Состав и свойства нефти как потенциальный фактор загрязнения геологической среды и методы его оценки



страница7/14
Дата22.02.2016
Размер1.89 Mb.
ТипДиссертация
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   14

Залежь нефти «Т1I» приурочена к песчаному пласту чаркабожской свиты, залегающему в подошве нижнетриасовых отложений, и относится к типу пластовых, сводовых, частично литологически ограниченных. Нефть залежи T1I является тяжелой, ее плотность в стандартных условиях изменяется в пределах от 900,3 кг/м3 до 941,4 кг/м3.

Залежь нефти «Т1III» приурочена к пачке пластов песчаников чаркабожской свиты, неоднородных как по площади, так и по разрезу. Нефть высоковязкая, смолистая: содержание смол 6,99–22,5 %, асфальтенов – 9,91 %; малопарафинистая: среднее содержание парафинов 1,3 %, при диапазоне значений от 0,05 до 5,58 %; высокосернистая: содержание серы колеблется в пределах 1,71–3,27 % при среднем значении 2,2 %.

Залежь нефти «Т1IV» приурочена к пласту чаркабожской свиты, залегающему в отложениях нижнего триаса. Пласт не выдержан как по площади, так и по разрезу и представлен чередованием песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов и глин. Продуктивный пласт Т1IV имеет ограниченное распространение и с северо-востока на юго-запад сначала замещается, а затем полностью выклинивается.

Нефть тяжелая, средняя плотность в стандартных условиях составляет 906,5 кг/м3; высоковязкая, при 20 оС не течет; смолистая: содержание смол 6,18–8,27 %, принятое значение – 6,18 %; асфальтенов – 5,82 %; высокосернистая: содержание серы – 1,93 %.



Залежь нефти «T1+2» приурочена к пласту песчаников харалейской свиты нижнего триаса. Пласт Т1+2 имеет хорошие корреляционные характеристики и в пределах месторождения развит повсеместно.

Нефть тяжелая, плотность в стандартных условиях изменяется от


985,3 кг/м3 до 997 кг/м3; высоковязкая, высокосмолистая: содержание смол 10,4–27,2 %, среднее значение – 16,74 %, асфальтенов – 9,59 %; малопарафинистая: среднее содержание парафинов 0,9 %, при диапазоне значений от 0,13 до 2,38 %; высокосернистая: содержание серы колеблется в пределах 2,19–2,96 %, при среднем значении 2,7 %.

Нефь триасовых отложений содержит значительные количества ванадия, железа и никеля, концентрации которых подчиняются следующей закономерности Fe> V> Ni. Преобладание железа типично для триасовой нефти. Высокое содержание металлов, с одной стороны, создает проблемы при переработке нефти, так как ухудшает действие катализаторов. С другой стороны, некондиционные (непромышленные) содержания металлов не позволяют рассматривать нефти месторождения в качестве сырья для их извлечения (Крайнева, Губайдуллин, 2013).


2.1.2 Анализ изменения состава и физико-химических свойств

глубинных и устьевых проб нефти

С 1975 года, когда скважиной № 1 Варандейской (интервал перфорации 1670–1695 м) было открыто Варандейское месторождение и выявлена залежь нефти в отложениях нижнепермского возраста, и вплоть до окончания поисково-разведочного бурения была пробурена 21 скважина. В 1979 году впервые запасы нефти в карбонатах нижней перми были утверждены в ГКЗ.

В 1999 году Варандейское месторождение введено в пробную эксплуатацию на нижнепермскую залежь, а с апреля 2000 года нижнепермская нефтяная залежь введена в эксплуатационное бурение.

В 2005 году после получения новых данных сейсморазведочных исследований 3D и результатов эксплуатации новых добывающих скважин: №№ 1001, 1002, 1003, 1004, 1005, 1006 и 1007, а также с учетом опыта пробной эксплуатации разведочных скважин, был произведен пересчет запасов нефти в отложениях нижней перми.

На основании данных бурения новых эксплуатационных скважин и оценочной скважины № 11, а также результатов обработки и интерпретации полевых материалов сейсморазведочных работ 3D, в 2006 году было уточнено геологическое строение и осуществлен пересчет запасов нефти нижнепермской залежи Варандейского месторождения.

В период 2007–2008 гг пробурено 12 скважин (две наблюдательные, пять водозаборных и шесть поглощающих), не вскрывших нефтеносные пермские и триасовые отложения. Всего на Варандейском месторождении было пробурено 43 скважины, в том числе на 31 скважина на триасовые отложения, на нижнепермскую залежь 24 скважины.

