CC BY
85
АСТРАХАНСКИЙ ВЕСТНИК ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ОБРАЗОВАНИЯ
№ 4 (22) 2012. с 135-143.
УДК 550.4
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ - СПОСОБ УТОЧНЕНИЯ МОДЕЛИ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Валентина Сергеевна Мерчева ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный университет»
Ольга Владимировна Красильникова
ООО «Газпром добыча Астрахань», [email protected]
добыча, повышение объемов извлекаемых углеводородов, объект исследования, физикохимические свойства, парафины, смолы, асфальтены, биомаркеры, молекулярный составгенетические коэффициентынефть.
Ограниченность объемов разведанных мировых углеводородных запасов вызывает потребность активизации геологоразведочных работ по увеличению минерально -сырьевой базы с целью обеспечения стабильной работы действующих перерабатывающих мощностей. Одно из перспективных направлений - наиболее полное вовлечение в разработку запасов эксплуатируемых в настоящее время месторождений. Геолого -промысловые и геохимические исследования способствуют решению данной задачи.
GEOCHEMICALSURVEY - WAYTHEREFNEMENT OF ASTRAKHANGAS CONDENSATE FIELD
Valentina Sergeevna Mercheva Federal State Budget Educational Institution «Astrakhan State University»,
Olga Vladimirovna Krasilnikova «GaspromDobyacha Astrakhan» LLC [email protected]
production, increase of volumes of extracted hydrocarbons, the object of the research, physical and chemical properties, waxes, resins, asphaltenes, biomarkers and molecular composition of genetic coefficients oil.
Limited availability of the world's proven hydrocarbon reserves is causing the need of intensification of geological prospecting works on increase of the mineral-raw material base with a view to ensure the stable work of existing recycle-existing capacities. One of the promising directions - the most complete involvement in the establishment of reserves currently operated fields. Geological-fishing and geochemical studies contribute to the solution of this task.
По оценке аналитиков обеспеченность разведанных мировых запасов нефти оценивается в 193^-210 млрд. тонн, что гарантирует стабильность разработки открытых месторождений на период не более чем 40^50 лет [8].
В этой связи существенно увеличивается роль непромышленных запасов, вовлечение которых в разработку на момент оценки экономически нецелесообразно либо технически (технологически) невозможно. Помимо частичной компенсации падения добычи на крупных залежах и поддержания общего уровня добычи углеводородов, разработка таких объектов имеет большое социально-экономическое и научное значение. В данной ситуации значительный интерес представляют залежи нефти на разрабатываемых, в том числе нефтегазоконден сатн ых местор ожд ениях.
В качестве одного из примеров можно привести опыт Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, на поздней стадии разработки которого поддержка эффективности стабильной работы комплекса предполагается за счет ранее не учтенных запасов матричной нефти. По оценке Экспертно-технического совета Федерального государственного учреждения «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых Роснедра» Министерства природных ресурсов суммарные ресурсы высокомолекулярного сырья в недрах ОНГКМ составляют 2,59 млрд. т нефтяного эквивалента, в том числе 578 млн. т масел в нефтяном эквиваленте отнесенных к запасам категории С 2, что почти в 3 раза превышают остаточные запасы газа и конденсата [1].
Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ), разрабатываемое с 1986 г., расположено в непосредственной близости от уникальной Волго-Ахтубинской поймы и особо охраняемых природных территорий, и этот факт длительное время служило одним из сдерживающих факторов увеличения объемов добываемого углеводородного сырья. Но все возрастающая геополитическая и экономическая значимость Прикаспийского региона, а также открытие и начало освоения новой нефтегазоносной субпровинциина его территории способствуют неизбежному поиску путей увеличения объемов добычи углеводородов, в том числе и на обустроенных месторождениях.
В разрезе Астраханской структуры Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) вскрытием скважинами подтверждено наличие нескольких самостоятельных залежей углеводородов с аномально высоким пластовым давлением [2].
Результаты анализа сопутствующих объектов исследования позволяют уточнять модель АГКМ в ходе его длительной разработки. В вопросах принятия решения о целесообразности организации добычи из горизонтов, не считающихся по первоначальному проекту разработки месторождения продуктивными, исключительная роль может принадлежать геохимическим технологиям. Прежде всего, экспериментальным исследованиям физикохимических свойств, элементного, молекулярного состава, биомаркеров нефти. Результаты обобщения и систематизации полученных данных позволяют в конечном итоге идентифицировать ее генетически.
