Одним из сложных научных направлений нефтяной геологии остается проблема миграции углеводородных систем и формирование залежей. Изучение природных факторов, направления и путей миграции имеет большое значение для поисков и разведки нефтяных месторождений.

Миграция нефти, как известно, сопровождается сорбцией породами ее полярных, высокомолекулярных соединений, которая приводит к некоторому преобразованию физико-химических свойств нефтей. В частности, по пути миграции нефть облегчается, теряет часть асфальтово-смолистых компонентов и связанных с ними микроэлементов (МЭ).

Ряд исследователей [Л.А. Гуляева, 1954; Л. Бонхем, 1956; Г. Ходжсон; Б. Бейкер, 1959; А. Пете, 1965; Эль Шахристани, 1972] считают возможным по направленным преобразованиям в составе нефтей реконструировать условия их перемещения в недрах.

Однако закономерности изменения состава МЭ в комплексе с другими физико-химическими показателями свойств нефтей при фильтрации последних через горные породы изучены недостаточно. Мало изучены они и при лабораторном моделировании этих процессов.

В настоящей статье приводятся данные по исследованию фильтрации нефтей через пористые среды с комплексным анализом состава исходных нефтей и получаемых фильтратов. Ранее [2] было показано, что металлический прибор не обеспечивает чистоту и корректность опытов, так как от него нефть загрязняется марганцем, цинком и медью. Для фильтрации была разработана специальная установка без металлических узлов. Нефть помещалась в емкость (2 л), из которой под давлением сжатого азота поступала в кварцевую трубку (диаметр 2-3 см, высота 100 см), наполненную литологической смесью. 10-20 проб фильтратов объемом от 5 до 50 мл отбирались из нижнего конца трубки в мерный цилиндр. Нефти фильтровались через искусственно приготовленные воздушно-сухие, а также увлажненные бидистиллатом и пластовой водой смеси различного состава - чистый песок, песок с глинами (85:15), песок с известняком (75:25).

В настоящих экспериментах определялись воздействия вещественного состава фильтрующей среды, ее влажности, природных свойств и количества нефти, прошедшей через поровое пространство модели, на характер дифференциации пропускаемых нефтей. В итоге предполагалось оценить степень информативности изменения различных показателей свойств и состава нефтей при их миграции для разработки геохимических критериев условий миграции углеводородных систем.

Условия эксперимента и коллекторские свойства смесей приведены в табл. 1 . Пористость смесей изменялась от 38 до 18,2 %, а проницаемость - от 33,2 до 0,3 мкм². Сорбционная способность определялась как отношение объема нефти, сорбированной на смеси, к объему последней. Во влажной смеси песка с гидрослюдой минимальная величина ее 7,7 %, в сухой смеси максимальная величина ее 32,3 %. Были подобраны две нефти из месторождения Нижняя Омра (скв. 345 и 57), отличающиеся плотностью и содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов.

Результаты моделирования представлены в табл. 2 . Наиболее контрастные преобразования в составе нефти проявились при ее фильтрации через смесь К. В первом же фильтрате уменьшились значения оптической (в 22 раза), физической (с 0,866 до 0,825 г/см³) плотности, содержания смолисто-асфальтеновых компонентов (от 12,8 до 4,6 %), ароматических УВ (от 30 до 18,4 %).

С другой стороны, количество насыщенных УВ возросло с 57,4 до 77 %, а их отношение к ароматическим увеличилось до 4,2. С шестого фильтрата было зафиксировано возрастание гетероатомных компонентов, наличие которых достигло исходных значений лишь в 12-м фильтрате. Углеводородный состав последних восстанавливался значительно быстрее. По содержанию ароматических УВ четвертый и все последующие фильтраты близки к исходной нефти. Концентрация насыщенных УВ восстанавливалась с седьмого фильтрата.

