CC BY
46
УДК 550.361:553.982
ВЗАИМОСВЯЗЬ СВОЙСТВ ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И УРОВНЯ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА НА ТЕРРИТОРИЯХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО, ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО И ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНОВ
И.Г. Ященко
Институт химии нефти СО РАН, г. Томск E-mail: sric@ipc.tsc.ru
Исследованы изменения основных свойств вязких нефтей Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского нефтегазоносных бассейнов в зависимости от уровня теплового потока. Проведен анализ пространственного распределения теплового потока по уровню на территории бассейнов. Установлена зависимость между уровнем теплового потока и вязкостью нефтей. Показано, что с увеличением уровня теплового потока вязкость нефтей уменьшается. Изучены взаимосвязи между различным содержанием серы, парафина, смол и асфальтенов в нефтях и уровнем теплового потока. Показано, что с повышением уровня теплового потока в вязких нефтях уменьшается содержание серы, смол и асфальтенов и увеличивается содержание парафинов.
Введение
Вследствие существенного истощения залежей нефтей малой и средней вязкости в мире остро встает проблема повышения объемов добычи нефти путем вовлечения в разработку запасов трудно-извлекаемых нефтей, в том числе и вязких нефтей, запасы которых специалистами оцениваются более 800 млрд т [1]. В России значительные запасы вязких нефтей (ВН) сосредоточены в более чем 400 месторождениях, которые в основном находятся на территории трех основных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) - Волго-Уральском, Западно-Си-бирском и Тимано-Печорском. Запасы ВН в этих НГБ составляют более 90 % от общероссийских запасов вязких нефтей (табл. 1).
Таблица 1. Распределение основных запасов ВН на территории Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Ти-мано-Печорского бассейнов [1, 2]
Регион Запасы ВН, Доля от суммарных за-
млрд. т пасов ВН 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
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 нефтегазо-образования. Поэтому изучение закономерностей размещения вязких нефтей в зависимости от уровня теплового потока представляет значительный интерес для разведки нефтяных залежей. Некоторые ре-
зультаты изучения пространственных изменений физико-химических свойств вязких нефтей изложены в ряде наших работ [3-5]. Отдельные результаты изучения изменений физико-химических свойств в зависимости от уровня теплового потока опубликованы в наших работах [6-9].
Основной целью настоящей работы является проведение сравнительного анализа изменений физико-химических свойств вязких нефтей Волго-Уральского (ВУНГБ), Западно-Сибирского (ЗСНГБ) и Тимано-Печорского (ТПНГБ) бассейнов 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 17300 образцов нефти [10, 11].
Общая характеристика данных и методы их анализа
Как известно из литературных источников [12-14], к вязким нефтям принято относить образцы нефтей с вязкостью 30 мПа-с или 35 мм2/с и выше. Здесь и далее рассматривается вязкость при 20 °С. Приведенные значения вязкости нефти соответствуют пределу, за которым начинаются осложнения при добыче, транспортировке и переработке нефти и рост ее себестоимости. Кратко охарактеризуем тепловой поток на территориях указанных бассейнов (рис. 1).
На большей части территории Тимано-Печор-ского НГБ (север, восток и юг бассейна) тепловой поток изменяется в пределах 30...40 мВт/м2, а в его западной части наблюдается низкий уровень теплового потока в пределах 20...30 мВт/м2. Как видно на рис. 1, в пределах Волго-Уральского бассейна УТП изменяется в более широких пределах - от 20 мВт/м2 в его северной части до 50 мВт/м2 на юге бассейна. Большая часть бассейна имеет УТП в пределах 30...40 мВт/м2.
