Геохимические особенности состава нефтей на участках переформирования нефтяных залежей, находящихся на завершающей стадии разработки (на примере Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения)

ORCID: 0000-0003-4055-6831, Товарищество с ограниченной ответственностью, «Caspian Energy Research», г. Атырау, Республика Казахстан

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СОСТАВА НЕФТЕЙ НА УЧАСТКАХ ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ (НА ПРИМЕРЕ МИННИБАЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Аннотация

Статья посвящена вопросам современного восполнения запасов залежей нефти на месторождениях Татарстана, вступивших в позднюю стадию разработки, и содержит результаты комплексных геохимических исследований нефтей пашийского горизонта Ромашкинского и других нефтяных месторождений. Выделены геолого-геохимические критерии, позволяющие локализовать участки, на которых предполагаются современные процессы переформирования залежей нефти и поступления новых порций углеводородов в залежь. На основании этих критериев спрогнозированы перспективные участки переформирования залежи в районах добывающих скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения. Для изучения данного явления предлагается использование выделенных геолого-геохимических критериев в составе площадных мониторинговых исследований нефтей разрабатываемых залежей, которые позволят выявлять участки восполнения запасов и осуществлять наиболее оптимальную и экологически безопасную выработку недр.

Ключевые слова: миграция углеводородов, переформирование месторождений, Ромашкинское месторождение, восполнение запасов нефти, геохимические исследования нефтей.

Salakhidinova G.T.

ORCID: 0000-0003-4055-6831, Limited Liability Partnership, «Caspian Energy Research», Atyrau, Republic of Kazakhstan

GEOCHEMICAL PECULIARITIES OF THE OIL COMPOSITION IN THE SITES OF OIL DEPOSITS REFORMING UNDER THE FINAL DEVELOPMENT STAGE (ON THE EXAMPLE OF MINNIBAEVSKAYA SQUARE OF ROMASHKINSKY DEPOSIT)

Abstract

The article is devoted to the issues of modern replenishment of the oil reserves in the deposits of Tatarstan, which entered into the late stage of development and contains the results of complex geochemical studies of the pashijsky horizon of Romashkinsky and other oil fields. Geological and geochemical criteria are singled out allowing localization of areas on which modern processes of oil reservoir reformation and new portions of hydrocarbons entering into the deposit are assumed. On the basis of these criteria, prospective areas for reforming the deposit in the areas of producing wells of the Minnibaevskaya area of the Romashkinsky field are predicted. To study this phenomenon, it is proposed to use the identified geological and geochemical criteria as а part of the field monitoring of the oil developed deposits, which will identify areas of replenishment of reserves and implement the most optimal and environmentally safe production of mineral resources.

Keywords: migration of hydrocarbons, reformation of deposits, Romashkinsky field, replenishment of oil reserves, geochemical studies of oils.

К настоящему времени на многих крупных нефтяных месторождениях, в том числе, в России и странах СНГ, широко внедряются вторичные и третичные методы увеличения добычи, что связано с их вступлением на завершающую стадию разработки, сопровождаемой падением пластового давления, снижением темпов отбора и повышением степени обводненности продукции. При этом обширная база данных, накопленная на таких месторождениях, включающая как результаты геолого-геофизического изучения земных недр, так и многолетнюю динамику добычи нефти и закачки вытесняющего агента, позволяет предположить на некоторых участках процессы переформирования нефтяных залежей, что выражается в получении легких нефтей из полностью выработанных и обводненных участков, периодическом увеличении продуктивности скважин и восстановлении нефтяных скоплений в промытых зонах.

Процесс переформирования может иметь локальный, выражающийся во внутрипластовом и межпластовом перераспределении собственно пластового флюида в процессе разработки месторождения, так и более глобальный характер, связанный с поступлением новых порций легких углеводородов (УВ) извне, согласно органической гипотезе - за счет газообразных углеводородов, генерированных нефтематеринскими толщами осадочного чехла прилегающих впадин в главной зоне газообразования, и неорганической гипотезе - в ходе периодического поступления глубинных мантийных углеводородов [1], [2].

Несмотря на то, что определение характера процесса переформирования и природы поступающего флюида является сложной задачей, в проводимом исследовании предпринята попытка проследить современные процессы переформирования залежей нефтей в районах добывающих скважин, в том числе на участках в предположительно полностью промытой зоне продуктивного пласта на примере Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения.

Наиболее мобильным и доступным методом фиксирования изучаемого процесса является геохимический, позволяющий вести контроль за поступлением новых порций легких УВ в район добывающей скважины, и фиксировать поступление нефтей в скважины, не затронутых ранее разработкой.

