Комплексный анализ изменения исходного состава битумоида при применении тепловых методов воздействия

В работе представлены результаты комплексного исследования изменения состава остаточного битумоида в керне после различных режимов теплового воздействия. В качестве объектов исследования использовались нефтенасыщенные образцы керна, подвергнутые воздействию горячей воды, пара, перегретого пара, а также режимам с увеличенным объемом закачки теплоносителя. Для оценки изменений органического вещества применялся комплекс методов, включающий пиролиз, SARA-анализ и хромато-масс-спектрометрию. Установлено, что все исследованные режимы воздействия приводят к снижению общего содержания углеводородов в керне, однако состав остаточного битумоида изменяется по-разному в зависимости от исходных свойств нефти. Показано, что для объектов с более легким и менее преобразованным исходным составом основным процессом является селективный вынос легких и среднемолекулярных компонентов, в результате чего остаточная нефть становится более тяжелой и обогащается смолисто-асфальтеновыми соединениями. Для объектов с более высокомолекулярным или биодеградированным составом изменения выражены значительно слабее даже при высокоэнергетических режимах воздействия. Комплексная интерпретация результатов пиролиза, SARA-анализа и хромато-масс-спектрометрии показала, что одинаковые режимы теплового воздействия могут приводить к формированию принципиально различного состава остаточного битумоида. Полученные результаты свидетельствуют о необходимости учета исходного молекулярно-группового состава нефти при выборе режимов теплового воздействия и прогнозировании свойств остаточной нефти после термической обработки пласта.

1. Герасимова Н.Н., Сагаченко Т.А., Мин Р.С. (2023). Изменения состава и строения азотистых оснований смолистых компонентов тяжелой нефти Нурлатского месторождения в процессе термического разложения. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, Т. 334, 11, с. 187–197. https://doi.org/10.18799/24131830/2023/11/4265

2. Мишенин М.В. (2021). Динамика добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов в России. Интерэкспо Гео-Сибирь, Т. 2, 4, с. 294–301. https://doi.org/10.33764/2618-981X-2021-2-4-294-301

3. Прищепа О.М. (2019). Состояние сырьевой базы и добычи трудноизвлекаемых запасов нефти в России. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 5, с. 14–20.

4. Сажин В.В., Селдинас И., Сажин В.Б. (2008). Трудноизвлекаемые запасы и «тяжелые нефти» России. Успехи в химии и химической технологии, Т. 22, 12 (92), с. 56–68.

5. Сафина И.Р., Ибрагимова Д.А., Яушев Э.А., Хисмиев Р.Р. (2014). Применение метода SARA-анализа для характеристики нефтяных дисперсных систем. Вестник Казанского технологического университета, Т. 17, 24, с. 212-213.

6. Ситдикова Г.Х., Мухаматдинов И.И., Вахин А.В. (2024). Исследование процесса акватермолиза тяжелой нефти Ярегского месторождения в присутствии таллата железа. Экспозиция Нефть Газ, 2, с. 53–56. https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-2-53-56

7. Филимонова И.В., Комарова А.В., Мишенин М.В., Земнухова Е.А. (2020). Роль трудноизвлекаемых запасов нефти в воспроизводстве сырьевой базы и устойчивом развитии нефтегазового комплекса России. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 6, с. 12–20.

8. Чемоданов А.Е., Судаков В.А., Усманов С.А., Хайртдинов Р.К., Ахмадуллин Р.Р. (2017). Применение геохимической модели для мониторинга разработки месторождений сверхвязкой нефти с использованием паротепловых методов. Нефтяное хозяйство, 9, с. 104–107. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-9-104-107

9. 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.2024.1.7

10. Maende A., Ingram W., Weldon W. D. (2023). Identification of producible and bypassed pay oil zones in the smackover formation by using API gravity determined on core samples together with determination of recoverable oil reserves through pyrolysis analysis // Gulf coast association of geological societies transactions. Vol. 72, P. 155–190.

11. 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 //Petroleum Geology. Т. 12 (4), с. 417–452.