К оглавлению

Влияние минералогического состава пород на фильтрующуюся через них нефть

А.Г. МИЛЕШИНА, Г.И. САФОНОВА, Н.А. КАНАЕВА

Отделом генезиса нефти и формирования месторождений ВНИГНИ проводятся исследования по изучению изменения нефтей в процессе их фильтрации при различных условиях температуры и давления. Одновременно с этим был поставлен ряд опытов по изучению влияния минералогического состава пород на состав и свойства фильтрующихся через них нефтей.

Рядом исследователей, изучавших влияние минералогического состава пород на их нефтепроницаемость, установлено, что фильтрующая способность песков, состоящих из простых минеральных частиц и в первую очередь зерен кварца, выше, чем песков из обломков пород-эффузивов, филлитов, глинистых сланцев и др. (П.П. Авдусин, В.П. Батурин, М.А. Цветкова и др.). Известно также, что с повышением температуры и уменьшением вязкости нефтей влияние минералогического состава пород на скорость фильтрации уменьшается.

Учитывая эти и некоторые другие закономерности, можно предположить, что наряду с изменением скорости фильтрации минералогический состав пород должен влиять и на качественный состав фильтрующихся нефтей.

Для выяснения этого положения и были поставлены опыты, результаты которых излагаются ниже.

Опыты проводились в лабораторных условиях на искусственных минеральных смесях, для составления которых использовалась фракция 0,25-0,1 мм чистого кварцевого песка с 10-процентной влажностью с добавкой по 5% вес. монтмориллонита, каолинита, слюды, микроклина и кальцита, т.е. минералов, обычно входящих в состав пород.

Приготовленные смеси помещались в стеклянные цилиндры высотой 130 мм и диаметром 28 мм, через которые пропускали нефть при перепаде давления 0,085 ат и температуре 20°. Чтобы не допустить просачивания нефти в межстеночном пространстве цилиндров, их стенки до начала опытов покрывались смесью бакелитового лака с исследуемым песком. Для полной полимеризации бакелита производилось постепенное подогревание подготовленного цилиндра при температуре не выше 95°.

Фильтровалась нефть из девонских отложений Туймазинского месторождения, физико-химическая характеристика которой приведена в табл. 1.

После каждого опыта нефть, сорбированная минеральной смесью, и нефть, прошедшая в фильтрат, изучались химическим и люминесцентным методами анализов.

Результаты проведенных исследований показывают, что нефть, фильтруясь через пески неодинакового минералогического состава, в силу различных свойств минералов приобретает несколько иные качества.

В табл. 2 приведены количественные содержания сорбированных нефтей и их компонентный состав, определенный методом люминесцентного анализа по В.Н. Флоровской.

Приведенные в табл. 2 данные указывают, что наибольшее количество нефти сорбируется монтмориллонитом и слюдой. Обращает на себя внимание резкое сокращение сорбции при добавке микроклина; это явление пока не получило достаточного объяснения.

Легкие компоненты - масла и петролейно-эфирные смолы (Здесь и ниже в соответствии с принятой среди битуминологов терминологией компоненты нефти условно именуются по названию растворителя, при помощи которого они экстрагированы.) также преобладают в нефти, сорбированной монтмориллонитом, а бензольные и спирто-бензольные смолы - в нефти, сорбированной слюдой и каолинитом.

Вследствие перераспределения компонентного состава сорбированной нефти наблюдаются и качественные изменения самих компонентов. Представление об этих изменениях дают построенные для некоторых компонентов фотометрические кривые. Приводимые на рис. 1 данные показывают, что масла и бензольные смолы, сорбированные монтмориллонитом, в значительной степени отличаются от сорбированных каолинитом и тем более кварцевым песком. Различие заключается в увеличении роли высокомолекулярных соединений в составе масел и бензольных смол нефти, сорбированной монтмориллонитом.

Результаты исследования нефти, прошедшей через минеральные смеси в фильтрат, представлены на табл. 3, 4 и 5.

В табл. 3 сведены данные элементарного и компонентного анализов фильтров нефти, а также приведен групповой состав масляной фракции (Компонентный состав нефти определялся Н.А. Канаевой по методике хроматографического разделения на адсорбционных колонках. Метод основан на различной адсорбционной способности компонентов нефти, а также на избирательной особенности применяемых органических растворителей. Адсорбентом служил силикагель марки АСК размерностью зерен 200 меш.

Исследуемый образец нефти предварительно освобождали от элементарной серы (металлической ртутью) и определяли содержание асфальтенов методом осаждения в 40-кратном объеме петролейного эфира (t_к=40-60°). Затем раствор нефти наносился на адсорбционную колонку. После этого адсорбированные силикагелем компоненты нефти последовательно вытеснялись соответствующими растворителями.

