Исследование влияния температурных условий геологической среды и состава нефти месторождений Республики Татарстан на полноту извлечения углеводородов

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи
исследований,научнаяновизнаизащищаемыеположения,приведены
теоретическая и практическая значимости работы.
Первая глава диссертации посвящена обзору геологического строения,
нефтеносности, физико-химических свойств углеводородов и термобарических
условий их залегания в осадочной толще недр Республики Татарстан и
рассмотрению изменения структурно-механических свойств нефти в результате
фазового преобразования ее компонентов.
ГеологическийразрезтерриторииТатарстанасложендевонскими,
каменноугольными и пермскими отложениями. Изучение физико-химических
характеристик нефти этих отложений показывает, что от девонской к
каменноугольной и пермской нефти происходит увеличение плотности, вязкости,
повышение концентрации в ней высокомолекулярной составляющей.
Геологическая среда – часть литосферы, включающая горные породы, почвы,
флюиды, она привязывается к определенной территории и взаимодействует с
внешними природными силами, постоянно изменяя свое термодинамическое
состояние. В недрах Республики Татарстан в геологическом пространстве
осадочных пород выявлена геологическая среда, в которой возможно качественное
изменение структурно-механических свойств нефти, по причине повышенного
содержания асфальтенов, смол и парафинов.
Большинство авторов, исследовавших изменение структурно-механических
свойствнефти,отмечаютвлияниетемпературынафазовоесостояние
высокомолекулярной составляющей нефти.
В работе для исследования влияния температурных условий геологической
среды проведен анализ методов исследования фазового перехода, который показал
наиболее эффективным и воспроизводимым метод, основанных на реологических
исследованиях нефти. Данный метод позволяет установить зависимость изменения
вязкости нефти от изменения температуры. Температура структурного фазового
переходаопределяется,аппроксимируяпостроенныезависимости,решая
логарифметическое уравнение, полученное в результате аппроксимации.
Во второй главе показано определение температуры структурного фазового
перехода для нефти месторождений Республики Татарстан. Приведено подробное
описание этапов определения температуры структурного фазового перехода нефти.
В ходе исследования 144 проб нефти, отобранных из залежей, приуроченных к
отложениям девонской и каменноугольной систем, на основе реологических
зависимостей установлены пороговые значения вязкости нефти в стандартных
условиях (50 мПа∙с) и концентрации высокомолекулярной составляющей
(20 % масс.),прикоторыхструктурныйфазовыйпереходможетбыть
идентифицирован.
Для 97 проб нефти, участвующих в анализе, характерна близость температур
структурного фазового перехода и пласта. Средняя пластовая температура для этих
залежей составила 23 0С, а температура структурного фазового перехода – 21 0С.
Температураструктурногофазовогопереходаопределенадля
дегазированной нефти. Вязкость дегазированной нефти определяется в результате
исследования глубинных проб после однократного разгазирования. Вязкость нефти
в пластовых условиях является обязательным параметром для подсчета запасов
углеводородов. В работе установлены зависимости вязкости нефти в пластовых и
в стандартных условиях девонских и каменноугольных отложений для пересчета
полученного порогового значения вязкости в стандартных условиях (50 мПа∙с) в
пластовые условия (Рисунок 1–2).
180y = 1,6474x + 7,096
R² = 0,7917
Вязкость нефти в стандартных условиях,
100
мПа∙с
20
0102030405060708090
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

Рисунок 1 – Зависимость вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях
залежей девонской системы
1000
y = 1,544x + 11,854
900R² = 0,8015
Вязкость нефти в стандартных условиях,
мПа∙с
200
050100150200250300350400450500
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

Рисунок 2 – Зависимость вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях
залежей каменноугольной системы

Для залежей нефти девонских отложений значение вязкости нефти в
пластовых условиях составило 26,04 мПа∙с, для залежей нефти каменноугольных
отложений – 24,71 мПа∙с. Полученные результаты позволяют принять пороговое
значение вязкости нефти в пластовых условиях 25 мПа∙с.
Для выявления оказываемого влияния концентрации высокомолекулярной
составляющей на вязкость нефти построены зависимости вязкости нефти от
суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов для девонской,
каменноугольной и пермской геологических систем (Рисунок 3–5).
Вязкость нефти в пластовых условиях,
мПа∙с
05101520253035
Суммарная концентрация асфальтенов, смол и парафинов, % масс.
Зависимость вязкости нефти в пластовых условиях от суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов
Зависимость вязкости нефти в стандартных условиях от суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов

Рисунок 3 – Зависимость вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях от
суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов для залежей девонской
системы

1000
Вязкость нефти в пластовых условиях,
мПа∙с
0102030405060
Суммарная концентрация асфальтенов, смол и парафинов, % масс.
Зависимость вязкости нефти в пластовых условиях от суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов
Зависимость вязкости нефти в стандартных условиях от суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов

Рисунок 4 – Зависимость вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях от
суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов для залежей
каменноугольной системы
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с

20000

2000
0510152025303540
Суммарная концентрация асфальтенов, смол и парафинов, % масс.
Зависимость вязкости в пластовых условиях от суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов
Зависимость вязкости нефти в стандартных условиях от суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов

Рисунок 5 – Зависимость вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях от
суммарной концентрации асфальтенов, смол и парафинов для залежей пермской
системы

Значение вязкости нефти коррелирует с концентрацией высокомолекулярной
составляющей. Чем больше в нефти асфальтенов, парафинов и смол, тем больше
она проявляет структурно-механические свойства и значение вязкости нефти
растет в пределах геологической системы. При одинаковом значении суммарной
концентрации асфальтенов, смол и парафинов в нефти значения вязкости нефти в
разных геологических системах отличаются. Причиной различий в значениях
вязкости нефти являются температурные условия рассматриваемых геологических
систем.
На Рисунке 6 показано распределение вязкости нефти в пластовых условиях
и концентрации высокомолекулярных соединений в геологическом пространстве
осадочных пород по результатам исследования 900 проб нефти за период с 1994 по
2019 г. Проведены линии: вертикальная, соответствующая пороговому значению
суммарной концентрации высокомолекулярных компонентов 20 % масс., и
горизонтальная, соответствующая пороговому значению вязкости нефти в
пластовых условиях 25 мПа∙с.
100000
t= 8 – 10 0С

10000Ѵ
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с

1000

t= 22 – 25 0С
100IІѴ
25 мПа·с
IIIII

1t= 33 – 39 0С
05101520253035404550

Суммарная концентрация асфальтенов, смол и парафинов, % масс.
– девонские отложения- каменноугольные отложения- пермские отложения

Рисунок 6 – Распределение вязкости нефти в пластовых условиях и концентрации
высокомолекулярных соединений в геологическом пространстве осадочных пород

Выделена граница равенства температур пласта и структурного фазового
перехода, -. Миграция нефти через эту границу приводит к качественному
изменениюфазовогосостоянияуглеводородовсконцентрацией
высокомолекулярных соединений не менее 20 % масс. Выше этой границы
расположились залежи нефти, приуроченные к пермским отложениям (Ѵ на
Рисунке 6). Сверхвязкие свойства нефти приобретены в процессе формирования
этих залежей. Ниже границы равенства температур располагается область
исследования данной работы:
– залежи нефти с концентрацией высокомолекулярных соединений ниже
пороговогозначения,небудутподверженыструктурнымфазовым
преобразованиям (I и II на Рисунке 6);
– залежи с вязкостью нефти ниже порогового значения и с концентрацией
высокомолекулярных соединений от 20 до 32 % масс. (III на Рисунке 6). Вязкость
нефти этих залежей обусловлена температурными условиями геологической
среды;
– залежи нефти, у которых вязкость и концентрация высокомолекулярных
соединений выше пороговых значений сосредоточены в IѴ (Рисунок 6).
Структурный фазовый переход в нефти этих залежей, до ввода в разработку,
сдерживаетсятемпературнымиусловиямигеологическойсреды.Ввод
месторождений в разработку нарушает термодинамический баланс в залежи.
Закачка вытесняющего агента охлаждает пласт, а опережающий отбор легких
фракций нефти приводит к росту температуры структурного фазового перехода.
Возникает угроза потери извлекаемых запасов залежей по причине структурного
фазового перехода (Рисунок 7).

