Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Литературный обзор 14
1.1 Причины изменчивости свойств нефти 15
1.1.1 Естественная изменчивость свойств нефти 16
1.1.2 Изменение состава и свойств нефтей в результате техногенного воздействия на пласт 19
1.2 Формирование остаточной нефтенасыщенности 29
1.2.1. Исследование остаточных нефтей
1.2.2 Осаждение компонентов нефти на поверхности породы пласта-коллектора 31
1.3 Технологии повышения нефтеотдачи 40
ГЛАВА 2 Экспериментальная часть 47
2.1 Объекты исследования
2.2 Методы исследования 48
ГЛАВА 3 Динамика изменения состава и свойств нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения 55
3.1 Изменение состава биомаркерных углеводородов в нефтях в процессе разработки месторождений 56
3.2 Выделение основных типов нефтей остаточных запасов по характеристикам физико-химических свойств и химического состава 64
3.3 Основные процессы, ответственные за изменение состава и свойств нефти в длительно заводняемых пластах 70
3.3.1 Накопление смолисто-асфальтеновых веществ 76
3.3.2 Кристаллизация высокомолекулярных парафинов и концентрирование смолисто-асфальтеновых веществ 78
3.3.3 Выпадение смолисто-асфальтеновых веществ 82
3.3.4 Выпадение высокомолекулярных парафинов 85
3.3.5 Выпадение асфальто-смоло-парафиновых веществ 87
3.4 Характеристика состава нефтей, добываемых из слабопроницаемых глиносодержащих коллекторов 90
ГЛАВА 4 Анализ успешности методов увеличения нефтеотдачи на участках с нефтями разной степени преобразованности состава 99
4.1 Оценка результатов воздействия на пласт технологий ПНП, увеличивающих охват пласта вытеснением, по изменению состава добываемой нефти 101
4.1.1 Технология капсулированных полимерных систем (КПС)
4.1.2 Технология «ЩСПК+ГОК» 116
4.1.3 Технология «Сульфацелл+ГП» 118
4.2 Оценка результатов воздействия на пласт реагентов комплексного действия по изменению состава добываемой нефти
4.2.1 Реагент СНПХ-9633
4.2.2 Реагент многофункционального действия (РМД) 132
4.2.3 Гидрофобная эмульсия 135
4.3 Разработка новых ингибиторов выпадения АСПО 137
Заключение 142
Основные результаты и выводы 143
Литература 144
Приложение 1. База экспериментальных данных 166
- Изменение состава и свойств нефтей в результате техногенного воздействия на пласт
- Выделение основных типов нефтей остаточных запасов по характеристикам физико-химических свойств и химического состава
- Характеристика состава нефтей, добываемых из слабопроницаемых глиносодержащих коллекторов
- Оценка результатов воздействия на пласт технологий ПНП, увеличивающих охват пласта вытеснением, по изменению состава добываемой нефти
Введение к работе
Нефть занимает исключительное положение в современной мировой экономике, - и этим определяется повышенное внимание к изучению ее состава, свойств и прочих вопросов, связанных как с добычей, так и переработкой.
Химия нефти как наука постоянно развивается. В начальный период исследования ученых были направлены на выделение индивидуальных соединений, находящихся в нефти, оценку товарных качеств и получение практически значимых нефтепродуктов. Параллельно с этим проводились исследования по совершенствованию геохимических методов поиска и разведки месторождений углеводородов, а также по созданию теории происхождения нефти. На современном этапе значительно возрос интерес к закономерностям формирования и разрушения надмолекулярных структур, влияющих на добычу и переработку нефти. По мере накопления знаний происходит постоянное изменение, уточнение и совершенствование самого понятия «нефть». Не углубляясь в вопросы терминологии, отметим, что в свете современных представлений нефть состоит из низко- и высокомолекулярных углеводородных и неуглеводородных компонентов и является дисперсной системой, характеризующейся сложной организацией, способной меняться под воздействием внешних и внутренних факторов. В зависимости от решаемых задач используются различные классификации: по генетическому типу, по химическому составу, по физическим свойствам, по содержанию серы, парафинов и пр. Так, например, при разработке нефтяных месторождений применяются термины: подвижная нефть, неподвижная нефть, остаточная нефть и т.д.