Интересны с геохимической точки зрения вопросы возможного перераспределения нормальных алканов и изопреноидов в процессе миграции. По аналитическим данным специалистов Французского института нефти были подсчитаны следующие соотношения УВ:

Первые два соотношения отражают изменение УВ близкой молекулярной массы, но разного строения, вторые два - обычно указывают на возможные преобразования в распределении УВ одинакового строения, но разной молекулярной массы. Результаты расчетов не выявили каких-либо закономерных и направленных изменений приведенных соотношений в нефтях по мере их фильтрации. Не установлены также отклонения в значениях отношений пристана к фитану, а также пристана к гептодекану и фитана к октадекану . Следует подчеркнуть, что отношение пристана к фитану и два других углеводородных показателя часто используются при геохимических сопоставлениях нефтей и оценки степени их катагенетических преобразовании. Исходя из проведенных исследований можно заключить, что процессы сорбции, сопутствующие миграции, очевидно, не трансформируют исходные генетически сложившиеся соотношения УВ в нефтях. В фильтратах также изучалось возможное перераспределение моно- и полициклических голоядерных и алкилзамещенных цикланов и аренов. Углеводородный состав определялся С.Б. Остроуховым (ВолгоградНИПИнефть) на хроматомасспектрометре LKB-2091. В составе исходной нефти я фильтратах количественно идентифицировались моно-, би-, три- и тетрацикланы, алкилбензолы, тетралин, нафталин, их алкилпроизводные, а также моно- и динафтеннафталины. Чтобы получить более четкие показатели перераспределения по каждому из классов УВ, использовались отношения суммы сравнительно просто построенных низкомолекулярных к более сложным поликонденсированным соединениям, как моно- + бицикланы/три- + тетрацикланы; алкилбензолы + гомологи тетралина/производные нафталина + динафтеннафталины. В целом, как показали опыты на сухих смесях песка с глинистыми минералами и известняком, на общем фоне увеличения в первых фильтратах метановых УВ при направленном снижении концентрации цикланов и аренов в последних установлено уменьшение в фильтратах первого соотношения до 5-8 против 11 в исходной нефти и снижение величины второго-отношения до 1,4-1,8 против 2,6 в исходной нефти.

Таким образом, в фильтратах происходит перераспределение полициклических молекул в сторону повышения содержания в них более крупных. С позиций сорбционных явлений такое перераспределение не находит должного объяснения и, по-видимому, связано с эффектом молекулярных сит. Иными словами, в порах фильтрующих сред задерживаются преимущественно молекулы сравнительно малых размеров.

При фильтрации нефти через смесь Б обнаружены аналогичные тенденции изменения физических свойств, компонентного и углеводородного состава нефтей. Однако эти преобразования выражены слабее. Содержание смолисто-асфальтеновых компонентов уже с шестого фильтрата приобретает исходное значение, а количество ароматических УВ практически остается без изменения при некотором увеличении в первых двух фильтратах насыщенных УВ. В опытах со смесью С лишь первый фильтрат немного отличается от исходной нефти пониженным содержанием смол, асфальтенов и ароматических УВ. При фильтрации нефти через песок эффекты сорбционной хроматографии не выявлены.

Микроэлементы (ванадий, никель, кобальт, медь) в нефтях определялись Г.М. Рябовой (ИГиРГИ) на атомно-адсорбционном спектрофотометре фирмы Perkin-Elmer, модель 503 с графитовым анализатором. Относительная ошибка метода 2-5 %. Концентрация МЭ в нефтях, как показали опыты, существенно меняется. Например, содержание ванадия, никеля и кобальта варьирует параллельно с изменением плотности фильтратов, их компонентного и углеводородного состава. Очевидно, эти элементы связаны с тяжелыми смолисто-асфальтеновыми компонентами, так как их количество резко убывает с уменьшением смол и асфальтенов при фильтрации нефтей через песчано-глинистые смеси. Вероятно, медь сопутствует масляным фракциям, так как ее содержание возрастает вместе с увеличением в первых фильтратах светлых углеводородных продуктов (см. табл. 2 ). При фильтрации нефтей через песчано-известковую смесь проявляются те же тенденции в уменьшении ванадия, никеля и кобальта в начальных фильтратах, однако выражены они гораздо слабее.

