Идентификация компонентного состава твердой углеводородной фазы в пласте и оценка ее влияния на поведение подвижного флюида баженовской свиты в процессе разработки залежи Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ОРИГИНАЛЬНАЯ СТАТЬЯ

DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2024.l.7

УДК 622.276

Идентификация компонентного состава твердой углеводородной фазы в пласте и оценка ее влияния на поведение подвижного флюида баженовской свиты в процессе разработки залежи

Т.С. Ющенко1*, И.А. Санникова1 ,М.Г. Кулъков2,А.И. Брусиловский13, Г.Т. Салахидинова2,

А.Э.Алиев2,А.Е. Гаврилов1

1Газпром нефть, Санкт-Петербург, Россия 2НАЦ PH им. В.И, Шпильмана.Ханты-Мансийск, Россия 3Институт проблем нефти и газаРАН.Москва, Россия

В работе проведена идентификация компонентного состава исходной пластовой углеводородной (УВ) системы баженовской свиты, а также оценка влияния наличия тяжелой твердой УВ-фазы (битума) в пласте на добычу подвижных флюидов с применением методов PVT-моделирования. Описаны необходимые эксперименты для определения компонентного состава до фракции С81+ и PVT-свойств пластового подвижного флюида, отобранного из скважины, и экстракта битумоидов из породы, представлены их результаты. Кроме того, установлены свойства УВ-фракций до С81+ в зависимости от молекулярной массы для PVT-моделирования (выполнено расширение таблицы Катца - Фирузабади). Получена оценка соотношения связанной и свободной нефти в составе исходной пластовой системы. На основе данных геохимических исследований пластового флюида и битумоида изучен компонентный состав исходной системы (на примере баженовской свиты) с помощью пиролиза горной породы.

На базе результатов исследований проб пластового подвижного флюида построена и адаптирована PVT-модель для оценки свойств исходной пластовой УВ-системы с настройкой на долю твердой фазы в пласте при начальных пластовых условиях. На основе PVT-модели изучено влияние наличия твердой фазы в составе пластовой системы на поведение подвижного УВ-флюида при разработке залежи на истощение, а также на применение методов увеличения нефтеотдачи (закачки попутного нефтяного газа и тепловых методов воздействия на пласт).

Ключевые слова: баженовская свита, PVT-модель, битумоид, пластовая углеводородная система, лабораторные исследования, геохимические исследования

Для цитирования: Ющенко Т.С., Санникова И.А., Кульков М.Г., Брусиловский А.И., Салахидинова Г.Т., Алиев А.Э., Гаврилов А.Е. (2024). Идентификация компонентного состава твердой углеводородной фазы в пласте и оценка ее влияния на поведение подвижного флюида баженовской свиты в процессе разработки залежи. Георесурсы, 26(1), с. 78-99. https://doi.Org/10.18599/grs.2024.l.7

Введение

В рамках проводимых нами работ по идентификации компонентного состава исходной пластовой системы баженовской свиты тяжелую углеводородную (УВ) часть, которая остается неподвижной в пласте, но при этом находится в термодинамическом равновесии с подвижным флюидом, условно называем битумом. В практическом плане под термином «битум» в настоящей работе мы будем иметь в виду остаточные нефтяные углеводороды, которые можно будет извлечь при эксплуатации скважин термическими методами увеличения нефтеотдачи (ТМУН), методами гидроразрыва пласта (ЕРП) они не извлекаются. Углеводороды в составе битума представлены преимущественно смолисто-асфальтеновыми компонентами и высокомолекулярными парафинами, находящимися в закрытых порах либо удерживаемыми сорбционными

* Ответственный автор: Тарас Сергеевич Ющенко e-mail: Yuschenko.TS@gazprom-neft.ru © 2024 Коллектив авторов

Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.Org/licenses/by/4.0/)

силами на поверхности керогена баженовской свиты или капиллярными силами в порах и трещинах ЕРП баженовской свиты.

Хлороформенный экстракт из пород баженовской свиты (ХБА - хлороформенный битумоид, далее битумоид) содержит углеводороды, которые могут быть извлечены методами ЕРП (наиболее легкие компоненты) и ТМУН (преимущественно описанный выше битум). Для 10 образцов экстрактов баженовской свиты исследуемой скважины был проведен групповой и биомаркерный анализ, по результатам которого установлено, что сингенетичные и эпигенетичные УВ (битумоидный коэффициент р от 13 до 50) были сгенерированы органическим веществом морского генезиса, накапливающегося в морских/озерных обстановках с повышенным содержанием серы (рис. 1А). Зрелость органического вещества (ОВ) соответствует начальной стадии главной фазы нефтеобразования (рис. 1Б).

При разработке залежей высокоуглеродистых материнских пород («нефтяных сланцев») в пласте, кроме подвижного флюида, в термодинамическом равновесии может находиться битум (Мурадов и др., 2018). Наличие битума будет влиять на фазовое поведение и PVT-свойства

пластового подвижного флюида в процессе разработки залежи как на истощение, так и с использованием различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) (Черемисин и др., 2022). Степень влияния будет зависеть и от количества битума в пласте, и от его PVT-свойств. Изучение влияния битума на поведение пластового флюида и его оценка проводились в работах (Chen et al., 2010; А1 Solial et al., 2023). Отметим, что совместный учет результатов термодинамических и геохимических исследований пластовых флюидов с применением PVT-моделирования ранее не проводился, несмотря на актуальность для нефтегазовой отрасли в связи с активной разработкой месторождений сланцевой нефти.

Для идентификации компонентного состава и PVT-свойств исходного пластового УВ-флюида с учетом битума требуется проведение ряда лабораторных термодинамических, физико-химических и геохимических исследований проб пластового подвижного флюида и породы из одной скважины, т.к. их составы по площади могут сильно различаться (Ugryumov et al., 2022; Соболева, 2017; Козлова и др., 2015). Это:

• исследование компонентно-фракционного УВ-состава до С81+ и термодинамические исследования в PVT-бомбе глубинных или рекомбинированных проб пластового подвижного флюида;

• экстракция битумоида из образцов горных пород, исследование компонентно-фракционного УВ-состава до С81+ и общих физико-химических свойств битумоидов;

• пиролиз образцов пород с увеличенным числом ступеней нагрева.

Кроме того, сюда входят построение PVT-модели и ее адаптация.

Таким образом, целью настоящей работы является идентификация начального компонентного состава пластовой углеводородной системы баженовской свиты с учетом твердой фазы, а также оценка влияния твердой фазы на поведение подвижного флюида при разработке месторождения с помощью методов PVT-моделирования.

Основными задачами являлись:

• разработка методики идентификации доли битума в составе исходной пластовой УВ-системы

на основе анализа геохимических исследований ОВ горных пород и флюидов;

• определение компонентного состава исходного пластового УВ-флюида до С81+ с учетом битума и расчет свойств всех фракций;

• создание и адаптация PVT-модели исходной пластовой УВ-системы с использованием трехпараметрического кубического уравнения состояния Пенга - Робинсона (Peng, Robinson, 1976; Peneloux et al., 1982);

• расчет влияния наличия битума на свойства подвижного флюида в процессе разработки на истощение и при использовании МУН по закачке попутного нефтяного газа (ПНГ) и теплового воздействия.

Аналитические исследования органического вещества образцов породы и нефти

При бурении пилотного ствола скважины был проведен полный отбор керна из интервала баженовской свиты и выполнены пиролитические исследования по методу Rock-Eval с шагом три образца на метр. Для настоящего исследования из того же интервала была отобрана проба устьевой нефти (далее нефть), а также дополнительно отобраны еще два образца породы (далее образец № 1 и образец № 2) с целью выделения из них органических экстрактов (битумоидов). Для образца нефти и экстрактов, выделенных из породы, проведен комплекс исследований - измерение плотности и молекулярной массы, SARA-анализ группового состава, а также определение компонентно-фракционного состава УВ до С81+.

Образцы породы для выполнения пиролитического анализа и экстракции предварительно измельчали до размера частиц менее 500 мкм. Образец нефти перед исследованием обезвоживали.

Пиролитический анализ образцов горных пород

Исследование выполнено с помощью пиролизатора HAWK Resource Workstation (Wildcat Technologies, США), при этом для образцов пород до экстракции применялся метод программируемого нагрева с увеличенным количеством температурных ступеней РАМ (Petroleum

4-

8-

И

М

а

2-

1

зона

1Б

м

иона 2

зона 1Л морские карбонаты

зона 1Б морские карбонаты

морские мергели

озерные богатые серой отложения

зона 2 озерные бедные серой отложения

зона 3 морские глины и другие озерные

отложеттия

зона 4 речные/дельтовые отложения

зона 3 зона 4

А

1 2

Pr/Ph

Рис. 1. Соотношение биамаркерных коэффициентов, характеризующих генезис углеводородов в интервале баженовской свиты: А — распределение коэффициентовИВТ/РНЕЕиРг/Рк, Б—распределение ароматических и гопаноеых показателей зрелости

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ЩК--------J

www.geors.ru ИЦИШ'-ЫЖ 79

Assessment Method (Maende et al., 2017)): I) нагрев от 50 °C до 100 °C (изотерма 5 мин); II) изотерма при 100 °С 5 мин; III) нагрев от 100 °С до 180 °С (изотерма 5 мин); IV) нагрев от 180 °С до 350 °С (изотерма 5 мин); V) нагрев от 350 °С до 650 °С (изотерма 5 мин), в процессе которых, согласно данным разработчика метода, происходит последовательная термодесорбция групп УВ С4-С5 (параметр Oil-1), С<ТСю (параметр Oil-2), Сп-С19 (параметр Oil-З), С20-С36 (параметр Oil-4), а на последней ступени образование УВ-продуктов крекинга керогена и более высокомолекулярных С37+ компонентов (параметр К-1). В классическом методе BULK при реализации температурной программы всего в три ступени считается, что в величины интенсивности пика S2 и его температуры на максимуме основной вклад вносят продукты пиролиза керогена, но для нефтяных сланцев также может быть значительной доля тяжелых УВ и смолисто-асфальтеновых компонентов, имеющих близкие к керогену пиролитические характеристики (Калмыков, 2016). Поэтому предлагаемое разработчиками метода РАМ увеличение количества температурных ступеней до 5, особенно в области десорбции и крекинга высокомолекулярных соединений, позволяет добиться более четкого разделения новообразованных углеводородов от продуктов крекинга керогена (Maende etal., 2017;Beti, Ring, 2019).

Для образцов после экстракции выполнен дополнительный пиролитический анализ в режиме BULK для контроля полноты извлечения битумоида, а также для оценки количества наиболее тяжелой части битумоида для дальнейшего определения состава пластовой смеси.

По данным пиролиза образцов после экстракции по выборке, охватывающей весь разрез баженовской свиты в исследованной скважине, содержание общего органического углерода (параметр ТОС) и величина остаточного генерационного потенциала (параметр HI, или водородный индекс) варьируют в широких диапазонах от 1,5% до 19,7% (среднее 8,6%) и от 277 до 915 мг УВ/г ТОС (среднее 629 мг УВ/г ТОС). Температура, при которой регистрируется концентрационный максимум

продуктов пиролиза керогена (параметр Г ), меняется в пределах 433-446 °С (среднее значение 438 °С).

При характеристике ОВ пород исследованной выборки по водородному индексу с использованием традиционных границ выделения OB I и II типа (более 600 и 300-600 мг УВ/г ТОС соответственно) (Peters, Cassa, 1994) установлено, что только треть образцов относится ко II типу, а остальные характеризуются повышенными значениями HI (от 601 до 915 при среднем 691 мг УВ/г ТОС), что, на первый взгляд, является не совсем характерным для пород БС (рис. 2А) (Конторович и др., 1998; Лопатин, Емец, 1999). В то же время известны работы (Самойленко, 2011; Волков и др., 2016), в которых на основе анализа большого массива пиролитических и минералогических исследований кернового материала показано, что ОВ баженовской свиты может быть представлено также I и I-II типами с характерными высокими значениями HI, как и для большей части, рассматриваемой в настоящей работе выборки образцов. Кроме того, обработка пиролитических данных показала, что образцы основной части выборки (HI > 600 мг УВ/г ТОС) в значительно большей мере обогащены ОВ - средняя величина ТОС составляет 10,6 мае. % против 4,6 мае. % в образцах с HI до 600 мг УВ/г ТОС. Подобная дифференциация образцов прослеживается и по средним значениям кислородного индекса (параметр OI), который наряду с водородным индексом характеризует фациально-генетический тип ОВ - у основной части выборки значения параметра существенно ниже (2,4 мг С02/г ТОС) в сравнении с 7,1 мг С02/г ТОС для оставшейся части образцов. Точное определение типа ОВ для образцов с повышенными значениями HI в рассматриваемой скважине не проводилось из-за отсутствия необходимой дополнительной информации и не входило в задачи настоящего исследования.

В целом по исследованному разрезу повышенная средняя величина остаточного генерационного потенциала при невысоком среднем значении параметра Гшах свидетельствует о низкой степени преобразования ОВ пород и, как следствие, о повышенном содержании

Рис. 2. Модифицированная диаграмма Ван Кревелена (А) и типы перспективных интервалов для исследованных образцов баженовской свиты (Б)

смолисто-асфальтеновых веществ в пласте, соответственно, данные породы будут наиболее перспективными для применения ТМУН, чем для проведения ГРП (рис. 2Б) (Spasennykh et al., 2021).