Безусловно, геохимические аспекты исследования процесса восполнения запасов залежей ранее рассматривались в работах Романова Г.В., Каюковой Г.П., Плотниковой И.Н. и ряда других исследователей [4], [5], однако в нашей работе были применены новые методические подходы и виды аналитических исследований [6], [7], [10].

Объекты исследований. Изучены образцы нефтей горизонта D₃psh Ромашкинского (Южно-Татарский свод -ЮТС), D₃tm и C₁kos Первомайского и Комаровского (Северо-Татарский свод - СТС) и C₂b Аканского месторождений (Мелекесская впадина), в том числе из скважин, в районах которых по промысловым параметрам работы предполагаются современные процессы переформирования залежей и восполнения их запасов. Такие участки и приуроченные к ним скважины получили название аномальных. Промысловые критерии, по которым определены аномальные скважины, были получены сотрудниками ТатНИПИнефть под руководством Р.Х.Муслимова (С.Г.Уваровым, И.Ф.Глумовым, В.В.Слесаревой и др.) по результатам исследований промысловых характеристик более 20000 скважин Ромашкинского месторождения, начиная с 1955г., и сводятся к следующим 5 критериям:

· скважины с накопленной добычей нефти более 0,5 млн. т;

· скважины с дебитами нефти более 100 т/сут. в течение не менее 5 лет;

· скважины с продолжительностью работы не менее 40 лет;

· скважины с накопленным водонефтяным фактором не более 0,5 м³/т;

· скважины с растущими дебитами в течение не менее 5 лет в период падающей добычи нефти по площади.

В исследовании принимали участие образцы нефтей из аномальных и расположенных вблизи аномальных скважин Миннибаевской (159, 166, 9549, 9589, 10754, 10755), Алькеевской (5187, 5188, 5212, 5310) площадей Ромашкинского месторождения, Первомайского (1391, 1469) и Комаровского (890) месторождений, образцы из скважин Миннибаевской площади, пробуренных недавно в предположительно полностью промытой зоне продуктивного пласта, но давшие притоки легких безводных нефтей (20172, 20173, 20458, 20675), и образцы из скважин без признаков аномальности Миннибаевской площади (231) и Аканского месторождения (1899, 1916, 1968, 1992, 2103, 2265).

Методы исследований. Изучение образцов геохимическими методами проведено в лаборатории геохимии горючих ископаемых Казанского (Приволжского) федерального университета и включало следующие этапы: 1) фильтрация нефти от воды; 2) исследование группового состава нефтей; 3) газохроматографические (ГХ) и хроматомасс-спектрометрические (ГХ-МС) исследования масляной фракции нефтей; 4) ГХ исследования содержания растворенных в нефти газов состава С₁-С₆ с использованием техники парофазного анализа; 5) изучение изотопного состава углерода образцов нефтей и их полярных компонентов.

После фильтрации нефти от воды исследование группового состава (разделение на масла, смолы, асфальтены) проводилось методом колоночной жидкостно-адсорбционной хроматографии на силикагеле. Масляная фракция нефти изучалась методами ГХ на приборах «Кристалл 2000М»; Clarus 500 (PerkinElmer) и ГХ-МС на приборах «Хроматэк - Кристалл 5000 - ICQ» (ThermoScientific, Хроматэк); TurboMass Gold (Perkin Elmer)). ГХ исследования растворенных газов состава С₁-С₆ в образцах нефтей проводились на приборе «Clarus 500» с автоматическим дозатором паровой фазы «Turbomatrix headspace sampler HS40» («Perkin Elmer»). Изотопный анализ углерода нефтей и их фракций проводился на анализаторе для изотопного анализа углерода в газовых, жидких и твердых образцах iTOC-CRDS (OIAnalytical и Picarro, USA).

ГХ исследования проводились методом капиллярной ГХ в режиме программирования температуры от 100⁰С до 300⁰С. В диапазоне от 100⁰С до 150⁰С температура в колонке изменялась со скоростью 10⁰С в минуту и в диапазоне от 150⁰С до 300⁰С - 3⁰С в минуту, соответственно. Температура инжектора составляла 300⁰С, пламенно-ионизационного детектора - 300⁰С. Осуществление анализа на приборе «Clarus 500» проводилось со скоростью движения подвижной фазы 2 мл/мин, ввод фракции в испаритель осуществлялся с делением потока 1:20. Газ-носитель - гелий. Разделение исследуемого вещества проводилось на колонке Elite - 5MS 30м*0,25мм. Проведение анализа на приборе «Кристалл 2000М» осуществлялось с использованием водорода в качестве газа-носителя.