Ввод залежи в разработку

Организация системы ППДОпережающее извлечение легких
фракций в процессе разработки

Закачка холодныхУвеличение высокомолекулярной
вытесняющих агентовсоставляющей в пластовой нефти

Снижение ТпластаРост ТСФП

Тпласта=ТСФП

Структурный фазовый
переход

Рисунок 7 – Принципиальная схема возникновения структурного фазового
перехода в нефти в процессе разработки
В таблице 1 приведены интервалы значений и средняя величина вязкости в
пластовых и стандартных условиях, а также концентрация высокомолекулярных
соединений в нефти месторождений Республики Татарстан по девонским,
каменноугольным и пермским отложениям.
Таблица 1 – Физико-химические свойства нефти месторождений Республики
Татарстан

Суммарная
Вязкость нефти вВязкость нефти вконцентрация
пластовых условиях,стандартных условиях,асфальтенов, смол и
№Геологическая системамПа∙смПа∙спарафинов в нефти,
% масс.
– – –
сред.сред.сред.
721,3 – 52752258,51 – 9512,3016,05 – 32,06
1Пермские отложения
, 1493,55 ,

Каменноугольные5,00– 431,6715,67– 869,226,17 – 46,79
отложения по всем20,99
60,01104,51
залежам
Каменноугольные
2отложения по залежам,
вязкость в стандартных24,87– 431,6750,50– 869,2220,03 – 46,79
условиях ≥50мПа·с и , ,
152,53
суммарное содержание
асфальтенов, смол и
парафинов ≥ 20% масс.
0,75 – 79,912,05 – 163,886,00 – 22,50
3Девонские отложения
10,1123,9015,68

Сравнительныйанализсреднихзначенийконцентрации
высокомолекулярных компонентов и вязкости нефти в пластовых условиях
каменноугольнойипермскойсистемпоказывает,чтоконцентрация
высокомолекулярных компонентов нефти залежей каменноугольной системы
(24,89 % масс.), в которых структурный фазовый переход сдерживается
температурным режимом геологической среды, сопоставима с концентрацией в
углеводородах пермской системы (24,94 % масс.), средние значения вязкости
нефти в пластовых условиях отличаются на два порядка.
Этот факт подтверждает следующее:
– нефть, с концентрацией высокомолекулярных соединений не менее 20 %
масс., при разработке без применения тепловых методов в недрах может
находиться в подвижном и неподвижном состояниях;
– для нефти с концентрацией высокомолекулярных компонентов не менее
20% масс. в недрах существует граница равенства температур геологической среды
и температуры структурного фазового перехода;
– решающее влияние на структурный фазовый переход, рассматриваемый в
данной работе, имеет концентрация высокомолекулярных соединений. При
концентрации высокомолекулярных соединений ниже порогового значения (менее
20 % масс.), структурный фазовый переход, в недрах Республики Татарстан, не
происходит.
В работе показано на основе статистических и экспериментальных данных
рост концентрации асфальтенов, смол и парафинов по мере снижения глубины
залегания нефти. В процессе разработки залежей в пластовой нефти увеличивается
доля высокомолекулярных соединений из-за выработки наиболее подвижных
фракций нефти в начальный период добычи.
На примере Аксубаево-Мокшинского месторождения продемонстрированы
изменения в составе нефти в процессе разработки (Рисунок 8). Суммарная
концентрация высокомолекулярных компонентов в 1995 г. составила 12,37 %
масс., в 2012 г. – 37,09 % масс. Концентрация высокомолекулярной составляющей
увеличилась за рассматриваемый период в три раза.
Концентрация асфальтенов, смол,
парафинов, % масс.
1995
102012
асфальтенысмолыпарафины

Рисунок 8 – Изменение концентрации асфальтенов, смол и парафинов в нефти
башкирскогоярусавпроцессе разработкиАксубаево-Мокшинского
месторождения
Влияние изменения высокомолекулярного составляющей на изменение
температуры структурного фазового перехода показано на основе реологических
зависимостей, проведенных с разницей в 17 лет (Рисунок 9). Показано, что за этот
период температура структурного фазового перехода приблизилась на 2 градуса к
начальной пластовой температуре. По данным 1995 г. температура структурного
фазового перехода составила 19 ºС, в 2012 г. – 21 ºС. Значение начальной
пластовойтемпературыдлябашкирскогоярусаАксубаево-Мокшинского
месторождения составляет 23 ºС.
Изменение состава нефти и приближение температуры структурного
фазового перехода к температуре пласта может привести к снижению объема
извлекаемой нефти в результате структурного фазового перехода.
2321