По официально принятой классификации весь объем углеводородного сырья, содержащийся в поровом пространстве пласта коллектора, относится к
T «геологическим запасам» конкретной залежи. Объем углеводородного сырья, который можно добыть с использованием существующих технологий за экономически рентабельный промежуток времени относится к «извлекаемым запасам» данной залежи. При этом доля, которую составляют извлекаемые запасы от геологических запасов, называется коэффициентом извлечения нефти (КИН):
КИН = —" где, Qre(HI - геологические запасы, QmB - извлекаемые запасы
Остаточные извлекаемые запасы определяются при вычитании из величины извлекаемых запасов накопленной добычи нефти, т.е. фактически остаточные запасы - это еще недобытая извлекаемая нефть.
В настоящей работе проводится исследование химического состава и свойств нефтей «остаточных запасов», претерпевающих изменения в ходе разработки месторождения. Наиболее существенно эти изменения проявляются на длительно эксплуатируемых месторождениях. Выявление процессов и факторов, влияющих на состав и свойства оставшейся в пласте нефти, приобретает все большее значение при совершенствовании разработки. Работы, указывающие на важность таких знаний, выполняются в коллективах ИОФХ им. А.Е.Арбузова КНЦ РАН (г. Казань), ИХН СО РАН (г.Томск, Сагаченко Т.А.), РГУ им. И.М. Губкина (г. Москва, Михайлов Н.Н.), ВНИИнефть (г. Москва, Жданов С.А., Титов В.И.), ИОХ УНЦ РАН (г. Уфа, Ляпина Н.К.) и др. (ранее НПО Нефтеотдача, Уфа - Фахретдинов Р.Н.; ТатНИПИнефть, Бугульма -Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф.).
В динамике разработки нефтяного месторождения состав извлекаемой нефти меняется как за счет исходной неоднородности минерального скелета пласта, так и в результате постепенного формирования остаточных запасов нефти. В начальный период добычи происходит выработка наиболее подвижных фракций нефти. По мере истощения запасов извлекается остаточная нефть, обогащенная тяжелыми фракциями. Любое мероприятие, связанное с изменением условий разработки залежи, приводит к изменению давления (особенно на границе раздела фаз), и вследствие этого слабо адсорбированный материал десорбируется со стенок порового пространства. Из-за выделения фазы кристаллизующихся высокомолекулярных парафинов и структурирования седиментационно неустойчивых ассоциатов смолисто-асфальтеновых компонентов может происходить изменение охвата пласта и вовлечение в процесс движения ранее неподвижной нефти или исключение в процессе движения нефти низкопроницаемого коллектора.
Широкомасштабное внедрение новых технологий и методов, заметно повышающих эффективность обычного заводнения, позволит уменьшить темп падения добычи нефти и увеличить извлекаемые запасы нефти. Поэтому с каждым годом возрастает интерес ученых и производственников к методам повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Также повышенное внимание уделяется анализу факторов, контролирующих применимость и эффективность технологий повышения нефтеотдачи в отдельно взятых геологических условиях. При этом не меньшее, чем строение резервуара, влияние на методы увеличения нефтеотдачи оказывают физико-химические характеристики флюидов, насыщающих пласт, а также история и механизм формирования состава и свойств остаточных нефтей.
Разработка методического подхода, позволяющего дифференцировать остаточную извлекаемую нефть по видам и степени подвижности, представляет большой научный и практический интерес, а также позволит более обоснованно подходить к выбору методов воздействия на техногенноизмененные пласты при доразработке залежи. Таким образом, проблема создания теоретической модели формирования остаточной нефтенасыщенности, определения механизмов, влияющих на состав и свойства извлекаемых и остающихся в пласте нефтей, выбора ключевых характеристик флюидов и коллектора, а также оценки успешности действия методов увеличения нефтеотдачи является актуальной.
Работа выполнена в соответствии с приоритетным научным направлением Института органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра Российской академии наук по теме «Химия и геохимия нефтей и природных битумов, выявление природных и техногенных процессов, связанных с формированием и преобразованием нефтяных месторождений» на 2003-2005 гг. (№ гос. per. 01.20.0310099) и «Исследование изменения состава и свойств нефти в связи с ее преобразованием в природных и техногенных условиях и создание веществ, регулирующих образование, разрушение и осаждение нефтяных дисперсных систем» на 2006-2008 гг. (№ гос. per. 0120.0604062). Работа поддержана грантом для государственной поддержки молодых ученых РТ №06-4/2006 (Г).