Тепловой поток на территории Западно-Сибир-ского бассейна в среднем заметно отличается более высоким уровнем теплового потока по сравнению с рассмотренными выше бассейнами [15]. Области
Известия Томского политехнического университета. 2007. Т. 311. N21
Таблица 2. Изменение вязкости нефтей в зависимости от уровня теплового потока
Зоны УТП Волго-Уральский бассейн Западно-Сибирский бассейн Тимано-Печорский бассейн
Объем выборки Среднее знач. вязкости нефтей, мм2/с Доверит, интервал Объем выборки Среднее знач. вязкости нефтей, мм2/с Доверит, интервал Объем выборки Среднее знач. вязкости нефтей, мм2/с Доверит, интервал
1 - - - 100 11,20 6,08 - - -
2 - - - 530 14,71 1,84 - - -
3 109 85,30 4,43 217 50,14 19,27 - - -
4 803 101,14 2,29 - - - 158 1099,43 113,08
Б 2 154,60 - - - - 3 10590,10 1035,40
наиболее высокого уровня теплового потока (более 60 мВт/м2) наблюдаются в Нюрольской и Ханты-Мансийской мегавпадинах, в Усть-Тымской впадине и в Березовской моноклинали. Высокие значения УТП (более 50 мВт/м2) зафиксированы в западной части полуострова Ямал и вдоль Колтогорско-Уренгойского мегапрогиба. Более низкий уровень теплового потока (30...40 мВт/м2) отмечается на юге ЗСНГБ (рис. 1), к западу область низкого теплового потока расширяется, захватывая весь юго-запад За-падно-Сибирской плиты и сопредельные с ней районы Северного Казахстана и Южного Урала [15].
Для удобства представления и интерпретации результатов исследований были выделены следующие зоны с разным УТП:
1. очень высоким (более 60 мВт/м2),
2. высоким (от 50 до 60 мВт/м2),
3. средним (от 40 до 50 мВт/м2),
4. низким (от 30 до 40 мВт/м2),
5. очень низким (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 (1061 образец 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. Как видно из рис. 2, в 1-й и 2-й зонах с очень высоким и высоким УТП меньше всего находится ВН (50 образцов 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 увеличилось более чем в 16 раз по сравнению с их количеством в зонах с высоким и очень высоким УТП (рис. 2).
Рассмотрим далее распределение месторождений с вязкими нефтями на территориях Волго-Уральско-го, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского бассейнов. Общее число месторождений на территории трех бассейнов составляет 390, которые распределяются по бассейнам следующим образом: в ВУНГБ выделено 339 месторождений с ВН, в ЗСНГБ -34 месторождений, а в ТПНГБ выявлено 17 таких
месторождений. Можно показать, что с уменьшением УТП увеличивается и количество месторождений с вязкими нефтями. Так, на территории ЗСНГБ в 1-й зоне всего 2 месторождения - Толумское и Южно-Толумское имеют вязкие нефти, из них самыми вязкими являются нефти Южно-Толумского месторождения (Ханты-Мансийский автономный округ). Во
2-й зоне таких месторождений насчитывается уже 19 и самыми вязкими для этой зоны являются нефти Герасимовского 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 автономный округ).
На территории ВУНГБ аналогичная ситуация: в 3-й зоне всего выявлено 48 месторождений с ВН и самые вязкие нефти находятся в Максимовском (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 самыми вязкими являются нефти Ярегского месторождения (Коми), которое находится в 5-й зоне. Обобщая полученные данные, можно сказать, что в 1-й и 2-й зонах с высоким и очень высоким УТП всего установлено 21 месторождений 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, т. е. около 80 % от общего количества месторождений с вязкими нефтями.
Таблица 3. Изменение вязкости ВН в зависимости от уровня теплового потока
Зоны УТП Объем выборки Среднее значение вязкости ВН, мм2/с Доверит, интервал
1 2 37,65 0,10
2 49 69,97 9,78
3 173 108,30 20,62
4 837 302,27 21,46
5 3 10633,53 1026,91
В табл. 2 представлены данные об изменении вязкости нефтей в каждом бассейне, распределенные по соответствующим зонам с разным уровнем теплового потока. Как видно из табл. 2, средние значения вязкости на территории ВУНГБ, ЗСНГБ
границы нефтегазоносных бассейнов Области с разным уровнем теплового потока, мВт м"
Б 20-30 ¡ЩЩ| 30-40 |
5 О С' с * ., -I
! • • :: I" _ II
......
40 ?0
?0 60
Рис. 1. Геозонирование территорий Волю-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано-Печорского бассейнов по уровню теплового потока
и ТПНГБ увеличиваются с уменьшением уровня теплового потока. Доверительный интервал определялся для вероятности 95 %.
60 70 50 60 40 50 30 40
Уровень теплового потоки, мВт м"
Рис. 2. Изменение количества ВН в зависимости от УТП
В табл. 3 представлено общее изменения вязкости вязких нефтей в соответствующих зонах с различным УТП. Как видно из табл. 3, 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.
