В настоящее время разработка месторождений тяжелой нефти и природных битумов является одной из приоритетных задач. Высокоэффективным методов разработки таких месторождений является технология парогравитационного воздействия (SAGD).
В статье рассмотрены особенности построения геохимической модели месторождения по вертикальным и горизонтальным градиентам относительного содержания биомаркеров. Оценена возможность применения полученной модели для мониторинга разработки залежей сверхвязкой нефти на примере Нижне-Кармальского прогиба Черемшанского месторождения.
Экспериментальная часть включала экстракцию 35 образцов керна из 8 скважин, выделение из битумоидов насыщенных фракций и анализ выделенных фракций с применением методов газовой хроматографии и масс-спектрометрии.
В качестве параметра моделирования выбрано соотношение относительных концентраций 6Н-фарнезола (HHF) и фитана (Ph). Лабораторные исследования показали, что по всей изучаемой площади месторождения соотношение HHF/Ph характеризуется горизонтальными и вертикальными изменениями, обусловленными биодеградацией органического вещества. Отмечено также, что практически во всех скважинах наблюдается резкое увеличение значения HHF/Ph в нижней части продуктивного слоя на глубине 150-160 м, где происходит наиболее интенсивная биодеградация органического вещества. Лабораторные исследования показали, что соотношение HHF/Ph является стабильным в условиях гидротермальной обработки под давлением, что указывает на возможность его измерения в сверхвязкой нефти, добытой методом SAGD для последующего сравнения с геохимической моделью.
На основании построенной модели и измеренных соотношений HHF/Ph в добываемой сверхвязкой нефти дана оценка вероятных путей ее притока к добывающим скважинам.
Список литературы
1. Хисамов Р.С. Аналитическая модель разработки залежи сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренажа // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – С. 62–64.
2. Bennett B., Adams J. The controls on the composition of biodegraded oils in the deep subsurface. – Part 3. The impact of microorganism distribution on petroleum geochemical gradients in biodegraded petroleum reservoirs // Organic Geochemistry. – 2013. – V. 56. – P. 94–105.
3. Peters К.E., Walters C.C., Moldowan J.М. The biomarker guide. – Cambridge U.K.: Cambridge University Press, 2005. – 1155 p.
4. The description of heavy crude oils and the products of their catalytic conversion according to SARA-analysis data / D. Feoktistov, S. Sitnov, A. Vahin [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2015. – V. 10. – P. 45007 – 45014.
5. Catalytic intensification of in-situ conversion of high-viscosity oil in thermal steam extraction methods / S.A. Sitnov, D.A. Feoktistov, G.P. Kayukova [et al.] // International Journal of Pharmacy and Technology. – 2016. – V. 8 (3). – P. 14884–14892.
6. Термическое преобразование битумоида доманиковых отложений Татарстана / А.В. Вахин, Я.В. Онищенко, А.Е. Чемоданов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – С. 32–34.
7. Интенсификации паротепловых методов добычи высоковязких нефтей с использованием катализатора на основе кобальта / С.А. Ситнов, М.С. Петровнина, Д.А. Феоктистов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 106–108.
8. Upgrading Of High-Viscosity Naphtha In The Super-Critical Water Environment / S.M. Petrov, R.R. Zakiyeva, Ya Ibrahim Abdelsalam [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2015. – V. 10 (24). – Р. 44656–44661.
9. Structural changes of heavy oil in the composition of the sandstone in a catalytic and non-catalytic aquathermolysis / S.A. Sitnov, D.A. Feoktistov, M.S. Petrovnina [et al.] // International Journal of Pharmacy and Technology. – 2016. – V. 8 (3). – P. 15074–15080.
10. Термо-каталитическая деструкция керогена в присутствии наноразмерного катализатора на основе кобальта и минерального пирита / Я.В. Онищенко, А.В. Вахин, Е.В. Воронина, Д.К. Нургалиев // SPE 181915-MS. – 2016.
