CC BY
118
УДК 550.361:553.982
ВЯЗКИЕ НЕФТИ И УРОВЕНЬ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА НА ТЕРРИТОРИЯХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО, ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО И ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНОВ
И.Г. ЯЩЕНКО
Институт химии нефти СО РАН, г.Томск
Статья посвящена исследованию основных свойств вязких нефтей Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского нефтегазоносных бассейнов в зависимости от уровня теплового потока. Проведен анализ его пространственного распределения на территории бассейнов. Установлена зависимость этого показателя с вязкостью нефтей, которая с увеличением уровня теплового потока уменьшается. С уровнем теплового потока связано и содержание в нефтях серы, парафина, смол и асфальтенов. С его повышением содержание серы, смол и асфальтенов уменьшается, а парафинов - увеличивается.
Ключевые слова: вязкие нефти, тепловой поток, химический состав нефтей, нефтегазоносный бассейн
I.G. YASHCHENKO. VISCOUS OILS AND HEAT FLUX LEVEL IN TERRITORIES OF THE VOLGA-URALS, WEST - SIBERIAN AND TIMAN-PECHORA OIL-BEARING BASINS
Paper is devoted to review of general properties of viscous oils of oil-bearing territories of Volga-Urals, West- Siberian and Timan-Pechora depending on heat flux level. Analysis of spatial structure of heat flux by its level was carried out on oil-bearings territories. The relationship between heat flux level and viscosity of oil in oil bearing territories was established. It is shown that increase of heat flux level is accompanied by viscosity of oil decrease. The relationship between heat flux level and contents of sulfur, paraffins, resins and asphaltenes in oils are studied. It is shown that content of sulfur, resins and asphaltenes decreases under heat flux level grow and contents of paraffins increases.
Key words: viscous oils, heat flux, chemical composition, oil-bearing basin
Вследствие существенного истощения залежей нефтей малой и средней вязкости в мире остро встает проблема повышения объемов добычи нефти путем вовлечения в разработку запасов трудноиз-влекаемых нефтей, в том числе и вязких нефтей. Запасы таких нефтей велики и специалистами оцениваются в 810 млрд. т [1, 2]. В России сосредоточены значительные запасы вязких нефтей (ВН) в более чем 400 месторождениях, которые в основном находятся на территории трех основных по нефтедобыче нефтегазоносных бассейнов (НГБ) - Волго-Ураль-ском, Западно-Сибирском и Тимано-Печорском. Запасы ВН в этих НГБ составляют около 94 % от общероссийских запасов вязких нефтей (табл. 1).
В задачах повышения эффективности разведки и добычи вязких нефтей важное значение имеют знания о закономерностях размещения таких нефтей и изменениях их физико-химических свойств в зависимости от уровня теплового потока (УТП), характеризующего энергетические ресурсы теплового потока как одного из важнейших факторов нефтегазообразования. Закономерности размещения вязких нефтей в зависимости от уровня теплового потока являются уникальными, представляющими значительный интерес для разведки нефтяных залежей. В связи с этим основной целью работы является проведение исследований законо-
Таблица 1
Распределение основных запасов ВН на территории Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского бассейнов [4, 5]
Регион Запасы ВН, Доля от суммар-
ных запасов ВН
млрд. т России, %
Западно-Сибирский бассейн Тюменская область 2,329 37,3
Волго-Уральский бассейн
Республика Татарстан 1,163 18,7
Республика Удмуртия 0,285 4,6
Самарская область 0,284 4,6
Пермская область 0,237 3,8
Республика Башкортостан 0,151 2,4
Тимано-Печорский бассейн
Республика Коми 0,897 14,4
Архангельская область 0,498 8,0
Всего: 5,845 93,7
мерностей изменения физико-химических свойств вязких нефтей Волго-Уральского (ВУНГБ), ЗападноСибирского (ЗСНГБ) и Тимано-Печорского (ТПНГБ) в зависимости от уровня теплового потока.