В связи с различиями в поведении отдельных МЭ в процессе фильтрации закономерно изменяются и некоторые их соотношения. Например, заметно возрастают отношения V/Ni в первых фильтратах, полученных из песчано-глинистых моделей, а при перемещении нефти через песчано-известковые смеси величина указанного отношения практически остается неизменной. В этом существенное отличие фильтратов, полученных из карбонатных и терригенных моделей пласта. Во многих опытах первые фильтраты характеризуются заниженными отношениями V/Cu, Ni/Cu, Co/Cu (см. табл. 2 ).

Хроматографический эффект, сопровождающийся изменением компонентного, углеводородного и микроэлементного состава фильтратов, ведет также к направленному изменению изотопного состава углерода фильтрующейся нефти. Так, при фильтрации нефти через смесь К изотопный состав углерода в начальных фильтратах облегчается по сравнению с составом углерода исходной нефти (в %) от -2,86 до -3,02, а через смесь С - от -2,86 до -3,04. При фильтрации нефти через смесь А изотопный состав углерода не изменяется [1].

Интересные явления обнаружены в опытах с увлажненными породами. Изменение физической и оптической плотности и показателя преломления в фильтратах приведены на рис. 1 . Как можно видеть, во время эксперимента происходят весьма частые флюктуационные отклонения исследуемых параметров в фильтратах от их величины в исходной нефти. Эти отклонения разного знака имеют амплитудный, незатухающий характер даже при прокачке трех поровых объемов нефти. Причина, по-видимому, в быстро сменяющихся процессах сорбции и десорбции отдельных компонентов и фракций нефти ввиду блокировки водой активных сорбционных центров на поверхности частиц пород. Аналогичные выводы были получены в ранее проведенных экспериментальных исследованиях фильтрации нефтей через увлажненную песчано-глинистую смесь [3]. В этих породах эффект сорбции проявляется лишь по отношению к кобальту (см. табл. 2 ). Его содержание в фильтратах ниже, чем в исходной нефти. Уменьшается и отношение Co/Cu, так же как это наблюдалось в опытах с воздушно-сухими смесями.

Таким образом, в процессе фильтрации нефтей происходит сорбция на частицах пород тяжелых компонентов нефти. В результате уменьшаются значения таких показателей, как оптическая и физическая плотность, содержание асфальтенов и смол, количество аренов, а из МЭ - V, Ni и Со. Одновременно отмечено возрастание содержания низкомолекулярных углеводородных фракций, насыщенных УВ, Cu и доли легкого изотопа углерода. Наиболее четко эти изменения зафиксированы при фильтрации нефти через песчано-глинистые смеси, которые обладают максимальными сорбционными свойствами. Описанные изменения наиболее контрастно проявляются в составе первых фильтратов. При дальнейшей прокачке эти различия постепенно сглаживаются, и фильтраты по свойствам приближаются к составу исходной нефти. Процессы восстановления исходных свойств наиболее замедленны при фильтрации легкой нефти (скв. 57) через смесь KI.

Для того, чтобы проследить, какие же из свойств нефтей изменяются при фильтрации наиболее контрастно (т. е. могут быть наиболее информативными показателями миграции флюидов УВ в недрах), были подсчитаны градиенты их изменения ( табл. 3 ). Искомый градиент показывает, во сколько раз величина исследуемого параметра в фильтрате больше (знак +) или меньше (знак -) той же величины в исходной нефти. Можно отметить, что наиболее резко меняются при фильтрации на песчано-глинистых моделях оптическая плотность, содержание и соотношения МЭ. Для увлажненных моделей оказалось информативным лишь отношение Co/Cu.