Температура, °С2019
0
19952012
Годы
– начальная пластовая температура
– температура структурного фазового перехода

Рисунок 9 – Изменение температуры структурного фазового перехода нефти
башкирского яруса в процессе разработки Аксубаево-Мокшинского
месторождения

Проведенные исследования влияния температурных условий геологической
среды, состава нефти и ее свойств в недрах Республики Татарстан, создают
возможность выявления залежей нефти, подверженных возможным структурным
фазовым переходам в процессе разработки.
Втретьейглавепроведенораспределениеостаточныхзапасов
месторождений Республики Татарстан по вязкости, по степени изученности
состава и физико-химических параметров нефти.
Для анализа все данные сведены в таблицу, которая включила в себя 766
залежейнефти.Этизалежи,приуроченныекотложениямдевонской,
каменноугольной и пермской систем распределены по вязкости нефти в пластовых
условиях. Вязкость нефти в пластовых условиях является подсчетным параметром,
который подтверждается недропользователем для получения налоговых льгот
(изменения с 01.01.2021 г.). Во второй главе определено нижнее пороговое
значение вязкости нефти в пластовых условиях, которое составило 25 мПа·с.
Залежи нефти обозначены признаками по вязкости пластовой нефти:
Признак 0 – нефть с вязкостью менее 25 мПа·с.
Признак 1 – нефть с вязкостью от 25 до 49 мПа·с.
Признак 2 – нефть с вязкостью от 50 до 199 мПа·с.
Признак 3 – нефть с вязкостью от 200 до 9999 мПа·с.
Признак 4 – нефть с вязкостью более 10000 мПа·с.
Первоочередными для выявления выбраны залежи нефти с вязкостью не
менее 50 мПа·с в пластовых условиях.
На первом этапе анализа, количество залежей нефти, которые выделены по
признаку 0, составило 222 залежей. По первому признаку – 166 залежей, по
второму признаку выделено 327 залежей, по третьему признаку – 43 залежи, по
четвертому – 8.
Залежи по признаку 0 и 1 были выделены в отдельную группу и не
участвовали в дальнейшем анализе.
На втором этапе анализа залежей нефти проанализирована приуроченность
залежей к геологическим системам. В результате анализа из залежей по признаку 2
исключены 5 залежей, которые относятся к отложениям девона, из 43 залежей по
признаку 3 исключены залежи камышлинского, барбашинского и шешминского
горизонтов пермской системы, структурный фазовый переход в которых
произошел в процессе образования этих залежей.
Третий этап анализа залежей выявил залежи нефти, у которых определены
вязкость нефти и суммарная концентрация асфальтенов, смол и парафинов, для
определения температуры структурного фазового перехода. Таким образом, для 73
залежей нефти, которые относятся к группе признака 2, требуется определение
температуры структурного фазового перехода. Здесь же выявлены залежи нефти
для определения высокомолекулярной составляющей – 229 по признаку 2, 27 – по
признаку 3. Оставшиеся 25 объектов разработки выделены в группу для
определения вязкости и химического состава нефти. Доля извлекаемых запасов по
каждой группе представлены в таблице 2.
Таблица 2 – Распределение залежей и их запасов (АВС1+С2) по направлениям
дальнейшего исследования

Объекты с
вязкостью для
Объекты для
Объекты сопределенияОбъекты
определенияОбъекты для
вязкостьюхимическогоразработки
температурыопределения
менеесоставапермских
структурноговязкости иВсего
50 мПа∙сотложений
фазовогохимического
Признак 0мПа∙с
перехода50–199200 –9999состава нефти
и1мПа∙смПа∙спризнак 3,4
признак 2 и 3
признакпризнак
Кол-во объектов
39373229272519766
разработки