Изменение состава и свойств нефтей в результате техногенного воздействия на пласт
Рассмотрим факторы, приводящие к изменению свойств нефти при формировании залежи, т.к. эти процессы не прекращаются и протекают и в процессе разработки залежи. Первичная дифференциация углеводородных флюидов происходит еще в момент миграции [4]. При движении по пласту более подвижные легкие углеводороды опережают при своем движении вверх по восстанию пласта более тяжелые углеводороды, и первые на пути ловушки (наиболее погруженные в гипсометрическом плане) заполняются наиболее легкими углеводородами. То же самое происходит и при совместной миграции газа с нефтью и водой. В то время как углеводороды достигнут ловушки, газ в силу большей упругости и плавучести, будет занимать все больший объем ловушки, и, в конечном счете, вытеснит из ловушки нефть, которая будет перемещаться в направлении регионального подъема слоев. Следовательно, нефть займет ловушки, расположенные гипсометрически выше, чем заполненные газом. Таким образом, чисто нефтяные и чисто газовые залежи являются крайними членами единого дифференциального ряда.
Промежуточное положение в нем занимают нефтегазовые и газонефтяные залежи. Скопления углеводородов, расположенные ближе к чисто газовым залежам, будут более обогащены или свободным, или растворенным газом, и, следовательно, чем дальше от газовых расположены нефтяные залежи, тем вероятнее, что они содержат более тяжелую нефть. Дифференциальное улавливание наблюдается и в системе нефть-вода. В этом случае легкие углеводороды жидкой фазы будут наиболее насыщены газом, и, обладая наибольшим давлением насыщения, займут наиболее погруженные ловушки, а самые тяжелые нефти будут накапливаться в ловушках высокого гипсометрического уровня. Если же давление насыщения оказывается выше пластового, происходит образование нефтяных залежей с газовой шапкой. Часть нефти или вся нефть в таком случае вытесняется в более высокие по гипсометрическому положению ловушки, где возникают скопления нефти с повышенным удельным весом.
Поскольку в природных условиях нефть контактирует с породами как во время миграции, так и находясь уже в ловушке, на состав нефти не может не влиять минеральный состав пород. Первые работы, посвященные изучению адсорбционно-каталитических свойств природных глин, относятся к началу XX века (Ипатьев, 1911, Гвид, 1911, Гурвич 1912 и др.). Влияние не только глин, но и других пород, на изменение свойств нефтей подтверждается статистическими данными по их составу, если они залегают в литологически различных коллекторах. В песчано-алевролитовых породах, даже сравнительно молодого возраста, нефти преимущественно менее смолистые, практически бессернистые и более легкие, чем в более древних карбонатных коллекторах, хотя в последних состав нефти должен был бы быть более измененным, метанизированным. Интересные результаты получены в работе [22]. Показано, что глинистые минералы служат катализаторами для преобразования предельных УВ в более сложные УВ нефтяного ряда.
Как отмечено в работе [23], в нефтях, фильтрованных через глины, наблюдается «перераспределение углеводородных групп, снижение степени циклизации усредненных молекул и возрастание числа углеродных атомов в парафиновых цепях». При этом степень изменений состава нефтей под влиянием контактирующих с ними глин снижается в ряду монтмориллонит-гидрослюда-каолинит. В целом в нефтях повышается процентное содержание смолистых компонентов и снижается содержание ароматических УВ, увеличивается количество н-парафиновых УВ с возрастанием молекул с нечетным количеством атомов углерода.
Нефть также претерпевает изменения и при контактировании с карбонатными породами [23]. При этом происходит «утяжелениие» группового состава - увеличивается количество асфальтенов и смол. В парафиново-нафтеновой фракции увеличивается доля парафиновых структур и количество атомов в углерода в цепи. Изменения имеют ту же направленность, что и при контакте нефтей с глинами.
