Сравнительная характеристика свойств нефти месторождений Оренбургской области Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

2015 Геология Вып. 3 (28)

ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 553.982.2:544(470.56)

Сравнительная характеристика свойств нефти месторождений Оренбургской области

Н.Г. Мязина, В.В. Кузьмина

Оренбургский государственный университет, 460018, Оренбург,

пр. Победы, 13. E-mail: [email protected], [email protected]

(Статья поступила в редакцию 14 апреля 2015 г.)

Физико-химические свойства нефти играют важную роль в принятии проектных и технологических решений в процессе добычи и транспортировки нефтяных углеводородов и продуктов их переработки. Для анализа физико-химических свойств нефтей выбраны несколько месторождений, приуроченных к различным геоструктурным элементам Оренбургской нефтегазоносной области. Геохимические закономерности размещения нефтей различного состава в недрах обусловлены геохимическими процессами превращения органического вещества как в осадочных образованиях до формирования залежей, так и нефтяных углеводородов в залежах. Дана общая характеристика выбранных месторождений. На обширной территории Оренбургской нефтегазоносной области в подсолевом нефтегазоносном комплексе установлено: 1) нет резких различий свойств нефти; 2) нефти в основном легкие или средней плотности; 3) Таращанское, Гаршинское и Моргуновское месторождения имеют высокие температуры застывания нефтей; 3) встречаются нефти от малосернистых до высокосернистых. Ключевые слова: Оренбургская НГО, Волго-Уральская НГП, нефть, коллектор, физико-химические свойства, плотность, вязкость, сера, под-солевой НГК, ГЗН. DOI: 10.17072/psu.geol.28.57

Введение

В настоящее время нефтегазовая отрасль промышленности Оренбургской области и России в целом занимает ведущее место. Активно ведется разработка месторождений, открытие новых, реанимация старых. Важную роль в данных видах работ, выполняемых повсеместно, играют не только теория и практика исследований, но и знание истории происхождения нефти, ее состава, причины его изменения. Поэтому целью данной работы является

© Мязина Н.Г., Кузьмина В.В., 2015

сравнительный анализ физико-химических свойств нефтей на примере месторождений Оренбургской области.

Исследуемая территория - Оренбургская нефтегазоносная область - является составной частью Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. По условиям залегания осадочного чехла на территории Оренбургской области выделяется Южный склон Татарского свода, Бузулукская впадина, Восточно-Оренбургское сводовое поднятие, Предуральский краевой прогиб и Прикаспийская впадина. На юж-

ном окончании Татарского свода поверхность кристаллического фундамента залегает на глубинах 1,6-2,0 км. На границе южного окончания Татарского свода и Серноводско-Абдулинской впадины фундамент резко погружается и достигает глубины 6 км. На Жигулевско-Оренбург-ском своде абсолютные отметки фундамента изменяются с запада на восток от 2780 до 6000 м. Соль-Илецкий выступ залегает на глубинах 3960 м, погружаясь до 8500 м на границе с Прикаспийской впадиной [3,11].

Геохимические закономерности размещения нефтей различного состава в недрах обусловлены геохимическими процессами превращения органического вещества как в осадочных образованиях до формирования залежей, так и нефтяных УВ в залежах [1]. Рассмотрим геохимические особенности состава и свойства неф-тей подсолевых отложений НГК на примере месторождений Оренбургской области (Спасское, Западно-Петропавловское, Гаршинское, Моргуновское, Таращанское, Нагумановское и т.д.).

Для анализа физико-химических свойств нефтей ряда месторождений Оренбургской области используются данные о глубинных пробах нефти в пробуренных интервалах следующих месторождений: Таращанское, Гаршинское, Мор-гуновское, Западно-Петропавловское, Спасское, Нагумановское (рисунок). Выбор месторождений зависел от их различного расположения в разных нефтегазоносных районах Оренбургской нефтегазоносной области.

Результаты, обсуждения

Таращанское месторождение в региональном плане расположено на стыке надпорядковых структурных элементов: Восточно-Уральской антеклизы, Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба. В тектоническом отношении рассматриваемый район принадлежит к северному склону Переволоцко-Сыртовского выступа фундамента юго-

западной части Восточно-Оренбургского сводового поднятия. Разрез исследуемой территории слагают породы кристаллического фундамента и осадочного чехла палеозойского, мезозойского и четвертичного возрастов.