На рис. 2 показана динамика приближения указанных соотношений металлов в фильтратах к таковым в исходных нефтях в процессе эксперимента на песчано-глинистой модели. По оси абсцисс отложено отношение объема профильтровавшейся нефти к объему пор породы, а по оси ординат сопоставляются отношения МЭ в фильтратах и исходных нефтях. Если это отношение равно единице, значит фильтрат по данному критерию не отличается от исходной нефти. В первых фильтратах отношение V/Ni возрастает почти в 6 раз, а отношения V/Cu, Ni/Cu, Ni/Cu, Co/Cu резко уменьшаются - почти на два порядка - благодаря сильному снижению числителя и увеличению знаменателя. При фильтрации нефти разница в соотношениях МЭ сглаживается.

Таким образом, характер изменения микроэлементного, компонентного, углеводородного и изотопного состава нефти при ее фильтрации контролируется литологическими особенностями коллектора, его влажностью, типом нефти и ее количеством, прошедшим через поровый объем пласта.

Исследования показали, что отношения V/Ni, V/Cu, Ni/Cu, Co/Cu, количественные изменения которых носят в разных нефтях вполне закономерный характер, могут служить информативными геохимическими показателями процессов как первичной, так и вторичной миграции. Однако указанные выше критерии представляются наиболее применимыми при оценке условий перемещения битумоидов в тонкодисперсной среде, а также вертикальной миграции нефти через слабопроницаемые глинистые покрышки и разделы. Степень информативности этих же показателей в нефтях при их латеральной миграции в достаточно емких и водонасыщенных породах-коллекторах оценивается как сравнительно низкая. Эти представления основываются на экспериментальных данных, свидетельствующих о слабых сорбционных показателях гранулярных увлажненных коллекторов, через которые проходят значительные объемы флюидов УВ.

1. Изменение изотопного состава углерода при фильтрации нефти через искусственные пористые среды / В.А. Чахмахчев, Н.И. Жарков, С.А. Пунанова, В.С. Фонин - Тез. докл. VIII Всесоюз. Симпозиума по стабильным изотопам в геохимии. М.,1980, с. 249-250.
2. Пунанова С.А. Микроэлементы нефтей, их использование при геохимических исследованиях и изучении процессов миграции. М., Недра. 1974.
3. Чахмахчев В.А., Степанова Г.С. Влияние адсорбционно-хроматографических эффектов на состав нефтей при вторичных процессах миграции. - Геология нефти и газа, 1976, № 7 , с. 37-42.

Таблица 1

Условия проведения опытов по фильтрации и коллекторские свойства смесей

Таблица 2

Изменение свойств нефтей при ее фильтрации через различные модели пластов

Примечание.

1. v_H/v_п - отношение объема нефти, профильтровавшейся через смесь к объему пор породы. 2. Замеры оптической плотности нефти скв. 345 произведены при длине волны равной 600 нм, а скв. 57 при длине волны 380 нм.

Таблица 3

Изменение свойств нефти при ее фильтрации через различные модели пластов

Примечание. Знак плюс или минус перед цифрой показывает во сколько раз величина исследуемого параметра в фильтрате больше или меньше той же величины в исходной нефти.

Рис. 1. Изменение физической плотности (r), оптической плотности (D) и показателя преломления (n) в нефтях в процессе их фильтрации через влажные смеси.

r_П, Д_п, n_п - величины исследуемого параметра в исходной нефти; В - смесь песка с гидрослюдистой глиной (85: 15), увлажнена бидистиллатом, влажность 13%; Ж - смесь песка с гидрослюдистой глиной (85:15), увлажнена пластовой минерализованной водой, влажность - 7 %

Рис. 2. Характер приближения соотношений некоторых металлов в фильтратах к исходным в нефтях в процессе фильтрации.

Кривые соотношений: 1 - , 2 - , 3 - , 4 - . V_н/V_п - отношение объема профильтровавшейся нефти к объему пор породы; С - шкала отношений