Распределение нефтей с разными свойствами в пределах одной залежи связано в первую очередь с геологическими условиями залегания [19]. Многими исследователями отмечено наличие на ВНК более тяжелой и окисленной нефти [24, 25]. Плотность нефти, ее вязкость, смолистость постепенно увеличиваются по мере удаления от свода залежи и приближения к водонефтяному контакту и резко возрастают около ВНК. По данным М.А. Рынского разница между плотностями нефти на ВНК и нефти в пределах приподнятых участков залежи может достигать 0.1 - 0.2 г/см3 [26]. Для Ромашкинского месторождения при увеличении расстояния от ВНК до 30-40 м плотность нефти уменьшается на 1.7%, вязкость на 28%, а газосодержание увеличивается на 16%. Еще большее увеличение плотности нефти отмечено на Ярегском месторождении в среднем девоне, где в направлении от свода залежи к ее периферии плотность увеличивается с 0.928 до 0.958 г/см [27]. Немалое влияние на состав нефти оказывают плотность теплового потока и, соответственно, пластовая температура [28]. В зонах с высоким значением теплового потока нефти являются более легкими, менее вязкими и характеризуются меньшим содержанием серы, смол и асфальтенов. Для парафинов отмечена обратная зависимость: чем выше уровень теплового потока, тем выше их содержание [29]. Г.Н. Гордадзе с коллегами [30] отметил различие УВ-состава нефтей в зависимости от пластовой температуры на примере распределения УВ-биомаркеров в нефтях одного и того же генезиса, но залегающих при разных пластовых температурах. Выявлено, что «при температуре пласта, превышающей 120С, происходит изменение некоторых УВ-соотношений. Заметно повышается относительные количества хейлантанов, 17-метил, 18 а(Н)-22,29,39 триснорметилгопана (Ts), адамантанов, уменьшается отношение гопан Сзо/ стеран Сг9» Таким образом, при разработке нефтяного месторождения, характеризующегося пространственной гетерогенностью свойств нефти, состав добываемой продукции может отличаться за счет исходной «геологической» неоднородности свойств нефти. Кроме того, происходит изменение свойств нефтей при разработке и эксплуатации залежей, что рассмотрено в следующем разделе.
Выделение основных типов нефтей остаточных запасов по характеристикам физико-химических свойств и химического состава
Из практики нефтедобычи и прикладных исследований известно, что многие процессы, затрудняющие добычу нефти (затухание фильтрации, отложение в порах асфальтосмолопарафиновых веществ, образование устойчивых водонефтяных эмульсий), обусловлены свойствами тяжелых полярных компонентов в ее составе [81].
Эффективная разработка месторождений тяжелых нефтей в значительной мере определяется их физико-химическими свойствами, фазовой стабильностью асфальтенов, особенно в призабойной зоне скважины. Накопленный к настоящему времени материал [82] показывает, что игнорирование дисперсного состояния нефти существенно ограничивает возможности по регулированию нефтеотдачи пластов.
Характеристика нефти как дисперсной системы определяется образованием надмолекулярных структур и их свойствами (геометрия, устойчивость и пр.). Эти свойства сказываются на параметрах процессов, протекающих при добыче нефти, в частности ее фильтрации в пористой среде-коллекторе [83]. Дисперсная фаза в нефти представлена следующими надмолекулярными структурами: асфальтеновыми ассоциатами-мицеллами, микрокристаллами парафинов, микрочастицами породы, оторвавшимися от «каркаса» породы коллектора, агломератами всех вышеперечисленных частиц, имеющих сложное строение [84; 85]. При этом значение имеют исследования как нефти в целом, так и составляющих ее компонентов.
В сырой нефти асфальтены стабилизированы сольватным окружением из смол, мальтеновых и нафтеновых углеводородов [86]. Отмечено, что процессы переструктурирования в нефтяных дисперсных системах под действием внешних факторов являются частым явлением. Изменение термобарических условий в пласте, состава нефти в результате разгазирования, а также присутствие механических примесей в нефти, контакт нефти с водой жидкостями глушения могут спровоцировать агрегацию асфальто-смолистых веществ, что приведет к их осаждению [87].
Выпадение асфальтенов в пластовых условиях имеет две особенности, отличающие их от процесса образования твердой фазы чистого индивидуального компонента: растворимость асфальтенов увеличивается с ростом давления и уменьшается с увеличением температуры.
