12, 1946.
6. Максимов С.П. К вопросу формирования залежей нефти в каменноугольных и девонских отложениях Самарской Луки. Нефт. хоз., № 10, 1954.
7. Максимов С.П. Условия формирования залежей нефти в месторождении Яблоновый овраг. Вопросы разведки бурения, добычи, транспорта и хранения нефти и газа. Тр. акад. нефтяной промышленности, вып. II, 1955.
8. Флоровская В.Н. Люминесцентно-битуминологический метод изучения и поисков нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1954.
ВНИГНИ
|
Тип нефти |
Цвет люминесценции капиллярных вытяжек нефти |
Яркость люминесценции нефти |
Цветовая характеристика люминесценции нефти |
Удельный вес D20 |
Содержание в нефти, %
|
||||||
|
парафина |
серы |
кокса |
асфальтенов |
смол силикагелевых |
сумма смол и асфальтенов |
% фракций, выделенных при температуре от 0 до 150° С |
|||||
|
I |
Черновато-коричневый |
0,65 |
0,53 |
0,910 |
|
|
|
5,82 |
7,4 |
13,22 |
|
|
11 |
Оранжевато-коричневый |
1,19 |
0,65 |
0,864 |
3,3 |
1,17 |
5,25 |
4,01 |
6,03 |
10,04 |
13,37 |
|
III |
Зеленовато-светло-коричневый |
1,81 |
0,61 |
0,863 |
3,4 |
1,10 |
4,79 |
2,97 |
6,45 |
9,42 |
17,33 |
|
IV |
Серовато-светло-зеленый |
1,86 |
0,72 |
0,878 |
|
1,98 |
6,33 |
2,3 |
7,48 |
9,78 |
18,90 |
|
V |
Светло-желтый |
2,74 |
0,9 |
0,843 |
4,6 |
0,87 |
2,5 |
2,55 |
6,25 |
8,80 |
20,21 |
Примечание. Яркость и цвет люминесценции определялись на фотометре по отношению к стандартному эталону, в качестве которого применялся голубовато-белый светосостав. Яркость люминесценции определялась с применением зеленого светофильтра, а упрощенная цветовая характеристика вычислялась из отношения, яркости, измеренной через синий светофильтр, к яркости при красном светофильтре.
|
Содержание, % |
Горизонт и район |
||
|
Бавлы |
Ромашкино |
||
|
пашийская свита |
пашийская свита |
||
|
II горизонт |
III горизонт |
||
|
Парафин |
4,29 |
3,41 |
3,28 |
|
Сера |
0,89 |
1,08 |
1,15 |
|
Асфальтены |
2,88 |
3,21 |
4,62 |
|
Смолы |
6,67 |
6,52 |
5,54 |
|
Фракции от 90 до 200° |
29,94 |
28,08 |
26,21 |
|
Удельный вес |
0,844 |
0,861 |
0,865 |
Рис. 1. Изменение свойств нефти по разрезу Шугуровского месторождения.
Рис. 2. Разделение нефтей Татарин на типы по яркости и цвету люминесценции.
Рис. 3. Изменения свойств нефти по разрезу Ромашкинского месторождения.