Детализированные результаты пиролиза по образцам породы № 1 и № 2 представлены в табл. 1 и выделены на общей выборке по исследованному разрезу на рис. 2, откуда видно, что первый из них является представительным для основной группы образцов с повышенными значениями HI, ОВ которых представлено I и I-II типами, а второй образец соответствует меньшей части выборки с OB II типа. Значимо и отличие данных образцов по соотношению термодесорбируемых до 350 °С групп УВ (параметр SumOil) и продуктов термокрекинга керогена при нагреве на ступени 350-600 °С (параметр К-1).

Образец № 1 в значительно большей степени обогащен ОВ, что прослеживается по высоким значениям параметров SumOil, К-1, ТОС. Параметр Г после экстракции у обоих образцов низкий (437-438 °С), что в первом приближении одинаково характеризует их как находящиеся на начальном этапе главной фазы нефтеобразования, но при оценке по комплексу пиролитических параметров (Гшах - HI - GOC/TOCxlOO%), предлагаемых в работах (Вторушина и др., 2022; Гутман и др., 2019), степень катагенеза образца № 1 определяется как ПК3 или МК3, а образца №2- МК2 или МК12.

Экстракция образцов горных пород

Для определения физико-химических свойств и хроматографических исследований битумоидов из образцов породы № 1 и № 2 выделяли 4-5 г экстракта каждого образца. Необходимую для экстракции такого количества битумои-да массу породы определяли на основе полученных ранее данных (применялся метод ускоренной экстракции ASE в условиях, приведенных в работе (Кульков, Вторушина, 2019)) о содержании ХБА в ближайших по разрезу данной скважины образцах.

Для целей настоящего исследования экстракцию образцов породы выполняли в аппаратах Сокслета (объем экстракционной насадки 1000 мл) с использованием хлороформа в качестве экстрагента. Подготовленные навески образцов помещали в экстракционные гильзы из фильтровальной бумаги. Экстракцию выполняли в течение 138 сут для образца № 1 и 87 сут для образца № 2 с периодической заменой растворителя на свежий. Для выполнения запланированных исследований экстрактов и получения достоверных результатов, с учетом имевшегося в распоряжении приборного оснащения и методик его применения, требовалось максимально полно освободить выделенные экстракты от растворителя. Для этого из полученных при смене растворителя порций экстрактов растворитель отгоняли с помощью роторного вакуумного упаривателя Heidolph (Heidolph Instruments GmbH & Co. KG, Германия), объединяли экстракты соответствующих образцов и по итоговой массе рассчитывали содержание ХБА в породе.

Полноту извлечения ХБА определяли по следующим критериям (Конторович и др., 2018; Тихонова и др., 2019): отсутствие изменения интенсивности люминесценции раствора (в УФ-свете) в экстракционной насадке аппарата после отстаивания за ночь; концентрация экстракта

Параметр Образец № 1 Образец № 2

До экстракции

Oil-1, мг/г 0,03 0,19

Oil-2, мг/г 0,44 1,04

Oil-3, мг/г 4,53 4,43

Oil-4, мг/г 10,61 6,33

K-1, мг/г 99,48 14,46

T °C max 438 440

SumOil, мг/г 15,61 11,99

TOC, % мас. 12,44 4,09

После экстракции

S0, мг/г 0,13 0,02

S1, мг/г 0,37 0,11

S2, мг/г 81,67 8,98

T °С max 437 438

HI, мг УВ/г ТОС 625 348

OI, мг Ш2/г ТОС 3,00 14,67

GOC, мас. % 7,04 0,82

TOC, мас. % 13,05 2,58

GOC/TOCX100% 53,9 31,7

Оценочное содержание битумоида по данным до и после экстракции (SumOil + (K-1 - S2)) 33,4 17,5

Табл. 1. Результаты пиролиза и экстракции битумо-ида из образцов горных пород. Примечание: SumOil = Oil-1 + Oil-2 + Oil-3 + Oil-4; GOC — содержание nupo-лизуемого органического углерода в породе, мае. %; Sg и Sj — количество термодесорбируемых УВ (продуктов термического испарения) на ступенях нагрева 25—150 °С и 150—300 °С, соответственно (метод BULK); S2 — количество УВ-продуктое крекинга керогена на ступени нагрева 350-650 °С (метод BULK)

в двух последних порциях раствора менее 0,001 мае. %; для экстрагированных образцов породы сумма параметров S0 + Sj < 0,5 мг/г породы. Выделенные из образцов № 1 и № 2 экстракты ОВ будем обозначать как битумоид № 1 и битумоид № 2.

Параметры для проведения экстракции и полученные результаты представлены в табл. 2.

Известно, что при упаривании экстрактов с использованием вакуумных испарителей происходит частичная потеря УВ до С -С (Abrams et al., 2017), т.е. бензиновой и керосиновой фракций, которые, в свою очередь, соответствуют сумме пиролитических параметров Oil-1, Oil-2 и Oil-3 (Maende et al., 2017). С учетом доли этих групп от общего количества термодесорбируемых УВ и смолисто-асфальтеновых компонентов, выделяющихся из породы при пиролизе (SumOil + (К-1 - S2)), максимально возможные потери могли составить 15,0% для образца № 1 и 32,4% для образца № 2. Однако, как будет показано далее, в компонентном составе выделенных ХБА газохроматографическим (ГХ) методом регистрировались УВ от С15 и выше, часть которых до С19 включительно относится к составляющим параметра Oil-З. Так как сумма компонентов до С19, по результатам ГХ, составила 6,12 мае. % для образца № 1 и 17,02 мае. % для образца № 2, по разности данных значений от максимально возможных потерь фактические потери для образцов № 1 и № 2 оцениваются соответственно в 8,8% и 15,4%.

Согласно данным экстракции содержание битумоида (с учетом потерь) оказалось довольно близко (разница

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Параметры Образец № 1 Образец № 2

Фактическая масса породы, взятая для экстракции, г 145,3 323,6

Фактическая масса выделенного экстракта, мг 4032,9 4400,6

Фактическое содержание ХБА, мг/г породы 27,8 13,6

Фактическое содержание ХБА + фактические потери, мг/г породы 30,2 15,7

Битумоидный коэффициент (в) с учетом фактических потерь, % 24,3 38,4

Табл. 2. Параметры для экстракции и результаты выделения ХБА. Примечание: ХБА — содержание хлороформенного битумоида в породе, мг/г породы; fi = (ХБАхО,1/ТОС)х100%о, где значение ХБА в мг/г переводится в % пересчетным коэффициентом 0,1, а значение ТОС в % используется из данных пиролиза породы до экстракции по методу РАМ (табл. 1)

не более 10%) к оценочному содержанию битумоида по пиролитическим параметрам до и после экстракции (параметр SumOil + (К-1 - S2) в табл. 1).

Величина битумоидного коэффициента, рассчитанная по данным пиролиза и экстракции (с учетом потерь), согласно классификации В.А. Успенского (Успенский и др., 1966; Справочник по геологии нефти и газа, 1984), характеризует оба битумоида как параавтохтонные (испытавшие перемещение в пределах нефтематеринской породы), в то же время значения существенно различаются, что, вероятно, отражает присутствие в составе образца № 2 большей доли миграционно способных компонент, в частности масляной фракции, и, следовательно, возможность к большему перемещению битумоида от места генерации.

В разд. «Восстановление компонентов исходной пластовой системы» отмеченные потери учитываются вместе с потерями наиболее легких компонентов при подъеме керна из скважины, хранении и подготовке к лабораторным исследованиям.

Анализ физико-химических параметров (ФХП), группового и компонентно-фракционного состава битумоидов

Определение ФХП. Молекулярная масса определяли методом криоскопии в бензоле на аппарате КРИОН-1 (Термэкс, Россия) по методике ТКЛШ 2.843.002 РИ1.

Измерение плотности полученных битумоидов из-за высокой вязкости при 20 °С проводили для их растворов в толуоле с последующим пересчетом на исходное состояние. Растворы готовили с точными массовыми концентрациями битумоидов и растворителя. Далее выполняли измерение их плотности автоматическим плотномером DMA 4500М (Anton Рааг, Австрия). С учетом допущения об аддитивности плотностей отдельных составляющих смеси (раствора) плотность битумоидов находили по следующей формуле:

(Рраствора — (Ртолуола'771толуола'0»01)),100

Робразца =-------------—------------------» (!)

ffto6pa34a

где я. ,п и т. ,т - плотность (г/см3) и мае-

совая доля (мае. %) толуола и образца соответственно.

Определение группового состава (SARA-анализ). Асфальтены выделяли осаждением в 40-кратном избытке н-гексана с последующим отстаиванием в герметично

‘ТКЛШ 2.843.002 РИ. Рекомендации по измерению молекулярной массы нефти методом Криоскопии в бензоле на установке КРИОН-1. https://cdn.termexlab.ru/files/ c9a56e94/50bd/4281/8d68/b35f5373ac09.pdf

закрытой колбе в течение 24 ч при комнатной температуре без доступа света. Остаток после деасфальтизации (маль-тены) фракционировали на три отдельные группы (насыщенные УВ, ароматические соединения, смолы) методом колоночной жидкостно-адсорбционной хроматографии на силикагеле последовательным элюированием групп растворителями различной полярности (Салахидинова и др., 2022). Границы элюирования групп определяли под УФ-светом (7 365 нм).

Определение компонентно-фракционного состава УВ С[0-С80 и неиспарившегося остатка С . Анализ выполняли с помощью метода газовой хроматографии с пламенно-ионизационным детектированием. Использовали методику высокотемпературной имитированной дистилляции (High-Temperature Simulated Distillation, НТ SimDis) при пониженном давлении (в потоке инертного газа - гелия) согласно рекомендациям ASTM D71692 и ASTM D63523 с применением комплекса оборудования «Кристалл 5000.2» (ЗАО СКБ «Хроматек», Россия). На основе этого анализа можно получить показатели массового выхода УВ-фракций С10-С80 при диапазоне температур кипения 174-675 °С и неиспарившегося остатка С .

Результаты исследования, полученные в массовых долях, дополнительно пересчитывали в мольные доли, используя корреляцию молекулярных масс нефтяных фракций и их температур кипения, предложенную в (Gomaa, El-Hosboudy, 2019), следующим образом:

1) рассчитывали количество вещества каждого УВ-компонента и фракции в составе нефти и битумоида vi(ci-c80)’ а также количество вещества самой нефти и битумоида vH

_ Ш1(С1-С80)

^С1-С80> “ МП(С1_со)’

100

МгХ

(2)

где ю.„, и Мг..„. - соответственно массовые доли

/(С1—С80) 1(С1—С80)

(мае. %) и молярные массы (г/моль) i-x УВ-компонентов или фракций нефти и битумоида до С80; Мгк - молярная масса сепарированной нефти, г/моль;

2) рассчитывали количество вещества неиспарившегося остатка С81+ vC81+ по разности количества вещества нефти и суммы количеств вещества УВ компонентов и фракций до С

VC81+ — VH~ Evi(С1-С80)!

(3)

2ASTM D7169-11. StandardTest Method for Boiling Point Distribution of Samples with Residues Such as Crude Oils and Atmospheric and Vacuum Residues by High Temperature Gas Chromatography. https://www.astm.org/d7169-l l.html

3ASTM D6352-19el. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Distillates in Boiling Range from 174°C to 700°C by Gas Chromatography, https://www.astm.org/ d6352-19e01.html

3) рассчитывали содержание мольных долей УВ-компонентов и фракций до С81+ включительно Ф!(С1_С81+) нормированием количества вещества каждой составляющей к количеству вещества нефти или битумоида

.. _ t,i(Cl-C80+)

Фг(С1-с8о+) - ;

100%;

(4)

4) рассчитывали молярную массу неиспарившегося остатка С81+ Mrcsl+

Р)

ФС81+

где юС81+ - массовая доля неиспарившегося остатка, мае. %.

Результаты выполненных исследований (табл. 3) показали, что битумоид № 1 характеризуется более высокими значениями плотности и молекулярной массы, что обусловлено значительно большей долей в его составе асфальтенов и пониженным содержанием фракции насыщенных УВ по данным SARA-анализа.При этом битумоиды № 1 и № 2 близки по содержанию смол и ароматических соединений. Известно также, что данные о групповом составе битумоидов могут быть полезны для характеристики их подвижности в пластовых условиях на основе соотношения долей более миграционно способных насыщенных и ароматических групп и менее подвижных смолисто-асфальтеновых веществ (Abrams et al., 2017) и, применительно к исследованным образцам (табл. 3, параметр Масла/САВ), видно, что битумоид из породы образца № 1 менее подвижный, что согласуется с меньшим значением его битумоидного коэффициента (Р), и наоборот, битумоид образца № 2 с более высоким значением р по параметру Масла/САВ более подвижный.

Зависимости массовой доли фракций от истинных температур кипения значительно различаются для битумоидов (рис. 3) по результатам имитированной дистилляции. Близость температур начала кипения 266 °С и 281 °С для битумоидов № 1 и № 2 соответственно связана с использованной методикой их выделения из образцов породы. В составе битумоида № 1 содержится почти в 2 раза больше тяжелой топливной фракции 500+ °С (65,3 мае. %), что согласуется со значениями ФХП и распределением SARA-групп, а в битумоиде № 2 65,8 мае. % приходится на топливные фракции, выкипающие до 500 °С (табл. 3).

Диаграммы распределения УВ-фракций битумоидов образцов № 1 и № 2 по массовым и мольным долям от молекулярной массы и числа атомов углерода приведены на рис. 4, где видно, что максимум концентрационного распределения УВ приходится на фракции С19-С20 с диапазоном молярных масс 265-279 г/моль. Наибольшее различие концентрационных профилей наблюдается в области УВ-фракций до С33-С37, что соответствует компонентам с молекулярной массой до 430-468 г/моль.