Основу проведения исследований закономерностей пространственных и временных изменений свойств ВН составила созданная в Институте химии нефти СО РАН глобальная база данных (БД) по физико-химическим свойствам нефти, включающая описания более 17 300 образцов нефти [3, 4].
Общая характеристика данных и методы их анализа
Как известно из литературных источников [57], к вязким нефтям принято относить образцы нефтей с вязкостью 30 мПа*с или 35 мм2/с и выше. Здесь и далее рассматривается вязкость при 200С. Приведенные значения вязкости нефти соответствуют пределу, за которым начинаются осложнения при добыче, транспортировке и переработке нефти и рост ее себестоимости.
Некоторые результаты изучения пространственных изменений физико-химических свойств вязких нефтей изложены в ряде наших работ, например, [8-10]. Новые результаты изучения пространственных изменений физико-химических свойств в зависимости от уровня теплового потока опубликованы в работах [11-13]. Кратко охарактеризуем тепловой поток на рассматриваемой территории (рис. 1).
Рис. 1. Геозонирование территорий Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского бассейнов по уровню теплового потока.
Большинство территории Тимано-Печорского НГБ, а именно север, восток и юг бассейна, имеет тепловой поток в пределах 30 - 40 мВт/м2. На западе, частично охватывая территории в центре Республики Коми, наблюдается низкий уровень теплового потока в пределах 20 - 30 мВт/м2, который является самым низким в границах трех бассейнов. Установлено, что УТП на территории ТПНГБ уменьшается с востока на запад.
Как видно на рис. 1, в пределах Волго-Уральского бассейна УТП изменяется в более широких пределах - от 20 мВт/м2 на территории Кировской области до 50 мВт/м2 на юге бассейна, охватывая юг Республики Татарстан, восток Самарской, запад Оренбургской областей и территории Волгоградской и Астраханской областей. Однако большая часть бассейна имеет УТП в пределах 30 - 40 мВт/м2. Следовательно, на территории ВУНГБ уровень теплового потока уменьшается с юга на север.
Тепловой поток на территории Западно-Сибирского бассейна в среднем заметно отличается по уровню от теплового потока соседних бассейнов [14] и в распределении его отмечаются некоторые особенности (рис. 1). Уровень теплового потока на территории ЗСНГБ повышается в направлении с востока на запад, достигая в районе Нюрольской мегавпадины и Усть-Тымской впадины значений более 60 мВт/м2. Высокий уровень теплового потока также наблюдается в Ханты-Мансийской мега-
впадине и Березовской моноклинали. Высокий УТП (более 60 мВт/м2) зафиксирован в западной части п-ова Ямал и вдоль Колто-горско-Уренгойского мега-прогиба (более 50 мВт/м2). Низкий тепловой поток (30-40 мВт/м2) отмечается на юге ЗСНГБ (рис. 1), к западу область низкого теплового потока расширяется, захватывая весь юго-запад Западно-Сибирской плиты и сопредельные с ней районы Северного Казахстана и Южного Урала.
Для удобства представления и интерпретации результатов исследований была использована следующая градация зон с разным уровнем теплового потока: 1 - зона с очень высоким УТП (более 60 мВт/м2), 2 - зона с высоким УТП (от 50 до 60 мВт/м2), 3 - зона со средним УТП (от 40 до 50 мВт/м2), 4 - зона с низким УТП (от 30 до 40 мВт/м2), 5 - зона с очень низким УТП
(от 20 до 30 мВт/м2).