Гаршинское месторождение в тектоническом отношении приурочено к южному погружению Бузулукской впадины. Западно-Моргуновский купол Моргунов-ского локального поднятия находится в пределах внешней бортовой зоны Муха-ново-Ероховского прогиба и приурочен к центральной части Бобровско-Покров-ского вала. Его территория расположена в Бузулукском нефтегазодобывающем районе. Разрез исследуемой территории слагают породы кристаллического фундамента архейского, нижне- и среднепроте-розойского возраста и породы осадочного чехла палеозойского, мезозойского возраста, перекрытого четвертичными отложениями.

В региональном тектоническом плане Западно-Петропавловское месторождение по поверхности кристаллического фундамента расположено на южном склоне Жи-гулевско-Оренбургского свода. По осадочному чехлу - в пределах северовосточной части Бузулукской впадины. По отложениям нижнего карбона оно находится во внешней бортовой зоне внут-риформационного Муханово-Ероховского прогиба и приурочено к восточному окончанию крупной седиментационной структуры второго порядка - Бобровско-Покровскому валу. Бобровско-Покров-ский вал является элементом внешней бортовой зоны Муханово-Ероховского прогиба. Он состоит из поднятий облека-ния многочисленных крупных и мелких биогермов позднефаменского возраста [2]. Западно-Петропавловское месторождение находится в Сорочинском нефтегазодобывающем районе с достаточно высокой нефтедобычей. В геологическом строении разреза вышеназванного месторождения принимают участие породы девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.

Обзорная карта месторождений нефти и газа Оренбургской области

В тектоническом отношении Спасское месторождение приурочено к зоне Серно-водско-Абдулинской впадины, в пяти километрах севернее Большекинельского вала. В геологическом строении месторождения принимают участие додевонские (рифей-венд), девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

Нагумановское месторождение расположено в Соль-Илецком нефтегазогеоло-

гическом районе (НГР). Зона Соль-Илецкого НГР в целом характеризуется распространением нефтегазовых залежей в башкирском ярусе среднего карбона (С2Ь) и артинском ярусе нижней перми (Р1аг) [7].

Все представленные месторождения Оренбургской области содержат легкие маловязкие нефти плотностью до 850 кг/м3 (табл. 1). Исключением являются

Осиновское и Спасское месторождения, которые содержат нефти средней плотности (р=870 кг/м3), от повышенной (21,7) до высокой (40,61 мПа-с) вязкости. Коллекторами служат известняки фаменского (р^т) и башкирского (С2Ь) возраста на глубинах 2000 и 1440 м.

Месторождения по содержанию серы в нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5%) - Гаршинское (С2Ь) и Нагума-новское (С2Ь); сернистые (от 0,5 до 2,0%) - Нагумановское, Моргуновское, Покров-ское, Таращанское; высокосернистые (более 2,0%) - Осиновское, Западно-Петропавловское. Содержание серы в подсоле-вых НГК связано со специфическим гидрогеохимическим или газовым режимом морского бассейна и эволюцией животного и растительного мира [1, 5].

Нефть в артинских и башкирских отложениях Нагумановского месторождения легкая, с незначительной вязкостью, ма-

Таблица 1. Физико-химические свойства нефт

лосернистая, малосмолистая, парафини-стая [7].

Для сопоставления физико-химических свойств нефтей данных месторождений были составлены таблицы, которые приведены ниже.

На территории Оренбургской НГО исследуемые нефти в продуктивных пластах (Piar, C2b, Cibb, Cit, D3fm, D3fr) были отобраны на глубинах от 1440-3000 до 4482 м в бортовой зоне Прикаспия с пластовой температурой от 48 до 100°С и давлением в пласте от 22,7 до 57,0 МПа (табл. 1, 2,

3). Таращанское, Гаршинское и Моргу-новское имеют высокие температуры застывания нефтей - от -22 до -30°С (табл.

4), а Западно-Петропавловское и Спасское - -10°С. Содержание парафина во всех перечисленных месторождениях невысокое - от 3,6 до 6,9 %. Нефти в подсолевых НГК по удельному весу и физико-химическим параметрам однородные [5].