Групповой состав масляной фракции определялся Н.А. Канаевой по следующей методике: фракцию масел исследуемой нефти в количестве 1-1,5 г растворяли в 1-2 см³ петролейного эфира (t_к = 28-40°) и переносили в колонку с силикагелем марки АСК до полного поглощения. Затем вытесняли петролейным эфиром (t_к= 24-35°) группу парафино-нафтеновых углеводородов. Чистота этой фракции определялась по формалитовой реакции раствора и по отсутствию свечения в ультрафиолетовых лучах.

После парафино-нафтеновых углеводородов петролейным эфиром (t_к = 40-60°) выделялась группа наиболее легких ароматических углеводородов. Вытеснение этой группы заканчивали по исчезновению в растворителе люминесцентного свечения.

Собранные углеводородные фракции освобождались от излишка растворителей и доводились до постоянного веса в вакуум-термостате.).

Из табл. 3 видно, что от прибавления к кварцевому песку слюды, кальцита и микроклина в элементарном составе фильтратов несколько увеличивается содержание углерода и уменьшается количество неуглеводородных элементов (О+N+S). В меньшей степени это проявляется в присутствии монтмориллонита и каолинита.

В компонентном составе фильтратов в присутствии монтмориллонита и каолинита отмечается количественное уменьшение фракции масел (в сумме с петролейно-эфирными смолами) и увеличение почти в 3 раза содержания бензольных смол.

Изменения группового состава компонентов нефти, прошедшей в фильтрат, подтверждаются данными табл. 3 и фотометрическими кривыми (рис. 2). При их сравнении наблюдается совпадение большинства показателей, а именно: в присутствии микроклина, каолинита и монтмориллонита последовательно уменьшаются значения высокомолекулярных соединений (см. рис. 2) с соответственным уменьшением содержания группы ароматических углеводородов в составе масляной фракции фильтратов (см. табл. 3).

Изменения углеводородного состава масляной фракции фильтратов иллюстрируются табл. 4 и 5, содержащими данные структурно-группового анализа нафтено-парафиновой и ароматической групп углеводородов (Структурно-групповой состав парафинонафтеновых углеводородов и легких ароматических углеводородов определялся по методу Фенске. Молекулярный вес определяли по Расту, а показатель преломления рефрактометром типа Аббе. Затем по соответствующимформулам и номограммам Фенске для указанных углеводородных фракций рассчитывали среднее число колец в молекуле, весовой процент колец в молекуле, среднее число атомов углерода в кольцах и весовой процент атомов углерода в кольцах на молекулу. Исходя из количества атомов углерода в кольцах на молекулу, производился расчет количества атомов углерода в боковых парафиновых цепях.).

Данные табл. 4 указывают на некоторое увеличение молекулярного веса парафино-нафтеновых углеводородов при почти постоянном показателе преломления; процент колец в молекуле и процент атомов углерода в кольцах на молекулу несколько изменяются в зависимости от присутствия тех или иных минералов в кварцевом песке.

В табл. 5 дается представление о структурно-групповом составе ароматических углеводородов масляной фракции фильтратов.

Результаты проведенных опытов по выяснению влияния минер алогического состава пород на фильтрующуюся через них нефть свидетельствуют о необходимости привлечения внимания исследователей к этому вопросу. Знание соотношений между минералогическим составом пород и составом нефтей позволит более правильно подойти к определению контактных явлений, протекающих в нефтяных пластах, и к выявлению влияния вещественного состава пород на химическую структуру нефтей.

По проведенным пока в небольшом объеме работам можно наметить следующие закономерности.

1. Минералогический состав пород влияет на перераспределение углеводородных групп нефти, фильтрующейся через породы.

2. Присутствие в породах глинистых минералов приводит к уменьшению в фильтратах нефти числа углеродных атомов в кольцах и процента колец в молекулах группы нафтено-парафиновых углеводородов с одновременным возрастанием содержания углерода в боковых парафиновых цепях.

Такая же закономерность наблюдается и в ароматических углеводородах.

3. Добавление исследуемых минералов к кварцевому песку способствует адсорбции неуглеводородных компонентов нефти.

ВНИГНИ

Таблица 1

Месторождение

Геологический возраст

Удельный вес d4^20

Вязкость, сантипуазы

Содержание серы, %

Содержание парафина, %

Элементарный состав, %

Компонентный состав, %

Элементарный состав масляной фракции, %

С

Н

О+N+S

масла

петролейно-эфирные смолы

бензольные смолы

спирто- бензольные смолы

асфальтены

асфальтогеновые кислоты

С

Н

O+N+S

Туймазинское

Франский ярус, пласт ДII

0,853

10,36

1,47

3,28

80,6

12,17

7,23

39,26

45,58

3,92

9,01

3,23

1,35

81,69

Таблица 2

Минеральная смесь	Количество сорбированной нефти, % на породу	Компонентный состав сорбированной нефти, %
		сумма масел+ петролейно- эфирные смолы	бензольные смолы	Спирто-бензольные смолы
Кварцевый песок фракции 0,25-0,1 мм	3,75	64,93	14,05	9,37
Кварцевый песок+монтмориллонит	14,96	79,5	7,22	7,22
Кварцевый песок+каолинит	4,76	53,71	21,77	10,89
То же +слюда	5,29	24,00	47,25	23,63
„ + микроклин	2,06	78,21	12,92	3,06
, кальцит	5,28	67,9	7,53	15,00