Данные по отдельным Си+-фракциям, т.е. по фракциям с числом атомов углерода от указанного значения n и выше, в составе битумоидов приведены в табл. 4., из которой видно наиболее резкое отличие по концентрациям высококипящих Сп+-фракций (С36+, Cgl+). Битумоид № 1 характеризуется более высокой молярной массой всех Сп+-фракций.

Аналитические исследования пробы нефти

Для пробы нефти определение молекулярной массы, группового и компонентно-фракционного состава выполнено согласно перечисленным выше методикам

Температура, 0С

— битумоид образец №1 — битумоид образец №2

Рис. 3. Диаграммы концентрационного распределения УВ-фракций битумоидов по 10-градусным интервалам выкипания (сплошная кривая — ось ординат слева; пунктирная кривая — ось ординат справа)

Параметр Битумоид № 1 Битумоид № 2

ФХП

Молярная масса (г/моль) 540,9 388,9

Плотность при 20 °С, г/см3 1,0310 0,9275

Групповой состав

Насыщенные УВ, мас. % 11,5 36,0

Ароматические соединения, мас. % 25,3 31,1

Смолы, мас. % 26,3 24,9

Асфальтены, мас. % 36,9 8,0

Масла/САВ** 0,6 2,0

Фракционный состав

Бензиновая до 200 °С (УВ до Сц_12), мас. % 0,0 0,0

Керосиновая 200-300 °С (УВ Сц_12 - Сп-is), мас. % 1,9 6,2

Масляная и газойлевая 300-500 °С (Cn_is _ С36-37), мас. % 32,8 59,6

Фракция 500+ °С (С36-37+), мас. % 65,3 34,2

Температура начала кипения, °С 266 281

Табл. 3. ФХП, групповой и фракционный состав битумоидов*. * Представлены данные для стабилизированных битумоидов (без летучих фракций). ** Масла = насыщенные УВ + ароматические соединения; САВ (смолисто-асфалътеноеые вещества) = смолы + асфальтены

Фракция C„+ Битумоид № 1 Битумоид № 2

Массовая доля фракции, %

С7+ 100,0 100,0

С13+ 100,0 100,0

С20+ 93,9 83,0

С36+ 67,2 36,1

С81+ 50,4 21,8

Мольная доля фракции, %

С7+ 100,0 100,0

С13+ 100,0 100,0

С20+ 86,7 73,1

С36+ 45,5 19,8

С81+ 28,8 9,3

Молярная масса фракции, г/моль

С7+ 540,9 389,0

С13+ 540,9 389,0

С20+ 585,7 441,4

С36+ 798,5 708,1

С81+ 947,1 909,7

Табл. 4. Свойства отдельных Сп+-фракций битумоидов

исследования битумоидов. В дополнение к газохроматографическому анализу методом НТ SimDis выполнен анализ легких УВ Cj-C9 (Detailed Hydrocarbon Analysis, DHA) согласно ASTM D7 9004 и ASTM D67305 с использованием газового хроматографа с пламенно-ионизационным детектором и системой захолаживания термостата хроматографа «Кристалл 5000.2» (ЗАО СКБ «Хроматек», Россия). Результаты анализа нефти, проведенного методами DHAn НТ SimDis, объединены с помощью программного комплекса «Хроматэк Дистилляция» для получения

итогового компонентно-фракционного состава УВ Cj-C80 и неиспарившегося остатка С . В качестве пограничного компонента при комбинировании данных DHA и НТ SimDis брали н-нонан. Как и для битумоидов, полученные в массовых долях данные дополнительно пересчитывались в мольные доли.

Результаты исследований пробы нефти приведены в табл. 5ина рис. 5.

Согласно лабораторным исследованиям битумоид № 1 характеризуется значительно большим содержанием тяжелой фракции С81+, основная доля которой, вероятно, представлена асфальтенами, в отличие от битумоида № 2, у которого в составе САВ преобладают смолы. Кроме того, большую часть масляной фракции битумоида № 1 образуют ароматические соединения. Более высокие значения плотности и молекулярной массы битумоида № 1 говорят о большой доле в его вещественном составе высокомолекулярных соединений, соответственно, образец породы № 1 содержит значительно больше битума. Для оценки влияния наличия битума на свойства и поведение пластовой подвижной нефти в процессе разработки залежи был выбран битумоид № 1.

На основе данных о расчете молекулярной массы фракций до С80 была расширена таблица Катца -Фирузабади (Katz, Firoozabadi, 1978; Whitson, Brule, 2000) (Приложение Б). Плотность фракций рассчитана по методике Hassan (Naji, 2010), средняя температура кипения взята по справочным данным ASTM D7169. Критические параметры фракций рассчитаны по методике, описанной в (Ющенко, Брусиловский, 2022), при которой критическая

Группа компонентов по числу атомов углерода

Молярная масса, г/моль

Группа компонентов по числу атомов углерода битумоид образец №1

Рис. 4.Диаграммы молекулярно-массовогораспределения УВ-фракций до

Молярная масса, г/моль битумоид образец №2

4ASTM D7900-17. Standard Test Method for Determination ofLight Hydrocarbons in Stabilized Crude Oils by Gas Chromatography, https://www.astm.org/d7900-17.html

5ASTM D6730-19. Standard Test Method for Determination of Individual Components in Spark Ignition Engine Fuels by 100-Metre Capillary (with Precolumn) High-Resolution Gas Chromatography, https:// www.astm.org/d6730-19.html

Параметр Нефть

Физико-химические параметры

Молярная масса, г/моль 234,5

Плотность при 20 °С, г/см3 0,8701

Групповой состав

Насыщенные УВ, мас. % 31,6

Ароматические соединения, мас. % 43,1

Смолы, мас. % 23,5

Асфальтены, мас. % 1,9

Масла/САВ 2,9

Фракционный состав

Бензиновая до 200 °С (УВ до Сц_12), мас. % 21,8

Керосиновая 200-300 °С (УВ С11-12 - С17_18), мас. % 16,7

Масляная и газойлевая 300-500 °С (С17_18 _ С36_37), мас. % 31,7

Фракция 500+ °С (С36_37+), мас. % 29,9

Температура начала кипения, °С -0,5

Свойства отдельных С„+-фракций

Фракция Массовая доля, % Мольная доля, % Молярная масса, г/моль

С7+ 94,5 82,4 269,1

С13+ 75,9 48,7 365,2

С20+ 55,7 27,1 482,4

С36+ 31,2 10,5 695,6

С81+ 19,3 5,3 851,1

Табл. 5. Физико-химические параметры, групповой и фракционный состав, свойства отдельных Сп+ фракций нефти. Примечание: групповой состав приведен в пересчете на стабилизированную часть нефти (без летучих фракций)

Рис. 5. Диаграммы концентрационного распределения УВ-фракций нефти по 10-градусным интервалам выкипания (сплошная кривая — ось ординат слева; пунктирная кривая — ось ординат справа)

температура определяется по корреляционной зависимости Ли - Кеслера (Lee, Kesler, 1975), ацентрический фактор - по корреляции Риази - Аль-Саххафа (Riazi, А1-Sahhaf, 1996), а критическое давление - с использованием кубического трехпараметрического уравнения состояния Пенга - Робинсона при стандартных условиях для каждой из фракций.

PVT-исследование пластовой нефти

Пластовая нефть была получена на основе отбора устьевых проб газа и нефти и рекомбинации пластовой системы по трем значениям газового фактора: 23, 53, 125 м3/м3. Это было сделано из-за отсутствия достоверных замеров газового фактора (ГФ) на промысле, а также для оценки влияния битума на PVT-свойства и фазовое поведение пластовой подвижной нефти с различным содержанием растворенного газа при разработке залежи.

Для рекомбинированных проб пластовой нефти баженовской свиты был проведен стандартный набор лабораторных исследований в PVT-бомбе: контактное разгазирование при пластовой температуре, однократное разгазирование и определение зависимости динамической вязкости пластовой нефти от давления при пластовой температуре. В результате проведенных исследований определены компонентный состав пластовой нефти до С81+, давление насыщения при пластовой температуре, изотермический коэффициент сжимаемости от начального пластового давления до давления насыщения при пластовой температуре, изменение динамической вязкости пластовой нефти при пластовой температуре от пластового давления до давления насыщения. Результаты лабораторных исследований представлены в табл. 6, компонентный состав сепарированной нефти, растворенного газа и пластовой нефти - в приложении А.

На основе данных о компонентном составе пластовых нефтей до С81+ была создана Р VT-модель с использованием кубического трехпараметрического уравнения состояния Пенга - Робинсона (Peng, Robinson, 1976; Peneloux et al., 1982) и математических алгоритмов расчета парожидкостного равновесия (Брусиловский, 2002; Michelsen, Mollerup, 2007). В PVT-модели для увеличения скорости и качества расчета фракции были сгруппированы в следующие псевдофракции: С6_7, С8_9, С10_11, С12_13, С14_16, С17_19,

ссссссссс

20-23 24-27 28-31 32-37 38-42 43-49 50-56 57-63 64-71’

С , С . Чистые компоненты не группировались друг с другом. PVT-модель пластовой нефти адаптировалась на результаты лабораторных исследований с помощью поэтапного метода настройки, подробно описанного в (Ющенко, Брусиловский, 2022). Результаты адаптации приведены в табл, бина рис. 6.

Далее эти PVT-модели использовались для оценки влияния наличия битума на фазовое поведение и PVT-свойства пластовой подвижной нефти в исходной пластовой УВ системе баженовской свиты.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Параметры Газосодержание

23 м3/м3 53 м3/м3 125 м3/м3

Факт PVT- модель Факт PVT- модель Факт PVT- модель

Пластовое давление Рпл, бар 295

Пластовая температура Тпл, °С 100

Давление насыщения, бар 56,8 56,5 109 109 191,8 190,3

Плотность пластовой нефти при Рпл и Тпл, кг/м3 827 828 821 817 818 818

Вязкость пластовой нефти при Рпл и Тпл, сП 4,16 4,19 1,8 1,9 0,7 0,7

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, Н0-5 1/бар 10,4 9,9 18,6 18,4 23,7 23,8

Стандартная сепарация

Объемный коэффициент пластовой нефти при Рпл и Тпл, дл. ед. 1,077 1,075 1,128 1,129 1,240 1,242

Газосодержание, м3/м3 (м3/т) 23,1 (27) 22,4 (27) 53,1 52,2 125 124

Плотность сепарированной нефти, кг/м3 863 862 863 862 863 864

Плотность растворенного газа, кг/м3 (относительная плотность) 1,23 (1,02) 1,24 (103) 1,21 (Ш) 1,22 (102) 1,21 (Ш) 1,22 (102)

Табл. 6. Свойства пластовых нефтей с различным газосодержанием, установленные при лабораторных исследованиях и PVT-моделировании

Изотермический коэффициент

50 100 150 200 250 300 50 100 150 200 250 300

Давление, бар Давление, бар

50 100 150 200 250 300

Давление,бар

• Rs = 23 м3/ м3, эксперимент

• Rs = 53 м3/ м3, эксперимент

• Rs = 125 м3/ м3, эксперимент

— Rs = 23 м3/ м3, PVT-модель

— Rs = 53 м3/ м3, PVT-модель

----- Rs = 125 м3/ м3,

PVT-модель

Рис. 6. Зависимость плотности, вязкости и изотермического коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления при пластовой температуре

Восстановление компонентов исходной пластовой системы

Расчет массового соотношения подвижного флюида и битума в породе (при начальных пластовых условиях) для двух исследованных образцов (образцы № 1 и № 2) был выполнен на основе данных пиролиза HAWK-PAM до экстракции и пиролиза после экстракции, а также с использованием компонентно-группового состава экстрактов этих образцов, дегазированной и рекомбинированных проб нефтей до С81+. Поскольку известен компонентный состав рекомбинированной пробы пластовой нефти, то, чтобы определить долю этих подвижных

компонентов, нужно знать сумму всех компонентов в пласте (нефть + битум). Эту сумму возможно получить, опираясь на компонентный состав битумоида (ХБА), т.к., проводя экстракцию порошка породы, мы извлекаем и свободные УВ, и сорбированные, а также тяжелые УВ ранних стадий генерации и УВ закрытых пор. Однако известно, что при подъеме керна испаряются легкие УВ, и мы не обнаружим их в экстракте, поэтому справедливо условное уравнение:

Нефть + Битум = Битумоид (ХБА) + Потери УВ.

Схематичное распределение УВ-состава пластовой системы показано на рис. 7, где черным выделены тяжелые

---компонентный состав нефти

— компонентный состав битумоида

I I потери УВ из керна при испарении ■ битум (неподвижные УВ)

Oil-1 Oil-2 Oil-3 Oil-4 AS2

Рис. 7. Схематичное распределение компонентов исходной пластовой системы, в т.ч. нефтей, битумоида, с учетом пиролитических пиков

фракции, имеющиеся только в битуме. В действительности, в фазах битума и нефти, находящихся в пласте в термодинамическом равновесии, будут встречаться все углеводороды от С4 до С81+, при этом подавляющую долю битума составляют фракции от С40+ и тяжелее, а преобладающую часть потерь УВ при испарении - компоненты

^15+'

Подобное распределение видно и на гистограмме компонентного состава пластовой нефти для газовых УВ, начиная с метана до компонента С , и на гистограмме компонентного состава битумоида №1 для С15-С81+. Видно, что исследуемый образец битумоида, скорее всего, полностью утратил компоненты С4—С при подъеме и хранении, а также при пробоподготовки к пиролитическому анализу (при дроблении породы). Частично также потеряны компоненты С —С в процессе выделения (упаривание от растворителя - технологические потери, т.к. со следами растворителя анализы недостоверны). Отмеченные потери наглядно видны на рис. 8.