из скважин месторождений

№ п/ п Месторождение Пласт (возраст) Глубина залегания пласта (отбора проб), м Порода-коллектор Пластовое давление, МПа Пластовая нефть Поверхностная нефть

Плотность, кг/м3 Вязкость (динам.), мПа^с Плот ность при 20 °С, кг/м3 Вязкость (динам.), мПа^с

1 Спасское Дф2-в (D3fm) 2000 Известняк 22,67 873 19,82 898 40,61

2 Осиновское А4 (C2b) 1440 Известняк, доломит 864 15,46 876 21,7

3 Гаршинское А4-0 (C2b) 1950 Известняк 25,5 727,4 0,73 786,4 1,7

4 Моргунов-ское Т2 (Qt) 3000 Известняк, доломит 29,52 840,8 4,4 863,7 11,58

5 Покровское Б2 (C1bb) 2300 Песчаник 9,9 737 1,44 831

6 Западно-Петропавловское Т1 (C1t) 2200 Известняк 22,67 826 5,4 867,4 11,42

7 Таращанское Дкт3 (D3fr) 3000 Песчаник 36,16 742 0,7 831,6 4,29

8 Нагуманов-ское Пермский (P1ar) 41964250 Известняк 41,4 824 824 4,26

9 Башкирский (C2b) 48074882 Известняк 57 813 2,561

Таблица 2. Физико-химические свойства нефти из скважин месторождений

Месторождение Пласт (возраст) Глубина залегания пласта (отбора проб), м Порода коллектор Содержа ние солей, мг/дм3 Мощность радиоактивного излучения, мкР/час Массовое содержание, %

воды серы смол ас- фаль-тенов парафинов

Спасское Дф2-в (D3fm) 2000 Известняк

Осинов-ское А4 (Cab) 1440 Известняк, доломит 2,5 12 6,9

Гаршин-кое А4-0 (Cab) 1950 Известняк 13974 9 6,0 0,43 3,0 <0,05 4,2

Моргу-новское Т2 (Cit) 3000 Известняк, доломит 11495 9 36,6 1,77 11,7 3,1 4,7

Покров-ское Б2 (Cibb) 2300 Песчаник 1,1 14,7 3,6

Западно-Петропа-ловское Ti (Cit) 2200 Известняк 46310 10 48,0 2,2 11,7 3,3 4,4

Таращан-ское Дкт3 (Dsfr) 3000 Песчаник 853,3 9 2,4 0,86 5,1 2,3 4,0

Нагума-новское Пермский (Piar) 41964250 Известняк - 0,78 2,19 0,1 5,15

Башкирский (C2b) 48074882 Известняк 0,12 2,57 0,64 3,92

Таблица 3. Геолого-промысловые данные месторождений

Месторож- Геологический возраст Пласт Глу- Поро- Пла- Пла-

дение Систе- Отдел Ярус бина да- стовая стовое

ма залегания, м коллектор температура, оС давление, МПа

Таращан- Девон- Верхний Франский Дкт3 3000 Песча- 64 36,16

ское ская (Dsfr) ник

Гаршинское Средний Башкирский (C2b) А4-0 1950 Известняк 48 25,5

Моргунов- Камен- Нижний Т2 3000 Извест- 56 29,52

ское ноуголь ная Турней- няк, доломит

Западно- Нижний ский (C1 t ) Т1 2200 Извест- 49 22,67

Петропав- няк

ловское

Спасское Девонская Верхний Фаменский (D3fm) Дф2-в 2000 Известняк

Перм- Нижний Артинский 4196- Извест- 83 41,4

Нагуманов- ская P1ar 4250 няк

ское Каменно- Сред- Башкир- А4 4807- Извест- 100 57

угольная ний ский (C2b) 4882 няк

Таблица 4. Физико-химические свойства пластовой и разгазированной нефтей

Местор ождение Пластовая нефть Поверхностная (разгазированная) нефть

Глуби- Давле- Плот- Вяз- Плот- Вяз- Температура

на от- ние на- ность, кость, ность, кость, застывания,

бора сыще- кг/м3 мПа^с кг/м3 мПа^с °С

проб,м ния, МПа

Таращанское (Б3&) 3000 11,17 742 0,7 831,6 4,29 -22

Гаршинское (С1Ь) 1950 5,95 724,7 0,73 786,4 1,7 -30

Моргуновское (С^) 3000 3,94 840,8 4,4 863,7 11,58 -25

Западно- 2200 5,79 826 5,4 867,4 11,42 -10

Петропавловское (Сг1)

Спасское (Б^ш) 2000 4,1 873 19,82 898 40,61 -10

Коллекторы в основном карбонатные, представлены известняками с прослоями доломитов (Р^г-Б^т) и терригенными песчаниками на месторождениях Тара-щанское (терригенный девон Б3&) и По-кровское (С1ЬЬ). Нефтегазоматеринскими породами являются карбонатные известняки [4]. Температурный режим пластовых залежей понижается с севера на юг в соответствии с температурным градиентом Волго-Уральской НГП (0,7-2,9оС), в среднем 1,8ос [4,11].

