Сравнительная характеристика свойств нефти месторождений Оренбургской области

Автор: Мязина Н.Г., Кузьмина В.В.

Журнал: Вестник Пермского университета. Геология @geology-vestnik-psu

Рубрика: Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Статья в выпуске: 3 (28), 2015 года.

Бесплатный доступ

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.

Еще

Оренбургская нго, волго-уральская нгп, нефть, коллектор, физико-химические свойства, плотность, вязкость, сера, под-солевой нгк, гзн

Короткий адрес: https://sciup.org/147201077

IDR: 147201077 | DOI: 10.17072/psu.geol.28.57

Текст научной статьи Сравнительная характеристика свойств нефти месторождений Оренбургской области

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 сравнительный анализ физикохимических 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-Оренбургском 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 нефтей 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-Покровского вала. Его территория расположена в Бузулукском нефтегазодобывающем районе. Разрез исследуемой территории слагают породы кристаллического фундамента архейского, нижне- и среднепротерозойского 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 Жигулевско-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-Покровский 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 (С2b) и артинском ярусе нижней перми (P1ar) [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 (D 3 fm) и башкирского (C 2 b) возраста на глубинах 2000 и 1440 м.

Месторождения по содержанию серы в нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5%) – Гаршинское (C 2 b) и Нагума-новское (C 2 b); сернистые (от 0,5 до 2,0%) – Нагумановское, Моргуновское, Покровское, Таращанское; высокосернистые (более 2,0%) – Осиновское, Западно-Петропавловское. Содержание серы в подсолевых НГК связано со специфическим гид-рогеохимическим 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- лосернистая, малосмолистая, парафинистая [7].

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

На территории Оренбургской НГО исследуемые нефти в продуктивных пластах (P 1 ar, C 2 b, C 1 bb, C 1 t, D 3 fm, D 3 fr) были отобраны на глубинах от 1440-3000 до 4482 м в бортовой зоне Прикаспия с пластовой температурой от 48 до 100ºС 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 физикохимическим параметрам однородные [5].

Таблица 1 . Физико-химические свойства нефти из скважин месторождений

№ п/ п	Месторождение	Пласт (возраст)	Глубина залегания пласта (отбора проб), м	Порода-коллектор	Пла-сто-вое дав-ле-ние, МПа	Пластовая нефть		Поверхностная нефть
№ п/ п	Месторождение	Пласт (возраст)	Глубина залегания пласта (отбора проб), м	Порода-коллектор	Пла-сто-вое дав-ле-ние, МПа	Плотность, кг/м³	Вязкость (динам.), мПа∙с	Плот ность при 20 ºС, кг/м³	Вязкость (динам.), мПа∙с
1	Спасское	Дф2-в (D 3 fm)	2000	Известняк	22,67	873	19,82	898	40,61
2	Осиновское	А4 (C 2 b)	1440	Известняк, доломит		864	15,46	876	21,7
3	Гаршинское	А4-0 (C 2 b)	1950	Известняк	25,5	727,4	0,73	786,4	1,7
4	Моргунов-ское	Т2 (C 1 t)	3000	Известняк, доломит	29,52	840,8	4,4	863,7	11,58
5	Покровское	Б2 (C 1 bb)	2300	Песчаник	9,9	737	1,44	831
6	Западно-Петропавловское	Т1 (C 1 t)	2200	Известняк	22,67	826	5,4	867,4	11,42
7	Таращанское	Дкт3 (D 3 fr)	3000	Песчаник	36,16	742	0,7	831,6	4,29
8	Нагуманов-ское	Пермский (P 1 ar)	41964250	Известняк	41,4	824		824	4,26
9	Нагуманов-ское	Башкирский (C 2 b)	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, %
Месторождение	Пласт (возраст)	Глубина залегания пласта (отбора проб), м	Порода коллектор	Содержа ние солей, мг/дм³	Мощность радиоактивного излучения, мкР/час	воды	серы	смол	ас-фаль-тенов	парафинов
Спасское	Дф2-в (D 3 fm)	2000	Известняк
Осинов-ское	А4 (C 2 b)	1440	Известняк, доломит				2,5	12		6,9
Гаршин-кое	А4-0 (C 2 b)	1950	Известняк	13974	9	6,0	0,43	3,0	<0,05	4,2
Моргу-новское	Т2 (C 1 t)	3000	Известняк, доломит	11495	9	36,6	1,77	11,7	3,1	4,7
Покровское	Б2 (C 1 bb)	2300	Песчаник				1,1	14,7		3,6
Западно-Петропа-ловское	Т1 (C 1 t)	2200	Известняк	46310	10	48,0	2,2	11,7	3,3	4,4
Таращан-ское	Дкт3 (D 3 fr)	3000	Песчаник	853,3	9	2,4	0,86	5,1	2,3	4,0
Нагума-новское	Пермский (P 1 ar)	41964250	Известняк	-			0,78	2,19	0,1	5,15
Нагума-новское	Башкирский (C 2 b)	48074882	Известняк				0,12	2,57	0,64	3,92