Увеличение растворимости с ростом давления связано с тем, что молярный объем асфальтена в жидкой фазе меньше, чем в твердой. Уменьшение растворимости с увеличением температуры противоречит теории идеальных растворов и связано с энергией взаимодействия асфальтен - растворитель. В растворе молекулы асфальтена ассоциированы с молекулами смол, поэтому с ростом температуры происходит десорбция молекул смол, что приводит к уменьшению фазовой устойчивости асфальтенов.
Известно, что «тяжелая органическая часть, содержащаяся в нефти, состоит из большого числа частиц, имеющих молекулярный вес от нескольких сотен до нескольких сотен тысяч, и именно тяжелая часть нефти, т.е. смолы и асфальтены, определяют плотность и вязкость нефти» [88].
Поскольку в соответствии с термодинамическими моделями, описывающими фазовое поведение асфальтенов [89 - 91], концентрация асфальтенов в нефти зависит от давления, а наименьшая растворяющая способность нефти соответствует давлению насыщения ее газом, то плотность нефти неявно зависит от пластового давления.
Влияние заводнения на изменение содержания в добываемых нефтях высокомолекулярных парафинов и асфальтенов обсуждается как в отечественных работах [92, 93], так и зарубежных на примере месторождения Prairie Gem [94 - 97]. Нефтяные образцы собраны в течение трех лет, начиная от первичной добычи и включая вторичное заводнение, с эффектом снижения нефтеизвлечения, сопровождающегося закупоркой скважинного оборудования парафином. За это время содержание асфальтенов и парафинов изменялось в пределах 0,7-5,2 вес. % и 11-33 вес. % соответственно. Кроме того, было установлено, что эти изменения сопровождаются и изменениями в молекулярном распределении парафинов. Парафины из нефти, добываемой до заводнения, характеризовались преобладанием н-алканов С22-С35. В период заводнения с увеличением добычи нефти в углеводородном составе наблюдалось слабое уменьшение содержания парафинов, но увеличение абсолютных концентраций н-алканов
Сг2-Сз5 Состав добываемой нефти перед закупоркой скважины АСПО характеризовался значительным увеличением содержания асфальтенов (от 1,7 до 5,2 вес. %), небольшим уменьшением содержания парафинов, а также изменением в УВ составе нефти, а именно, уменьшением концентрации н-алканов С20-С35 и повышением концентрации высокомолекулярных н-Сз5-С50. В некоторых зарубежных [98] и отечественных работах [55, 99] было показано, что высокомолекулярные парафины могут соосаждаться с асфальтеновыми компонентами, что доказано методами высокотемпературной хроматографии и термического анализа. Нефти, добытые после очистки скважинного оборудования от АСПО, содержат меньше асфальтенов, чем исходная нефть, а парафинов - гораздо больше с преобладанием в их составе низкомолекулярных фракций.
Е. Чупаровой [94] обсуждаются процессы, которые могут привести к изменению состава нефти в процессе добычи: химические и физические свойства парафинов и асфальтенов, взаимодействия флюид-порода, условия выпадения парафинов и асфальтенов и перемещение преимущественно легких компонентов нефти в поровой среде пласта.
Характеристика состава нефтей, добываемых из слабопроницаемых глиносодержащих коллекторов
Ромашкинское месторождение в течение длительного времени (более 50 лет) разрабатывается методами заводнения [139]. В ходе нагнетания значительных объемов охлажденной. (ниже температуры пласта) воды, имеющей различные физико-химические и микробиологические состав и свойства, наблюдаются достаточно глубокие изменения состава нефти в результате окисления растворенным в воде кислородом, образования ассоциатов смолисто-асфальтеновых веществ (CAB) и коагуляции высокомолекулярных парафинов, которые существенным образом сказываются на процессе извлечения. Кроме того, постоянно меняющиеся термодинамические условия в пласте (перепады давления, изменение температуры) приводят к снижению устойчивости структурных образований нефти и образованию крупных агрегатов из высокомолекулярных углеводородов, смол, асфальтенов. Это приводит к ухудшению реологических и физико-химических свойств нефтей, выпадению асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной и близлежащих зонах пласта.
