АНАЛИЗ СТАТИСТИЧЕСКОЙ ЗАВИСИМОСТИ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА НЕФТЕЙ ОТ УРОВНЯ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА НА НЕФТЕНОСНЫХ ТЕРРИТОРИЯХ РОССИИ
Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко (Институт химии нефти СО РАН)
Для оценки перспектив нефтегазоносности территорий интерес представляет исследование пространственных изменений свойств нефтей в зависимости от уровня теплового потока. Приведенные в работе И.Г. Ященко, Ю.М. Полищука, Л.П. Рихванова (2003) результаты исследования взаимосвязи физико-химических свойств нефтей с уровнем теплового потока на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна показали, что с повышением уровня теплового потока содержание серы, смол и асфальтенов в нефтях снижается, а парафинов увеличивается. Представляет интерес выяснить, сохраняются ли эти закономерности на обширных нефтеносных территориях, включающих большое число нефтеносных бассейнов, различающихся по геолого-геохимическим характеристикам. Целью настоящей работы явилось проведение таких исследований на территории России, для чего авторы на основе ряда работ (Смыслов А.А., Моисеенко У.И., Чадович Т.З., 1979; Добрецов Н.Л., Кирдяшкин А.Г., Кирдяшкин А.А., 2001; Дучков А.Д., Соколова Л.С., Балобаев В.Т., 1997; Дучков А.Д., Лысак С.В., Балобаев В.Т. и др., 1987; Макаренко Ф.А., Сергиенко С.И., 1974; [1-4]) собрали достаточный по объему картографический материал по распределению тепловых потоков.
Исследования в настоящей работе были проведены с использованием информации из глобальной базы данных (БД) по физико-химическим свойствам нефтей (Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г., 2000; Полищук Ю.М., Ященко И.Г., 2004), созданной в Томском институте химии нефти СО РАН. Комплексный анализ данных о тепловых потоках и физико-химических характеристиках нефтей на территории России был проведен с применением геостатистического подхода к анализу данных, основанного на сочетании методов пространственного и статистического анализов многомерных данных с использованием геоинформационных систем, методические вопросы применения которого в задачах нефтяной геохимии рассмотрены в работе Ю.М. Полищука, И.Г. Ященко (2004).
Анализ закономерностей пространственного распределения теплового потока на территории России
На карте-схеме геотермического районирования территории России с наложенными границами нефтегазоносных бассейнов видно, что в восточной части рассматриваемой территории преобладают зоны высокого и среднего уровня тепловых потоков (рис. 1). Области с низким уровнем теплового потока размещаются в европейской части страны и Центральной Сибири. Западная Сибирь и большая часть Восточной Сибири и российского Дальнего Востока относятся к территориям со средним уровнем теплового потока.
Заметим, что наиболее крупные (по площади) зоны высокоуровневого теплового потока располагаются в районах Охотского и Лено-Вилюйского нефтегазоносных бассейнов. На территориях Северо-Кавказского, Западно-Сибирского и Енисейско-Анабарского бассейнов находятся преимущественно зоны со средним уровнем теплового потока, а для Волго-Уральского, Тимано-Печорского и Лено-Тунгусского бассейнов отмечаются низкие значения тепловых потоков.
Более детальное описание геотермических условий на территории всех указанных нефтеносных бассейнов России приведено в таблице. Эти данные для каждого бассейна получены на основе анализа информации [3, 4]. Бассейны упорядочены по уровню теплового потока. Так, наиболее высоким средним значением уровня теплового потока характеризуется Охотский бассейн, значительную часть которого занимают зоны высокоуровневых тепловых потоков (см. рис. 1). Лено-Тунгусский бассейн характеризуется средним значением уровня потока, который располагается в основном в зоне с низким уровнем теплового потока.
