|
© И.Г. Ященко, Ю.М. Полишук, А.П. Рихванов, 2003 |
АНАЛИЗ ВЗАИМОСВЯЗИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ С УРОВНЕМ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА (на примере Западной Сибири)
И.Г. Ященко, Ю.М. Полищук (Институт химии нефти СО РАН), Л.П. Рихванов (Томский политехнический университет)
Тепловой поток - один из главных энергетических источников геологических процессов на Земле, характер распределения которого в литосфере определяется различными факторами, в частности литологическими, тектоническими, физико-географическими и др. [2-4]. Высокие уровни теплового потока наблюдаются в зонах активного вулканизма и растяжения, областях фильтрации глубинных флюидов, местах утолщения коры и др.
Наиболее изучены по уровню теплового потока осадочные бассейны континентов, где интенсивное поисково-разведочное бурение на нефть и газ сопровождается проведением геотермических исследований [3]. Однако, насколько нам известно, исследований взаимосвязи физико-химических свойств нефтей с уровнем теплового потока до сих пор не проводилось. Недостаточность этих знаний, необходимых для уточнения геологических прогнозов, обусловливает актуальность проведения указанных исследований, что и явилось основной целью настоящей работы. Указанные исследования были проведены с использованием информации из мировой базы данных по физико-химическим свойствам нефтей, созданной в Томском институте химии нефти СО РАН (Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М. и др., 2000).
Общая характеристика информации о физико-химических свойствах нефтей Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна
Западная Сибирь является главным нефтедобывающим бассейном России, на ее долю приходится более половины российской нефти. Статистический анализ информации из базы данных с использованием массива из 2000 образцов нефти 344 месторождений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) выявил закономерности распределения месторождений бассейна в зависимости от физических характеристик и показателей химического состава нефтей. Для этого результаты геозонирования нефтегазоносной территории по плотности и вязкости нефтей (при 20 °С) и содержанию в них серы, парафинов, смол и асфальтенов отображались средствами геоинформационной системы на карте Западно-Сибирского НГБ. При этом использовались данные об указанных показателях, усредненных по всем изученным скважинам месторождения. Общая характеристика информации о физико-химических свойствах нефтей Западно-Сибирского НГБ представлена в табл. 1.
Для проведения геоинформационной обработки данных использовалась классификация нефтей по их физико-химическим характеристикам, предложенная и обоснованная в работах (Полищук Ю.М., Ященко И.Г., 2001; [1]).
Краткий анализ регионального теплового потока Западно-Сибирской плиты
Поверхностная плотность теплового потока Западно-Сибирской плиты, определяемой в [5] как эпипалеозойская платформа, гораздо значительнее таковой соседней древней Сибирской платформы и составляет в среднем 54 мВт/м2 [5]. В распределении теплового потока отмечаются некоторые особенности. В северной части плиты (севернее 56° с.ш.), что соответствует расположению Западно-Сибирского НГБ, зафиксирован высокий тепловой поток (рис. 1). Плотность теплового потока на территории Западно-Сибирского НГБ повышается с востока на запад, достигая в нижнем течении Оби в районе Нюрольской мегавпадины и Усть-Тымской впадины более 60 мВт/м2. Также высокий тепловой поток определен в Ханты-Мансийской мегавпадине и Березовской моноклинали. Высокая плотность теплового потока (> 60 мВт/м2) зафиксирована в западной части п-ова Ямал и вдоль Колтогорско-Уренгойского мегапрогиба (> 50 мВт/м2).
Низкая плотность теплового потока (30-40 мВт/м2) отмечается на юге Западно-Сибирского НГБ (см. рис. 1), к западу область низкого теплового потока расширяется, захватывая весь юго-запад Западно-Сибирской плиты, сопредельные с ней районы Северного Казахстана и Южного Урала.
Для удобства представления и интерпретации результатов исследований была использована следующая градация областей с разным уровнем теплового потока:
1.я зона - зона высокого уровня теплового потока - плотность > 60 мВт/м2;
2.я зона - зона среднего уровня теплового потока - плотность от 50 до 60 мВт/м2;
3.я зона - зона низкого уровня теплового потока - плотность < 50 мВт/м2.
