Исследование состава нефти – важнейшая задача, результаты решения которой позволяют разрабатывать и внедрять новые методики освоения нефтяных залежей, оценивать запасы, с большей эффективностью проводить поисково-разведочные работы, а также контролировать изменение состава в нефти в процессе разработки и эксплуатации месторождений. В зависимости от углеводородного состава нефти-сырца можно выбрать и оптимизировать режим ее переработки, ориентируясь или на максимальную глубину (полноту) переработки, или на максимальный выход требуемых продуктов [[i]].
В нефти наиболее широко представлены соединения трёх классов: насыщенные углеводороды, циклоалканы и арены, а также в небольшом количестве присутствуют углеводороды смешанного строения. Для решения практических задач органической геохимии особенный интерес представляют парафины, изопреноидные и ароматические углеводороды, поскольку некоторые представители этих классов веществ являются носителями генетической информации в рамках седиментационно-миграционной теории образования нефти и формирования нефтяных месторождений. Среди парафинов наиболее важным, с геохимической точки зрения, являются пристан С19Н40 (2,6,10,14-тетраметилпентадекан) и фитан С20Н42 (2,6,10,14-тетраметилгексадекан). Отношение содержания пристана и фитана обычно используют для оценки окислительно–восстановительных условий в бассейне седиментации исходной органической материи (ОМ) [[ii];[iii]]. В то время как наиболее полезным свойством ароматических углеводородов является отражение на их составе термической зрелости ОМ в процессе эволюции. Самый распространенный метод оценки зрелости ОМ заключается в сопоставлении изменений относительных содержаний некоторых изомеров ароматических углеводородов при увеличении термического воздействия. Например, метилнафталиновый индекс (MNR) - параметр термической зрелости, рассчитывают, как отношение содержания термодинамически более стабильного 2-метилнафталина (2-MN) (β-изомер) к содержанию менее стабильного 1-метилнафталина (1-MN) (α-изомер). Некоторые геохимические индексы для оценки термической зрелости ОМ приведены в таблице 1.
Таблица 1. Геохимические индексы соотношений ароматических углеводородов для оценки термической зрелости
Ранее нами был исследован состав образцов нефти различных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа [[v]], а также вариации состава нефти, извлекаемой из разных скважин Западно-Сургутского месторождения. Было показано, что даже с учетом суммарных погрешностей анализа состава нефти, возможна идентификация продуктивного пласта, из которого получен образец нефти [[vi];[vii]].
В данной работе представлены и обсуждены результаты анализов углеводородного состава образцов нефти, отобранных на устье продуктивных скважин Угутского месторождения ХМАО-Югры.
Угутское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе ХМАО-Югры, по запасам относится к категории крупных, а по геологическому строению – к сложным. Входит в состав Сургутского нефтегазоносного (нефтегазового) района, Среднеобской нефтегазоносной (нефтегазовой) области.
Были исследованы вариации группового, гомологического и изомерного состава углеводородов в пробах нефти Угутского месторождения, отобранных на устье скважин с различными сроками эксплуатации, а также изменения состава извлекаемой нефти с течением времени по результатам периодического отбора проб из одних и тех же скважин. Для корректного сопоставления состава различных образцов был проведен комплекс многостадийных анализов. Нефтяные флюиды разделяли по классической схеме SARA-анализов [[viii]], в дальнейшем полученные фракции изучали методами оптической спектроскопии, газо-жидкостной хроматографии и хроматомасс-спектрометрии.
Общая оценка полученных распределений относительных содержаний углеводородов показала, что их вариации имеют бессистемный характер и трудно интерпретируемы. Поэтому сопоставление состава разных образцов было проведено по значениям геохимических индексов, рассчитанных по относительным содержаниям парафинов и ароматических углеводородов, и которые можно рассматривать как обобщенные и общепринятые в органической геохимии характеристики состава при сопоставлении различных образцов нефти и рассеянного органического вещества пород.