Получение первичной информации заключается в проведении физико-химического анализа углеводородов, выполняемого по стандартным методикам и включающего определение следующих параметров: плотность при 20 0С (ГОСТ 3900), вязкость
кинематическая (при 200С и 500С - ГОСТ 33), вязкость динамическая (при 20 0С и 500С), содержание парафина (ГОСТ 11851), смол селикагелиевых и асфальтенов, температур начала и конца кипения, выход фракций до 1000С, 1500С, 2000С, 2500С, 3000С (ГОСТ 2177), содержание общей серы (ГОСТ 19121) и др.
Молекулярный анализ бензиновых фракций нефтей включает определение содержания белее, чем 100 индивидуальных углеводородов (УВ) методом хроматографии. Разделение углеводородов осуществляется на капиллярной колонке длиной 50 м с неподвижной фазой - сквалан, в режиме линейного программирования температуры со
скоростью ее подъёма 10С/мин. при диапазоне температурного программирования от 50 до 1200С.
Молекулярный анализ среднекипящих фракций УВ выполняется методом газожидкостной хроматографии при следующих условиях: газ-носитель гелий, колонка RTX-
1 с внутренним диаметром 0,25 мм, длина колонки 30 м., неподвижная фаза -диметилсилоксан, толщина фазы 25 ммк, линейное программирование температуры 40С/мин при диапазоне температурного программирования от 70 до 3100С.
Исследование полициклических биомаркеров выполняется с использованием системы компьютерной обработки результатов хроматографических исследований, полученных на капиллярной колонке длиной 30 м с силиконовой фазой в режиме линейного программирования температуры со скоростью подъёма температуры 40С /мин при диапазоне температурного программирования от 70 до 3000С.
Результаты определения физико-химических свойств объектов исследования, в том числе содержания парафина, позволили сгруппировать их, основываясь на принципе технологической индексации нефти (таблица 1).
К представителям высокопарафинистых объектов исследования отнесены пробы № 3 ^ № 8, среднее содержание парафинов в которых составило 20,17 %масс, асфальтенов - 0,07 %масс и т.д. при плотности ~ 851 кг/м3.
В объектах исследования № 11 ^ № 15 зафиксировано наименьшее содержание парафинов - в диапазоне значений 1, 21 ^ 3,34 %масс.
В объектах исследования № 1, 2, 9, 10 содержание парафинов в - диапазоне значений от 9,46 до 11,31 %масс, что соответствует среднему значению - 9,95 %масс. Объекты исследования №1 и №2 выделяются большим содержанием смол силикагелевых (7,77 и 7,47%масс), что и обуславливает их повышенную вязкость.
Результаты последующего хроматографического этапа исследований подтверждают соответствующее распределение индивидуальных углеводородов (УВ) по молекулярным массам, что отражено на хроматограммах в соответствии с рисунками 1, 2. Исходя из хроматограмм, наглядно подтверждаются и сведения о суммарном содержании н -парафинов.
В связи с большим количеством индивидуальных веществ в составе нефти (более 1000) широко используется метод исследования ее отдельных фракций [6]. Большой информативностью при этом обладают все фракции, в данном случае представлены результаты исследования фракций «Н.К.^180°С». По результатам экспериментов фракций «Н.К.^180 0С» объектов исследования модели АГКМ составлены таблицы содержания, молекулярной характеристики и соотношения углеводородов (таблицы 2, 3, 4).
В основу дальнейших исследований, в том числе хроматографических, заложено определение биомаркеров - наиболее часто используемых соотношений значений содержания индивидуальных парафиновых УВ нормального и изопреноидного строения, имеющих генетический смысл: «пристан /фитан (и ^9 / иC20)», «пристан / нС17», «фитан / нС18», «(пристан+ фитан)/(нС17+ нС18)». Среди них особо выделяется величина соотношения значений содержания пристана (П) к фитану (Ф), являющегося одним из основных геохимических показателей [3, 4, 9].
Физико-химическая характеристика объектов исследования модели АГКМ
Объект Исследования* Плотность Вязкость динамическая, мПа*с Содержание, %масс Температура начала кипения, Н.К.,°С Выход фракций до температуры, %об.