Восстановление потерь УВ проводилось через пиролитические пики образцов еще неэкстрагированных пород, поскольку известно, что в пиках Oil-1 на пирограмме регистрируются выходы компонентов С4-С5, Oil-2 - С6-С10, Oil-3 - Cn-C19, Oil-4 - С20-С40, а разница пиков К-1 до и S2 после экстракции (AS2) соответствует соединениям С41+. Сравнив распределения компонентов рекомбинированной нефти и битумоидов визуально (рис. 6), можно отметить, что на графиках распределения УВ-части с С20 до С40 и в нефти, и в битумоиде имеют схожий вид, отсюда можно сделать вывод, что эти соединения, по всей видимости,

не претерпели существенных изменений из-за испарения. Основные потери УВ из породы связаны с компонентами Ci-C20 (т.е. с пиками Oil-1, Oil-2, Oil-3).

Путем сложения массовых долей компонентов рекомбинированных проб нефти (Приложение А) найдены массовые доли компонентов по группам: С4-С5, Сб-С , Сп-С19, С20-С40, С41+. Массовые доли данных групп были приняты за соотношения Oil-1, Oil-2, Oil-3, Oil-4 и Oil-5 при отсутствии битума и их сумма равнялась 100%. Затем данная сумма группового состава была пересчитана на 100% лишь для 4 групп (Oil-1, Oil-2, Oil-3, Oil-4), в результате были получены групповые доли УВ без учета потерь, которые для Oil-1 составляли 8,44 мае. %, для Oil-2 - 20,79 мае. %, для Oil-З - 35,34 мае. %, для Oil-4 -35,43 мае. % для рекомбинированной пробы нефти с газосодержанием 23 м3/м3. Расчет значения Oil-1, Oil-2, Oil-З для образцов битумоидов проводился по формулам

потерь)

1

(6)

потерь)

(?)

Oil-2 (с учетом потерь) =

20,79-СИ1-4 (без учета 35.43

Oil-1 (с учетом потерь) =

8,44-0il-4 (без учета 35,43

Oil-З (с учетом потерь)

35,34-Oil—4 (без учета потерь) 35,43

(8)

Расчет значений Oil-1, Oil-2, Oil-З с учетом потерь выполнялся от величины пика Oil-4, т.к. компоненты данной группы не испытали потерь, как если бы образец керна был герметичен. На рис. 9 представлены графики соотношения пиков Oil-1, Oil-2, Oil-3, Oil-4 по результатам пиролитических исследований для образцов баженовской свиты (синие точки). Отдельно отображены образцы, используемые в расчетах долей компонентов исходной пластовой системы (точки красного и светло-зеленого цветов). Точками болотного цвета показаны рассчитанные по формулам (6)-(8) значения соответствующих пиков Oil-1, Oil-2, Oil-З на графиках с учетом потерь при принятых допущениях. Стрелками на графиках рис. 9 отмечен тренд восстановления потерь.

к

е;

о

СЕ

к

га

00

о

и

и

га

потери

УВ

*-H*tLnoo*-H*ti^omioa->r\iLnoo*-i*ti^omioa4r\iLnoo*-i*ti^o

uuuu<H<H<Hr\ir\ir\ir\immm*t*t*tLnLnLnLnioioioi^i^i^0o

,J_ £ uuuuuuuuuuuuuuuuuuuuuuuu Компоненты по числу атомов углерода

Рис. 8. Сравнение массовых долей компонентного состава битумоида № 1 и рекомбинированной пробы нефти с газосодержанием, равным 23 м3/м3

.о

ct

О

Q.

О

СО

i

о

-О

Ct

О

Q.

О

СО

I

rn

О

Ct

01234567 Oil-2, мг УВ/г породы

2 4 6 8 10 12

Oil-3, мг УВ/г породы

12

10

8

6

4

2

0

"Г

, .1

г

ft. *

6* ы1 •

• Образцы без учета потерь УВ

• Образец №1

• Образец №2

• Тренд с учётом потерь УВ

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Oil-4, мг УВ/г породы

Рис. 9. 'Тренд восстановления потерь УВ по данным пересчета параметров

Значения УВ-потенциала пород и восстановленная величина битумоида с учетом потерь в каждом образце и в каждом пике представлены в табл. 7. Стоит подчеркнуть, что величина Oil-5 для битумоида включает как компоненты С41+ в нефти, так и компоненты С41+ в битуме (неподвижной части исходной пластовой системы). Для разделения группы компонентов Oil-5 на подвижную и неподвижную части были построены зависимости массовой доли рекомбинированный нефти (%) от величины потенциала породы (мг УВ/г породы) для групп Oil-1, Oil-2, Oil-3, Oil-4 по данным табл. 7. Для обоих исследованных образцов зависимость была описана линейными уравнениями

Oil-5 подвижной части = 0,4558х - 0,0039,

мг УВ/г породы (образец 1), (9)

Oil-5 подвижной части=0,2504х - 0,0011, мгУВ/гпороды(образец2), (10)

где х - доля рекомбинированной нефти в группе Oil-5, мае. %.

Из соотношений (9)-(10) найдена величина Oil-5 (в мгУВ/г породы) в части подвижных УВ. Величина компонентов Oil-5 в области битума определялась как разница величины Oil-5 в битумоиде и величины Oil-5 в части подвижных УВ. Отметим, что для образца № 2 величина подвижных УВ в группе Oil-5 превышает значение данной величины, замеренной в ходе пиролиза, что интерпретируется как отсутствие битума в составе исходной пластовой системы. Затем пересчитали размерные значения (мг УВ/г породы) в процентные доли подвижных и неподвижных УВ (битума) в части С41+ для двух образцов (табл. 8).

Так, для образца № 1 доля подвижной пластовой нефти составляет 87,9%, а битума - 12,1%, а для образца № 2 доля подвижной пластовой нефти равна 100%, что говорит об отсутствии тяжелого битума в данном интервале. Такая разница в соотношении кажется допустимой, поскольку

Образцы/пробы Битумоид с учетом потерь Битумоид без учета потерь

С,_, С6-10 С11-19 С20-40 С41+ С1_, С6-10 С11-19 С20-40 С41+

Oil-1 Oil-2 Oil-3 Oil-4 Oil-5 Oil-1 Oil-2 Oil-3 Oil-4 Oil-5

мг УВ/г породы мг УВ/г породы

Образец № 1 2,53 6,22 10,58 10,61 17,81 0,03 0,44 4,53 10,61 17,81

Образец № 2 1,51 3,71 6,31 6,33 5,48 0,19 1,04 4,43 6,33 5,48

мас. % (для ГС 23 м3/м3) мас. %

Образец № 1 5,29 13,03 22,16 22,22 37,29 0 0 6,12 31,1 62,78

Образец № 2 6,46 15,90 27,05 27,11 23,47 0 0 17,02 51,92 31,06

Пластовая нефть Пластовая система с учетом битума образца № 1

ГС мас. % мас. %

23 м3/м3 6,02 14,82 25,20 25,26 28,69 5,29 13,03 22,16 22,22 37,29

53 м3/м3 9,58 14,39 24,21 24,26 27,56 8,47 12,72 21,39 21,44 35,99

125 м3/м3 17,02 13,51 22,12 22,17 25,18 15,19 12,06 19,74 19,79 33,22

Табл. 7. Состав исходной пластовой системы и доли подвижной и неподвижной частей исходной пластовой системы

Oil-1 Oil-2 Oil-3 Oil-4 Oil-5 Массовая Молекулярная р (при в OSI

мас. % доля % Масса, дл. ед. 20 °С), г/см3

Образец № 1 нефть 5,29 13,03 22,16 22,22 25,23 87,9

Образец № 1 битум 0 0 0 0 12,06 12,1 540,94 1,031 14,27 109

Образец № 2 нефть 6.47 15.9 27.04 27.12 23.47 100,0

Образец № 2 битум 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 388,96 0,932 33,25 293

Табл. 8. Процентные доли битума в составе исходной пластовой системы при газосодержании подвижной нефти 23 м3/м3 и свойства битумоида

в образце № 1 доля компонентов С81+ составляет 50,35%, а в образце № 2 лишь 21,75%. В первом образце Сорг составляет около 13%, а во втором всего 2,6%, параметр OSI (Oil Saturation Index) равен 109 и 293 соответственно, что также говорит от том, что УВ образца№ 2 более подвижны. Отсутствие битума в составе исходной пластовой системы в образце № 2 объясняется тем, что битумоид, на котором проводились исследования, является параавтохтонным, т.е. перенесенным внутри нефтематеринской толщи и не связанным с местом образования напрямую (Р = 33,25). Битумоид образца № 1 содержит битум ранней генерации в составе исходной пластовой системы, поскольку является сингенетичным (автохтонным, Р = 14,27).

Зная доли Oil-1 (CrC5), oil-2 (С-С10) и Oil-З (Сп-С19) в составе исходной пластовой системы, покомпонентный состав был рассчитан с использованием состава пластовой подвижной нефти по результатам исследования рекомбинированных проб. Состав по Oil-4 (С20-С40) определялся на основе осреднения компонентных составов битумоида № 1 и пластовой подвижной нефти по каждой из фракций, компонентный состав по Oil-5 (С41-С81+) - на основе компонентного состава битумоида № 1. Доли Ooil-1-Oil-5 в составе исходной пластовой УВ-системы приведены в табл. 7.

Стоит отметить, что в данном подходе сделано допущение о том, что в составе пластового битума не будет компонент легче С41+, хотя по расчету адаптированной PVT-модели в составе пластового битума (при начальных пластовых условиях), находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой подвижной нефтью, доля компонент легче С40 будет около 14-15 мае. %. Для оценки компонентного состава исходной пластовой системы с учетом наличия в составе битума легких компонент и фракций была использована адаптированная Р VT-модель пластовой нефти. В PVT-модель задавался компонентный

состав исходной пластовой системы, рассчитанный по вышеописанному методу, далее проводилось моделирование парожидкостного равновесия при начальных пластовых условиях и рассчитывались составы битума и жидкой фазы. Далее, согласно данным о рассчитанных константах равновесия между пластовой нефтью и битумом, мольных долей фаз битума и нефти, а также составом пластовой нефти по результатам исследования рекомбинированных проб рассчитывался компонентный состав исходной пластовой системы по формуле (11), которая записывается для начальных пластовых условий, при этом PVT-модель адаптирована на массовую долю битума в составе пластовой нефти согласно вышепроведенному анализу:

F.b+F x=z,b=Kx, (11)

где Fb - доля фазы битума по результатам расчета PVT-модели, мол. %; Fo - доля фазы подвижной жидкости (нефти) по результатам расчета PVT-модели, мол. %; b - компонентный состав фазы битума, мол. %; x - компонентный состав пластовой нефти по результатам лабораторных исследований, К - рассчитанные с использованием PVT-модели константы равновесия; z - компонентный состав исходной пластовой системы.

Компонентные составы, определенные с помощью PVT-модели по формуле (11), а также с помощью анализа данных табл. 7-8, представлены в Приложении Айна рис.10.

Для получение точного состава исходной пластовой системы с учетом битума необходимо проводить отбор керна в скважине под давлением с блокировкой в керне пластового флюида при его подъеме.

Оценка влияния наличия битума на PVT-свойства пластовой подвижной нефти в процессе разработки залежи

На основе идентифицированных компонентных составов исходной пластовой УВ-системы баженовской свиты с учетом битумов образца № 1 и рекомбинированной

Компонентный состав исходной системы и подвижной нефти

Пластовая нефть

Rs = 23 м3/м3

Пластовая система с Rs = 23 м3/м3

Пластовая нефть Rs = 53 м3/м3

Пластовая система с

Rs = 53 м3/м3

Пластовая нефть

Rs = 125 м3/м3

Пластовая система с

Rs = 125 м3/м3

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

пластовой нефти с различным газосодержанием были созданы их PVT-модели. Все параметры PVT-моделей аналогичны PVT-моделям пластовых нефтей с различным газосодержанием, соответственно, поменялся только компонентный состав.

Далее, в PVT-моделях была проведена адаптация доли твердой фазы при начальных пластовых условиях. Согласно проведенному анализу, доля битума для образца № 1 и пластовой подвижной нефти составляет 12.1 мае. %. Моделирование фазового равновесия с учетом наличия твердой фазы проводилось с использованием кубического трехпараметрического уравнения состояния Пенга - Робинсона по методикам, описанным в (Rydahl et al., 1997; Pedersen, Christensen, 2006). При этом многофазное равновесие рассчитывалось согласно алгоритмам, предложенным в (Michelsen, Mollerup, 2007, Yushchenko, Brusilovsky, 2016). Для PVT-моделей пластовой нефти и PVT-моделей исходной пластовой УВ-системы (с составом, представленным в табл. 7-8) построена фазовая диаграмма парожидкостного равновесия (рис. 11) и оценено изменение давления насыщения жидкой фазы газом. Как видно из рис. 11, при учете наличия битума в пласте давление насыщения пластовой нефти повышается. С ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 1 до 20 бар.

Считаем данную оценку изменения давления насыщения максимально возможной, поскольку не учитывалось наличие в битуме фракций легче С40 при идентификации компонентного состава начальной пластовой системы. При расчете состава исходной пластовой системы по формуле (11) фазовые диаграммы значительно не изменяются.