Выводы

На обширной территории Оренбургской нефтегазоносной области в подсоле-вом нефтегазоносном комплексе установлено: 1) нет резких различий свойств нефти; 2) нефти в основном легкие или средней плотности; 3) Таращанское, Гаршин-ское и Моргуновское месторождения имеют высокие температуры застывания нефтей от - -22 до -30ОС, а Западно-Петропавловское и Спасское —10ОС, что важно для принятия проектных решений по транспортировке нефтяных углеводородов и продуктов их переработки.

Месторождения Оренбургской области содержат легкие маловязкие и средней плотности нефти. Нефти в артинских и башкирских отложениях Нагумановского

месторождения Оренбургской области легкие, с незначительной вязкостью, малосернистые, малосмолистые, парафини-стые. Они состоят из керосиновых и дизельных фракций. УВ нефтяного ряда с такими свойствами наблюдаются в южных районах Оренбургской области. Образование такой нефти связано с миграцией УВ с седиментационными водами из Прикаспийской впадины и Предуральского краевого прогиба в сторону Соль-Илецкого свода. Зоны аккумуляции в нижнепермском и башкирском комплексе приурочены к Соль-Илецкому своду (Нагуманов-ская зона, Оренбургский вал) и бортовой зоне Прикаспийской впадины.

Все исследуемые месторождения нефтяных УВ находятся в интервалах глубин 1440 - 3000 м, увеличиваясь до 5 км в бортовой зоне Прикаспийской впадины, и расположены в зоне главной фазы нефте-образования (ГФН) при пластовых температурах от 48 до 100ОС и более и давлении от 22 до 57 МПа и более. ГФН охватывает стадии катагенеза от ПК3 до МК3, глубина катагенеза увеличиваются к Прикаспийской впадине. В южных районах Соль-Илецкого свода на глубинах 4000-5000 м степень катагенеза соответствует градации МК2-3, где нижнепермские отложения вступили в главную зону нефтегазообра-зования и являются нефтегазоматерин-скими.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что на обширной территории Оренбургской нефтегазоносной области в под-солевом нефтегазоносном комплексе нефти не имеют резких различий в физико-химическом составе. Глубины залегания нефтей соответствуют глубинам главной зоны нефтенакопления (ГЗН).

Библиографический список

1. Бакиров Э. А., Ермолкин В.И., Ларин В.И., Мальцев А.К., Рожков Э.Л. Геология нефти и газа. М.: Недра, 1990. 240с.

2. Геологический словарь / под ред. К.Н. Паффенгольца. М.: Недра, 1978.

3. Геологическое строение и нефтегазонос-ность Оренбургской области. Оренбург: Оренбург. кн. изд., 1997. 272с.

4. Геология, разработка и обустройство нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области / под ред. М.Н. Перси-янцева. Оренбург: ОАО ИПК Южный Урал», 2007. 280 с.

5. Капченко Л.Н. Связь нефти, рассолов и соли в земной коре. Л.: Недра, 1974. 183 с.

6. Методика и практика подсчета запасов

нефти и газа / под ред. М.А. Жданова. М.: Недра, 1967. 403 с.

7. Мязина Н.Г., Назырова Н.М. Характеристика физико-химических свойств нефтей Нагумановского месторождения // Университетский комплекс как региональный центр образования, науки и культуры: мат-лы Всерос. науч.-метод. конф., 29-31 января 2014г. / Оренбург. гос. ун-т. Оренбург, 2014.

8. Рассел У.Л. Основы нефтяной геологии. Л.: Гос. науч.-техн. изд-во нефт. и горн. -топлив. лит., 1958. 619 с.

9. Словарь по геологии нефти / под ред. М.Ф. Мирчинка. Л.: Гос. науч.-техн. изд-во нефт. и горн. -топл. лит., 1958. 776 с.