Таким образом, имеются комплексные данные, характеризующие свойства и состав нефти за период поисково-разведочного бурения до


1999 года и за период до 2007 года, на основании которых были утверждены запасы в ГКЗ Роснедра РФ.

Результаты анализа глубинных проб нефти, отобранных в период поисково-разведочного бурения до 1999 года, приведены в таблице 2.2.



Таблица 2.2 – Физико-химические свойства сырой нефти залежей
месторождения (данные заимствованы из Проекта
«Северные ворота»)

Залежь

№ скв.

Глубина перфо-рации, м

Плот-ность, кг/м3

Вяз-кость, мм2

Смолы, %

Асфаль-тены, %

Пара-фины, %

Сера, %

Легкие фракции, %

20۫С

20۫С

200۫С

P1 ar/s

1

1743

903,6

49,1

9,07

3,27

1,30

1,93

23

P1 ar/s

4

1673

907,4

59,6

7,65

4,94

1,14

1,56

17

P1 ar/s

8

1668

909,3

29,0

8,20

5,09




2,09

17

P1 ar/s

10

1675

872,2

21,7

6,80

5,52

0,78

2,05

19

P1 ar/s

3

1670

896,3

28,9

7,14

5,09

1,78

1,85

15

Ср. по залежи P1 ar/s

901,0

37,7

7,77

4,78

1,25

1,90

18

Т1I

101

1558

900,3

35,7

5,13

5,84

0,59

1,26

12

Т1I

108

1540

941,4

492,7

10,91

9,45

1,80

2,53

2

Т1I

110

1544

907,5

46,6

9,18

4,98

0,70

2,68

10

Т1I

110

1614

903,5

41,5

8,43

4,97

0,62

2,77

18

Т1I

111

1570

908,7

82,7

6,35

5,36

0,87

1,26

6

Т1I

111

1630

904,4

61,7

7,71

4,63

0,85

2,48

8

Ср. по залежи Т1I

911,0

126,8

7,95

5,87

0,91

2,16

9

Т1II

ср.

1600

934,0

-

13,46

5,79

1,07

2,16

-

Т1III

ср.

1480

909

-

11,29

9,91

1,33

2,15

-

Т1IV

ср.

1340

906,5

не течет

6,18

5,82

0,41

1,93

-

Т1+2

ср.

1390

987,0

-

16,74

9,59

0,93

2,70

-

При анализе физико-химических характеристик нефти месторождения по всему разрезу продуктивных пластов, проведенных автором, выявлены некоторые закономерности изменения ее состава и свойств как в зависимости от глубины залегания, так и от количества содержащихся в них компонентов.

С уменьшением глубины залегания плотность нефти в целом по месторождению увеличивается (рис. 2.3 а). Например, на глубинах
1743–1631 м, приуроченных к артинскому и сакмарскому ярусам пермской системы, средняя плотность образцов установлено 897,8 кг/м3, а уже в триасовых отложениях на глубине 1500 м средняя плотность нефти составляет 910,0 кг/м3. С увеличением глубины уменьшается содержание микроэлементов. Так, для нефти, приуроченной к тем же пермским отложениям, среднее значение серы по массовой доле составляет 1,90 %, а в триасовых отложениях – 2,16 % (рис. 3 б). Содержание твердого парафина с увеличением глубины залегания нефти также возрастает, так в пермских отложениях оно составляет 1,25 %, а в триасовых – 0,91 %.

Суммируя выявленные закономерности, можно сделать вывод о том, что нефть, залегающая на меньших глубинах и не подвергшаяся стадиям активного катагенеза, является более тяжелой с повышенным содержанием серы. С увеличением глубины и переходом отложений в иные термодинамические условия происходит накопление жидких и газообразных углеводородов и плотность нефти уменьшается. Кроме того, происходит потеря гетероэлементов (в том числе серы) и уменьшается количество смолисто-асфальтеновых веществ (Бакиров, 1982).