При наличии битума в пласте пластовая подвижная нефть является предельно насыщенной асфальтенами. При снижении давления часть тяжелых фракций будет переходить из жидкой фазы (пластовой подвижной нефти) в твердую (битум), при этом часть легких фракций -из твердой фазы в подвижную нефть. В PVT-симуляторе проводилась оценка изменения объемной доли асфальтенов (твердой фазы) в пласте при снижении пластового давления, т.е. имитировался процесс разработки залежи на истощение. Результаты расчета представлены на рис. 12.

Согласно проведенным расчетам, объем фазы асфальтенов растет быстрее при снижении давления для систем с большим газосодержанием. При этом твердая фаза становится более тяжелой (с большим содержанием доли С81+), количество легких фракций в ней снижается. Давление насыщения нефти газом в процессе снижения давления изменяется незначительно (менее 1% для всех трех систем с различным газосодержанием). Снижение давления приводит к уменьшению объема подвижной фазы и объема пор за счет фазовых превращений и, таким

Фазовая диаграмма

— — — Пластовая система с Rs = 125 м3/м3 Пластовая нефть с Rs = 125 м3/м3

— — — Пластовая система с Rs = 53 м3/м3 Пластовая нефть с Rs = 53 м3/м3

— — — Пластовая система с Rs = 23 м3/м3 Пластовая нефть с Rs = 23 м3/м3

Рис. 11 Фазовая парожидкостная диаграмма пластовой нефти и ис пластовой системы, построенная с помощью PVT-модели

50 100 150 200 250 300

Давление, бар

9 Пластовая система с Rs = 23 м3/м3 ♦ Пластовая система с Rs = 53 м3/м3

# Пластовая система с Rs = 125 м3/м3

Рис. 12. Изменение доли асфальтенов (отдельной твердой фазы) в PVT-модели при снижении пластового давления

образом, негативно влияет на накопленную добычу УВ в процессе разработки залежи на истощение.

Кроме оценки изменения PVT-свойств жидкой УВ-фазы в пласте в системах при наличии битума и без также проводилось PVT-моделирование влияния наличия битума на интенсификацию добычи с помощью МУН.

В первом случае проводилось сравнение закачки ПНГ для PVT-моделей пластовой нефти с учетом битума и без. С помощью PVT-моделирования проводились эксперименты по набуханию и типа «тонкая трубка» для пластовой нефти и исходной пластовой системы с учетом битума. Результаты моделирования показаны на рис. 13.

По результатам проведенного моделирования эксперимента по набуханию можно сделать выводы, что учет

наличия битума будет влиять на изменение объема жидкой фазы при растворении в ней закачиваемого газа (для нефти без учета битума расширение объема идет быстрее), но при этом давление насыщения жидкой фазы при наличии битума выше. Соответственно, количество растворенного газа при наличии битума и без в предельном случае будет практически одинаковым. Минимальное давление смесимости для пластовой нефти при закачке ПНГ не достигается при давлениях, не превышающих пластовое как для пластовой нефти, так и для пластовой системы с учетом битума.

Во втором случае были проведены расчеты влияния тепловых МУН на поведение пластового флюида как при наличии битума, так и без него в пласте. Проведена оценка

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

мол. % растворенного газа

Давление насыщения, пластовая нефть газосодержание, пластовая нефть изменение объема, пластовая нефть

— — — Давление насыщения, пластовая система

— — — газосодержание, пластовая система

— — — изменение объема, пластовая система

0 20 40 60 80 100 120 140

мол. % растворенного газа

давление насыщения, пластовая нефть газосодержание, пластовая нефть изменение объема, пластовая нефть

— — —давление насыщения, пластовая система

— — — газосодержание, пластовая система

— — — изменение объема, пластовая система

Результаты эксперимента по набуханию для системы с Rs = 23 м3/м3

мол. % растворенного газа

1,3

1,2

1,1

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

давление насыщения, пластовая нефть — — —давление насыщения, пластовая система

газосодержание, пластовая нефть газосодержание, пластовая система

изменение объема, пластовая нефть — — — изменение объема, пластовая система

Р

ю

о

си

I

си

ю

0 си

X

1

си

I

си

Рис. 13.Моделирование в PVT-модели эксперимента по набуханию для пластовой нефти сучетом битума

Изменение объема твердой фазы при нагреве системы Изменение вязкости жидкой при нагреве системы

100

120

140

160

180

200

Температура, оС

Объем твердой фазы система с Rs = 23 м3/м3 -Объем твердой фазы система с Rs = 53 м3/м3 -Объем твердой фазы система с Rs = 125 м3/м3

Температура, оС

-вязкость жидкой фазы система с Rs = 23 м3/м3 -вязкость жидкой фазы система с Rs = 53 м3/м3 -вязкость жидкой фазы система с Rs = 125 м3/м3

Рис. 14. Изменение объема твердой, фазы и вязкости подвижной фазы при нагреве системы

изменения компонентного состава и свойств жидкой фазы (пластовой нефти) при нагреве пластовой системы с битумом с помощью PVT-моделирования. Необходимо отметить, что процессы окисления и сорбции не учитывались при расчетах, учитывались только фазовое поведение и изменение термодинамических свойств флюидов. Результаты моделирования представлены на рис. 14.

При нагреве пластовой УВ-системы доля асфальтенов (твердой фазы) значительно снижается, т.к. часть тяжелых компонент переходит в жидкую фазу. Отметим, что поведение пластовой системы с газосодержанием 23 м3/м3 отличается от пластовых систем с большим газосодержанием: вязкость фазы пластовой нефти при нагреве от 100 °С до150 °С незначительно растет, а потом только начинает снижаться. Для пластовых систем с большим газосодержанием вязкость фазы пластовой нефти снижается по мере нагревания, при этом объем битумной фазы уменьшается не так значительно.

На основе результатов проведенных расчетов по нагреву пластовых систем с учетом битумов можно сделать предположение на основе PVT-моделирования, что тепловые МУН наиболее эффективны для систем с низким газосодержанием. При этом значительный положительный эффект от МУН на добычу нефти заметен для всех рассматриваемых пластовых систем. Для подтверждения данного эффекта требуется проведение гидродинамических исследований.

Отметим отсутствие адаптации PVT-модели на свойства битума при начальных пластовых условиях. Для более корректного расчета необходимы лабораторные исследования для получения экспериментальных данных по фазовым равновесиям битумов и подвижной нефти.

Заключение

В работе подробно описана методика идентификации компонентного состава пластовой УВ-системы баженовской свиты с учетом наличия тяжелых неподвижных УВ (битумов) в пласте. На основе проведенных лабораторных исследований, анализа их результатов и PVT-моделирования разработан новый подход к оценке изменения компонентного состава и PVT-свойств пластового подвижного флюида при наличии битума в пласте в процессе разработки залежи. Предложенный подход апробирован

на примере пластовой системы одной из скважин баженовской свиты. Этот подход является объединением методов геохимических исследований и PVT-моделирования, позволяет более комплексно подойти к решению проблемы идентификации высокомолекулярных УВ-соединений в сланцевых залежах и оценить их влияние на разработку.

В результате проведенного PVT-моделирования показано, что наличие битума в пласте практически не влияет на PVT-свойства подвижной фазы. Снижение давления приводит к увеличению объема битума в пласте, а увеличение температуры, наоборот, - к значительному уменьшению его объема.

Для более точного определения влияния битума на поведение пластовой нефти требуется проведение лабораторных исследований в PVT-бомбе исходной пластовой УВ системы.

Допущения

В настоящей работе не учитывались процессы десорбции в пласте при снижении давления. Учет данного эффекта планируется в будущих работах. При оценке влияния битума на PVT-свойства пластовой системы расчет доли и свойств асфальтеновой (твердой фазы) проводился на основе уравнения состояния Пенга - Робинсона с применением методов моделирования твердой фазы. Не проводились также лабораторные PVT-исследования свойств пластовой системы с учетом наличия битумов в PVT-бомбе.

Литература

Брусиловский А.И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 575 с.

Волков В.А., Олейник Е.В., Оксенойд Е.Е., Сидоров А.А. (2016). Строение и генерационный потенциал баженовской свиты на территории центральной части Западной Сибири. Геология и минерально-сырьевые ресурсы, (3), с. 79-98.

Вторушина Э.А., Булатов Т.Д., Козлова Е.В., Кульков М.Г. (2022). Пиролитические критерии оценки степени термической зрелости органического вещества баженовской свиты. Геология нефти и , (4),

с. 53-63. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2022-4-53-63

Гутман И.С., Потемкин Г.Н., Батурин А.Ю., Маслянко М.Ю., Козлова Е.В., Спасенных М.Ю., Булатов Т.Д. (2019). Изучение баженовской свиты Западной Сибири на различных уровнях по данным пиролитических исследований как основа объективной оценки углеводородного потенциала. НедропользованиеХХ! век, 79(3), с. 102-115.

Калмыков Г.А. (2016). Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности: Дне. ... д-рагеол.-минерал. наук. М., 391 с.

Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., Балушкина Н.С., Пронина Н.В., Полудеткина Е.Н., Костенко О.В., Юрченко А.Ю., Борисов Р.С., Бычков А.Ю., Калмыков А.Г., Хамидуллин Р.А., Стрельцова Е.Д., Борисов М.В. (2015). Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь). ВестникМосковского университета. Серия 4. Геология, (5), с. 44-53.

Конторович А.Э., Костырева Е.А., Родякин С.В., Сотнич И.С., Ян П.А. (2018). Геохимия битумоидов баженовской свиты. Геология нефти и газа, (2), с. 79-88.

Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Занин Ю.Н., Замирайлова А.Г., Казаненков В.А., Казарбин В.В., Махнева Е.Н., Ямковая Л.С. (1998). Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород баженовской свиты. Геология и ,

39(11), с. 1477-1491.

Кульков М.Г., Вторушина Э.А. (2019). Ускоренная экстракция ASE - как эффективный метод извлечения битумоидов при выполнении пиролитических и хроматографических исследований кернового материала. Пути реализации нефтегазового потенциалаХанты-Мансийского автономного округа — Югры: Материалы XXII науч.-практ. конф. Ханты-Мансийск: АУ «НАЦ PH им. В.И. Шпильмана», Т. 2, с. 79-90.

Лопатин Н.В., Емец Т.П. (1999). Нефтегенерационные свойства баженовской свиты на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск: ХМПИ, Т. 1, с. 116-123.

Мурадов А.В., ДиеваН.Н., Кравченко М.Н., Перехожев Ф.А. (2018). ВПГ и ТГХВ на пластах баженовской свиты. Neftegaz.Ru, (3),с. 62-69.

Салахидинова Г.Т., Кульков М.Г., Вторушина Э.А. (2022). Повышение достоверности оценки степени катагенеза органического вещества баженовской свиты путем комплексирования пиролитических и молекулярных параметров (в пределах северо-западной части территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры). Геология нефти и газа,(6), с. 85-98. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2022-6-85-98

Самойленко В.В. (2011). Геохимия органического вещества баженовской свиты юго-востока Западной Сибири и генетически связанных с ним флюидов: Автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук. Томск, 22 с.

Соболева Е.В. (2017). Формирование состава нефтей пласта Ю Баженовской свиты Салымского месторождения. Георесурсы, Спецвып. Ч. 2, с. 144-154. http://doi.org/10.18599/grs.19.15

Справочник по геологии нефти и газа. (1984). Под ред. Н.А. Еременко. М.: Недра, 480 с.

Тихонова М.С., Иванова Д.А., Калмыков А.Г., Борисов Р.С., Калмыков Г.А. (2019). Методика ступенчатой экстракции пород высокоуглеродистых формаций для изучения компонентного распределения битумоидов и изменчивости их основных геохимических параметров. Георесурсы, 21(2), с. 172-182. https://doi.Org/10.18599/grs.2019.2.172-182

Успенский В.А., Родионова К.Ф., Горская А.И., Шишкова А.П. (1966). Руководство по анализу битумов и рассеянного органического вещества горных пород (для лабораторий геологоразведочных организаций). Л.: Недра, 316 с.

Черемисин А.Н., Мухина Е.Д., Ушакова А.С., Прочухан К.Ю., Касьяненко А.А. (2022). Химические, газовые и тепловые МУН для баженовской свиты. Neftegaz.ru, (5-6), с. 58-64.

Ющенко Т.С., Брусиловский А.И. (2022). Поэтапный подход к созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе уравнения состояния. Георесурсы, 24(3), с. 164-181. https:// doi.org/10.18599/grs.2022.3.14

Abrams М.А., GongC., Gamier C., SephtonM.A. (2017). Anewthermal extraction protocol to evaluate liquid rich unconventional oil in place and in-situ fluid chemistry. Marine and Petroleum Geology, 88, pp. 659-675. https://doi.Org/10.1016/j.marpetgeo.2017.09.014

A1 Solial A.J., Shaikh A., Idrees A.K. (2023). Identification and Mapping of Gas Reservoir Bitumen. Middle East OH, Gas and Geosciences Show, SPE-213390-MS. https://doi.org/10.2118/213390-MS

Beti D.R., Ring T.A. (2019). Programmed temperature pyrolysis: Alterations to the standard method. Sorkhabi R. (ed.) Encyclopedia of Petroleum Geoscience. Encyclopedia of Earth Sciences Series. Springer, Cham., pp. 1-12. https://doi.org/10.1007/978-3-319-02330-4_302-l

Chen S., Fan X., Lu J., Wang X., Fei A. (2010). Impact of bitumen on reservoir properties and hydrocarbon accumulation. Petroleum Exploration andDevelopment, 37(1), 1793-0, pp. 70-76.

