Исследование закономерностей регионального изменения свойств и состава нефти



страница5/14
Дата22.02.2016
Размер1.89 Mb.
ТипДиссертация
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   14

3Исследование закономерностей регионального изменения свойств и состава нефти

В начале 90-х гг группой исследователей были выполнены работы по изучению свойств и особенностей состава нефти некоторых месторождений, относящихся к Варандей-Адзъвинской и Хорейверской НГО. Однако исследования, позволяющие полностью описать картину разнообразия нефти в данных областях, так и не были завершены.

Изучение нефти по физико-химическим характеристикам в пределах вала Сорокина показало, что плотность верхнепермской нефти в песчаниках Наульского и Лабоганского месторождений составляет 936–965 кг/м3, содержание смол – до 18,7 %, серы – до 2,9 %, парафина – 0,02–1 %, при этом наблюдалась закономерность уменьшения плотности нефти в северном направлении. При этом самая тяжелая нефть была приурочена к Лабоганскому месторождению. Также проведен анализ нефти пяти месторождений вала Сорокина, расположенной в базальном пласте чаркабожской свиты мезозойского триасового НГК. Плотность нефти составляла 902–953 кг/м3, смолистость от 6,13 до 17,88 %, сернистость от 1,56 до 2,73 %. Нефть в линзовидных пластах чаркабожской свиты на месторождениях северной части вала Сорокина имеет плотность
903–979 г/м3, их смолистость 9,29–12,06 %, сернистость 1,59–1,87 %, а содержание парафина близко к нулю. На Торавейском, Варандейском, Южно-Торавейском и Наульском месторождениях вала Сорокина нефть, залегающая в песчаниках в подошве Харалейской свиты, имеет плотность 961–994 кг/м3, смолистость 14–21 %, сернистость 2,09–3,64 % и парафинистость 0,1–0,78 %. Нефть, залегающая в песчаниках ангуранской свиты на Торавейском, Южно-Торавейском и Лабоганском месторождениях, тяжелая (до 998 кг/м3), смолистая (до 20 %), высокосернистая (2,6–3,7 %) (Щербаков, 1990).

В карбонатной толще вала Сорокина плотность нефти колеблется от 875,2 до 881,4 кг/м3. Отличительной ее чертой является высокое содержание твердых парафинов, достигающее 15,49 %, и связанная с этим высокая вязкость, изменяющаяся от 45,38 мкм2/с до полной потери текучести при


20 С. Количество бензиновых фракций (выкипающих до 200 С) в этой нефти составляет 10–17 %, смол – 9,22–10,76 %, асфальтенов – 6,79–8,80 %. Различия в физико-химических параметрах нефти в карбонатной и терригенно-карбонатной толщах, при ее генетическом единстве, вызваны, по мнению исследователей, либо менее благоприятными условиями сохранности нижней залежи, либо взаимодействием первоначально сходной нефти с различными по литологии породами-коллекторами (Юрьева и др., 1990).

В восточной прибортовой зоне Хорейверской впадины (месторождения им. А. Титова и им. Р. Требса) нефть имеет плотность 816,9–841,0 кг/м3, небольшую вязкость в нормальных условиях – 6,45–6,16 мкм2/с, содержит от 18,5 до 28 % бензиновых фракций, небольшое количество смол (2,95–5,40 %) и парафинов (2,0–5,8 %). Подобными свойствами обладает нефть Наульского месторождения, расположенного в северной части вала Сорокина. Для нефти всех описанных месторождений характерна очень низкая концентрация серы, не превышающая 0,5 %, что свидетельствует о том, что она не подвергалась процессам гипергенеза, что также подтверждается результатами исследования ее индивидуального углеводородного состава.

Данные изучения индивидуального углеводородного состава бензинов и нефти месторождений восточного борта Хорейверской впадины и северной части вала Сорокина свидетельствуют об их генетическом единстве и высокой степени преобразованности. Существенное различие в физико-химических параметрах нефти отдельных месторождений связано с плохими условиями сохранности залежей, что привело их к частичному расформированию и перетоку основной массы нефти в вышележащие отложения. Проведенные исследования показали, что нефть восточного борта Хорейверской впадины, северной части вала Сорокина и Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны образована из одной нефтематеринской толщи, находящейся внутри ордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса (Юрьева и др., 1990).

Также были рассмотрены основные геохимические типы нефти на севере Тимано-Печорского бассейна, области их распространения и основные этапы предшествующей эволюции и сделаны выводы о закономерности размещения скоплений и специфике состава углеводородов в залежах отдельных тектонических регионов (Кирюхина и др., 1990). Анализ особенностей углеводородного состава нефти и закономерностей ее размещения на севере Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна показал, что нефть отдельных геохимических подтипов пространственно приурочена к определенным стратиграфическим горизонтам или нефтегазоносным комплексам. Было установлено, что размещение нефти со специфическими индивидуальными признаками внутри вмещающих отложений носит региональный, зональный или локальный характер. Нефть отдельных геохимических подтипов, не свойственных вмещающим отложениям, встречается, как правило, в перекрывающих комплексах и горизонтах, что явилось следствием их вертикальной миграции снизу вверх по зонам тектонических нарушений. Проникновение же нефти в вышезалегающие отложения наиболее активно происходит в пределах тектонических областей, претерпевших этапы крупных перестроек структурного плана.