Исходя из геолого-физической характеристики месторождения, а также на основании анализа физико-химических показателей образцов нефти, отобранных на разных глубинах и в различных продуктивных залежах, можно сделать вывод, что свойства нефти Варандейского месторождения изменяются в достаточно широком диапазоне (Крайнева, Губайдуллин, 2013). Так, например, вязкость в продуктивном пласте T1I, вскрытом в интервале от 1532 до 1630 м варьирует в пределах от 35,7 мм2/с до
492,7 мм2/с, а разница в плотности нефти в рассматриваемом диапазоне по некоторым образцам превышает 40 кг/м3, изменяясь в пределах от 900,3 до 941,4 кг/м3. Содержание серы, смол, асфальтенов и легких фракций, выкипающих до 200 °С, также изменяется в широком диапазоне.

paint 3 (drong_gubaydullin)

Рисунок 2.3 – Графики зависимости некоторых физико- химических

параметров нефти Варандейского месторождения

На основании данных по исследованию физико-химических характеристик глубинных и устьевых проб нефти, отобранных на новых эксплуатационных скважинах № 1002 и № 1007 и оценочной скважине № 11, пробуренных в период с 2000 по 2006 гг, получены несколько отличные зависимости. В результате анализа восьми проб нефти, отобранных на оценочной скважине 11, за период с 2004 по 2012 гг просматривается следующая тенденция (рис. 2.4) изменения физических свойств.


Рисунок 2.4 – Динамика изменения плотности и вязкости нефти

в зависимости от продолжительности эксплуатации скважины № 11


С увеличением срока эксплуатации скважины плотность нефти увеличивается. Вместе с этим наблюдается некоторая зависимость (рис. 2.5) изменения вязкости нефти одновременно с изменением ее плотности.

По результатам анализа компонентного состава, графически представленного на рисунке 2.6, также отмечается непостоянство характеристик, однако, незначительная тенденция к увеличению характерна только по содержанию серы. Визуально наблюдается некоторая синхронность изменения содержания в образцах нефти смол и парафина.

Рисунок 2.5 – Зависимость изменения вязкости нефти

от ее плотности


Рисунок 2.6 – Динамика изменения химического состава нефти

в процессе эксплуатации скважины № 11


Характер изменения физико-химических характеристик нефти, добываемой со скважин № 3 и № 1002, в процессе разработки залежи представлен на рисунках 2.7 и 2.8. По плотности, так же как и в предыдущем случае, наблюдается тенденция к увеличению показателя со временем эксплуатации скважин, содержание серы сохраняет незначительную динамику в сторону увеличения показателя.
а)
б)

Рисунок 2.7 – Изменение состава и физико-химических свойств нефти из скважины № 3 в период с 2000 по 2012 гг.: а) плотность и вязкость;

б) содержание серы, смол, парафинов и асфальтенов.

Выполненный автором анализ изменения свойств нефти в зависимости от глубины залегания на примере добывающей скважины № 1007, с увеличением глубины залегания наблюдается постепенное уменьшение


а)
б)

Рисунок 2.8 – Изменение физико-химических характеристик нефти из скважины № 1002 в период с 2004 по 2010 гг: а) плотность и вязкость;

б) содержание серы, смол, парафинов и асфальтенов.

плотности нефти с 996,3 кг/м3 в интервале перфорации 1338–1347 м до


906,1 кг/м3 на глубине 1611–1625 м (рис. 2.9 а). Содержание смолисто-
а)
б)

Рисунок 2.9 – Изменение физико-химических характеристик нефти

из скважины № 1007 по глубине залегания: а) плотность и вязкость;

б) содержание серы, смол, парафинов и асфальтенов.

асфальтеновых веществ и, соответственно, гетероэлементов (в том числе серы) также показало тенденцию к постепенному снижению (рис. 2.9 б): асфальтены с 9,7 % до 4,5 %; смолы с 22,5 до 12,4 %. Содержание парафинов, напротив, имеет положительную динамику: с увеличением глубины их содержание меняется с 0,38 до 1,17 %. И, как уже отмечалось ранее, это свидетельствует о нахождении более глубоко залегающих продуктивных пластов в иных термодинамических условиях, что характерно для стадии катагенеза.

На основании проведенного анализа физико-химических показателей устьевых и глубинных проб нефти можно сделать вывод, что нефть Варандейского месторождения в виду особенностей геологического строения, характера залегания УВ и ряда других влияющих факторов (Гаврилов, 2007) изменяется в достаточно широком диапазоне, как по свойствам, так и по химическому составу (Крайнева, 2013). Это подтверждает аналогичные закономерности, выявленные ранее для месторождений других регионов (Бакиров, 1982).




Каталог: diss2 -> files


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   14


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

    Главная страница