Диссертация (1172983), страница 5
Текст из файла (страница 5)
В ходереализацииуказаннойтехнологииожидаетсягенерация углеводородовизтвердого органического вещества, увеличение подвижности нефти за счетдробления крупных углеводородных молекул на более мелкие и повышениепроницаемости продуктивных пластов на макро-, мезо- и микроуровнях. Опытнопромышленныеработыповнедрениютехнологиивнутрипластовогокаталитического ретортинга на пласты баженовской свиты предварительнонамечены на 2021 год.25Исследователямибаженовскойсвиты[28] был проведен ряд экспериментовСахалинскогоиБыстринскогона породахместорожденийпоопределению зависимости температуры инициирования процесса горения отудельной поверхности контакта породы и кислорода воздуха.Рис. 1.3 Зависимость температуры инициирования процесса горения от величиныудельной поверхности контакта породы при атмосферном давлении [28]Согласно исследованиям, температура инициирования процесса горения напородах баженовской свиты находится в диапазоне от 110 до 410°С (рис.
1.3).Отмечается, что создание новой системы трещин обеспечит необходимуювеличину площади контакта для инициирования процесса горения и применениеспециальных инициаторов горения не потребуется.Соднойокислительнымиограничиваетсястороны,органическоеспособностями,низкойвеществос другой, доступпроницаемостьюпородобладает"хорошими"оксигеновки решениекерогенупроблемыпоулучшению фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов позволит взначительной мере вовлечь в разработку содержащееся в пластах твердоеорганическое вещество.261.2.Характеристика пластов баженовской свитыИстория формирования баженовской свиты, как геологического объекта,началась примерно более 100 миллионов лет назад, когда на территориинынешнего ханты-мансийского округа располагалось море, обильно заселенноефлоройифауной.В течениедлительноговремениморепериодическиподвергалось воздействию то холодного течения, в результате которого погибалитеплолюбивые микроорганизмы, то тектонического поднятия, предшествующегоочередному прогреву вод.
Таким образом, в результате периодического измененияусловий осадконакопления образовывались глинистые пропластки, обогащенныеорганикой, и карбонатизированные радиоляриты. Впоследствии постепенногопогружения, начиная с глубины более 1 км, под действием высоких давления итемпературы сформировались нефтематеринские породы.Отложениябаженовскойсвиты,охватывающиепрактическивсюЛтерриторию Западной Сибири площадью более 1 млн км на глубине порядка 3000м с толщиной пласта от 5 до 40 м, характеризуются высокой неоднородностью.Залежь представлена преимущественно глинисто-карбонатно-кремневымипородами,обладающимивысокойстепеньюобогащенностиорганическимвеществом, и разделена маломощными слоями карбонатизированных пород,состоящих из карбонатно-кремнистых пород.Структураглинистых(и/иликремноземных)отложенийобъединяетизвестняки и доломиты с размерами зерен <0,01 мм, глинистое вещество и имеетвысокое содержание керогена.
В результате катагенетического преобразованияорганического вещества формируются газообразные и жидкие углеводороды свыделением энергии, в основном, в закрытых объемах пор, что приводит каномально повышенным температурам до 134°С и давлениям до 33 МПа.Формации баженовскойсвиты распространены практически на всейтерритории Западной Сибири и обладают сложным минералогическим составом27пород, который в основном характеризуется параметрами, представленными нарисунке 1.4 [1, 2].Глубина залегания 2400-3100 м, содержание жидких УВ - 850,0 млрд. м 3Рис.
1.4 Состав пород баженовской свиты [3]Нефтеносный сланец баженовской свиты состоит в среднем из 14,61 %органического вещества, основная доля которого до 12 % представлена керогеном;минеральная часть (85 % от породы) содержит кремнезем - 40%, глинистыекомпоненты - 23-25%, карбонатные минералы - 12-13%, полевые шпаты - 2- 3% ипирит - 5% [3].Согласномногочисленнымэкспериментальнымисследованиям,проведенным на протяжении последних десятков лет, при нагревании пород,содержащихтвердоеорганическоевещество,происходитвыделениеуглеводородных и гетератомных соединений [10, 27, 28].ОбразцыкернаГаляновскогоместорождениябылиподвергнутыпаротермической обработке во вращающемся автоклаве при температурах 300400°С продолжительностью два часа, данные по выходу синтетической нефти и еесостава в зависимости от температуры представлены на рисунке 1.5 [28].286а)— о ^ Деструкция керогена5Xаф^—• -60-УглеводородыСинтетическая нефть?л4сXо70б)50— •— Асфальтены-еитш х 40m >s? I 303ct0тСмолыь.—>*• W/ Г ^/v/*/»иьо £ 20*•О х5СО их 2/101002003004000 100200Т е м п е р а т у р а , °С// \300400Температура, °СРис.
1.5 а) зависимость величины деструкции керогена и выходасинтетической нефти от температуры; б) зависимость выхода продуктовдеструкции керогена (Галяновское месторождение) от температурыПо результатам эксперимента (1.5а) видно, что до температуры 200°Сдеструкция керогена достаточно незначительная и дальнейшееповышениетемпературы ведет к равномерному росту величины деструкции с одновременнымвыходом синтетической нефти (жидких углеводородов).
Выход углеводородовсоставляет свыше 60%, а содержание смол и асфальтенов значительно меньше изависит от температуры процесса деструкции(рис.1.5б). Подвлияниемкрекирующей способности водяных паров уже на этапе до 3500С происходитрасщеплениекерогенавысокомолекулярныепонаиболеесоединения.слабымВышесвязям350°С(С-С)наопределяющимжидкиестановитсядеструктивное гидрирование (гидрогенолиз) по связям С-S, C-N, C-O, вследствиечеговыходвысокомолекулярныхпродуктовнесколькоснижается.Этомуспособствует и то обстоятельство, что в породе Галяновского месторожденияприсутствует пирит, который при термическом воздействии является активнымкатализатором гидрирования.Таким образом, можно сделать заключение о том, что при повышениитемпературыпроисходитпреобразованиетвердогоорганическогобаженовской свиты в углеводородные и гетероатомные соединения.вещества29Согласно материалам [7, 8] можно классифицировать нефтегазоматеринскиепороды в зависимости от величины генерационного потенциала, типа керогена изрелости органического вещества (таблицы 1.2-1.4).Таблица 1.2 - Классификация нефтегазоматеринских пород по углеводородногенерационному потенциалуПараметры Рок-Эвал, мгУВ/г породыУглеводородно-Содержаниегенерационный потенциалСорг, %S1S2<0-0,5<0-0,5<0-2,50,5-10,5-12,5-5хорошие1-21-25-10Очень хорошие2-42-410-20отличные>4>4>20бедныеудовлетворительныегде, Сорг - содержание в породе органического углерода, %,51 - содержание свободной нефти, мг УВ/ г породы;52 - нефтегенерационный потенциал, мг УВ/ г породы.Таблица 1.3 - Индекс водорода для разных типов керогена и тип генерируемыхуглеводородовОсновные типыТип керогенаHI (мг УВ/ Сорг)генерируемых углеводородовкерогенаСапропелевыйГумусовыйПреимущественный составI>600нефть, газII300-600нефть, газIII50-300газ, небольшое количество нефтиОрганическое вещество баженовской свиты относится к сапропелевому ичастично гумусовому типам.
На рисунке 1.6 представлена диаграмма зависимостиводородного индекса от температуры максимального выхода углеводородов иосновные пиролитические характеристики при пиролизе образцов породы СреднеНазымского месторождения, полученные с помощью прибора Rock-Eval (таблица1.4).30Рис. 1.6 Диаграмма HI - Tmax для керогена Средне-Назымского месторождения [9]Таблица 1.4 - Пиролитические характеристики пород баженовской свиты СреднеНазымского месторождения (скв.3000) по данным Rock-Eval [49]№Интервал123456782834-28412834-28412834-28412841-28502841-28502841-28502841-28502841-2850Место от верха,м0.481.271.731.922.584.356.787.35S1S2T maxHI5.531.972.294.204.921.805.507.7058.730.9116.7819.2441.399.326.7211.97442434441448442442437437346198336287347285235223гдеS1 - содержание свободной нефти, мг УВ/ г породы;S2 - нефтегенерационный потенциал, мг УВ/ г породы;Tmax - температура максимального выхода углеводородных продуктовразложения при пике S2;HI = (S2 * 100) мг/г / %Сорг - индекс водорода - показатель типа ОВ(керогена).Согласно рисунку 1.6 и таблице 1.4, температура максимальной генерациисинтетической нефти, изменяется в диапазоне от 434 до 448 С, что указывает напринадлежностьпоказателиорганическогонефтегенерационноговеществазонепотенциаланефтеобразования.(до59мгУВ/гВысокиепороды)органического вещества Средне-Назымского месторождения свидетельствуют обимеющемся потенциальном источнике получения дополнительной синтетическойнефти.
Содержание углеводородов (масел) в синтетической нефти превышает 6031%, а смолы и асфальтены в сумме составляют не более 40% [10]. В составегазообразныхпродуктов преимущественнопреобладаютметан, водород иуглеводородные газы С2-С3.Стандартное исследование "bulk rock" по методике Rock-Eval [11] включаетопределение свободных углеводородов, испаряющихся при температуре до 300°Си выходящих с пиком S1, а также определение синтетической нефти, выходящейпризначенияхтемпературдо650°Свпроцесседеструкциикерогена,характеризуемой пиком S2.При исследовании [12] образцов пород баженовской свиты было описанотакое явление, как захват свободных углеводородов структурой керогена. Частицымикронефти сорбируются на поверхности керогена и не отделяются от него впроцессе испарения.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