Геохимические исследования нефтей основаны на неоднородности состава углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, которая является результатом изменения в фациях материнских пород, зрелости материнских пород или вторичных изменений углеводородов после формирования залежи, таких как разложение под действием микроорганизмов, размывание водой и разделение на фракции при испарении. После заполнения месторождения основным процессом гомогенизации углеводородов, способным устранить первоначальные геохимические отличия, является диффузия. В связи с этим представляет интерес исследование биомаркерных углеводородов методом хромато-масс-спектрометрии.
Геохимический способ контроля за разработкой месторождений предполагает геохимический мониторинг состава добываемого флюида в эксплуатируемых и наблюдательных скважинах. В процессе промышленной разработки нефтяных и газовых пластов даже при отсутствии вторичного стимулирования притоков углеводородов (УВ) происходит перемещение масс нефти или газа по пластам-коллекторам по направлению к забоям эксплуатационных скважин. Из обзора современных представлений о возможностях изменения в углеводородных составах нефтей при их перемещении-миграции из периферийных участков пластов-коллекторов к призабойной зоне эксплуатационных скважин, которые происходят в процессе разработки нефтяных месторождений, вытекает, что эта проблема остается пока мало исследованной. В особенности это касается геохимического поведения УВ-биомаркеров - стеранов, терпанов и др.
Изучение нефтей Республики Татарстан на различных стадиях разработки нефтяных месторождений проведено совместно с лабораторией геохимии нефти и рассеянного органического вещества пород Института геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ) [150]. Исследованы пробы (13 проб) сырых нефтей, отобранные из различных нефтепродуктивных горизонтов Ромашкинского нефтяного месторождения на Южной вершине Татарского свода (на Ромашкинской, Абдрахмановской, Миннибаевской площадях). Кроме того, были изучены еще 4 пробы нефтей (Азнакаевская, Миннибаевская площади) из старой коллекции нефтей лаборатории геохимии нефти и РОВ пород ИГиРГИ. Основная часть проб принадлежит нефтям из различных пластов терригенной толщи девона, включая нефти пластов ДІ и Дії пашийского горизонта верхнефранского подъяруса верхнего девона и пласта ДНІ ардатовского горизонта живетского яруса среднего девона.
Все нефти из скважин на Абдрахмановской площади (7 проб), а также 2 пробы Миннибаевской площади, были отобраны в одно и то же время, тогда как нефть Ромашкинской площади (4 пробы), Азнакаевской (2 пробы) и еще 2 пробы Миннибаевской площадей, были взяты из коллекции старых проб, отобранных значительно ранее - в 1970-м, 1984-м, 1985- м и 1997-м годах. Таким образом, имелась возможность сравнивать углеводородные составы нефтей на различных, достаточно длительных этапах разработки месторождения и определить характер изменений состава углеводородов-биомаркеров и других углеводородов нефтей по мере эксплуатации и «старения» месторождения.
Нефти были проанализированы методами высокоэффективной жидкостной хроматографии, капиллярной газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии с получением данных о распределении концентраций три-, тетра- и пента-циклических УВ-биомаркеров (стеранов и терпанов). Исследованиям нефтяных биомаркеров и их роли в решении различных геохимических проблем посвящено большое число работ [151-158]. Структурные формулы стеранов и терпанов приведены на рисунке 3.1.
Результаты анализов УВ-биомаркеров представлены в таблицах 3.1 и 3.2. Из приведенных в таблицах данных следует, что все исследованные нефти Ромашкинского месторождения в грубом приближении можно отнести к одному генотипу палеозойских нефтей, рожденных в осадочных морских толщах с преимущественно сапропелевым нефтематеринским органическим веществом (ОВ).
Оценка результатов воздействия на пласт технологий ПНП, увеличивающих охват пласта вытеснением, по изменению состава добываемой нефти
Таковыми в районе южной вершины Татарского свода могли бы быть, скорее всего, породы доманикового горизонта верхнефранского подъяруса верхнего девона. Других отложений преимущественно карбонатного литологического состава с хорошими нефтематеринскими свойствами пород в районе Ромашкинского месторождения и других месторождений южной вершины Татарского свода не имеется [159].