Анализ закономерностей пространственного размещения вязких нефтей в зависимости от уровня теплового потока
Для проведения анализа использован массив данных из БД о 1061 образце вязких нефтей, из которых 114 западно-сибирских, более 900 волго-уральских и 38 тимано-печорских образцов. Рассмотрим распределение ВН в зависимости от уровня теплового потока на всей территории бассейнов. На рис. 2 видно, что в 1-й и 2-й зонах с очень высоким и высоким УТП меньше всего находится ВН (50 нефтей), в 3-й зоне со средним УТП (40 - 50 мВт/м2) количество ВН увеличилось до 170 образцов, а в 4-й и 5-й зонах с самым низким УТП таких нефтей уже более 800. Таким образом, количество ВН в зонах с низким и очень низким УТП по сравнению с их количеством в зонах с высоким и очень высоким УТП увеличилось более чем в 16 раз.
Рис. 2. Изменение количества ВН в зависимости от УТП.
Рассмотрим далее распределение месторождений с вязкими нефтями на территориях Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печор-ского бассейнов, общее их количество составляет 390. Так, в ВУНГБ выделено 339 месторождений с ВН, а в ЗСНГБ - 34, а в ТПНГБ 17 таких месторождений. Установлено, что с уменьшением УТП увеличивается и количество месторождений с вязкими нефтями. Так, на территории ЗСНГБ в 1-й зоне всего два месторождения - Толумское и Южно-Толумское имеют вязкие нефти, из них самыми вязкими являются нефти Южно-Толумского месторождения (ХМАО). Во 2-й зоне таких месторождений насчитывается уже 19 и наиболее вязкими для этой зоны отмечаются нефти Герасимов-ского месторождения (Томская обл.). В 3-й зоне месторождений с вязкими нефтями также достаточно много - 13, в этой зоне самыми вязкими являются нефти Русского месторождения (Ямало-Ненецкий АО). На территории ВУНГБ аналогичная ситуация: в 3-й зоне всего выявлено 48 месторождений с ВН и особо вязкие нефти находятся в Максимов-ском (Самарская обл.) и Красноярском (Оренбургская обл.) месторождениях, а в 4-й зоне таких месторождений уже 291, в этой зоне самыми вязкими являются нефти Аксубаево-Мокшинского месторождения (Татарстан). В ТПНГБ наболее вязкими являются нефти Ярегского месторождения (Коми), которое находится в 5-й зоне. Обобщая по-
лученные данные, можно сказать, что в 1-й и во 2-й зонах с высоким и очень высоким УТП всего установлено 21 месторождение с ВН, что составляет более 5 % от общего количества месторождений с вязкими нефтями, в 3-й зоне со средним уровнем теплового потока таких месторождений 61, что составляет около 17 % от их общего количества, а в зонах с низким и очень низким УТП (4-я и 5-я зоны) -308 месторождений или около 79 % от общего количества месторождений с вязкими нефтями.
В табл. 2 представлены данные об изменении вязкости нефтей в каждом бассейне по соответствующим зонам уровня теплового потока. По ней видно как средние значения вязкости на территории ВУНГБ, ЗСНГБ и ТПНГБ увеличиваются с уменьшением уровня теплового потока. Доверительный интервал определялся для вероятности 95 %.
На рис. 3, где представлено общее изменение вязкости ВН в соответствующих зонах с различным УТП, видно, как вязкость ВН резко увеличивается с уменьшением уровня теплового потока -от значения 37, 7 мм2/с в 1 -й зоне до 10 тыс. мм2/с в 5-й зоне.
Таблица 2
Изменение вязкости нефтей ВУНГБ, ЗСНГБ и ТПНГБ в зависимости от УТП
Зоны УТП
Волго-Уральский бассейн
и -&
с! ь £8 о %
ЗападноСибирский бассейн
и -&
С
Тимано-Печорский бассейн
Зона 1 - - - 100 11,20 6,08
Зона 2 - - - 530 14,71 1,84
Зона 3 109 85,30 4,43 217 50,14 19,27
Зона 4 803 101,14 2,29 - -
Зона 5 2 154,60 - - -
158 1099,43 113,08 3 10590,10 1035,40
100000
60-70 50-60 40-50 30-40 20-30
уровень теплового потока, мВт/м2
Рис. 3. Изменение вязкости ВН в зависимости от УТП.