Причина такого распределения теплового потока трактуется исследователями по-разному [5]: или вынос тепла по разломам, ограничивающим мезозойские грабен-рифты, или приповерхностный разогрев ("парниковый эффект") вследствие низкой теплопроводности осадочных пород чехла, или влияние изменений климата в эпоху оледенений в Сибири, или изменение генерации радиогенного тепла, или формирование и деструкция залежей УВ.
Как видно из рис. 1, наблюдается некоторая пространственная совмещенность областей с высоким уровнем теплового потока и площадей размещения месторождений нефти и газа. Так, в 1-й зоне с высоким уровнем теплового потока, на которую приходится всего 0,2 % общей площади Западно-Сибирского НГБ, сконцентрировано 17,4 % общего числа месторождений (концентрация - 0,02 месторождения на 1 км2), 2-я зона занимает 44,1 % общей площади бассейна и в этой области находится около 60 % месторождений (концентрация - 0,0003 месторождения на 1 км2). По занимаемой площади 3-я зона с низким тепловым потоком самая обширная - 55,7 %, а расположено на ее территории всего 23 % общего числа месторождений бассейна (концентрация - 0,0001 месторождения на 1 км2).
Рассмотрим более подробно зависимость вязкости и плотности нефти от уровня теплового потока на территории Западной Сибири.
Зависимость физических свойств нефтей Западно-Сибирского НГБ от уровня теплового потока
Распределение месторождений Западно-Сибирского НГБ по плотности нефти в зависимости от уровня теплового потока представлено на рис. 2, из которого видно, что в группу легких нефтей (плотность < 0,84 г/см3) попало 141 месторождение, средних (0,84-0,88 г/см3) - 124 месторождения и тяжелых (> 0,88 г/см3) - 32 месторождения. В 1-й зоне с высоким уровнем теплового потока находятся 31 месторождение с легкой нефтью (в частности, Деминское, Мирное, Обское, Останинское, Салымское, Северо-Вахское, Северо-Васюганское, Филипповское, Харасавейское и т.д.) и 17 месторождений с нефтью средней плотности (Крапивинское, Нововасюганское, Таежное, Вахское и др.). Во 2-й зоне сконцентрировано 82 месторождения с легкой нефтью, 86 - с нефтью средней плотности и 15 - с тяжелой нефтью. И в 3-й зоне находятся 24 месторождения с легкой нефтью, 21 - с нефтью средней плотности и 17 - с тяжелыми нефтями. Как видно из рис. 3, доля месторождений с легкой нефтью от общего числа месторождений, попавших в ту или иную зону с разным уровнем теплового потока, уменьшается от 65 до 40 % в зависимости от уменьшения теплового потока, а доля месторождений с тяжелой нефтью увеличивается с 8 % во 2-й зоне (плотность теплового потока от 50 до 60 мВт/м2) до 27 % в 3-й зоне с плотностью теплового потока 40-50 мВт/м2. Из вышесказанного можно заключить, что выявлена следующая закономерность - чем выше уровень теплового потока, тем легче нефть.
На рис. 4 представлено распределение месторождений Западно-Сибирского НГБ по вязкости нефтей в зависимости от уровня теплового потока. Согласно классификации нефтей по вязкости (маловязкие нефти - вязкость не более 20 мм2/с, средневязкие - 20-50 мм2/с и высоковязкие - > 50 мм2/с) на территории Западной Сибири абсолютное большинство составляют месторождения с маловязкими нефтями (при температуре 20 °С таких месторождений около 80%): 138 месторождений с маловязкими нефтями, 26 - с вязкими нефтями и 8 - с высоковязкими нефтями.