Практический интерес представляют результаты анализов образцов М1Г1 и М1Г2 (повторение анализа одного и того же образца нефти), по которым можно оценить повторяемость результатов анализа. Показано, что повторяемость определения относительных содержаний изучаемых углеводородов не превышает 4.5 % отн, а погрешности в рассчитанных по составу индексов, используемых для решения геохимических задач, не мешают идентифицировать источник образца – конкретную скважину, из которой он был отобран. Образцы М1 и М6, М2 и М5, отобранные с полугодовым временным интервалом, позволяют оценить вариации состава нефти с течением времени в процессе эксплуатации скважин. За полгода некоторые характеристики состава изменились на более чем 10% от их первоначального значения. Так для образцов М1 и М6 содержание изопреноидных углеводородов изменилось в среднем на 14%, а значения геохимических параметров варьируют в пределах 8%, тогда как для образцов М2 и М5 эти вариации не так значительны, и лежат в пределах 1% и 6% соответственно.
В то же время, визуальная интерпретация отражает существенное отличие значений параметров для образцов М4, М9, М10 по сравнению с остальными образцами (рис 1,2). Значения параметров Pr/n-C17 и Ph/n-C18 для этих образцов на рисунке 1 кардинально отличаются от рассчитанных для остальных образцов. Полученная картина требует в последующем более детального изучения, но уже в настоящее время позволяет предположить причины таких отклонений, которые могут быть как геологического (нефть из разных продуктивных горизонтов), так и технологического характера (применение технологий повышения нефтеотдачи, физико-химические методы воздействия на призабойные зоны и проч.).
Рис.1 Геохимические параметры состава образцов нефти Угутского месторождения, рассчитанные по изомерному составу парафинов
Рис.2 Геохимические параметры состава образцов нефти Угутского месторождения, рассчитанные по изомерному составу ароматических углеводородов
Кроме того, одной из возможных причин таких изменений могут быть различия в скоростях фильтрации изомеров через пористую среду. Это было показано при моделировании фильтрации нефтяного флюида методом нормально-фазовой ВЭЖХ. Времена удерживания некоторых изомеров ароматических углеводородов с одинаковой массой различались более чем на 20%. Таким образом, изменение состава извлекаемой нефти в процессе эксплуатации нефтяных скважин можно сопоставить с изменением состава элюата, рассматривая миграцию нефтяного флюида в пласте при нефтеизвлечении как вариант фронтальной жидкостной хроматографии.
В общей картине наблюдаемых вариаций состава извлекаемой нефти находит отражение изменение физико-химических условий и характеристик продуктивного пласта в призабойной зоне скважин, которые вызывают перестройку структуры термодинамически неравновесной нефтяной системы и приводят изменению состава извлекаемого нефтяного флюида.
Литература:
1. Тиссо Б. Вельте Д. Образование и распространение нефти. М., «Мир», 1981 г. – 504 с.
2. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М., «Мир», 1982 г. – 698 с.
3. Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник для ВУЗов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2012. – 460 с.
4. Asif M. Geochemical applications of polycyclic aromatic hydrocarbons in crude oils and sediments from Pakistan. Department of chemistry University of Engineering and Technology Lahore – Pakistan. – 2010. – 173 р.
5. Туров Ю.П., Лазарев Д.А., Муравская Ю.А., Гузняева М.Ю. Углеводородный состав нефтей некоторых месторождений Ханты-Мансийского автономного округа. Успехи современного естествознания. – 2016. – № 9. – С. 126 – 130.
6. Туров Ю.П., Гузняева М.Ю. Уточнение геологического строения эксплуатируемого нефтяного месторождения по составу нефти, извлекаемой из различных скважин. Успехи современного естествознания. – 2020. – № 1. – С. 54 – 60.
7. Turov Yu., Guznyaeva M. Рetroleum hydrocarbons: geochemical parameters and "composition-oil origin" correlations. Conference Proceedings. XIX International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2019. 30 June - 6 July, 2019. Albena, Bulgaria. Vol.19, Issue 1.1, P. 437 – 442.
8. Sieben V.J. Optical measurement of saturates, aromatics, resins, and asphaltenes in crude oil / V.J. Sieben, A.J. Stickel, C. Obiosa-Maife, J. Rowbotham, A. Memon, N. Hamed, J. Ratu-lowski, F. Mostowfi // Energy Fuels. – 2017. – Vol. 31. – №. 4. – P. 3684 – 3697.