Анализ взаимосвязи свойств вязких нефтей и уровня теплового потока на территории нефтегазоносных бассейнов
Проведены исследования изменения химического состава вязких нефтей рассматриваемых бассейнов в зависимости от уровня теплового потока. Так, на основе анализа более 900 образцов волго-уральских, 114 западно-сибирских и 38 тима-но-печорских ВН исследована взаимосвязь изменений химического состава ВН от уровня теплового потока. Установлено, что с увеличением уровня теплового потока содержание серы, смол и ас-фальтенов в вязких нефтях трех бассейнов уменьшается, а содержание парафинов, наоборот, увеличивается. А именно, на территории ЗСНГБ с увеличением УТП содержания серы и смол в вязких нефтях уменьшаются более чем в четыре раза, асфальтенов - в пять раз, а содержание парафинов увеличивается почти в два раза. Подобная взаимосвязь изменения содержания серы, смол, асфальтенов и парафинов от уровня УТП выявлена и для волго-уральских ВН, а именно, содержание серы уменьшается на 3 %, смол - на 4 %, асфальтенов - на 5 %, а содержание парафинов увеличивается почти на 8 % с увеличением УТП. Для тимано-печорских ВН также характерны установленные закономерности - с увеличением УТП содержание серы уменьшается на 23 %, смол - в два раза, асфальтенов - на 5 %, а содержание парафинов увеличивается почти в два раза.
(¡0-^0 мВтИ2 50-60 мВт м2 40-50 мВт м2
Я уровень теплового потоку мВт/м2
# - содержание серы, %
А - содержание асфальтенов, %
■ - содержание смол, %
♦ содержание парафинов, %
Рис. 4. Изменение содержания серы, смол, асфальтенов, парафинов в вязких нефтях Западно-Сибирского (а), Волго-Уральского (б) и Тимано-Пе-чорского (в) бассейнов в зависимости от уровня теплового потока.
Для иллюстрации этих закономерностей на рис. 4 (а, б, в) приведены зависимости изменения показателей химического состава западно-сибирских, волго-уральских и тимано-печорских вязких нефтей от УТП. Точки и отрезки вертикальных линий на рисунке показывают соответственно средние значения и доверительные интервалы (рассчитанные для вероятности 95%) для показателей химического состава нефтей. На оси абсцисс - интервалы изменения УТП.
Общее изменение содержание серы, парафинов, смол и асфальтенов в зависимости от уровня теплового потока в зонах представлено на рис. 5. Эти зависимости подобны приведенным выше (рис. 4) для каждого из рассматриваемых бассейнов, но являются более выраженными. Так, среднее содержание серы от значения 0,3 % в 1-й зоне с очень высоким уТп увеличивается до 1,9 % в 5-й зоне с очень низким УТП, т.е. более чем в шесть раз, среднее содержание смол увеличивается от 1-й зоны к 5-й более чем в пять раз, аналогично среднее содержание асфальтенов увеличивается в 40, а содержание парафинов уменьшается почти в девять раз. Зависимости содержания серы, парафинов, смол и асфальтенов достаточно хорошо аппроксимируются линейными уравнениями (рис. 5) вида:
у = ах + Ь, (1)
где а, Ь - коэффициенты линейной аппроксимации (табл. 3). Аппроксимации этих зависимостей на рис. 5 представлены следующим образом: для содержания серы аппроксимационная линия изображена пунктирной линией, для содержания парафинов -тонкой сплошной, для содержания асфальтенов -пунктирная линия с точкой и для содержания смол -толстая сплошная линия.
зона 1 зон;» 2 зона 3 зона 4 зона 5 :
О -I-*-"-I-1-1-1-1- О
60--0 50-00 40-50 30-40 20-30
уровень теплового потока, мВт/м2
• - содержание серы, "■> А - содержание асфальтенов, "■>
♦ - содержание парафинов, % ■ - содержание смол, ""
Рис. 5. Общее изменение содержания серы, смол, асфальтенов, парафинов в вязких нефтях в зависимости от уровня теплового потока.
Таблица 3
Коэффициенты аппроксимации уравнения (1) для разных показателей химического состава нефтей
Показатель Коэффициенты аппроксимации Достоверность аппроксимации (по критерию Excel)
a b
Содержание серы 0,36 0,33 0,59
Содержание парафинов -1,56 8,22 0,97
Содержание смол 3,11 2,14 0,83
Содержание асфальтенов 3,38 -4,47 0,78
Заключение
В пределах основных нефтедобывающих бассейнов России, а именно Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского, установлено, что количество вязких нефтей и месторождений с такими нефтями на территории бассейнов увеличивается с уменьшением уровня теплового потока. На примере месторождений рассматриваемых бассейнов выявлена достоверная взаимосвязь между вязкостью нефтей и уровнем теплового потока. Так, в зонах с высоким уровнем теплового потока нефти оказываются менее вязкими и с уменьшением уровня теплового потока средние значения вязкости ВН увеличиваются.
Установлена зависимость изменения содержания показателей химического состава вязких нефтей в зависимости от уровня теплового потока -с увеличением уровня теплового потока содержание серы, смол и асфальтенов уменьшается, а содержание парафинов, наоборот, увеличивается. Выявленные закономерности могут быть использованы для оценки качественных показателей нефтей во вновь открываемых месторождениях на основе данных об уровне теплового потока.
Литература
1. Максутов РА., Орлов Г.И., Осипов А.В. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК, 2005. № 6. С. 36-40.
2. Максутов Р.А., Орлов Г.И., Осипов А.В. Технико-технологические комплексы для разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов // Нефтяное хозяйство, 2007. № 2. С. 34-37.
3. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Физико-химические свойства нефтей: статистический анализ пространственных и временных изменений. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2004. 109 с.
4. Полищук Ю.М., Ященко И.Г., Козин Е.С., Ан В.В. База данных по составу и физико-химическим свойствам нефти и газа (БД нефти и газа), зарегистрирована в Роспатенте, свидетельство № 2001620067 от 16.05.2001 г.
5. Антониади Д.Г., Валуйский АА., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство, 1999. № 1. С. 16-23.
6. Гаврилов В.П. Концепция продления «нефтяной эры» России // Геология нефти и газа,
2005. № 1. С. 53-59.
7. Запивалов Н.П. Геолого-технологические особенности освоения трудноизвлекаемых запа-сов//Нефтяное хозяйство, 2005. №6. С. 57-59.
8. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: аналитический обзор закономерностей пространственных и временных изменений их свойств // Нефтегазовое дело, 2006. Т. 4. № 1. С. 27-34.
9. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Статистический анализ вязкостных свойств нефти Евразии // Интервал, 2003. № 4. С. 9-12.
10. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Закономерности регионального размещения и изменения свойств высоковязких нефтей Западной Сибири в зависимости от их возраста и глубины залегания // Технологии ТЭК, 2006. № 1. С.10-13.
11. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Изучение связи свойств нефтей с геотермическими характеристиками нефтеносных территорий // Вестник СВНЦ ДВО РАН, 2005. № 3. С. 26-34.
12. 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.
13. Ященко И.Г. Анализ пространственных, временных и геотермических изменений высоковязких нефтей России // Известия ТПУ,
2006. Т. 309. № 1. С. 32-39.
14. Смыслов АА., Суриков С.Н., Вайнблат А.Б. Геотермическая карта России. Масштаб 1:10 000 000 (объяснительная записка). М.-СПб.: Изд-во Госкомвуз, СПбГГИ, Роском-недра, ВСЕГЕИ, 1996. 92 с.