Кроме того, было проведено сравнительное изучение качественных и количественных характеристик нефти в связи с геологическими условиями их залегания (Андреев, 1990) для выявления ее генетических и геохимических типов.

Более поздние исследования свойств и состава нефти севера ТПП (Иванов, 2004) включали в себя анализ по четырем направлениям, охватывающим большинство месторождений рассматриваемой территории c северо-запада на юго-восток:



  • вдоль Колвинского мегавала;

  • по валу Сорокина;

  • по Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне;

  • в субширотном направлении месторождения Колвинского мегавала, Хорейверской впадины и Варандей-Адзъвинской структурной зоны с юго-запада на северо-восток, от Северо-Харьягинского до Северо-Сарембойского, включая месторождения Центральной Хорейверской впадины.

При анализе рассматривались такие характеристики нефти как вязкость, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, содержание сероводорода в растворенном газе нефти, температура застывания. В случае многопластовых месторождений с залежами, приуроченными к различным отложениям, использовались характеристики нефти залежи (залежей) содержащих основной объем промышленных запасов.

В результате были выявлены резкие различия по содержанию парафина в нефти нижнепермских и девонских залежей (рис. 1.5) в пределах Колвинского мегавала. Последние отличались гораздо более высоким содержанием парафина: 16,9–26,8 % (Инзырейское и месторождение им. Ю. Россихина) против 3,2 % в среднем по нижнепермским залежам. Аналогичная зависимость установлена для соотношения парафин–вязкость и парафин–температура застывания.

Выявлена обратная зависимость по содержанию серы. Нефть пермского возраста характеризуется более высоким ее содержанием: 0,31–0,78 % (месторождения Сарутаюское и Южно-Хыльчуюское

Рисунок 1.5 – Изменение свойств нефти вдоль Колвинского мегавала (Иванов, 2004)

соответственно) по сравнению с девонской: 0,18–0,22 % (месторождения Инзырейское и Восточно-Харьягинское соответственно). В целом же нефть данной площади характеризуется преимущественно как малосернистая. (Иванов, 2004)

На территории вала Сорокина в отношении парафина наблюдается та же тенденция (рис. 1.6): 1,3% в среднем по нижнепермским залежам (цепочка месторождений от Варандейского до Лабоганского) и 7,4 % – среднее значение по залежам нижнего и верхнего девона (месторождения Седъягинское, Осовейское, Хосолтинское).

Хорошо прослеживается аналогичная первому направлению закономерность содержания серы: небольшие значения в нефти пермских залежей – в среднем 2,12 % и 0,86 % – девонских.

В пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны основные промышленные запасы нефти сосредоточены в залежах нижнего девона. На данном участке наблюдается постепенное увеличение содержания серы

(рис. 1.7), а также смол и асфальтенов в направлении с севера на юг.

Рисунок 1.6 – Изменение свойств нефти по валу Сорокина (Иванов, 2004)


Содержание серы увеличивается от 0,48 % (Медынское м-е) до 0,95 % (Северо-Сарембойское м-е). Содержание смол и асфальтенов возрастает с 5,3 % (Медынское м-е) до 13,9 % (Западно-Лейкъягинское м-е). Исключение составляет лишь массовая доля парафина, содержание которого изменяется хаотически в пределах от 6 % (Медынское м-е) до 14,2 % (Мядсейское м-е).

Рисунок 1.7 – Изменение свойств нефти по Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне (Иванов, 2004)


Четвертое направление включало в себя несколько тектонических элементов: Колвинский мегавал, Хорейверскую впадину и Варандей-Адзъвинскую структурную зону (рис.1.8). Основные промышленные запасы нефти на рассматриваемых здесь месторождениях сосредоточены в верхнедевонских залежах.

По группе месторождений Центрально-Хорейверской впадины нефти характеризуются высоким содержанием серы, смол и парафина. Максимальное значение содержания серы отмечено на Западно-Хоседаюском месторождении – 3,1 %, на нем же нефть обладает наибольшей вязкостью 92,7 мм2/с, суммарное содержание смол и асфальтенов также максимальное – 24,3 %.

Ряд авторов (Губайдуллин, Иванов, 2004) особое внимание уделяют присутствию сероводорода в нефти, нефтяном газе и подтоварной воде, делая акцент на том, что присутствие данного компонента интенсифицирует коррозионные процессы в трубопроводах и технологическом оборудовании и ухудшает экологические условия для работающих и природной среды.

Рисунок 1.8 – Изменение свойств и состава нефти в субширотном направлении – от Северо-Харьягинского до Северо-Сарембойского

(Иванов, 2004)
Анализ проведенных ранее исследований показал, что для нефтяных месторождений севера Тимано-Печорской провинции характерна значительная дифференциация состава и физико-химических свойств нефти. Причин разнообразия первоначальных типов нефти несколько – это и наличие разнофациальных толщ в палеозойских отложениях, содержащих специфические формы органического вещества, и сложная геологическая история развития региона, определяемая в значительной мере тектоническим режимом территории (Губайдуллин, 2006), процессы миграции нефти и ее микробиальное окисление (Андреев, 1990).


Каталог: diss2 -> files


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   14


База данных защищена авторским правом ©psihdocs.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница