CC BY
184
Геология нефти и газа
УДК 550.361:553.982
ВЗАИМОСВЯЗЬ СВОЙСТВ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И УРОВНЯ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА НА ТЕРРИТОРИЯХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО, ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО И ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНОВ
И.Г. Ященко, Ю.М. Полищук
Институт химии нефти СО РАН, г. Томск E-mail: sric@ipc.tsc.ru
Проведен анализ изменений основных свойств тяжелых нефтей Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского нефтегазоносных бассейнов в зависимости от уровня теплового потока. Исследована зависимость между уровнем теплового потока и вязкостью нефтей. Показано, что с увеличением уровня теплового потока вязкость тяжелых нефтей уменьшаются. Изучены взаимосвязи химического состава нефтей с изменением уровня теплового потока. Установлено, что на исследуемых территориях с увеличением уровня теплового потока содержание серы, смол и асфальтенов в тяжелых нефтях уменьшается, а содержание парафинов остается практически неизменным. Установлено, что с увеличением уровня теплового потока в среднем возрастает глубина залегания тяжелых нефтей, относительное число их залежей в палеозойских отложениях сокращается, а в мезозойских - возрастает. Показано, что в зонах с высоким уровнем теплового потока тяжелые нефти находятся в пластах с повышенными пластовыми температурой и давлением.
Ключевые слова:
База данных, тяжелые нефти, тепловой поток, химический состав нефтей, физико-химические свойства нефтей, нефтегазоносный бассейн, литология продуктивных пластов, глубина залегания, возраст нефтевмещающих пород.
Введение
Согласно [1] мировые запасы тяжелых нефтей по различным оценкам составляют от 250 до 800 млрд т. В настоящее время объем добычи этих нефтей по данным [2] составляет около 12 % и их доля в мировой добыче постоянно возрастает. Поэтому в последние годы во всех нефтедобывающих странах наблюдается повышенный интерес нефтяных компаний к поиску и разработке месторождений тяжелой нефти. Как показывает анализ [2, 3], в России значительные запасы тяжелых нефтей сосредоточены в более чем 650 месторождениях, 86 % которых находится на территориях трех основных российских нефтегазоносных бассейнов (НГБ) - Волго-Ураль-ском, Западно-Сибирском и Тимано-Печорском.
Основной целью настоящей работы является изложение результатов анализа изменений физико-химических свойств тяжелых нефтей (ТН) в зависимости от уровня теплового потока (УТП), как одного из важнейших факторов нефтегазообразо-вания. Основу проведения исследований составила информация из созданной в Институте химии нефти СО РАН глобальной базы данных (БД) по физико-химическим свойствам нефти, включающей в настоящее время описания более 18200 образцов нефти [4, 5]. Некоторые результаты изучения пространственных изменений физико-химических свойств тяжелых нефтей изложены в ряде наших работ, например, [6-8]. Отдельные результаты изучения изменений физико-химических свойств в зависимости от уровня теплового потока опубликованы в наших работах [9-14].
Для удобства представления и интерпретации результатов анализа на исследуемой территории были выделены зоны с разным уровнем теплового потока, характеристики которых представлены в табл. 1. Карто-схема геозонирования территории Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-
Печорского нефтегазоносных бассейнов, приведенная в [13], показывает расположение 5 видов зон на исследуемой территории. Как видно из табл. 1, суммарные площади зон с самым высоким и с самым низким УТП (зоны 1 и 5) незначительны, составляя соответственно 2,27 и 3,61 % от общей площади территории трех рассматриваемых НГБ. А самую большую территорию занимают зоны со средним УТП (от 40 до 50 мВт/м2), суммарная доля которых составляет почти половину от всей территории рассматриваемых бассейнов.
Таблица 1. Характеристика зон с различным уровнем теплового потока
Номер зоны УТП зоны Диапазон изменения УТП, мВт/м2 Относительная суммарная площадь зон, %
1 Очень высокий более 60 2,27
2 Высокий от 50 до 60 20,08
3 Средний от 40 до 50 47,64
4 Низкий от 30 до 40 26,40
5 Очень низкий от 20 до 30 3,61
Анализ закономерностей пространственного размещения тяжелых нефтей в зависимости от уровня теплового потока
На рис. 1 в качестве примера приведена гистограмма распределения числа нефтей по указанным зонам с разным УТП в зависимости от плотности нефти. В анализе использована выборка из 5300 образцов нефтей, отобранных на территориях Вол-го-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Пе-чорского НГБ. На этом рисунке в каждой зоне штриховкой показано число образцов тяжелой (плотность более 0,88 г/см3) нефти. Во всех рассматриваемых зонах суммарное число тяжелых нефтей составляет 35,8 % от общего объема выборки.
Как видно из рис. 1, относительное количество тяжелых нефтей в различных зонах неодинаково и увеличивается с уменьшением уровня теплового потока.
Рис. 1. Распределение числа нефтей по зонам с различным УТП в зависимости от их плотности
Например, в зоне с очень высоким УТП (более 60 мВт/м2) количество ТН не превышает 4,5 % от общего количества нефтей в данной зоне, а количество ТН в 4-й и 5-й зонах составляет более 52 % от их общего количества в этих зонах. Таким образом, количество ТН в 4-й и 5-й зонах увеличилось почти на 2 порядка по сравнению с их количеством в 1-й зоне. Следовательно, можно заключить, что территории с пониженным УТП характеризуются увеличением количества ТН по сравнению с их количеством в зонах с высоким тепловым потоком.
Рассмотрим далее распределение месторождений с тяжелыми нефтями в зависимости от УТП на территориях Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского бассейнов. Общее число месторождений на территории трех бассейнов составляет 566, которые распределяются по зонам с разным УТП следующим образом: в 1-й зоне, которая располагается только на территории ЗападноСибирского НГБ, выделено всего 9 месторождений с ТН, самыми тяжелыми нефтями в этой зоне являются нефти Северного (Томская область) и Айтор-ского (Тюменская область) месторождений. В зоне с высоким УТП, которая аналогично 1-й зоне располагается только в Западной Сибири, количество таких месторождений увеличилось и составило 50 месторождений и самыми тяжелыми нефтями в этой зоне являются нефти Мегионского и Ван-Еганского (Ханты-Мансийский авт. округ) месторождений. В 3-й зоне, располагающейся на территориях уже двух бассейнов, а именно Волго-Уральского и Западно-Сибирского НГБ, выявлено 96 таких месторождений и самыми тяжелыми являются нефти Карпенского (Саратовская область), Бав-линского (Татарская Республика) и Айяунского (Тюменская область). А в зонах с низким и очень низким уровнем теплового потока (территории Волго-Уральского и Тимано-Печорского НГБ) количество месторождений с ТН увеличилось уже до 345 месторождений и самыми тяжелыми нефтями в этих зонах являются нефти Усинского и Ярегского
месторождений (Республика Коми) и Беркет-Клю-чевского (Татарская Республика).
Таким образом, на основании выше изложенного можно заключить, что в зонах с высоким и очень высоким УТП располагается 59 месторождений с ТН, что составляет около 12 % от общего количества месторождений с тяжелыми нефтями, в 3-й зоне со средним уровнем теплового потока доля таких месторождений составляет уже более 19 % от их общего количества, а в зонах с низким и очень низким УТП (4-я и 5-я зоны) - 69 % от общего количества месторождений с тяжелыми нефтями. Следовательно, относительное число месторождений с ТН увеличивается с уменьшением УТП.
Анализ изменений условий залегания тяжелых
нефтей в зависимости от уровня теплового потока
Рассмотрим влияние литологии нефтевмещаю-щих пород на взаимосвязь условий залегания тяжелых нефтей и уровня теплового потока. Литологи-ческие особенности коллекторов влияют на выбор методов увеличения нефтеотдачи, например, тер-ригенные коллектора обычно осваиваются с применением гидравлического разрыва пласта, а карбонатные - с применением кислотных технологий и потокоотклоняющих методов.
На рис. 2 представлено распределение количества тяжелых нефтей Волго-Уральского, ЗападноСибирского и Тимано-Печорского бассейнов по зонам с различным УТП в зависимости от литоло-гических особенностей строения продуктивных пластов. Заметим, что к карбонатным нами отнесены породы, соответствующие собственно карбонатам, аргиллитам, известнякам, доломитам, глинам и т. п. К терригенным породам, кроме собственно терригенов, относят алевролиты, песчаники и т. п.
Как видно из рис. 2, если в зонах с низким и очень низким УТП относительное количество ТН приблизительно одинаковое в карбонатных и тер-ригенных отложениях, то с ростом УТП число тяжелых нефтей в терригенных породах увеличивается, а в карбонатных - уменьшается. Так, в 1-й зоне с очень высоким УТП на территории Западной Сибири практически все ТН (около 100 %) содержатся в отложениях, представленных терригенными породами, при переходе ко 2-й зоне лишь около 80 % тяжелых нефтей связаны с терригенными коллекторами, а 20 % относятся к карбонатным коллекторам. Далее в 4-й и 5-й зонах 51 % от объема выборки образцов ТН в этих зонах относится к карбонатным породам, а 49 % нефтей - к терригенным.
Рассмотрим влияние уровня теплового потока на давление и температуру в пластах, где находятся тяжелые нефти. На рис. 3 представлены графики зависимости пластовых давления и температуры в пластах от уровня теплового потока. Как видно из рис. 3, с увеличением уровня теплового потока пластовое давление и пластовая температура также увеличиваются, а именно: пластовое давление уве-
представлена эмпирическая зависимость относительного количества ТН в зависимости от возраста нефтевмещающих пород и уровня теплового потока, где обозначено: Мг - мезозойские отложения, Рг - палеозойские отложения.