Анализ изменений химического состава нефтей в зависимости от уровня теплового потока
Сравнительный анализ данных показывает, что средние значения показателей состава нефтей обнаруживают зависимость от уровня теплового потока. Так, средние значения содержания серы в нефтях Охотского и Лено-Вилюйского бассейнов (0,31 и 0,12 соответственно), располагающихся на территории с большим уровнем теплового потока, меньше, чем для нефтей Лено-Тунгусского, Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов (0,36, 0,77 и 1,96 соответственно) с низким уровнем теплового потока (см. таблицу). Аналогичный вывод можно сделать и для содержания смол и асфальтенов. Следовательно, содержание серы, смол и асфальтенов в нефтях в среднем снижается по мере перемещения на нефтеносные территории с повышенным уровнем теплового потока. Сравнение среднего содержания в нефтях парафинов для бассейнов на территориях с низким и высоким уровнем теплового потока показывает, что в этом случае проявляется противоположная тенденция, а именно: с ростом уровня теплового потока растет в среднем и содержание парафина в нефти (см. таблицу).
Установленные закономерности наглядно отображены на графиках изменения средних значений показателей химического состава нефтей в зависимости от уровня теплового потока, построенных на основании данных таблицы (рис. 2-5).
Линейные тренды изменения показателей состава нефтей получены путем аппроксимации эмпирических зависимостей уравнениями прямой линии (см. рис. 2-5). Аппроксимация проведена средствами программного пакета Excel.
Линии трендов изменения содержания серы, смол и асфальтенов в нефтях подтверждают, что с ростом уровня теплового потока средние значения этих показателей состава нефтей уменьшаются, а для парафинов, наоборот, наблюдается рост их содержания в нефти (см. рис. 5).
Выводы
На основании анализа зависимости химического состава нефтей от уровня теплового потока на нефтеносных территориях России с использованием геостатистического подхода (Полищук Ю.М., Ященко И.Г., 2004), основанного на сочетании методов статистического и пространственного анализов данных с использованием средств геоинформационных систем, показано, что на территориях с повышенным уровнем теплового потока в среднем уменьшается содержание в нефтях серы, смол и асфальтенов и увеличивается содержание парафинов. Эти выводы подтверждают установленные ранее И.Г. Ященко, Ю.М. Полищуком, Л.П. Рихвановым (2003) взаимосвязи изменения химического состава нефтей и уровня теплового потока на ограниченной территории Западно-Сибирского бассейна.
Литература
1. Дучков А.Д. Тепловой поток юго-восточной части Западно-Сибирской плиты / А.Д. Дучков, Л.С. Соколова, Г.Н. Новиков и др. // Геология и геофизика. - 1988. - № 8.
2. Парфенова М.Д. Историческая геология с основами палеонтологии. - Томск: Изд-во НТЛ, 1999.
3. Подгорных Л.В. Карта планетарного теплового потока масштаба 1:30 000 000 (объяснительная записка) / Л.В. Подгорных, М.Д. Хуторской. - СПб.: Изд-во ВНИИокеангеологии, 1997.
4. Смыслов А.А. Геотермическая карта России. Масштаб 1:10 000 000 (объяснительная записка) / А.А. Смыслов, С.Н. Суриков, А.Б. Вайнблат. - М. - СПб.: Изд-во Госкомвуз, СПбГГИ, Роскомнедра, ВСЕГЕИ, 1996.
Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко, 2007
For evaluating oil and gas potential prospects of territories a consideration is being given to investigation of spatial changes of oil properties depending on heat flow level. Presented results of studying relation between physical and chemical oil properties and heat flow level in the territory of West Siberian oil and gas basin showed that with heat flow level increase the content of sulfur, resin and asphaltenes in oils decreases, while paraffin content increases. It is interesting to find out whether these regularities could preserve in extensive oil-bearing territories including a large number of oil-bearing basins with different geologic-geochemical characteristics. Purpose of present work was to carry out such investigations in the territory of Russia and the authors collected sufficient cartographic material on heat flow distribution.