В основном все нефти близки между собой и по уровню термогенной зрелости, соответствующей обычным нефтям зоны «нефтяного окна», то есть со средним уровнем зрелости, который для изученных нефтей Ромашкинского месторождения подтверждается умеренными значениями параметра отношения Ts/Tm терпанов С27 (0,24-0,46) и средними значениями стерановых коэффициентов зрелости К зр. и К зр. (0,25-0,5 и 0,41-0,82, соответственно).
Исключением является нефть из скважины № 8855 Ромашкинской площади, имеющая довольно высокое отношение Ts/Tm = 1,0, а также нефть из пласта кизеловского горизонта турнейского яруса нижнего карбона (скв. 277 Абдрахмановской площади), в которой величина Ts/Tm понижена (0,18). Эти различия в уровнях зрелости нефтей пока труднообъяснимы.
Общее генетическое сходство нефтей Ромашкинского месторождения является, в принципе, благоприятным фактором для выявления тех изменений в составе биометок, которые происходят в процессе длительной эксплуатации пластов и обусловлены перемещением масс нефти в пласте, влиянием подошвенных, законтурных и других пластовых вод и т.п.
Особый интерес представляет сравнение состава проб нефтей, отобранных из одной и той же скважины и одного пласта на различных временных этапах разработки месторождения. Такое сравнение оказалось
Нефть из скважины № 15737 на Ромашкинской площади, отобранная в 1985 году, очень близка по углеводородному составу к нефти, отобранной годом ранее (в 1984 г.) в соседней эксплуатационной скважине № 15734. Некоторые различия отмечаются лишь в значениях двух параметров -отношения прегнанов С21-С22 к регулярным стеранам С27-С29 и отношения адиантана (Г2д) к гопану (Гзо), которые существенно выше в нефти из скважины № 15734. Причина такого различия также остается пока неясной.
По величине соотношения прегнаны/стераны С27-С29 и другим стерановым коэффициентам нефть из скважины № 15734 близка к нефти из скважины № 8855 той же Ромашкинской площади. Проба последней нефти была отобрана в 1985 году.
Таким образом, проведенное .изучение УВ-биомаркеров нефтей Ромашкинского месторождения Татарстана не показало больших изменений в распределении концентраций и соотношениях этих УВ при длительной (более 10 лет) разработке месторождения, а также значительных различий в составе биометок нефтей в различных участках нефтяной залежи в терригенной толще девона.
Из полученных данных можно отметить следующее: для всех нефтей сохранен порядок относительных концентраций стеранов: С29 С27 С28, характерный для нефтей палеозойских отложений морского генезиса (рис. 3.3); - резкие вариации в значениях отношения низкомолекулярных стеранов C2i-22 (прегнанов) к высокомолекулярным стеранам С27-С29 (8,4-22,8). Причины такого разнообразия не выяснены. В определенной мере это может быть обусловлено различиями в степени биодеградации и катагенной превращенное нефтей; - сопоставление состава нефтей Миннибаевской площади, отобранных с 20-летним разрывом, не показывает каких-либо заметных изменений в распределении концентраций различных стеранов и терпанов (рис. 3.2). С целью определения основных типов нефтей остаточных запасов терригенного девона Ромашкинского месторождения по степени преобразованности состава и свойств создана база экспериментальных данных, включающая 27 характеристик химического состава и физико-химических свойств для 147 проб нефтей, отобранных на поздней стадии разработки Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.
По экспериментальным данным для проб нефтей из отложений девона проведена статистическая обработка. Методом кластерного анализа выделены 3 основных группы в соответствие с физико-химическими свойствами, характеризующими подвижность нефтей (табл. 3.3). В таблице 3.4 для каждой группы приведены интервалы значений параметров физико-химических свойств.
Многочисленными исследованиями доказано, что процесс фильтрации нефти в пористой среде, как дисперсной системы, во многом определяется образованием надмолекулярных структур, которые состоят из асфальтеновых ассоциатов, кристаллов парафинов, микрочастиц породы. Наличие в нефти структурообразующих компонентов обуславливает проявление неньютоновских свойств течения. В условиях проявления реологических аномалий, связанных со способностью жидкости образовывать внутренние надмолекулярные структуры, при малых напряжениях сдвига наблюдается нарушение линейного закона изменения скорости деформации в зависимости от напряжения сдвига. При этом движение жидкости описывается различными моделями, из которых наиболее простой является модель Бингама-Шведова:
