CC BY
63
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ РОССИИ И ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Ирина Германовна Ященко
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук, 634021, Россия, г. Томск, пр. Академический, 4, канд. геол.-минерал. наук, зав. лаборатории "Научно-исследовательский информационный центр с музеем нефтей", тел. (3822)-49-18-11, e-mail: sric@ipc.tsc.ru
Галина Владимировна Нестерова
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. ак. Коптюга, 3, к.т.н., старший научный сотрудник лаборатории электромагнитных полей, тел. (383)330-49-53, e-mail: NesterovaGV @ipgg.sbras.ru
Проведен анализ пространственного распределения парафинистых нефтей и теплового потока по уровню на территории России. Изучены взаимосвязи между показателями физико -химических свойств парафинистых нефтей на территории России и уровнем теплового потока. Показано, что на территориях с повышенным уровнем теплового потока в среднем уменьшается содержание в нефтях серы, смол и асфальтенов и увеличивается содержание парафинов.
Ключевые слова: парафинистая нефть, уровень теплового потока, Россия, база данных, месторождения, нефтегазоносный бассейн, физико-химические свойства нефти.
REGULARITIES OF SPATIAL DISTRIBUTION OF PARAFFIN OILS RUSSIA AND HEAT FLUX
Irina G. Yashchenko
Institute of Petroleum Chemistry, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 4, Akademichesky Avenue, 634021, Russia, Tomsk, Ph.D. in Geology and Mineralogy, Head of the Laboratory, tel. (3822)-49-18-11, e-mail: sric@ipc.tsc.ru
Galina V. Nesterova
Trofimuk Institute of petroleum geology and geophysics, Siberian branch of Russian Academy of Science, 3, Koptyug, Novosibirsk, 630090, Ph.D., senior researcher of Laboratory of electromagnetic fields, tel. (383)330-49-53, email: NesterovaGV @ipgg.sbras.ru
Analysis of spatial structure of paraffin oils and heat flux by its level was carried out in Russian territory. The relationship between indices of physical and chemical properties of paraffin oils and heat flux level are studied. It is shown averaged contents of sulfur, resins and asphaltenes are decreased and content of paraffin is increased in territories under high level of heat flux.
Key word: paraffin oil, heat flux level, Russia, database, fields, oil and gas basin, physical and chemical properties of oil.
Основной целью настоящей работы является изложение результатов анализа изменений физико-химических свойств парафинистых нефтей (ПН) России в зависимости от уровня теплового потока Земли (УТП), как одного из важнейших факторов нефтегазообразования. Основу проведения исследований
составила информация из базы данных по физико-химическим свойствам нефти, включающей в настоящее время описания более 1180 образцов ПН из 450 месторождений России [1]. Некоторые результаты изучения изменений физикохимических свойств в зависимости от уровня теплового потока опубликованы в наших работах [2 - 4].
Для удобства представления и интерпретации результатов анализа на территории России были выделены зоны с разным уровнем теплового потока, характеристики которых представлены в табл. 1. Карто-схема геозонирования территории российских нефтегазоносных бассейнов (НГБ) на рис. 1 показывает расположение 5 видов зон на исследуемой территории. Выявлено, что в 5 зоне расположено одно месторождение - Иреляхское Лено-Тунгусского НГБ, поэтому из-за малого объема данных нефти данной зоны не будут рассматриваться.
Таблица 1
Характеристика зон различного УТП и парафинистых нефтей в них
Номе р зоны Уровень теплового потока зоны Диапазон изменения УТП, мВт/м2 Ресурсы ПН, % Количество месторождений с ПН, %
1 Высокий более 60 1,19 12,22
2 Средний от 50 до 60 7,41 26,93
3 Средний от 40 до 50 38,82 27,43
4 Низкий от 30 до 40 52,58 33,42
5 Очень низкий от 20 до 30 - -
30° 60° 90° 120° 150° 180°
7^~| - Границы государств Области с разным уровнем теплового потока, мВт/м^:
| | - Границы НГБ | 10-20 | 131-40 51-60
| | 21-30 | 1 41-50 более 60
Рис. 1. Уровень теплового потока
на нефтегазоносных территориях России
Как видно из табл. 1, относительное количество парафинистых нефтей в
различных зонах неодинаково и увеличивается с уменьшением уровня теплово______________________________________________ 2 ,
го потока. Например, в зоне с высоким УТП (более 60 мВт/м ) количество ПН
не превышает 13 % общего количества российских парафинистых нефтей, а количество ПН в 4"и зоне составляет более 33 % от их общего количества в этих зонах. Таким образом, количество ПН в 4-й зоне увеличилось почти в 2,5 раза по сравнению с их количеством в 1-й зоне. Следовательно, можно сказать, что территории с пониженным УТП характеризуются увеличением количества ПН по сравнению с их количеством в зоне с высоким тепловым потоком. Аналогично распределение запасов парафинистых нефтей в зависимости от УТП - больше половины ресурсов сосредоточено в 4 зоне, а в зоне 1 с высоким УТП запасы совсем незначительные - менее 2 %.
Так же на рис. 1 показано, что самый высокий в среднем УТП наблюдается на территории Охотского НГБ, где по нашим данным количество ПН составляет всего 2,15 % общего количества нефтей бассейна. Самыми "холодными" с низким УТП являются территории Волго-Уральского и Тимано-Печорского НГБ, для которых количество ПН составляет соответственно 7,86 и 12,39 % общего количества нефтей этих бассейнов. Подобные тенденции - распределение ПН и их запасов в сторону увеличения при уменьшении в зонах УТП - наблюдаются на территории Западно-Сибирского бассейна, как это показано в табл. 2.
Таблица 2
Распределение месторождений с парафинистой нефтью и их запасов на территории Западно-Сибирского НГБ в зависимости от УТП
Зоны УТП Объем выбор- ки Количество месторож- дений Ресурсы ПН, % Основные месторождения с ПН
Зона 1 70 36 2,69 Салымское, Рыбальное, Нововасюганское
Зона 2 255 70 17,14 Самотлорское, Советское, Новопортовское, Сугмутское, Фестивальное, Майское, Верх-Тарское, Столбовое, Мыльджинское, Казанское, Верхнесалатское, Верхне-Тиутейское, Федюшкинское, Среднеямальское, Широтное, Солоновское, Южно-Мыльджинское, Малоичское, Дуклинское, Герасимовское, Тамбаевское
Зона 3 87 30 80,18 Уренгойское, Салекаптское, Среднемессоях-ское, Ватьеганское, Тазовское, Быстринское, Западно-Лугинецкое, Верхне-Салымское, Ягыл-Яхское, Тайтымское, Урманское, Майское (ХМАО), Верхнепурпейское
Рассмотрим влияние уровня теплового потока на давление и температуру в пластах, где находятся парафинистые нефти. На рис. 2 представлены графики изменения пластовых давления и температуры в зонах разного уровня теплового потока. На оси абсцисс показаны интервалы изменения УТП. Как видно из
рис. 2, с увеличением уровня теплового потока пластовое давление и пластовая температура также увеличиваются, а именно: пластовое давление увеличивается приблизительно в 1,5 раза, а пластовая температура - более чем в 6 раз. Таким образом, четко прослеживается взаимосвязь пластовых давления и температуры с тепловым потоком недр. Это является подтверждением выводов [5] о том, что образование и поддержание давления и температуры в пластах контролируется геотермическим режимом недр.
Рис. 2. Изменения пластовых давления (а) и температуры (б) для парафинистых нефтей в зависимости от УТП
Проведен анализ взаимосвязи между изменениями показателей физикохимических свойств ПН и уровня теплового потока. Общие изменения содержания парафинов, смол и асфальтенов, элементного состава и металлов ПН в зонах разного уровня теплового потока представлено в табл. 3.
Как видно из табл. 2, с уменьшением уровня теплового потока плотность ПН увеличивается. Так, при переходе от 1-и к 4-и зоне УТП плотность нефтей от низкой становится средней и увеличивается почти на 6 %. Кинематическая вязкость парафинистых нефтей с уменьшением уровня теплового потока монотонно увеличивается, причем это увеличение весьма значительно и составляет более чем 19 раз при переходе от 1-й к 4-й к зоне УТП. Температура застывания па-рафинистой нефти изменяется в сторону уменьшения - от положительной к отрицательной при уменьшении уровня теплового потока.