10. Современная гидрогеология нефти и газа (фундаментальные и прикладные вопросы): мат-лы Всерос. науч. конф., посв. 85-летию А.А.Карцева. М.: ГЕОС, 2010. 533 с.

11. Справочник по геологии нефти и газа / под ред. Н А. Еременко. М.: Недра, 1984. 480 с.

12. Хаин Н.Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. 752 с.

Comparative Characteristics of the Properties of Oil of the Orenburg Region Fields

N.G. Myazina, V.V. Kuzmi^

Orenburg State University, 13 Pobedy Ave., Orenburg 460018, Russia E-mail: [email protected], [email protected]

Physico-chemical properties of oil are important for making design and technology decisions in the process of production and transportation of hydrocarbons and derived products. A number of oil fields related to the different geological setting of the Orenburg oil and gas province were chosen for comparative analysis of oil physico-chemical properties. Geochemical processes of transformation of organic matter govern a regularity of occurrences distribution of crude oil of different composition during sedimentation before the formation of deposit, and hydrocarbons in the deposits after accumulation as well. General characteristic of selected oil fields is presented. It was found that there is no significant difference in the oil properties throughout the area of the Orenburg subsalt fields; light or medium density oil predominates; Tarashchanskoye, Gar-shinskoye, and Morgunovskoye oil has a high freezing point; and oil ranges from low-sulfur to high-sulfur.

Keywords: Orenburg; the Volga-Urals oil and gas province; oil collector; physico-chemical properties; density; viscosity; sulfur; subsalt oil and gas fields, oil resources.

References

1. Bakirov E.A., Ermolkin V.I., Larin V.I., Malt-

sev A.K., Rozhkov E.L. 1990. Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas]. Nedra, Moskva, p. 240. (in Russian)

2. Geologicheskiy slovar [Geological Glossary].

Paffengolz K.N. (Ed.) Nedra, Moskva, 1978. (in Russian)

3. Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnost Orenburgskoy oblasti [Geology and petroleum potential of the Orenburg region]. Orenburg Publishing House, Orenburg,1997, p. 272. (in Russian)

4. Geologiya, razrabotka i obustroystvo neft-yanykh i gazovykh mestorozhdeniy Oren-burgskoy oblasti [Geology, development and construction of oil and gas fields in the Orenburg region]. M.N. Persiantsev (Ed.). JSC IEC South Ural, Orenburg, 2007, p. 280. (in Russian)

5. Kapchenko L.N. 1974. Svyaz nefti, rassolov i

soli v zemnoy kore [The correlation of oil, brines and salt in the earth's crust]. Nedra, Leningrad, p. 183. (in Russian)

6. Metodika i praktika podscheta zapasov nefti i

gaza [Methodology and practice of calculation of oil and gas reserve]. M.A. Zhdanov

(Ed.). Nedra, Moskva, 1967, p. 403. (in Russian)

7. Myasina N.G., Nazyrova N.M. 2014. Kharak-

teristika fiziko-khimicheskikh svoystv neftey Nagumanovskogo mestorozhdeniya [Characteristics of physico-chemical properties of oil of Nagumanovskoye field]. Materials of All-Russian nauch.-method. Conf., 29-31 January 2014. Orenburg State University, Orenburg, pp. 1592-1598. (in Russian)

8. Russell W.L. 1951. Principles of petroleum

geology. New York: McGraw-Hill.

9. Sovremennaya gidrogeologiya nefti i gaza (fundamentalnye i prikladnye voprosy) [Modern hydrogeology of oil and gas (fundamental and applied problems)]. Materials of All-Russian scientific conference devoted to the 85th anniversary of A.A. Kartsev. Moskva, GEOS, 2010, p. 533. (in Russian)

10. Slovar po geologii nefti [Glossary of Oil Geology]. M.F. Mirchink (Ed). State scientific and technical publishing, 1958, p. 776. (in Russian)

11. Spravochnik po geologii nefti i gaza [Guide to the oil and gas geology]. N.A. Eremenko (Ed.). Nedra, Moskva, 1984, p. 480. (in Russian)

12. Khain N.J. 2004. Geologiya, razvedka, bu-renie i dobycha nefti [Geology, exploration, drilling, and production of oil]. ZAO "Olympus Business, Moskva, p. 752. (in Russian)