В 1-й зоне с высоким уровнем теплового потока находятся 25 месторождений с маловязкой нефтью и 2 месторождения с вязкой нефтью, во 2-й зоне со средним уровнем теплового потока - 99 месторождений с маловязкой нефтью, 18 - с вязкой нефтью и 3 - с высоковязкой нефтью. И наконец, в 3-й зоне с низким уровнем теплового потока находятся 14 месторождений с маловязкой нефтью, 6 - с вязкой нефтью и 5 - с высоковязкой нефтью. Доли каждого класса нефтей по вязкости в зависимости от уровня теплового потока представлены на рис. 5, из которого видно, что с уменьшением уровня теплового потока доля месторождений с маловязкими нефтями уменьшается (с 93 до 52 %), а с вязкой и высоковязкой нефтью соответственно увеличивается. Таким образом, на основании вышеизложенного можно заключить, что в среднем с повышением уровня теплового потока вязкость нефтей уменьшается.
В табл. 2 представлены статистические данные по плотности и вязкости нефтей для каждой зоны теплового потока. Как видно из табл. 2, средние значения плотности и вязкости на территории Западно-Сибирского НГБ уменьшаются с уменьшением уровня теплового потока.
Зависимость химического состава нефтей от уровня теплового потока
Рассмотрим зависимость содержания в нефтях серы, парафинов, смол и асфальтенов от уровня теплового потока. Распределение месторождений по среднему содержанию серы следующее: в группу с малосернистой нефтью (< 0,5 %) попало 169 месторождений, со среднесернистой (0,5-1,0 %) - 72, с сернистой (1-3 %) - 43, а месторождений в среднем с высокосернистой нефтью (> 3 %) на территории Западно-Сибирского НГБ нет. На рис. 6 представлено распределение месторождений Западно-Сибирского НГБ по содержанию серы в нефтях в зависимости от уровня теплового потока. В 1-й зоне с высоким уровнем теплового потока находятся 40 месторождений в среднем с малосернистыми нефтями и 5 - со среднесернистыми, во 2-й зоне - 101 месторождение с малосернистой нефтью, 50 - со среднесернистой и 21 - с сернистой. И в 3-й зоне находятся 25 месторождений с малосернистой нефтью, 12 - со среднесернистой и 22 - с сернистой. Как видно из рис. 7, доля месторождений с малосернистой нефтью от общего числа месторождений уменьшается от 84 до 43 % с уменьшением теплового потока, а доля месторождений с сернистой нефтью увеличивается с 12 % во 2-й зоне до 36 % в 3-й зоне. Из вышесказанного можно заключить, что с повышением уровня теплового потока в среднем содержание серы уменьшается.
Аналогичные закономерности выявлены между содержанием в нефтях смол и асфальтенов и уровнем теплового потока. Так, на рис. 8 представлены доли каждого класса нефтей по среднему содержанию смол в зависимости от уровня теплового потока. Доля месторождений в среднем с малосмолистыми нефтями уменьшается от 92 % в 1-й зоне до 47 % в 3-й зоне, а доли месторождений со смолистой и высокосмолистой нефтью соответственно увеличиваются с уменьшением уровня теплового потока - от 8 до 37 и от 3 до 16 % соответственно.
На рис. 9 представлены диаграммы распределения месторождений Западно-Сибирского НГБ по содержанию асфальтенов в нефтях в зависимости от уровня теплового потока. Как и в случае распределения нефтей по содержанию серы и смол в зависимости от уровня теплового потока, тенденция сохраняется - доля месторождений в среднем с малоасфальтеновыми нефтями уменьшается с уменьшением уровня теплового потока: от 92 % в 1-й зоне до 80 % в 3-й зоне. Следовательно, из вышеизложенного можно сделать вывод, что с повышением уровня теплового потока в среднем в нефтях содержание серы, смол и асфальтенов сокращается.
Анализ взаимосвязи между содержанием парафинов в нефтях и уровнем теплового потока показал противоположную тенденцию. Как видно из рис. 10, доля месторождений в среднем с малопарафинистыми нефтями увеличивается с уменьшением уровня теплового потока - от 57 % в 1-й зоне до 90 % в 3-й зоне, а доля месторождений в среднем с высокопарафинистыми нефтями, наоборот, уменьшается с понижением уровня теплового потока - от 8 до 5 %. Таким образом, можно заключить, что чем выше уровень теплового потока, тем выше и содержание парафинов в нефтях этой территории.