Таблица Соотношение показателей химического состава нефтей и уровня теплового потока на территории России
|
Показатель состава нефтей |
Содержание, % |
Интервал изменений уровня теплового потока, мВт/м2 (среднее значение) |
Нефтегазоносный бассейн |
|||
|
сера |
парафины |
смолы |
асфальтены |
|||
|
Среднее значение |
0,31 |
2,86 |
6,40 |
0,59 |
60-90 |
Охотский |
|
Доверительный интервал |
0,03 |
0,44 |
0,61 |
0,08 |
(75) |
|
|
Объем выборки |
230 |
214 |
189 |
181 |
|
|
|
Среднее значение |
0,12 |
8,17 |
7,39 |
0,45 |
30-90 |
Лено-Вилюйский |
|
Доверительный интервал |
0,04 |
1,78 |
1,63 |
0,17 |
(60) |
|
|
Объем выборки |
58 |
84 |
59 |
59 |
|
|
|
Среднее значение |
0,25 |
10,01 |
7,67 |
1,55 |
30-80 |
Северо- Кавказский |
|
Доверительный интервал |
0,07 |
0,67 |
0,52 |
0,19 |
(55) |
|
|
Объем выборки |
618 |
694 |
571 |
564 |
|
|
|
Среднее значение |
0,61 |
4,23 |
6,23 |
1,29 |
30-70 |
Западно- Сибирский |
|
Доверительный интервал |
0,02 |
0,20 |
0,21 |
0,07 |
(50) |
|
|
Объем выборки |
1821 |
1697 |
1618 |
1568 |
|
|
|
Среднее значение |
0,37 |
1,92 |
2,75 |
0,23 |
30-60 |
Енисейско- Анабарский |
|
Доверительный интервал |
0,27 |
0,51 |
2,39 |
0,23 |
(45) |
|
|
Объем выборки |
23 |
19 |
17 |
18 |
|
|
|
Среднее значение |
1,96 |
4,46 |
13,60 |
3,49 |
20-50 |
Волго- Уральский |
|
Доверительный интервал |
0,05 |
0,08 |
0,39 |
0,15 |
(35) |
|
|
Объем выборки |
2424 |
2130 |
1950 |
2039 |
|
|
|
Среднее значение |
0,77 |
6,25 |
7,96 |
2,21 |
20-40 |
Тимано- Печорский |
|
Доверительный интервал |
0,08 |
1,00 |
0,77 |
0,40 |
(30) |
|
|
Объем выборки |
215 |
188 |
232 |
206 |
|
|
|
Среднее значение |
0,36 |
1,01 |
8,75 |
2,11 |
10-50 |
Лено- Тунгусский |
|
Доверительный интервал |
0,04 |
0,11 |
1,08 |
0,55 |
(30) |
|
|
Объем выборки |
383 |
331 |
370 |
366 |
|
|
Рис. 1. КАРТА РАЙОНИРОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ РОССИИ ПО УРОВНЮ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА С НАЛОЖЕННЫМИ НА НЕЕ ОСНОВНЫМИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫМИ БАССЕЙНАМИ
1 - нефтегазоносные бассейны России; зоны с разными значениями теплового потока, мВт/м2: 2- низким (10-40), 3 - средним (40-60), 4 - высоким (60-100)
Рис. 2. ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ СЕРЫ В НЕФТЯХ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УРОВНЯ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
1 - среднее значение; доверительный интервал (для вероятности 95 %)
Рис. 3. ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ СМОЛ В НЕФТЯХ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УРОВНЯ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Уел. обозначения см. на рис. 2
Рис. 4. ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ АСФАЛЬТЕНОВ В НЕФТЯХ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УРОВНЯ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Уел. обозначения см. на рис. 2
Рис. 5. ИЗМЕНЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ПАРАФИНОВ В НЕФТЯХ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УРОВНЯ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА
Уел. обозначения см. на рис. 2