Доля
извлекаемых62,147,5316,435,821,846,24100,0
запасов, %

По выделенным объектам необходимо определить температуру структурного
фазового перехода и температуру пласта. Достижение равенства температур может
привестизасобойснижениедолиизвлекаемойнефти,особеннодля
месторождений,находящихсявразработке.Проектыразработкиэтих
месторождений составлены без учета параметра температуры структурного
фазового перехода. Для залежей, ожидающих ввода в разработку, необходимо
определить физико-химические свойства нефти, температуру структурного
фазового перехода для каждого объекта и температуру пласта.
Количествообъектовразработки,требующихучетатемпературы
структурного фазового перехода при проектировании и организации процессов
разработки – 354, с суммарными запасами 329620 тыс. тонн, что составляет 31,62 %
от всех запасов, участвующих в анализе.
Проведен анализ нормативной документации, которой руководствуются при
проектировании систем разработки месторождений углеводородов. Предложено
внести изменение в требования к содержанию проектных документов: учет
температуры структурного фазового перехода. Введение данного параметра в
нормативные документы позволит организовать полноценную выработку запасов
нефти.
Заключение
В результате проделанной работы сделаны выводы и рекомендации:
1. Существующие термобарические условия геологического пространства
осадочных пород Республики Татарстан создают условия для формирования в
недрах залежей углеводородов с физико-химическими свойствами широкого
спектра: легкие, маловязкие нефти приурочены к девонской системе, тяжелые,
сверхвысоковязкие, – сосредоточены в пермских отложениях. Средняя часть
разреза представлена залежами нефти свойства, которой позволяют разрабатывать
их без применения тепловых методов. Из термобарических характеристик
геологического пространства определяющее влияние на фазовое состояние
компонентов нефти оказывает температура среды скопления углеводородов.
Сопоставимая концентрация высокомолекулярных соединений в нефти пермской
и каменноугольной систем сигнализирует о том, что структурный фазовый переход
в нефти залежей, приуроченных к отложениям более раннего периода,
сдерживается температурными условиями геологической среды
2. Изучено влияние температурных условий геологической среды и состава
нефти на структурный фазовый переход:
2.1. Структурный фазовый переход для углеводородной системы с
концентрацией высокомолекулярных компонентов не менее 20 % масс., с
вязкостьювстандартныхусловияхболее50 мПа∙с,возможенпри
соответствующих температурных условиях.
2.2. Распределение залежей по параметрам вязкости нефти в пластовых
условиях и концентрации высокомолекулярных компонентов образует в
геологическом пространстве осадочных пород пять областей:
-вIиIIобластисосредоточенызалежисконцентрацией
высокомолекулярных соединений менее 20 % масс. В этих областях структурный
фазовый переход невозможен;
– в III и IV области сосредоточены залежи нефти с концентрацией
высокомолекулярных соединений не менее 20 % масс. В этих областях
структурныйфазовыйпереходсдерживаетсятемпературнымиусловиями
геологической среды;
– в V области сосредоточены залежи нефти, в которых структурный фазовый
переход произошел в процессе формирования этих залежей.
2.3. Равенство концентрации высокомолекулярных соединений в нефти
залежей пермской и каменноугольной систем и различие вязкости нефти в
пластовых условиях на два порядка, доказывает наличие границы равенства
температур геологической среды и структурного фазового перехода.
2.4.Увеличениесуммарнойконцентрациивысокомолекулярных
компонентов нефти в процессе разработки башкирского яруса Аксубаево-
Мокшинского месторождения в три раза, привело к увеличению значения
температуры структурного фазового перехода в нефти на 2 0С.
3. Выявлены 354 объекта 34 недропользователей Республики Татарстан с
суммарными запасами 329620 тыс. т, что составляет 31,62 % от всех запасов,
требующихучетатемпературыструктурногофазовогопереходапри
проектировании и организации процессов разработки. Сделана оценка потерь
извлекаемых запасов нефти по залежам Архангельского и Ново-Суксинского
месторождений. По рассматриваемым месторождениям уменьшение КИН в
результате повышения вязкости нефти в пластовых условиях составило: 0,02–0,03
доли ед. для бобриковского горизонта Ново-Суксинского месторождения и 0,06–
0,08 доли ед. для залежи ІІ тульского горизонта Архангельского месторождения.
4. Предложена рекомендация: внести в требования к содержанию проектных
документов в разделе «Свойства и состав пластовых флюидов» определение
температуры структурного фазового перехода.