В табл. 2 показано, что содержание серы, смол и асфальтенов в ПН на рассматриваемой территории проявляют тенденцию к увеличению (в 3 -5 раза при переходе от 1-й к 4-й зоне УТП) с уменьшением уровня теплового потока. А именно, среднее содержание серы от значения 0,28 % в 1-й зоне с высоким УТП увеличивается до 1,62 % в 4-й зоне с низким УТП, т.е. почти в 6 раз, среднее содержание смол увеличивается от 1-й зоны к 4-й примерно в 3 раза, аналогично среднее содержание асфальтенов увеличивается примерно в 4 раза. При этом обнаружена явная иная закономерность в изменении содержания парафинов при изменении уровня теплового потока - при уменьшении уровня теплового потока содержание парафинов также уменьшается, по нашим данным практически в 2 раза. Содержание дизельных фракций и нефтяного газа также умень-
шается при уменьшении УТП. Коксуемость (в 4 раза) и содержания водорода (на 3 %), углерода (на 8 %) и кислорода (на 47 %) проявляют тенденцию к увеличению, а содержание азота незначительно уменьшилось при уменьшении УТП. Концентрация металлов значительно увеличивается от 1-й зоны к 4-й - ванадий в 9 раз, никель в 12 раз.
Таблица 3
Изменение физико-химические свойства парафинистых нефтей России
в зависимости от УТП
Физико-химические свойства Зона 1 Зона 2 Зона З Зона 4
Плотность, г/см3 0,8212 0,8376 0,8317 0,8699
0 2 Вязкость при 20 С, мм /с 9,90 33,53 85,05 191,27
Температура застывания, 0С 9,83 -7,09 -13,56 -16,90
Содержание серы, % мас. 0,28 0,47 0, 94 1,62
Содержание парафинов, % мас. 10,81 6,80 6,66 5,86
Содержание смол, % мас. 4,07 5,48 8,48 13,48
Содержание асфальтенов, % мас. 0,87 1,28 2,72 3,22
Фракция н.к. 200 0С, % мас. 29,11 27,33 24,61 22,26
Фракция н.к. З00 0С, % мас. 43,51 47,11 44,02 39,67
Фракция н.к. З50 0С, % мас. 51,28 56,81 53,30 47,63
Г азосодержание в нефти, м3/т 103,71 109,39 106,52 62,72
Коксуемость, % мас. 1,22 1,78 3,67 4,50
Содержание водород, % мас. 12,81 12,64 15,79 13,16
Содержание углерод, % мас. 75,05 63,83 86,05 82,16
Содержание кислород, % мас. 0,60 0,71 1,35 1,15
Содержание азот, % мас. 0,28 0,17 0,12 0,27
Содержание ванадия, % мас. 0,0054 0,0025 0,0192 0,0491
Содержание никеля, % мас. 0,0033 0,0017 0,0074 0,0417
На основе проведенного анализа данных о ПН на территории России установлено, что в зонах с низким уровнем теплового потока ресурсы ПН и количество месторождений с ними увеличивается. Установлена взаимосвязь между плотностью, вязкостью ПН и уровнем теплового потока - в зоне с высоким уровнем теплового потока нефти оказываются менее вязкими и легкими, а в зоне с низким УТП они являются высоковязкими и со средней плотностью. Изучены взаимосвязи химического состава нефтей и уровня теплового потока - с увеличением уровня теплового потока содержание серы, смол и асфальтенов в ПН уменьшается, а содержание парафинов и азота наоборот увеличивается. В зоне с низким УТП парафинистые нефти характеризуются меньшим содержанием дизельных фракций и нефтяного газа, но с большим содержанием водорода, углерода, кислорода и металлов. Показано, что в зонах с высоким уровнем
теплового потока ПН находятся в пластах с повышенными пластовыми температурой и давлением. Выявленные закономерности могут быть использованы для оценки качественных показателей нефтей во вновь открываемых месторождениях на основе данных об уровне теплового потока.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю. М., Ященко И.Г. База данных по химии нефти и перспективы ее применения в геохимических исследованиях // Геология нефти и газа. - 2000. - № 2. - С. 49 - 51.
2. Ященко И.Г., Полищук Ю.М., Рихванов Л.П. Анализ взаимосвязи физико-химических свойств нефтей с уровнем теплового потока // Геология нефти и газа. - 2003. - № 3. - С. 17 - 24.
3. Ященко И.Г. Анализ пространственных, временных и геотермических изменений высоковязких нефтей России // Известия ТПУ. - 2006. - Т. 309. - № 1. - С. 32 - 39.
4. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Анализ статистической зависимости химического состава нефтей от уровня теплового потока на нефтеносных территориях России // Геология нефти и газа. - 2007. - № 4. - С. 39 - 42.
5. Свинцицкий С.Б. Природа зон АВПД в глубокопогруженных отложениях нефтегазоносных бассейнов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - № 4. - 2007. - С. 58 - 64.
© И.Г. Ященко, Г.В. Нестерова, 2013