В табл. 3 представлены статистические данные по рассматриваемым в работе показателям химического состава нефтей для каждой зоны теплового потока. Как видно из табл. 3, средние значения содержания в нефтях серы, смол и асфальтенов возрастают с уменьшением уровня теплового потока на территории Западно-Сибирского НГБ, а среднее содержание парафинов в нефтях, наоборот, понижается с уменьшением уровня теплового потока.
Заключение
В пределах Западно-Сибирского НГБ уровень теплового потока выше такового восточных, южных и западных частей Западно-Сибирской плиты. Пространственная совмещенность размещения месторождений нефти и газа и участков земной коры с высоким уровнем теплового потока может свидетельствовать о том, что процессы нефтегазообразования обеспечиваются не только традиционными факторами катагенеза, но и энергетическими ресурсами теплового потока.
На примере месторождений Западно-Сибирского НГБ установлена статистически значимая достоверная взаимосвязь между физико-химическими и химическими свойствами нефтей и интенсивностью теплового потока. В зонах с высоким уровнем теплового потока нефти являются более легкими, менее вязкими и характеризуются меньшим содержанием серы, смол и асфальтенов. Для парафинов отмечается противоположная закономерность - чем выше уровень теплового потока, тем больше их содержание.
Выявленные закономерности могут быть использованы для целей прогнозирования качества нефтей во вновь выявляемых месторождениях.
Литература
1. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1975.
2. Добрецов Н.Л., Кирдяшкин А.Г., Кирдяшкин А.А. Глубинная геодинамика. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал ТЕО", 2001.
3. Словарь по геологии нефти и газа /Под. ред. К.А. Черникова. - Л.: Недра, 1988.
4. Смыслов А.А., Моисеенко У.И., Чадович Т.З. Тепловой режим и радиоактивность Земли. - Л.: Недра, 1979.
5. Подгорных Л.В., Хуторской М.Д. Карта планетарного теплового потока масштаба 1:30 000000 (объяснительная записка). - М.-С.-Пб.: Изд-во ВНИИокеангеологии, 1997.
A statistical analysis of relationships between the heat flux level and density, viscosity and the contents of sulfur, paraffins, resins and asphaltenes in samples of crude oil of West Siberia oil and gas basin has been carried out. The results of correlation study between the heat flux level and crude oils distributions with varying density and viscosity and various contents of sulfur, paraffins, resins and asphaltenes on the territory of West Siberian oil and gas basin have been represented. Analysis of changes in indices of physical properties and chemical composition of crude oils demonstrates some regularities. It was shown that within the zones with high heat flux the oils are lighter, less viscous and are characterized by smaller contents of sulfur, resins and asphaltenes. A contrary trend was noted for paraffins: the higher is a heat flux level, the higher is their content.