Таблица 3. Геолого-промысловые данные месторождений

Месторождение	Геологический возраст			Пласт	Глубина залегания, м	Породаколлектор	Пластовая температура, о С	Пластовое давление, МПа
Месторождение	Система	Отдел	Ярус	Пласт	Глубина залегания, м	Породаколлектор	Пластовая температура, о С	Пластовое давление, МПа
Таращан-ское	Девонская	Верхний	Франский (D 3 fr)	Дкт3	3000	Песчаник	64	36,16
Гаршинское	Камен-ноуголь ная	Средний	Башкирский (C 2 b)	А4-0	1950	Известняк	48	25,5
Моргунов-ское		Нижний	Турней-ский (C 1 t )	Т2	3000	Известняк, доломит	56	29,52
Западно-Петропавловское		Нижний	Турней-ский (C 1 t )	Т1	2200	Известняк	49	22,67
Спасское	Девонская	Верхний	Фаменский (D 3 fm)	Дф2-в	2000	Известняк
Нагуманов-ское	Пермская	Нижний	Артинский P 1 ar		41964250	Известняк	83	41,4
Нагуманов-ское	Каменноугольная	Средний	Башкирский (C 2 b)	А4	48074882	Известняк	100	57

Таблица 4. Физико-химические свойства пластовой и разгазированной нефтей

Месторождение	Пластовая нефть				Поверхностная (разгазированная) нефть
Месторождение	Глубина отбора проб,м	Давление на-сыще-ния, МПа	Плотность, кг/м³	Вязкость, мПа∙с	Плотность, кг/м³	Вязкость, мПа∙с	Температура застывания, ˚С
Таращанское (D 3 fr)	3000	11,17	742	0,7	831,6	4,29	–22
Гаршинское (C 1 b)	1950	5,95	724,7	0,73	786,4	1,7	–30
Моргуновское (C 1 t)	3000	3,94	840,8	4,4	863,7	11,58	–25
ЗападноПетропавловское (C 1 t)	2200	5,79	826	5,4	867,4	11,42	–10
Спасское (D 3 fm)	2000	4,1	873	19,82	898	40,61	–10

Коллекторы в основном карбонатные, представлены известняками с прослоями доломитов (P 1 ar-D 3 fm) и терригенными песчаниками на месторождениях Тара-щанское (терригенный девон D 3 fr) и Покровское (С 1 bb). Нефтегазоматеринскими породами являются карбонатные известняки [4]. Температурный режим пластовых залежей понижается с севера на юг в соответствии с температурным градиентом Волго-Уральской НГП (0,7-2,9 ° С), в среднем 1,8 ° С [4,11].

Выводы

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 от - - 22 до - 30 ° С, а ЗападноПетропавловское и Спасское —10 ° С, 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, парафинистые. 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 100 ° С и более и давлении от 22 до 57 МПа и более. ГФН охватывает стадии катагенеза от ПК 3 до МК 3 , глубина катагенеза увеличиваются к Прикаспийской впадине. В южных районах Соль-Илецкого свода на глубинах 4000-5000 м степень катагенеза соответствует градации МК 2-3 , где нижнепермские отложения вступили в главную зону нефтегазообра-зования и являются нефтегазоматеринскими.

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

Список литературы Сравнительная характеристика свойств нефти месторождений Оренбургской области

Бакиров Э. А., Ермолкин В.И., Ларин В.И., Мальцев А.К., Рожков Э.Л. Геология нефти и газа. М.: Недра, 1990. 240с.
Геологический словарь/под ред. К.Н. Паффенгольца. М.: Недра, 1978.
Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. Оренбург: Оренбург. кн. изд., 1997. 272с.
Геология, разработка и обустройство нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области/под ред. М.Н. Персиянцева. Оренбург: ОАО ИПК Южный Урал», 2007. 280 с.
Капченко Л.Н. Связь нефти, рассолов и соли в земной коре. Л.: Недра, 1974. 183 с.
Методика и практика подсчета запасов нефти и газа/под ред. М.А. Жданова. М.: Недра, 1967. 403 с.
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.
Рассел У.Л. Основы нефтяной геологии. Л.: Гос. науч.-техн. изд-во нефт. и горн. -топлив. лит., 1958. 619 с.
Словарь по геологии нефти/под ред. М.Ф. Мирчинка. Л.: Гос. науч.-техн. изд-во нефт. и горн. -топл. лит., 1958. 776 с.
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.
Справочник по геологии нефти и газа/под ред. Н.А. Еременко. М.: Недра, 1984. 480 с.
Хаин Н.Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. 752 с.

Еще

Статья научная