Для идентификации выделяемых компонентов использовались соответствующие эталоны (н-С18, н-С21), а также эталонные смеси (н-С12 - н-С24). В дальнейшем пики на хроматограмме идентифицировались по принципу, основанному на постоянстве времени удерживания индивидуальных веществ в стандартных условиях определения. Площади пиков на хроматограмме рассчитывались с использованием программного пакета «TotalChrom».

ГХ/МС исследования масляных фракций изучаемых образцов нефтей проводились на приборах -хроматомасс-спектрометрах с масс-селективными детекторами «Хроматэк - Кристалл5000 - ICQ» (ThermoScientific, Хроматэк) и TurboMass Gold (Perkin Elmer) с использованием компьютерной обработки данных в режиме SIM с записью ионов m/z 217,218 для стеранов, m/z 191 для терпанов. Разделение УВ велось на капиллярной колонке CR-5ms 30м*0,25мм для первого прибора и 30м*0,32мм с фазой PE-XLB для второго. Хроматографирование осуществляли в режиме линейного программирования от 100?С до 300?С. В диапазоне температур от 100 до 150?С скорость подъема температуры составляла -12,5?С в мин и 3?С в мин в диапазоне от 150 до 300?С. Изотермический режим при 300?С - 14 минут. Температура испарителя - 300?С. Газ-носитель - гелий, скорость потока - 2 мл/мин.

Запись спектров проводилась в режиме сканирования с интервалом в 2 сек. Затем выполнялась компьютерная реконструкция хроматограмм по характерным для различных групп УВ осколочным ионам. Идентификация отдельных углеводородных соединений производилась на базе библиотеки NIST.

Обсуждение результатов. Изучение явления современного переформирования участков залежей с помощью колоночной жидкостно-адсорбционной хроматографии показывает уменьшение содержания легких компонент - масел и увеличение содержания тяжелых компонент - асфальтенов в ряду - образцы нефтей из аномальных скважин - образцы нефтей из промытой зоны - образцы нефтей из скважин без признаков аномальности на ЮТС и образцы нефтей из скважин без признаков аномальности за пределами ЮТС, что хорошо видно на Рис. 1.

Большее содержание легких низкомолекулярных соединений в составе нефтей из аномальных скважин и из промытой части пласта прослеживается и по результатам ГХ исследований, согласно геохимическим коэффициентам отношения высоко- и низкомолекулярных н-алканов и отношения П/Ф, что видно на Рис. 2.

Первым параметром, обнаруживающим дифференциацию нефтей, является отношение П/Ф. Наблюдается закономерное уменьшение параметра в среднем от значений 0,95 для нефтей из аномальных скважин к 0,94 для образцов из расположенных вблизи аномальных скважин, за которыми следуют образцы из промытой зоны продуктивного пласта, где отношение П/Ф=0,93, затем образец из скважины 231 Миннибаевской площади без

Рис. 1 - Групповой состав исследуемых образцов нефтей из скважин: 1 - с признаками аномальности; 2 - расположенных вблизи аномальных скважин; 3 - пробуренных недавно и давших нефть из промытой части пласта; 4 - без признаков аномальности; 5 - без признаков аномальности за пределами ЮТС

признаков аномальности (П/Ф=0,86) и замыкают ряд образцы из скважин без признаков аномальности за пределами ЮТС со средними значениями П/Ф=0,57. Одним из объяснений может служить увеличение содержания в образцах нефтей легкой миграционной составляющей, в последовательности, обратной рассмотренной, с наибольшими значениями в образцах нефтей из аномальных скважин в связи с большей миграционной способностью пристана в сравнении с фитаном.

Увеличение значений параметров Ун(С27-С31)/Ун(С15-С19) и нС27/нС17 от образцов нефтей из аномальных скважин (0,27 и 0,36, соответственно, - здесь и далее) к скважинам, расположенным вблизи аномальных (0,28 и 0,39) через образцы из скважин из промытых зон продуктивного пласта (0,28 и 0,38) к скважинам без признаков аномальности (0,54 и 0,60) на ЮТС и (0,32 и 0,42) Аканского месторождения также показывает большее содержание легкой низкомолекулярной составляющей для образцов нефтей из аномальных скважин и из промытой части пласта, что подтверждается и распределением значений коэффициента Ун(С13-С15)/Ун(С23-С25).