Таблица 1 Общая характеристика информации о физико-химических свойствах нефтей
|
Показатели |
Объем выборки |
Среднее значение |
Интервал изменений |
|
Вязкость, мм2/с |
678 |
15,35 |
0,59-202,77 |
|
Плотность, г/см3 |
1561 |
0,83 |
0,54-0,97 |
|
Содержание, %: |
|
|
|
|
серы |
1446 |
0,57 |
0-3,41 |
|
парафинов |
1377 |
4,25 |
0-50,70 |
|
смол |
1321 |
5,87 |
0-26,90 |
|
асфальтенов |
1306 |
1,23 |
0-13,03 |
Таблица 2 Статистические данные физических характеристик нефтей в разных зонах теплового потока
|
Зона теплового потока |
Плотность, г/см3 |
Вязкость, мм2/с |
||||
|
Число месторождений |
Среднее значение |
Доверительный интервал |
Число месторождений |
Среднее значение |
Доверительный интервал |
|
|
1-я |
47 |
0,82 |
0,02 |
26 |
7,74 |
2,31 |
|
2-я |
183 |
0,84 |
0,006 |
116 |
15,62 |
4,08 |
|
3-я |
62 |
0,86 |
0,02 |
30 |
18,56 |
5,78 |
Таблица 3 Статистические данные химического состава нефтей в зависимости от уровня теплового потока
|
Зона теплового потока |
Содержание серы,% |
Содержание смол,% |
Содержание асфальтенов, % |
Содержание парафинов, % |
||||||||
|
Число месторождений |
Среднее значение |
Доверительный интервал |
Число месторождений |
Среднее значение |
Доверительный интервал |
Число месторождений |
Среднее значение |
Доверительный интервал |
Число месторождений |
Среднее значение |
Доверительный интервал |
|
|
1-я |
45 |
0,32 |
0,06 |
38 |
5,38 |
0,75 |
37 |
1,33 |
0,36 |
41 |
5,11 |
1,06 |
|
2-я |
172 |
0,54 |
0,06 |
163 |
6,21 |
0,95 |
153 |
1,43 |
0,27 |
170 |
5,10 |
0,77 |
|
3-я |
59 |
0,74 |
0,15 |
50 |
8,27 |
1,43 |
44 |
2,05 |
0,47 |
63 |
4,40 |
1,17 |
Рис. 1. КАРТА ГЕОЗОНИРОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НГБ ПО УРОВНЮ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Плотность теплового потока, мВт/м2: 1 - < 50 (3-я зона), 2- 50-60 (2-я зона), 3- > 60 (1-я зона); 4 - месторождения нефти и газа
Рис. 2. КАРТА РАЙОНИРОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НГБ ПО ПЛОТНОСТИ НЕФТЕЙ И УРОВНЮ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Месторождения с разной средней плотностью нефтей, г/см3: 1 - < 0,84; 2 - 0,84-0,88; 3 - > 0,88; 4 - нет данных. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО ПЛОТНОСТИ НЕФТЕЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЯХ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Месторождения с разной средней плотностью нефтей, г/см3: 1 - < 0,84; 2 - 0,84-0,88; 3-> 0,88
Рис. 4. КАРТА РАЙОНИРОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ ПО ВЯЗКОСТИ НЕФТЕЙ И УРОВНЮ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Месторождения с разной средней вязкостью, мм /с: 1 - < 20; 2-20-50; 3-> 50; 4 - нет данных. Остальные усл. обозначения см. на рис.1
Рис. 5. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО ВЯЗКОСТИ НЕФТЕЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЯХ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Месторождения с разной средней вязкостью нефтей, мм2/с: 1 - < 20; 2- 20-50; 3-> 50
Рис. 6. КАРТА РАЙОНИРОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ ПО СОДЕРЖАНИЮ СЕРЫ В НЕФТЯХ И УРОВНЮ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Месторождения с разным средним содержанием серы, %; 1 - < 0,5; 2- 0,5-1,0; 3- > 1; 4 - нет данных. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Рис. 7. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО СОДЕРЖАНИЮ СЕРЫ В НЕФТЯХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЯХ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Месторождения с разным средним содержанием серы, %: 1 - < 0,5; 2- 0,5-1,0; 3-> 1
Рис. 8. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО СОДЕРЖАНИЮ СМОЛ В НЕФТЯХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЯХ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Месторождения с разным средним содержанием смол, %: 1 - < 8; 2-8-13; 3->13
Рис. 9. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО СОДЕРЖАНИЮ АСФАЛЬТЕНОВ В НЕФТЯХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЯХ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Месторождения с разным средним содержанием асфальтенов, %: 1 - < 3; 2- 3-10; 3 -> 10
Рис. 10. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО СОДЕРЖАНИЮ ПАРАФИНОВ В НЕФТЯХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЯХ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Месторождения с разным средним содержанием парафинов, %: 1 - < 5; 2- 5-10; 3-> 10