Gomaa S., El-Hosboudy A.N. (2018). New Correlation Predicting Molecular Weight of Petroleum Fractions. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 2(1), pp. 1-5. https://doi.org/10.23880/PPEJ-16000139

Katz D.L., Firoozabadi A. (1978). Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude-Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients.

Journal of Petroleum Technology, 30(11), SPE-6721-PA, pp. 1649-1655. https://doi.org/10.2118/6721-PA

Lee B.I., KeslerM.G. (1975). A Generalized Thermodynamic Correlation Based on Three-Parameter Corresponding States. AIChE Journal, 21(3), pp. 510-527. https://doi.org/10.1002/aic.690210313

Maende A., Pepper A., Jarvie D.M., Weldon W.D. (2017). Advanced pyrolysis data and interpretation methods to identify unconventional reservoir sweet spots in fluid phase saturation and fluid properties (API gravity) from drill cuttings and cores. 2017 Annual Convention &

Exhibition, Houston, Texas, https://www.searchanddiscovery.com/pdfz/ documents/2017/80596maende/ndx_maende.pdf.html

Michelsen M.L., Mollerup J. (2007). Thermodynamic Models: Fundamentals and Computational Aspects. Denmark: Tie-Line Publ., 382 p.

Naji H.S. (2010). Characterizing Pure and Undefined Petroleum Components. International Journal of Engineering and Technology IJENS, 10(2), pp. 39-68.

Pedersen K.S., Christensen P.L. (2006). Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Boca Raton: CRC Press, 422 p. https://doi. org/10.1201/9781420018257

Peneloux A., Rauzy E., Freze R. (1982). A consistent volume correction for Redlich-Kwong-Soave volumes. Fluid Phase Equilibria, 8(1), pp. 7-23. https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)80002-2

Peng D.-Y., Robinson D.B. (1976). Anew Two-Constant Equation of state. Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals, 15(1), pp. 59-64. https://doi.org/10.1021/il60057a011

Peters K.E., Cassa M.R. (1994). Applied source rock geochemistry. Magoon L.B., Dow W.G. The Petroleum System — From Source to Trap. AAPG, pp. 93-120. https://doi.org/10.1306/M60585C5

Riazi M.R., Al-Sahhaf T.A. (1996). Physical Properties of Heavy Petroleum Fractions and Crude Oils. Fluid Phase Equilibria, 117(1-2), pp. 217-224. https://doi.org/10.1016/0378-3812(95)02956-7

Rydahl A., Pedersen K.S., Hjermstad H.P. (1997). Modelling of Live Oil Asphaltene Precipitation. AIChE Spring National Meeting, Houston, TX, USA.

Spasennykh M., Maglevannaia P, Kozlova E., Bulatov T., Leushina E., Morozov N. (2021). Geochemical Trends Reflecting Hydrocarbon Generation, Migration and Accumulation in Unconventional Reservoirs Based on Pyrolysis Data (on the Example of the Bazhenov Formation). Geosciences, 11(8), 307. https://doi.org/10.3390/geosciencesll080307

Ugryumov A., Petrova D., Sannikoval., Kasyanenko A., KhachaturyanM., Kolomytsev A., Yuschenko T., Plotnikov B., Karimov I. (2022). Prospectivity Assessment of Bazhenov Formation Using Cutting-edge Integrated Static Model. SPE/A4PG/SEG Unconventional Resources Technology ,

URTEC-3723536-MS. https://doi.org/10.15530/urtec-2022-3723536

Whitson C.H., Brule M.R. (2000). Phase Behavior. SPE, 239 p. https:// doi.org/10.2118/9781555630874

Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2016). Mathematical modeling of gas-condensate mixture PVT-properties including presence of brine in reservoir. Fluid Phase Equilibria, 409, pp. 37-48. https://doi.Org/10.1016/j. fluid.2015.09.029

Сведения об авторах

Тарас Сергеевич Ющенко - кандидат физ.-мат. наук, руководитель направления по PVT и работе скважин, Газпром нефть

Россия, 190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3-5, Литера А, ч.пом. 1Н, каб. 2401

e-mail: Yuschenko.TS@gazprom-neft.ru

Ирина Алексеевна Санникова - кандидат геол.-мин. наук, главный специалист, Г азпром нефть

Россия, 190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3-5, Литера А, ч.пом. 1Н, каб. 2401

e-mail: Sannikova.IA@gazprom-neft.ru

Михаил Григорьевич Кульков - заведующий лабораторией хроматографических методов исследования, НАЦ PH им. В.И. Шпильмана

Россия, 628011, Ханты-Мансийск, ул. Студенческая, д. 2 e-mail: KulkovMG@nacm.hmao.ru

Александр Иосифович Брусиловский - доктор тех. наук, профессор, ведущий эксперт, Газпром нефть

Россия, 190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3-5, Литера А, ч.пом. 1Н, каб. 2401

e-mail: Brusilovskiy.AI@gazprom-neft.ru

Гульмира Темирхановна Салахидиноеа - кандидат геол.-минерал. наук, старший научный сотрудник лаборатории хроматографических методов исследования, НАЦ PH им. В.И. Шпильмана

Россия, 628011, Ханты-Мансийск, ул. Студенческая, д. 2 e-mail: SalakhidinovaGT@nacm.hmao.ru

Азим Энверович Алиев - инженер 1 категории лаборатории хроматографических методов исследования, НАЦ PH им. В.И. Шпильмана

Россия, 628011, Ханты-Мансийск, ул. Студенческая, д. 2 e-mail: AlievAE@nacm.hmao.ru

Александр Евгеньевич Гаврилов - руководитель направления, Г азпром нефть

Россия, 190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3-5, Литера А, ч.пом. 1Н, каб. 2401 e-mail: Gavrilov.AE@gazprom-neft.ru

Статья поступила вредащию 27.04.2023; Принята к публикации 31.01.2024; Опубликована 30.03.2024

IN ENGLISH

ORIGINAL ARTICLE

Identification of the Composition and Assessment of the Influence of the Solid Hydrocarbon Phase in the Reservoir on the Behavior of the Mobile Fluid of the Bazhenov Formation During the Reservoir Development

T.S. Yushchenko1*, I.A. Sannikova1 ,M.G. Kulkov2, A.I. Brusilovsky1-3, G.T. Salakhidinova2, A.E. Aliev2, A.E. Gavrilov1

1Gazprom Neft, St. Petersburg, RussianFederation

2V.I. ShpilmanResearch and Analytical Centre for theRational Use of the Subsoil, Khanty-Mansiysk, RussianFederation 3Oil and Gas Research Institute ofRussian Academy ofSciences ‘Correspondingauthor: TarasS. Yushchenko, e-mail: Yuschenko.TS@gazprom-neft.ru

Abstract. The purpose of the work is to identify the composition of the initial reservoir hydrocarbon (HC) system of the Bazhenov formation, as well as to assess the influence of the presence of a heavy solid hydrocarbon phase (bitumen) in the formation on the production of mobile fluids using PVT modeling methods. The article describes the necessary experiments to determine the component composition of the C81+ fraction and the PVT properties of the formation mobile fluid taken from the well and the bitumen extract from the rock, and also presents their results. In addition, the properties of fractions up to C81+ were calculated depending on the molecular weight for PVT modeling (extension of the Katz-Firuzabadi table). One of the important parts of the article is the assessment of the ratio of bound and free oil in the original reservoir system. Based on geochemical research data, an analysis was performed to assess the component composition of the original system (using the example of the Bazhenov Formation) using rock pyrolysis and studying formation fluid and bitumen. Using the results of studies of reservoir fluid samples, a PVT model was built and tuned. This PVT model was used to assess the properties of the initial reservoir hydrocarbon system and was adjusted to the fraction of the solid phase in the reservoir at the initial reservoir conditions. After this, based on the PVT model, an assessment was made of the influence of the presence of a solid phase in the composition of the reservoir system on the behavior of a mobile hydrocarbon fluid during reservoir development for depletion, as well as on the use of enhanced oil recovery methods (injection of associated petroleum gas and thermal methods of influencing the reservoir).

Keywords: Bazhenov formation, PVT model, bitumen, reservoir hydrocarbon system, laboratory studies, geochemical studies

Recommended citation: Yushchenko T.S., SannikovaTA., Kulkov M.G., Brusilovsky A.I., Salakhidinova G.T., Aliev A.E., Gavrilov A.E. (2024). Identification of the Composition and Assessment of the Influence of the Solid Hydrocarbon Phase in the Reservoir on the Behavior of the Mobile Fluid of the Bazhenov Formation During the Reservoir Development. Georesursy = Georesources, 26(1), pp. 78-99. https://doi.org/10.18599/grs.2024.1.7

References

Abrams M.A., Gong C., Gamier C., Sephton M.A. (2017). Anew thermal extraction protocol to evaluate liquid rich unconventional oil in place and in-situ fluid chemistry. Marine and Petroleum Geology, 88, pp. 659-675. https://doi.Org/10.1016/j.marpetgeo.2017.09.014

A1 Solial A.J., Shaikh A., Idrees A.K. (2023). Identification and Mapping of Gas Reservoir Bitumen. Middle East Oil, Gas and Geosciences Show, SPE-213390-MS. https://doi.org/10.2118/213390-MS

Beti D.R., Ring T.A. (2019). Programmed temperature pyrolysis: Alterations to the standard method. Sorkhabi R. (ed.) Encyclopedia of Petroleum Geoscience. Encyclopedia of Earth Sciences Series. Springer, Cham., pp. 1-12. https://doi.org/10.1007/978-3-319-02330-4_302-l

Brusilovsky A.I. (2002). Phase transformations during the development of oil and gas fields. Moscow: Grail, 575 p. (In Russ.)

Chen S., Fan X., Lu J., Wang X., Fei A. (2010). Impact of bitumen on reservoir properties and hydrocarbon accumulation. Petroleum Exploration andDevelopment, 37(1), 1793-0, pp. 70-76.

Cheremisin A.N., Mukhina E.D., Ushakova A.S., Prochukhan K.Yu., Kasyanenko A.A. (2022). Chemical, gas and thermal EOR for the Bazhenov formation. Neftegaz.ru, 5-6, pp. 58-64. (In Russ.)

Gomaa S., El-Hosboudy A.N. (2018). New Correlation Predicting Molecular Weight of Petroleum Fractions. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 2(1), pp. 1-5. https://doi.org/10.23880/PPEJ-16000139

Gutman I.S., PotemkinG.N., Baturin A.Yu., Maslyanko M.Yu., Kozlova E.V., Spasennykh M.Yu., Bulatov T.D. (2019). Study of the West Siberian Bazhenov Formation at multiple levels according to pyrolysis data as the basis for the unbiased assessment of petroleum potential. Nedropolzovanie XXIvek, 79(3), pp. 102-115. (In Russ.)

Handbook of Oil and Gas Geology (1984). Ed. N.A. Eremenko. Moscow: Nedra, 480 p. (In Russ.)

Kalmykov G.A. (2016). The structure of the Bazhenov oil and gas complex as the basis for forecasting differentiated oil productivity. Dr. Geol. and Mineral. Sci. Diss. Moscow: MSU. (In Russ.)

Katz D.L., Firoozabadi A. (1978). Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude-Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients. Journal of Petroleum Technology, 30(11), SPE-6721-PA, pp. 1649-1655. https://doi.org/10.2118/6721-PA

Kontorovich A.E., KostyrevaE.A., Rodyakin S.V., Sotnichl.S. and others (2018). Geochemistry of bitumens of the Bazhenov formation. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology, 2, pp. 79-88. (In Russ.)

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

Kontorovich А.Е., Melenevsky V.N., Zanin Yu.N., Zamirailova A.G., Kazanenkov V.A., Kazarbin V.V., Makhneva E.N., Yamkovaya L.S. (1998). Lithology, organic geochemistry and conditions for the formation of the main types of rocks of the Bazhenov Formation. 39 (11), pp.

1477-1491. (InRuss.)

Kozlova E.V., Fadeeva N.P., Kalmykov G.A., Balushkina N.S. and others (2015). Technology for studying the geochemical parameters of organic matter in kerogen-saturated sediments (using the example of the Bazhenov formation, Western Siberia^Mos'COW University Bulletin. Series ,

5, pp. 44-53. (In Russ.)

Kulkov M.G., Vtorushina E.A. (2019). Accelerated extraction ASE - as an effective method for extracting bitumen when performing pyrolytic and chromatographic studies of core material. Ways to realize the oil and gas potential of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug - Ugra: Proc. Sci and Pract. Conf Khanty-Mansiysk: V.I. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the Subsoil, pp. 79-90. (In Russ.)

Lee B.I., Kesler M.G. (1975). A Generalized Thermodynamic Correlation Based on Three-Parameter Corresponding States. AIChE , 21(3),

pp. 510-527. https://doi.org/10.1002/aic.690210313

Lopatin N.'V!, Yemets T.P. (1999). Oil generation properties of the Bazhenov formation on the territory of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug. Ways to realize the oil and gas potential of theKhanty-MansiyskAutonomous Okrug - Ugra: Proc. Sci and Pract. Conf. Khanty-Mansiysk, pp. 116-123. (In Russ.)

Maende A., Pepper A., Jarvie D.M., Weldon W.D. (2017). Advanced pyrolysis data and interpretation methods to identify unconventional reservoir sweet spots in fluid phase saturation and fluid properties (API gravity) from drill cuttings and cores. AAPG Convention &

Exhibition, Houston, Texas, https://www.searchanddiscovery.com/pdfz/ documents/2017/80596maende/ndx_maende.pdf.html

Michelsen M.L., Mollerup J. (2007). Thermodynamic Models: Fundamentals and Computational Aspects. Denmark: Tie-Line Publ., 382 p.