Как видно из рис. 5, относительное количество ТН в разных зонах с различным УТП существенно зависит от возраста нефтевмещающих пород и обнаруживается следующая закономерность: с уменьшением УТП относительное число тяжелых нефтей в мезозойских отложениях уменьшается, а в палеозойских - увеличивается. Так, мезозойские тяжелые нефти в 1-йзоне с очень высоким значением уровня теплового потока составляют примерно 3/4 от всех ТН в этой зоне, во 2-йзоне их количество несколько увеличилось до 85 %, а затем наблюдается стабильное уменьшение числа мезозойских ТН в 3-й и 4-й зонах до полного их отсутствия в 5-й зоне с очень низким УТП. И, наоборот, количество ТН в палеозойских отложениях в 1-йзоне составляет приблизительно четверть от их общего количества в этой зоне, а в 5-йзоне с очень низким УТП обнаруживаются только палеозойские ТН. Следовательно, тяжелые нефти мезозойских отложений преобладают в зонах с повышенным УТП, а палеозойские тяжелые нефти - в зонах с низким и очень низким УТП.
Анализ изменения физико-химических
характеристик тяжелых нефтей в зависимости
от уровня теплового потока
Рассмотрим взаимосвязь изменений плотности и вязкости тяжелых нефтей и уровня теплового потока. В табл. 2 представлены данные о средних значениях плотности и вязкости тяжелых нефтей в зонах с различным УТП и доверительные интервалы, рассчитанные для вероятности 0,95. Как видно из табл. 2, с увеличением уровня теплового потока плотность ТН незначительно уменьшается. Так, при переходе от 5-й к 1-йзоне УТП плотность нефтей снижается не более, чем на 4 %. Вязкость тяжелых нефтей рассматриваемых бассейнов с увеличением уровня теплового потока монотонно уменьшается, причем это уменьшение весьма значительно и составляет более чем 500 раз при переходе от 5-й к 1-йзоне УТП.
Проведем анализ взаимосвязи показателей химического состава тяжелых нефтей и уровня теплового потока. Данные об изменении содержания серы, парафинов, смол и асфальтенов в ТН рассматриваемых бассейнов в зависимости от уровня теплового потока представлены в табл. 3, из которой видно, что содержание серы, смол и асфальтенов в тяжелых нефтях на рассматриваемой территории проявляют тенденцию к уменьшению (в 2...4 раза при переходе от 5-й к 1-йзоне УТП) с увеличением уровня теплового потока. При этом не обнаружено явной закономерности в изменении содержания парафинов при изменении уровня теплового потока.
Таблица 2. Изменение плотности и вязкости тяжелых нефтей в зависимости от уровня теплового потока
Плотность, г/см3 Вязкость, мм2/с
Зоны УТП Среднее Довер. ин- Среднее Довер. ин-
значение тервал значение тервал
1 0,904 0,001 15,32 13,76
2 0,894 0,002 59,73 12,53
3 0,900 0,002 89,39 20,44
4 0,915 0,002 143,63 92,65
5 0,940 0,270 7981,23 163,87
Таблица 3. Изменение содержания серы, смол, асфальтенов и парафинов тяжелых нефтей в зависимости от уровня теплового потока
Зоны УТП Содержание серы, мас. % Содержание смол, мас. % Содержание асфальтенов, мас. % Содержание парафинов, мас. %
Среднее значение Довер. интервал Среднее значение Довер. интервал Среднее значение Довер. интервал Среднее значение Довер. интервал
1 0,75 0,37 12,04 6,20 2,00 1,00 2,75 -
2 1,15 0,11 10,01 0,77 3,22 0,46 3,77 0,52
3 2,01 0,12 14,80 1,01 3,48 0,36 3,48 0,30
4 2,87 0,07 19,75 0,60 5,72 0,26 3,65 0,11
5 1,38 0,27 22,24 4,43 8,37 4,31 2,34 -
Заключение
На основе проведенного анализа данных о тяжелых нефтях на территории основных нефтедобывающих бассейнов России - Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского установлено, что в зонах с уменьшенным уровнем теплового потока количество месторождений с тяжелыми нефтями увеличивается. На примере месторождений рассматриваемых бассейнов установлена взаимосвязь между вязкостью нефтей и уровнем теплового потока. Так, в зонах с высоким уровнем теплового потока нефти оказываются менее вязкими. Изучены взаимосвязи химического состава нефтей и уровня теплового потока. Установлено, что на исследуемых территориях с увеличением уровня теплового потока содержание серы, смол и асфальтенов в тяжелых нефтях уменьшается, а содержание парафинов остается практически неизменным. Показано, что в зонах с высоким уровнем теплового потока тяжелые нефти находятся в пластах с повышенными пластовыми температурой и давлением. Установлено, что в зонах повышенного уровня теплового потока в среднем возрастает глубина залегания тяжелых нефтей. Относительное число залежей тяжелых нефтей в палеозойских отложениях с увеличением уровня теплового потока сокращается, а в мезозойских - возрастает.