О о О и при О О О и при о о О и при О О О 1Л и при парафины смолы силикагелевые ы н <и н ь аф са а р е с С ° О о С ° О 1Л С ° О О С ° О С ° О о
высокопарафинистые объекты исследования
3 853 неподвижна 11,76 6,76 31,29 4,06 0,09 0,39 95 5 11 14 23 41
4 870 9,17 5,82 16,63 2,02 0,14 0,51 91 4 18 іедост. личество
5 836 13,69 5,10 22,75 3,38 0,04 0,43 90 5 11 ко
6 852 4,71 3029 16,37 1,47 0,04 0,57 80 недостаточное количество
7 845 29,86 - - 6,11 13,34 3,03 0,05 1,15 161 5 17 40
8 847 41,48 9,29 20,65 3,55 0,06 0,81 105 10 18 24 38
объекты исследования с промежуточным значением содержания парафинов
1 862 21,60 - - 7,57 11,31 7,77 0,1 0,61 60 8 16 25 33 43
2 873 35,06 - - 11,42 9,53 7,47 0,74 0,76 62 8 16 27 31 39
9 822 5,37 - - 2,78 9,49 2,52 0,03 0,25 42 28 40 48 55 64
10 938 - - - - 9,46 5,09 0,55 0,58 недостаточн. количество для анализа
низкопара< (инистые объекты исследования
11 965 14,46 - - 5,28 1,21 16,44 отс. 0,73 90 7 9 14 нет данных
12 916 5,30 - - 2,40 2,36 1,45 отс. 0,74 55 11 14 25
13 928 10,62 - - 4,82 3,34 17,59 0,35 0,90 недостаточное количество для анализа
14 861 12,42 - - 5,03 4,40 6,21 0,15 0,26
15 810 2,13 - - 1,31 3,00 0,98 отс. 0,52 40 17 30 45 61 78
Примечание: * - условные обозначения объектов исследования
Интенсивность, рА
Время удерживания, мин.
П - пристан; Ф - фитан; пики 8 ^ 40 - нормальные парафины; пики и13, и18 - изопреноидные углеводороды соответствующей молекулярной массы;
* - пики, идентифицированные как неуглеводородные компоненты
Рисунок 1 - Хроматограмма объекта исследования модели АГКМ с высоким содержанием парафинов
Ишенсишюсп., рЛ
П - пристан; Ф - фитан; пики 8 ^ 40 - нормальные парафины;
пики и13, и18 - изопреноидные углеводороды соответствующей молекулярной массы
Рисунок 2 - Хроматограмма объекта исследования модели АГКМ со средним содержанием парафинов
Характеристика углеводородов фракции «Н.К.^180 0С» объектов исследования модели АГКМ
Объект исследования* Парафиновых Нафтеновых Ароматических Н.К.,°С Углеводороды начала хроматограммы
н-УВ и-УВ всего пяти- членных шести- членных всего бензол толуол ХС8 всего
1 49,57 30,65 80,22 6,62 9,40 16,02 0,13 1,18 2,44 3,76 75 нС3, иС4,нС4, иС5, нС5
2 46,42 31,26 77,68 8,52 9,81 18,33 0,23 1,58 2,18 3,99 85 нС3, иС4,нС4, иС5, нС5
9 45,30 39,23 84,53 3,77 7,54 11,31 0,01 1,05 3,10 4,16 70 нС3, ^С4,нС4, иС5, нС5
3 36,91 34,27 71,18 6,84 17,65 24,49 0,09 0,96 3,28 4,33 80 иС4,нС4, нС5
4 39,09 32,52 71,61 5,86 17,21 23,07 0,17 0,88 4,26 5,32 70 иС4,нС4, иС5, нС5
5 37,30 35,63 72,93 5,78 16,00 21,78 0,16 1,18 3,95 5,29 90 нС4, иС5,нС5