MuradovA.V., DievaN.N., Kravchenko M.N., Perekhozhev F.A. (2018). HSV and THCV in the formations of the Bazhenov formation. Neftegaz.Ru, 3, pp. 62-69. (In Russ.)

Naji H.S. (2010). Characterizing Pure and Undefined Petroleum Components. International Journal of Engineering and Technology UENS, 10(2), pp. 39-68.

Pedersen K.S., Christensen P.L. (2006). Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Boca Raton: CRC Press, 422 p. https ://doi. org/10.1201/9781420018257

Peneloux A., Rauzy E., Freze R. (1982). A consistent volume correction for Redlich-Kwong-Soave volumes. Fluid Phase Equilibria, 8(1), pp. 7-23. https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)80002-2

Peng D.-Y., Robinson D.B. (1976). Anew Two-Constant Equation of state. Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals, 15(1), pp. 59-64. https:// doi.org/10.1021/il60057a011

Peters K.E., Cassa M.R. (1994). Applied source rock geochemistry. MagoonL.B., Dow WG. The Petroleum System—From Source to AAPG,

pp. 93-120. https://doi.org/10.1306/M60585C5

Riazi M.R., Al-Sahhaf T.A. (1996). Physical Properties of Heavy Petroleum Fractions and Crude Oils. Fluid Phase Equilibria, 117(1-2), pp. 217-224. https://doi.org/10.1016/0378-3812(95)02956-7

Rydahl A., Pedersen K.S., Hjermstad H.P. (1997). Modelling ofLive Oil Asphaltene YrQcvpiXaRon.AIChESpringNationalMeeting, Houston, TX, USA.

Salakhidinova G.T., Kulkov M.G., Vtorushina E.A. (2022). Increasing the reliability of assessing the degree of catagenesis of organic matter of the Bazhenov Formation by combining pyrolytic and molecular parameters (within the northwestern part of the territory of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug - Ugra). Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology, 6, pp. 85-99. (In Russ.)

Samoilenko V.V. (2011). Geochemistry of organic matter ofthe Bazhenov formation in the southeast of Western Siberia and genetically related fluids. Abstract Cand. Geol. and Mineral. Sci. Diss. Tomsk, 22 p. (In Russ.)

Soboleva E.V. (2017). Formation of the oil composition of the YuO Bazhenov formation, Salym oil field. Georesursy = Georesources, Special issue,pp. 144-154. (InRuss.)http://doi.org/10.18599/grs.l9.15

Spasennykh M., Maglevannaia P., Kozlova E., Bulatov T., Leushina E., Morozov N. (2021). Geochemical Trends Reflecting Hydrocarbon Generation, Migration and Accumulation in Unconventional Reservoirs Based on Pyrolysis Data (on the Example of the Bazhenov Formation). Geosciences, 11(8), 307. https://doi.org/10.3390/geosciencesll080307

Tikhonova M.S., Ivanova D.A., Kalmykov A.G., Borisov R.S., Kalmykov G.A. (2019). Methods of step extraction of rocks of high-carbon formations for the study of the component distribution of bitumen and variability of their basic geochemical parameters. Georesursy = Georesources, 21(2), pp. 172-182. https://doi.Org/10.18599/grs.2019.2.172-182

Ugryumov A., Petrova D., Sannikoval., Kasyanenko A., KhachaturyanM., Kolomytsev A., Yuschenko T., Plotnikov B., Karimov I. (2022). Prospectivity Assessment of Bazhenov Formation Using Cutting-edge Integrated Static Model. SPE/A4PG/SEG Unconventional Resources Technology ,

URTEC-3723536-MS. https://doi.org/10.15530/urtec-2022-3723536

Uspensky V.A., Rodionova K.F., GorskayaA.I., ShishkovaA.P. (1966). Guide to the analysis of bitumen and dispersed organic matter of rocks (for laboratories of geological exploration organizations). Leningrad: Nedra, 316 p. (In Russ.)

Volkov V.A., Oleinik E.V., OksenoidE.E., Sidorov A.A. (2016). Structure and generation potential of the Bazhenov Formation in the central part of Western Siberia. Geologiya i mineral’no-syr resursy, 3(27), pp. 79-98. (In Russ.)

Vtorushina E.A., Bulatov T.D., Kozlova E.V., Kulkov M.G. (2022). Pyrolytic criteria for assessing the degree of thermal maturity of organic matter of the Bazhenov Formation. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology, 4, pp. 53-63. (In Russ.)

Whitson C.H., Brule M.R. (2000). Phase Behavior. SPE, 239 p. https:// doi.org/10.2118/9781555630874

Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2016). Mathematical modeling of gas-condensate mixture PVT-properties including presence of brine in reservoir. Fluid Phase Equilibria, 409, pp. 37-48. https://doi.Org/10.1016/j. fluid.2015.09.029

Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2022). A step-by-step approach to creating and tuning PVT-models of reservoir hydrocarbon systems based on the state equation. Georesursy = Georesources, 24(3), pp. 164-181. (InRuss.) https://doi.Org/10.18599/grs.2022.3.14

About the Authors

Taras S. Yushchenko - Cand. Sci. (Physics and Mathematics), Head ofPVT and Well Operations, Gazprom Neft

3-5, Litera A, Pochtamtskaya st., St. Petersburg, 190000, Russian Federation

e-mail: Yuschenko.TS@gazprom-neft.ru

Irina A. Sannikova - Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Chief Specialist, Gazprom Neft

3-5, Litera A, Pochtamtskaya st., St. Petersburg, 190000, Russian Federation

e-mail: Sannikova.IA@gazprom-neft.ru

Mikhail G. Kulkov - Head of the Laboratory of Chromatographic Research Methods, VI. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the Subsoil

2, Studencheskaya st., Khanty-Mansiysk, 628011, Russian Federation

e-mail: KulkovMG@nacrn.hmao.ru

Alexander I. Brusilovskiy - Dr. Sci. (Technical Sciences), Professor, Leading Expert, Gazprom Neft

3-5, Litera A, Pochtamtskaya st., St. Petersburg, 190000, Russian Federation

e-mail: Brusilovskiy.AI@gazprom-neft.ru

Gulmira T. Salakhidinova- Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Senior Researcher at the Laboratory of Chromatographic Research Methods, V.I. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the Subsoil

2, Studencheskaya st., Khanty-Mansiysk, 628011, Russian Federation

e-mail: SalakhidinovaGT@nacrn.hmao.ru

Azim Enverovich Aliev - Engineer of the lLaboratory of Chromatographic Research Methods, VI. Shpilman Research and Analytical Centre for the Rational Use of the Subsoil

2, Studencheskaya st., Khanty-Mansiysk, 628011, Russian Federation

e-mail: AlievAE@nacrn.hmao.ru

Aleksandr E. Gavrilov - Head of the Department, Gazprom Neft

3-5, Litera A, Pochtamtskaya st., St. Petersburg, 190000, Russian Federation

e-mail: Gavrilov.AE@gazprom-neft.ru

Manuscript received 27April 2023;

Accepted 31 .January 2024; Published 30March 2024

Приложение А. Компонентный состав сепарированной нефти, битумоидов, рекомбинированных проб пластовой нефти и исходных пластовых систем баженовской свиты (мол. %). Обозначение: ГС — газосодержание.

Компонент/ фракция Молярная масса, г/моль Битумоид № 1 Битумоид № 2 Сепарированная нефть Устьевой газ Рекомбинирован ная нефть с ГС 23 м3/м3 К оЗ М ом я •& й S Ы О § К f—1 <0 D-, Рекомбинирован ная нефть с ГС 125 м3/м3 Расчет по данным табл. 7 и 8 Согласно PVT-модель (11)

Исходная пластовая система с ГС 23 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 53 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 125 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 23 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 53 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 125 м3/м3

и2 2 0 0 0 0,051 0,011 0,019 0,030 0,010 0,019 0,029 0,010 0,018 0,028

He 4 0 0 0 0,003 0,001 0,001 0,002 0,001 0,001 0,002 0,001 0,001 0,002

n2 28 0 0 0 2,577 0,534 0,967 1,507 0,519 0,945 1,487 0,503 0,916 1,442

CO2 44 0 0 0 2,715 0,563 1,019 1,587 0,547 0,996 1,566 0,545 0,988 1,555

Cl 16,04 0,000 0,000 0 58,69 12,16 22,02 34,31 11,814 21,524 33,860 11,793 21,368 33,635

C2 30,07 0,000 0,000 0,071 7,230 1,554 2,757 4,256 1,510 2,695 4,200 1,497 2,659 4,146

C3 44,1 0,000 0,000 1,537 13,95 4,109 6,194 8,792 3,991 6,054 8,676 3,984 6,010 8,621

I-C4 58,12 0,000 0,000 0,527 1,905 0,813 1,044 1,333 0,789 1,020 1,315 0,790 1,017 1,311

nC4 58,12 0,000 0,000 3,571 7,989 4,487 5,229 6,154 4,358 5,110 6,073 4,363 5,091 6,054

I-C5 72,15 0,000 0,000 1,737 1,349 1,656 1,591 1,510 1,609 1,555 1,490 1,598 1,541 1,477

nC5 72,15 0,000 0,000 3,863 2,182 3,515 3,232 2,880 3,414 3,159 2,842 3,391 3,130 2,818

C6 84 0,000 0,000 7,486 1,068 6,156 5,078 3,734 5,980 4,963 3,685 5,917 4,916 3,653

C7 96 0,000 0,000 7,429 0,211 5,933 4,720 3,209 5,763 4,614 3,167 5,703 4,571 3,139

C8 107 0,000 0,000 6,720 0,080 5,344 4,228 2,838 5,191 4,133 2,801 5,088 4,066 2,758

C9 121 0,000 0,000 5,720 0,008 4,537 3,577 2,381 4,407 3,496 2,350 4,319 3,440 2,313

C10 134 0,000 0,000 5,725 0,000 4,539 3,577 2,378 4,409 3,496 2,347 4,282 3,418 2,296

C11 154,21 0,000 0,013 4,840 0,000 3,837 3,024 2,010 3,727 2,954 1,984 3,620 2,889 1,941

C12 168,2 0,000 0,003 4,244 0,000 3,364 2,651 1,763 3,268 2,590 1,740 3,142 2,516 1,690

C13 182,31 0,000 0,000 4,165 0,000 3,302 2,602 1,730 3,207 2,542 1,708 3,085 2,469 1,658

C14 197,23 0,000 0,117 3,678 0,000 2,916 2,298 1,528 2,832 2,245 1,508 2,724 2,180 1,465

C15 211,28 0,432 1,422 3,198 0,000 2,535 1,998 1,328 2,463 1,952 1,311 2,344 1,882 1,263

C16 225,11 1,462 3,892 2,713 0,000 2,151 1,695 1,127 2,089 1,656 1,112 1,989 1,596 1,072

C17 238,61 2,891 6,251 2,590 0,000 2,053 1,618 1,076 1,995 1,581 1,062 1,898 1,524 1,023

C18 251,68 4,093 7,529 2,380 0,000 1,887 1,487 0,989 1,833 1,453 0,976 1,727 1,390 0,934

C19 265,21 4,421 7,656 2,232 0,000 1,770 1,395 0,927 1,719 1,363 0,915 1,620 1,304 0,876

C20 279,18 4,262 6,590 1,815 0,000 1,439 1,134 0,754 1,290 1,022 0,649 1,317 1,060 0,712

C21 291,52 3,944 6,012 1,563 0,000 1,239 0,977 0,649 1,149 0,911 0,606 1,134 0,913 0,613

C22 305,26 3,574 5,316 1,469 0,000 1,165 0,918 0,610 1,061 0,841 0,542 1,057 0,853 0,573

C23 317,19 3,335 4,762 1,308 0,000 1,037 0,817 0,543 0,966 0,766 0,500 0,940 0,759 0,510

C24 329,39 3,045 4,367 1,193 0,000 0,946 0,745 0,496 0,881 0,699 0,453 0,858 0,692 0,465

C25 341,85 2,971 3,849 1,072 0,000 0,850 0,670 0,445 0,825 0,654 0,435 0,771 0,622 0,418

C26 353,41 2,757 3,655 1,020 0,000 0,808 0,637 0,424 0,775 0,614 0,407 0,728 0,589 0,396

C27 365,2 2,594 3,474 0,961 0,000 0,762 0,600 0,399 0,729 0,578 0,376 0,686 0,555 0,372

C28 374,77 2,452 2,919 0,880 0,000 0,698 0,550 0,366 0,679 0,538 0,342 0,628 0,508 0,341

C29 386,94 2,320 2,623 0,763 0,000 0,605 0,477 0,317 0,615 0,488 0,320 0,544 0,441 0,296

C30 398,06 1,980 2,218 0,706 0,000 0,560 0,441 0,293 0,546 0,433 0,276 0,501 0,406 0,273

C31 409,35 2,077 1,957 0,618 0,000 0,490 0,386 0,257 0,526 0,417 0,267 0,438 0,355 0,239

C32 419,53 1,522 1,632 0,543 0,000 0,431 0,339 0,226 0,420 0,333 0,216 0,385 0,312 0,210

C33 429,83 1,567 1,498 0,494 0,000 0,392 0,309 0,205 0,407 0,323 0,215 0,350 0,284 0,190

C34 438,95 1,378 1,251 0,474 0,000 0,376 0,296 0,197 0,373 0,296 0,185 0,335 0,272 0,183

C35 449,48 1,398 1,162 0,396 0,000 0,314 0,248 0,165 0,346 0,275 0,187 0,281 0,228 0,153

C36 458,8 1,103 1,063 0,401 0,000 0,318 0,251 0,167 0,307 0,244 0,156 0,283 0,230 0,155

Компонент/ фракция Молярная масса, г/моль Битумоид № 1 Битумоид № 2 Сепарированная нефть Устьевой газ к оЗ М о ~ g S «го VO <N 0 *р К I—1 0 си К Oj Я nw 0 ~ g lis н «со VO ж чл о *Р К I—1 о Си Рекомбинирован ная нефть с ГС 125 м3/м3 Расчет по данным табл. 7 и 8 Согласно PVT-модель (11)