Таблица 3

Минеральные смеси, через которые получены фильтраты нефти	Элементарный состав фильтров нефти, %			Компонентный состав фильтрата нефти, %*				Групповой состав масляной фракции, % на фильтрат
	С	Н	0+N+S	сумма масел+петролейно- эфирные смолы	бензольные смолы	спирто- бензольные смолы	асфальтены	выход фракции, %	нафтено-парафиновые углеводороды	ароматические углеводороды	остаток смол в масляной фракции
Исходная нефть	80,6	12,17	7,23	85,52	5,67	5,37	3,11	99,67	57,23	22,48	5,9
Та же нефть, профильтрованная через:
кварцевый песок фракции 0,25-0,1 мм	78,34	12,23	9.43	82,20	9,58	5,7	2,52	100	61,51	15,78	0,49
то же + монтмориллонит	79,8	12,34	7,86	71,11	21,93	4,65	2,31	100	54,39	13,01	3,69
» + каолинит	79,8	12,55	7,65	71,86	17,61	7,25	3,28	100	44,48	22,56	4,8
„ + слюда	84,48	12,45	3,07	84,09	6,17	7,39	2,35	100	43,66	34,41	6,28
+ кальцит	84,02	12,51	3,47	81,79	5,49	8,23	4,39	100	53,91	24,86	3,90
„ + микроклин .....	84,65	12,73	2,62	82,64	5,76	8,37	3,23	100	37,24	28,51	21,0

Таблица 4

Минеральные смеси, через которые получены фильтраты нефти	Элементарный состав групп парафино-нафтеновых углеводородов, %			Структурно-групповой анализ парафино-нафтеновых углеводородов
				молекулярный вес	показатель преломления nD^20	среднее число колец в молекуле	% вес. колец в молекуле	среднее число атомов С в кольцах на молекулу	% вес. атомов С в кольцах на молекулу	количество атомов С в боковых парафиновых цепях
	С	Н	О+N+S
Исходная нефть	86,14	13,61	0,25	379	1.4760	1,9	38	10,6	39	С17-C13
Та же нефть, профильтрованная через:
кварцевый песок фракции 0,25-0,1 мм	85,93	14,02	0,05	448	1,4707	1,5	26	8,5	26	С26- C22
то же + монтмориллонит	85,68	14,13	0,19	447	1,4693	1,3	22	7,9	23	С28-С24
„ + каолинит	86,22	13,72	0,06	391	1,4758	1,9	37	10,4	38	C18 - С14
„ + слюда	85,53	14,45	0,02	455	1,4628	0,8	15	5,0	16	С26 - С22
„ + кальцит	85,31	13,24	1,45	545	1,4715	1,55	22	8,9	22	C33 - С29
* + микроклин	84,01	13,30	2,69	378	1,4616	0,9	21	5,8	21	С21-С17

Таблица 5

Минеральные смеси, через которые получены фильтраты нефти	Элементарный состав ароматических углеводородов, %			Структурно-групповой анализ ароматических углеводородов
	C	H	O+N+S	молекулярный вес	показатель преломления nD^20	среднее число колеи в молекуле	% вес. колец в молекуле	среднее число атомов С в кольцах на молекулу	% атомов С в кольцах на молекулу	количество атомов С в боковых цепях
Исходная нефть . . . .	86,36	10,67	2,97	458	1,5750	3,4	48	17,5	51	С20- C16
Та же нефть, профильтрованная через:
кварцевый песок фракции 0,25-0,1 мм	86,36	10,82	2,82	386	1,5652	2,9	45	15	51	С15 - С11
то же + монтмориллонит	84,14	10,34	5,52	479	1,5716	3.4	46	17,5	48	C21-C18
то же + каолинит	85,98	10,90	3,12	588	1,5704	3,8	43	17	45	С25-С22
„ +слюда . .	85,61	10,76	3,63	428	1,5520	2,9	47	14,7	41	C18 - C12
„ +кальцит . .	85,66	10,70	3,64	403	1,5735	3,0	51	16	53	С16 - С12
, + микролин	86,42	10,83	2,75	568	1,5515	3,1	43	18	42	С28-С24

Рис. 1. Фотометрические кривые для некоторых компонентов нефти, сорбированной породами.

1 - кварцевый песок фракции 0,25 - 0,1 мм; 2 - тоже + каолинит; 3 - кварцевый песок фракции 0,25-0,1 мм +монтмориллонит.

Рис. 2. Фотометрические кривые для некоторых компонентов нефти, прошедшей в фильтрат.

1 -кварцевый песок фракции 0,25-0,1 мм; 2-то же + каолинит; 3 - кварцевый песок фракции 0,25 - 0,1 мм + монтмориллонит; 4 -кварцевый песок фракции 0,25 - 0,1 мм + микроклин.