7 47,68 28,01 75,69 3,86 13,96 17,82 0,67 1,57 4,25 6,49 105 иС5,нС5
8 42,92 31,72 74,64 3,62 13,33 16,95 1,65 1,36 5,40 8,41 80 иС4,нС4, иС5, нС5
12 42,39 40,41 82,80 5,29 8,23 13,52 0,08 0,65 2,94 3,68 60 нС3, иС4,нС4, иС5, нС5
13 46,12 36,22 82,34 5,16 8,34 13,50 0,02 1,16 2,97 4,16 85 нС3, иС4,нС4, иС5, нС5
15 53,50 32,14 75,64 5,67 9,12 14,79 0,21 6,06 3,31 9,57 75 нС3, иС4,нС4, иС5, нС5
Таблица 3
Соотношения индивидуальных углеводородов фракции «Н.К.^1800С»объектов исследования модели АГКМ
Объект исследования* ы ак - -н ы и - -и Циклогексаны ИНБШГВ Циклопентаны и-алканы Циклопентаны циклогексаны ы ак л лА ы н § и и ц Диметилалканы геминальной структуры, % на сумму и-алканов Этилбензол ксилолы м-ксилол о-ксилол Коэффициент метаморфизма м 2 С ° .,.К К
1 1,62 0,12 0,22 0,70 5,01 0,65 0,03 3,97 0,90 2,56 75
2 1,48 0,13 0,27 0,87 4,24 0,74 0,05 3,02 0,79 2,65 85
9 1,15 0,09 0,10 0,50 7,47 1,10 0,09 2,73 0,72 2,62 70
3 1,08 0,25 0,20 0,39 2,91 2,30 0,06 3,57 0,61 1,03 80
5 1,05 0,22 0,16 0,36 3,35 2,53 0,05 5,14 0,58 1,42 90
7 1,70 0,18 0,14 0,28 4,25 2,21 0,09 4,18 0,52 1,08 105
8 1,35 0,18 0,11 0,27 4,40 1,64 0,03 5,11 0,60 1,38 80
12 1,05 0,10 0,13 0,64 6,12 0,47 0,04 4,8 0,67 2,84 60
13 1,27 0,10 0,14 0,62 6,10 отс. 0,03 4,00 0,72 2,29 85
15 1,35 0,12 0,18 0,62 5,11 1,28 0,06 2,38 0,85 2,36 75
Примечание: * - условные обозначения объектов исследования
Характеристика молекулярного состава углеводородов объектов исследования модели АГКМ (по данным
капиллярной газожидкостной хроматографии)
Объект Исследования* © ЕЗ С' О н ЕЗ 00 и я © 00 и н © С я 21 -^ Ч о| И, С-1 о я - г и 5 1 «1 ^3 С-1 о я - Г" и 5 и Я к и 5 й
1 0,90 0,22 0,29 0,25 1,63 2,37 5,42 3,56
2 0,68 0,22 0,36 0,28 1,58 2,04 3,11 2,16
9 0,67 0,18 0,33 0,25 2,30 2,23 3,79 2,84
10 0,85 0,21 0,29 0,25 1,6 2,07 3,92 2,55
3 1,39 0,28 0,23 0,26 1,71 1,13 1,66 1,39
4 1,23 0,20 0,19 0,20 1,98 1,24 1,85 1,75
5 1,43 0,30 0,23 0,27 1,76 1,33 1,79 1,71
6 1,19 0,18 0,18 0,18 2,60 1,75 3,16 2,16
7 1,35 0,28 0,23 0,26 1,65 0,99 2,33 2,88
8 1,42 0,26 0,21 0,24 1,47 1,15 1,74 1,58
11 1,65 0,29 0,18 0,23 - - - -
12 1,05 0,21 0,25 0,23 2,86 4,47 7,47 4,00
13 0,96 0,30 0,37 0,33 1,75 3,20 4,91 2,25
14 1,26 0,62 0,57 0,59 1,38 1,25 2,84 3,18
15 1,12 0,35 0,36 0,35 2,08 2,15 4,75 4,12
Примечание: * -условные обозначения объектов исследования;
П - пристан;
Ф - фитан;
иС14, ^ иС20- изопреноидные УВ соответствующей молекулярной массы;
нСю ^нСз5 - нормальные парафиновые УВ соответствующей молекулярной массы.