Рис. 2 - Значения биомаркерных параметров в исследуемых образцах нефтей из скважин, типизация которых приведена в подписи к Рис. 1. Правая ось значений - для параметра Ун(С13-С15)/Ун(С23-С25)

залежь нефть месторождение геохимический

Полученные данные - отличие образцов из аномальных и из скважин без признаков аномальности по содержанию легких низкомолекулярных гомологов, - могут предполагать этапность поступления УВ на участки аномальных скважин, что хорошо обосновывается методическими приемами, разработанными С.Б.Остроуховым.

Например, оценка состава нефти по результатам моделирования молекулярно-массового распределения нормальных алканов, показывает, что в гомологическом ряду н-алканов прослеживается наличие компонент различного генезиса - легкой миграционной конденсатной (Область 1) и исходной тяжелой нефтяной компонент (Область 2), а для образцов из скважин без признаков аномальности - значительная потеря легкой компоненты и отсутствие притоков новых порций легких УВ в залежь (Рис. 3).

Рис. 3 - Сравнительная характеристика имитированного разделения нефтей в интервале н -алканов С11+ для образца из аномальной скважины 9589 и из скважины без признаков аномальности 231

Большее содержание низкомолекулярных гомологов для образцов из аномальных скважин видно и на графике зависимости К₁-К₂ (Рис. 4), где К₁; К₂ - отношение содержания низко- и высокомолекулярных н-алканов в образце.

В целом, широкое развитие процессов миграции в рассматриваемые залежи ЮТС и СТС может быть обосновано и превышающими равновесные значениями стерановых и терпановых показателей зрелости, и несоответствием их изменения согласно предложенным эмпирическим и теоретическим кривым зрелости, а также по «возрастным» параметрам нефтей, указывающим на смешение девонских и нефтей более позднего этапа генерации (Рис. 5, Табл. 1).

Рис. 4 - Дифференциация образцов нефтей из аномальных скважин и скважин без признаков аномальности по коэффициентам К₁, К₂, предложенным С.Б. Остроуховым

Возможность формирования рассматриваемых залежей ЮТС и СТС за счет нефтей, генерированных различными типами нефтематеринских пород различной степени термального преобразования, можно обосновать особенностями состава и распределения три- и пентациклических терпанов, которые показывают несоответствие состава образцов определенному типу нефтематеринской породы [8], [9] (Рис. 6), и отсутствием вертикального тренда значений коэффициентов стер.С28/(С27+С29) и Ts/(Ts+Tm) относительно значений величины дС13 в масляной фракции образцов нефтей [11] (Рис. 7). Разброс значений параметра стер.С28/(С27+С29) - составляет 0,29-0,53, параметра Ts/(Ts+Tm) - 0,20-0,47 в интервале значений величины дС13 -31,1-28,4‰.

Рис. 5 - Исследование степени «созревания» нефтей согласно стерановым и терпановым показателям зрелости. Серым цветом обозначена область равновесных значений параметров

При этом образцы нефтей из аномальных скважин характеризуются увеличением содержания тяжелого изотопа углерода с увеличением содержания масляной компоненты в групповом составе нефти (Рис. 8).

Таблица 1 - Исследование изменения величин параметров С26T/Ts и С28/С29 в исследуемых образцах нефтей как функций геологического времени

Рис. 6 - Исследование обстановок осадконакопления исходного ОВ по составу и распределению три- и пентациклических терпанов

Рис. 7 - Исследование изменения величины дС13 в масляной фракции относительно значений коэффициентов стер.C28/(C27+C29) и Ts/(Ts+Tm)

Рис. 8 - Исследование зависимости значений дС13 в нефти от содержания в составе образцов масляной компоненты

Одним из аргументов в пользу гипотезы о современных процессах переформирования участков нефтяных залежей при поступлении в их пределы новых порций легких газообразных флюидов может служить и большее содержание - в 5 раз больше в образце 9589 в сравнении с образцом 231 - растворенных газов состава С₁-С₆ по результатам ГХ исследований образцов нефтей с использованием техники парофазного анализа (Рис. 9).