Анализ взаимосвязи химического состава 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 ВН исследована взаимосвязь изменений их химического состава от уровня теплового потока. Установлено, что с увеличением уровня теплового потока содержание серы, смол и асфальте-нов 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 4 раза, асфальтенов - в 5 раз, а содержание парафинов увеличивается почти в 2 раза. Подобная взаимосвязь изменения содержания серы, смол, асфальтенов и парафинов от уровня УТП выявлена и для волго-уральских ВН, а именно, содер-
Известия Томского политехнического университета. 2007. Т. 311. N2'
жание серы уменьшается на 3 %, смол - на 4 %, ас-фальтенов - на 5 %, а содержание парафинов увеличивается почти на 8 % с увеличением УТП. Для ти-мано-печорских ВН также характерны установленные закономерности - с увеличением УТП содержание серы уменьшается на 23 %, смол - в 2 раза, ас-фальтенов - на 5 %, а содержание парафинов увеличивается почти в 2 раза.
Таблица 4. Изменение содержания серы, смол, асфальтенов и парафинов в вязких нефтях в зависимости от уровня теплового потока, мае %
Зоны УТП Сера Смолы Асфальтены Парафины
Среднее значение Доверит, интервал Среднее значение Доверит, интервал Среднее значение Доверит, интервал Среднее значение Доверит, интервал
1 0,30 - 3,30 - 0,40 - 6,70 -
2 1,11 0,13 9,21 1,21 2,79 0,52 5,03 0,76
3 2,22 0,18 14,91 1,75 3,79 0,64 3,92 0,41
4 1,53 0,08 12,86 0,73 5,39 0,36 1,34 0,15
Б 1,90 - 17,00 - 16,00 - 5,50 -
В табл. 4 приведены данные общего изменения содержание серы, парафинов, смол и асфальтенов в зависимости от уровня теплового потока в зонах с различным УТП. Как видно из табл. 4, 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 6 раз, среднее содержание смол увеличивается от 1-й зоны к 5-й зоне более чем в 5 раз, аналогично среднее содержание асфальтенов увеличивается в 40 раз, а содержание парафинов уменьшается почти в 9 раз. Доверительный ин-
тервал определялся для вероятности 95 %, для зоны 1 и 5 доверительный интервал не определялся из-за малого объема выборки вязких нефтей в этих зонах.
Заключение
На основе проведенного анализа установлено, что в пределах основных нефтедобывающих бассейнов России - Волго-Уральского, Западно-Си-бирского и Тимано-Печорского - количество месторождений вязких нефтей на этой территории увеличивается с уменьшением уровня теплового потока. На примере месторождений рассматриваемых бассейнов установлена 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 вязких нефтей увеличиваются.
Установлены зависимости 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. Данные зависимости могут свидетельствовать о том, что процессы нефтегазообразования обеспечиваются не только традиционными факторами катагенеза, но и энергетическими ресурсами теплового потока Земли.
Выявленные закономерности могут быть использованы для оценки качественных показателей нефтей во вновь открываемых месторождениях на основе данных об уровне теплового потока.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Максутов P.A., Орлов Г.И., Осипов A.B. Освоение запасов высоковязких нефтей в России //Технологии ТЭК. - 2005. - № 6.
- С. 36-40.
2. Максутов РА., Орлов Г.И., Осипов A.B. 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. Высоковязкие нефти: аналитический обзор закономерностей пространственных и временных изменений их свойств // Нефтегазовое дело. - 2006. - Т. 4. -№ 1.-С. 27-34.
4. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Статистический анализ вязкостных свойств нефти Евразии // Интервал. - 2003. - № 4. - С. 9-12.
5. 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.
6. 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.
7. Ященко И.Г. Анализ пространственных, временных и геотермических изменений высоковязких нефтей России // Известия Томского политехнического университета. - 2006. -Т. 309.-№ 1.-С. 32-39.
8. 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.
9. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Анализ взаимосвязи химического состава и плотности нефтей с геотермическими характеристиками нефтеносных территорий // Известия Томского политехнического университета. - 2006. - Т. 309. - № 6. - С. 37-42.
10. 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.
11. 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.
12. Антониади Д.Г., Валуйский A.A., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 1.
- С. 16-23.
13. Гаврилов В.П. Концепция продления «нефтяной эры» России // Геология нефти и газа. - 2005. - № 1. - С. 53-59.
14. Запивалов Н.П. Геолого-технологические особенности освоения трудноизвлекаемых запасов // Нефтяное хозяйство. -2005. - № 6. - С. 57-59.
15. Смыслов A.A., 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.
Поступила 02.11.2006 г.