Генетический смысл использования значения содержания фитана (2,6,10,14 -тетраметилгексадекан), аналога природных алициклических (с открытой цепью) изопреноидов, связано с его принадлежностью к терпенам, которые в свою очередь содержатся в метановых битумоидах. Битумоиды же являются сингенетичными породе веществами и образуются в породе при изменении рассеянного в ней органического вещества (РОВ) в результате увеличения глубины погружения и пластовой температуры без привноса вещества из внешних источников. Изопреноиды довольно стабильны в химическом и биохимическом отношениях и способны сохранять основные черты своей молекулярной структуры. Наиболее вероятным биологическим предшественником фитана является ненасыщенный спирт фитол С20Н39ОН, входящий в состав хлорофилла растений.
В соответствии с существующими представлениями повышенное содержание фитана в составе изопреноидных углеводородов нефтей и битумоидовсвидетельсвует об их генетической связи с исходным веществом, обогащенным фитопланктоном. А повышенное содержание пристана (2,6,10,14 - тетраметилпентадекан), являющегося на ряду с фитаном одним из гидрированных аналогов природных алициклических (с открытой цепью) изопреноидов, характерно для нефтей, генетически связанных с ОВ (органическим веществом), обогащенным зоопланктоном или остатками высшей растительности [7].
Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что значения соотношения «(пристан+ фитан)/(нС17+ нС18)» менее 1 характерны для нефтей и
битумоидов РОВ, генетически связанным с исходным ОВ, обогащенным фитопланктоном, а значение более 1 свидетельствует о существенной примеси к исходному ОВ зоопланктонного материала. Для нефтей оторочки коэффициент меняется в пределах 2 ^ 2,3; для газовых конденсатов 2,4 2,6 [6].
Приведенная характеристика молекулярного состава, соотношения углеводородов и идентификация объектов исследования (межколонных флюидов органического происхождения скважин) подтверждают сведения о наличии залежей нефти на территории АГКМ.
Проведение геохимических исследований позволяет уточнять геологогеохимическую модель разрабатываемого месторождения и является мотивировкой к обсуждению технических решений по расширению возможности повышения общей компонентоотдачи разрабатываемой залежи.
Детальное изучение территорий разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений позволяет не только обеспечивать стабильность работы действующих перерабатывающих комплексов, но и введение в эксплуатацию множества скважин бездействующего фонда, сдерживание начала разработки новых площадей на определенную перспективу, а в итоге снижение техногенной нагрузки на все объекты окружающей среды [5].
Литература
1.Гафаров, Н.А и др. Матричная нефть Оренбургского НГКМ - перспективы развития Оренбургского ГХК [Текст] / Н.А. Гафаров и др. // Научно-технический журнал «Газовая промышленность» №9, 2012. - С. 56-60.
2.Кондратьев, Д.В., Журавлев, С.Р. По вопросу ликвидации межколонных давлений в скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения [Текст] / Д.В. Кондратьев, С.Р. Журавлев // Материалы научно-технического совещания ОАО «Г АЗПРОМ» по проблеме межколонных давлений на Астраханском ГКМ: Астрахань, 2002г., - С. 75 - 79.
3.Петренко, В. И., Зиновьев, В. В. и др. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ [Текст] / В.И. Петренко, В. В. Зиновьев и др. - М.: Недра, 2003. - 512 с.
4.Поляков, И. Г., Мерчева, В. С., Красильникова, О. В. и др. Идентификация проб межколонных проявлений в ходе реализации производственного экологического мониторинга [Текст] / И. Г. Поляков, В. С. Мерчева, О. В. Красильникова и др.// Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - Москва, 2005. - №1. - С. 15 -18.
5.Саушин, А. З. Технология добычи нефти из тектонически экранированных залежей [Текст]: / А. З.Саушин, В. С. Семенякин. - Астрахань: Издательско-полиграфический центр «Факел», 2001. - 128 с.
6.Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых: Учебник/ Е.В. Соболева, А.Н. Гусева. -М.: Издательство Московского Университета, 2010. - 312 с. КВМ 978-5-211-05559-9.
7.Словарь по геологии нефти и газа. - Л.: Недра, 1988.-679 с.: ил.
8.Судо, М.М., Судо, Р.М. Нефть и углеводородные газы в современном мире. Изд. 2-е, испр. и доп. -М.: Издательство ЛКИ, 2008. - 256 с.
9.Химия горючих ископаемых [Текст]: учебник / авт.-сост.: О.И. Серебряков, В. С. Мерчева и др. -Астрахань: Издательский дом «Астраханский университет», 2010. - 357 с.