Рис. 9 - Исследование содержания растворенных газов состава С₁-С₆ в образцах нефтей из аномальной скважины 9589 и из скважины без признаков аномальности 231 с использованием техники парофазного анализа. Цифрам соответствуют растворенные газа состава: 1 - метан; 2 - этан; 3- пропан; 4 - изобутан; 5 - бутан; 6 - пентан

Таким образом, полученные в ходе проведенного комплекса геохимических исследований данные свидетельствуют о возможности современных процессов миграции в районы добывающих скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения. Выявленные геохимические особенности в составе образцов нефтей из аномальных скважин в сравнении с образцами из скважин без признаков аномальности сводятся к следующим:

а) по групповому составу нефтей: преобладание содержания масляной фракции - более 60%, низкое содержание асфальтенов - менее 8%;

б) согласно результатам моделирования молекулярно-массового распределения нормальных алканов - повышенное содержание легкой конденсатной миграционной компоненты;

в) повышенное содержание в нефти растворенных газов состава С₁-С₆ - в среднем в 3 раза выше в сравнении с образцами из скважин без признаков аномальности;

г) биомаркерные параметры нефтей, характеризующие исходные условия осадконакопления, показывают несогласованность изменения их значений: триц.терп.(С22/С21), триц.терп.(С24/С23), триц.терп.(С26/С25), С3122R/Г30, Г29/Г30, Ts/Tm и Диа/Рег.;

д) соответствие состава и распределения три- и пентациклических терпанов, стеранов, н-алканов значениям биомаркерных параметров нефтей, отвечающим за процессы миграции:

· широкий разброс значений параметра три/пента (0,34-1,85), и пониженные значения Гам./Г30(<0,30);

· высокие значения параметров зрелости стер.C29SSR, стер.С29ввбб, превышающие равновесные (>0,55-159,10754,9589,20172,5188,1391), и (>0,67-159,166,20173,20458,1391), соответственно;

· несогласованность изменения значений параметров C29SSR от C29ввбб и C29S/R от C29вв/бб и отклонение от эмпирической и теоретической кривых зрелости на графиках зависимости;

· высокие значения показателя C31S/(S+R) (>0,57-159,10754,9589,20458,5188,890, 1391,1469), низкие значения М/Г (0,07-9589 - 0,15-5188), преобладание относительного содержания С31 (35-50%) среди гомогопанов состава С31-С35 (5188,890,1469,1391,20173);

· высокие значения параметров П/Ф (0,94-0,96 и выше); Ун(С13-С15)/Ун(С23-С25) (2,6-3,2 и выше);

· К₁=0,7-0,8 и К₂=1,6-1,7 (и выше) и низкие значения параметров Ун(С27-С31)/Ун(С15-С19)=0,27-0,28 и нС27/нС17=0,36-0,39.

Выявленные геохимические особенности состава нефтей из аномальных скважин рассматриваемых залежей Южно-Татарского и Северо-Татарского сводов, подтверждая повышенное содержание в их составе легких низкомолекулярных соединений, позволили обосновать многоэтапность (минимум два) формирования залежей и современные процессы миграции новых порций легких углеводородов в районы добывающих скважин - процессы переформирования залежи подтверждены на участке скважины 9589 и спрогнозированы на участках скважин 20172, 20173, 20458, 20675, пробуренных недавно в предположительно полностью промытой зоне продуктивного пласта, но давшие притоки безводной нефти в пределах Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения.

Необходимо отметить, что в отличие от случаев восстановления нефтеносности в обводненных скважинах, рассмотренных в работах И.А.Дьячука, П.П.Повжика и др. [3] и объясняемых гравитационным перераспределением нефти в залежи, на Ромашкинском месторождении в аномальных скважинах наоборот фиксируется длительная работа эксплуатационных скважин с постоянным либо слабо уменьшающимся дебитом (и периодической инверсией дебита на фоне падающей добычи), с постоянным процентом обводненности (который не увеличивается с годами), а общая накопленная добыча в аномальных скважинах превышает 1млн. тонн (достигая в отдельных случаях двух и более миллионов тонн). Данные факты трудно объяснить просто перераспределением нефти в пласте без предположения о поступлении новых порций УВ в данный участок залежи.

Полученные геохимические особенности нефтей из аномальных скважин целесообразно использовать в дальнейшем при проведении площадных мониторинговых исследований нефтей, что совместно с анализом геолого-промысловых параметров работы скважин позволит прогнозировать участки залежей, в нефтях которых присутствуют следы вновь поступивших порций легких УВ, и где возможны периодическое увеличение дебитов скважин и восстановление нефтяных скоплений в промытых зонах. Учет таких участков, в свою очередь, будет способствовать возможности скорректировать систему разработки наиболее оптимальным образом для повышения величины конечного коэффициента нефтеизвлечения, продления срока эксплуатации залежей и осуществления более экологически безопасной выработки недр. Возможно, проведение и анализ мониторинговых исследований приведут к улучшению понимания механизма формирования залежей углеводородов и действия геологических сил.