Исходная пластовая система с ГС 23 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 53 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 125 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 23 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 53 м3/м3 Исходная пластовая система с ГС 125 м3/м3

C37 468,2 1,201 0,938 0,359 0,000 0,284 0,224 0,149 0,305 0,241 0,155 0,253 0,205 0,138

C38 476,34 0,922 0,778 0,319 0,000 0,253 0,199 0,133 0,251 0,199 0,124 0,225 0,182 0,123

C39 485,91 1,011 0,709 0,267 0,000 0,212 0,167 0,111 0,243 0,193 0,133 0,188 0,153 0,103

C40 494,18 0,800 0,648 0,279 0,000 0,221 0,174 0,116 0,214 0,173 0,109 0,197 0,160 0,107

C41 502,51 0,860 0,573 0,238 0,000 0,189 0,149 0,099 0,198 0,157 0,106 0,169 0,137 0,093

C42 510,91 0,724 0,524 0,238 0,000 0,188 0,148 0,099 0,167 0,132 0,089 0,169 0,137 0,092

C43 519,36 0,694 0,489 0,199 0,000 0,158 0,124 0,083 0,160 0,127 0,085 0,141 0,115 0,077

C44 526,45 0,731 0,445 0,190 0,000 0,151 0,119 0,079 0,168 0,133 0,090 0,135 0,110 0,073

C45 533,58 0,737 0,401 0,173 0,000 0,137 0,108 0,072 0,170 0,135 0,090 0,123 0,100 0,067

C46 542,19 0,552 0,335 0,161 0,000 0,128 0,100 0,067 0,127 0,101 0,068 0,114 0,093 0,062

C47 549,41 0,555 0,317 0,147 0,000 0,116 0,092 0,061 0,128 0,101 0,068 0,104 0,085 0,057

C48 556,66 0,507 0,290 0,133 0,000 0,105 0,083 0,055 0,117 0,093 0,062 0,096 0,078 0,052

C49 562,49 0,522 0,285 0,127 0,000 0,101 0,080 0,053 0,120 0,095 0,064 0,092 0,075 0,050

C50 569,81 0,435 0,242 0,111 0,000 0,088 0,070 0,046 0,100 0,079 0,053 0,081 0,065 0,044

C51 575,69 0,487 0,214 0,110 0,000 0,087 0,069 0,046 0,112 0,089 0,060 0,080 0,064 0,043

C52 583,07 0,406 0,228 0,096 0,000 0,076 0,060 0,040 0,093 0,074 0,050 0,070 0,056 0,038

C53 589 0,431 0,211 0,091 0,000 0,072 0,057 0,038 0,099 0,079 0,053 0,066 0,053 0,036

C54 594,96 0,354 0,166 0,081 0,000 0,064 0,051 0,034 0,082 0,065 0,044 0,059 0,047 0,032

C55 600,93 0,357 0,176 0,080 0,000 0,063 0,050 0,033 0,082 0,065 0,044 0,059 0,047 0,032

C56 606,92 0,325 0,156 0,068 0,000 0,054 0,043 0,028 0,075 0,059 0,040 0,051 0,040 0,027

C57 612,94 0,280 0,135 0,068 0,000 0,054 0,042 0,028 0,064 0,051 0,034 0,049 0,040 0,026

C58 618,97 0,292 0,163 0,057 0,000 0,045 0,036 0,024 0,067 0,053 0,036 0,042 0,033 0,022

C59 625,02 0,260 0,130 0,058 0,000 0,046 0,036 0,024 0,060 0,047 0,032 0,042 0,034 0,023

C60 629,58 0,219 0,109 0,048 0,000 0,038 0,030 0,020 0,051 0,040 0,027 0,035 0,028 0,019

C61 635,66 0,395 0,101 0,048 0,000 0,038 0,030 0,020 0,091 0,072 0,049 0,035 0,028 0,019

C62 640,24 0,333 0,094 0,040 0,000 0,032 0,025 0,017 0,077 0,061 0,041 0,029 0,024 0,016

C63 644,83 0,281 0,082 0,040 0,000 0,032 0,025 0,017 0,065 0,051 0,034 0,030 0,024 0,016

C64 650,96 0,229 0,073 0,034 0,000 0,027 0,021 0,014 0,053 0,042 0,028 0,025 0,020 0,013

C65 655,57 0,181 0,069 0,031 0,000 0,025 0,020 0,013 0,042 0,033 0,022 0,023 0,019 0,013

C66 660,19 0,138 0,058 0,029 0,000 0,023 0,018 0,012 0,032 0,025 0,017 0,022 0,017 0,011

C67 664,82 0,112 0,055 0,025 0,000 0,019 0,015 0,010 0,026 0,020 0,014 0,018 0,015 0,010

C68 669,45 0,070 0,050 0,021 0,000 0,017 0,013 0,009 0,016 0,013 0,009 0,016 0,013 0,009

C69 674,1 0,041 0,042 0,021 0,000 0,016 0,013 0,009 0,009 0,007 0,005 0,015 0,012 0,008

C70 678,76 0,015 0,037 0,016 0,000 0,013 0,010 0,007 0,003 0,003 0,002 0,012 0,010 0,007

C71 683,42 0,046 0,033 0,016 0,000 0,013 0,010 0,007 0,011 0,008 0,006 0,013 0,010 0,007

C72 688,09 0,038 0,027 0,013 0,000 0,010 0,008 0,005 0,009 0,007 0,005 0,010 0,008 0,005

C73 691,21 0,035 0,025 0,011 0,000 0,009 0,007 0,005 0,008 0,006 0,004 0,009 0,007 0,005

C74 695,9 0,026 0,019 0,009 0,000 0,007 0,005 0,004 0,006 0,005 0,003 0,007 0,005 0,004

C75 700,59 0,022 0,016 0,008 0,000 0,006 0,005 0,003 0,005 0,004 0,003 0,006 0,005 0,003

C76 705,3 0,016 0,011 0,006 0,000 0,004 0,003 0,002 0,004 0,003 0,002 0,004 0,004 0,002

C77 710,01 0,011 0,008 0,004 0,000 0,003 0,003 0,002 0,003 0,002 0,001 0,003 0,003 0,002

C78 714,72 0,007 0,005 0,002 0,000 0,002 0,001 0,001 0,002 0,001 0,001 0,002 0,001 0,001

C79 719,45 0,004 0,003 0,001 0,000 0,001 0,001 0,000 0,001 0,001 0,000 0,001 0,001 0,000

C80 722,6 0,001 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,001 0,000 0,000

C81+ 904 28,760 9,300 5,819 0,000 4,613 3,635 2,417 6,944 5,505 3,697 9,891 7,656 5,143

_______________________________________________ ___________________________________________

Приложение Б. Таблица Катца — Фирузабади,расширенная до фракции C8ff * При давлении 0,101325 Мпа.

Номер фракции Температура кипения,°C Относительная плотность Молекулярная масса Коэффициент Ватсона Методика (Ющенко, Брусиловский, 2022)

Среднее значение Критическая температура, °С Критическое давление, бар Ацентрический фактор

6 63,9 0,698 85,2 12,27 249,38 32,77 0,267

7 91,9 0,726 98,8 11,96 278,64 30,35 0,317

8 116,7 0,745 112,2 11,86 305,24 28,26 0,364

9 142,2 0,759 126,5 11,82 330,44 26,27 0,413

10 174,0 0,786 133,4 11,82 348,53 26,37 0,436

11 196,0 0,783 154,2 11,84 373,76 23,36 0,502

12 216,0 0,756 168,2 11,86 382,41 20,84 0,546

13 235,0 0,819 182,3 11,85 417,14 21,71 0,588

14 254,0 0,827 197,2 11,84 434,58 20,66 0,632

15 271,0 0,835 211,3 11,84 450,35 19,81 0,673

16 287,0 0,842 225,1 11,87 464,70 19,04 0,713

17 302,0 0,848 238,6 11,87 477,77 18,35 0,750

18 316,0 0,854 251,7 11,89 489,97 17,75 0,786

19 330,0 0,860 265,2 11,90 501,93 17,18 0,823

20 344,0 0,865 279,2 11,92 513,37 16,61 0,861

21 356,0 0,870 291,5 11,94 523,25 16,17 0,893

22 369,0 0,874 305,3 11,94 533,34 15,67 0,929

23 380,0 0,879 317,2 11,95 542,27 15,31 0,960

24 391,0 0,883 329,4 11,96 550,73 14,94 0,991

25 402,0 0,887 341,9 11,99 559,08 14,58 1,023

26 412,0 0,890 353,4 12,00 566,29 14,26 1,052

27 422,0 0,894 365,2 12,01 573,77 13,97 1,081

28 430,0 0,897 374,8 12,03 579,62 13,74 1,105

29 440,0 0,901 386,9 12,04 586,86 13,46 1,135

30 449,0 0,904 398,1 12,04 593,14 13,21 1,162

31 458,0 0,907 409,4 12,04 599,30 12,97 1,190

32 466,0 0,910 419,5 12,04 604,78 12,77 1,214

33 474,0 0,913 429,8 12,05 610,21 12,57 1,239

34 481,0 0,916 438,9 12,06 615,02 12,41 1,261

35 489,0 0,918 449,5 12,06 620,02 12,20 1,286

36 496,0 0,921 458,8 12,07 624,71 12,05 1,308

37 503,0 0,923 468,2 12,07 629,0 11,88 1,330

38 509,0 0,926 476,3 12,09 633,1 11,76 1,349

39 516,0 0,928 485,9 12,10 637,3 11,60 1,371

40 522,0 0,931 494,2 12,10 641,3 11,49 1,390

41 528,0 0,933 502,5 12,11 644,9 11,36 1,410

42 534,0 0,935 510,9 12,13 648,5 11,24 1,429

43 540,0 0,937 519,4 12,13 652,0 11,12 1,449

44 545,0 0,939 526,5 12,14 655,0 11,02 1,465

45 550,0 0,941 533,6 12,14 658,0 10,93 1,481

46 556,0 0,943 542,2 12,12 661,5 10,81 1,501

47 561,0 0,945 549,4 12,12 664,4 10,73 1,517

48 566,0 0,947 556,7 12,12 667,3 10,64 1,533

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

98 GEDRESURSY www.geors.ru

Номер фракции Температура кипения , °C Относительная плотность Молекулярная масса Коэффициент Ватсона Методика (Ющенко, Брусиловский, 2022)

Среднее значение Критическая температура, °C Критическое давление, бар Ацентрический фактор

47 561,0 0,945 549,4 12,12 664,4 10,73 1,517

48 566,0 0,947 556,7 12,12 667,3 10,64 1,533

49 570,0 0,949 562,5 12,11 669,7 10,57 1,546

50 575,0 0,951 569,8 12,11 672,6 10,49 1,563

51 579,0 0,953 575,7 12,10 674,9 10,43 1,576

52 584,0 0,955 583,1 12,10 677,7 10,34 1,593

53 588,0 0,956 589,0 12,11 679,8 10,27 1,606

54 592,0 0,958 595,0 12,10 682,1 10,21 1,619

55 596,0 0,960 600,9 12,09 684,4 10,15 1,632

56 600,0 0,961 606,9 12,10 686,4 10,08 1,646

57 604,0 0,963 612,9 12,09 688,7 10,03 1,659

58 608,0 0,965 619,0 12,09 690,9 9,97 1,673

59 612,0 0,966 625,0 12,09 692,9 9,90 1,686

60 615,0 0,968 629,6 12,08 694,7 9,87 1,696

61 619,0 0,969 635,7 12,09 696,6 9,80 1,709

62 622,0 0,971 640,2 12,07 698,4 9,77 1,719

63 625,0 0,972 644,8 12,07 699,9 9,72 1,729

64 629,0 0,974 651,0 12,07 702,0 9,67 1,743

65 632,0 0,975 655,6 12,07 703,5 9,62 1,753

66 635,0 0,976 660,2 12,07 704,9 9,58 1,763

67 638,0 0,978 664,8 12,06 706,7 9,55 1,773

68 641,0 0,979 669,5 12,06 708,1 9,50 1,783

69 644,0 0,981 674,1 12,05 709,8 9,47 1,793

70 647,0 0,982 678,8 12,05 711,3 9,43 1,803

71 650,0 0,983 683,4 12,05 712,7 9,39 1,813

72 653,0 0,984 688,1 12,05 714,1 9,34 1,823

73 655,0 0,986 691,2 12,03 715,4 9,33 1,830

74 658,0 0,987 695,9 12,04 716,8 9,29 1,840

75 661,0 0,988 700,6 12,04 718,1 9,25 1,850

76 664,0 0,989 705,3 12,04 719,5 9,21 1,861

77 667,0 0,991 710,0 12,03 721,2 9,18 1,871

78 670,0 0,992 714,7 12,03 722,5 9,14 1,881

79 673,0 0,993 719,4 12,03 723,8 9,10 1,891

80 675,0 0,994 722,6 12,02 724,8 9,08 1,898