Выявленные закономерности могут быть использованы для оценки качественных показателей тяжелых нефтей во вновь открываемых месторождениях на основе данных об уровне теплового потока на нефтегазоносной территории.
Геология нефти и газа
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лорохин В.П., Палий А.О. Состояние и перспективы добычи тяжелых и битуминозных нефтей в мире // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 5. - С. 47-50.
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. Максутов Р.А., Орлов Г.И., Осипов А.В. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК. - № 6. - 2005.
- С. 36-40.
4. 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.
5. Пат. 2001620067 РФ. База данных по составу и физико-химическим свойствам нефти и газа (БД нефти и газа) / Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко, Е.С. Козин, В.В. Ан; заявитель и патентообладатель Институт химии нефти СО РАН. - № 2000620096; Заявл. 23.10.2000; Опубл. 16.05.2001. - 1 с.
6. Полищук Ю.М., Ященко И.Г Тяжелые нефти: закономерности пространственного размещения // Нефтяное хозяйство. -
2007. - № 2. - С. 110-113.
7. Polishtchouk Y.M., Yashchenko I.G. Heavy oils of Russia // Progress in Oilfield Chemistry. - V. 7. - Smart Fields, Smart Wells and Smart Technologies. Ed. by Istvan Lakatos. - 2007. - P. 205-212.
8. Ященко И.Г., Полищук Ю.М. Трудноизвлекаемые нефти Вол-го-Уральской нефтегазоносной провинции // Георесурсы. -
2008. - № 1. - С. 16-20.
9. 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.
10. Ященко И.Г. Анализ пространственных, временных и геотермических изменений высоковязких нефтей России // Известия Томского политехнического университета. - 2006. -Т. 309. - № 1. - С. 32-39.
11. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Изучение связи свойств нефтей с геотермическими характеристиками нефтеносных территорий // Вестник Северо-Восточного научного центра ДВО РАН.
- 2005. - № 3. - С. 26-34.
12. 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.
13. Ященко И.Г. Взаимосвязь свойств вязких нефтей и уровня теплового потока на территориях Волго-Уральского, ЗападноСибирского и Тимано-Печорского бассейнов // Известия Томского политехнического университета. - 2007. - Т. 311. - № 1.
- С. 73-76.
14. Ященко И.Г., Полищук Ю.М. Анализ взаимосвязи физико-химических свойств тяжелых нефтей и уровня теплового потока на территориях Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Ти-мано-Печорского бассейнов [Электронный ресурс, 271 Кб] // Нефтегазовое дело. - 2007. - http://www.og-bus.ru/authors/Yashchenko/Yashchenko_1.pdf.
15. Антониади Д.Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 1.
- С. 16-23.
16. Гаврилов В.П. Концепция продления «нефтяной эры» России // Геология нефти и газа. - 2005. - № 1. - С. 53-59.
17. Запивалов Н.П. Геолого-технологические особенности освоения трудноизвлекаемых запасов // Нефтяное хозяйство. -2005. - № 6. - С. 57-59.
18. Смыслов А.А., Суриков С.Н., Вайнблат А.Б. Геотермическая карта России. Масштаб 1:10 000 000 (объяснительная записка).
- М. - СПб.: Изд-во Госкомвуз, СПбГГИ, Роскомнедра, ВСЕ-ГЕИ, 1996. - 92 с.
19. Хуторской М.Д., Подгорных Л.В., Леонов Ю.Г. и др. Термотомография: новый метод изучения геотермического поля // Георесурсы. - 2005. - № 2. - С. 19-29.
20. Фомин А.Н., Красавчиков В.О., Истомин А.В. и др. Факторы катагенеза органического вещества в мезозойских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна // Xinjiang Petroleum Geology. - 2006. - V. 27. - № 2. - P. 251-259.
21. Свинцицкий С.Б. Природа зон АВПД в глубокопогруженных отложениях нефтегазоносных бассейнов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. -№ 4. - С. 58-64.
22. Тевелева Е.А., Поляк Б.Г., Хуторской М.Д. Анализ связи плотности кондуктивного теплового потока и изотопного состава гелия в подземных флюидах [Электронный ресурс, 1190 Кб] // Вестник Отделения наук о Земле РАН. - Т. 23. - № 1. - 2005. -http: //www.scgis.ru/russian/cp1251/h_dgggms/1-2005/screp-5.pdf.
Поступила 26.06.2008 г.
